高溫高鹽油藏聚合物堵劑研究進展

武俊文，劉斌，王海波，張汝生，王彥玲

(1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東 青島 266580)

據報道，全世界945個大型油田中有300多個碳酸鹽巖性油藏，儲量占47%[1]。全世界油氣總產量的60%來自于碳酸鹽巖油藏。中東地區作為全球最大的石油輸出地，石油產量約占全世界產量的2/3，其中80%的產量來自于碳酸鹽巖油藏。北美的碳酸鹽巖油氣產量約占整個北美石油產量的50%[2-5]。國外目前應用范圍最廣效果最好的是以水溶性聚合物(成膠劑)+無機或有機化合物(交聯劑)組成的凝膠型堵劑。在油田開發中美國和俄羅斯的調剖堵劑應用較早、類型品種較多，在美國，主要使用聚合物凝膠堵水調剖劑，而俄羅斯主要使用水解聚丙烯腈，多種堵水調剖劑的開發與應用，為兩國取得了巨大的經濟效益[6-8]。我國調剖堵水技術始于20世紀50年代，經歷以下發展歷程：(1)水泥漿、油基水泥和活性稠油等較易直接獲得的堵劑；(2)以酚醛樹脂、脲醛樹脂等樹脂為主；(3)隨著技術的發展水溶性聚合物類凝膠堵劑開始出現在油田調剖堵水工作中[9-11]。從此，油田調剖堵水技術進入發展新紀元。堵劑種類迅速增加，現場實驗井次增多，帶來不菲的經濟效益。經過數十年的發展，當前我國調剖堵劑已成為具有我國油藏特點的系列產品[12-13]。我國堵劑中適用范圍、最廣效果最好的是聚丙烯酰胺凝膠系列調剖堵劑[14]?，F如今大部分油田已進入中后期開發階段，高溫高鹽環境和油井出水嚴重的雙重問題，降低了油井采油率。高溫高鹽油藏調剖堵水存在困難主要是常規的聚丙烯酰胺類堵劑會因為Ga2+、Mg2+的原因脫水收縮和熱降解，導致堵劑失效，給高溫高鹽油藏調剖堵水帶來了巨大的挑戰，因此開發新型高溫高鹽堵劑對高溫高鹽油藏的開發具有重要意義[15]。

1 高溫高鹽堵劑的分類

1.1 聚合物類堵劑

1.1.1 聚丙烯酰胺類堵劑 Quan H等[16]以木質素磺酸鈉與丙烯酰胺接枝共聚物經苯酚/甲醛交聯研究了一種新型耐溫耐鹽型堵水調剖劑，并對堵劑的耐溫抗鹽性能進行了評價見表1，表2。結果表明，聚合物質量濃度為10 g/L，交聯劑濃度為0.8%，pH=7，聚合物接枝率51.4%為堵劑最優化方案。堵劑能抗溫160 ℃，抗鹽達20%。

表1 不同礦化度下凝膠性能

表2 不同溫度下凝膠性能

Zhang C等[17]針對高鹽度，低滲透率的裂縫行儲層，研究了一種新型高強度凝膠ABP體系。在29 500 mg/L 礦化度的條件下，研究了凝膠體系的耐溫性、耐鹽性和堵塞特性。研究結果表明，溫度升高時，交聯時間縮短，凝膠強度增加。巖心實驗結果表明，ABP系統具有良好的堵漏特性，堵漏率大于99%。在注水的基礎上，取得了良好的剖面控制性能，采收率提高了19.27%。

Zhao T H等[18]以溶液聚合法研究了新型的Poly(AM/O-MMT)復合材料，X射線衍射分析表明該復合材料形成了完全剝離的結構。Poly(AM/O-MMT)在95 ℃的蒸餾水和NaCl溶液中均顯示出較低的吸水速度和更好的穩定性，從飽和到90 d，吸水率基本不發生變化。聚(AM/O-MMT)在高溫(95 ℃) 和高鹽度(20%NaCl)環境下具有較好的堵水調剖能力。注入20 d后，阻斷率和RWSF分別為91.3%和97.1%。當滲透率為86.04%,42.81%,26.28%時，調剖效率可以分別達到99.7%，98.8%和72.4%。

