李雪嬌 付美龍 李亮 徐傳奇 敖明明

1. 長江大學(xué)石油工程學(xué)院；2. 中國石化西北油田分公司

0 引言

全球碳酸鹽巖儲層中的油氣儲量約占油氣總儲量的40%，產(chǎn)量約占油氣總產(chǎn)量的60%。塔河油田屬于典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏，油藏埋深為5 300～7 000 m，地層溫度120～150 ℃，地層水總礦化度為(20～25)×104mg/L，地層壓力系數(shù)1.1，具有超深、高溫、高礦化度、非均質(zhì)性極強(qiáng)等特點，其復(fù)雜的地質(zhì)條件及開采難度在世界上都非常少見。儲滲空間形態(tài)多樣、大小懸殊、分布不均，儲層主要分為裂縫型、縫洞型、溶洞型。油藏開發(fā)遇到的主要矛盾之一是油田含水率上升過快，導(dǎo)致自然遞減幅度大，油產(chǎn)量大幅度下降，因此減緩油井見水后含水上升速度是提高油田整體開發(fā)效果、提高原油采收率的關(guān)鍵［1]。

目前，塔河油田使用的顆粒類堵劑主要有水泥類無機(jī)顆粒堵劑和可固化顆粒類堵劑，可固化顆粒注入性較差，無法達(dá)到深部調(diào)堵目的；無機(jī)顆粒堵劑剛性大、變形能力弱、通過能力差，不易到達(dá)出水點。體膨顆粒是近20 年發(fā)展起來的一項調(diào)堵技術(shù)，具有遇水膨脹的特性，該系列調(diào)堵劑主要由單體、交聯(lián)劑以及其他添加劑在地面聚合交聯(lián)，然后經(jīng)過造粒、烘干、粉碎、篩分等工藝加工而成［2-3]。由于是地面條件下交聯(lián)，避免了地層條件如溫度、礦化度、pH 值和剪切對成膠的不利影響；同時，該類顆粒適合封堵有大孔道發(fā)育或者縫洞型的非均質(zhì)地層，相較于其他類型堵劑具有較好的耐溫抗鹽性能，因此很適用于塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏堵水施工中［4]。然而，目前國內(nèi)所用的體膨顆粒的膨脹速度和膨脹倍數(shù)普遍偏高，嚴(yán)重降低了封堵半徑，甚至出現(xiàn)現(xiàn)場注入困難的問題［5]。

選用聚偏二氯乙烯等配制成的溶液，對篩選出的耐溫抗鹽型體膨顆粒XN-T 進(jìn)行物理覆膜，對覆膜型體膨顆粒進(jìn)行了基本性能評價；借助于玻璃刻蝕微觀可視化模型，研究了覆膜型體膨顆粒在縫洞中的堵水機(jī)理以及卡封運(yùn)移的規(guī)律；并對顆粒的注入?yún)?shù)以及注入方式進(jìn)行了優(yōu)化，最大限度發(fā)揮體膨顆粒類堵劑的優(yōu)勢，為塔河油田現(xiàn)場后續(xù)施工提供相應(yīng)的技術(shù)參數(shù)。

1 實驗

1.1 實驗材料

體膨顆粒：購置了國內(nèi)27 種體膨顆粒樣品，綜合考慮其膨脹性能、高溫高鹽(130 ℃、22×104mg/L礦化度)條件下的長期穩(wěn)定性、體膨顆粒膨脹后的物理性狀如柔韌性、硬脆性等，篩選確定出河南精誠石化有限公司的XN-T 體膨顆粒。

實驗用水：根據(jù)塔河油田實際產(chǎn)出水的離子組成配制的模擬地層水(見表1，其總礦化度高達(dá)22×104mg/L，鈣鎂離子高達(dá)1.2×104mg/L。

表 1 模擬地層水離子組成Table 1 Ionic composition of simulated formation water

實驗用油：塔河油田4 區(qū)塊脫水脫氣原油，地面黏度為55 m Pa · s。

實驗巖心：用固井專用G 系水泥以及纖維自制縫洞型巖心，利用手動鋸條和電鉆刻蝕縫洞，巖心長15 cm，直徑2.5 cm，其中寬縫洞巖心縫寬2 mm，窄縫洞巖心縫寬1 mm，極差為2，洞的直徑為5 mm。

