油水井化学堵水与调剖技术.docx
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油水井化学堵水与调剖技术
第5章油水井化学堵水与调剖技术
油气井出水是油田开发过程中普遍存在的问题，特别是采用注水开发方式，随着水边缘的推进，由于地层非均质性严重，油水流度比的不同及开发方案和措施不当等原因，均能导致油田含水上升速度加快，致使油层过早水淹，油田采收率降低。
目前，世界上许多油田都相继进入中高含水期,而地下可采储量依然较大，我国主要油田也已进入中高含水期，现仅采出注水开采储量的62%。
原注水条件下广泛应用的增产增注措施效率越来越低，技术难度越来越大，产量递减，产水量大幅度增加，经济效益差。
所以，急需寻找有效的新方法，改善高含水产油效果。
当前运用较广泛的措施就是调剖堵水技术，它是在原开采井网不变的情况下通过调整产层结构来实现的。
注水井调剖和生产井堵水技术在现场进行了广泛的应用，有效地改善了注入水波及体积，调整了油藏开采结构，提高了产量，因而它是注水开发过程中一种关键技术。
堵水作业是“控制水油比”或“控制产水”。
其实质是改变水在地层中的流动特性，即改变水在地层的渗流规律。
堵水作业可以在油井（生产井）上进行，也可以在注水井上进行，通常前者称为油井堵水，后者称为注水井调剖。
油气井产水，严重影响油田的经济效益。
对于出水井，如不及时采取措施，会使某些高产井转变为无工业价值的井，从而降低油气井采收率。
并且还可能使储层结构破坏，造成油井出砂，同时使液体密度和体积增大，井底油压增大，使自喷井转为抽油井，增加了地面作业费用。
找水，堵水，对油田出水进行综合治理是油田开发中必须及时解决的问题，也是油田化学工作者研究的重要课题。
5.1油井出水原因及堵水方法
5.1.1油井产水的原因
油气井出水按水的来源，可分为注入水、边水、底水及上层水、下层水和夹层水。
注入水、边水及底水，在油藏中与油在同一层位，统称为“同层水”。
上层水，下层水及夹层水是从油层上部或下部的含水层及夹于油层之间的含水层中窜入油气井的水，来源于油层以外，故统称为“外来水”。
5.1.1.1注入水及边水
由于油层的非均质性及开采方式不当，使注入水及边水沿高渗透层及高渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，使油井过早水淹，如图5-1，图5-2及图5-3所示。
图5-1注入水单层突进示意图图5-2边水示意图
5.1.1.2底水
当油田有底水时，由于油气井在生产时在地层中造成的压力差，破坏了由于重力作用建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底时，呈锥形升高，这种现象叫“底水锥进”（见图5-4）。
其结果使油气井在井底附近造成水淹，含水上升，产油量下降。
图5-3“水舌”示意图图5-4底水“锥进”示意图
5.1.1.3外来水
外来水是由于固井质量不合格，或套管因地层水腐蚀或盐岩流动挤压被破坏而使水窜入油井，或者是由于射孔时误射水层使油井出水。
如图5-5，图5-6所示。
总之，边水内侵、底水锥进，注采失调是油井见水早，含水上升速度加快，原油产量大幅度下降的根源。
对于“同层水”必须采取控制和必要的封堵措施，使其缓出水。
