渤海油田区块整体调驱技术研究及应用.pdf

Research and application of integrated profile controland flooding technology in Bohai oilfield blockYANG Huifeng1，LING Qing1，MENG Guoping2，JIA Yongkang1，JU Ye1，ZHANG Wenxi1（1.Stimulation Center，Production Optimization，China Oilfield Services Limited，Tianjin300459，China；2.Tianjin Branch of CNOOC（China）Co.，Ltd.，Tianjin 300457，China）Abstract The X sand body in Bohai K oilfield is a well pattern with three injection andfour production,with strong heterogeneity and large difference in plane permeability.Thecomprehensive water cut is 90.8%,and the water cut increases rapidly.The effect of waterinjection development is getting worse year by year.Therefore,it is necessary to carry outmeasures to stabilize oil production and control water in the block.In order to solve theproblem of simultaneous operation of three wells and limited space for offshore operation,anintegrated on-line profile control and flooding injection process was adopted,and the on-line profile control and flooding system of initial low viscosity retarded gel and water-based microspheres was studied and evaluated,and the overall profile control and floodingdesign method was described.Experiments have shown that the on-line profile control andflooding systems have good injectivity,plugging ability and recovery ability.The field appli原渤海油田区块整体调驱技术研究及应用杨会峰1，凌卿1，孟国平2，贾永康1，鞠野1，张文喜1（1.中海油服油生事业部增产中心，天津300459；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300457）摘要 渤海 K 油田 X 砂体为 3 注 4 采井网，非均质性强，平面渗透率差异大，综合含水率 90.8%，含水率上升速度快，注水开发效果逐年变差，因此，有必要开展区块整体稳油控水措施。针对三井同时作业和海上作业空间受限问题，采用了集成式在线调驱注入工艺缩减设备占地面积，开展了“初低黏缓凝凝胶”和“水基微球”的在线调驱体系研究与评价，并介绍了整体调驱设计方法。实验结果表明，在线调驱体系均具备良好的注入性、封堵性和提采能力。矿场应用表明，X 砂体区块整体调驱见效良好，作业期间已累计增油 9 599 m3，作业后区块整体仍保持良好受效态势，综合含水率下降 8.0 个百分点，日净增油 50.42 m3，井组已持续见效长达 11 个月降水，增油效果明显。区块整体调驱技术及设计方法可为海上类似区块开展稳油控水措施提供借鉴。关键词 整体调驱；在线；水基微球；凝胶；渤海油田中图分类号 TE357.46文献标识码 A文章编号 1673-5285（2023）09-0083-07DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.20圆3.09.016*收稿日期：圆园23原06-08作者简介：杨会峰（1985），男，高级增产工程师，毕业于中国石油大学（华东），研究方向为海上油田采油工艺和提高采收率技术。