选择性堵水技术介绍
堵水、调剖技术方面的概述
堵水、调剖技术概述发布：多吉利来源：减小字体增大字体堵水、调剖技术概述油田开发到中后期，通过注水补充地层能量是我国大部分油田所采用的主要措施。
由于油层存在着非均质性，会出现水在油层中的“突进”和“窜流”现象，严重地影响着油田的开发效果。
为了提高注水效果和油田的最终采收率，需要及时的采取堵水调剖技术措施。
一、堵水调剖的概念（一）吸水剖面与调剖对于注水井，由于地层的非均质性，地层的每一层的吸水量都是不平衡的，每一层的每一部分的吸水量都是不同的，这反映在吸水剖面上。
地层吸水的不均匀性，为了提高注入水的波及系数，需要封堵吸水能力强的高渗透层，称为调剖。
（二）产液剖面与堵水对于油井，由于地层的非均质性，每一层与每一层的不同部分，产油量与含水率都不一定相同，其产液剖面是不均匀的。
封堵高产水层，改善产液剖面，称为堵水。
堵水能够提高注入水的波及系数。
堵水的成功率往往取决于找水的成功率。
除了直接测定产液剖面外，还可以利用井温测井等方法来确定出水层位。
二、堵水调剖方法（一）机械卡封利用井下工具将高吸水层或高产水层封住，称为机械卡封。
机械卡封作用范围只限于井筒范围，但由于施工简单，成本较低，往往成为优先考虑的堵水方法。
（二）化学堵水向地下注入化学剂，用化学剂或者其反应产物堵塞高渗透层或高产水层，称为化学堵水。
（1）单液法与双液法：从施工工艺来分，化学堵水可分为单液法与双液法。
单液法是向油层注入一种工作液，这种工作液所带的物质或随后变成的物质可封堵高渗透层。
双液法是向地层注入相遇后可产生封堵物质的两种工作液（或工作流体）。
注入时，这两种工作液用隔离波隔开，但随着工作液向外推移，隔离液越来越薄。
当外推至一定程度，即隔离液薄至一定程度，它将不起隔离作用，两种工作液相遇产生封堵地层的物质。
由于高渗透层吸入更多的工作液，所以封堵主要发生在高渗透层，达到调剖的目的。
（2）选择性堵水工艺：利用产液剖面等测试资料，确定出水部位后，进行选择性堵水。
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
法国IFP选择性堵水技术
图 2 矿化度和剪切速率对聚合物膨胀的影响( a) 及处理一对油和水的相对渗透率的影响( b)
处理一适用于温度 60 ℃以下地层 ,原因是温度高 于 60 ℃时会发生聚合物的天然水解反应 ,导致聚合物 沉积 。要求地层水盐浓度低于 5000mg/ L 有两个原 因 :第一 ,盐浓度大于 5～10g/ L 时 ,黏度不变化 ;第二 , 高的盐浓度使聚合物分子体积缩小 ,因而吸附层的厚 度也缩小 ,会降低处理效果 。
的地层 。常用的聚丙烯酰胺含 20 % ～30 %的丙烯酸 基 ,分子量为 107 ,其聚合物分子半径 ,在 8g/ L 盐浓度 的水里为 0. 32μm , 在 1g/ L 盐浓度的水里为 0. 4μm 。
在高盐浓度的溶液 (其盐浓度必须高于地层水的 盐浓度) 里注入聚合物有利于降低注入液的黏度 ; 此 外 ,由于聚合物分子的体积随着盐浓度增加而减少 ,所 以聚合物在地层内被吸附的量也增加 ,有利于形成聚 合物吸附层 。处理后产油时 ,由于地层水盐浓度比注 入液低 ,会使聚合物吸附层膨胀 (见图 1b) ,从而降低水 的相对渗透率[8 ] 。从图 2a 可见 ,在一个黏土质砂岩岩 心中 ,吸附层膨胀后 ,水的渗透率降低为膨胀前的三分 之一 。聚合物的吸附层对油或气的相对渗透率影响不 大 (见图 2b) 。
IFP 典型现场试验[2 ]
1 地下储气库储气井 :砂岩储集层或灰岩储集层 (法国)
IFP 用 RPM 堵水技术进行了一些砂岩储集层地 下储 气 库 储 气 井 的 堵 水 处 理 , 效 果 良 好[8 ] 。例 如 Cerville2Velaine 储气库的 VA48 井 ,地层温度为 30 ℃, 储集层厚 60m ,地层水矿化度为 1000mg/ L ,渗透率随 着深度而升高 (从 0. 1μm2 到 5～10μm2) 。采用处理一 技术对该井堵水时 ,注入了浓度为 3000 mg/ L 的聚丙 烯酰胺 700m3 ,配制水矿化度为 820 mg/ L 。处理后该 井产气量未变化 ,含水率减少 ,有效期长于 3a[8 ] 。