而对于“外来水”在可能的条件下尽量采取将水层封死的措施。
图5-5上层水及下层水窜入示意图图5-6夹层水窜入示意图
5.1.2堵水方法和堵水剂分类
堵水技术分为机械堵水、化学堵水，化学堵水又包括选择性堵水和非选择性堵水。
此外还有磁性堵水等技术。
机械堵水技术，即采用封隔器将出水层在井筒内卡开，以阻止水流入井内，卡堵油井中出水层段的技术。
其堵水方式分为封上堵下，封下堵上，封中间采两头，封两头采中间。
选择性堵水的井是多层位合采的油井，要求封隔器座封严密、准确，这是机械堵水成功的保证。
机械堵水方法简单易行，成本低，收效大，便于推广。
化学堵水法：
利用化学方法和化学堵剂通过化学作用对水层或油层造成堵塞。
在化学堵水中将化学剂经油井注入到高渗透出水层段，降低近井地带的水相渗透率，减少油井出水，增加原油产量的一整套技术称为油井化学堵水技术，所用化学剂叫堵水剂。
根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用，又可分为选择性堵水法和非选择性堵水法。
前者所用的堵水剂只与水起作用而不与油起作用，故只在水层造成堵塞而对油层影响甚微，或者可改变油、水、岩石之间的界面特性，降低水相渗透率，从而降低油井出水量。
将化学剂注入注水井的高渗透层段，用以降低高吸水层段的吸水量，提高注入压力，达到提高中、低渗透层吸水量，改善注水井吸水剖面，提高注入水的体积波及系数，改善水驱状况的方法称为注水井化学调剖技术，所用化学剂叫调剖剂。
采用非选择性堵水方法时必须分隔水层，再对水层进行封堵，否则堵剂可能对产层起副作用。
这种方法在工艺上较复杂，封堵后还需要做再次打开生产夹层的善后工作。
相比之下，选择性堵水具有较好的发展前途。
这种方法的特点在于堵剂通过与地层水的反应来阻止出水层段水的产出，但并不阻碍产层的开采。
但是选择性堵水存在着堵剂用量大、成本高的缺点。
根据堵水剂注入工艺不同，又分为单液法和双液法两种。
所采用的堵剂可以使用选择性堵剂也可以使用非选择性堵剂，它们既可以用于油气井堵水也可用于注水井调剖。
单液法是指向地层中注入一种或由各种化学剂混合配制的液体，在指定位置，经过物理或化学作用，使液体变为凝胶、冻胶、沉淀或高粘流体的方法。
能够用于这种施工工艺的堵剂叫单液法堵剂。
单液法堵剂的优点是能充分利用药剂，缺点是因它产生堵塞的时间短只能封堵近井地带，且受处理地层温度的限制。
双液法是向地层先后注入由隔离液隔开的两种可反应（或作用）的液体，随着液体向外推移，隔离液越来越薄，当外堆至一定程度，隔离液将失去隔离作用，两种液体相遇并发生反应，产生封堵地层的物质。
隔离液前的液体叫第一反应液，后面的液体叫第二反应液。
例如：
常用于油田的水玻璃氯化钙堵水技术既可以采用双液法堵水技术又可采用单液法。
双液法堵水技术，即用清水或油做隔离液将水玻璃，隔离液和氯化钙依次注入地层。
随着注入液向前推移，隔离液所形成的隔离环厚度越来越小，直至失去隔离作用而使两种液体相遇产生沉淀物，达到堵水的目的。
主要反应如下：
基本配方：
A液：
20%水玻璃+0.3%HPAM
B液：
10%~15%氯化钙
A:
B液=1:
1（体积比）
水玻璃的模数
双液法堵剂的优点是可封堵近井地带和远井地带。
缺点是药剂利用不充分，因为只有部分药剂相遇反应，产生封堵物质。
单液法水玻璃氯化钙堵水技术：
