选择性堵水剂的性能评价
水平井化学堵水剂性能评价
收稿日期：2009-01-05基金项目：中国石油冀东油田分公司重大科研基金项目“边底水油藏水平井化学堵水技术研究”中的部分研究成果作者简介：孙玉龙（1983-），男，山西太原人，中国石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田开发、油田化学、提高采收率等。
第11卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版）2009年6月水平井技术作为有效的增产技术[1]之一，开采产量高，其收益远大于钻井和完井费用，在重油和厚油层开采中比直井更受重视，在油田开发中得到了广泛应用。
但由于井身结构的原因，水平井在开采过程中更易出现产水过多现象，随着水平井开发时间的延长和生产压差下降等原因，水平井产水大幅度上升，部分水平井产水已达90%以上，而且水平井找水难度大，准确率低，成本高，进行机械堵水很难实现，因此需要研究包括笼统注入的化学堵水技术在内的水平井控水稳油方法，以延长水平井的稳产期，进一步提高开发效果。
化学剂技术是水平井堵水，甚至是整个油田化学领域中最活跃的技术[2]，选择一种合适的化学堵水剂对油层进行堵水处理迫在眉睫。
在堵水处理过程中要满足3个原则：确定调堵处理的安全性,不引起短期或长期的环境污染；防止伤害油层，包括化学剂进入错误层引起的直接伤害和化学剂段塞引发的间接伤害；保证溶液在进入目的层和所需深度之前不成胶，处于易流动状态。
本文对接枝聚合体系和CS 封堵体系两种堵水剂进行了性能评价和驱油效果评价，对指导这两种化学堵水剂在现场的应用具有一定的参考价值。
1实验装置与步骤1.1实验设备与材料（1）岩心流动实验装置：平流泵(2PB00C)、手动高压泵、真空泵、中间容器、流体采集器、恒温箱、水平井开采模型。
（2）实验测试系统：压力测试系统。
（3）实验材料：30cm 长人造岩心（规格4.5cm ×4.5cm ×30cm ）、3760mg/L 地层水、接枝聚合体系化学堵水剂、CS 化学堵水剂。
摘要：由于水平井作业工艺复杂，找水难度大，准确率低且成本高，机械堵水很难实现，因此找到一种生产合成方便，性能稳定，适应性强，施工工艺简单的化学堵水剂已成为一个迫切的任务。
选择性堵水技术介绍
压力（MPa）
0.08 0.06 0.04 0.02 0 0 500 1000
油相 水相 注堵剂
1500
2000
2500
累计注入体积（ml）
堵后水相渗透率下降85.7%，油相渗透率下降20.3%。
流动实验
对不同渗透率地层的影响
空气 渗透率
10-3um2
堵前 Kw Ko
堵后 Kw Kw Ko Frro Frrw 下降% 下降% Ko
水驱 油驱
注堵剂
水驱 油驱
0.6
1 0.4
注入压力（M P a ）
0.2 0.6 0 0
500
500
1000 1500
1000
1500
2000
2500
累计注入体积（m l ）
2000 2500 累计注入体积（ml）
堵后水相渗透率下降84.4%；油相渗透率下降23.16%
流动实验
0.1
封 堵 驱 替 曲 线 三
联剂通过偶联作用与砂粒之间获得了良好的 粘结，并提高了堵剂的耐温性能。
配方的确定
复 合 交 联 剂 研 究
90℃复合体系强度变化曲线
8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 时间（天）
