CN106867488A - 一种物理交联凝胶类调剖堵水体系及其应用 - Google Patents

一种物理交联凝胶类调剖堵水体系及其应用 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种物理交联凝胶类调剖堵水体系，以质量百分数计，包括0.3％～3.0％的主剂与余量的水溶剂，主剂为能依靠分子间作用力形成物理空间网状结构的凝胶的水溶性聚合物和/或其衍生物。与现有技术相比，本发明采用物理交联凝胶调剖堵水体系具有高速剪切降低分子作用力、注入性好、对地层和环境污染小及可用污水配制使用范围广等优点，并且具有超强抗地层干扰性，前缘端稳定，推进整体，强度可控，在地层深部水流优势通道中通过分子作用力重组形成超分子聚集体，智能匹配地层压力梯度，实现选择封堵，且封堵持久稳定；并且主剂辅以不同添加剂适应不同的油藏，进而实现对不同条件油藏进行有效封堵。

Description

一种物理交联凝胶类调剖堵水体系及其应用
技术领域
本发明属于石油开采领域，具体涉及一种物理交联凝胶类调剖堵水体系及在非均质油藏的应用。
背景技术
石油资源的勘探和开发一直是一个艰巨而复杂的过程。石油作为发展国民经济的重要资源，将更多的石油从地下经济地采出是油田开发工作者们的共同目标。提高油田的采收率是一项长期的、艰巨的任务，是一项综合采用多种高新技术的***工程，它贯穿于油田开发的始终。
我国陆地油田大部分采用注水开发，注水开发后期油藏非均质问题普通存在。在水驱过程中，由于地层的非均质性比较严重，使注入水沿高渗透层及高渗透层区不均匀推进，致使中低渗透层波及程度低，驱油效果差；同时油藏边水、底水和注入水常沿高渗透层过早侵入油井，使油井产液中含水率上升，产油下井。一般采用调剖堵水技术，封堵高渗层，改善注入井吸水剖面和控制油井产水，从而提高水驱效率和降低油井含水率，提高原油采收率。
目前，堵水调剖技术关键技术为调剖堵水体系，现在市面上应用最为广泛的是体膨颗粒或交联凝胶来封堵高渗通道。体膨颗粒大多为有机或无机复合吸水材料，具有较好的吸水膨胀性能，通过颗粒尺寸匹配，桥塞封堵大孔喉或裂缝，但由于自身悬浮性差无法实现深部封堵，地层孔喉裂缝尺寸不确定性和不具备整体推进能力，导致封堵整体性差，容易形成绕流窜流，封堵成功率低。交联凝胶采用水溶性聚合加入交联剂，形成三维网状结构凝胶达到对地层的有效封堵，但是常规的水溶性聚合物凝胶注入地层后经过剪切、滞留吸附、色谱分离、水侵稀释后导致凝胶体系的强度、封堵整体性、长期稳定性达不到预期的效果。而物理交联凝胶为一元结构流体，地层中可拆分可聚集，高速剪切有利于注入，低速重组形成超分子聚集体，智能匹配地层压力梯度，实现选择封堵。同时针对一些特殊油藏条件，辅助一些特殊添加剂能赋予体系特殊性能。例如辅助屏蔽剂能进一步改善低渗透油藏注入性同时增加地层深部的封堵性；辅助交联剂能增强封堵强度和能力，应用大断块或者大裂缝通道封堵；辅助固井水泥应用于漏失严重地层，未凝固时为粘弹性流体，减少地层漏失，凝固后利用固井水泥刚性强度增加封堵承压能力和施工持久性。
发明内容
有鉴于此，本申请提供一种物理交联凝胶类堵调剖堵水体系及其应用。该调剖堵水体系能减少环境污染，溶解方便，施工简单，且具有一定强度、封堵整体性、长期稳定性，可用于非均质油藏。
为了解决上述技术问题，本发明提供的技术方案是一种物理交联凝胶类调剖堵水体系，包括主剂与水溶剂；所述主剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.3％～3.0％；所述主剂为能形成物理凝胶的水溶性聚合物和/或其衍生物。
优选的，所述主剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.3％～3.0％。
优选的，所述主剂的分子量为500万～3000万。
优选的，所述主剂为非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阳离子型改性聚丙烯酰胺与两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺中的一种或多种。
优选的，所述非离子型聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种非离子型不饱和单体单元；所述非离子型不饱和单体单元由N-乙烯基吡咯烷酮、马来酸酐、乙烯基***、N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中的一种或多种形成；所述N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为5～20；
所述阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元；其中，所述阴离子型不饱和单体为丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、烷基链碳原子个数4～20的丙烯酰胺烷基磺酸、丙烯酰胺烷基磺酸盐、苯乙烯磺酸盐与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐中的一种或多种；
优选的，所述阳离子型聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；所述阳离子型不饱和单体单元由丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐、杂环季铵盐中的一种或多种形成；所述丙烯酰氧烷基季铵盐的长链烷基的碳原子数优选为5～20；
所述两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；其中，所述阳离子型不饱和单体为丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的一种或多种。
优选的，还包括屏蔽剂；所述屏蔽剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.02％～1％。
优选的，所述屏蔽剂为表面活性剂；所述表面活性剂为两性表面活性剂、非离子表面活性剂与阳离子表面活性剂一种或多种。
优选的，所述表面活性剂选自多元醇型非离子表面活性剂、烷醇酰胺型非离子表面活性剂、季铵盐阳离子表面活性剂、甜菜碱型两性离子型表面活性剂与咪唑啉型两性离子型表面活性剂中的一种或多种。
优选的，还包括交联剂；所述交联剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.01％～2％。
优选的，所述交联剂选自酚醛类交联剂、铬交联剂、铝交联剂、锆交联剂、钛交联剂中的一种或多种。
优选的，还包括固井水泥；所述主剂的质量为固井水泥质量的0.1％～1.5％。
优选的，还包括无机类沉淀颗粒；所述无机类沉淀颗粒的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.1％～3％。
优选的，所述无机类沉淀颗粒选自粘土、生石灰与熟石灰(CaCO3)中的一种或多种。
调剖堵水体系
本发明提供了一种物理交联凝胶类堵水调剖堵水体系，包括0.3％～3.0％的主剂与余量的水溶剂，主剂为能依靠分子间作用力形成物理空间网状结构的凝胶的水溶性聚合物和/或其衍生物。与现有技术相比，本发明采用物理交联凝胶具有高速剪切降低分子作用力、注入性好、对地层和环境污染小及可用污水配制使用范围广等优点，并且具有超强抗地层干扰性，前缘端稳定，推进整体，强度可控，在地层深部水流优势通道中通过分子作用力重组形成超分子聚集体，智能匹配地层压力梯度，实现选择封堵，且封堵持久稳定。
本发明还可根据一些特殊地层要求添加辅助剂增强溶液特性：(1)添加屏蔽剂，适合低渗透裂缝性油藏，高浓度屏蔽剂降低溶液粘度，具有较好注入性，随着溶液不断运移，屏蔽剂吸附，低浓度屏蔽剂增强溶液粘度，起到封堵作用；(2)添加固井水泥，主要针对地层漏失量大地层，溶液注入地层前具有凝胶特性能，体系凝固后即具有固井水泥的综合刚性和凝胶与岩石表面或者疏松砂岩附着力，能有效降低地层漏水和抗地层干扰性；(3)添加交联剂，适合大裂缝油藏，在物理交联的基础上添加化学交联剂增强体系强度，可大量减少交联剂用量，使体系既能形成刚性凝胶又能保证其稳定有效性。(4)添加无机类沉淀颗粒，主要针对疏松砂岩大孔喉油藏，利用无机类沉淀颗粒的架桥作用，形成“骨架”，进一步增强物理交联凝胶在地层中的封堵能力。
附图说明
图1为本发明实施例1中物理交联凝胶类调剖堵水体系室内模拟刷选实验曲线图；
图2为本发明实施例1中物理交联凝胶类调剖堵水体系的室内岩心封堵实验老化稳定性曲线图；
图3为本发明实施例1中物理交联凝胶类调剖堵水体系的室内岩心封堵实验突破压力曲线图，图中ZND-2浓度为主剂浓度；
图4为本发明实施例1中物理交联凝胶类调剖堵水体系室内岩心封堵实验耐冲刷性曲线图，图中ZND-2浓度为主剂浓度；
图5为本发明实施例10中物理交联凝胶类调剖堵水体系室内模拟刷选实验曲线图；
图6为本发明实施例10中物理交联凝胶类调剖堵水体系的室内岩心封堵实验老化稳定性曲线图；
图7为本发明实施例10中物理交联凝胶类调剖堵水体系的室内岩心封堵实验突破压力曲线图，图中ZND-2浓度为主剂浓度；
图8为本发明实施例10中物理交联凝胶类调剖堵水体系室内岩心封堵实验耐冲刷性曲线图，图中ZND-2浓度为主剂浓度；
图9为本发明实施例45中的物理交联凝胶类堵水调剖体系强度随屏蔽剂浓度的变化曲线图；
图10为本发明实施例45中的物理交联凝胶类堵水调剖体系室内选择封堵实验曲线图；
图11为本发明实施例45中的物理交联凝胶类堵水调剖体系耐冲刷性曲线图；
图12为本发明实施例45中的物理交联凝胶类堵水调剖体系深部调剖效果曲线图；
图13为本发明实施例57中的物理交联凝胶类堵水调剖体系强度随屏蔽剂浓度的变化曲线图；
图14为本发明实施例57中的物理交联凝胶类堵水调剖体系室内选择封堵实验曲线图；
图15为本发明实施例57中的物理交联凝胶类堵水调剖体系耐冲刷性曲线图；
图16为本发明实施例57中的物理交联凝胶类堵水调剖体系油井堵水效果曲线图。
具体实施方式
本发明公开了一种物理交联凝胶类调剖堵水体系，本领域技术人员可以借鉴本文内容，适当改进工艺参数实现。特别需要指出的是，所有类似的替换和改动对本领域技术人员来说是显而易见的，它们都被视为包括在本发明。本发明的方法及应用已经通过较佳实施例进行了描述，相关人员明显能在不脱离本发明内容、精神和范围内对本文所述的方法和应用进行改动或适当变更与组合，来实现和应用本发明技术。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
一种物理交联凝胶类调剖堵水体系，包括主剂与水溶剂；所述主剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.3％～3.0％；所述主剂为能形成物理凝胶的水溶性聚合物和/或其衍生物。。
在本发明中，所述主剂的质量优选为凝胶类调剖堵水体系质量的0.5％～2.5％。更优选为1.0％～2.0％；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的含量优选为0.3％；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的含量优选为0.5％；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的含量优选为1.0％；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的含量优选为1.5％；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的含量优选为2.0％；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的含量优选为2.5％；在本发明提供的另一些实施例中，所述主剂的含量优选为3.0％。
所述主剂的分子量优选为500万～2100万，更优选为700万～2100万，再优选为1000万～2000万，最优选为1500万～2000万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为500万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为520万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为600万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为620万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为680万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为900万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1000万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1080万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1160万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1200万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1300万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1400万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1500万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1580万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1600万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1820万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1900万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1960万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为1980万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为2000万；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂的分子量优选为2070万；在本发明提供的另一些实施例中，所述主剂的分子量优选为2100万。
所述主剂为本领域技术人员熟知的具有物理交联凝胶特性的水溶性聚合物即可，并无特殊的限制，具有非交联凝胶特性的聚合物，其在水溶液中可通过分子间的相互作用形成非交联物理凝胶，与常规化学交联凝胶相比，克服了在底层中不成胶或成胶困难的难题，减少了对环境的污染。所述主剂为非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阳离子型改性聚丙烯酰胺与两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺中的一种或多种。
所述非离子型聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种非离子型不饱和单体单元。非离子型不饱和单体单元由N-乙烯基吡咯烷酮、马来酸酐、乙烯基***、N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中的一种或多种形成；所述N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为5～20，更优选为8～20，再优选为12～20。
所述阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元；其中，所述阴离子型不饱和单体优选选自丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺烷基磺酸、丙烯酰胺烷基磺酸盐、苯乙烯磺酸盐与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐中的一种或多种；所述丙烯酰胺烷基磺酸与丙烯酰胺烷基磺酸盐中烷基的碳原子数优选各自独立地为4～20，更优选为5～20，再优选为8～20，最优选为12～20。
所述阳离子型的聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；所述阳离子型不饱和单体单元由丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的一种或多种形成；所述铵盐烯酰氧烷基季的长链烷基碳原子数为5～20，更优选为12～20，最优选为8～20。
所述两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；其中，所述阳离子型不饱和单体优选选自丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的一种或多种；所述丙烯酰胺烷基季铵盐中烷基的碳原子数优选为4～20，更优选为5～20，再优选为8～20，最优选为12～20；所述阴离子型不饱和单体同上所述，在此不再赘述。
