張吉磊，羅憲波，張運(yùn)來(lái)，何逸凡，周焱斌

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300459）

0 引言

注水作為油田高效開(kāi)發(fā)的重要手段，對(duì)保持地層壓力和油田穩(wěn)產(chǎn)至關(guān)重要，在國(guó)內(nèi)外油田得到廣泛的應(yīng)用。關(guān)于底水油藏注水，眾多學(xué)者從不同的角度進(jìn)行了大量的研究［1-7］。鄭小杰等［8］對(duì)地層能量相對(duì)不強(qiáng)的底水油藏進(jìn)行了注水開(kāi)發(fā)可行性論證，認(rèn)為底水油藏注入水波及范圍小，采出水主要為地層水，驅(qū)油效果不明顯。程秋菊等［9］利用數(shù)值模擬、流線模擬和虛擬示蹤劑技術(shù)等方法對(duì)底水油藏注入水的驅(qū)替路徑進(jìn)行了研究，認(rèn)為底水油藏大部分注入水優(yōu)先流向底水區(qū)，表現(xiàn)出補(bǔ)充底水能量的作用。張吉磊等［10］針對(duì)隔夾層發(fā)育的底水油藏，提出了依托隔夾層分段注水技術(shù)，提高了夾層發(fā)育稠油底水油藏注入水的驅(qū)油效果。

與直接投注注水井相比，轉(zhuǎn)注井具有較長(zhǎng)的生產(chǎn)歷史，已形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，導(dǎo)致轉(zhuǎn)注后注入水沿優(yōu)勢(shì)滲流通道直接流入底水，形成無(wú)效水循環(huán)?，F(xiàn)有的對(duì)底水油藏轉(zhuǎn)注井注水的研究均未考慮長(zhǎng)期大液量沖刷引起的儲(chǔ)層物性變化，如何提高底水油藏轉(zhuǎn)注井注入水的驅(qū)油效果，一直是底水油藏注水未能突破的難點(diǎn)。眾多學(xué)者針對(duì)如何抑制采油井底水錐進(jìn)進(jìn)行了大量的研究。李傳亮［11］提出對(duì)采油井打隔板抑制底水錐進(jìn)。劉彥成等［12］利用李傳亮提出的隔板理論，推導(dǎo)出堵劑注入的合理位置。范鳳英［13］針對(duì)次生底水油藏采油井底部采用化學(xué)凝膠移動(dòng)式彈性隔板堵底水。吳長(zhǎng)胤等［14］利用聚合物樹(shù)脂凝膠體系為主體開(kāi)展了重復(fù)封堵技術(shù)研究。黃凱等［15］利用壓降漏斗原理，提出了壓降漏斗法封堵大孔道技術(shù)。劉玉章等［16-17］通過(guò)在優(yōu)勢(shì)滲流通道利用側(cè)鉆水平井進(jìn)行置膠成壩，實(shí)現(xiàn)了液流轉(zhuǎn)向。針對(duì)底水油藏轉(zhuǎn)注井如何擴(kuò)大注水波及體積的研究還處于探索階段。

筆者考慮注水井轉(zhuǎn)注前后長(zhǎng)期大液量沖刷下儲(chǔ)層物性的變化，對(duì)直接投注注水井與轉(zhuǎn)注井注水流線的差異進(jìn)行分析，進(jìn)一步探討通過(guò)對(duì)轉(zhuǎn)注井滲透率錐體型變化帶底部進(jìn)行“置膠成壩”以擴(kuò)大轉(zhuǎn)注井注水波及體積，進(jìn)而提高底水油藏轉(zhuǎn)注井水驅(qū)效率，改變稠油底水油藏轉(zhuǎn)注井注水驅(qū)油效果差的現(xiàn)狀，以期為相似油田的高效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支撐。

