本发明属于油田开发技术的领域，特别涉及一种水平井堵水用水包油乳状液及其制备方法。
技术背景
堵水技术是在油井中注入堵剂，实现对出水通道的封堵，降低油井的无效采油以及采出油的含水量。水平井增加了井眼在产层中的长度以及泄油面积，可在低压差下开发油藏，提高储层、裂缝钻遇率，有效解决油气田开发过程中面临的问题，达到“稀井高产”的目的。其中最主要的一个问题就是由于水平井的井身与油藏平行，使水平井很容易大量产水，水平井产水会使产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。因此，如何进行有效的堵水便成了水平井生产中的一个非常关键的问题。水平井堵水技术中遇到的问题比普通油井要复杂的多，因此对堵剂的性能要求也要苛刻一些。目前常用的堵剂有如下问题：(1)堵剂选择性不强，堵住了水，但同时油的产量也下降了，经济效益较差。(2)堵剂难以进入深部，堵剂强度较弱，易出现回吐或封堵强度不高，有效期短，堵水效果不理想。(3)堵剂适用的油藏化学环境较窄。发明专利“一种稠油乳状液转相调剖堵水剂”(申请号201510535437.X)也使用不伤害油层的稠油做主要的材料，制备成水包油型乳状液，到地层后反相封堵，但使用石灰石粉作为稳定剂，降低了放置稳定性，同时乳化剂和转相剂种类繁多，增加了成本。
技术实现要素：
本发明针对现有技术的不足而提出一种水平井堵水用水包油乳状液，注入地层后依靠油层水矿化度和温度来破乳，释放其中高粘稠油，并在表活剂存在下部分反相，达到高选择性封堵的目的。本发明的乳状液具有制备工艺简单，成本较低，稳定性能好，堵剂选择性强的特点。
本发明公开了一种水平井堵水用水包油乳状液，制备原料包括稠油、去离子水、水溶性表面活性剂、油溶性表面活性剂和稳定剂。
具体原料配比(重量份)如下：
稠油30-40、去离子水60-70、水溶性表面活性剂0.1-0.2、油溶性表面活性剂0.2-0.3和稳定剂0.1-0.2。
优选的配比(重量份)如下：稠油32、去离子水65、水溶性表面活性剂0.13、油溶性表面活性剂0.28和稳定剂0.15。
所述的水溶性表面活性剂为烷基酚聚氧乙烯醚或聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯，所述的油溶性表面活性剂为失水山梨醇油酸酯。
所述的稳定剂为聚乙二醇。
一种水平井堵水用水包油乳状液的制备方法，具体步骤如下：
(1)配制水相
取60-70g去离子水加入烧杯中，将去离子水加热至40-50℃，向去离子水中加入0.1-0.2g水溶性表面活性剂，搅拌均匀，搅拌速度为200-300rpm，搅拌时间为10-20min，搅拌时间结束后自然降温至室温，得到水相；
(2)配制油相
取30-40g稠油加入烧杯中，将稠油加热至50-70℃，向稠油中加入0.2-0.3g油溶性表面活性剂，搅拌均匀，搅拌速度为500-600rpm，搅拌时间为20-30min；搅拌时间结束后降温度降至30-40℃，恒温10-20min；然后自然降温至室温，得到油相；
(3)将上述油相加入水相中，同时加入稳定剂0.1-0.2g，搅拌30-50min，搅拌速度为800-1000rpm，搅拌时间为30-50min，得到本产品。
本发明提出了一种水平井堵水用水包油乳状液，制备工艺简单，成本较低，其特点是初始粘度低，易注入；在地层中破乳或反相后释放其中包裹的高粘稠油相或进一步形成更粘稠的油包水相，从而对出水处进行安全封堵；堵剂选择性强，与高矿化度水反相变粘稠封堵，遇油则不变。本发明得到的产品初始粘度低于10mPa.s，封堵率达到85％以上，堵水效果良好。
具体实施方式
下面结合具体的实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
实施例1
水平井堵水用水包油乳状液A采用的原料(重量份)为：稠油30、去离子水60、烷基酚聚氧乙烯醚0.1、失水山梨醇油酸酯0.2和聚乙二醇0.1。
水平井堵水用水包油乳状液A的制备方法，具体步骤如下：
(2)配制水相