在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、N-十六烷基取代丙烯酰胺二元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、马来酸酐、N-十二烷基取代丙烯酰胺三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，丙烯酰胺、马来酸酐、N-二十烷基取代丙烯酰胺三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、马来酸酐、N-戊烷基取代丙烯酰胺三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十四烷基烷基酯三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸二十烷基烷基酯三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十六烷基烷基酯三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酸十二烷基磺酸三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酸二十烷基磺酸三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十二烷基烷基磺酸三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述功能聚合物优选为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十六烷基烷基磺酸三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述功能聚合物优选为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸五烷基烷基磺酸三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述功能聚合物优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、二十烷基苯乙烯磺酸盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、十二烷基苯乙烯磺酸盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、十六烷基苯乙烯磺酸盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、十四烷基苯乙烯磺酸盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐二元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺十二烷基磺酸、丙烯酰氧十二烷基季铵盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺二十烷烷基磺酸、丙烯酰氧二十烷基季铵盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺十二烷基磺酸、丙烯酰氧十二烷基季铵盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺戊烷基磺酸、丙烯酰氧戊烷基季铵盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺辛烷基磺酸、二烯丙基季铵盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺十二烷基磺酸、二烯丙基季铵盐的四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺二十烷基磺酸、二烯丙基季铵盐的四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺十六烷基磺酸、二烯丙基季铵盐的四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、烯丙基季铵盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺十四烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐的四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐的四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺十二烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐的四元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺葵烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺十二烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺十六烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺己烷基磺酸盐、杂环季铵盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、杂环季铵盐三元共聚物；在本发明提供的一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺十三烷基磺酸盐、杂环季铵盐三元共聚物；在本发明提供的另一些实施例中，所述主剂优选为丙烯酰胺、丙烯酰胺十一烷基磺酸盐、杂环季铵盐三元共聚物。
本发明中提供的物理交联凝胶类调剖堵水体系中主剂的溶解特性如表1所示。
表1主剂的溶解特性
所述水溶剂为本领域技术人员熟知的水溶剂即可，并无特殊的限制，可为清水也可为油田污水。
本发明还提供了上述物理交联凝胶类调剖堵水体系在非均质油藏中的应用；所述油藏为微裂缝性发育油藏、裂缝-孔隙油藏、断层发育油藏或疏松砂岩油藏，油藏变异系数>0.75。油藏温度为：25℃～150℃，优选为30℃～140℃，更优选为30℃～120℃在本发明提供的一些实施例中，所述油藏温度优选为：25℃；本发明提供的一些实施例中，所述油藏温度优选为：30℃；本发明提供的一些实施例中，所述油藏温度优选为：80℃；本发明提供的一些实施例中，所述油藏温度优选为：120℃；本发明提供的一些实施例中，所述油藏温度优选为：130℃；本发明提供的一些实施例中，所述油藏温度优选为：140℃；在本发明提供的另一些实施例中，所述所述油藏温度为150℃。油藏采出水矿化度范围为：TDS≤300000mg/L。
本发明调剖堵水体系采用具有物理交联凝胶特性的水溶性聚合物，从而使调剖堵水体系无需添加交联剂即可具有凝胶特性，具有高速剪切降低分子作用力、注入性好、对地层和环境污染小及可用污水配制使用范围广等优点，并且具有超强抗地层干扰性(如剪切、滞留吸附或稀释等)，前缘端稳定，推进整体，强度可控，在地层深部水流优势通道中通过分子作用力重组形成超分子聚集体。
按照本发明，所述物理交联凝胶类调剖堵水体系优选还包括屏蔽剂；所述屏蔽剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.02％～1％，即所述凝胶类调剖堵水体系由0.3％～3.0％的主剂、0.02％～1％的屏蔽剂与余量的水溶剂组成；所述表面活性剂为两性表面活性剂、非离子表面活性剂与阳离子表面活性剂一种或多种。
其中，所述屏蔽剂优选为表面活性剂；所述表面活性剂的含量优选为0.04％～1％，更优选为0.08％～0.6％，再优选为0.08％～0.4％，再优选为0.08％～0.3％，最优选为0.1％～0.3％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂的含量优选为0.04％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂的含量优选为0.1％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂的含量优选为0.2％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂的含量优选为0.3％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂的含量优选为0.6％；在本发明提供的另一些实施例中，所述表面活性剂的含量优选为1％。
所述表面活性剂的种类为本领域技术人员熟知的两性表面活性剂、非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂一种或多种即可，并无特殊的限制，本发明中优选为多元醇型非离子表面活性剂、烷醇酰胺型非离子表面活性剂、季铵盐阳离子表面活性剂、甜菜碱型两性离子型表面活性剂与咪唑啉型两性离子型表面活性剂中的一种或多种，更优选为多元醇型非离子表面活性剂、烷基吡啶溴化铵类阳离子表面活性剂与甜菜碱型两性离子表面活性剂中的一种或多种；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为离子表面活性剂石油磺酸盐；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂十六烷基三甲基甜菜碱；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂十六烷基咪唑啉；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为阴离子表面活性剂十六烷基硫酸钠；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为阳离子表面活性剂十六烷基季铵盐；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为阴离子表面活性剂十六烷基磺酸钠；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂十六烷基咪唑啉；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂十二烷基咪唑啉；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂十六烷基甜菜碱；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为阳离子表面活性剂十四烷基季铵盐；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂十四烷基三甲基甜菜碱；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂十二烷基三甲基甜菜碱；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为阳离子表面活性剂十八烷基三甲基季铵盐；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性离子表面活性剂甜菜碱；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为阳离子表面活性剂二十烷基三甲基季铵盐；在本发明提供的另一些实施例中，所述表面活性剂优选为两性表面活性剂十六烷基咪唑啉。
当物理交联凝胶调堵体系由主剂、表面活性剂与水组成时，凝胶调堵体系的粘度优选为130～1500mPa·s，更优选为150～1500mPa·s，再优选为180～1000mPa·s，再优选为180～800mPa·s，再优选为180～600mPa·s，最优选为180～500mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为138mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为148mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为180mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为189mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为208mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为228mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为234mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为238mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为245mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为267mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为284mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为289mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为298mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为304mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为312mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为328mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为358mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为382mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为390mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为402mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为458mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为498mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为545mPa·s；在本发明提供的另一些实施例中，所述凝胶调堵体系的粘度优选为682mPa·s。
注入地层前，高浓度的屏蔽剂破坏功能聚合物的物理空间网状结构，降低体系粘度，施工压力低，易泵输，地层传导性好；注入地层后，屏蔽剂在地层中不断吸附，浓度降低，加强功能聚合物形成的空间网状结构，体系强度增大，智能匹配地层压力，调堵高渗透层。注入地层后，本发明调堵体系由于表明活性剂在地层中不断被吸附，进而使调堵体系的粘度升高，优选为5000～100000mPa·s，更优选为10000～100000mPa·s，再优选为12000～50000mPa·s，再优选为12000～40000mPa·s，最优选为14000～30000mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为12200mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为12400mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为12500mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为13900mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为14100mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为15200mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为15410mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为15600mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为16000mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为16300mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为16800mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为17300mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为17800mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为18100mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为18200mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为18500mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为19100mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为19200mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为19800mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为21340mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为21500mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为22280mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为22800mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为24400mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为25200mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为26340mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为28040mPa·s；在本发明提供的一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为32100mPa·s；在本发明提供的另一些实施例中，所述凝胶调堵体系最高粘度优选为39200mPa·s。