选择性堵水
选择性堵水—裂缝的利用
裂缝在低渗透油田注水开发中具有双重作用。
由于裂缝方向性影响，区域水淹程度极不均衡，层间平面矛盾逐渐加剧，含水不断上升，原有的调整措施及开始技术逐渐不适应油田开发的需要，其调整效果变差，产量递减很快。
但在非裂缝方向和部位存在大量剩余油。
因此利用裂缝是裂缝性低渗透油田开发的关键。
对裂缝进行利用和改造，发挥裂缝对注水开发有利的一面，抵制裂缝对注水开发有害的一面。
选择性堵水就是对裂缝的利用和改造的措施之一。
裂缝的利用为学是利用裂缝在低渗透油藏开发中的有利方面，即裂缝提供高渗透通道，提高注水井吸水能力和采油井生产能力；裂缝的改造就是堵水剂对裂缝进行选择性封堵而抑制水窜。
奈曼油田压裂井选择性堵水技术
文章 编号 ： １ ０ ０ ９ —９ １ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ４ ） １ １ — ０ ０ １ ｌ 一 ０ １
由于奈 曼油 田天然 能量 不足 、 地层压 力低等 自身特 点导致 初期 （ 压裂 ） 产量 高、 后 期 自然递 减快 ， 投产 初期 储层 动用 程度 高 ， 后 期逐 渐变差 。 为缓解 奈 曼地 区生产 矛盾 ， 实现 低渗 透油 藏高 效稳产 ， 则要 靠注 水 的不断 调整 ， 提 高 区块产 能 。 奈 曼 油 田２ ０ ０ ９ 年进入 全面 注水开 发 阶段 ２ ０ １ ３ 年， 奈 曼 油 田油 井含水 大于 ７ ０ ％的油井 １ ８ 口， 占总开井数 的２ ２ ％， 奈 曼油 田综合含 水５ ３ ％， 部 分井 组综 合含 水大 于７ Ｗｏ 。 由于其 自身条 件 限制 ， 奈曼 油田油 井不压 裂不 出油 。 注水 开发后 ， 油井 的递 减率得 到减 缓， 油 井稳产基 础得 到了加 强。 但 随着注 水开 发 的深入 ， 油井综 合含 水逐年 上升 ， 压裂 产生 的裂缝对 注水 的巨大影 响 ， 油 井沿 裂缝 方 向易 发生 水窜 、 水淹 等现象 ， 若不 能有 效治 理 ， 驱 油效率 将 不断 下降 。 压裂 井 出水治 理方 法 以往在治 理奈曼 油 田压 裂井高含 水工艺措 施 中， 主要应 用机械 卡封或注 水
结果 表 明 ， 选 择 性堵 剂在 ６ Ｏ ℃条件 下能 长 期稳 定 一年 以上 ， 不脱 水 ， 不 破胶 在 凝胶 形 成初 期 ， 堵 剂 的 强度 逐渐 增 加 ， 达 到极 大 值后 强 度 略有 降低 ，
但一 年 后 的损 失率 小 于１ ％。 三， 旋工 工艺 优化
选择 性堵 剂主 要 由两性离 子聚 丙烯酰 胺 （ ＭＰ ＡＭ） 、 交联 剂 、 有机 酚和调 节 剂 四种材 料组成 。 交 联剂 受热缓 慢释放 出 甲醛 ， 甲醛 与有机酚 缩合 ， 其缩合 产物 与ＭＰ ＡＭ交联， 形成凝胶型堵剂。 由Ｍ Ｐ ＡＭ、 交联剂、 有机酚三种原料制备的凝 胶 型堵 剂是 以ＭＰ ＡＭ一 酚醛树 脂为 主要 成分 的复 合凝 胶体 ， 此外 ， 还 有部分 羟
海上礁灰岩油田水平井选择性堵水技术应用
2019年第2期西部探矿工程55海上礁灰岩油田水平井选择性堵水技术应用杨继明"，张译-马鹏杰S张海涛2(1.中海油深圳分公司，广东深圳518067；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术公司，广东深圳518067)摘要：针对海上礁灰岩油田水平井找水困难，堵水目标不明确，堵水管柱难以入井，无法实现机械封隔的问题，开展了选择性堵水技术研究，主要从对礁灰岩油田水平井出水机理的认识和选择性堵水工艺技术方面出发，介绍了水平井选择性堵水机理、海上油田堵剂类型选择，以及在礁灰岩油田水平井中的应用情况和取得的效果，希望能对礁灰岩油田堵水技术的发展提供一些参考关键词:海上礁灰岩油田；水平井；选择性堵剂；堵水中图分类号:TE358.3文献标识码：B文章编号:1004-5716(2()19)02-()055-()2流花11-1油田是珠江口盆地迄今发现的最大的生物礁灰岩油田巴油藏地质情况十分复杂，非均质性强，断层、裂缝发育,开发难度大。