凝胶粘度（×1 0 4 m p a . s ）
凝胶粘度（万m p a . s ）
水相渗透率/10-3um2 603.5 225.6 695.8 218.3 75.85 211.4 46.88 215.6
流动实验
可 视 化 实 验 模 板
第一次水驱后
第一次堵水后水驱
第二次堵水后水驱
第三次堵水后水驱
备注：红色：油；绿色：水；蓝色：堵剂
堵水剂制备与性能评价实验模板
中国石油大学渗流物理实验报告实验日期:2015.10.28成绩:班级:学号:姓名:教师:张俨彬同组者:堵水剂制备与性能评价一．实验目的1.学会冻胶型堵水剂的制备方法，并掌握堵水剂的形成机理以及其使用性能。
2.了解影响堵水剂交联性能的因素。
3.掌握测定堵水剂交联强度的方法。
二．实验原理1.常用堵水剂堵水剂是指从油水井注入底层，能减少底层产出水的物质。
从油井注入底层的堵水剂成为油井堵水剂，从水井注入底层的堵水剂成为调剖剂。
常用的堵水剂有冻胶型堵水剂，凝胶型堵水剂，沉淀型堵水剂和分散体型堵水剂，这些堵水剂的形成机理和适用性质各不相同。
冻胶型堵水剂冻胶是由高分子溶液转变而来，交联剂可以使高分子之间发生教练，形成网络结构，将液体包在其中，从而使高分子溶液失去流动性，转变为冻胶。
凝胶型堵水剂凝胶是由溶胶转变呢来，当溶胶由于种种原因形成网络结构，将液体包在其中，从而使整个体系失去流动性时，转变为凝胶，油田堵水中常用的是硅酸凝胶。
硅酸凝胶由硅酸溶胶转化而来，硅酸溶胶由水玻璃与活化剂反应生成，活化剂是指可以使水玻璃先变成溶胶而随后又变成你那叫的物质。
盐酸是常用的活化剂。
沉淀型堵水剂悬浮体型堵水剂2.影响堵水剂交联的因素（1）PH值PH值的降低或者升高都㐓影响堵水剂体系的交联时间。
PH值较低或者升高，都可以延迟锆冻胶的交联时间，但是酸性条件下形成的锆冻胶比碱性条件下形成的锆冻胶稳定。
（2）温度温度会对堵水剂体系的交联时间产生较大的影响。
一般情况下，随着温度的升高，堵水剂体系的交联时间会大大缩短。
在低温下，堵水剂体系的交联较慢，甚至优于温度过低，堵水剂体系根本不会交联，但是高温会使堵水剂体系中的成胶液热降解，因此在适用时候应该限制一定的温度。
（3）成胶液与教练也的配比（4）成胶液的浓度（5）地层盐含量3.堵水剂强度的测定方法（1）目测代码法四．实验步骤五．数据处理六、思考与总结1.了解汞的毒性及危害，如何预防?如果还有液体的话,应该将硫粉撒在上面，让其反应；如果已经挥发，注意室内通风，不能用手直接接触汞，以免发生皮肤过敏。
一种聚丙烯酰胺类堵水剂的合成与评价
太大，容易出现无法注入，在近井地带堵塞的情况；如果粒径太小，聚合物微粒容易直接通过高渗通道，无法实现调剖堵水的作用。
使用激光粒度分析仪测量产品的粒径大小与分布。
1.3.3 溶胀倍率测定在油藏深部堵水过程中，堵水剂在合适的时间内溶胀倍率适当时，才可以有效的封堵不同渗透率的孔隙吼道，实现逐级调驱的作用。
溶胀倍率有主要运用称重法计算[7]：将乳液破乳干燥成微粒，称取质量n1的微粒，加入水溶液浸泡隔一定时间后，吸干微粒表面的水，称量其质量n2。
溶胀倍率计算公式如式2所示：211n nqn−= (2)式中：q为产品的溶胀倍率；n1为聚丙烯酰胺微粒吸水前质量(g)；n2为聚丙烯酰胺微粒吸水后质量(g)。
