CN115618581B - 一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法，本发明以聚合物凝胶的选择性堵水性质为核心理论基础，即堵剂封堵地层后对油相产能的恢复程度远大于水相。本方法适用于油水不同层情况，此外，由于油水层的渗流能力差异性，在笼统注入堵剂的过程中，聚合物凝胶自适应地倾向于封堵水层。选择性封堵性质及封堵距离的差异性是保证堵水效果的重要机制；通过对不同的地层参数进行分析，结合水平井生产动态数据，对裂缝参数进行估算，然后根据堵水目标，基于堵水前后产能指数方程，确定堵剂的用量，对于油水不同层提出了堵剂滤失距离的选择性计算方法，此外本专利还提出了最佳堵剂用量计算方法。

Description

一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法。
背景技术
我国低渗-超低渗油藏资源占比大，目前已探明资源中占比超过30％，由于低渗透油藏具有低孔、低渗特征，水动力学连通性差，注水开发面临注水压力过高、地层能力补充难的问题。由于水平井井筒长，与地层接触面积大，能够有效地提高井产量。此外人工裂缝能够有效地增加储层渗流能力，多段压裂水平井目前已是低渗透油藏高效开发的必要手段。然而由于裂缝的存在，注入水或边底水极易沿裂缝发生窜流，造成油井含水升高过快，从而严重影响水平井的开发效果。因此有效地解决压裂水平出水问题，对于保证低渗透油藏的平稳开发、确保我国的能源安全具有重要意义。
化学堵水，尤其是聚合物凝胶堵水是油田常用的水平井出水治理手段。目前矿场实践中聚合物凝胶是常用的油井堵水剂；随着近年来的矿场实施，堵剂注入工艺设计方法取得了一系列的成果和经验。
对于堵剂注入工艺设计，现有技术CN 102071903 B公开一种水平井化学堵水剂用量计算方法，依据水侵类型选择长方体模型或柱缺模型计算堵水剂用量，并具体公开了边水驱动、底水驱动或边底水共同驱动的水侵类型，方案在实际应用局限性很大，并且所考虑的因素有限，其模拟的模型误差较大；同时，目前现有技术的水平井堵水设计时仅考虑裂缝体积或者受波及基质体积，侧重于考虑对出水区域的封堵，而未考虑堵水后油相的产能恢复，从而导致堵水设计的盲目性大。
对此，现有技术CN 109145497 B公开一种水平井水力裂缝堵水堵剂用量的计算方法，通过构建单条宏观裂缝和高渗透率基质组成的等效计算模型，堵剂的用量为裂缝内堵剂体积与高渗透基质内的堵剂之和，主要考虑堵剂滤失以及堵剂对裂缝的充填效果，申请文件记载，通过堵水剂用量的计算，可以显著降低所采液体的含水率，含水率可降低47.54％，并且能够显著增加产油量；即通过本方案计算堵水剂用量的同时，考虑了产油量等因素；但是，对于堵水后油相的产能恢复的问题，同样没有引入详细参数进行有效计算，对于产能恢复方面仍存在空缺。
因此，本申请提出一种适用于多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法，充分考虑了堵水后油相的产能恢复的问题，堵剂注入量的设计严格依照堵水后产能的恢复目标进行计算。
发明内容
本发明的目的在于提供一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法，本方法主要的理论根据是聚合物凝胶的选择性堵水特性，通过堵水产后产能计算模型计算堵剂注入裂缝时在油层和水层中的滤失距离，结合裂缝参数计算堵剂的最终用量。本堵水设计方法进行堵水设计时充分考虑了压裂水平井的特征参数、堵水后油相产能的恢复以及堵剂的施工方法。该方法能够保证堵水效果的同时也能充分兼顾油相产能的恢复，能够克服目前现有技术堵水不顾油的盲目性，能够有效地提高压裂水平井堵水的成功率。
为实现上述技术目的，达到上述技术效果，本发明是通过以下技术方案实现：