油田25口生产井中有23口井为水平井，占总井数的90%以上。
随着油田开发进入中后期,水平井含水率普遍较高，低产低效井的比例逐步增加，油井高含水问题已经严重制约了油田的有效开发，同时流花11-1油田为海上油田，采用深水开发模式开发.生产管柱起下难度大.成本高，找水管柱和找水仪器难以入井，导致岀水部位无法摸清,堵水目标不明确.机械封堵等措施往往难以有效堵水、若化学选择性堵水技术:能够解决水平井岀水问题,不仅可以实现海上油田的节能减排和可持续发展,还可以直接提高油田的采收率和经济效益1LH11-1油田水平井出水特点及出水机理分析(1)含水上升快,产量递减快。
流花11-1油藏最高时含水从1996年5月份的13%±升至10月份的55%,阶段含水年上升最高达到100%以上.阶段平均含水年上升达到22.28%,并且此阶段含水上升速度呈“先快.后慢，再缓”的特点，这反映了一个裂缝出水，水锥形成，水锥扩大形成水脊的一个过程。
选择性堵水剂的性能评价
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。
油井选择性堵水和酸化体化技术研究工学论文
油井选择性堵水和酸化体化技术研究工学论文•相关推荐油井选择性堵水和酸化体化技术研究工学论文摘要：针对一些非均质多层油藏中存在的问题，提出了一种暂堵实现选择性堵水和酸化一体化技术，这种技术可以使堵水过程中不伤害非目的层，酸化过程中酸液少进入高渗层，使堵剂和酸液分别在高渗层和低渗层发挥有效作用，最终达到封堵高渗层并有效启动低渗层的目的。
关键词：非均质；暂堵；选择性堵水；酸化一体化1 油井选择性堵水和酸化一体化技术1.1 油溶性选择性堵水剂组成油溶性选择性堵水剂是由重质不饱和烃树脂，油溶性聚合物，表面活性剂等主要原料共熔后制成微粒。
1.2 油溶性选择性堵水技术主要特点油溶性堵水剂，其粒径在0.5-1mm之间，具有油溶性好，堵水率高，封堵强度大，解堵率高，且该堵剂可用水作为携带液进入地层。
堵水剂含有架桥粒子、充填粒子及变形粒子，具有不同粒度级配的水基悬浮液，可在地层孔喉处吸附架桥，充填形成一条渗透率相对较低且有一定强度的暂堵带，阻止水的流动，开井生产时可被原油逐渐溶解，分散，从而达到堵水增油目的。
为了增加堵水强度，增加堵水有效期，最后用无机封口剂，主要成分是暂堵剂（无机物如油井水泥、暂堵剂混合物）。
1.3 主要技术指标（1）油溶率≥90%；（2）暂堵率≥95%；（3）解堵率≥90%;1.4 选井条件（1）初期产能高，目前供液能力强，共计产油量低，动用程度地低；（2）底层温度20-50℃；（3）水驱控制高，波及体积达到区域内包含水井；（4）综合含水高（不小于80%）以注入水型为主，注采关系清楚；（5）油井固井质量好，无层间窜槽，见水特征为低水锥进，由高深透层造成。
1.5 耐酸高强度解堵剂的研制及性能评价1.5.1 堵剂强度评价用渗透不同的3个岩心考察堵剂的封堵能力。
根据表1数据，堵剂对地层的封堵能力很强，堵剂的封堵率与突破压力随岩心初始渗透率的降低而增大。
继续注水，当注入累计体积为100PV时测得残余阻力系数的下降率很小，说明堵剂在地层中具有较强的耐冲刷性。
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中原油田分公司 采油工程技术研究院
汇报内容
项目简介 选择性堵水机理 配方优化与施工工艺 技术指标 现场试验
项目简介
项目简介