高浓度屏蔽剂降低溶液粘度，适合低渗透裂缝油藏注入性，随着溶液不断运移，屏蔽剂吸附，低浓度下增强溶液粘度，起到封堵作用。
本发明采用具有非交联凝胶特性的聚合物，其在水溶液中可通过分子间的相互作用形成非交联物理凝胶，与常规化学交联凝胶相比，克服了在底层中不成胶或成胶困难的难题，减少了对环境的污染，同时以表面活性剂作为屏蔽剂，体系中高浓度屏蔽剂的加入，可以降低体系的分子结构力，具有良好的注入性和抗稀释性，随着凝胶调堵体系沿着高渗透渗入地层，屏蔽剂的不断吸附，使体系的强度不断增加，实现智能调堵高渗透层的目的；并且本发明提供的调堵体系配液简单。
当物理交联凝胶类调堵体系由主剂、表面活性剂与水组成时，该物理交联凝胶调堵体系优选在非均质油藏中的应用；所述非均质油藏的渗透率变异系数优选大于0.7；所述非均质油藏温度优选为30℃～120℃。
按照本发明，所述物理交联凝胶调堵体系优选还包括交联剂；所述交联剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.01％～2％，即所述凝胶调堵体系由0.3％～3.0％的主剂、0.01％～2％的交联剂与余量的水溶剂组成。
其中，所述交联剂的含量优选为0.1％～2％，更优选为0.8％～2％；所述交联剂为本领域技术人员熟知的交联剂即可，并无特殊的限制，本发明中优选选自酚醛交联剂、铬交联剂、铝交联剂、锆交联剂、钛交联剂中的一种或多种。在本发明提供的一些实施例中，交联剂优选为酚醛类交联剂；在本发明提供的一些实施例中，交联剂优选为铬交联剂；在本发明提供的一些实施例中，交联剂优选为铝交联剂；在本发明提供的一些实施例中，交联剂优选为锆交联剂；在本发明提供的一些实施例中，交联剂优选为钛交联剂。
本发明采用具有非交联凝胶特性的聚合物，其在水溶液中可通过分子间的相互作用形成遍布整个溶液的三维空间网状结构的非交联物理凝胶，体系中加入交联剂形成化学交联，采用物理交联和化学交联相结合的方法增强体系强度，实现有效封堵高渗透层的目的。当凝胶调堵体系由主剂、交联剂与水组成时，该凝胶调堵体系优选在非均质油藏中的应用；所述非均质油藏的渗透率变异系数优选大于0.7；所述非均质油藏温度优选为40℃～130℃。
按照本发明，所述物理交联凝胶调堵体系优选还包括固井水泥；所述主剂为固井水泥质量的0.1～1.5％，即凝胶调堵体系由0.3％～3.0％的主剂、主剂占固井水泥质量比为0.1～1.5％的固井水泥与余量的水溶剂组成。
其中，所述固井水泥的含量优选为主剂占固井水泥质量比为0.15～1.3％，更优选为0.2％～1.1％，所述固井水泥为本领域技术人员熟知的固井水泥即可，并无特殊的限制。
本发明采用具有非交联凝胶特性的聚合物，其在水溶液中可通过分子间的相互作用形成非交联物理凝胶，同时体系中加入固井水泥，固井水泥的加入能增加体系防渗防漏性，凝固前具有凝胶特性，凝固后非交联凝胶+固井水泥能够增大与岩石的间的粘滞力，封堵更持久有效。
当物理交联凝胶类调剖堵水体系由主剂、固井水泥与水组成时，该凝胶调堵体系优选在非均质油藏中的应用；所述非均质油藏的渗透率变异系数优选大于0.7；所述非均质油藏温度优选为40℃～150℃。
按照本发明，所述物理交联凝胶调堵体系优选还包括无机类沉淀颗粒；所述无机类沉淀颗粒的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.1％～3％，即凝胶调堵体系由0.3％～3.0％的主剂、0.1％～3％的无机类沉淀颗粒与余量的水溶剂组成。
其中，所述无机类沉淀颗粒的的含量优选为0.1％～3.0％，更优选为0.5％～2.0％；所述无机类沉淀颗粒为本领域技术人员熟知的无机类沉淀颗粒即可，并无特殊的限制，本发明中优选选自粘土、生石灰(CaO)与熟石灰(CaCO3)中的一种或多种。在本发明提供的一些实施例中，无机类沉淀颗粒优选为粘土；在本发明提供的一些实施例中，无机类沉淀颗粒优选为熟石灰；在本发明提供的一些实施例中，无机类沉淀颗粒优选为生石灰。
本发明采用具有非交联凝胶特性的聚合物，其在水溶液中可通过分子间的相互作用形成非交联物理凝胶，同时体系中加入无机类沉淀颗粒，无机类沉淀颗粒的加入能增加体系的架桥作用，形成“骨架”，进一步增强物理交联凝胶在地层中的封堵能力。
当物理交联凝胶类调剖堵水体系由主剂、无机类沉淀颗粒与水组成时，该凝胶调堵体系优选在疏松砂岩大孔喉油藏中应用；所述疏松砂岩大孔喉油藏的渗透率优选大于2.0D；所述疏松砂岩大孔喉油藏温度优选为40℃～150℃。
本发明采用物理交联凝胶具有高速剪切降低分子作用力、注入性好、对地层和环境污染小及可用污水配制使用范围广等优点，并且具有超强抗地层干扰性，前缘端稳定，推进整体，强度可控，在地层深部水流优势通道中通过分子作用力重组形成超分子聚集体，智能匹配地层压力梯度，实现选择封堵，且封堵持久稳定。
本发明还可根据一些特殊地层要求添加辅助剂增强溶液特性：(1)添加屏蔽剂，适合低渗透裂缝性油藏，高浓度屏蔽剂降低溶液粘度，具有较好注入性，随着溶液不断运移，屏蔽剂吸附，低浓度屏蔽剂增强溶液粘度，起到封堵作用；(2)添加固井水泥，主要针对地层漏失量大地层，溶液注入地层前具有凝胶特性能，体系凝固后即具有-固井水泥的综合刚性和凝胶与岩石表面或者疏松砂岩附着力，能有效降低地层水侵和提高承压能力；(3)添加交联剂，适合大裂缝油藏，在物理交联的基础上添加化学交联剂增强体系强度，可大量减少交联剂用量，使体系既能形成刚性凝胶又能保证其稳定有效性；(4)添加无机类沉淀颗粒，主要针对疏松砂岩大孔喉油藏，利用无机类沉淀颗粒的架桥作用，形成“骨架”，进一步增强物理交联凝胶在地层中的封堵能力。
为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种物理交联凝胶类调剖堵水体系进行详细描述。
以下实施例中所用的试剂均为市售。
实施例1
2012年1.16，港西油田注水井附近发现地面窜水，通过对该井区地面冒水相关资料分析，认为地面冒水事故与该井区断层发育相关甚大，因此，为彻底消除此次冒水事故带来的安全隐患，保证油田正常开发，建议对该井区地下断层及注水井渗流通道进行封堵。
该井区的油藏温度40℃，采出水矿化度为3034mg/L，Ca2+、Mg2+含量34mg/L，该产品为丙烯酰胺、N-十六烷基取代丙烯酰胺(摩尔比10:0.3)二元共聚物，分子量1600万，室内模拟根据图1筛选合适强度的物理交联凝胶类调剖堵水体系。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内岩心封堵率≥99％；其老化稳定性见图2；其突破压力见图3；其耐冲刷性见图4。
整个施工过程为：起生产管柱-通井-洗井-下施工管柱-试压-施工设备入场-施工材料入场-施工开始。自2013年04月12日至2013年05月18日进行封堵，为期22天。施工初期压力9.9MPa，到施工结束时压力为13.5MPa，施工排量3～6m3/h，施工浓度0.5～2％，累计注入缔合凝胶ZND2500m3。施工过程中通过段塞组合要求，控制施工排量和浓度。
截止到2013.12.31日已经正常注水205天，注入压力稳定，未出现相关区域地面冒水情况，说明此次封窜效果为有效。从受益油井上看，封窜成功后，有效地控制自然递减，井组共有受益油井3口，其中2口井见到效果，累计增油1960吨。
实施例2
**井区的油藏温度134℃，注入水矿化度为23800mg/L，Ca2+、Mg2+含量1280mg/L，温度45℃，在模拟现场配液条件下，称取10g物理交联凝胶聚合物即主剂，该产品为丙烯酰胺、马来酸酐、N-十二烷基取代丙烯酰胺(三者的摩尔比为10:0.8：0.6)三元共聚物，分子量1000万，低速搅拌条件下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，室内实验表明现场注入水条件下含质量浓度为2.0％的主剂的物理交联凝胶调剖堵水体系溶解时间2小时，静止4小时，物理交联凝胶强度32400mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.98D渗透率下，突破压力3.45Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率78.5％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例3
油藏条件同实施例2，该产品为丙烯酰胺、马来酸酐、N-二十烷基取代丙烯酰胺(三者的摩尔比为10:0.6:0.4)三元共聚物，分子量500万，室内配置含1％主剂的物理交联凝胶调剖堵水体系，物理交联凝胶强度12400mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.2D渗透率下，突破压力1.85Mpa/m，封堵率99.3％；其室内老化稳定性180d粘度保留率81.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例4
油藏条件同实施例2，该产品为丙烯酰胺、马来酸酐、N-戊烷基取代丙烯酰胺三元(三者的摩尔比为10:1:0.3)共聚物，分子量2000万，室内配置含质量浓度0.3％主剂的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度11800mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.12D渗透率下，突破压力2.05Mpa/m，封堵率99.1％；其室内老化稳定性180d粘度保留率83.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例5
油藏条件同实施例2，该产品为丙烯酰胺、马来酸酐、N-十六烷基取代丙烯酰胺三元(三者的摩尔比10:0.5:0.9)共聚物，分子量1200万，室内配置含质量浓度3％主剂的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度32000mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心2.02D渗透率下，突破压力3.05Mpa/m，封堵率99.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率78.8％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例6
**井区的油藏温度75℃，注入水矿化度为98330mg/L，Ca2+、Mg2+含量430mg/L，温度常温，在模拟现场配液条件下，称取5.0g物理交联凝胶聚合物，该产品为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十四烷基烷基酯(三者的摩尔比为10:1:0.6)三元共聚物，低速搅拌条件下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，室内实验表明现场注入水条件下质量浓度1％主剂的物理交联凝胶类调剖堵水体系溶解时间1小时，静止4小时，物理交联凝胶强度19300mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.48D渗透率下，突破压力2.26Mpa/m，封堵率98.24％；其室内老化稳定性180d粘度保留率92.3％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例7
油藏条件同实施例6，该产品为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸二十烷基烷基酯(三者的摩尔比为10:1:0.5)三元共聚物，分子量500万，室内配置主剂质量浓度3％的物理交联凝胶调剖堵水体系，物理交联凝胶强度21000mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.72D渗透率下，突破压力2.89Mpa/m，封堵率99.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率88.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例8
油藏条件同实施例6，该产品为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十六烷基烷基酯(三者的摩尔比为10:0.6:0.6)三元共聚物，分子量1200万，室内配置主剂质量浓度2％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度27800mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.92D渗透率下，突破压力2.45Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率81.8％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例9
油藏条件同实施例6，该产品为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十四烷基烷基酯(三者的摩尔比为10:0.6:0.2)三元共聚物，分子量2000万，室内配置主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度11800mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.21D渗透率下，突破压力1.95Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率90.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例10
2013.2.12，**油田**区块新井投产，投产2月后含水急剧上升，出现暴性水淹，含水100％。通过对该井地质资料、测井资料和邻井生产动态数据分析，认为该地层存在天然裂缝，该井采用压裂投产，人工裂缝沟通天然裂缝导致对应注水井水窜至暴性水淹。建议水流优势方向注水井进行深部化学调剖。
该井区的油藏温度144℃，采出水矿化度为254320mg/L，Ca2+、Mg2+含量13344mg/L，主剂为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酸十二烷基磺酸(三者的摩尔比为10:0.7:0.3)三元共聚物，分子量2000万，室内模拟根据图5筛选合适强度的物理交联凝胶类调剖堵水体系。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内岩心封堵率≥99％；其老化稳定性见图6；其突破压力见图7；其耐冲刷性见图8。
整个施工过程为：起生产管柱-通井-洗井-下施工管柱-试压-施工设备入场-施工材料入场-施工开始。自2013年05月17日至2013年06月19日进行封堵，为期32天。施工初期压力15.9MPa，到施工结束时压力为20.4MPa，施工排量3～6m3/h，施工浓度0.8～2％，累计注入缔合凝胶ZND3230m3。施工过程中通过段塞组合要求，控制施工排量和浓度。
截止2013.12.31日，注水压力稳定，井组受益油井3口，对应油井含水下降到30％，日增油2.32t，累计增油1055吨。
实施例11
油藏条件同实施例10，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.6:0.4)四元共聚物，分子量2000万，室内配置主剂质量浓度2％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度13200mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.35D渗透率下，突破压力1.85Mpa/m，封堵率98.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率87.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例12
油藏条件同实施例10，该产品为丙烯酰胺、丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐(三者的摩尔比为10:0.5:0.2)三元共聚物，分子量2000万，室内配置主剂质量浓度1.5％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度11900mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.15D渗透率下，突破压力1.78Mpa/m，封堵率97.3％；其室内老化稳定性180d粘度保留率89.1％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例13
油藏条件同实施例10，该产品为丙烯酰胺、丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.4:0.2)四元共聚物，分子量2000万，室内配置主剂质量浓度1％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度11120mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.35D渗透率下，突破压力1.72Mpa/m，封堵率96.3％；其室内老化稳定性180d粘度保留率87.8％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例14