E-mail：石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 9 期2023 年 9 月Vol.42 No.9Sept.2023井号存在问题工艺要求体系W1W3水井低渗、油井高渗，W1、W3-O3、O4方向发育水窜通道封窜段塞：注入性好、深堵能力强深调段塞：注入性好、深调能力强大粒径水基微球小粒径水基微球W2水井低渗、存在一层高渗条带封窜段塞：注入性好，近井封堵强度高深调段塞：注入性好，深调能力强初低黏缓凝凝胶小粒径水基微球渤海大多数油田经过多年的强注强采导致油藏普遍发育水窜通道，层间、层内和平面矛盾日益突出，非均质性加剧，注水形成无效循环，含水率快速上升，大部分油井处于中高含水率阶段，油井产量递减明显，亟待开展稳油控水措施1-4。调驱技术作为渤海油田稳油控水的一项重要技术，在渤海油田广泛应用；但往往单井组开展调驱作业不仅作业效率低，而且效果难以保障，井间干扰严重，油井见效率低，增油无法达到预期效果5-7。区块整体调驱技术采用砂体整体综合治理思路，一井一策、优化筛选最优调驱体系，多井组同时开展作业8-9，采用集成式在线调驱注入工艺，缩减设备占地面积的同时，提高作业效率，提升作业质量。本文进行了室内评价实验优选整体调驱体系，采用了整体调驱设计方法，现场试验效果良好。1目标砂体开发现状和解决思路1.1开发现状K 油田 X 砂体属于受断层控制的构造岩性油藏，该砂体含油面积 1.53 km2，有效厚度 7.2 m。平均孔隙度28.1%，渗透率在 88.1耀3 812.0 mD，平均 1 044.0 mD，渗透率平面级差 7.6，差异显著。砂体东南部物性好，西北部物性差。该砂体为 3 注 4 采井网，油井：O1、O2、O3、O4，水井：W1、W2、W3，井位及其对应渗透率和油井含水率分布见图 1，其中 W2井有一层厚 0.5 m、3 000.0 mD的高渗层。氯根化验结果判断所有油井均已注入水突破，含水率呈快速上升趋势。作业前油井综合含水率90.8%。该砂体探明石油地质储量 177.67伊104m3，累计产油 75.43伊104m3，累计采出程度 42.45%，局部剩余油富集，具有较好的挖掘潜力。该区块相对封闭，注采关系对应明显，适合开展整体调驱措施。图 1井位、渗透率和含水率分布图1.2存在问题及解决思路根据 X 砂体的开发现状，综合考虑区块孔渗分布和储层矛盾，决定采取“堵+调”相结合的思路进行整体调驱，堵：注入封窜段塞，对储层优势通道/高渗条带进行预处理；调：注入深调段塞，对储层深部次级通道进行封堵。通过“封窜+深调”组合段塞，处理油藏不同位置的窜流问题，改善储层深部流场转向，扩大注水波及体积，减少无效水循环，提高区块整体采收率（表 1）。cation shows that the overall profile control and flooding in X sand body block has achievedgood results,with an accumulated oil increase of 9 599 m3during the operation period.Afterthe operation,it still maintains a good effect.The comprehensive water cut of the block de原creases by 8.0 percentage points and the daily oil production increases by 50.42 m3.Thewell group has been effective for 11 months and the overall precipitation and oil increase ef原fect in the block is significant.The integrated profile control and flooding technology anddesign methods can provide reference for similar offshore blocks to carry out oil and waterstabilization measures.Key words overall profile control and flooding；on-line；water-based