Tian M等[19]研究了一種新型耐溫耐鹽堵水調剖劑，以AM(堿性單體)為基礎引入2-EHA(耐鹽單體)和VTEOS(耐溫單體)的共聚物，大大提高了耐溫耐鹽性能。研究結果如下：(1)根據正交優化實驗得：反應溫度為60 ℃，AM與2-EHA的摩爾比為1.0∶10，VTEOS與2-EHA的摩爾比為0.5∶10,2% BPO、反應4 h，產率為85%；(2)熱重分析的結果表明該共聚物的分解溫度為407 ℃，證明該共聚物具有良好的熱穩定性；(3)巖心實驗表明封堵率結果均超過90%。

Wang C等[20]以不飽和酰胺單體為主劑經接枝共聚與非離子填料研究出一種新型耐溫堵劑HTG。研究結果表明，HTG具有較強的耐鹽性和耐熱性，并且在200 ℃下放置72 h后仍保持較好的膠凝強度。HTG具有高的堵塞壓力，堵塞率保持在99.8%以上。

1.1.2 疏水締合物類堵劑 王斌[21]研究了以多羥基化合物作成膠劑與交聯劑BF制備的選擇性堵劑。研究結果表明:(1)堵劑在50～110 ℃的溫度范圍內，成膠時間隨溫度升高而逐漸縮短，但凝膠強度基本保持不變，說明該堵劑具有較好的耐溫性能；(2)以中原油田地層為背景測試了堵劑的耐Ca2+性，證明堵劑具有較強的耐鹽性；(3)巖心流動實驗表明，水相封堵率在85%～89%(突破壓力1.21～19.80 MPa)，油相封堵率29%(突破壓力1.24 MPa)，證明該堵劑具備優異的選擇封堵性。

Guang Y等[22]為解決渤海油藏高溫高鹽、非均質性強帶來的調剖問題研究了3種不同強度的聚合物凝膠調剖劑：(1)聚合物PWG(3 000 mg/L)+甲胺(500 mg/L)+苯酚(250 mg/L)；(2)聚合物-SH21(2 500 mg/L)+甲胺(300 mg/L)+苯酚(150 mg/L)； (3)聚合物FP7030(2 000 mg/L)+甲胺(200 mg/L)+苯酚(150 mg/L)。巖心實驗研究表明，不同強度的聚合物凝膠均具有良好的地層封閉性和耐沖刷性，水蝕40 PV，地層封閉率提高90%，堵水驅油實驗研究表明非均質巖心采收率提高了13.44%。

1.1.3 多元共聚物類堵劑 Yang H等[23]因為常規聚合物凝膠存在快速的脫水收縮作用，在高鹽度條件下的性能較差。通過將耐鹽兩親性聚合物AP-P4與有機鉻交聯研究了兩親性聚合物凝膠，在高鹽度(NaCl 80 000 mg/L)和溫度(85 ℃)的條件下具有非常低的脫水收縮。研究了凝膠的成膠時間強度以及堵塞率。研究結果表明，配以3 000 mg/L聚合物和0.3%交聯劑的配方凝膠，膠凝強度達到0.037 MPa，成膠時間為4 h，膠凝穩定性達93%，可達60 d，堵塞率更高。對于高鹽度儲層，低聚合物濃度的兩親聚合物凝膠更為有效。

Di C等[24]針對碳酸鹽油藏開采過程中油水同出問題，以低相對分子質量聚合物{P(AM-co-AMPS)}為聚合單體，酚醛樹脂(線型)作交聯劑，研究了一系列耐溫耐鹽的化學凝膠堵劑。研究結果表明，凝膠體系可通過調節各組分用量，以滿足不同地質條件的堵水作業要求的多樣性。凝膠體系經TG和DSC測試，證明凝膠體系具有良好的耐溫性。在120 ℃、礦化度22×104mg/L模擬地層水條件下4.8%{P(AM-co-AMPS)}+10%酚醛樹脂制備的凝膠體系，48 h后不發生降解。實驗結果表明凝膠體系是一種良好的高溫高鹽油藏堵劑。

嚴思明等[25]以AM、AA、AMPS和DMDAAC為單體采取水溶液聚合法制備了四元共聚物堵劑AAPD。研究結果表明:(1)實驗溫度升至90 ℃，水相封堵率仍保持在90%以上，證明封堵劑AAPD具備優異的耐溫性；(2)巖芯封堵率隨礦化度的升高而緩慢下降的問題可通過增加堵劑用量來解決，AAPD有很好的抗鹽性;(3)巖心流動實驗結果表明堵水率為98.26%，初始堵油率為23.34%，AAPD一種具備選擇性的堵劑。