在地面将两种注入液体即水玻璃和氯化钙配成一种液体向油层注入，但为了减缓反应速度实现单液法注入，先使氯化钙与碱反应变为氢氧化钙，然后再与水玻璃缓慢作用，形成沉淀，其凝胶时间可达4.5h，便于施工注入。
主要反应如下：
生成物为凝胶状弹性固体，能有效封堵出水层。
典型配方：
水玻璃：
模数m=2~3，有效含量5%~20%。
氯化钙：
（工业品）
氢氧化钠：
（工业品）
水：
用量比为：
水玻璃:
氯化钙:
氢氧化钠:
水=1:
0.06:
0.04:
0.5
双液法堵剂分为沉淀型堵剂、冻胶型堵剂、凝胶型堵剂和树脂型堵剂。
油气井出水原因不同，采取的封堵方法也不同。
一般对于外来水或者水淹后不再准备生产的水淹油层，在确定出水层位并有可能与油层分隔开时，采用非选择性堵水剂或水泥堵死出水层位；不具备与油层封隔开的条件时，对于同层水（边水和注入水）普遍采用选择性堵水；对于底水，则采用在井底附近油水界面建立人工隔板，以阻止锥进。
图5-7防止底水锥进的隔板
1—底水；2—油层；3—射孔段；4—油管；5—封隔器；6—密集射孔段；7—隔板
5.2油井非选择性化学堵水剂
油气井出水是油田开发过程中不可避免的主要问题之一。
要控制油井出水，一方面是对注水井进行调剖，另一方面是封堵油井出水层，即有效地选择堵水剂来封堵油井出水层。
下面重点介绍油井非选择性堵剂。
非选择性堵剂用于封堵油气井中单一含水层和高含水层，分为树脂型堵剂、沉淀型堵剂、凝胶型堵剂和冻胶型堵剂。
5.2.1树脂型堵剂
树脂型堵剂是指由低分子物质通过缩聚反应生成的具有体型结构，不溶不熔的高分子物质。
树脂按受热后物质的变化又分为热固型树脂和热塑型树脂两种。
热固型树脂指成型后加热不软化，不能反复使用的体型结构的物质；热塑型树脂则指受热时软化或变形，冷却时凝固，能反复使用的具有线型或支链型结构的大分子。
非选择性堵剂常采用热固型树脂，如：
酚醛树脂、环氧树脂、脲醛树脂、三聚氰胺-甲醛树脂等；热塑型树脂有乙烯-醋酸乙稀共聚物。
树脂经稀释后进入地层，在固化剂的作用下，固化成为具有一定强度的固态树脂而堵塞孔隙，达到封堵水层的目的。
适用于封窜堵漏和高温地层。
5.2.1.1酚醛树脂
将市售酚醛树脂（20℃时粘度为150~200mPa·s）按一定比例加入固化剂（草酸或SnCl2+HCl）混合均匀，加热到预定温度至草酸完全溶解树脂呈淡黄色为止，然后挤入水层便可形成坚固的不透水屏障。
树脂与固化剂比例及加热温度需要通过实验加以确定。
酚醛树脂的结构为：
若需提高强度，除在泵前向树脂中加石英砂或硅粉外，还应加入γ-氨丙基三乙基硅氧烷使树脂和石英砂（或硅粉）之间很好粘结。
常用配方为：
树脂：
草酸=1:
0.06（质量比）
树脂：
（质量比）
酚醛树脂固化后热稳定温度为204~232℃，可用于热采井堵水作业。
5.2.1.2脲醛树脂堵剂
将尿素与甲醛在碱性催化剂的作用下制成—羟、二羟和多羟甲基
脲的混合物，然后加入固化剂氯化铵，混合均匀后注入地层，进一步缩合形成热固性树脂封堵出水层。
结构式为：
基本配方（质量百分比）为：
尿素：
甲醛（浓度36%）:
水:
氯化铵（浓度15%）=1:
2:
（0.5~1.5）:
（0.01~0.05）。
该堵剂适用温度为40~100℃。
5.2.1.3环氧树脂
环氧树脂是双酚-A和环氧氯丙烷在碱性条件下反应的产物，其反应式及结构式如下：
a.
b.