目前常用的堵水技术大都是非选择性 堵剂，对出水层明确，隔层大，井况好的 油井，其效果比较好。而对于隔层小，井 况差，找水难度大的油井，采用非选择性 堵水，在堵水的同时也将油层堵死，对油 层产生很大伤害。
堵剂注入的孔隙倍数越大，堵剂占据地层的空间越大, 越难以被注入水击穿，封堵强度越高，对油水相渗透率的影 响越大。水相、油相残余阻力系数均出现随着堵剂注入的孔 隙倍数增加而增大的趋势。
流动实验
耐 冲 刷 曲 线
压力（MPa）
0.3 0.25
0.2 0.15
0.1 0.05
0 0
50 100 150 200 250 300 350
53.2
455.2 7.25
55.83 449.61 7.0
Frro
1.35 1.35 1.29 1.31
流动实验
封 堵 驱 替 曲 线 一
注入压力 (MPa)
0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05
0 0
水相 油相
注堵剂
1000
2000
3000
累计注入体积（ ml）
20
曲
1
10
0
0
线
0
2
4
6
8
10
12
PH值
当PH值为7时，凝胶强度最大。强酸性和强碱性 条件下使凝胶强度大大降低，受拉即断，稳定性差。
选择性堵剂的评价
❖选择性堵水剂对残余阻力系数的影响
流 动
❖选择性堵水孔隙体积的堵剂对地层的影响
验 ❖堵剂在岩芯孔隙中耐冲刷能力的评价
选择性堵剂的评价
凝胶粘度（× 104mpa.s）
成胶时间（h ）
7
60
耐
6
温
5
性
4
能
3
曲
2
线
1
0
50
凝胶强度
40
成胶时间
30
20
10
0
50
70
90
110
130
温度(℃)
选择性堵剂的评价
凝胶粘度× 104mP a .s 凝胶粘度（×1 0 4m p a . s ）
7 6 5 4 3 2 1 0
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 剪切速率（转/分）
随着地层渗透率的升高，堵剂对水的封堵能力依次降低， 但水相渗透率的降低均大于85%，油相渗透率的降低均低于 25%。水相残余阻力系数明显高于油相残余阻力系数，说明 该堵剂对不同渗透率的地层均有选择性封堵的作用。
流动实验
注入不同孔隙体积的堵剂对地层的影响
注入 堵剂 倍数 PV
0.1
0.5
1
堵前
Kw 10-3um2
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
凝胶粘度（万mpa.s）
凝胶粘度（×104mpa.s）
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）
90℃单一体系强度变化曲线
4.5
4
3 .C 15
C1
选择性堵剂配方优化
粘度（×104mpa.smpa.s）
9
聚
8 7
C1 C2
合
6 5
C3
物 研
4 3 2
C4 C5 C6
究
1 0
0
2
4
6
8
10
12
时间（d）
聚合物浓 度为500015000mg/L
体系粘度明显上升，浓度越高交联反应速度越快，体系粘度越 高，强度越大。而浓度低于3000mg/L时，体系的粘度并不上升， 甚至下降。 90℃下聚合物浓度选为5000-10000mg/L。
Ko 10-3um2
356.88 390.73 345.63
502.96 590.94 488.26
堵后
Kw 10-3um2
Ko 10-3um2
Kw 下降
%
Ko 下降
%
57.63 55.83 36.45
402.48 459.61 372.66
83.85 20.0 85.7 22.2 89.5 23.7
❖选择性堵剂的注入性能评价
流动实验
选择性堵剂对残余阻力系数的影响
岩心 编号
堵前
Kw 10-3um2
Ko 10-3um2
1# 123.67
270
2# 385.8 3# 390.73
587.2 590.94
堵后
Kw 10-3um2
Ko 10-3um2
Frrw
15.8
199.8 7.8
11.65 199.54 10.6