**井区的油藏温度74℃，注入水矿化度为9456mg/L,Ca2+、Mg2+含量789mg/L，温度常温，在模拟现场配液条件下，称取1.5g物理交联凝胶聚合物即主剂，该产品为该产品为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酸二十烷基磺酸(三者的摩尔比为10:0.6:0.3)三元共聚物，分子量500万，低速搅拌条件下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，室内实验表明现场注入水条件下主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系溶解时间1.5小时，静止4小时，物理交联凝胶强度12600mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.16D渗透率下，突破压力1.75Mpa/m，封堵率98.8％；其室内老化稳定性180d粘度保留率89.8％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例15
油藏条件同实施例14，该产品为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十二烷基烷基磺酸(三者的摩尔比为10:0.3:0.4)三元共聚物，分子量2000万，室内配置主剂质量浓度1.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度11800mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.21D渗透率下，突破压力1.95Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率90.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例16
油藏条件同实施例14，该产品为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸十六烷基烷基磺酸(三者的摩尔比为10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1600万，室内配置主剂质量浓度2.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度25700mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.85D渗透率下，突破压力2.25Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率82.15％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例17
油藏条件同实施例14，该产品为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸五烷基烷基磺酸(三者的摩尔比为10:0.5:0.8)三元共聚物，分子量2000万，室内配置主剂质量浓度3.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度11800mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.21D渗透率下，突破压力1.95Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率90.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例18
**井区的油藏温度45℃，注入水矿化度为4456mg/L，Ca2+、Mg2+含量160mg/L，温度常温，在模拟现场配液条件下，称取1.5g物理交联凝胶聚合物即主剂，该产品为该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、二十烷基苯乙烯磺酸盐(三者的摩尔比为10:0.5:0.8)三元共聚物，分子量500万，低速搅拌条件下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，室内实验表明现场注入水条件下主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，主剂溶解时间2.0小时，静止4小时，物理交联凝胶强度14400mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.35D渗透率下，突破压力1.89Mpa/m，封堵率99.3％；其室内老化稳定性180d粘度保留率90.23％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例19
油藏条件同实施例18，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、十二烷基苯乙烯磺酸盐(三者的摩尔比为10:0.6:1)三元共聚物，分子量1000万，室内配置主剂质量浓度1.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度18600mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.08D渗透率下，突破压力2.19Mpa/m，封堵率99.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率87.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例20
油藏条件同实施例18，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、十六烷基苯乙烯磺酸盐(三者的摩尔比为10:0.4:1)三元共聚物，分子量1600万，室内配置主剂质量浓度2.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度27500mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.88D渗透率下，突破压力2.78Mpa/m，封堵率99.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率81.6％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例21
油藏条件同实施例18，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、十四烷基苯乙烯磺酸盐(三者的摩尔比为10:0.5:0.8)三元共聚物，分子量1200万，室内配置主剂质量浓度3.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度31500mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心2.32D渗透率下，突破压力2.96Mpa/m，封堵率99.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率80.8％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例22
**井区的油藏温度65℃，注入水矿化度为223600mg/L，Ca2+、Mg2+含量8340mg/L，温度常温，在模拟现场配液条件下，称取4.0g物理交联凝胶聚合物即主剂，该产品为丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(两者的摩尔比为10:0.4)二元共聚物，分子量1980万，低速搅拌条件下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，室内实验表明现场注入水条件下主剂质量浓度2.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，主剂溶解时间2小时，静止4小时，物理交联凝胶强度10400mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.24D渗透率下，突破压力1.49Mpa/m，封堵率95.35％；其室内老化稳定性180d粘度保留率81.03％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例23
**井区的油藏温度135℃，注入水矿化度为189083mg/L，Ca2+、Mg2+含量6190mg/L，在模拟现场配液条件下，称取6.0g物理交联凝胶聚合物即主剂，该产品为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(三者的摩尔比为10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1960万，低速搅拌条件下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，室内实验表明现场注入水条件下主剂质量浓度3.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，主剂溶解时间2.5小时，静止4小时，物理交联凝胶强度14100mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.64D渗透率下，突破压力1.69Mpa/m，封堵率97.1％；其室内老化稳定性180d粘度保留率83.4％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例24
**油田**区块**井2009年6月改注，改注后投对应油井含水持续上升，2011年含水上升至96％。通过对该井地质资料、测井资料和邻井生产动态数据分析，认为该属于疏松砂岩油藏，长期注水开发冲刷导致高低渗透极差逐渐变大，注入水剖面显示严重指进现象，建议对该注水井进行深部化学调剖。
该井区的油藏温度84℃，采出水矿化度为14320mg/L，Ca2+、Mg2+含量508mg/L，在模拟现场配液条件下，配制主剂质量浓度2.0％、3.0％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，该产品为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺十二烷基磺酸、丙烯酰氧十二烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.8:0.5)四元共聚物，分子量1200万，溶解时间3.0小时，静止4小时，物理交联凝胶强度分别为18100mPa.s、34500mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.89D渗透率下，突破压力大于2.09Mpa/m，封堵率大于99％；其室内老化稳定性180d粘度保留率大于85％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
整个施工过程为：起生产管柱-通井-洗井-下施工管柱-试压-施工设备入场-施工材料入场-施工开始。自2011年04月11日至2011年05月1日进行注水井深部调剖，为期21天。施工初期压力8.3MPa，到施工结束时压力为12.0MPa，施工排量3～6m3/h，施工浓度2～3％，累计注入缔合凝胶ZND3150m3。施工过程中通过段塞组合要求，控制施工排量和浓度。
截止2013.12.31日，注水压力稳定，井组受益油井3口，对应油井含水下降50％，日增油3.32t，累计增油2784吨。
实施例25
油藏条件同实施例24，该产品为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺二十烷烷基磺酸、丙烯酰氧二十烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.7:0.4四元共聚物，分子量620万，室内配置主剂质量浓度0.3％、0.5％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度9500mPa.s，21910mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.2D渗透率下，突破压力大于1.38Mpa/m，封堵率大于96％；其室内老化稳定性180d粘度保留率大于86％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例26
油藏条件同实施例24，该产品为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺十二烷基磺酸、丙烯酰氧十二烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.3:1:0.4)四元共聚物，分子量1820万，室内配置主剂质量浓度1％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度15910mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.2D渗透率下，突破压力1.68Mpa/m，封堵率98.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率82.56％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例27
油藏条件同实施例24，该产品为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰胺戊烷基磺酸、丙烯酰氧戊烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.6:0.5:0.3)四元共聚物，分子量2070万，室内配置主剂质量浓度3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度18210mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.2D渗透率下，突破压力2.08Mpa/m，封堵率99.1％；其室内老化稳定性180d粘度保留率83.55％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例28
**井区的油藏温度85℃，注入水矿化度为21456mg/L，Ca2+、Mg2+含量1260mg/L。在模拟现场配液条件下，称取1.5g物理交联凝胶聚合物即主剂，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺辛烷基磺酸、二烯丙基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.5:0.4)四元共聚物，分子量2000万，低速搅拌条件下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，室内实验表明现场注入水条件下主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系溶解时间2.0小时，静止4小时，物理交联凝胶强度20400mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.65D渗透率下，突破压力1.89Mpa/m，封堵率99.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率89.13％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例29
油藏条件同实施例28，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺十二烷基磺酸、二烯丙基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.7:0.5:0.2)的四元共聚物，分子量1500万，室内配置主剂质量浓度1％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度24210mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.72D渗透率下，突破压力2.18Mpa/m，封堵率98.1％；其室内老化稳定性180d粘度保留率82.55％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例30
油藏条件同实施例28，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺二十烷基磺酸、二烯丙基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.4:0.5:0.6)的四元共聚物，分子量600万，室内配置主剂质量浓度3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度26210mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.85D渗透率下，突破压力1.96Mpa/m，封堵率98.7％；其室内老化稳定性180d粘度保留率80.95％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例31
油藏条件同实施例28，该产品为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰胺十六烷基磺酸、二烯丙基季铵盐(四者的摩尔比为10:1:0.6:03)的四元共聚物，分子量1120万，室内配置主剂质量浓度2％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度19800mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.23D渗透率下，突破压力2.46Mpa/m，封堵率99.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率92.5％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例32