2 结果与讨论2.1 制备条件通过相关文献调研，固定复合乳化剂总加量为15%油相体积质量，Span80/Tween80质量比=3:1，单体摩尔配比AM:AA=2:1，交联剂MBA为总单体质量的0.5%，pH为8[4-5]。
优化乳化剂配比、油水比单体浓度、引发剂加量、反应温度等实验条件。
2.1.1 油水比单体占油水总体积质量分数为20%，反应温度30℃，引发剂为单体质量0.3%，调节pH为8，不同油水比，反应现象和实验结果如表1所示。
当油水比为6:4时，产品的中值粒径为132nm,乳液清澈单体液滴在油相中的分散效果好，合成的聚丙烯酰胺粒径较小，体系更稳定。
减少油相占比，反应速率继续加快，但产品透明度下降，中值粒径变大。
提高油相占比，引发剂引发效率较慢，反应速率慢。
2.1.2 单体浓度反应温度30℃，引发剂为单体质量0.3%，不同单体浓度结果见表1。
单体含量小于25%时，反应速率较慢，聚合时间较长，产品中值粒径偏大；单体含量大于25%时，反应程度较为剧烈，反应时间较短，部分聚合物分子链发生缠接，使产品中值粒径有所增大。
单体油水总体积质量分数为25%时，反应速率较快，产品中值粒径较小。
2.1.3 引发剂加量单体浓度25%，反应温度30℃，不同引发剂结果如表2所0 引言我国大部分油田利用注水驱油法来提高采收率和采油速度。
中国石油大学堵水剂制备与性能评价
中国石油大学油田化学实验报告实验日期：成绩：班级：学号：姓名：教师：孙铭勤同组者:堵水剂的制备与性能评价一、实验目的1、学会冻胶型堵水剂的制备方法，并掌握堵水剂的形成机理及作用性质。
2、了解影响堵水剂交联性能的因素。
3、掌握测定堵水剂交联强度的方法。
二、实验原理1、常用堵水剂堵水剂是指从油、水井注入地层，能减少地层产出水的物质。
从油井注入地层的堵水剂称油井堵水剂（或简称堵水剂），从水井注入地层的堵水剂称为调剖剂。
常用的堵水剂有冻胶型堵水剂、凝胶型堵水剂、沉淀型堵水剂和分散体型堵水剂，这些堵水剂的形成机理和使用性质各不相同。
（1）冻胶型堵水剂冻胶（如铬冻胶）是由高分子（如HPAM）溶液转变而来，交联剂（如铬的多核羟桥络离子）可以使高分子间发生交联，形成网络结构，将液体（如水）包在其中，从而使高分子溶液失去流动性，即转变为冻胶。
以亚硫酸钠和重铬酸钾作为交联剂为例：6 3亚硫酸钠将重铬酸钠中的Cr还原成Cr，反应方程式如式下：Cr2O72一3SO32一8H 》2Cr3 3SQ2一4H2O3 +Cr的释放，并通过络合、水解、羟桥作用以及进一步水解羟桥作用形3 + 成Cr的多核羟桥络离子，反应结构式如下所示：Cr3 6H2O ——:[Cr（H2O）6]3[Cr（H2O）6】3——• [Cr^OLOH]2 H水解作用:（2）凝胶型堵水剂凝胶是由溶胶转变而来。
当溶胶由于种种原因（如电解质加入引起溶胶粒子部分失去稳定性而产生有限度聚结）形成网络结构，将液体包在其中，从而使整个体系失去流动性时，即转变为凝胶。
油田堵水中常用的是硅酸凝胶。
硅酸凝胶由硅酸溶胶转化而来，硅酸溶胶由水玻璃（又名硅酸钠，分子式Naomso与活化剂反应生成。
活化剂是指可使水玻璃先变成溶胶而随后又变成凝胶的物质。
盐酸是常用的活化剂，它与水玻璃的反应如下：NaOmSiQ + 2HCI — H z OmSiQ + 2NaCl由于制备方法不同，可得两种硅酸溶胶，即酸性硅酸溶胶和碱性硅酸溶胶。
新型选择性堵水剂(RPM)的合成和表征
