边底水油藏开发对策Word文档格式.docx

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目前我国大部分油田已进入中高含水期，进入高含水期开采之后，产油量递减加快。

在这些高含水油田中，底水油藏所占数目巨大，储量丰富。

底水油藏储层厚度大水体大，天然能量充足，开发中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进。

国内外油田实践经验表明：

底水油藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油藏开发效果的目的。

目前技术措施主要体现在：

优化射孔、临界产量与临界压差的控制；

采用水平井方案开发底水油藏；

在油水界面附近打人工隔板以阻挡底水；

开发后期加密井调整技术；

完井技术（如双层完井）以及采油技术（如油水分采）等等。

在有底水的油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部打开层段下面将形成半球状的势分布（图1），由于垂向势梯度的影响，油水接触面就会发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。

因而，此时的接触面形成喇叭状，这种现象即为底水锥进。

从机理上讲，垂向平面上油水接触面的变形和水平面上水驱替前缘的变形是类似的，两者都是由于汇聚于井底的势引起的。

随着油井的投产，界面的锥状体将逐渐形成。

锥体的上升速度取决于该点处势梯度值的大小以及该处岩石的垂向渗透率，锥体的上升高度取决于因水油密度差（ρw-ρo）引起的重力与垂向压力梯度的平衡。

如果油井的产量小于临界产量，将形成某一稳定的锥状体（图2），其顶部不再向上扩展。

因此，只要油井的产量qo小于临界产量qocrit生产，底水的锥状体就是稳定的。

当油井产量qo超过临界产量qocrit时，水锥体变得不稳定，并一直上升窜入井底（图3），之后油井开始产水，且含水不断上升。

因此，临界产量可定义为无水产出时的最高产量。

油井采油时，油藏周围产生压力降，油水接触面将出现变形，当产量增加时，底水层的水越过油水界面向油层侵入，锥体升高，超过一定采油量时，锥体逐渐上升到井底，在此之后，水就大量涌入井筒。

油水界面发生变形，水锥高度成为生产量和油藏参数等外部可控参数的复杂函数。

水锥稳定的条件可写为：

式中ho———井底到锥顶的距离，m；

Pwoc———水界面处压力，MPa；

Pwf———井底压力，MPa；

hw———油水界面到锥顶的距离，m。

在开采过程中，由于Pwf逐渐降低，而要保持平衡，就不可避免地造成hw升高。

若要防止水锥，需保持一个很小的开采压差，这显然与实际不相符，也不符合工程要求，同时经济效益也不高。

从hw的表达式可知，要保持hw不增加，就必须在油水界面之下作用一个相当于hw高度的压力差来阻止底水上升。

换句话说，也就是产生一个压力降，使其等于采油生产时井底产生的hw高度的压头。

在油水界面附近施加一个可控流量，形成一定压差来平衡采油过程中造成的油水界面处的压降。

根据这一压降条件，可设计出消除底水突破油井

的工艺方法，即油层和水层两汇同时生产。

该方法可使油水界面上的压力处于相对平衡，油水界面不发生变形。

研究文献和生产实践表明，影响底水锥进产生和水锥上升速度的因素很多，主要有：

生产压差、射孔打开程度、隔夹层发育及其位置、垂向水平渗透率比、油水粘度比、储层沉积韵律和边底水能量。

其中生产压差、隔夹层发育及其位置、射孔打开程度、垂向水平渗透率比是影响底水锥进的关键因素。

3.1生产压差

在油井产量较低、生产压差较小的情况下，由于油水重力差异，油水界面在油层中均匀、缓慢、大范围地向上托进，当托进到一定程度或生产压差达到一定程度时，水体只在井底附近以很小的范围向上锥进。