1.2 實驗方法

1.2.1 顆粒膨脹性能測定

使用膨脹倍數(shù)表征顆粒吸水膨脹性能，稱取所需顆粒質(zhì)量m0，加入塔河模擬地層水中，間隔一段時間后將分散體系中的顆粒用篩網(wǎng)進(jìn)行過濾，再用濾紙吸干表面游離水，稱取顆粒吸水膨脹后的質(zhì)量m1，膨脹倍數(shù)即為Sw=m1/m0。

1.2.2 玻璃刻蝕微觀可視化物模實驗

實驗室建立起縫洞型油藏玻璃刻蝕微觀可視化研究系統(tǒng)，從微觀尺度深入探究顆粒在縫洞中的堵水機(jī)理以及卡封運(yùn)移的規(guī)律。實驗裝置見圖1。

圖 1 縫洞型油藏微觀可視化驅(qū)替裝置Fig. 1 Microscopically visual displacement device for fractured-vuggy oil reservoir

1.2.3 巖心流動實驗

(1)將自制巖心干燥后抽空飽和地層水；(2)按照圖2 組裝好巖心流動裝置，升溫至130 ℃，油驅(qū)建立束縛水飽和度，放置24 h；(3)用模擬地層水恒速0.5 mL/min 驅(qū)替至巖心含水98%；(4)并注入質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為10%的顆粒溶液1 PV，在130 ℃環(huán)境下老化一段時間，之后重新正向水驅(qū)，記錄各項參數(shù)。

圖 2 XN-T 顆粒巖心流動實驗裝置Fig. 2 Core flow test device for XN-T particle

2 結(jié)果與討論

2.1 覆膜型體膨顆粒的制備及性能評價

2.1.1 覆膜型體膨顆粒的制備

體膨顆粒XN-T 是丙烯酰胺與耐高溫交聯(lián)劑聚合加工成的顆粒，有較好的耐溫抗鹽性能，在140 ℃下的長期熱穩(wěn)定性能良好，但其膨脹速度過快，在塔河模擬地層水中0.5 h 膨脹倍數(shù)便能達(dá)到4.7 倍，8 h達(dá)到最大膨脹倍數(shù)7.3 倍，嚴(yán)重影響了現(xiàn)場顆粒的注入性。為達(dá)到體膨顆粒XN-T 延緩膨膨的效果，用聚偏二氯乙烯、抗氧化劑(不飽和硫氧化物)以及穩(wěn)定劑(有機(jī)膦酸酯)配制成覆膜溶液，對XN-T 顆粒進(jìn)行物理包覆，在其表面形成類似膠囊的覆膜，從而延緩其膨脹。最終制備出覆薄膜的XN-T 體膨顆粒和覆厚膜的XN-T 體膨顆粒2 種覆膜顆粒。

2.1.2 膨脹性能評價

為了考察覆膜型體膨顆粒的延緩膨膨性能和長期老化穩(wěn)定性能，測試XN-T 顆粒、覆薄膜XN-T 顆粒以及覆厚膜XN-T 顆粒的膨脹性能，實驗溫度130 ℃。從圖3 可看出，未覆膜的XN-T 初始膨脹迅速，8 h 時達(dá)到最大膨脹倍數(shù)；而覆薄、厚膜的XNT 在高溫下膜開始緩慢分解，顆粒緩慢膨脹，均在24 h 時達(dá)到最大膨脹倍數(shù)，緩膨性能良好。這是因為體膨顆粒XN-T 屬于親水性三維網(wǎng)絡(luò)聚合物，其吸水溶脹是一個自由焓降低的自發(fā)過程，覆膜主要是對XN-T 顆粒的物理包裹，通過膜的阻隔來減少吸水面積，從而實現(xiàn)緩膨。高溫條件下覆膜受熱緩慢分解，膜表面會逐漸形成微孔，XN-T 的膨脹部分從這些微孔中向外“逃逸”，在膨脹力作用下微孔逐漸變?yōu)榱鸭y，隨著XN-T 的逐漸膨脹，集中于裂紋處應(yīng)力逐漸增大，最后導(dǎo)致裂紋向前擴(kuò)展，覆膜破裂［6]。膜破裂后顆粒的長期穩(wěn)定性主要由XNT 自身的耐溫性能所決定，從圖3 可看出，顆粒在達(dá)到最大膨脹倍數(shù)后開始收縮，在72 h 后逐漸趨于穩(wěn)定，最后240 h 的膨脹倍數(shù)穩(wěn)定到了3.6 倍左右。