技术创新２ ０ ０ ８年第７期94新型选择性堵水剂（ＲＰＭ）的合成和表征张 照 李建强 鲁毅强（北京科技大学） 摘 要 本文以丙烯酰胺和一种疏水性的合成单体为主要原料，实现单体水溶液均相共聚，通过控制两种单体的反应比和单体溶 液的浓度，得到了一种耐盐耐温的选择性堵水剂，用红外光谱法对其进行了表征，并对其耐温性和耐盐性能进行了考察 。
通过实验发 现，该选择性堵水剂具有很好的耐温性和耐盐性。
关键词 丙烯酰胺 共聚物 选择性堵水 耐温 耐盐 随着我国注水油田综合含水量的不断升高，堵水的难度逐渐增 大，原有的堵水剂用量越来越大且效果变差。
选择性堵水作为稳油控 油的重要措施之一，受到了普遍重视。
聚丙烯酰胺（ＰＡＭ）和水解聚丙 烯酰胺（ＨＰＡＭ）是最常用的选择性堵水剂，聚丙烯酰胺（ＰＡＭ）和水解 聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）的堵水性能已经在实验室和油井现场得到了证实［１－５］，它适合用于较低温度和较低盐度的地层。
对于温度较高和盐度较 高的地层则需要开发耐温耐盐的新型选择性堵水剂。
早期选择性堵水剂主要是高分子量聚合物，其附着能力低、易反 吐 及 抗 剪 切 、 抗 温 耐 盐 能 力 差 ； 后 期 出 现 了 两 性 聚 合 物 Ｐ ｏ ｌｙ－［６］１４５０ｃｍ－１附近出现了强的吸收峰，这几个吸收峰是酰胺基的特征吸 收。
由此， 可以判定酰胺基的存在，同时在２９２０ｃｍ－１， １４６０ｃｍ－１附 近的吸收峰仍然存在，是十六烷基中的亚甲基吸收峰，溴化二乙基十 六烷基丙烯酸乙酯单体的红外光谱图中３０５０ｃｍ－１和１６４０ｃｍ－１附近的 弱吸收峰在此图中消失了，可以判断碳碳双键已经不存在了。
从红外 光谱图１中可以看到，该聚合物中已经接入了疏水性的十六烷基，使 得聚合物得到了改性，具备了疏水性能，使得其具备了选择性堵水剂 的性能。
２ 聚合物耐温性能测定ＤＭＤＡＡＣ， 阳离子ＤＭＤＡＡＣ使大分子链与岩石的黏附能提高４．３倍 ， 分子链与岩石的附着能力得到增强。
选择性暂堵剂室内实验评价
1911 选择性暂堵剂性能要求选择性暂堵剂一般要求具有以下特征：①以固体材料为基础，选择不同强度、粒径的材料使用；②具有良好的耐酸性能；③具备良好的暂堵性能，能够溶解于原油而不溶于水的特性，不会引起原油渗流通道的堵塞；④具备抗压、抗温能力；⑤暂堵施工作业简单易行；⑥原料具有广泛的来源，材料成本较低。
2 选择性暂堵剂评价对目前常用的选择性暂堵剂DR-ZM、TB01A性能进行评价。
2.1 油溶性评价油溶性为评价暂堵剂的关键参数，是保证原油渗流通道的重要指标。
本文针对暂堵剂油溶性进行评价。
2.1.1 实验方法（1）量取暂堵剂试样5g、原油300ml，倒入500ml的烧杯中，搅拌均匀；（2）放置于50℃恒温水浴，静置24小时；（3）过滤，对固定杂质进行烘干，称取杂质质量；（4）油溶率计算：%100u ḋક䋼䞣ˉᴖ䋼䋼䞣⊍⒊⥛ˁḋક䋼䞣2.1.2 实验结果实验结果表明：DR-ZM选择性暂堵剂溶解效果较好，易于返排，也不会对储层造成永久性的伤害。
TB01A 选择性暂堵剂油溶性差，可能对储层产生伤害。