一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法，包括以下步骤：
S1：输入地层参数、原油参数、井参数，判断水平井线性出水；
S2：估算裂缝参数，判断堵剂的滤失剖面推进是否均匀；
S3：基于堵水目标的有无与裂缝穿过水层的数量计算堵剂在水层中的滤失距离；
S4：根据堵剂在水层中的滤失距离计算堵剂在油层中的滤失距离；
S5：根据地层参数与裂缝参数估算堵剂的注入总量，确定堵剂成胶时间，计算注入参数，评估堵水效果。
进一步的，所述步骤S1包括以下子步骤：
S1.1：根据水平井井距和水平井长度，计算可得水平井泄油半径为：
其中R(m)为井距，L(m)为水平井长度；
S1.2：根据水平井和油藏的各项基本参数，计算可得理论条件下水平井油水两相产量为：
式中a的计算公式为
式中ψ的公式为
其中，Q(m3/d)为理论条件下水平井油水两相产量，Kh(mD)为水平渗透率，Kv(mD)为垂直渗透率，Kro(mD)为油相的相对渗透率，Krw(mD)为水相的相对渗透率，h(m)为地层厚度，Pinj(MPa)为地层压力，Pwf(MPa)为井底流压，rw(m)为井筒半径，reh(m)为边界半径，L(m)为井筒长度，Bo为油的体积系数，Bw为水的体积系数，μo(mPa·s)为原油粘度，μw(mPa·s)为地层水粘度；
S1.3：根据子步骤S1.2中估算得的水平井理论产量和实际产量判定是否为线性出水，若水平井实际产量远大于水平井理论产量，则水平井线性出水，判断公式为：
Qh＞＞2Q
其中，Qh(m3/d)为实际产量，Q(m3/d)为理论产量。
进一步的，所述步骤S2包括以下子步骤：
S2.1：采用等效方法进行裂缝参数的估算，假设水平井与数条无限导流能力裂缝相交，水平井的产能与无限导流能力裂缝贡献的产量相等。基于此理论，裂缝条数的计算公式如下
其中，n'为裂缝数量，m为实际产量与理论产量的比值，Kh(mD)为水平渗透率，Kv(mD)为垂直渗透率，rw(m)为井筒半径，L(m)为井筒长度，Lf(m)为裂缝半长，h(m)为地层厚度；裂缝的长度为注采井网范围内，具有井间连通关系的注水井距离。裂缝的高度为油层的厚度；
S2.2：根据在子步骤S2.1中计算得到的裂缝条数和裂缝参数估算CLf值为
其中x为两条相邻裂缝的间距，x的计算公式为
其中，Lf(m)为裂缝半长,Km(mD)为基质渗透率，Kf(mD)为裂缝渗透率，n'为裂缝数量；
S2.3：判断CLf是否小于1，如是则可以认为堵剂的滤失剖面均匀推进，与裂缝距离无关，可以采用本方法；如果CLf大于1，本方法不适用。
进一步的，所述步骤S3包括以下子步骤：
S3.1：确定凝胶封堵后油水两相的残余阻力系数，在实验室中模拟地层温度、压力条件，采用地层岩心以及地层流体(地层油、地层水)进行堵水实验。首先采用不同岩心，确定地层油/地层水的单相渗透率，然后注入凝胶，待成胶后，利用地层油/地层水分别进行驱替实验，确定堵水后的渗透率，堵水前渗透率与堵水后的渗透率比值为残余阻力系数，利用实验结果确定凝胶封堵后油相的残余阻力系数Frro和水相的残余阻力系数Frrw；
S3.2：若无堵水目标，对油水的生产恢复指数与堵剂在水层中的滤失距离相关的函数求导，再根据油水产量，或者当下的油水成本，确定堵剂在水层中的最佳滤失距离；判定条件为，油相产量的下降速度与水相产量下降速度相等，或者堵水效益与产油损耗相等时，在生产指数下，根据堵水前后判定条件为：
根据油水成本收入判定条件为：
其中，fw为含水率，Qh(m3/d)为油水产量，poil为原油成本，pwater为水的成本，I为油层层数，J为水层层数，Lp1(m)为堵剂在水层中的滤失距离，(Ja/Jboil)i为油层i在堵水前后油相产能指数比，(Ja/Jbwater)j为水层j在堵水前后水相产能指数比；
S3.3：若有堵水目标，则根据堵水目标(堵水后水相产量的下降值)，在残余阻力系数Frrw，裂缝半间距x已知的情况下，根据如下产能指数公式计算堵剂在水层中滤失距离