取60g去离子水加入烧杯中，将去离子水加热至40℃，向去离子水中加入0.1g烷基酚聚氧乙烯醚，搅拌均匀，搅拌速度为200rpm，搅拌时间为10min，搅拌时间结束后自然降温至室温，得到水相；
(2)配制油相
取30g稠油加入烧杯中，将稠油加热至50℃，向稠油中加入0.2g失水山梨醇油酸酯，搅拌均匀，搅拌速度为500rpm，搅拌时间为20min；搅拌时间结束后降温度降至30℃，恒温10min；然后自然降温至室温，得到油相；
(3)将上述油相加入水相中，同时加入0.1g聚乙二醇，搅拌30min，搅拌速度为800rpm，搅拌时间为30min，得到本产品A，产品A的粘度为8.9mPa.s。
实施例2
水平井堵水用水包油乳状液B采用的原料(重量份)为：稠油32、去离子水65、聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯0.13、失水山梨醇油酸酯0.28和聚乙二醇0.15。
水平井堵水用水包油乳状液B的制备方法，具体步骤如下：
(1)配制水相
取65g去离子水加入烧杯中，将去离子水加热至42℃，向去离子水中加入0.13g聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯，搅拌均匀，搅拌速度为280rpm，搅拌时间为18min，搅拌时间结束后自然降温至室温，得到水相；
(2)配制油相
取32g稠油加入烧杯中，将稠油加热至60℃，向稠油中加入0.28g失水山梨醇油酸酯，搅拌均匀，搅拌速度为550rpm，搅拌时间为23min；搅拌时间结束后降温度降至35℃，恒温13min；然后自然降温至室温，得到油相；
(3)将上述油相加入水相中，同时加入0.15g聚乙二醇，搅拌35min，搅拌速度为850rpm，搅拌时间为40min，得到本产品B，产品B的粘度为8.3mPa.s。
实施例3
水平井堵水用水包油乳状液C采用的原料(重量份)为：稠油35、去离子水63、烷基酚聚氧乙烯醚0.16、失水山梨醇油酸酯0.22和聚乙二醇0.17。
水平井堵水用水包油乳状液C的制备方法，具体步骤如下：
(1)配制水相
取63g去离子水加入烧杯中，将去离子水加热至45℃，向去离子水中加入0.16g烷基酚聚氧乙烯醚，搅拌均匀，搅拌速度为250rpm，搅拌时间为13min，搅拌时间结束后自然降温至室温，得到水相；
(2)配制油相
取35g稠油加入烧杯中，将稠油加热至65℃，向稠油中加入0.22g失水山梨醇油酸酯，搅拌均匀，搅拌速度为580rpm，搅拌时间为27min；搅拌时间结束后降温度降至38℃，恒温18min；然后自然降温至室温，得到油相；
(3)将上述油相加入水相中，同时加入0.17g聚乙二醇，搅拌45min，搅拌速度为900rpm，搅拌时间为45min，得到本产品C，产品C的粘度为8.5mPa.s。
实施例4
水平井堵水用水包油乳状液D采用的原料(重量份)为：稠油40、去离子水70、聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯0.2、失水山梨醇油酸酯0.3和聚乙二醇0.2。
水平井堵水用水包油乳状液D的制备方法，具体步骤如下：
(1)配制水相
取70g去离子水加入烧杯中，将去离子水加热至50℃，向去离子水中加入0.2g聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯，搅拌均匀，搅拌速度为300rpm，搅拌时间为20min，搅拌时间结束后自然降温至室温，得到水相；
(2)配制油相
取40g稠油加入烧杯中，将稠油加热至70℃，向稠油中加入0.3g失水山梨醇油酸酯，搅拌均匀，搅拌速度为600rpm，搅拌时间为30min；搅拌时间结束后降温度降至40℃，恒温20min；然后自然降温至室温，得到油相；
(3)将上述油相加入水相中，同时加入0.2g聚乙二醇，搅拌50min，搅拌速度为1000rpm，搅拌时间为50min，得到本产品D，产品D的粘度为9.2mPa.s。