表1 不同选择性暂堵剂油溶性实验选择性暂堵剂类型溶解物质选择性暂堵剂颗粒重/g 残渣重/g油中不溶物质含量/%溶解率/%DR-ZM 原油50.035g 0.327g 59.695.2TB01A原油50.00g1.80g19.056.02.2 不溶性评价2.2.1 实验方法（1）量取暂堵剂试样5g、地层水300ml，倒入500ml 的烧杯中，搅拌均匀；（2）放置于50℃恒温水浴，静置24小时；（3）过滤，对固定杂质进行烘干，称取杂质质量；（4）计算不溶率，%100%×−=样品质量滤出样品质量样品质量样品的不溶率2.2.2 实验结果实验结果表明：DR-ZM选择性暂堵剂在水中的不溶性效果较好，具有良好封堵出水层的作用。
表2 选择性暂堵剂在酸及水中的不溶解性项目溶剂颗粒重/g 不溶物重/g 不溶率/％DR-ZM 地层水 5.071 4.87997.35TB01A地层水5.0124.08582.523 选择性暂堵剂封堵岩心实验研究3.1 实验步骤（1）采用高渗透层模拟出水层，低渗透层模拟污阻层和出油层，测定低渗透率岩心油相渗透率K o1、高渗岩心水相渗透率K w1。
水平井选择性堵剂的室内性能评价及矿场应用
节剂 和油溶性树脂选择性水平井堵剂进行 了性能评价及矿场应用 。其 中， 水分散乳 液聚合物为 聚
丙烯 酰胺 ， 渗 调 节 剂 为 阴 阳离 子 表 面 活 性剂 ， 溶 性 树 脂 为 改ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ性 酚 醛 类 树 脂 。 结 果 表 明 ， 分 散 相 油 水
乳液 聚合物凝胶可用于非均质油藏点状 出水或部分井段出水水平井堵水 ， 油溶性树脂 可用于高渗 油藏 多点 出水水平井堵水 ， 相渗调节剂可用于低渗 油藏多点 出水水平井堵水。 ［ 关键词］ 选择性堵剂 水分散乳液聚合 物 相渗 调节剂 油溶性树脂 水平井
度较大 ， 达不到 注入要 求 。
采用电导率法测定水分散乳液聚合物溶解时 间 ， 水分散 乳液 聚 合 物溶 于 桩 西 油 田桩 １ 污 将 块 水 中， 制备５００ｍ ／ 水 分散 乳液 聚合 物溶 液 ， ０ ｇＬ 将
电导 率仪探 头放人 溶液 中 ， 隔 １ｍｉ读 取溶 液 电 每 ｎ 导率 ， 直到 电导 率５ｍｉ内保 持 不 变 为止 ， 果 见 ｎ 结 图１ 。初期 污水 导 电 能力 强 ， 随着 水 分 散 乳 液 聚 合 物 的不 断 溶解 ， 电能力 下 降 ， 后 趋 于平 稳 ， 导 最 拐 点 即为聚合 物 的溶 解 时 间 ， 分 散 乳 液 聚合 物 水
散乳液 聚合 物凝胶 配 方 。
。
目
１ 水分散 乳液 聚合物 凝胶体 系的筛选及应 用
Ｕ
●
∽
经室 内筛 选 ， 用选 择 性 水分 散 乳 液 聚合 物 选 凝胶 ， 由水分 散乳 液聚合 物 和 Ｘ Ｌ一２型有机 铬 交 联剂 组 成 ， 联前 体 系黏 度较 低 ， 交 易注 入 ， 交联 黏 度 大于 １０ｍ ａ ｓ 对 非 均 质 地 层 具 有 选 择 性 。 ０ Ｐ ・ ，
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选择性堵水剂的性能评价我国油田普遍采用注水开发方式，地层非均质性严重，在开发中后期含水上升速度加快，目前油井生产平均含水已达80％以上。
如何提高高含水期的原油采收率是石油工业界普遍关注的一个问题。
根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用，化学堵水可分为非选择性堵水和选择性堵水。
选择性堵水是指堵剂只在水层造成堵塞而对油层影响甚微。
为了在开采的同时保护油气层，研究选择性化学堵剂有重要的意义。