油井投产初期生产压差过大则会导致水锥的形成；

低含水期，过大的生产压差会加速底水的锥进；

在中、高含水期，生产压差过小又不足以驱动启动压力较大的中、低渗透带油层，特别是当储层非均质性较强或存在低渗透带、薄夹层时，这种影响会更加明显。

造成水锥形成和影响水锥上升速度的因素很多，如射孔井段、采油速度、油层厚度、夹层分布、油水密度差等，其中生产压差是最为敏感而又最难以把握的因素之一。

一般来说，油井的打开程度是不容易改变的，但油井的工作制度是可以改变的。

因而在实际生产过程中，可调整油井的工作制度，即改变油井的生产压差使油井的生产状态达到最佳。

3.2射孔打开程度

射孔打开程度是指在射孔完井条件下，射孔井段的含油层厚度与含油层总厚度之比。

打开程度是底水油藏开采中的一个重要参数，打开程度高，可以提高油井的产能，但油井见水也快；

打开程度低，见水慢，但油井产能低。

调研文献表明关于底水油藏的射开程度，生产实践上已有1/3~2/3的大致原则，通常最佳的打开程度为30%。

西南石油大学李传亮对底水油藏最佳打开程度进行了研究，发现对于无隔夹层的底水油藏，油井的生产压差、最佳打开程度以及最佳打开程度下的油井产量，相互之间存在密切的相关性。

实际工作中可以通过调整油井的工作制度，即改变油井的生产压差使油井生产达到最佳状态，对应于不同的生产压差，存在不同的最佳打开程度，对于隔夹层比较发育的底水油藏，油井应根据隔夹层分布情况进行射孔。

由于油藏的非均质性及各向异性，油井的打开程度可以根据地下油水接触关系，在理论值的前提下区别对待。

在确定底水油层的射开程度时，需主要考虑以下两个方面：

其一，要满足油层产液能力的需要。

由上可知，射开程度越低，其临界产量越高，但由此产生的附加阻力将大大增加，所以说底水油层射开程度不是越低越好。

其二，要能最大限度的抑制水锥。

射开程度越高，产液能力越强，

但油井见水时间越早，所以也不能说射开程度越高越好。

因此，应从油井或油田的产能需要、底水油藏的产状与类型来综合确定底水油藏的射开程度。

3.3隔夹层的发育及其位置

若油层段存在隔夹层，应尽量避免射开隔夹层以下部分油藏厚度段，尽管隔夹层遮挡的这部分油难以采出，却可以尽量延缓底水锥进速度，增加单井采油量。

此外，隔夹层的渗透率性和延伸距离对油井生产有一定影响。

当隔夹层具有渗透性即物性夹层，虽然有一定延缓水锥的作用，但底水一旦突破就失去了屏蔽水锥作用。

由于隔夹层在底水油藏中具有消锥的作用，工艺上可以在距油水界面以上一定距离注入化学剂的方法形成人工隔板，延缓底水的锥进。

国内西南石油大学的李传亮等推导了底水油藏中，油井正下方油水界面之上存在一非渗透隔夹层，在均质各向同性地层，稳定渗流等假设条件下的临界产量公式、见水时间公式以及半渗透性隔板底水油藏见水预测公式，对水锥形状做了理论上的探讨，并得出以下结论：

（1）隔夹层越厚，临界产量越高；

（2）隔夹层半径越大，临界产量越高，但由于隔夹层半径与临界产量是对数关系，对临界产量影响不大。

3.4垂向水平渗透率比

垂向水平渗透率比kv/kh对底水水锥的影响也是非常显著的。

kv/kh的值越小，说明流体平面上的扩散能力远高于纵向上的扩散能力，因此底水在驱替过程中，必将优先向平面上扩散，导致底水向上托进比较缓慢，其结果就是水锥突破时间较晚，无水采出程度较高。

随着kv/kh的值不断增大，油井见水时间将不断提前，无水采出程度也将逐渐减小。

kv/kh大于1.0以后，油井已无明显的无水采油期。

在kv/kh值从0.05到2.0的变化过程中，油井含水特征曲线逐渐由凹型过渡到凸型。

3.5油水粘度比

油水粘度比μo/μw对底水影响也比较显著，μo/μw越大，油井无水采油期越短，无水采出程度越小。

因此，在底水油藏进行注水开发的时候，若能在注入水中加入适当的增粘剂（如乳状液、泡沫、聚合物等），除能增加水淹体积外，还能抑制底水锥进。

影响底水锥进的因素非常多，上面只是提到了一些主要因素，其中生产压差和射孔打开程度的影响尤为突出。

底水油藏开发所面临的一个最大问题就是底水锥进，从而导致生产井大量出水。

对于底水锥进的抑制，油田工作者进行了许多理论研究，除了制定合理的油田开发方案、合理的油水井工作制度、控制开采速度和井底压力等措施之外，国内外学者还提出了各种各样抑制底水锥进、提高采收率的方法。