**井区的油藏温度45℃，注入水矿化度为206456mg/L，Ca2+、Mg2+含量432mg/L。在模拟现场配液条件下，配制浓度为主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，该主剂为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、烯丙基季铵盐(四者的摩尔比10:0.3:0.5:0.6)四元共聚物，分子量2100万。准确称取1.5g主剂粉末，在300rpm转速下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，溶解时间2.0小时，静止4小时，测得物理交联凝胶强度20400mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.25D渗透率下，突破压力2.19Mpa/m，封堵率99.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率85.23％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例33
**井区的油藏温度140℃，注入水矿化度为100423mg/L，Ca2+、Mg2+含量2564mg/L。在模拟现场配液条件下，配制浓度为主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.6:0.3:0.5)四元共聚物，分子量2000万。准确称取1.5g主剂粉末，在300rpm转速下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，溶解时间2.0小时，静止4小时，测得物理交联凝胶强度14210mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.45D渗透率下，突破压力1.89Mpa/m，封堵率99.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率89.23％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例34
油藏条件同实施例33，该产品为该产品为丙烯酰胺、丙烯酰胺十四烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.6:0.5:0.3)的四元共聚物，分子量1400万，室内配置主剂质量浓度1％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度21800mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.74D渗透率下，突破压力1.89Mpa/m，封堵率99.0％；其室内老化稳定性180d粘度保留率84.5％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例35
油藏条件同实施例33，该产品为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.3:0.4:0.4)的四元共聚物，分子量900万，室内配置主剂质量浓度3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度23000mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.42D渗透率下，突破压力2.16Mpa/m，封堵率99.2％；其室内老化稳定性180d粘度保留率81.2％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例36
油藏条件同实施例33，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺十二烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.4:0.4)的四元共聚物，分子量1600万，室内配置主剂质量浓度2％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度20100mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.35D渗透率下，突破压力2.04Mpa/m，封堵率99.4％；其室内老化稳定性180d粘度保留率86.7％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例37
**井区的油藏温度129℃，注入水矿化度为139851mg/L，Ca2+、Mg2+含量4203mg/L。在模拟现场配液条件下，配制主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺葵烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐(三者的摩尔比为10:0.6:0.3)三元共聚物，分子量1900万。准确称取1.5g物理交联凝胶粉末即主剂，在300rpm转速下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，溶解时间2.0小时，静止4小时，测得物理交联凝胶强度18410mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.54D渗透率下，突破压力1.9Mpa/m，封堵率98.3％；其室内老化稳定性180d粘度保留率91.03％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例38
油藏条件同实施例，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺十二烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐(三者的摩尔比为10:1:0.3)三元共聚物，分子量1580万，室内配置主剂质量浓度1％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度22100mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.48D渗透率下，突破压力2.04Mpa/m，封堵率98.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率88.7％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例39
油藏条件同实施例37，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺十六烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐(摩尔比10:0.2:0.5)三元共聚物，分子量1160万，室内配置主剂质量浓度2％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度24100mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.84D渗透率下，突破压力1.69Mpa/m，封堵率99.3％；其室内老化稳定性180d粘度保留率85.1％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例40
油藏条件同实施例37，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐(三者的摩尔比10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量680万，室内配置主剂质量浓度3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度23500mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.62D渗透率下，突破压力1.9Mpa/m，封堵率99.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率85.6％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例41
**井区的油藏温度136℃，注入水矿化度为54600mg/L，Ca2+、Mg2+含量4451mg/L。在模拟现场配液条件下，配制主剂质量浓度0.3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，该产品为丙烯酰胺、丙烯酰胺己烷基磺酸盐、杂环季铵盐(三者的摩尔比10:0.5:0.5)三元共聚物，分子量1980万。准确称取1.5g物理交联凝胶粉末即主剂，在300rpm转速下，缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，溶解时间2.0小时，静止4小时，测得物理交联凝胶强度23460mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.65D渗透率下，突破压力1.94Mpa/m，封堵率99.3％；其室内老化稳定性180d粘度保留率89.56％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例42
油藏条件同实施例40，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、杂环季铵盐(三者的摩尔比10:0.4:0.6)三元共聚物，分子量520万，室内配置主剂质量浓度3％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度24600mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.75D渗透率下，突破压力1.76Mpa/m，封堵率99.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率82.6％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例43
油藏条件同实施例40，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺十三烷基磺酸盐、杂环季铵盐(三者的摩尔比10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1080万，室内配置主剂质量浓度2％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度22100mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.64D渗透率下，突破压力1.86Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率84.6％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例44
油藏条件同实施例40，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺十一烷基磺酸盐、杂环季铵盐(三者的摩尔比10:0.8:0.7)三元共聚物，分子量1300万，室内配置主剂质量浓度1％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，物理交联凝胶强度26200mPa.s溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心1.49D渗透率下，突破压力2.46Mpa/m，封堵率99.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率80.12％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例45
**油田**区块旗09-25井2008年12月25日投注，由于地层微裂缝发育，导致平面水驱不均，2011.12月井组内2口高含水井，其中主力对应油井旗09-24井于2011年8月见水套返，含水100％，含盐由43212mg/L下降至21151mg/L，生产动态数据显示与旗09-25井对应关系明显，为恢复油井产能，建议对该注水井旗09-25实施深部调剖措施。
该井区的油藏温度45℃，注入水矿化度为4721mg/L，Ca2+、Mg2+含量101.5mg/L，根据不同配方现场加入功能聚合物溶解1小时候后加入屏蔽剂，搅拌均匀即可。该功能聚合物为丙烯酰胺、马来酸酐、N-戊烷基取代丙烯酰胺(三者的摩尔比例10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量2100万，屏蔽剂选择为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯。
室内物理交联凝胶调堵体系强度随屏蔽剂浓度的变化见图9；室内模拟裂缝油藏缝宽及其渗透率，将天然岩心从中间平分两段，再将两段岩心合并在一起，壁面处用不同厚度钢丝造缝，缝宽为0.2mm，1mm，再用生胶带将两段岩心绑紧，称重、测定裂缝渗透率，岩心裂缝渗透率参数见表2。按照SY/T5590～2004《调剖剂性能评价方法》测定实施例45中得到的凝胶调堵体系的突破压力，实验结果如表3。
表2岩心裂缝渗透率参数
表3岩心突破压力测定结果
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性其室内选择封堵实验见图10；其耐冲刷性见图11，其深部调剖效果见图12。
实施例46
油藏条件同实例45，该功能聚合物为丙烯酰胺、马来酸酐、N-十二烷基取代丙烯酰胺(三者的摩尔比例10:0.6:0.2)三元共聚物，分子量1520万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂石油磺酸盐。室内配置物理交联凝胶调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度682mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达28900mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心4.1D渗透率下，突破压力1.95Mpa/m，封堵率97.3％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例47
油藏条件同实例45，该功能聚合物为丙烯酰胺、马来酸酐、N-二十烷基取代丙烯酰胺丙烯酸烷基酯(三者的摩尔比例10:1:0.5)三元共聚物，分子量800万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵。室内配置凝胶调堵体系：0.3％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度382mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达13900mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.89D渗透率下，突破压力1.75Mpa/m，封堵率98.3％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例48
**井区的油藏温度134℃，注入水矿化度为223800mg/L，Ca2+、Mg2+含量8800mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和3g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、N-戊烷基取代丙烯酰胺(请给出三者的摩尔比例10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1980万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十六烷基三甲基甜菜碱。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.6％屏蔽剂，初始体系粘度212mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达32100mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶调堵体系性能进行评价，其室内人造岩心2.39D渗透率下，突破压力1.85Mpa/m，封堵率99.1％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例49
油藏条件同实例48，该功能聚合物为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、N-十二烷基取代丙烯酰胺(三者的摩尔比例10:0.5:0.6)三元共聚物，分子量1200万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十六烷基咪唑啉。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.5％功能聚合物+0.1％屏蔽剂，初始体系粘度180mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达21340mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.29D渗透率下，突破压力1.91Mpa/m，封堵率99.1％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例50