1.1.4 體膨顆粒類堵劑 劉曉曉等[26]研究了遇水膨脹橡膠(WSR)，用粉碎機制成堵劑。結果表明，WSR在130 ℃、2.0×105mg/L塔河礦化水中，表現出較高的體積膨脹倍率，膨脹倍率可以達到4.1倍，并且隨著浸泡時間的延長，膨脹倍率基本趨于穩定。

郭麗梅等[27]研究了一種體膨顆粒類堵劑。研究結果表明:(1)25%礦化水條件下，吸水率保持在10倍左右；(2)熱重實驗表明，堵劑在164 ℃開始分解。綜上所述該堵劑具備優異的耐溫耐鹽性能。

朱懷江等[28]研究了一種耐溫耐鹽柔性堵劑。用塔河模擬地層水(礦化度 198 000 mg/L，Ca2++Mg2+含量 14 000 mg/L)配制多個20%柔性堵劑懸浮液在130 ℃下，柔性堵劑未發生明顯變化，具有優異的耐溫耐鹽性能。柔性堵劑易溶于甲苯，若發生油井誤堵的情況下，使用甲苯即可輕易解堵。

1.1.5 聚丙烯腈類堵劑 沈建新等[29]研究出了一種固化時間可控的高溫高鹽堵劑NaHPAN。實驗結果表明:(1)對3種不同滲透率的巖心水相封堵率均達到90%以上，最高可達98.3%；(2)固化后的封堵劑在油田礦化水165 ℃老化30 d后，質量由116 g縮減至115.7 g，證明該封堵劑具備較好的耐溫性與耐鹽性；對0.8～3.7 mm縫洞的駐留能力為 5 kPa/cm，3.5～7.3 mm縫洞的駐留能力為3 kPa/cm。 針對現場情況提出了調節堵劑濃度以適應復雜儲集層類型，定下了先堵漏后堵水的思路，為現場工作提供了技術支持。

陳雷等[30]為解決聚丙烯酰胺凝膠堵劑不耐溫不耐鹽的特點，引入HPAN研究了一種新型耐溫耐壓堵劑。研究結果表明，該體系在礦化度160 000 mg/L、 140 ℃的砂巖油藏具備良好的調剖堵水性能，水相封堵率達到95.8%。

1.1.6 其他聚合物堵劑 戴彩麗等[31]以磺化栲膠為主劑研制了一種應用于高溫高鹽油藏的堵劑，130 ℃ 下該堵劑體系的成膠時間在14 h，凍膠強度在0.08 MPa。堵劑耐溫可達到150 ℃，且在高溫高鹽條件(130 ℃、礦化度大于2.0×105mg/L)下老化60 d后堵劑體系的封堵率仍能達到92%以上，具有優異的耐溫耐鹽性能。

吳運強等[32]為應對高溫高鹽地層堵水問題，研究了一種耐高溫高鹽聚乙烯亞胺(PEI)調剖堵劑。研究結果表明：(1)加入高溫保護劑的PEI凍膠體系在110 ℃條件下有效的提高了凍膠的耐溫性能和穩定性，降低了凍膠高溫下的降解速率；(2)PEI凍膠最高可耐礦化度50 000 mg/L，放置120 d后無脫水現象，凍膠質量基本保持不變；(3)凍膠封堵效果見表3。

表3 凍膠封堵巖心評價

目前關于高溫高鹽堵劑的研究主要以聚合物凝膠為主，依靠引入耐鹽耐溫基團來提高耐溫耐鹽性能，并有明顯的效果。但仍存在一定的問題：(1)殘留在地層中的聚合物類堵劑不易降解會造成一定的污染；(2)部分堵劑使用的交聯劑存在毒性；(3)當下國內三次采油含水量極高和縫洞型碳鹽巖油藏雙重問題使得現場作業需要大劑量的堵劑，今后堵劑的研究方向應從降低成本與回收利用兩個方向進行。