microspheres；gel；Bo原hai oilfield优势通道韵员：猿远缘.0 mD92.82%W2：706.0 mD韵4：2 186.0 mD94.44%韵2：710.0 mD53.58%韵3：2 770.0 mD82.54%W3：600.0 mDW1：793.0 mD表 1存在问题及工艺体系选择石油化工应用2023 年第 42 卷84（1）微球注入性评价（2）微球封堵性评价图 2微球注入性和封堵性评价结果2实验评价2.1实验材料实验药剂：水基微球，WS-1 平均粒径 0.35 滋m，WS-2 平均粒径 3.80 滋m；普通油基微球 NM-2，平均粒径 1.50 滋m；乳液聚合物、交联剂、助剂，均由中海油田服务股份有限公司提供。实验材料及设备：天平（0.000 1 g）；烧杯；胶头滴管；搅拌器；激光粒度仪；均质岩心（渗透率 700.0 mD）；双层非均质岩心（渗透率 500.0 mD 和 3 000.0 mD）；高温高压岩心驱替装置；哈克流变仪等。实验用油为油田油样，实验用水为油田生产水，离子组成见表 2。2.2实验评价与结果圆援圆援员水基微球（员）评价注入性和封堵性。将 0.5%的水基微球 WS-1、WS-2 和普通油基微球 NM-2，以 0.5 mL/min 注入700.0 mD 的均质岩心，模拟评价三种微球在 X 砂体中的注入性。然后将注入性评价后的岩心在油藏条件下放置15 d，后续水驱6 PV，模拟评价三种微球在 X砂体中的封堵性，实验结果见图 2、表 3。由图 2、表 3 可知，水基微球 WS-1 和 WS-2 在模拟 X 砂体油藏渗透率的岩心中的阻力系数均小于2.0，注入性明显优于普通油基微球 NM-2。就封堵性而言，普通油基微球 NM-2 的残余阻力系数达到 22.0，封堵性最好；但水基微球 WS-1 和 WS-2 的残余阻力系数仍达到 8.2 和 13.0，表明两种水基微球的封堵能力也较强，可以满足作业需求。综上，综合考虑注入性和封堵性，水基微球 WS-1 和 WS-2 在 X 砂体的适配性更好，不仅解决了常规调驱剂在中低渗油藏注入难的问题，还能提供较强的深部封堵作用。（圆）评价提高采收率能力。采用均质岩心，评价水基微球 WS-1、WS-2、普通油基微球 NM-2 以及水基微球WS-1+WS-2 组合体系的提高采收率能力，实验条件见表 4，实验结果见图 3、表 5。由图 3、表 5 可知，水基微球体系的提高采收率能力（14.84%、12.10%）均强于普通油基微球 NM-2（9.63%），水基微球组合体系的提高采收率能力最强（18.30%），比普通油基微球采收率增幅提高 8.67 个百分点。分析原因，大粒径水基微球主要依靠单个颗粒封堵孔喉，小粒径水基微球则通过多个颗粒自聚集粘连的颗粒簇封堵孔喉，这种半刚性的封堵作用较强，能更高效地提高后续注水波及体积。油基纳米微球则是颗粒通过吸水膨胀封堵孔喉，随着注入压力增加，吸离子组成K+Na+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-CO32-总矿化度浓度/（mg/L）2 549.5556.117.303 252.5438.441 311.936.007 221表 2地层水离子组成表 3三种微球阻力系数和残余阻力系数结果微球类型水驱压力/MPa注微球压力/MPa后续水驱压力/MPa阻力系数残余阻力系数WS-10.0050.0060.0411.28.2WS-20.0050.0090.0651.813.0NM-20.0050.0180.1103.622.00.0250.0200.0150.0100.005001234注入 PV 数WS-1WS-2NM-2注水注微球0.140.120.100.080.060.040.0200246810注入 PV 数WS-1WS-2NM-2后续水驱水驱注微球杨会峰等渤海油田区块整体调驱技术研究及应用第 9 期85水膨胀的微球会被压缩变形通过孔喉，因此，其封堵作用稍弱于水基微球。水基微球组合体系则是先采用大粒径水基微球对较大的孔喉进行封堵，随后注入的小粒径水基微球单个颗粒或多个聚集成团封堵较小的孔喉，对不同尺寸的孔喉均具有良好的封堵作用，因此，其提高注水波及体积最大，提高采收率效果最好。表 4微球体系提高采收率能力评价实验条件表 5不同微球体系提高采收率结果圆援圆援圆初低黏缓凝凝胶（员）评价成胶性能。配制不同浓度的凝胶溶液，放置在油藏温度恒温箱中，定期观测凝胶状态并测量黏度，实验结果见图 4。由图 4 可知，综合考虑现场作业安全性、成胶效果和凝胶性能需求，优选适用于 X 砂体 W2井的凝胶体系为 0.9%初低黏缓凝凝胶体系：0.9%乳液聚合物+0.3%交联剂+0.3%助剂。