以部分水解聚丙烯酰胺为主体，以重铬酸钠为交联剂来进行实验，目的是找出一种成胶时间合适，凝胶强度适宜且经济实用的弱凝胶选择性化学堵水剂。
在实验过程中通过分别改变聚丙烯酰胺、木质素磺酸钠、重铬酸钠、硫脲、硫代硫酸钠和碳酸钠的加入剂量来进行交联实验，并将实验样品分别置于不同的温度下养护，定期观察其成胶状况、测量其成胶粘度，再经过对比、筛选，最终选定各组分的最佳加量：HPAM为0.8％（以溶液质量计，下同），交联剂重铬酸钠（Na2Cr2O4）为0.6％，pH值调节剂碳酸钠（Na2CO3）为0.3％，还原剂硫代硫酸钠（Na2S2O3）为0.4％，抗氧剂硫脲为0.4％，增强剂木质素磺酸钠为2.0％。
提高采收率；选择性；化学堵水剂；交联；弱凝胶第1章概述1.1 国内外化学堵水技术研究现状1.1.1 国外油田化学堵水调剖技术研究和发展现状国外早期使用非选择性的水基水泥浆堵水，后来发展为应用原油、粘性油、憎水的油水乳化液、固态烃溶液和油基水泥等作为选择性堵剂，1974年Needham等人[1]指出，利用聚丙烯酰胺在多孔介质中的吸附和机械捕集效应可有效地封堵高含水层，从而使化学堵水调剖技术的发展进入了新的阶段。
70年代末到8O年代初油田化学堵水技术得到了较好的应用和发展，后来发展成为注水井调剖技术、深部调剖技术。
下面简要介绍有关方面的研究和应用情况。
1.1.1.1 堵水调剖物理模拟研究国外许多学者对堵水调剖的机理、堵剂的封堵性能和堵剂的选择性进行了研究。
White[1]利用岩心实验研究了水解聚丙烯酰胺的堵水作用机理，可归纳为：吸附理论即亲水膜理论；动力捕集理论；物理堵塞理论。
交联聚合物的封堵作用主要表现在物理堵塞上。
Dawe，Liang等人[1]分别利用微观模型和Berea砂岩岩心实验研究了聚合物冻胶堵水不堵油的原因，其结果认为油水流动通道的分离可能是造成冻胶对油水相渗透率不均衡减少的根本原因。
Seright[1]利用Berea砂岩采用示踪剂等技术研究了渗透率、堵后注水速度、岩性、冻胶性能等因素对堵剂封堵性能的影响，结果认为强冻胶可使不同渗透率的岩心减少到近似同一个值，对于弱冻胶，渗透率越高，封堵率越大；堵后的残余阻力系数随注水速度的增大而减少，并具有较好的双对数关系。
总之，国外在堵水调剖物理模拟方面做了大量的研究工作，其中许多结论对实践具有较大的指导意义。
1.1.1.2 堵剂研究和应用近20年来，水溶性聚合物类堵剂在油田得到了广泛的应用。
独联体各国对聚丙烯腈堵水有广泛的研究和应用，同时还使用了有机硅、水泥、泡沫及化工副产品作为堵剂；美国以聚丙烯酰胺冻胶为主，同时还使用了生物聚合物、水玻璃、油基水泥及微细水泥堵剂，经过多年的研究和应用，美国和苏联均形成了一套比较完备的适应各种地层、温度等条件的堵水调剖剂，并进行了系列化研究，对堵剂的适用条件进行了筛选，如前苏联油井大修科学研究院等单位制定的《堵水工艺和堵水剂选择规程》指出，应根据地质工艺条件选择有效的堵水方法和堵水剂，规程中对各类堵剂的适用条件和范围进行了研究。
聚合物冻胶类堵剂是目前国外使用最多、应用最广的一类堵剂。
据统计，美国EOR方案设计中有35％采用聚合物，而其中的60％采用的是冻胶处理。
该类堵剂包括聚丙烯酰胺、聚丙烯腈、木质素磺酸盐和生物聚合物、两性聚合物等与交联剂反应形成的冻胶。
