本发明属于石油工程油田化学技术领域，尤其是涉及一种可固结发泡堵剂。
背景技术：
油田开发后期在多层系开发、层系调整时需要对高含水层、无效开发层进行封层堵水，以此保障其他含油层系的正常生产。所谓油水井封层堵水，即向封堵目的层中注入堵剂封堵地层渗流通道，实现地层内部流体、压力与井筒内部、其他层系的完全隔离。
油水井封层堵水需要堵剂封堵强度高。通常使用油井水泥类堵剂可满足较高渗透地层封层，但对于中低渗透地层封层，普通油井水泥颗粒尺寸大，比重大于水，经地层水稀释，近井容易发生沉降、堆积，注入地层困难，难以形成有效封堵层。即便使用超细水泥，对堵剂注入性的改善很有限，而且超细水泥比表面积大，水化固结速度快，尤其在高温中低渗透地层施工风险较大。
中低渗透地层封层也可使用环氧树脂类堵剂进行封堵，该类堵剂在常温下为均一液相，不被水稀释，可直接注入地层，经地层温度、固化剂调节，在地层孔隙内充填固结，实现高强度封堵。但环氧树脂类堵剂仍存在初始粘度较高不易泵送，固结后容易出现体积微缩的问题。虽加入微硅粉工艺可减小体积微缩的影响，但相比油井水泥堵剂，环氧树脂类堵剂成本较高，应用量受到限制。
针对以上中低渗透地层封层堵水技术难题，亟需开发出一种可固结发泡堵剂，可有效克服或改善现有封层堵水技术产品的不足。
技术实现要素：
有鉴于此，本发明旨在提出一种可固结发泡堵剂，以解决石油开采中，针对中低渗透地层封层堵水，现有堵剂难以形成有效封堵强度、成本较高的技术问题。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：
一种可固结发泡堵剂，包括如下重量份数的组分，环氧树脂25～55份；低粘度原油25～55份；三乙烯四胺3～12份；氯化铵2.1～6份；亚硝酸钠3～7.2份；水5～25份；表面活性剂0.3～1.2份。
优选的，包括如下重量份数的组分，环氧树脂30～50份；低粘度原油30～50份；三乙烯四胺5～10份；氯化铵2.7～5.4份；亚硝酸钠3.4～6.8份；水10～20份；表面活性剂0.5～1份。
优选的，包括如下重量份数的组分，环氧树脂35～45份；低粘度原油35～45份；三乙烯四胺6～9份；氯化铵3.7～4.4份；亚硝酸钠4.4～5.8份；水13～17份；表面活性剂0.6～0.8份。
优选的，所述环氧树脂为双酚f型环氧树脂。
优选的，所述低粘度原油的20℃粘度为30～60mpa.s。
优选的，所述表面活性剂为span-80或span-60。
本发明还提供了一种制备如上所述的可固结发泡堵剂的方法，包括如下步骤，
1)制备发泡剂水溶液：按照原料配比，将发泡反应原料氯化铵与亚硝酸钠溶入自来水，低速150～250转/分钟均匀搅拌15～35分钟；
2)制备环氧树脂低粘度溶液：按照原料配比，依次在环氧树脂中混入低粘度原油、三乙烯四胺、表面活性剂，低速150～250转/分钟均匀搅拌15～35分钟；
3)制备乳液型环氧树脂：低速150～250转/分钟搅拌步骤2)制备的环氧树脂低粘度溶液，搅拌过程中滴加步骤1)制备的发泡剂水溶液，待滴加完毕后，密闭搅拌罐，高速6000～10000转/分钟搅拌15～35分钟，即得到可固结发泡堵剂。
优选的，步骤1)中，低速200转/分钟均匀搅拌20分钟；步骤2)中，低速200转/分钟均匀搅拌20分钟；步骤3)中，低速200转/分钟搅拌步骤2)制备的环氧树脂低粘度溶液，搅拌过程中滴加步骤1)制备的发泡剂水溶液；待滴加完毕后，密闭搅拌罐，高速8000转/分钟搅拌20分钟。
本发明同时提供如上所述的可固结发泡堵剂在地层温度≥65℃的中低渗透封堵目的层中的应用。
本发明也提供如上所述的制备方法制备的可固结发泡堵剂，在地层温度65℃～120℃的中低渗透封堵目的层中的应用。
本发明所述的可固结发泡堵剂的堵水原理为，将本发明所述的可固结发泡堵剂注入中低渗透封堵目的层。候凝期间，本发明所述的堵剂在地层温度≥65℃时，堵剂内部的发泡组分发生化学反应，产生的氮气使得环氧树脂内部均匀充气而体积膨胀。与此同时，环氧树脂也在地层温度、固化剂的调节下，逐渐固化成型，形成蜂窝状、与地层孔隙整体固结封堵体，实现地层高强度封堵。
本发明所述的可固结发泡堵剂的发泡机理为，
反应式：nh4cl+nano2＝nacl+2h2o+n2↑；
反应条件：该化学反应只在有水环境下且温度≥65℃进行，并随温度增加而反应加剧。
相对于现有技术，本发明所述的可固结发泡堵剂，具有以下优势：