1.2 有機/無機復合類堵劑

He H等[33]研究開發了一種由水解度低的聚合物(酚醛樹脂和無機硅酸鹽)組成的復合凝膠。研究了不同實驗條件對膠凝時間的影響以及熱穩定性、耐鹽性。研究結果表明，當溫度上升時，復合凝膠的成膠時間逐漸縮短。特別是隨著溫度從100 ℃升高到130 ℃，膠凝時間從54.0 h縮減到15.5 h。在模擬地層鹽水(TDS：20%NaCl+2.5%CaCl2)中老化60 d后，與普通聚合物凝膠相比，無機組分提高了復合凝膠體系的耐溫性結果表明，由0.3%的聚合物，4.0%的樹脂和3.0%的無機硅酸鹽組成的復合凝膠在130 ℃老化60 d后，復合凝膠出現85%滲透率降低。研究表明的復合凝膠堵劑可以很好地應用于高溫高鹽儲層。

Nasr-El-Din H A等[34]研究了一種硅酸鹽/脲體系的凝膠型堵劑，超過70 ℃即可形成凝膠。研究結果表明，硅酸鈉/脲素溶液可以耐受NaCl的最高濃度為3%，而CaCl2的濃度最高為0.08%將這些結果與膠體SiO2和聚丙烯酰胺/Cr3+膠凝體系的文獻結果進行了比較。硅酸鈉/脲素系統具有最高的活化能，這意味著在給定的溫度下它將具有最長的膠凝時間。

Adewunmi A等[35]研究合成了CFA(粉煤灰)含量(質量分數0.5%，1%和2%)的純聚丙烯酰胺PAM/PEI水凝膠和PAM/PEI-CFA水凝膠(交聯劑為PEI)。熱重分析結果表明,在200 ℃ PAM/PEI-CFA3的分解率不足3%，認為這可能是氧化鋁和二氧化硅與PAM/PEI形成了較強的化學鍵，從而大大提高了水凝膠的耐溫性能。文章沒有對耐鹽性經行驗證，但無機材料的加入所形成的強鍵應當可以提升復合凝膠的耐鹽性能，這一推斷還有待驗證。

耐溫無機物與聚合物凝膠復配，有望可以提高凝膠整體的耐溫和耐鹽性能。蒙脫土、膨潤土、粉煤灰等粉體無機材料來源廣、種類多、經濟性好，與普通聚合物堵劑相比對地層不會造成污染，所以在今后耐溫耐鹽堵劑的研發中，主要應該考慮無機物與凝膠堵劑的配伍性，從而實現無機材料的研究價值。

1.3 納米材料/聚合物類堵劑

納米材料是指晶粒尺寸在1～100 nm范圍內的材料，與常規材料相比納米材料具有許多優異性能，如高的表面活性、高比表面積，耐溫性、耐鹽性、降低摩阻等性能，將納米材料與油田化學相相結合，開發出性能優越化學助劑，必將推動油田化學研究的進程。

涂偉霞等[36]以共沉淀法制備了Fe3O4/SiO2磁性復合納米微粒，后表面接支PAM-AA(聚丙烯酰胺-丙烯酸)制備出了新型磁性納米堵劑。研究結果表明該堵劑具備優異的耐溫性和耐鹽性。因為引入了磁性組分，該堵劑超過突破壓力后可隨采出液返回地面，不需要解堵且易于分離。

楊長春等[37]以丙烯酰胺為聚合單體、偶氮二異丁腈(AIBN)為引發劑、二乙烯基苯(交聯劑)+脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉(乳化劑)研制了具有三層結構的納米/微米聚合物微球DCA，研究結果表明，DCA外殼有納米孔隙，微球可耐300 ℃高溫，在115 ℃ 放置90 d在水中膨脹率6%。礦場實驗結果表明，使用DCA微球后明顯增油降水，證明DCA微球是一種適用于高溫高鹽油藏堵劑。

雖然目前關于納米材料應用于高溫高鹽堵水調剖的研究并不多見，但納米材料以其自身優異的物理化學性能具備很高的應用前景。例如文獻中引入的納米SiO2本身屬于地層中常見物質，可以減少污染；磁性顆?？梢员阌诜蛛x減少現場作業成本同時有望實現堵劑的重復利用。將目前較為成熟的石墨烯、納米二氧化硅以及納米金屬氧化物引入未來調剖堵劑中，有望大大提高堵劑的耐溫耐鹽性能。

2 堵劑性能及封堵機理先進研究方法

先進儀器的使用使得對于堵劑的研究不僅僅停留在表象的凝膠強度、耐溫抗鹽的實驗數據，更是從微觀的結構上直觀的揭示了封堵的機理以及效果，對于今后耐溫耐鹽封堵劑微觀作用機理的研究具有重要意義。封堵機理也為今后新型堵劑的設計和研發提供指導思路。