圖 3 覆膜型體膨顆粒膨脹性能評價實驗Fig. 3 Test for evaluating the swelling performance of coated swelling particle

綜合考慮緩膨效果、經(jīng)濟(jì)成本等因素，推薦現(xiàn)場使用覆薄膜的XN-T 體膨顆粒。下面物模實驗均選用了覆薄膜的XN-T 緩膨顆粒。

2.1.3 封堵性能評價

基于巖心流動實驗對覆膜型體膨顆粒堵水性能進(jìn)行評價，實驗方法：(1)將巖心抽真空飽和地層水；(2)水驅(qū)巖心，計算堵劑注入前水相滲透率kw；(3)反向注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)10%的顆粒溶液1 PV，在130 ℃下老化；(4)對堵后的巖心重新水驅(qū)，計算堵后水相滲透率kw'及封堵率。從圖4 實驗結(jié)果可看出，覆膜型體膨顆粒在孔縫中緩慢膨脹，膨脹后的顆粒容易在裂縫-孔洞的結(jié)合部位堆積、搭橋，形成封堵，計算出堵水率為98.42%，表明覆膜型體膨顆粒能夠有效封堵縫洞，封堵率較高。

2.2 覆膜型體膨顆?？ǚ鈾C(jī)理微觀可視化研究

2.2.1 堵水機(jī)理

圖 4 覆膜型體膨顆粒堵水性能評價實驗Fig. 4 Test for evaluating the water plugging performance of coated swelling particle

為了深入研究覆膜型體膨顆粒在縫洞型油藏中的封堵、運(yùn)移機(jī)理，借助于縫洞油藏玻璃刻蝕可視化模擬裝置，從微觀尺度深入探究顆粒在縫洞中的堵水機(jī)理以及卡封運(yùn)移的規(guī)律。通過大量的調(diào)研并結(jié)合塔河油田的實際地層情況，以模型裂縫直徑與油藏實際裂縫直徑、模型孔洞尺寸與油藏實際孔洞尺寸相似為基本原則，設(shè)計出具代表性的縫洞模型，即多項連通型縫洞模型(如圖5 所示，左下行縫洞的裂縫寬2 mm，中間縫洞以及右上行縫洞寬1.0 mm，大洞直徑20 mm，小洞直徑10 mm)。

圖 5 多項連通型縫洞模型Fig. 5 Multinomial connected fracture and vug model

實驗過程中，為了更清楚地觀察實驗現(xiàn)象，利用蘇丹紅將白油染為紅色，利用藍(lán)色墨水將體膨顆粒染為藍(lán)色，驅(qū)替速度0.1 mL/min，溫度130 ℃，驅(qū)替方向由左向右。圖6(a)為縫洞模型飽和油之后的狀態(tài)，縫洞模型中的大、小、半洞都完全飽和油，較好地模擬了塔河油田油藏的真實情況。圖6(b)為縫洞模型一次水驅(qū)之后油水分布狀態(tài)圖，驅(qū)替過程中，水沿優(yōu)勢通道(2 mm 寬的上行縫洞)驅(qū)替并最終突破前緣，殘余油主要分布在較小孔道中(1 mm 寬的中行、下行縫洞)。

圖 6 縫洞模型油水分布狀態(tài)Fig. 6 Oil and water distribution state in the fracture and vug model

從模型的左端注入覆膜型體膨顆粒，靜置膨脹24 h，由于覆膜型體膨顆粒粒徑小于優(yōu)勢通道縫寬(2 mm)，在一定的驅(qū)替壓差下，顆粒隨著液流進(jìn)入優(yōu)勢通道并逐漸堆積、卡封在優(yōu)勢通道的下游部位。經(jīng)過24 h 靜置，顆粒緩慢吸水膨脹后體積明顯增大，雖粒徑仍小于縫寬，但形成了有效的封堵。主要有3 種封堵形式：一是顆粒吸水膨脹滯留在洞的入口處，形成“堆積”封堵［7]；二是多個膨脹顆粒 “橋接”在一起，對優(yōu)勢通道進(jìn)行卡封［8]；三是在縫洞壁面形成“附著駐留”，對水流產(chǎn)生阻力［9]。待顆粒膨脹24 h 后，繼續(xù)進(jìn)行水驅(qū)，在后續(xù)水驅(qū)過程中，覆膜型體膨顆粒對優(yōu)勢通道形成有效堆積、卡封、橋接封堵［10]，液流發(fā)生轉(zhuǎn)向進(jìn)入孔徑更狹窄的裂縫(圖7)，驅(qū)替小孔縫中的殘余油，有效增大了波及系數(shù)，從而提高了原油采收率。