选择性堵水机理
聚非合离子物链分中的子亲结水基构式
团与水形成氢键，表 现出强的亲水能力。
阳离子链与带负电的 岩石表面反应产生牢
固的羰化基学吸附，吸附
键能比普通聚合物高
2-50倍。
酰胺基
阳离子 基团
选择性堵水机理之一--吸附缠绕
孔隙
堵剂
水流
油流
选择性堵水机理之二— 物理堵塞
顺水流伸展 遇阻力成弯月型
配方的确定
➢第一交联剂与酰胺基成胶速度慢，在地层
复 合 交
条件下能形成耐温、高强度凝胶，封堵高渗 层；
联 ➢第二交联剂是以硅－氧（Si－O）键为主链
剂 结构。该交联剂的热稳定性高，高温下分子
研 究
的化学键不断裂、不分解。基团-Si(OR)3水解，
与砂粒表面的羟基形成新的硅氧烷。这样交
联剂通过偶联作用与砂粒之间获得了良好的
选择性堵剂配方优化
凝胶粘度(×104mpa.s)
成胶时间（h）
7
交
6
联
5 4
剂
3
研
2
究
1 0
60
50
成胶时间
40
凝胶粘度
30
20
10
0
0
5000 10000 15000 20000
交联剂的浓度（mg/l）
第一交联剂浓度为5000-10000mg/L时，成胶质量 较高，成胶时间适合现场的注入。
选择性堵剂配方优化
现场试验
现场试验情况
在分公司科技部、工程院及采收率所领 导的大力支持与协调下，《选择性堵水工艺 技术》完成了九口井的现场试验。截至2006 年9月8日累计增油1179.5吨，降水20688m3， 累计创效260.72万元。
现场试验井施工参数
C 23
C2
2 .C 325
C3
1 .C 45
C4
C 51
C5
0.5
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10 0
时间（天）
在油层温度下，复合体系的强度明显高于单一交联 剂体系。随交联剂浓度的增加，堵剂的粘度增加，并且 长期保持性能稳定。
配方的确定
编号
增强剂
室温
90℃
C1
钠土
线
0 1
水相
62.4 59.2 49.2
26.7
堵前水驱
第一次堵 后水驱 第二次堵 后水驱 第三次堵 后水驱
2
油相
3
采收率
选择性堵水施工工艺研究
施工参数设计
使用选择性注入工艺技术的经验公式：
Ph=Pt×S+Pd +Ps-Pz
为了使低渗透地层不进入或少进入堵 剂，在挤堵剂时注入压力越低越好。
选择性堵水施工工艺研究
选择性堵剂配方优化
90℃增强剂对凝胶性能的影响
增 强
增强剂浓度
0 0.2 0.5 0.8 1
2
（%）
剂 研
成胶时间
24 26 28 28 28 28
究
（h）
凝胶粘度 (104mpa.s)
3.4
4.2
6.5
7.0
7.4
6.2
增强剂范围一般为5000-8000mg/L，根 据地层渗透率的高低，可适当调整。
4000
两次水相渗透率分别下降87.2%、90.6%； 油相渗透率下降23%、24.8%
流动实验
封 堵 驱 替 曲 线 二
注 入 压 力 （ M注P a入）压 力 （ M P a ）
1.4
1.2
1
0.8
10..4 6
1.2
0.1 4
0.8
00..6 2 0.4 0
0.2
00
0
第4号人造岩心驱替曲线
施工用量
根据堵水层的孔隙度、厚度、渗透率、 吸水能力等因素，确定处理半径（3-5米）。 由封堵半径，按下式确定合理的堵剂用量。
V=π(R2-r2) Hφ
选择性堵水施工工艺研究
➢由地层渗透率差异产生的选择性注入
工 ➢由相渗透率差异产生的选择性注入
艺 优
➢由高压注水产生的选择性注入
化 ➢由对应注水井关井泄压产生的选择性注入
项目简介
许多所谓的选择性堵水剂只是对层与层的选择， 即优先进入渗透率高的地层，从而实现选择性。 本项目作为分公司科研项目，在室内进行了大量 的实验研究，主要针对同层内油水相的特点，表 现出选择性封堵的特征。尤其适用以下地层：
➢油井的地质状况很复杂，以致很难确定出水层位。 ➢虽然可以找出出水层位，但是油水同层。 ➢套管变形无法下封隔器采用机械法进行堵水。