如Zaitoun等人[1]针对德国北部的Ploenost油田地层水含盐度大，温度高（95℃）的条件研制的聚糖类堵剂有效解决了该油田出水严重的问题，该堵剂包括两种新型聚合物：聚合物HST和聚糖G。
HST是一种合成的乙烯基三聚物，聚糖G则是由微生物发酵合成的非离子型类似棒状分子的产物。
二种物质均可制成粉剂，它们比聚丙烯酰胺有更好的稳定性。
另外有：颗粒类；沉淀类；生物型；泡沫型。
此处不作具体介绍。
1.1.2 我国油田堵水调剖发展现状我国从50年代开始研究和应用油田堵水技术，至今大体经历了三个发展阶段，即从油田机械卡堵水为主的阶段（50年代至70年代），油田化学堵水阶段（80年代初期开始），注水井调剖和以油田区块为整体的堵水调剖综合治理阶段（80年代中期开始）[1]。
开始时使用水泥浆堵水，而后发展了油基水泥、石灰乳、树脂、活性稠油等，六十年代以树脂为主，七十年代水溶性聚合物及其凝胶开始在油田应用，从此，油田堵水技术进入了一个新的发展阶段，堵剂品种迅速增加，处理井次增多，经济效果也明显提高。
自1979年至1996年油田上进行了2万多井次现场实验和应用作业，改善了注水开发效果，增加了可采储量和产油量，减少了产水量，取得了明显的经济效益和社会效益。
1.1.2.1 堵水调剖物理模拟研究总公司研究院、渗流力学研究所、石油大学等单位在堵水调剖物理模拟方面做了一些研究工作，取得了一些成果。
总公司研究院和渗流力学研究所合作用微观模拟技术和核磁共振成像技术研究了聚合物冻胶在多孔介质中的充填、运移和堵塞规律，从而初步从物理模拟研究方面探索了聚合物冻胶提高注入水的波及体积、调整吸水剖面，改善水驱采收率的微观机理。
研究结果指出，聚合物冻胶首先堵塞原注水形成的水流大通道，迫使注入水重新形成新的旁通孔道，波及原未波及的区域，从而提高注水的波及系数，提高水驱采收率[2]。
1.1.2.2 堵水调剖化学剂自50年代开始，结合我国不同类型油藏的特点和不同开发阶段的堵水调剖技术的要求已研制出系列的堵水调剖剂，据统计油田应用过的各种堵水调剖剂约有70种共分8类，应用较多的是水溶性聚合物冻胶类堵水调剖剂。
水溶性聚合物冻胶是我国七十年代以来研究最多应用最广的一种堵水调剖剂。
特别是聚丙烯酰胺大量而广泛的应用，给化学堵水调剖技术开创了新局面。
水溶性聚合物包括合成聚合物、天然改性聚合物、生物聚合物等。
它们的共同特点是溶于水，在水中有优良的增粘性，线性大分子链上都有极性基团，能与某些多价金属离子或有机基团（交联剂）反应。
生成体型的交联产物—冻胶，粘度大幅度增加，失去流动性及水溶性，显示较好的粘弹性。
聚合物凝胶在堵水调剖中的作用机理是它们在地层多孔介质中产生物理堵塞作用、吸附作用、残余阻力或改变水油流度比。
使用浓度低（一般为0.3％一5％），处理成本低，工艺简单，易于控制，效果明显，在油井堵水和注水井封堵大孔道都有广泛应用。
根据聚合物、交联剂及其他添加剂的不同又可分成许多品种。
聚丙烯酰胺（PAM）堵水调剖剂：（1）部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）/甲醛以甲醛为交联剂的聚丙烯酰胺冻胶堵水剂，七十年代首先在胜利油田应用成功。
（2）HPAM/Cr3+（无机络离子）所用交联剂是六价铬经氧化还原反应得到的新生态三价无机铬离子，在体系中添加不同的热稳定剂及其他添加剂又可得到中温、高温铬冻胶及混合型冻胶等多种产品。
（3）PAM（非水解体）/Cr3+（醋酸铬，丙酸铬等）PAM缓慢水解后以有机铬为交联剂发生延迟凝胶作用，耐温性可达130℃。