所使用的固化剂为乙二胺，多元酸酐等，稀释剂为乙二醇—丁基醚。
5.2.1.4糠醇树脂
糠醇在有酸存在时，自身可以进行缩合反应生成热固性树脂。
化学反应式如下：
将酸液（80%的磷酸）打入欲封堵的水层，后泵入糠醇溶液，中间加隔离液（柴油）以防止酸与糠醇在井筒内接触，当酸与糠醇在地层与水混合后，便产生剧烈的放热反应，生成坚硬的热固性树脂，堵塞地层孔隙，该堵剂的适用温度为50~200℃。
树脂堵剂主要用于封堵高渗透地层，油井底水和窜槽水出砂严重及高温油井。
实施该技术具有堵剂易挤入地层，封堵强度大，效果好等特点，但所需费用高，误堵后很难处理，目前应用较少。
5.2.2沉淀型堵剂
向地层注入由隔离液隔开的两种无机化学剂溶液，在注入过程中，使其在地层孔道中形成沉淀，对被封堵地层形成物理堵塞，从而封堵地层孔道。
由于这两种反应物均系水溶液，且粘度较低，与水相近，因此，能优先进入高吸水层，有效地封堵高渗透层。
最常用的沉淀型堵水剂为水玻璃—卤水体系。
卤水体系包括CaCl2、FeCl2、FeCl3、FeSO4、Al2（SO4）3、甲醛。
一般来说，沉淀量越大，堵塞能力就越大。
列举如下：
硅酸钠与盐酸反应生成硅酸凝胶沉淀堵水：
硅酸钠与氯化钙反应生成硅酸钙沉淀堵水：
硅酸钠与硫酸铝反应生成硅酸铝沉淀堵水：
5.2.2.1水玻璃
硅酸钠xNa2O.ySiO2又名水玻璃、泡花碱，无色、青绿色或棕色的固体或粘稠液体，其物理性质随着成品内氧化钠和二氧化硅的比例不同而不同，是日用化工和化工工业的重要原料。
通常将水玻璃中SiO2与Na2O的摩尔比称为水玻璃的模数（M）。
即：
因为模数主要由SiO2组成，模数增大，沉淀量也增大。
通常为2.7~3.3，模数大小可用NaOH来调整。
几种常见的水玻璃的模数及性质见表5-1和表5-2
表5-1水玻璃的主要性质
产地
相对密度
Na2O（质量分数）
SiO2（质量分数）
模数
外观
上海
1.62
0.20
0.218
1.12
白色固体
东营
1.60
0.148
0.339
2.36
墨绿色液体
淄川
1.42
0.093
0.308
3.43
墨绿色液体
表5-2水玻璃浓度与粘度的关系（60℃）
模数
不同浓度（质量分数×102）水玻璃的粘度（10-4mPa.s）
10
20
30
40
1.12
1.73
2.40
4.34
13.4
2.36
1.81
2.22
3.87
15.23
3.43
1.72
2.11
3.79
19.44
硅酸钠的制备可在地面制备亦可在地下生成。
方法有碳酸钠法、硫酸钠法、氯化钠法等。
地面法：
将Na2SiO3加入定量水中，在0.4MPa下通热蒸汽即可熬制成所需浓度的水玻璃溶液。
地下反应法：
水玻璃常用浓度为36%（质量分数），CaCl2常用浓度为38%（质量分数）。
据此计算出Na2SiO和CaCl2溶液的理论体积比为2.53:
1。
为确保CaCl2量及封堵半径，现场常用体积比1:
1。
5.2.2.2堵水原理
水玻璃与CaCl2有下述两个反应，其堵水作用是混合沉淀造成的：
总反应式为：
该堵剂适用井温为40~80℃。
即：
在施工工艺中，一般选模数较大的硅酸盐为第一反应液，其浓度为0.4%~0.6%，用HPAM加以稠化。
第二反应液的选择顺序为：
这与沉淀量大小有关。
见表5-3。
表5-3硅酸盐沉淀与碳酸盐沉淀的堆积体积
盐
堆积体
堵剂
CaCl2
MgCl2·6H2O