1 油藏地質(zhì)特征及注水現(xiàn)狀

1.1 油藏地質(zhì)特征

渤海Q油田位于渤海中部海域，是典型的大型河流相稠油底水油藏。油藏埋深淺，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，物性好，平均孔隙度為35%，平均滲透率為3 000 mD，屬高孔、高滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性主要為中—細(xì)砂巖及粉砂巖，石英、長(zhǎng)石及巖屑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為43%～50%，28%～34%和15%～21%。填隙物主要為雜基和膠結(jié)物，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%～20%，平均為14%，其中雜基以泥質(zhì)為主，主要為伊/蒙混層，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為64%，另見(jiàn)伊利石、高嶺石及少量綠泥石。膠結(jié)物主要為成巖早期階段形成的菱鐵礦，質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般在1%以?xún)?nèi)。地層原油黏度為260 mPa·s，底水水體倍數(shù)為10～30倍。油藏地層壓力為11.30 MPa，油田的壓力系數(shù)為0.99～1.03；油藏溫度為 60.0℃，地溫梯度為3.50℃/100 m，屬于正常溫度和壓力系統(tǒng)。地層原油密度為0.882～0.936 g/cm3，飽和壓力為4.06～9.94 MPa。地層水為NaHCO3型，氯離子質(zhì)量濃度約為230 mg/L，平均礦化度約為4500 mg/L，pH值在7左右。

1.2 注水開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

渤海Q油田于2002年投產(chǎn)，初期利用定向井天然能量開(kāi)發(fā)稠油底水油藏，導(dǎo)致含水率上升快，產(chǎn)量遞減幅度大。綜合調(diào)整方案設(shè)計(jì)通過(guò)改變井型，采用“定向井注水+水平井采油”的注水開(kāi)發(fā)方式改善開(kāi)發(fā)效果。目前已轉(zhuǎn)注定向注水井34口，階段注采比為1.0，累計(jì)注采比為0.7，地層能量穩(wěn)中略有提升。轉(zhuǎn)注前平均產(chǎn)液量為400 m3/d，累計(jì)產(chǎn)出液為140萬(wàn)m3；轉(zhuǎn)注后平均注水量為800 m3/d，累計(jì)注入水160萬(wàn)m3，水平采油井平均產(chǎn)液量為1 000 m3/d，累計(jì)產(chǎn)出液150萬(wàn)m3，但是定向井轉(zhuǎn)注后，驅(qū)油效果差，僅流壓緩慢上升，注入水主要表現(xiàn)出補(bǔ)充能量的作用。文獻(xiàn)調(diào)研結(jié)果表明：對(duì)于正韻律儲(chǔ)層而言，大部分注入水主要表現(xiàn)為補(bǔ)充底水能量的作用［4］。根據(jù)實(shí)際動(dòng)態(tài)響應(yīng)特征，結(jié)合流線模擬方法，對(duì)底水油藏注入水的波及體積進(jìn)行了分析，得出大部分注入水主要流向底水區(qū)（圖1），用于補(bǔ)充底水能量，再通過(guò)采油井提液產(chǎn)出，造成注入水的無(wú)效循環(huán)，導(dǎo)致驅(qū)油效果不明顯。

圖1 轉(zhuǎn)注井注入水流向示意圖Fig.1 Schematic diagram of injected water flow direction in transfer injection well

2 轉(zhuǎn)注井注水驅(qū)油效果差原因分析

根據(jù)渤海Q油田油藏地質(zhì)參數(shù)，建立流線理論模型，研究正韻律稠油底水油藏直接投注注水井和油井轉(zhuǎn)注井的水驅(qū)波及體積，分析轉(zhuǎn)注井與直接投注注水井注入水的流線分布特征。

網(wǎng)格選取 50×50×20，長(zhǎng)度為 10 m×10 m×1 m，水平滲透率為3000 mD，Kv/Kh取0.1，孔隙度取30%，巖石和流體性質(zhì)取渤海Q油田實(shí)際參數(shù)。生產(chǎn)井水平段長(zhǎng)度為300 m，注采井距為200 m，油層厚度為12 m，采油井工作制度設(shè)置產(chǎn)油量為60 m3/d，產(chǎn)液量為800 m3/d，直接投注注水井注水量為800 m3/d，轉(zhuǎn)注井轉(zhuǎn)注前以產(chǎn)液量600 m3/d生產(chǎn)5 a，轉(zhuǎn)注后注水量為1 000 m3/d。