其中排水采油、人工打隔板技术以及水平井技术是目前国内外关于底水油藏现场施工和理论研究的热点以及解决底水锥进问题的主要措施。

若要防止水锥或水脊，可以在油水界面之下作用一可控流量，形成一定压差来平衡采油过程中在油水界面处形成的压降，来阻止底水上升，根据这一原理设计出控制底水窜入油井的方法，就是排水采油或采水消锥法。

一般排水采油主要分以下几种情况:

（l）在直井中，采用双管封隔器在油水界面上部处，封住油水层，用副管采水，主管采油，双管同采来抑制水锥；

（2）若用单管封隔器，油管采水，油套环空采油，双层完井抑制水锥技术;

（3）若用水平井开采时，在同一直井段中在油水界面之上钻一水平段进行采油，而在油水界面之下钻另一水平段，用来采出一部分水，这样在油水界面附近也造成平衡采出原油所造成的压差，达到消锥的目的。

双管同采抑制水锥技术的原理非常简单，就是主管和副管同时生产，如图4所示，主管在油层射孔，副管在水层射孔。

随着副管将水采出，水锥回落。

3、双层完井采水消锥技术

底水油藏由于重力的作用自然形成油水界面，双层完井的目的就是在采油过程中保持油水界面稳定，防止水进入采油区，并且不使油进入采水区，如图5所示。

该方法设计的关键在于油和水的开采速度以及油、水层射孔段相对于油水界面的位置。

该方法的主要原理是：

采油时因油井周围的压力降低导致水锥的产生，若在油水界面以下的水层产生一平衡降压，就可以防止水锥的发生。

在油水界面以下采水，水从油管采出；

在油水界面以上采油，油从油套环空采出。

控制采油、采水速度，使油水界面上压力平衡，从而达到油水界面稳定。

当变化采油、采水速度时，可能造成油水界面不稳定；

当采水速度低于某值时，采出油中就出现水。

最终还要变化采油、采水速度以提高产量。

双层完井技术理论是成功可行的，能有效地防止底水锥进；

这种技术比常规完井技术的偿还成本时间短，可将采油速度提高到超出特性曲线的范围，这关键取决于经济效益；

采出的油可直接输入到油罐中出售，采出的水可直接输入到污水处理系统。

实验证明，双层完井技术在控制水锥和消除采出水污染方面取得了成功，为底水油藏的开发提供了广阔的前景，具有很好的经济效益。

但该技术不但与油藏地质条件有关，还与采油工艺技术、井况、井深结构、油井深度、固井质量、射孔完井、油井生产动态、油井出水原因等诸多因素有关，对各种技术都有较高的要求，采水和采油的液量比及水层的射孔位置也很难确定，且该技术的投资大、风险也大，这些因素势必限制该技术的运用和发展。