FeSO4·7H2O
FeCl3·6H2O
Na2SiO3
Na2CO3
25.0
10.0
20.3
9.5
13.0
11.0
19.0
14.3
隔离液使用水或轻质油，用量取决于产生沉淀物的位置。
例如选用水玻璃—
堵水剂，现场注入程序为：
清水→水玻璃→清水→氯化钙溶液，一般泵注段塞循环，最后再顶替5~10m3清水，关井24h。
5.2.2.3水玻璃复合堵剂
为了提高沉淀型堵剂的封堵强度，采用一种复合型堵剂，其配方为：
水玻璃：
:
:
:
甲醛=1~1.6:
0.6:
0.04:
（0.5~0.78）:
0.04
堵剂质量分数为10%，其优点是可泵性好、易解堵并且混合比较均匀，节约原料等。
可用于封堵油井单一水层、同层水、窜槽水及炮眼，成功率达73%。
沉淀型堵剂作业成功率高，有效期长，施工简单，价格较低，解堵容易，适用性强，但易污染油层。
5.2.3凝胶型堵剂
5.2.3.1凝胶的定义及类型
凝胶是固态或半固态的胶体体系。
它是由胶体颗粒、高分子或表面活性剂分子互相连接形成的空间网状结构，结构空隙中充满了液体。
液体被包在其中固定不动，使体系失去流动性，其性质介于固体和液体之间。
凝胶分为刚性凝胶（如无机凝胶
、
等）和弹性凝胶（如线型大分子凝胶）两类。
无机凝胶属非膨胀性凝胶，呈刚性；线型大分子形成的凝胶会吸水膨胀，具有一定的弹性。
当溶胶（sol）在改变温度，加入非水溶剂，加入电解质或通过化学反应以及氢键、
力作用时，就会失去流动性转变成凝胶。
5.2.3.2凝胶（gelorjel）与冻胶（jelly）的区别
（1）化学结构上的区别
凝胶是化学键交联，在化学剂、氧或高温作用下，使大分子间交联而凝胶化。
不可能在不发生化学键破坏的情况下重新恢复为可流动的溶液，为不可逆凝胶。
冻胶是由次价力缔合而成的网状结构，在温度升高，机械搅拌，振荡或较大的剪切力作用下，结构破坏而变为可流动的溶液。
故称之为可逆凝胶。
（2）网状结构中含液量的区别
凝胶含液量适中，而冻胶的含液量很高，通常大于90%（体积分数）。
5.2.3.3硅酸凝胶
现场上常用Na2SiO3来制备凝胶，凝胶的强度可用模数来控制。
模数小生成的凝胶强度小，模数大生成的凝胶强度大。
硅酸有多种组成，通常以通式
表示。
有一定的稳定性并能独立存在的有偏硅酸
，正硅酸
和焦硅酸
，水溶液中主要是以
存在，
聚合形成其他不同的多硅酸即硅酸溶胶，如：
因为在各种硅酸中以偏硅酸的组成最简单，所以通常以
代表硅酸。
由于制备方法不同，可得两种硅酸溶液，即酸性硅酸溶胶和碱性硅酸溶胶。
前者是将水玻璃加到盐酸中制得，因反应在H+过剩的情况下发生，根据法扬斯法则，它应形成图5-8的（a）所示的结构，胶粒表面带正电。
该体系胶凝时间长，凝胶强度小。
后者是将盐酸加到水玻璃中制得，因反应在硅酸过剩的情况下发生，若水玻璃的模数为1，硅酸根将为
，根据法扬斯法则，它应形成图5-8的（b）所示的结构，胶粒表面带负电。
这两种硅酸溶胶都可在一定的温度、pH值和硅酸的含量下在一定时间内胶凝。
例如用10%（质量）HCl与4%（质量）
配成pH=1.5的酸性硅酸溶胶，在70℃下，胶凝时间可达8h。
酸能引发硅酸钠发生胶凝，故称为活化剂。
常用的活化剂有酸、草酸、CO2、（NH4）2SO4、甲醛、尿素等。
堵水机理：
Na2SiO3溶液遇酸后，先形成单硅酸，后缩合成多硅酸。