文獻(xiàn)調(diào)研［18-19］結(jié)果表明，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期大液量沖刷后，儲(chǔ)層中膠結(jié)物被帶出，蒙脫石、伊/蒙混層等黏土礦物減少，導(dǎo)致填隙物含量減少，面孔率增大，使孔喉結(jié)構(gòu)發(fā)生變化。儲(chǔ)層孔隙度增大8%～10%，滲透率增大50%～200%，孔喉半徑中值增大60%～90%。結(jié)合實(shí)鉆過(guò)路井資料統(tǒng)計(jì)，強(qiáng)水洗（沖刷）部位的平均滲透率較原始滲透率增大了2倍，尤其是在注水井周?chē)涂拷ㄏ虿捎途赘浇?，較原始滲透率增大了5倍以上。儲(chǔ)層物性的變化規(guī)律主要表現(xiàn)為：水錐外儲(chǔ)層滲透率處于原始狀態(tài)；水錐內(nèi)平面上定向井井點(diǎn)底部滲透率增幅最大，靠近水錐邊部增幅逐漸減?。豢v向上，底部滲透率增幅最大，靠近油層頂面，滲透率增幅最小。

選取渤海Q油田90多塊巖心，模擬在不同驅(qū)替倍數(shù)下儲(chǔ)層物性的變化規(guī)律，回歸出滲透率變化倍數(shù)MK隨驅(qū)替倍數(shù)R之間的變化關(guān)系。

模型中轉(zhuǎn)注井水錐滲透率的設(shè)置滿(mǎn)足滲透率變化倍數(shù)與驅(qū)替倍數(shù)之間的變化關(guān)系［式（1）—（2）］。從注入水流線分布模擬結(jié)果（圖2）可看出，直接投注注水井沿井筒流線分布較均勻，水錐分布較大［圖2（a）］，而轉(zhuǎn)注井由于受到長(zhǎng)期大液量的沖刷，井筒底部已經(jīng)形成優(yōu)勢(shì)滲透通道，或儲(chǔ)層物性變化帶，轉(zhuǎn)注后注入水仍然沿滲流通道流入底水中，流線分布主要集中在轉(zhuǎn)注井井筒中下部［圖2（b）］，導(dǎo)致轉(zhuǎn)注井的注入水波及體積遠(yuǎn)小于直接投注注水井波及體積。

因此，轉(zhuǎn)注井注入水驅(qū)油效果差的原因是定向井轉(zhuǎn)注后注入水受正韻律及大液量沖刷的影響，注入水在“錐體型變化帶—底水區(qū)—生產(chǎn)井波及區(qū)”形成“U”形管式無(wú)效循環(huán)。

圖2 注入水流線模擬示意圖Fig.2 Simulation diagram of streamline of injected water

3 “置膠成壩”技術(shù)原理及關(guān)鍵參數(shù)分析

3.1 “置膠成壩”技術(shù)原理

根據(jù)轉(zhuǎn)注井注入水驅(qū)油效果差的原因，提出了“置膠成壩”技術(shù)擴(kuò)大轉(zhuǎn)注井注水波及體積［16-17］（圖3）。其原理是利用化學(xué)堵劑［20-21］，對(duì)轉(zhuǎn)注井井筒附近的滲透率錐體型變化帶底部進(jìn)行封堵，改變“U”形管竄流形態(tài)，迫使注入水流向未波及區(qū)，擴(kuò)大注入水波及體積。

圖3“置膠成壩”后注入水流向示意圖Fig.3 Schematic diagram of injected water flow direction after“gel dam”

3.2 “置膠成壩”技術(shù)關(guān)鍵參數(shù)分析

通過(guò)建立理論模型，對(duì)轉(zhuǎn)注井“置膠成壩”的壩體厚度、時(shí)機(jī)和極限驅(qū)油井距等關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行了敏感性分析，其中默認(rèn)轉(zhuǎn)注井水錐半徑為“置膠成壩”的壩體寬度，超過(guò)水錐半徑，由于水錐外部?jī)?chǔ)層物性較水錐內(nèi)部差，壩體難以建立。