该体系初始凝胶溶液初始黏度 10 mPa s，初凝时间 3 d，完全成胶时间 7 d，胶体黏度 12 000 mPa s；实验结果表明该凝胶体系初始黏度低、初凝时间长，保障了注入性的同时保证了注入安全；完全成胶后胶体强度大，封堵作用强，满足封堵 W2井高渗条带需求。图 4不同凝胶体系成胶性能评价（圆）评价注入性和封堵性。按照上述浓度配制好的凝胶体系，以 0.5 mL/min 注入 500.0 mD 和 3 000.0 mD的双层非均质岩心，模拟评价优选凝胶在 W2井的注入性。然后将注入性评价后的岩心在油藏条件下放置体系注入浓度/%岩心渗透率/mD注入速度/（mL/min）注入 PV数WS-1、WS-2、NM-20.5700.0饱和油0.50.5WS-2+WS-10.3+0.2体系水驱采收率/%最终采收率/%采收率增幅/%0.5 PV WS-125.0839.9214.840.5 PV WS-224.8036.9012.100.5 PV NM-227.2736.909.630.3 PV WS-2+0.2 PV WS-125.7444.0418.30图 3不同微球体系的提高采收率能力100908070605040302010000.51.01.52.02.53.0PV 数1009080706050403020100采收率含水率WS-196.1585.8495.1025.0830.5239.92水驱WS-1后续水驱100908070605040302010000.51.01.52.02.53.0PV 数1009080706050403020100采收率含水率WS-295.1283.1095.3024.8032.6036.90水驱WS-2后续水驱100908070605040302010000.51.01.52.02.53.0PV 数1009080706050403020100采收率含水率NM-295.1285.8495.1027.2731.2036.90水驱NM-2后续水驱100908070605040302010001.02.03.0PV 数1009080706050403020100采收率含水率WS-1+WS-296.1579.3595.1225.7433.0544.04水驱WS-1后续水驱WS-23500030000250002000015000100005000005101520253035时间/d0.9%传统乳液凝胶1.2%缓凝凝胶0.9%缓凝凝胶0.6%缓凝凝胶石油化工应用2023 年第 42 卷86体系水驱采收率/%最终采收率/%采收率增幅/%凝胶54.869.714.9凝胶+微球46.268.422.2测压点/m水驱压力/kPa凝胶注入压力/kPa后续水驱压力/kPa阻力系数残余阻力系数封堵率/%0.129.202 9326.066 0282.421 511.169.6789.710.529.703 0297.412 5306.332 510.0110.3190.300.835.873 6239.813 0279.672 56.687.8087.18表 远凝胶体系注入性和封堵性评价结果140012001000800600400200001234567PV 数0.8 m0.5 m0.1 m水驱 凝胶后续水驱体系注入浓度岩心渗透率/mD注入速度/（mL/min）注入 PV 数凝胶0.9%乳液聚合物+0.3%交联剂+0.3%助剂3 000.0/500.00.50.3凝胶+微球0.9%乳液聚合物+0.3%交联剂+0.3%助剂+0.5%WS-10.1+0.2表 7复合体系提高采收率能力评价实验条件表 8不同体系提高采收率结果图 6不同体系的驱油效果1009080706050403020100012345PV 数1009080706050403020100采收率含水率0.3 PV凝胶98.587.995.654.869.71009080706050403020100100908070605040302010096.383.596.346.268.4012345PV 数0.1 PV凝胶0.2 PV微球采收率含水率凝胶+微球杨会峰等渤海油田区块整体调驱技术研究及应用第 9 期15 d，进行后续水驱 6 PV，模拟评价优选凝胶在 W2井的封堵性，实验结果见图 5、表 6。图 5凝胶体系注入性和封堵性曲线由图 5、表 6 可知，注入阻力系数最高为 11.16，优于常规的高黏凝胶注入性（阻力系数一般不小于20.00），岩心各处的封堵率均大于85.00%，残余阻力系数在 10.00 左右，表明凝胶体系具有良好的注入性、封堵性、耐冲刷性和深部运移性。