2.1 核磁共振技術

核磁共振技術技術(NMR)是目前認識儲層參數的高效手段之一。測試機理為：將測量氫核核磁共振的磁場強度換算為巖心氫核含量，即可得到巖心含水飽和度。根據核磁共振橫向弛豫時間T2與孔徑大小成正比和信號幅度與對應孔徑中的流量成正比的原理，就可以獲得不同大小孔隙中的流體分布，進而分析巖心封堵效果[38]。

林仁義等[39]在高溫高鹽產水氣藏微膠堵水封堵特性的研究中，使用了核磁共振來研究堵劑封堵性得到注溶膠后巖心孔徑分布圖。研究結果表明，溶膠注入巖心后變現出較好的選擇性封堵性，起到了堵水不堵氣的作用。

齊寧等[40]研究了自生氣泡凍膠體系，研究中使用掃描電鏡和核磁共振以微觀結構角度分別研究了凍膠體系的耐鹽性和凍膠的膨脹行為。研究結果表明,原始巖心經過3次調堵后仍在繼續膨脹。

2.2 掃描電鏡技術和激光粒度儀技術

趙光[41]運用環境掃描電鏡和激光粒度儀分別研究凍膠體系，研究結果表明:(1)環境掃描電鏡放大至20,50 μm時觀測到鋯凍膠體系形成致密的三維網狀結構可以牢牢地抓住水分子，從微觀結構解釋了鋯凍膠體系的穩定性；(2)激光粒度儀結果表明當聚合物濃度較大時，聚合物的平均粒徑為51 μm，鏈與鏈中間作用力強，形成得凍膠穩定性強。

2.3 冷凍蝕刻電子顯微鏡技術

Gu C等[42]通過使用Carl Zeiss Jena冷凍蝕刻電子顯微鏡來研究酚醛樹脂凝膠微觀結構。研究結果表明,0.2%聚合物濃度的系統結構較松散，這是因為該體系酰胺基含量較少，導致交聯密度低，而0.5%聚合物濃度的體系結構更致密且具有較高的交聯密度。

2.4 冷凍干燥掃描電鏡技術

李克華等[43]運用冷凍干燥-掃描電鏡分析技術研究分析油田堵劑的微觀結構的機理。堵劑中含有大量的水，無法直接進行掃描電鏡分析。因此可以考慮使用液氮急速冷卻堵劑(亦可使用真空冷凍干燥箱)，真空冷凍就可保證堵劑中的水分子以凍結形式的形式固化，經過升華作用，使得留下的物質以自身骨架的形式保留原始的微觀結構，便于使用掃描電鏡從微觀結構研究堵劑的作用機理。

2.5 CT技術

CT技術其本質是衰減系數μ成像：(1)通過計算機對獲取的投影值計算解出各個體素的μ值，獲得μ值的平面分布；(2)各個體素的μ值轉換為對應像素的CT值，得到CT值矩陣；(3)CT值矩陣轉換為灰度分布，即可得到CT影像。受限于室內研究堵劑方法僅可獲得巖心模型前后端的測試數據，而流體在巖心的運移無法研究。CT技術是以射線線性衰減為基礎，能夠在保持巖心模型內外形態不變條件下研究巖心實驗中孔隙度和飽和度發生的變化[44]。

彭齊國等[45]使用CT技術研究了乳化瀝青堵劑的封堵效果，見圖1。

圖1 石英砂封堵段CT圖

圖中白色部分代表石英砂，黑色部分是孔隙，研究結果表明，圖中黑色部分質地均一、未發生變化，孔隙被堵劑完全填充，說明封堵效果好。

2.6 可視化技術

可視化技術是室內評價堵劑效果、研究封堵機理的有效手段之一。相對于常規填砂管僅能獲得封端前后參數的缺點而言，可視化技術可以直觀反映不同調堵工藝對封堵效果的影響。

趙修太等[46]為解決長時間高強度注水開發引發的注入水進入次生大孔道無效循環的問題。利用可視化驅替模擬實驗研究不同條件下堵劑的封堵規律。研究結果表明：(1)堵劑作用深度越大，波及系數越高，應重點研發低成本深部堵劑；(2)堵劑投放量存在一個經濟和效果雙重限度，多次調堵效果更好；(3)對于大孔道地層，在其后段的遠井地帶封堵效果更好。