(1)本发明所述的可固结发泡堵剂，是一种低粘度乳状溶液，生产简单且安全，副反应、副产品少。由于采用低粘度原油等原料，成本低于普通环氧树脂类堵剂。
(2)本发明所述的可固结发泡堵剂，堵剂中不含固体颗粒，相比较超细水泥具有明显的注入性优势，适于中低渗透地层高强度封堵。
(3)本发明所述的可固结发泡堵剂，堵剂可发泡膨胀，相比较普通环氧树脂类堵剂，不会出现固化后体积微缩现象，封堵强度大。
具体实施方式
除有定义外，以下实施例中所用的技术术语具有与本发明创造所属领域技术人员普遍理解的相同含义。以下实施例中所用的试验试剂，如无特殊说明，均为常规生化试剂；所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法。
以下实施例中使用的原料及设备，如下所述：
①环氧树脂：双酚f型环氧树脂，化学纯，市售。
②低粘度原油：20℃粘度30～60mpa.s，市售或油田自产，起稀释剂及降低成本作用。
③三乙烯四胺：起固化剂作用，化学纯，市售。
④氯化铵：发泡反应原料，化学纯，市售。
⑤亚硝酸钠：发泡反应原料，化学纯，市售。
⑥表面活性剂：span-80或span-60，化学纯，市售。
⑦自来水：城市自来水供水，符合国家自来水标准gb5749-85。
⑧恒速搅拌器：型号370型，美国千德乐科技有限公司生产。
⑨蠕动泵：排量1～100ml/min，konap蠕动泵bt100-1j基本型，科耐普蠕动泵有限公司生产。用于实施例调剖剂泵入填砂管封堵模拟实验。
⑩恒温烘箱：电热恒温干燥箱ufe500，德国memmert公司生产。用于实施例实验样品的恒温养护。
本发明所述的可固结发泡堵剂的制备方法，包括如下步骤，
1)制备发泡剂水溶液：按照原料配比，将发泡反应原料氯化铵与亚硝酸钠溶入自来水，低速200转/分钟均匀搅拌20分钟；
2)制备环氧树脂低粘度溶液：按照原料配比，依次在环氧树脂中混入低粘度原油、三乙烯四胺、表面活性剂，低速200转/分钟均匀搅拌20分钟；
3)制备乳液型环氧树脂：低速200转/分钟搅拌步骤2)制备的环氧树脂低粘度溶液，搅拌过程中滴加步骤1)制备的发泡剂水溶液，待滴加完毕后，密闭搅拌罐，高速8000转/分钟搅拌20分钟，即得到可固结发泡堵剂。
实施例1
原料(均为市售工业品)：环氧树脂30公斤，低粘度原油30公斤，三乙烯四胺5公斤，发泡反应原料氯化铵2.7公斤，亚硝酸钠3.4公斤，自来水10公斤，表面活性剂0.5公斤。严格按照上文描述的制备方法得到本发明产品可固结发泡堵剂。表面活性剂使用span-80。
室内中低渗透人造岩心封堵模拟试验对比：准备渗透率220×10-3μm2的人造圆柱岩心，外径25.5mm，岩心长度200.4mm。利用蠕动泵将可固结发泡堵剂以2ml/min注入速度，注入量0.8pv，注入渗透率220×10-3μm2的人造岩心。将人造岩心80℃下候凝24h后测试人造岩心突破压力为2.4mpa。
实施例2
原料(均为市售工业品)：环氧树脂50公斤，低粘度原油50公斤，三乙烯四胺10公斤，发泡反应原料氯化铵5.4公斤，亚硝酸钠6.8公斤，自来水20公斤，表面活性剂1.0公斤。严格按照上文描述的制备方法得到本发明产品可固结发泡堵剂。表面活性剂使用span-60。
室内中低渗透人造岩心封堵模拟试验对比：准备渗透率220×10-3μm2的人造圆柱岩心，外径25.3mm，岩心长度200.2mm。利用蠕动泵将可固结发泡堵剂以2ml/min注入速度，注入量0.8pv，注入渗透率215×10-3μm2的人造岩心。将人造岩心80℃下候凝12h后测试人造岩心突破压力为3.5mpa。
实施例3
原料(均为市售工业品)：环氧树脂40公斤，低粘度原油40公斤，三乙烯四胺7公斤，发泡反应原料氯化铵4.0公斤，亚硝酸钠5.0公斤，自来水15公斤，表面活性剂0.7公斤。严格按照上文描述的制备方法得到本发明产品可固结发泡堵剂。表面活性剂使用span-80。
室内中低渗透人造岩心封堵模拟试验对比：准备渗透率220×10-3μm2的人造圆柱岩心，外径25.4mm，岩心长度200.4mm。利用蠕动泵将可固结发泡堵剂以2ml/min注入速度，注入量0.8pv，注入渗透率218×10-3μm2的人造岩心。将人造岩心80℃下候凝12h后测试人造岩心突破压力为3.1mpa。
以上所述仅为本发明创造的较佳实施例而已，并不用以限制本发明创造，凡在本发明创造的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明创造的保护范围之内。