因此，双层完井技术里矿场运用仍有很长的一段距离，有待于进一步的完善和发展。

井下油水分离技术是加拿大工程研究中心率先提出的设想，并进行了可行性论证。

该项技术通过将水力旋流器与经过改进的多流井下泵相结合，实现采油、井下油水分离和采出水同井回注，具有控水，稳油，节能，节支，增储，环保等多种优点。

井下油水分离系统的优点，只有在一定的条件下通过应用才能体现出来。

对于底水油藏，该项技术能减缓底水锥进，提高开采效果。

底水“锥进”可造成大量的油丢弃在地下，从一个层的顶部很窄的射孔段中采出大量的水可以提高采出量，但往往降低了采油效率。

水平井既可减缓水锥趋势，又可保持经济产率。

井下油水分离系统能通过上部地层注水或者向水平井段下方地层注水，达到减少产至地面的水量。

其方法是“锥进抑制”或“反锥进”。

一组炮眼位于油藏含油部分，另一组炮眼位于对水锥有抑制作用的含水部分。

在水锥抑制情况下，液体产自油带和水带内部。

此时，从原理上讲，并不要求使用井下油水分离系统而只要求一个双流泵设计。

从图6的水锥进抑制图中看出，下部井段只产水，产生的水向下注到一地层中，或注到相同的层，但必须有一半连续性遮挡的地层中。

反锥进稍不同于锥进抑制性。

其差别是：

下部井段水排量很高，以至于不产净水。

而被分离的水的携油量又不能伤害注水层或造成储量损失。

图6展示如何将一个双流泵同一井下分离器结合起来并安装于井中，以达到从“反锥进”型式中采油。

原理上，一台泵从上部射孔段中产油，而另一台泵从下部射孔段产生油水浓缩液。

夹层是指油田开发过程中对流体运动具有隔挡作用的不渗透岩层，对油水运动具有较大的影响。

有的研究者提出了控制底水的“人造夹层减锥工艺”技术，即根据自然夹层能防止底水上窜的作用，在水平井或直井中靠近油水界面处注入化学堵剂或水泥制造一个“人工夹层”。

人工夹层在油田底水油藏开发堵水防水中正在发挥越来越重要的作用。

在底水油藏的开采中，由于井筒压力下降，垂向压力降落产生一个向上的力，促使油层底部的水上升到一定的高度，在油-水界面处上升动力与水油的重力差相平衡。

压降随着离开井筒距离的增加而减小，引起底水上升的动力减小，导致油-水界面的高度沿着侧向降低，呈稳定的水锥形状。

油在油-水界面以上运动，水在界面以下保持稳定。

随着产量的增加，原始油水接触面上水锥的高度也在增加，直至达到一定的产量，水锥顶部到达射孔位置，水进入井中。

当射孔位置下无夹层时，油水界面形状如图7所示。

当射孔位置下有一水平人工夹层时，由于夹层的不渗透性，当锥顶上升到夹层时，油-水界面的锥状形态可发生一系列变化。

图8（a）表示水锥尚未上升到人工夹层时其形态未发生变化；

图8（b）表示水锥上升到夹层时，其峰顶被阻挡住；

图8（c）表示被阻挡的水锥的顶部扩大，锥体向两旁扩散；

图8（d）表示水锥的两端侧翼突破夹层周缘向夹层上部中心汇合；

图8（e）表示形成新的油水界面。

这是一个夹层对底水上窜抑制的完整过程。

20世纪90年代以来，水平井技术突飞猛进的发展为经济有效地开发底水油藏提供了新的思路和方法。

底水锥进到井底原因是由于井底附近的压力降大于油水密度差异产生的重力差，降低井底附近的压降是抑制底水锥进的必由之路。

直井与油层之间的接触方式为点接触，井底附近的压降漏斗呈对数分布；

水平井水平段与油层之间的接触方式为线接触，水平段附近的压降呈线性分布。

采出同样的液量，水平井井底附近的压降将远远小于直井井底，故水平井抑制底水锥进更为有效，水平井开发底水油藏的临界产量也远大于直井的临界产量。

对直井，底水的油水界面会呈现“锥形”突进；

而对于水平井会形成“脊形”突进。

水平井水平段控制的储量和底水上升波及的体积将远远大于直井垂直段控制的储量和底水上升波及的体积，从而可以提高无水累积采出量。

水平井在开采过程中，油层下部形成了近似垂直向上的压力梯度，使得水带向上运动。

但是由于水的密度比油大，在锥进上升时，静水压力增加，在一定产量范围内，水锥趋于稳定；

当油井产量超过临界产量时，水锥就变得不稳定，水就向井中突破，达到另一种平衡。

油水界面要达到重力平衡须满足关系式（3-1）：

式中，ho为井底到锥顶的距离，m；

ρo为原油密度，g/m3；

ρw为水密度，g/m3；

hw为油水界面到锥顶的距离，m；

PWOC为油水界面处压力，MPa；

Pwf为开采时的井底压力，MPa。

在开采过程中，Pwf逐渐降低，而要保持平衡，就不可避免地造成hw升高，这就是底水油藏水平井水锥形成的机理。

Kismanetal.提出了两种注气控制水锥的方法，第一种是通过生产井向原储层注入非压缩的气体;

另一种是注入小段塞带有亲水剂的载体油和一大段塞非压缩气体。

Pollock和Shelton也提出通过注气来抑制水锥。

该方法是注入一种在原油中的溶解度远远大于在水中溶解度的气体或者气状的混合物，该物质在油水界面产生高的气体饱和度来降低地层对水相的相对渗透率，而且对于高粘度的原油来说，空气引起的低温氧化作用会在底水层上部产生一不渗透的隔板由此降低产水量。

