针对碎屑岩油藏高含水低产低效井，西北油田在10个高温高盐碎屑岩油藏区块推广应用了冻胶不动管柱堵水工艺，累计实施118井次，增油10.1万吨，取得了显著的降水增油效果。

随着塔河油田碎屑岩油藏开发的推进，油井高含水成为制约油藏开采的重要因素。前期在碎屑岩油藏以近井“浅堵”为主的颗粒、乳状液及其复合堵水等措施在水平井堵水效果逐步变差，油井多轮次堵水后出水复杂，剩余油零散分布，存在堵水有效率低和见效后失效快的问题，而前期堵水作业为了保证施工安全必须修井换管柱，措施成本较高。为了有效提升高含水井堵水效果，节约措施成本，工程技术人员提出了强度更强、封堵更深、选择性更好的冻胶深部堵水思路。

面对常规冻胶体系在高温（120℃）、高盐（22万）油藏条件下反应过快，长期稳定性差的难题，技术人员研发了具有耐温抗盐的延迟交联体系。研发的冻胶体系在高温高盐油藏条件下成胶时间延长至72h，实现了不动管柱深部堵水需求，单井节约35万元修井费用；形成了低、中、高三个强度配方，成胶强度C-G级可调，满足逐级渐强封堵工艺需求；体系具有优良的油水选择性，遇水成胶，遇油收缩；同时体系的三维空间网状结构，使有效期大幅提升至240天以上。

为提升堵水措施效果，石油工程技术人员与采油厂油藏技术人员深入结合，明确油井出水分布，分析油井剩余油潜力；同时采用物模装置针对措施井堵剂用量、段塞组合、顶替深度等进行优化设计，针对性建立了常规堵水、深堵、强堵等不同堵水模式，大幅提高了堵水措施有效率。

油井多轮次堵水后剩余油分布复杂，仅凭常规冻胶堵水技术难以有效控制水侵，技术人员针对油井剩余油类型、隔夹层位置以及渗透率分布，开展了复合堵水工艺研究。针对段间剩余油，形成了冻胶+二氧化碳堵疏一体化技术；针对段内剩余油，形成了冻胶+表活剂堵驱一体化技术。为了保证施措施有效，技术人员长期驻扎现场，紧跟现场施工，严把施工质量，有效提升了措施效果。

自2014年首次实施冻胶堵水以来，在塔河油田1区、9区、AT区块、YT区块等共10个碎屑岩边底水油藏进行了推广应用，实施118井次，目前增油10.1万吨，累计创造经济效益2.2亿元，节约成本4130万，有效提高了碎屑岩油藏采收率。

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