尚朝輝等[47]設計并使用可視化平板模型進行多次調堵實驗對堵劑用量、注入位置和剩余油分布的影響進行直觀描述。研究結果表明,規則大孔道模型調堵實驗證明，當堵劑用量為孔隙體積的0.1倍時，其經濟效益最佳、封堵效果好。

2.7 三維物模技術

石油勘探開發科學研究院與美國德士古公司合作首次在國內開發研究三維物模技術。相對于室內評價用小型巖心來說，三維物模具備更大的長寬高，模型與實際油藏情況更加接近，可以更真實地反應油藏橫縱剖面的非均質性，并可布置井網進行研究實驗。利用三維物模技術可以研究：(1)模擬油藏條件研究水平井提高采收率機理和規律；(2)模擬不同油藏以及優化井網設計；(3)不同的井網系統下進行不同驅替實驗研究；(4)以不傷害底層的優勢對各種油田助劑進行模擬評價；(5)研究同類型油藏的開采機理；(6)研究不同種類油藏的開采機理；(7)模擬研究不同油藏的滲透率、孔隙度、原始含油飽和度等參數；(8)在三維物模技術和開采數值模擬，減小油藏數值模擬的誤差[48]。

李永來[49]設計并研制了一種可以用于模擬注采井之間垂直剖面和任意深度水平剖面的三維物理模型(9 cm×9 cm×11 cm)。模擬研究了反九點井網不同韻律地層高含水期時的剩余油分布,并開展了精細調堵研究。研究結果表明：(1)正韻律地層，應在剩余油帶中部或起始端的正下方放置堵劑；(2)反韻律地層，堵劑放置在應在起始端的正上方，封堵效果較好；(3)復合韻律地層根據現場實際情況，分步實施調堵。

王春智等[50]利用相似準則研制了能模擬油藏條件的三維物理模型(0.3 m×0.15 m×0.11 m)。分析調剖實驗后的模型，研究表明經過多次調剖后原油采出率明顯提高，這是因為堵劑大量進入出水層(導致底水竄流發生的通道)，驅替液自然轉向儲層剩余油含量高的位置。

3 高溫高鹽堵劑發展趨勢

3.1 降低堵劑成本

為實現油氣田綠色發展，降低三次采油成本，可以將堵劑原料的來源轉移至工業廢料以及產能過剩的化工原料。這樣的思路可以同時給產能過剩與工業廢料帶來的經濟與環境的問題提出一種有效的解決方法。進一步加強研究和利用工業廢棄物，尋找廉價原料，是今后堵水調剖劑研究的主要方向。

3.2 研究納米材料在提高耐溫抗鹽性能中的作用

隨著油田的不斷開發，油層含水率越來越高，堵水難度越來越大。急需研制耐高溫、耐高鹽、強度高的堵劑。納米材料顆粒小具備很多優異性質如石墨烯、碳納米管、石墨炔等，引入納米材料可提升堵劑的耐溫性，一些納米材料可以形成假性濾餅起到封堵作用。如文獻[36]中引入納米Fe3O4與納米SiO2，提高了封堵率的同時引入磁性顆粒，便于分離在一定程度上也降低了油田現場作業成本，是今后堵水調剖劑研究的方向之一。

3.3 研究高溫高鹽微生物調剖技術

微生物調剖技術是一項新型提高原油采收率技術。微生物以水為生長環境，以糖蜜作為營養，適配現有管線便于現場應用；微生物不比常規助劑需要外力加持，微生物隨地下流體移動，作用范圍廣，注入井后不損傷油層，無污染，提高采收率效果顯著。雖然現在微生物作用機理仍不是十分明確但微生物可解決油井生產中多種問題，如降黏、防蠟、解堵、調剖，有望成為今后油田穩油控水的重要手段，是調剖堵水技術的長久之計。

3.4 利用先進分析手段深入研究堵劑作用效果和機理

利用先進的測試手段，如CT、核磁共振、掃描電鏡、透射電鏡等，表征和觀察堵劑的微觀形貌，在地層中的狀態，以深入分析其微觀作用機理。

利用二維甚至三維物模實驗，提高室內驅替實驗與實際儲層條件的匹配性，深入探討堵劑的滲流、封堵效果和機制。