向生产井注气体，这样就存在从油藏顶部而来的具有最大压力梯度的有效气顶驱动，因此，采油过程中的压降相对较小，底水区的水侵量也最小。

注气抑制水锥的机理如下：

注气通过油水界面与生产井连通，形成一高气体饱和度层，这样降低了地层对水的相对渗透率，从而降低产水量;

注入气体在油相的溶解度大于在水相中的溶解度，并停留在油水界面层;

注入气体使原油粘度降低，降低产液中的水油比；

注入气就地生成水包油乳状液，该乳状液起到隔板和抑制水的流动的作用。

同反水锥技术相似，注气抑制水锥技术不仅对设备要求高，还必须有足够的气源。

近年来，许多技术人员对化学堵水控制水锥技术作了一些研究，同时这些技术在一些油田进行了实验。

（1）无机加重液控制油井底水锥进技术

在某酸溶液加入一种水溶性非离子固体加重剂，形成一种清除Fe3+和Fe2+的酸洗带，然后将一种酸性树脂乳状液注入地层，该乳状液以烃类树脂颗粒为内相，对酸稳定的表面活性剂为外相，它与足够浓度的多价阳离子接触后，极易破乳。

将该乳状液入地层后，在其密度和注入压力的联合作用下，与酸洗带边缘地层中的金属离子接触后破乳，树脂颗粒聚结形成一种水不渗透遮挡层，使底水锥进受到控制。

但该方法对技术要求高，操作繁杂，注入地层后控制困难，不利于现场应用和推广。

（2）无机固相化学封堵技术

选择无机固相颗粒与脱水剂、缓凝剂、悬浮剂及少许交联剂，通过正交优选与储层配伍，利用地面搅拌设备混合，经注入泵注入地层，形成聚合物树脂凝胶。

该技术反应过程复杂、不容易控制，易污染产层，封堵后不易解堵。

（3）聚丙烯酞胺凝胶堵底水技术

TP型堵剂溶液为含有过硫酸盐或偶氮化合物类引发剂、无机或有机类聚合速率控制剂的丙烯酞胺及少量N，Nˉ甲叉双丙烯酞胺的水溶液。

该堵剂溶液注入欲封堵地层后，丙烯酞胺和甲叉双丙烯酞胺在地层条件下在水溶液中发生共聚合，生成空间网状结构的共聚产物，整个水溶液变为具有高度粘弹性的水基高分子凝胶，形成高强度的堵塞层。

但凝胶堵水存在以下缺点:

温度影响着堵剂溶液的成胶时间和热稳定性。

当温度升高时，凝胶成胶时间变短，在溶液未注入到地层深部就可能成胶，这样不仅注入困难，而且成胶后只在井筒周围几米处起作用，同时温度越高形成的凝胶越不稳定。

而且，堵底水难度大，油层水淹后出水层位难以准确判断，封堵位置、封堵半径较难选择，一般堵底水的成功率不高，有效期较短。

同时要求堵底水作业所用堵剂溶液应具有良好的泵注性能，否则注入困难、注入量少;

在工艺上要保证高压快速注入的堵剂溶液不上窜，否则会污染油层。

底水油藏控制水锥，现存的方法中主要都是作用在生产井，而作用在注入井的方法相对较少，主要有以下几种。

油藏投入开发以后，随着原油的采出，地层能量不断减少，当地层压力降到一定程度时，必然要采取人工补充能量的方式，以维持地下流体的平衡，保证油井能持续生产，其中注水对提高采油速度、提高最终采收率的效果是公认的。