3.2.1 壩體厚度

壩體厚度的優(yōu)選是“置膠成壩”能否實(shí)施的關(guān)鍵經(jīng)濟(jì)因素，壩體厚度過(guò)大，則無(wú)法滿(mǎn)足油藏注水量的需求，同時(shí)需要投入的化學(xué)劑量較大，經(jīng)濟(jì)效益差。因此，方案設(shè)計(jì)油層厚度為12 m，注采井距為200 m，井組內(nèi)水平生產(chǎn)井含水率為80%，選取壩體厚度分別為0 m，1 m，2 m和4 m，通過(guò)流線模擬技術(shù)，研究不同壩體厚度對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量的影響。

從不同壩體厚度注入水流線模擬結(jié)果（圖4）可以看出：當(dāng)壩體厚度為1 m時(shí)，注入水流線沿井筒分布呈現(xiàn)“底密上疏”的特征［圖4（a）］，底部注入水易竄流到底水中，實(shí)際起驅(qū)油作用的注入水占比相對(duì)較小；當(dāng)壩體厚度為2 m時(shí)，注入水流線沿井筒分布呈“均勻推進(jìn)”的特征［圖 4（b）］，注入水波及體積最大；當(dāng)壩體厚度為4 m時(shí)，注入水流線沿井筒分布呈“均勻推進(jìn)”的特征［圖4（c）］，但由于吸水厚度減小，平面推進(jìn)能量相對(duì)較弱，無(wú)法克服重力的影響，致使靠近生產(chǎn)井上部剩余油無(wú)法波及。

圖4 不同壩體厚度注入水流線模擬示意圖Fig.4 Simulation diagram of streamline of injected water with different dam thickness

從不同壩體厚度與累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系曲線（圖5）可以看出，“置膠成壩”初期，隨著壩體厚度的增大，累計(jì)產(chǎn)油量逐漸增加，當(dāng)壩體厚度為4 m時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量增幅最大。其原因是“置膠成壩”封堵了原有的滲流通道，迫使注入水流向未波及區(qū)，提高了轉(zhuǎn)注井的注水效率。當(dāng)壩體厚度為4 m時(shí)，中后期增油量逐漸減緩，這主要是由于隨著壩體厚度的增加，初期注入水驅(qū)油效果明顯，后期由于壩體厚度過(guò)大，剩余油層厚度無(wú)法滿(mǎn)足注水量的需求。相對(duì)于整個(gè)開(kāi)發(fā)階段，當(dāng)壩體厚度為2 m時(shí)，開(kāi)發(fā)效果最優(yōu)，與未進(jìn)行“置膠成壩”相比，累計(jì)增油量幅度達(dá)到45%，其原因是一方面對(duì)滲透率錐體型變化帶進(jìn)行了有效封堵，另一方面剩余油層厚度能夠滿(mǎn)足注水量的需求，兩者達(dá)到協(xié)同效應(yīng)，使注水效率最大化。

3.2.2 “置膠成壩”時(shí)機(jī)優(yōu)選

方案設(shè)計(jì)油層厚度為12 m，注采井距為200 m，壩體厚度設(shè)置為2 m，分別在水平井不同含水時(shí)期（80%，90%和95%），對(duì)轉(zhuǎn)注井進(jìn)行“置膠成壩”。通過(guò)流線模擬技術(shù)，研究不同“置膠成壩”時(shí)機(jī)對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量的影響。

圖5 不同壩體厚度與累計(jì)產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.5 Relationship between accumulated oil production and different thicknesses of dam

從不同“置膠成壩”時(shí)機(jī)注入水流線模擬結(jié)果（圖6）和不同置膠成壩時(shí)機(jī)與累計(jì)產(chǎn)油量關(guān)系曲線（圖7）可以看出，隨著含水率的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差，當(dāng)含水率為95%時(shí)，注入水波及效果最差。這是由于含水率越高，水脊內(nèi)的沖刷越嚴(yán)重，縱向上底水的推進(jìn)速度要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于平面上注入水的推進(jìn)速度。因此，“置膠成壩”越早實(shí)施，轉(zhuǎn)注井注入水驅(qū)油效果越明顯。