圖 7 顆粒封堵優(yōu)勢通道、驅(qū)替小孔道示意圖Fig. 7 Sketch of particles plugging the dominant channels and driving the fluid into small pores and channels

2.2.2 卡封運(yùn)移規(guī)律

為進(jìn)一步深入探究覆膜型體膨顆粒在優(yōu)勢通道的縫洞中的卡封、運(yùn)移情況，設(shè)計了更直觀的方形連續(xù)縫洞模型，其中窄縫寬2 mm，寬縫寬4 mm，中間方形洞寬10 mm(圖8)。借助可視化物理模型，觀察顆粒在縫洞中的堵水、運(yùn)移全過程。

圖 8 方形連續(xù)縫洞模型Fig. 8 Quadratic continuous fracture and vug model

實驗過程模擬塔河油田施工現(xiàn)場，覆膜型體膨顆粒類堵劑從油井注入到指定位置后靜置膨脹24 h，再逆向水驅(qū)，觀察實驗現(xiàn)象。注入速度恒定0.1 mL/min，溫度130 ℃。實驗過程與現(xiàn)象見圖9、圖10。體膨顆粒注入膨脹后，隨著逆向模擬地層水的注入，顆粒開始在C 洞出口處堆積卡封，此時壓力逐漸升至0.48 MPa 突破，隨后顆粒開始運(yùn)移進(jìn)入第1 條窄縫，并向B 洞運(yùn)移；顆粒逐漸運(yùn)移至B 洞，并在中間洞的出口處迅速堆積卡封，當(dāng)壓力升至0.41 MPa 時顆粒再次突破，開始向A 洞運(yùn)移；顆粒進(jìn)入A 洞時，壓力已降至0.14 MPa，此時繼續(xù)注入地層水，后續(xù)壓力變化較小，顆粒很快就被全被驅(qū)出。

圖 9 覆膜型體膨顆粒注入示意圖Fig. 9 Schematic injection of coated swelling particle

圖 10 覆膜型體膨顆粒一次運(yùn)移、卡封示意圖Fig. 10 Schematic primary migration and plugging of coated swelling particle

為考察顆粒的再注入性情況，將從出口端流出的緩膨顆粒重新注入模型進(jìn)行實驗，實驗現(xiàn)象見圖11。顆粒很快堆積在C 洞出口，此時突破壓力僅0.15 MPa；之后顆粒開始受壓變形，向B 洞運(yùn)移，在B 洞出口形成封堵時的突破壓力為0.09 MPa；繼續(xù)注水，后續(xù)壓力已接近純水驅(qū)壓力，顆粒幾乎不能再形成有效封堵。可見，再次注入的顆粒因為多次擠壓、剪切、變形，二次封堵效果遠(yuǎn)不如第1 次。

圖 11 覆膜型體膨顆粒二次運(yùn)移、卡封示意圖Fig. 11 Schematic secondary migration and plugging of coated swelling particle

綜上可知，覆膜型體膨顆粒在高溫下能夠吸水膨脹，膨脹后顆粒粒徑變大，且彈性較強(qiáng)，能在縫洞型油藏的洞與縫的交接處進(jìn)行逆向卡封，當(dāng)壓力達(dá)到一定值時，體膨顆粒開始運(yùn)移，并再次形成封堵。同時，顆粒在儲層中運(yùn)移、封堵的次數(shù)越多，在多次擠壓、剪切、變形作用下，其封堵性能越差［11-12]。

2.3 覆膜型體膨顆粒注入?yún)?shù)優(yōu)化

覆膜型XN-T 體膨顆粒強(qiáng)度高，耐溫抗鹽抗性能較好，具有良好的緩膨性能，非常適合塔河油田碳酸巖鹽油藏堵水調(diào)剖工藝。借助室內(nèi)巖心物理模擬驅(qū)替實驗對顆粒的注入?yún)?shù)以及注入方式進(jìn)行了優(yōu)化，為現(xiàn)場后續(xù)施工提供相應(yīng)的技術(shù)參數(shù)。