2.2.3凝胶+微球复合体系采用两层非均质岩心，评价单一凝胶体系、凝胶+微球复合体系的提高采收率能力，以便优选作业组合体系，实验条件见表 7，实验结果见图 6、表 8。由图 6、表 8 可知，初低黏缓凝凝胶+水基微球复合体系的提高采收率能力强于单一的凝胶体系，其采收率增幅比单一凝胶体系的高 7.3 个百分点。分析原因，该复合体系主要是通过发挥凝胶强封堵和水基微球深调的协同作用，先注入的凝胶溶液沿着岩心高渗层驱替，并在岩心高渗层中成胶，对高渗层形成了有效封堵，使得后续微球驱/水驱主要沿着岩心低渗层驱替，有效启动了水驱阶段未动用的低渗层，且后续注入的水基微球可对岩心低渗层的次级水通道形成一定的封堵，进一步扩大注水波及体积，从而实现更高的采收率。3方案设计3.1用量设计猿援员援员调驱总量设计根据体积法计算 X 砂体整个措施区块调驱段塞用量体积，体积法具体计算公式为：V=浊仔R2h椎（1）式中：V原区块整体调驱段塞总体积，m3；R原区块整87员愿园员远园员源园员圆园员园园愿园远园源园圆园园10090807060504030201002022/6/42022/9/27 2022/12/5 2023/4/9日产液含水率日产油石油化工应用2023 年第 42 卷体外沿半径，取调驱井组平均油水井距，m；h原调驱层厚度，m；椎-孔隙度；浊-注入孔隙体积倍数，当 浊 取0.08 时，达到最优投入产出比。按照上述公式计算区块整体调驱总体积为 67 600 m3。猿援员援圆单井用量设计根据权重系数法劈分 X 砂体单井调驱段塞用量，具体计算公式为：V=撞Vi（2）Vi=wiV（3）wi=琢Ai+茁Bi（4）式中：V-整体调驱用量，m3；Vi-区块每口水井调驱用量，m3；wi-每口水井调驱用量占比，相加等于 1；琢-水井注水控制面积权重，茁-水井注水量权重，琢+茁=1；Ai-每口水井注水控制面积占比，相加等于 1；Bi-每口水井注水量占比，相加等于 1。按照上述公式计算每口水井调驱用量分别为 W1：22 000 m3、W2：18 000 m3、W3：27 600 m3。猿援员援猿单井封窜段塞及深调段塞用量设计根据体积法计算 X 砂体单井封窜段塞及深调段塞用量，体积法具体计算公式为：Vi=仔Rt2椎啄着资（5）Vi=Vi-Vi（6）式中：Vi-每口水井调驱封窜段塞用量，m3；Vi-每口水井调驱深调段塞用量，m3；Rt-封窜段塞半径，m；啄-水井调驱控制的方向系数；着-水井调驱控制的面积系数；资-高渗透层厚度占注水地层厚度的比例。按照上述公式计算每口水井调驱封窜段塞和深调段塞用量分别为 W1：封窜段塞 14 000 m3、深调段塞 8 000 m3，W2：封窜段塞 2 000 m3、深调段塞 16 000 m3，W3：封窜段塞 17 600 m3、深调段塞 10 000 m3。3.圆段塞设计结合 X 砂体油藏情况和室内实验评价结果，W1和W3井设计了 3 段塞式：（1）试注段塞：0.1%耀0.7%的水基微球 WS-2；（2）封窜段塞：0.3%耀0.7%的水基微球WS-2 调驱段塞；（3）深调段塞：0.1%耀0.4%的水基微球WS-1。W2井设计了 4 段塞式：（1）试注段塞 1：0.6%耀0.9%的乳液聚合物；（2）封窜段塞：0.6%耀0.9%乳液聚合物+0.2%耀0.3%交联剂+0.2%耀0.3%助剂；（3）试注段塞2：0.2%耀0.7%的水基微球 WS-1；（4）深调段塞：0.2%耀0.7%的水基微球 WS-1。3.3注入工艺设计考虑海上平台作业空间受限，且三井同时作业，采用了集成式在线注入工艺，其中凝胶调剖作业采用集成式在线调剖注入撬，相对于常规的在线调剖设备，其占地面积缩减了 60%；微球调驱作业采用集成式在线调驱注入撬，相对于常规的在线调驱设备，其占地面积缩减了 50%。实现作业全部在线注入的同时，作业设备集成化程度高、智能显示、操作简单，减少了调驱作业对平台其他作业的影响，节约人力和时间。4矿场应用及效果评价4.1区块整体见效情况X 砂体整体调驱作业施工后，4 口油井陆续全部见效，作业期间已累计增油 9 599 m3，作业后区块仍保持日净增油 50.42 m3，区块整体含水率下降 8.0%，整体调驱措施稳油控水效果明显。4.2典型油井见效情况整体调驱作业施工半个月后 O3井开始见效，作业期间该井累计增油 8 100 m3，该井最高日净增油41.38 m3，含水率最高下降 21.2%，该井已持续见效 11个月，且仍保持日净增油 39.50 m3的良好受效态势，其受效情况见图 7。