油藏条件同实例48，该功能聚合物为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、N-二十烷基取代丙烯酰胺(三者的摩尔比例10:0.8:0.3)三元共聚物，分子量600万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂十六烷基硫酸钠。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度238mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达21340mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.29D渗透率下，突破压力1.91Mpa/m，封堵率99.1％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例51
**井区的油藏温度80℃，注入水矿化度为23800mg/L，Ca2+、Mg2+含量630mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和3g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、乙烯基醚、丙烯酸戊烷基酯(三者的摩尔比例10:0.6:0.1)三元共聚物，分子量2100万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十六烷基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.6％屏蔽剂，初始体系粘度329mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达21100mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心2.19D渗透率下，突破压力2.15Mpa/m，封堵率98.1％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例52
油藏条件同实例51，该功能聚合物为丙烯酰胺、乙烯基醚、丙烯酸十二烷基酯(三者的摩尔比例10:0.2:0.3)三元共聚物，分子量1600万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂十六烷基磺酸钠。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.5％功能聚合物+0.1％屏蔽剂，初始体系粘度148mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达26340mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.19D渗透率下，突破压力2.22Mpa/m，封堵率99.0％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例53
油藏条件同实例51，该功能聚合物为丙烯酰胺、乙烯基醚、丙烯酸二十烷基酯(三者的摩尔比例10:0.4:0.3)三元共聚物，分子量580万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十六烷基咪唑啉。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.5％功能聚合物+0.1％屏蔽剂，初始体系粘度148mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达26340mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.19D渗透率下，突破压力2.22Mpa/m，封堵率99.0％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例54
**井区的油藏温度76℃，注入水矿化度为263500mg/L，Ca2+、Mg2+含量3630mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和3g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、乙烯基醚、丙烯酸戊烷基酯(四者的摩尔比例10:0.8:0.5:0.2)四元共聚物，分子量1800万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十二烷基咪唑啉。室内配置凝胶调堵体系3％功能聚合物+0.3％屏蔽剂，初始体系粘度402mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达19800mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心1.78D渗透率下，突破压力2.35Mpa/m，封堵率99.1％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例55
油藏条件同实例54，该功能聚合物为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、乙烯基醚、丙烯酸十二烷基酯四者的摩尔比例10:0.5:0.4:1)四元共聚物，分子量1480万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十六烷基甜菜碱。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.5％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度458mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达22040mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.01D渗透率下，突破压力1.98Mpa/m，封堵率99.2％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例56
油藏条件同实施例54，该功能聚合物为丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、乙烯基醚、丙烯酸二十烷基酯(请给出四者的摩尔比例10:0.7:0.3:0.2)四元共聚物，分子量500万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十六烷基甜菜碱。室内配置凝胶调堵体系：3.0％功能聚合物+0.6％屏蔽剂，初始体系粘度358mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达28040mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.01D渗透率下，突破压力1.98Mpa/m，封堵率99.2％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例57
**油田**区块玉21-3井位于构造断块边部，该井于2013年5月14投产，地层原始压力为53.4MPa，投产含水高达98％。通过对该井地质资料、测井资料和邻井生产动态数据分析，认为该井采用压裂投产，压裂沟通底水和断层，底水通过压裂缝隙窜入断层，在窜入油井导致高含水，建议对该井实施油井堵水。
该井的油藏温度108℃，地层水矿化度87680mg/L，Ca2+、Mg2+含量1504mg/L，现场根据不同配方现场加入0.8％和2％功能聚合物溶解1.5小时候后加入0.04％或0.2％屏蔽剂，搅拌均匀即可。该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸钠、丙烯酰胺十二烷基磺酸盐(三者的摩尔比例10:0.5:0.2)三元共聚物，分子量1400万，屏蔽剂选择为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯。室内物理交联凝胶类调剖堵水体系强度随屏蔽剂浓度的变化见图13。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，室内模拟人造岩心1.9D渗透率下，突破压力2.14Mpa/m；其室内选择封堵实验见图14；其耐冲刷性见图15；其油井堵水效果见图16。
实施例58
油藏条件同实施例57，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸钠、丙烯酰胺二十烷基磺酸(三者的摩尔比例10:0.2:0.3)三元共聚物，分子量680万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十四烷基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度267mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达24400mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.92D渗透率下，突破压力1.83Mpa/m，封堵率98.4％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例59
油藏条件同实施例57，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸钠、丙烯酰胺戊烷基磺酸盐(三者的摩尔比例10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1900万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十四烷基三甲基甜菜碱。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系3％功能聚合物+0.1％屏蔽剂，初始体系粘度190mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达18940mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.90D渗透率下，突破压力1.89Mpa/m，封堵率99.1％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例60
*井区的油藏温度45℃，注入水矿化度为4900mg/L，Ca2+、Mg2+含量36.5mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和3g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(三者的摩尔比例10:0.5:0.5)三元共聚物，分子量1945万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十六烷基咪唑啉。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.3％屏蔽剂，初始体系粘度498mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达16800mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心1.58D渗透率下，突破压力1.98Mpa/m，封堵率99.1％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例61
油藏条件同实施例60，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(三者的摩尔比例10:1:0.3)三元共聚物，分子量2100万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十二烷基三甲基甜菜碱。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2.5％功能聚合物+0.1％屏蔽剂，初始体系粘度304mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达17800mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.56D渗透率下，突破压力1.82Mpa/m，封堵率99.5％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例62
油藏条件同实施例60，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(三者的摩尔比例10:0.3:0.4)三元共聚物，分子量2100万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十二烷基三甲基甜菜碱。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2.5％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度304mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达17800mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.56D渗透率下，突破压力1.82Mpa/m，封堵率99.5％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例63
油藏条件同实施例60，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸钠、甲基丙烯酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(四者的摩尔比例10:0.5:1:0.4)四元共聚物，分子量1800万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂十六烷基磺酸钠。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.5％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度228mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达12200mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.26D渗透率下，突破压力1.78Mpa/m，封堵率97.5％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例64
*井区的油藏温度42℃，注入水矿化度为3900mg/L，Ca2+、Mg2+含量31.5mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和0.2g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰氧戊烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1900万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂十二烷基咪唑啉。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度312mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达19200mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心2.28D渗透率下，突破压力1.78Mpa/m，封堵率98.1％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例65
油藏条件同实施例64，该功能聚合物为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰氧十二烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1500万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂石油磺酸钠。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.5％功能聚合物+0.2％屏蔽剂，初始体系粘度245mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达17300mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.62D渗透率下，突破压力1.81Mpa/m，封堵率99.5％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例66
油藏条件同实施例64，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸盐、丙烯酰氧二十烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.4:0.3)三元共聚物，分子量650万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十八烷基三甲基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+0.6％屏蔽剂，初始体系粘度545mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达14100mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.38D渗透率下，突破压力1.79Mpa/m，封堵率99.5％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例67