（4）HPAM/柠檬酸铝一般采用双液法注入工艺施工，在大庆、大港用于聚合物驱前的调剖处理。
（5）HPAM/柠檬酸钛柠檬酸钛能延缓交联反应，在一定条件下70℃时凝胶时间可长达72小时。
（6）HPAM/306树脂306树脂为可溶性的密胺树脂，树脂中的羟甲基与HPAM中的羧基进行脱水交联，生成的冻胶强度高，耐温性较好，在胜利、河南等油田进行了工业性推广应用。
（7）HPAM/PIA系列堵水调剖剂交联剂包括PIA601，602，603，604等（酚醛树脂、脲醛树脂等），构成适用于20-130℃不同地层温度的系列产品，已在辽河、华北、吉林、中原等油田大面积推广应用。
（8）HPAM/Zr4+这是以锆离子为交联剂的双液法注入堵剂，形成的冻胶与砂粒间有良好的粘附性.在胜利油田推广应用效果较好。
（9）HPAM/乌洛托品-对苯二酚堵水调剖剂这也是由可溶性酚醛树脂交联的HPAM冻胶堵剂，耐温性较好。
乌洛托品受热分解出甲醛，再与酚反应生成树脂，因而产生了一定的延迟交联作用。
（10）HPAM乳液-可溶性树脂-铬堵水调剖剂该剂使用乳液型HPAM，配制方便。
HPAM，水溶性酚醛，氨基等树脂与铬离子共同交联，提高了热稳定性，可用于150℃以下地层。
型号为TDG--IR，WF-981的产品在油田堵水调剖中已有广泛应用[3]。
木质素类堵水调剖剂：木质素来源于造纸厂纸浆废液，有两类。
一类为木材用亚硫酸钠处理产生的纸浆废液，主要成分为木质素磺酸盐，其分子结构非常复杂，主要含有甲氧基、羟基、醛基、双键、醚键、羧基、芳香基和磺酸基等。
这类木质素常与聚丙烯酰胺混用，以重铬酸钠或水玻璃为交联剂。
重铬酸钠中的Cr6+经木质素分子中的还原糖及羟基和醛基还原为Cr3+，将木质素与HPAM交联起来形成混合冻胶。
主要用于调剖，也可用于堵水。
另一类是芦苇、稻草等非木材原料与碱蒸煮产生的碱法草浆黑液，其成份也很复杂。
草本木质素主要由愈创木基丙烷、紫丁香基丙烷、4-羟基苯丙烷结构构成。
与甲醛反应可增加碱木素的酚化程度，使羟甲基之间脱水缩合程度增加，形成凝胶状态的可以耐高温的交联结构，可用于高温地层堵水调剖。
此外，属于林业化工产品的栲胶经改性交联也可生成凝胶，用于油田堵水调剖。
栲胶是一种复杂的混合物，主要的有效组份是单宁，单宁是多元酚衍生物的混合物，可代替酚类原料，其凝胶比普通酚类凝胶有更好的耐热性，在300℃下仍有良好的热稳定性，可用于稠油蒸汽驱地层堵水调剖[4]。
1.1.3 国内外水平对比从上述国内外堵水调剖技术的研究和应用情况看，总的来说，我国许多现有的技术已达到国外同期发展水平，主要差距在于施工设备和监测系统的完善，高温堵剂的研制，深部调剖剂及其配套工艺技术的研究应用等。
同国外堵水调剖技术相比，我国的堵水调剖技术在下面几方面需加速研究、完善和提高。
（1）研究三维三相多组分数值模拟器软件，使软件具有井口-井筒-油藏一体化的功能。
开展堵水调剖人工智能系统、井底温度场研究、示踪剂解释剩余油分布研究。
（2）加强深部调剖技术研究，研究出更多种类适用于不同地层条件和开采阶段的深部调剖化学剂及相应工艺技术。
（3）加强施工工艺技术研究，研制较好的自动监测系统，完善施工设备。
（4）研制抗高温、交联时间长适合与高温深井和高温蒸汽井的堵水调剖剂，解决蒸汽驱中蒸汽的重力超覆和指进导致蒸汽驱的波及系数降低、油气比变小、油井含水率上升、产油量大幅度下降的矛盾。