这是因为注入水的存在既增加了地层能量，提高了地层压力，又改变了地层内含水饱和度的分布。

注水是油田开发最主要的办法，但注水只对开发初期有效，如果注水开发时间过长，反而会加快底水上窜，使油层水淹严重。

这就需要在注水开发的过程中，采取一些措施来弥补在注水过程中产生的不利条件，使后续水驱得以持续有效的进行。

Islam和Farouq把聚合物溶液用于底水油藏进行实验。

聚合物溶液通过改变“阻力系数”有选择地降低高渗透层渗透率，对于均质孔隙介质来说，通常原油粘度低，最终采收率高。

但是对于底水油藏不可能出现同样的情况，因为受流动性控制的介质在底水区中流动时有不同的现象在进行对抗。

原油粘度高使原油不易被水替代，但是在底水区注聚合物，原油粘度高有利于聚合物溶液侵入水区，而水区中增加聚合物有利于降低水区中原生水和注入水的流动性。

在最近20年中，油水乳状液被选作提高注水效果进行选择性封堵的材料。

油水乳状液注入以后，不断增多的乳状液进入了渗透率较高的区域，水流受到限制，被迫流到渗透率较低的区域，使油层得以水驱，提高了注水效率。

Islam认为油水区容量比比较低时，注入空气的采收率大大低于乳状液或聚合物采油的采收率，但当油水区容量比比较高时，注入空气与注入乳状液或聚合物的性能相差无几。

归纳起来，现有的技术主要是单独在油井或水井采取措施来控制底水锥进。

那么能不能对油井和水井同时采取措施呢?

这种综合措施的效果如何?

下面将通过大量的物理模拟实验对这种油井和水井同时处理抑制水锥技术进行初步研究和探讨。

由于底水油藏的复杂性，开采难度大，含水上升快，常规方法抑制底水的有效率低。

探讨在底水油藏应用稳油控水技术的一种综合治理技术，即在注水井实施弱凝胶调驱技术，同时在生产井用堵剂凝胶建立人工隔板，抑制底水锥进。

其中，利用弱凝胶调驱技术抑制底水锥进新技术，属探索性的研究领域。

（1）弱凝胶调驱技术

弱凝胶调驱技术是在油藏调剖和聚合物驱的基础上产生的、结合油藏深部调剖和聚合物驱的优点而开发出的新型提高波及效率的提高采收率技术。

弱凝胶（weakGel）是低浓度的聚合物和低浓度的交联剂通过分子间和分子内交联形成的弱交联体系，其粘度比相同浓度聚合物溶液的大，其分子尺寸大于聚合物分子。

弱凝胶调驱技术中的“调”是指通过对油藏进行大剂量深部处理，降低高渗透层或微裂缝的渗透率，通过改善油藏非均质性改变后续注入水的流向，从而扩大波及体积，达到提高原油采收率的目的。

该技术中的“驱”是指通过降低油水粘度比，改善水驱油流度比，同时弱凝胶能够在水驱动下向前“漫延”，驱赶前面的流体向前流动，从而达到提高波及效率和驱油的目的。

弱凝胶的“弱”是相对于常规不可动凝胶而言的，常规凝胶是一种连续的三维网状结构，由于聚合物浓度高，交联点多，交联强度大，又称为本体凝胶（BulkGel）或不可动凝胶，弱凝胶中聚合物浓度相对较低，虽然交联反应多发生于分子间，但交联强度弱，在较高的压差下可以流动，又可称为可流动凝胶。

弱凝胶调驱技术已在我国东部和西部油田进行了大量的先导试验，并取得了很好的效果。

弱凝胶调驱技术主要效果表现为以下几个方面：

弱凝胶能够降低高渗透层的渗透率，提高低渗透层吸水能力，改善注水井的吸水剖面，提高注入水的波及效率，同时弱凝胶的扩散能将储层中的残余油向前驱动，使油汇集于井底，从而降低产水量，提高产油量，使区块含水上升速度减缓，产量递减速度下降，改善注水开发的效果。

技术的发展背景

聚合物驱主要是通过在注入水中加入大量的聚合物，增加注入水的粘度，改善水驱油流度比，从而达到提高注入水波及效率的目的。

但聚合物在长期运用中发现许多缺点和不足:

一方面对非均质较严重的油藏，采用聚合物驱时，注入的聚合物溶液会沿注入井与生产井之间的高渗透带或大孔道窜入生产井，导致聚合物突破很快，从而降低了聚合物的使用效率和驱油效果。

另一方面，由于聚合物驱注入量很大，需要大量的投资，从而限制了该技术在小油田、小断块中的应用。

此外，由于聚合物本身的抗剪切、抗高温和抗盐性能差，在恶劣的油藏条件下，聚合物容易发生水解或分子链发生断裂而失去粘度，很难达到预期效果，这就大大限制了聚合物驱在高温、高盐油藏中的应用。

常规凝胶调剖堵水，确实能在一定程度上改善油藏纵向非均质性，部分解决层内矛盾。

但是，由于