实施例5
试验水平井注水井F11概况：水井的地层温度45℃，注水压力6.3MPa，渗透率1250×10-3μm2，注水量120m3/d，该水井对应油井3口，平均含水92.3％；注水层位为3层，编号为F1、F2、F3，厚度分别是5m、5m、8m，吸水剖面测试表明F1层吸水量为25m3/d，F2层吸水量为80m3/d，F3层吸水量为15m3/d，其中F2层吸水量占到了总注水量的75.0％。选取本发明的产品A在该水平井进行了现场堵水应用。
现场共注入本产品A5.2m3，初始粘度为8.9mPa.s，破乳后粘度为56.2mPa.s，现场应用的效果见表1：
表1试验前后水井F11吸水剖面变化
试验后吸水剖面测试表明F1层吸水量为36m3/d，F2层吸水量为7.8m3/d，F3层吸水量为40m3/d，其中，F2层吸水量降低了72.2m3/d，F2层封堵率达到了90.2％。该水井对应的3口油井平均含水下降了10.5个百分点，累计增油2560t，现场试验效果良好。
实施例6
试验水平井注水井G2概况：水井的地层温度55℃，注水压力5.0MPa，渗透率1300×10-3μm2，注水量100m3/d，该水井对应油井5口，平均含水95.8％；注水层位为3层，编号为G1、G2、G3，厚度分别是3m、6m、9m，吸水剖面测试表明G1层吸水量为80m3/d，G2层吸水量为12m3/d，G3层吸水量为8m3/d，其中G1层吸水量占到了总注水量的80.0％。选取本发明的产品B在该水平井进行了现场堵水应用。
现场共注入本产品B 6.5m3，初始粘度为8.3mPa.s，破乳后粘度为75.0mPa.s，现场应用的效果见表2：
表2试验前后水井G2吸水剖面变化
试验后吸水剖面测试表明G1层吸水量为10m3/d，G2层吸水量为35m3/d，G3层吸水量为25m3/d，其中，G1层吸水量降低了70m3/d，G1层封堵率达到了87.5％。该水井对应的5油井平均含水下降了9.8个百分点，累计增油4250t，现场试验效果良好。
实施例7
试验水平井注水井H3概况：水井的地层温度56℃，注水压力4.8MPa，渗透率1420×10-3μm2，注水量98m3/d，该水井对应油井3口，平均含水98.5％；注水层位为3层，编号为H1、H2、H3，厚度分别是8m、5m、12m，吸水剖面测试表明H1层吸水量为12m3/d，H2层吸水量为72m3/d，H3层吸水量为14m3/d，其中H2层吸水量占到了总注水量的73.5％。选取本发明的产品C在该水平井进行了现场堵水应用。
现场共注入本产品C 7.5m3，初始粘度为8.5mPa.s，破乳后粘度为53.0mPa.s，现场应用的效果见表3：
表3试验前后水井H3吸水剖面变化
试验后吸水剖面测试表明H1层吸水量为32m3/d，H2层吸水量为8.8m3/d，H3层吸水量为35m3/d，其中，H2层吸水量降低了63.2m3/d，H2层封堵率达到了87.8％。该水井对应的3油井平均含水下降了13.5个百分点，累计增油3856t，现场试验效果良好。
实施例8
试验水平井注水井K5概况：水井的地层温度38℃，注水压力4.3MPa，渗透率1000×10-3μm2，注水量110m3/d，该水井对应油井4口，平均含水95.8％；注水层位为3层，编号为K1、K2、K3，厚度分别是13m、8m、4m，吸水剖面测试表明K1层吸水量为10m3/d，K2层吸水量为15m3/d，K3层吸水量为85m3/d，其中K3层吸水量占到了总注水量的77.3％。选取本发明的产品D在该水平井进行了现场堵水应用。
现场共注入本产品D 5.0m3，初始粘度为9.2mPa.s，破乳后粘度为42.2mPa.s，现场应用的效果见表4：
表4试验前后水井K5吸水剖面变化
试验后吸水剖面测试表明K1层吸水量为45.2m3/d，K2层吸水量为32m3/d，K3层吸水量为11.7m3/d，其中，K3层吸水量降低了73.3m3/d，K2层封堵率达到了86.2％。该水井对应的4油井平均含水下降了11.3个百分点，累计增油3850t，现场试验效果良好。