2.3.1 注入體膨顆粒粒徑優(yōu)化

根據(jù)架橋理論［13]，當(dāng)固相顆粒粒徑在1/7～1/3 孔道直徑時，顆粒封堵效果最好，設(shè)計了0.2～0.4 mm、0.4～0.6 mm、0.6～0.8 mm 等3 個范圍的粒徑，研究其對封堵效果的影響，實驗結(jié)果見圖12。

圖 12 不同粒徑下的驅(qū)替壓力及采收率曲線Fig. 12 Displacement pressure and recovery factor curve at different particle sizes

顆粒粒徑為0.2～0.4 mm 時，封堵性能較差，這是因為顆粒粒徑較小，顆粒膨脹后在縫洞巖心中運(yùn)移能力較強(qiáng)，無法在縫洞中堆積形成穩(wěn)定堵塞，容易被注入水突破并隨之排出，因此封堵壓力也相對較?。划?dāng)顆粒粒徑為0.6～0.8 mm 時，雖然粒徑最大但封堵效果卻不是最佳，這是由于顆粒過大，易在注入階段形成堵塞，影響后續(xù)堵劑的注入，從而影響了堵水效果［14]；當(dāng)粒徑為0.4～0.6 mm 時，顆粒粒徑適宜，顆粒膨脹后會在縫洞結(jié)合處形成較為嚴(yán)密的封堵，且促使后續(xù)顆粒在洞中滯留并在彈性作用下發(fā)生搭橋堆積，使裂縫和顆粒間的縫隙充填嚴(yán)密，滲流通道較少，因此，后續(xù)水驅(qū)采收率提高了14.4%，封堵效果最好?？梢姡材ば腕w膨顆粒的初始粒徑對顆粒的注入性有顯著影響，初始粒徑較小無法在縫洞處實現(xiàn)有效卡封，初始顆粒粒徑大于裂縫寬度時，又會出現(xiàn)無法注入地層的現(xiàn)象，因此，膨脹后的顆粒粒徑必須與地層孔徑相匹配時才能有較好的封堵效果，本次實驗優(yōu)選出顆粒粒徑為0.4～0.6 mm。

2.3.2 注入體膨顆粒濃度優(yōu)化

取固液比7.5%、10%、12.5%等3 種不同的顆粒濃度，研究顆粒濃度對封堵效果的影響。從圖13可看出，隨顆粒濃度增加，注入壓力明顯增加，這是因為顆粒在縫洞中運(yùn)移時，濃度越大顆粒越容易在縫洞交接處抱團(tuán)、聚集，能有效封堵高滲透主流通道，引起注入壓力升高。然而比較3 種顆粒濃度采收率增幅，并不是濃度越高增幅越大，這主要是因為隨顆粒濃度增加，對高滲層的封堵能力也將不斷增強(qiáng)，達(dá)到一定程度后續(xù)顆粒便會轉(zhuǎn)向中、低滲透層，致使儲層縱向波及程度提高；然而顆粒中、低滲透層中的運(yùn)移能力有限，當(dāng)顆粒濃度過高時，近井地帶顆粒量將逐漸趨于飽和，注入水轉(zhuǎn)向也將趨于最大，采收率增幅便會逐漸減?。?5]?？梢?，覆膜型體膨顆粒在一定范圍內(nèi)才能實現(xiàn)有效的橋接封堵作用，綜合經(jīng)濟(jì)成本，這里優(yōu)選注入濃度為10%。

圖 13 不同顆粒濃度下的驅(qū)替壓力及采收率曲線Fig. 13 Displacement pressure and recovery factor curve at different particle concentrations

2.3.3 注入方式優(yōu)化

由于塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏儲層結(jié)構(gòu)極為復(fù)雜，考慮將覆膜型體膨顆粒與其他類堵劑結(jié)合起來使用，充分發(fā)揮各劑優(yōu)勢，彌補(bǔ)劣勢［16-17]。選用自主研發(fā)的新型萘酚凝膠體系，該體系具有優(yōu)良的耐溫抗鹽性：耐溫＞140 ℃，耐鹽＞20×104mg/L，150 d 脫水率僅4.6%，滿足塔河油田高溫高鹽油藏使用條件。將萘酚凝膠和覆膜型XN-T 體膨顆粒復(fù)配，研究凝膠與顆粒混注以及段塞式注入方式下的堵水效果。實驗結(jié)果如圖14 和表2 所示。