油藏条件同实施例64，该功能聚合物为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰氧十二烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.2:0.5)三元共聚物，分子量1350万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十八烷基三甲基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度289mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达19100mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.98D渗透率下，突破压力1.91Mpa/m，封堵率99.8％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例68
油藏条件同实施例64，该功能聚合物为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、丙烯酰氧戊烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.4:0.3)三元共聚物，分子量2080万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十八烷基三甲基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度289mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达19100mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.98D渗透率下，突破压力1.91Mpa/m，封堵率99.8％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例69
*井区的油藏温度92℃，注入水矿化度为23390mg/L，Ca2+、Mg2+含量431.5mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和0.2g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰氧戊烷基季铵盐(四者的摩尔比例10:0.2:0.4:0.5)四元共聚物，分子量1780万，屏蔽剂选择为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度234mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达18200mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心2.16D渗透率下，突破压力1.97Mpa/m，封堵率99.2％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例70
油藏条件同实施例69，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰氧十四烷基季铵盐(四者的摩尔比例10:0.5:0.4:0.3)四元共聚物，分子量1200万，屏蔽剂选择为两性离子表面活性剂甜菜碱。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.5％功能聚合物+0.3％屏蔽剂，初始体系粘度390mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达16000mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.78D渗透率下，突破压力2.13Mpa/m，封堵率99.9％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例71
油藏条件同实施例69，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰氧二十烷基季铵盐(四者的摩尔比例10:0.2:0.3:0.4)四元共聚物，分子量530万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂二十烷基三甲基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度208mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达12500mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.38D渗透率下，突破压力1.77Mpa/m，封堵率98.4％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例72
*井区的油藏温度147℃，注入水矿化度为213390mg/L，Ca2+、Mg2+含量7431.5mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和0.5g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、乙烯基咪唑双季铵盐(三者的摩尔比例10:0.3:0.3)三元共聚物，分子量1920万，屏蔽剂选择为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.1％屏蔽剂，初始体系粘度434mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达39200mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心2.86D渗透率下，突破压力2.34Mpa/m，封堵率99.2％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例73
油藏条件同实施例72，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、二烯丙基季铵盐(四者的摩尔比例10:0.7:0.3:0.5)四元共聚物，分子量1850万，屏蔽剂选择为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度189mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达22280mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.01D渗透率下，突破压力1.82Mpa/m，封堵率97.4％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例74
油藏条件同实施例72，该功能聚合物为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐(四者的摩尔比例10:0.4:0.3:0.4)四元共聚物，分子量1900万，屏蔽剂选择为两性表面活性剂十二烷基三甲基甜菜碱。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1％功能聚合物+0.3％屏蔽剂，初始体系粘度189mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达15600mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.67D渗透率下，突破压力1.89Mpa/m，封堵率98.8％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例75
油藏条件同实施例72，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐(四者的摩尔比例10:0.4:0.9:0.3)四元共聚物，分子量1960万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂石油磺酸盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2％功能聚合物+0.3％屏蔽剂，初始体系粘度328mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达18100mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.89D渗透率下，突破压力1.95Mpa/m，封堵率98.9％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例76
油藏条件同实施例72，该功能聚合物为丙烯酰胺、苯乙烯磺酸盐、杂环季铵盐(三者的摩尔比例10:0.3:0.6)三元共聚物，分子量1800万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂石油磺酸盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.1％屏蔽剂，初始体系粘度298mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达23410mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心2.39D渗透率下，突破压力1.99Mpa/m，封堵率99.1％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例77
*井区的油藏温度50℃，注入水矿化度为5950mg/L，Ca2+、Mg2+含量69.8mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和0.2g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酰戊胺烷基磺酸、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐(四者的摩尔比例10:0.5:0.3:0.2)四元共聚物，分子量1890万，屏蔽剂选择为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度284mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达25200mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心2.01D渗透率下，突破压力1.99Mpa/m，封堵率99.4％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例78
油藏条件同实施例77，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酰十二胺烷基磺酸、二烯丙基季铵盐、杂环季铵盐(四者的摩尔比例10:0.5:0.3:0.3)四元共聚物，分子量1180万，屏蔽剂选择为阴离子表面活性剂石油磺酸盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.5％功能聚合物+0.3％屏蔽剂，初始体系粘度238mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达15410mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.49D渗透率下，突破压力1.69Mpa/m，封堵率99.7％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例79
油藏条件同实施例77，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐(四者的摩尔比例10:0.5:0.4:0.7)四元共聚物，分子量510万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十六烷基三甲基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度438mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达12400mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.20D渗透率下，突破压力1.71Mpa/m，封堵率97.2％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例80
油藏条件同实施例77，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐(四者的摩尔比例10:0.3:0.4:0.5)四元共聚物，分子量510万，屏蔽剂选择为阳离子表面活性剂十六烷基三甲基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度438mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达12400mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.20D渗透率下，突破压力1.71Mpa/m，封堵率97.2％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例81
*井区的油藏温度76℃，注入水矿化度为15950mg/L，Ca2+、Mg2+含量545mg/L，在模拟现场配液条件下，称取15g功能聚合物和0.2g屏蔽剂低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酰戊胺烷基磺酸、丙烯酰氧戊烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.4:0.3)三元共聚物，分子量1290万，屏蔽剂选择为非离子表面活性剂聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3％功能聚合物+0.04％屏蔽剂，初始体系粘度420mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达39200mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造岩心3.89D渗透率下，突破压力1.79Mpa/m，封堵率99.8％，5倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例82
油藏条件同实施例81，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酰十二胺烷基磺酸、丙烯酰氧十二烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量900万，屏蔽剂选择为两性表面活性剂十二烷基三甲基季铵盐。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度438mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达12400mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.20D渗透率下，突破压力1.71Mpa/m，封堵率97.2％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例83
油藏条件同实施例81，该功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、丙烯酰氧二十烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.3:0.4)三元共聚物，分子量500万，屏蔽剂选择为两性表面活性剂十六烷基咪唑啉。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+1％屏蔽剂，初始体系粘度138mPa.s，随着屏蔽剂被吸附，最大粘度可达15200mPa.s。
按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对物理交联凝胶类调剖堵水体系性能进行评价，其室内人造裂缝岩心1.21D渗透率下，突破压力1.82Mpa/m，封堵率98.6％，3倍极差剖面改善率大于95％；其室内多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例84