它是由长链结构形成的一种空间网格结构，在其网格结构的空隙中充满了液体，故呈凝胶状，主要靠这种凝胶物封堵油层出水部位或出水层。
即：
Na2SiO3+H+或Me2+→凝胶①
Na2SiO3+2HCl→2NaCl+H2SiO3↓②
Na2SiO3+2CH2O→H2SiO3↓+2HCOONa③
在①式反应中生成的硅酸以10-7~10-9的小颗粒分散在水中，当pH值为7时，随时间的延长溶胶颗粒通过脱水反应连接起来生成凝胶。
但是如果溶胶中有过剩的HCl或Na2SiO3时，则可以作为稳定剂延长凝胶时间。
如图5-8（a）所示，当HCl过剩时，H+与Cl-将在H2SiO3-胶粒表面吸附，使颗粒带正电，颗粒间因静电斥力而不能彼此合并，因而使溶胶稳定性增强。
在水玻璃过剩时则形成另一种稳定结构（图5-8（b））。
因此，在施工时只要控制pH值即可控制胶凝时间，使得溶胶在可泵时间内注入地层。
（a）（b）
图5-8硅酸凝胶的胶团结构
硅酸凝胶可用于砂岩地层，使用温度在16~93℃范围。
除酸外，加其他化学剂可用于灰岩或温度更高的地层。
在张性裂缝或空洞中，固化物对流体并无很大阻力，一般加石英砂或硅粉提高其强度。
加入聚合物增加粘度有助于悬浮固体，提高处理效果。
硅酸凝胶的优点在于价廉且能处理井径周围半径1.5~3.0m的地层，能进入地层小空隙，在高温下稳定。
其缺点是Na2SiO3完全反应后微溶于流动的水中，强度较低，需要加固相增强或用水泥封口。
此外，Na2SiO3能和很多普通离子反应，处理层必须验证清楚并在其上下隔开。
5.2.3.4氰凝堵剂
氰凝堵剂由主剂（聚氨酯）、溶剂（丙酮）和增塑剂（邻笨二甲酸二丁酯）组成。
当氰凝材料挤入地层后，聚氨酯分子两端所含异氰酸根与水反应生成坚硬的固体，将地层空隙堵死。
现场配方（质量比）为：
聚氨酯:
丙酮:
邻苯二甲酸二丁酯=1:
0.2:
0.05
该堵剂作业时要求绝对无水，又要使用大量有机溶剂，使用条件较为苛刻。
5.2.3.5丙凝堵剂
丙凝堵剂是丙烯酰胺（AM）和N,N-甲撑双丙烯酰胺（MBAM）的混合物，在过硫酸铵的引发和铁氰化钾的缓凝作用下，聚合生成不溶于水的凝胶来堵塞地层孔隙。
该堵剂可用于油、水井堵水。
常用配方为：
丙烯酰胺:
N,N-甲撑双丙烯酰胺:
过硫酸铵:
铁氰化钾（质量比）
=1~2:
0.04~0.1:
0.016~0.08:
0.0002~0.028
混合物中堵剂质量分数为5%~10%，每口井用量13~30m3。
其胶凝时间受温度、过硫酸铵和铁氰化钾含量的影响。
在60℃下，AM:
MBAM=95:
5，总质量分数为10%，过硫酸铵占0.2%，铁氰化钾0.001%~0.002%（质量分数）时，胶凝时间为92~109分钟。
5.2.3.6盐水凝胶
Wittington研究了一种盐水凝胶堵剂，已在现场用于深部地层封堵。
组成为：
羟丙基纤维素（HPC）、十二烷基硫酸钠（SDS）及盐水，三者混合后形成凝胶。
优点是不需加入铬或铝等金属盐作活化剂，而是控制水的含盐度引发胶凝。
HPC/SDS的淡水溶液粘度为80mPa·s，当与盐水混合后粘度可达70000mPa·s。
该凝胶在砂岩的岩心流动试验中，可使水的渗透率降低95%。
施工时不必对油藏进行特殊设计和处理，有效期达半年。
当地层中不存在盐水时，几天内就会使其粘度降低。
5.2.4冻胶堵剂
冻胶是指由高分子溶液经交联剂作用而失去流动性形成的具有网状结构的物质。