3.2.3 極限驅(qū)油井距優(yōu)選

方案設(shè)計(jì)油層厚度為12 m，“置膠成壩”時(shí)機(jī)為井組水平井含水率80%，壩體厚度設(shè)置為2 m，分別在不同極限注采井距（150 m，200 m，250 m和300 m）條件下，通過(guò)流線模擬技術(shù)，研究不同極限驅(qū)油井距條件下“置膠成壩”對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量的影響。

圖6 不同“置膠成壩”時(shí)機(jī)下注入水流線模擬示意圖Fig.6 Simulation diagram of streamline of injected water with different water cut

圖7 不同“置膠成壩”時(shí)機(jī)與累計(jì)產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.7 Relationship between accumulated oil production and different water cut

從不同注采井距“置膠成壩”注入水流線模擬結(jié)果（圖8）可以看出，注采井距越小，“置膠成壩”效果越好。當(dāng)注采井距為150 m時(shí)，注入水流線呈“近活塞式驅(qū)油”的特征，驅(qū)油效果最好［圖8（a）］；當(dāng)井距為200 m時(shí)，注入水流線呈“均勻推進(jìn)”的特征，注入水與底水達(dá)到協(xié)同效應(yīng)，波及體積達(dá)到最大化［圖8（b）］；當(dāng)注采井距大于200 m時(shí)，注入水重新形成了滲流通道，無(wú)法波及到采油附近中上部的剩余油［圖 8（c），（d）］。

從不同注采井距“置膠成壩”與未“置膠成壩”累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比（圖9）可以看出，當(dāng)注采井距為150 m時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量提高幅度為14.6%，這是由于注水井的水錐半徑與水平井的水脊半徑之和遠(yuǎn)大于注采井距，注入水處于驅(qū)油狀態(tài)，只在井間頂部富集少量剩余油，“置膠成壩”后，累計(jì)產(chǎn)油量提高幅度較??；當(dāng)注采井距為200 m時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量增幅最大，達(dá)到45.0%，這是由于“置膠成壩”后，增加了注入水水平方向的驅(qū)替，使注入水與底水達(dá)到協(xié)同效應(yīng)，波及體積達(dá)到最大；當(dāng)注采井距大于200 m，隨著井距的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差，累計(jì)產(chǎn)油量提高幅度僅為4.0%左右，這是由于井距過(guò)大，注入水受正韻律及重力作用影響重新形成新的優(yōu)勢(shì)滲流通道，導(dǎo)致注入水主要流向底水區(qū)，無(wú)法波及到采油井附近中上部的剩余油。因此，“置膠成壩”的極限驅(qū)油注采井距為200 m。

圖8 不同注采井距“置膠成壩”注入水流線模擬示意圖Fig.8 Simulation diagram of streamline of injected water with different injection-production well spacing

圖9 不同注采井距“置膠成壩”與未“置膠成壩”累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比Fig.9 Comparison of accumulated oil production between gel dam with different injection-production well spacing and non-gel dam

3.3 壩體厚度影響因素分析

3.3.1 油層厚度對(duì)壩體厚度的影響

方案設(shè)計(jì)井組水平井含水率為80%，井距為200 m，研究了不同油層厚度（8 m，10 m，12 m，14 m，16 m，18 m和 20 m）條件下，不同壩體厚度（0 m，1 m，2 m，3 m和4 m）對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量的影響，得出了不同油層厚度下“置膠成壩”的最佳壩體厚度圖版（圖10）。從圖10可以看出，隨著油層厚度的增加，“置膠成壩”的最佳壩體厚度逐漸增加，當(dāng)油層厚度為8～14 m時(shí)，實(shí)施“置膠成壩”的最佳壩體厚度為2 m；當(dāng)油層厚度為14～20 m時(shí)，最佳壩體厚度為3～4 m。

圖10 不同油層厚度下“置膠成壩”的最佳壩體厚度圖版Fig.10 Optimum thickness chart of gel dam with different reservoir thickness