**井区的油藏温度50℃，注入水矿化度为6423mg/L，Ca2+、Mg2+含量124mg/L。在模拟现场配液条件下，称取2.5g功能聚合物在低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，配制浓度为主剂质量浓度0.5％的凝胶类调剖堵水体系，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺烷基磺酸盐、丙烯酰胺十二烷基季铵盐(三者的摩尔比例10:0.6:0.5)三元共聚物，分子量800万。交联剂选择为Al3+。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+0.02％交联剂，初始体系粘度为213.2mPa.s，2天后达到终凝强度为16300mPa·s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.25D渗透率下，突破压力1.89Mpa/m，封堵率98.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率90.23％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例85
油藏条件同实施例84，该功能聚合物丙烯酰胺、丙烯酰氧烷基季铵盐、甲基丙烯酸烷基酯(三者的摩尔比例为10:0.3:0.3)三元共聚物，分子量1200万，交联剂选择钛交联剂。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.2％功能聚合物+0.25％交联剂，体系初始粘度为278.6mPa·s，3天后到终凝强度为18500mPa·s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.52D渗透率下，突破压力1.90Mpa/m，封堵率97.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率92.33％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例86
油藏条件同实施例84，该功能聚合物丙烯酰胺、丙烯酰胺二十烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(三者的摩尔比例为10:0.3:0.3)三元共聚物，分子量1850万，交联剂选择铬交联剂。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.2％功能聚合物+0.15％交联剂，体系初始粘度为312.6mPa·s，2天后到终凝强度为21500mPa·s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心2.1D渗透率下，突破压力1.90Mpa/m，封堵率96.9％；其室内老化稳定性180d粘度保留率88.33％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例87
**井区的油藏温度90℃，注入水矿化度为15423mg/L，Ca2+、Mg2+含量1500mg/L。在模拟现场配液条件下，称取2.5g功能聚合物在低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，配制浓度为主剂质量浓度0.5％的凝胶类调剖堵水体系，该主剂为丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐(三者的摩尔比例为10:0.8:0.4)三元共聚物，分子量1000万。交联剂选择为锆交联剂。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.3％功能聚合物+0.15％交联剂，初始体系粘度为312.2mPa.s，2天后达到终凝强度为19800mPa·s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心1.62D渗透率下，突破压力1.78Mpa/m，封堵率98.5％；其室内老化稳定性180d粘度保留率89.63％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例88
油藏条件同实施例87，该功能聚合物丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐(三者的摩尔比例为10:0.3:0.3)三元共聚物，分子量2000万，交联剂选择酚醛类交联剂。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.25％功能聚合物+0.25％交联剂，体系初始粘度为456.6mPa·s，3天后到终凝强度为26500mPa·s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心2.75D渗透率下，突破压力1.70Mpa/m，封堵率97.2％；其室内老化稳定性180d粘度保留率89.33％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例89
**井区的油藏温度130℃，注入水矿化度为25423mg/L，Ca2+、Mg2+含量2100mg/L。在模拟现场配液条件下，称取2.5g功能聚合物在低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，配制浓度为主剂质量浓度0.5％的凝胶类调剖堵水体系，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酰胺烷基磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐、丙烯酰胺烷基季铵盐(四者的摩尔比例为10:0.5:0.8:0.6)四元共聚物，分子量980万，交联剂选择为酚醛类交联剂。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：0.5％功能聚合物+0.15％交联剂，初始体系粘度为960.2mPa.s，2天后达到终凝强度为22800mPa·s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心2.13D渗透率下，突破压力1.87Mpa/m，封堵率97.6％；3倍极差剖面改善率大于95％；其室内老化稳定性180d粘度保留率90.63％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例90
*井区为复杂断块油藏，地层应力变异，导致*井射孔段上2450m套管腐蚀窜孔，同时沟通油藏断块，导致注入水沿着断块窜入地面，需要封堵地层深部断块和修复套管水泥环。漏点温度70℃，注入水矿化度为8423mg/L，Ca2+、Mg2+含量756mg/L。在模拟现场配液条件下，称取5g功能聚合物在低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，配制浓度为主剂质量浓度1％的凝胶类调剖堵水体系，该主剂为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、十二烷基苯乙烯磺酸盐(三者的摩尔比例为10:1:0.6)三元共聚物，分子量620万。现场配置地层深部断块物理交联凝胶封堵剂+修复水泥环凝胶水泥封堵体系。即1％功能聚合物+1％功能聚合物主剂占固井水泥质量的0.5％的凝胶水泥，1％功能聚合物初始体系粘度为22300mPa.s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心3.78D渗透率下，突破压力1.97Mpa/m，封堵率97.6％；3倍极差剖面改善率大于95％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV，按照Q/SY HB 0070-2001《水泥浆性能参数测定方法》凝胶水泥体系密度1.85g/cm3，初始稠度20BC，稠化时间≥4h，失水量：43ml/30min，24h抗压强度≥25MPa
实施例91
*井区为地表为欠压实地层，340m套管腐蚀窜孔，注入水沿着疏松砂岩窜入地面，需要封堵地层深部断块和修复套管水泥环。漏点温度35℃，注入水矿化度为12470mg/L，Ca2 +、Mg2+含量240mg/L。在模拟现场配液条件下，称取7.5g功能聚合物在低速搅拌条件下，依次缓慢加入装有500ml模拟矿化水烧杯中，配制浓度为主剂质量浓度1.2％的物理交联凝胶类调剖堵水体系，该主剂为丙烯酰胺、丙烯酸十六烷基磺酸(三者的摩尔比例为10:1)二元共聚物，分子量900万。现场配置地层深部断块物理交联凝胶封堵剂+修复水泥环凝胶水泥封堵体系。即1.5％功能聚合物+1.5％功能聚合物主剂占固井水泥质量的1.5％的凝胶水泥，1.5％功能聚合物初始体系粘度为18300mPa.s。按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对凝胶体系性能进行评价，其室内人造岩心3.0D渗透率下，突破压力1.8Mpa/m，封堵率98.6％；3倍极差剖面改善率大于96％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV，按照Q/SY HB0070-2001《水泥浆性能参数测定方法》凝胶水泥体系密度1.5g/cm3，初始稠度20BC，稠化时间≥6h，失水量：50ml/30min，72h抗压强度≥10MPa.。
实施例92
*井区的油藏温度85℃，注入水矿化度为62300mg/L，Ca2+、Mg2+含量3300mg/L。选用的功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.4:0.2)四元共聚物，分子量2000万；无机类沉淀颗粒选用粘土。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2％功能聚合物+1.5％粘土，物理交联凝胶强度34660mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心4.15D渗透率下，突破压力3.72Mpa/m，封堵率99.8％；其室内老化稳定性180d粘度保留率88.4％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例93
*井区的油藏温度43℃，注入水矿化度为3200mg/L，Ca2+、Mg2+含量400mg/L。选用的功能聚合物为丙烯酰胺、马来酸酐、N-戊烷基取代丙烯酰胺三元(三者的摩尔比为10:1:0.3)共聚物，分子量2000万；无机类沉淀颗粒选用熟石灰。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：1.2％功能聚合物+0.5％熟石灰，物理交联凝胶强度38840mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心7.05D渗透率下，突破压力2.84Mpa/m，封堵率99.7％；其室内老化稳定性180d粘度保留率92.5％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例94
**井区的油藏温度65℃，注入水矿化度为223600mg/L，Ca2+、Mg2+含量8340mg/L。选用的功能聚合物为丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(两者的摩尔比为10:0.4)二元共聚物，分子量1980万；无机类沉淀颗粒选用熟石灰。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2.0％功能聚合物+0.8％生石灰，物理交联凝胶强度23820mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心3.0D渗透率下，突破压力2.06Mpa/m，封堵率99.2％；其室内老化稳定性180d粘度保留率90.7％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。
实施例95
**井区的油藏温度144℃，采出水矿化度为254320mg/L，Ca2+、Mg2+含量13344mg/L。选用的功能聚合物为丙烯酰胺、甲基丙烯酸盐、苯乙烯磺酸盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐(四者的摩尔比为10:0.5:0.6:0.4)四元共聚物，分子量2000万；无机类沉淀颗粒选用粘土。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：2.8％功能聚合物+2.0％粘土，物理交联凝胶强度35730mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心6.05D渗透率下，突破压力3.36Mpa/m，封堵率99.6％；其室内老化稳定性180d粘度保留率86.7％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。实施例96
**井区的油藏温度103℃，地层水矿化度57680mg/L，Ca2+、Mg2+含量2500mg/L。选用的功能聚合物为丙烯酰胺、丙烯酸钠、丙烯酰胺戊烷基磺酸盐(三者的摩尔比例10:0.5:0.4)三元共聚物，分子量1900万；无机类沉淀颗粒选用熟石灰。室内配置物理交联凝胶类调剖堵水体系：3.0％功能聚合物+2.0％熟石灰，物理交联凝胶强度41660mPa.s，溶液能挑挂，按照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，对体系性能进行评价，其室内人造岩心9.15D渗透率下，突破压力2.98Mpa/m，封堵率99.2％；其室内老化稳定性180d粘度保留率88.4％；其多孔介质中耐冲刷性大于30PV。

Claims (13)

1.一种物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，包括主剂与水溶剂；所述主剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.3％～3.0％；所述主剂为能形成物理凝胶的水溶性聚合物和/或其衍生物。
2.根据权利要求1所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述主剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.3％～3.0％。
3.根据权利要求1所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述主剂的分子量为500万～3000万。
4.根据权利要求1所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述主剂为非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阳离子型改性聚丙烯酰胺与两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺中的一种或多种。
5.根据权利要求4所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述非离子型聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种非离子型不饱和单体单元；所述非离子型不饱和单体单元由N-乙烯基吡咯烷酮、马来酸酐、乙烯基***、N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中的一种或多种形成；所述N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为5～20；
所述阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元；其中，所述阴离子型不饱和单体为丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、烷基链碳原子个数4～20的丙烯酰胺烷基磺酸、丙烯酰胺烷基磺酸盐、苯乙烯磺酸盐与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐中的一种或多种；
所述阳离子型聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；所述阳离子型不饱和单体单元由丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐、杂环季铵盐中的一种或多种形成；所述丙烯酰氧烷基季铵盐的长链烷基的碳原子数为5～20；
所述两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；其中，所述阳离子型不饱和单体为丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的一种或多种。
6.根据权利要求1所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，还包括屏蔽剂；所述屏蔽剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.02％～1％。
7.根据权利要求6所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述屏蔽剂为表面活性剂；所述表面活性剂为两性表面活性剂、非离子表面活性剂与阳离子表面活性剂一种或多种。
8.根据权利要求7所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述表面活性剂选自多元醇型非离子表面活性剂、烷醇酰胺型非离子表面活性剂、季铵盐阳离子表面活性剂、甜菜碱型两性离子型表面活性剂与咪唑啉型两性离子型表面活性剂中的一种或多种。
9.根据权利要求1所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，还包括交联剂；所述交联剂的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.01％～2％。
10.根据权利要求9所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述交联剂选自酚醛交联剂、铬交联剂、铝交联剂、锆交联剂、钛交联剂中的一种或多种。
11.根据权利要求1所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，还包括水泥；所述主剂的质量为固井水泥质量的0.1％～1.5％。
12.根据权利要求1所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，还包括无机类沉淀颗粒；所述无机类沉淀颗粒的质量为凝胶类调剖堵水体系质量的0.1％～3％。
13.根据权利要求12所述的物理交联凝胶类调剖堵水体系，其特征在于，所述无机类沉淀颗粒选自粘土、生石灰与熟石灰中的一种或多种。
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