图 7典型井受效情况4.3水井情况施工过程中，3 口水井均持续缓慢升压，视吸水指数降低，表明药剂在油藏中的封堵作用逐步加强，其中W1井升压 4.8 MPa，视吸水指数下降 58.6%；W2井升压3.5 MPa，视吸水指数下降 25.2%；W3井升压 7.6 MPa，视吸水指数下降 85.9%。4.4流场改善情况施工前，W1、W3井向 O3、O4方向发育水窜通道，W2井向 O1方向发育水窜通道，整个砂体的大部分注水沿着水窜通道形成无效水循环。施工后，O1、O2、O3、O44口油井含水率均降低，尤其是中心井 O3井平均含水率下降 18.0%，最高含水率下降 21.2%；表明作业后，药88宁夏石化原油加工量创历史新高今年年初以来，宁夏石化公司以市场为导向，科学分析研判市场行情，动态调整生产经营策略，抓住有利时机优化产品结构、提高加工负荷，根据炼油产品需求稳中向好的态势，大幅增加汽油等厚利产品，持续提升全产业链价值创造能力。今年前 8 个月，公司累计生产汽油 140 万吨、柴油 105.9 万吨、航煤 14.65 万吨。为了保障装置高负荷、精益化运行，宁夏石化公司持续加大与上级各专业部门及销售公司的沟通力度，积极争取资源配置及产品销售计划，全面提升生产经营各环节的效率。与此同时，生产部门刚性落实生产计划，紧盯关键参数，深度优化装置各类工艺运行指标，严格管控非计划停工，强化安全环保、生产受控、技术攻关、提质增效、隐患排查等基础工作，持之以恒开展装置长周期运行攻关活动，解决了一批瓶颈问题，提升了装置运行质量和效益，营造出“大平稳出大效益”的良好氛围。在产品出厂方面，宁夏石化公司结合市场需求和生产运行实际，统筹优化产量和销售、库存计划，强化执行，确保销售计划按时高质量完成。今年 1 至 8 月，汽油、航煤、柴油的产销率分别达到 104%、101%、100%，成品油库存降至今年以来的最低位，减少了存货占用资金，为公司推动提质增效、实现效益最大化奠定了坚实基础。（摘自中国石油新闻中心 2023-09-13）杨会峰等渤海油田区块整体调驱技术研究及应用第 9 期剂体系在 X 砂体的水窜通道中形成良好的封堵作用，致使砂体深部液流发生转向，提高了注水波及控制面积，流场改善效果明显。5结论（1）为解决渤海 K 油田 X 砂体高含水率和含水率快速上升问题，开展了“水基微球”和“初低黏缓凝凝胶”的在线调驱体系评价实验。结果表明，在线调驱体系均具备良好的注入性、封堵性和提高采收率能力；其中水基微球组合体系相比普通油基微球调驱体系采收率增幅提高 8.67 个百分点，“初低黏缓凝凝胶+水基微球”复合体系相比单一凝胶体系的采收率增幅提高 7.3个百分点。（2）根据室内评价结果，结合渤海 K 油田 X 砂体的油藏问题，设计了区块整体调驱方案。矿场应用结果表明：在线调驱体系注入性良好、水井缓慢起压；封堵性良好、水井视吸水指数降低；整体调驱作业施工后，油井全部见效，施工期间已累计增油 9 599 m3，技术有效期已超过 11 个月，作业后仍保持日净增油 50.42 m3，整体调驱措施稳油控水效果明显。（3）渤海 K 油田 X 砂体整体调驱技术在海上高含水率、非均质性强和渗透率差异显著的区块具有良好的适用性，其整体调驱方案设计方法可为海上类似区块开展稳油控水措施提供借鉴。参考文献：1 凌卿，鞠野，刘丰钢，等.水基微球复合调驱技术研究及应用 J.石油化工应用，2022，41（8）：48-54.2 苑玉静，白瑞婷，韩玉贵，等.渤海 S 油田聚驱中后期复合增效体系研究 J.精细与专用化学品，2021，29（12）：34-41.3 李彦来，李丰辉，铁磊磊，等.海上高含水油田超分子组合调驱体系的研制与应用 J.化学与生物工程，2023，40（6）：64-68.4 李晓伟，鞠野，刘丰钢，等.海上中等渗透率储层适用聚合物微球优化应用 J.石化技术，2018，25（6）：157-159.5 张楠，卢祥国，刘进祥，等.渤海 LD5-2 油藏复合调驱效果物理模拟实验研究J.油气藏评价与开发，2020，10（4）：119-124，134.6 黎慧，鞠野，代磊阳，等.微球增效的聚合物凝胶复合体系研制与评价 J.化学工程师，2020，34（11）：67-71.7 刘丰钢，刘光普，鞠野，等.渤海稠油油藏复合调驱逐级封窜增效技术 J.当代化工，2021，50（5）：1163-1166.8 石端胜，陈增辉，华科良，等.海上 B 油田多井组整体调驱技术研究与应用 J.中国石油和化工标准与质量，2020，40（15）：245-247.9 张金元，王振宇，郭红强，等.南泥湾油田多段塞复合凝胶调驱技术应用 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