通過實驗結(jié)果可知，3 種注入方式的后續(xù)采收率相近，均大于18%；先凝膠后顆粒分段塞注入，注入壓力最高，不利于現(xiàn)場施工。綜合考慮注入壓力和采收率，混合注入或先顆粒后凝膠注入方式均可。

圖 14 不同注入方式下的堵水效果Fig. 14 Water plugging effect in different injection modes

表 2 不同注入方式下的采收率和啟動壓力Table 2 Recovery factor and threshold pressure in different injection modes

覆膜型體膨顆粒具有吸水緩慢膨脹的特性，地層中能以自身形變封堵小喉道，或在一定壓差下通過變形深入地層，對含有裂縫、大孔道等的高滲透層進(jìn)行封堵。凝膠與之復(fù)合，既能通過膠結(jié)顆粒提高體系封堵強(qiáng)度，又可防止凝膠堵劑漏失，大大提高了深部調(diào)堵效果。因此推薦塔河油田現(xiàn)場試驗采用有機(jī)覆膜型體膨顆粒+耐高溫抗高鹽型萘酚凝膠二元復(fù)合型深部調(diào)堵技術(shù)。

3 現(xiàn)場試驗

選取塔河油田4 區(qū)西部A42 井作為實驗井，該井開采后，原油含水高達(dá)87%，期間經(jīng)過2 次堵水，效果均不理想，轉(zhuǎn)注后，對應(yīng)受效油井為B65 井、B48 井。2017 年9 月，開始對A42 井進(jìn)行調(diào)剖試驗，調(diào)剖井段為5 438.5～5 546.0 m，注入井筒總液量為880 m3，最高施工排量為5.9 m3/min。采取段塞式注入工藝進(jìn)行調(diào)剖，第1 段塞正擠胍膠前置液100 m3；第2 段塞混注凝膠和顆粒，正擠凝膠體系共計410 m3，按10%、15%、20%濃度分3 個階段加入覆膜型緩膨顆粒和陶?；旌项w粒；第3 段塞加入陶粒與覆膜砂混合體系進(jìn)行封口。

同年12 月通過測井資料可知，A42 井注入壓力下降1 MPa，主吸水層增厚9%，說明液流出現(xiàn)了明顯轉(zhuǎn)向，波及體積增大。B65、B48 井日產(chǎn)油量分別增加了1.4 t/d、0.7 t/d，含水率分別下降了14%、2.2%，取得了預(yù)期的應(yīng)用效果。

4 結(jié)論

(1)對耐溫抗鹽性能較好的體膨顆粒XN-T 進(jìn)行物理覆膜，覆膜型體膨顆粒緩慢膨脹，24 h 達(dá)到最大膨脹倍數(shù)，130 ℃下10 d 的膨脹倍數(shù)仍能達(dá)到3.6 倍，推薦現(xiàn)場使用覆薄膜的XN-T 體膨顆粒；覆膜型體膨顆粒的封堵率為98.42%，封堵效果較好。

(2)從微觀尺度上證實了覆膜型體膨顆粒在縫洞油藏的高滲孔縫中能夠形成有效的堆積、“橋接”封堵實現(xiàn)堵水，迫使流體進(jìn)入低滲小孔縫中，有效增大了波及系數(shù)，提高采收率。顆粒在儲層中運(yùn)移、封堵的次數(shù)越多，在多次擠壓、剪切變形的作用下，顆粒封堵性能也越差。

(3)根據(jù)覆膜型體膨顆粒注入?yún)?shù)優(yōu)化，選顆粒粒徑為0.4～0.6 mm、固液比10%的顆粒濃度時，后續(xù)采收率最高，封堵效果最好。推薦塔河油田現(xiàn)場試驗采用有機(jī)覆膜型體膨顆粒+耐高溫抗高鹽型萘酚凝膠二元復(fù)合型深部調(diào)堵技術(shù)。

(4)現(xiàn)場試驗采用凝膠與覆膜型緩膨顆粒以及陶?；熳⒐に?，達(dá)到了油井增產(chǎn)、含水率下降的效果。