3.3.2 含水率對(duì)壩體厚度的影響

方案設(shè)計(jì)油層厚度為10 m，井距為200 m，研究了不同含水率（80%，90%和95%）對(duì)壩體厚度的影響。從圖11可看出，含水率對(duì)“置膠成壩”的壩體厚度影響較小，其主要原因是含水率越高，水脊內(nèi)的沖刷越嚴(yán)重，縱向上底水的推進(jìn)速度要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于平面上注入水的推進(jìn)速度。且隨著含水率的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差，與單因素分析的結(jié)果具有一致性。

圖11 井組含水率對(duì)壩體厚度的影響Fig.11 Influence of well group water cut on dam thickness

4 應(yīng)用成果及展望

渤海Q油田底水油藏是典型的正韻律沉積的砂巖油藏，以E07井為先導(dǎo)試驗(yàn)井組。該井油層厚度為13 m，測(cè)井曲線呈“鐘型”，從自然伽馬和自然電位測(cè)井曲線來(lái)看正韻律特征明顯，測(cè)井解釋泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)8.4%（圖12）。周邊有3口受益油井（E10 H，E26 H和E27 H），注采井距分別為189 m，212 m和231 m。目前井組產(chǎn)油量為73 m3/d，含水率為91.8%。E07井于2002年投產(chǎn)，平均產(chǎn)液量為450 m3/d，累計(jì)產(chǎn)出液為184萬(wàn)m3。2014年7月該井轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注后平均注水量為1 000 m3/d，累計(jì)注水量為140萬(wàn)m3。通過(guò)數(shù)值模擬分析，該井組剩余地質(zhì)儲(chǔ)量為54萬(wàn)m3，具備實(shí)施“置膠成壩”的物質(zhì)基礎(chǔ)。根據(jù)研究成果，2018年4月，對(duì)轉(zhuǎn)注井E07井實(shí)施“置膠成壩”措施，設(shè)計(jì)壩體厚度為2 m，壩體半徑為75 m。該井在實(shí)施措施后，井組產(chǎn)油量達(dá)到113 m3/d，含水率為91.3%（表1），取得了很好的增油效果。截至2018年12月，該井組已累計(jì)增油0.98萬(wàn)m3，先導(dǎo)試驗(yàn)的成功實(shí)施，證實(shí)“置膠成壩”可以有效擴(kuò)大注入水波及體積，提高了轉(zhuǎn)注井的水驅(qū)效率。

圖12 E07井測(cè)井解釋成果圖Fig.12 Logging interpretation result of well E07

表1 轉(zhuǎn)注井“置膠成壩”措施前后生產(chǎn)現(xiàn)狀對(duì)比Table 1 Comparison of production status before and after the measures of glue dam in transfer injection well

在該技術(shù)的指導(dǎo)下，渤海Q油田預(yù)計(jì)可實(shí)施“置膠成壩”措施10井次，方案實(shí)施后，預(yù)計(jì)增加可采儲(chǔ)量53.2萬(wàn)m3，改變了稠油底水油藏轉(zhuǎn)注井注入水驅(qū)油效果差的現(xiàn)狀。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）提出利用“置膠成壩”提高轉(zhuǎn)注井水驅(qū)效率新技術(shù)。壩體厚度、時(shí)機(jī)和極限驅(qū)油井距是影響“置膠成壩”效果的關(guān)鍵因素，“置膠成壩”越早實(shí)施，轉(zhuǎn)注井注入水驅(qū)油效果越明顯，極限驅(qū)油井距為200 m，壩體厚度為2 m時(shí)，注入水波及體積最大，開(kāi)發(fā)效果最優(yōu)。

（2）油層厚度和含水率對(duì)壩體厚度的影響非常明顯，隨著油層厚度的增加，“置膠成壩”的最佳壩體厚度逐漸增加，隨著含水率的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差。

（3）先導(dǎo)試驗(yàn)表明，“置膠成壩”技術(shù)可有效擴(kuò)大注入水波及體積，改變了稠油底水油藏轉(zhuǎn)注井注入水驅(qū)油效果差的現(xiàn)狀，提高了轉(zhuǎn)注井的水驅(qū)效率。