能被交联的高分子主要有PAM、HPAM、羧甲基纤维（CMC）、羟乙基纤维（HEC）、羟丙基纤维素（HPC）、羧甲基半乳甘露糖（CMGM）、羟乙基半乳甘露糖（HEGM）、木质素磺酸钠（Na-Ls）、木质素磺酸钙（Ca-Ls）等。
交联剂多为由高价金属离子所形成的多核羟桥铬离子（Cr3+，Zr4+，Ti3+，Al3+）此外还有醛类（甲醛、乙二醛等）或醛与其他分子缩聚得到的低聚合度的树脂。
该类堵剂很多，诸如铝冻胶、铬冻胶、锆冻胶、钛冻胶及醛冻胶等。
油田常用的比较典型的冻胶堵剂就是用部分水解聚丙烯酰胺，重铬酸钠（Na2Cr2O7·2H2O）、硫代硫酸钠（Na2S2O3·5H2O）和盐酸组成。
典型配方为：
HPAM：
相对分子量300~500万，水解度5~20%，质量百分比为0.4~0.8%。
重铬酸钠：
0.05%~0.10%
硫代硫酸钠：
0.05~0.15%
用HCl调节：
pH=3.5~4.5
在60~80℃下能发生如下氧化还原反应：
再与HPAM的羧钠基发生交联作用，使聚合物成网状结构的冻胶，可封堵油井的高渗透层。
该堵剂适用于碳酸盐岩地层堵水，处理层渗透率大于0.5μm2，平均每米厚油层堵剂用量为25~35m3。
在以上配方中，如果用亚硫酸钠代替硫代硫酸钠作还原剂，用甲酸乙酯在地下缓慢水解产生的甲酸代替HCl调节pH值，可延长成胶时间，延长堵水有效期。
油井非选择性堵水剂中，按堵水强度以树脂最好，冻胶、沉淀型堵剂次之，凝胶最差。
按成本，则是凝胶，沉淀型堵剂最低，冻胶次之，树脂型最高。
由此可见，沉淀型堵剂是一种较好的堵剂，具有耐温、耐盐、耐剪切等特性。
5.3油井选择性堵水剂
油井选择性堵水剂适用于不易用封隔器将油层与待封堵水层分开时的施工作业。
目前所采用的选择性不尽相同，但它们都是利用油和水，出水层和出油层之间的差异进行堵水。
这类堵剂并不是只堵水层，不堵油层，实际上它对油，水都堵，只是使水相渗透率降低远大于对油的渗透率的影响。
这类堵剂按分散介质的不同分为三类，即水基堵剂、油基堵剂和醇基堵剂，它们分别以水，油和醇作溶剂配制而成。
5.3.1水基堵剂
水基堵剂是选择性堵剂中应用最广，品种最多，成本较低的一类堵剂，它包括各类水溶性聚合物、泡沫、乳状液及皂类等。
其中最常用的是水溶性聚合物。
5.3.1.1烯丙基类聚合物
（1）部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）
HPAM分子链上有—CONH2和羧基—COOH，对油和水有明显的选择性，它降低油相渗透率最高不超过10%，而降低水相渗透率可超过90%。
在油井中，HPAM堵水剂的选择性表现在四个方面：
①由于出水层的含水饱和度较高，所以HPAM优先进入出水层；②在出水层中，HPAM中的酰胺基-CONH2羧基-COOH可通过氢键优先吸附在由于出水冲刷而暴露出来的岩石表面；③HPAM分子中未被吸附部分可在水中伸展，降低地层对水的渗透率；HPAM随水流动时为地层结构的喉部所捕集，堵塞出水层；如图5-9；④进入油层的HPAM，由于砂岩表面为油所覆盖，所以在油层不发生吸附，因此对油层影响甚小。
图5-9HPAM在砂岩表面的吸附
（a）通过—COOH形成的氢键
（b）通过—CONH2形成的氢键
①堵水机理：
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