其中，Lp代表堵剂在水层中的滤失距离，Frrw为水的残余阻力系数，Ja/Jb为堵水后产能指数比；具体的计算过程分为单水层及多水层情况；
S3.4：判断裂缝是否穿过两层以上的水层，若裂缝穿过单个水层，则堵剂在水层中的滤失距离的计算公式如下
堵剂在每个油层中的滤失距离计算公式：
S3.5：若裂缝穿过多个水层，需通过试算法计算堵剂在各个水层中的滤失距离。试算的过程如下：假定根据堵水目标(即Ja/Jb值)，首先利用如下产能指数计算此时堵剂在每个水层中的滤失距离：
S3.6：根据堵剂在所有水层中滤失距离的最大值Lmax与最小值Lmin，确定堵剂在水层1中的滤失距离Lp的试算范围(Lmin，Lmax),对于某一滤失距离值Lp，其他水层中的堵剂滤失距离为：
然后通过如下公式，计算堵水后的产能指数：
Lp的取值从小到大，步长为1cm，当满足如下条件时：
此时的滤失距离Lp为堵剂在水层1中的滤失距离，记为Lp1。
进一步的，所述步骤S4包括以下子步骤：
S4.1：堵剂在每个油层中的滤失距离计算公式：
S4.2：堵剂在各油层中的滤失距离通过如下公式计算：
其中，Frrw为水的残余阻力系数，Frrwj为水层j的残余阻力系数，Lpj(m)代表堵剂在水层中的滤失距离，Lpi(m)代表堵剂在油层中的滤失距离，Lp1代表堵剂在水层1中的滤失距离，Lf(m)为凝胶和水层接触前缘到相邻裂缝的距离，Kj(mD)为水层渗透率，K1(mD)为水层1的渗透率，Ki(mD)为油层渗透率，φj为水层孔隙度，φ1为水层1的孔隙度，φi为油层孔隙度，μg(mPa·s)为聚合物凝胶的粘度，μw(mPa·s)为地层水粘度，μo(mPa·s)为原油粘度，Qhj为水层在堵水前的产量，Qh为堵水前的产量，Qa为堵水后的产量，x为两条相邻裂缝间距的一半。
进一步的，所述步骤S5包括以下子步骤：
S5.1：根据地层参数、裂缝参数，估算堵剂注入总量，当裂缝穿过多层，堵剂注入量为滤失量和裂缝体积之和，那么堵剂的注入总量为
其中，bf为裂缝缝宽，计算公式为
其中，Vf(m3)为裂缝体积，Vm(m3)为凝胶滤失体积，n'为裂缝数量，Lf(m)为裂缝长度，Lpi(m)为堵剂在油层中的滤失距离，Lpj(m)为堵剂在水层中的滤失距离，h(m)为地层厚度，hfi(m)为油层厚度，hfj(m)为水层厚度，φf(％)为裂缝孔隙度，φj(％)为水层的孔隙度，φi(％)为油层的孔隙度，FCD为无量纲裂缝导流能力；
S5.2：通过在实验室内确定堵剂成胶的时间和粘度的关系，确定堵剂成胶的时间T；由于成胶时间受地层水矿化度影响较大，因此在实验中研究成胶时间时需充分模拟地层条件；
S5.3：通过在子步骤S5.1中计算得到的堵剂注入总体积和子步骤S5.2中得到堵剂成胶时间，即可计算得堵剂的最低注入速度为：
所有堵剂需要在凝胶开始成胶前注入地层，实际注入过程中，会出现注入压力过大的情形，此时可以通过向凝胶中加入缓凝剂延缓凝胶成胶时间，达到降低堵剂注入速度的目的；
S5.4：根据凝胶聚合物浓度、缝宽，计算凝胶在裂缝中的压力梯度，公式为
其中，C(％)代表凝胶中聚合物浓度，bf(mm)为裂缝宽度；
S5.5：根据压力梯度和生产压差，计算在该生产压差下，凝胶能进入裂缝的距离，计算公式为
根据井底流压和裂缝长度，即预测凝胶能够进入地层的最低注入压力，凝胶能够进入裂缝末端所需的最低压力为
P＝Pwf+dp/dl×Lf
对比所得的各层最低注入压力，取最大值为最低注入压力，为了避免注入压力过大，导致产生新裂缝，应当提高前期注入速度，保证在成胶发生之前将所有凝胶注入到地层；
其中，La(m)为堵剂能进入裂缝的距离，Pwell(MPa)为注入井压力，Preservoir(MPa)为储层压力,Pwf(MPa)为井底流压，dp/dl(MPa/m)为堵剂在裂缝中的压力梯度，Lf(m)为裂缝长度；
S5.6：根据设计堵水后的产油量、水相渗透率、注入时间、生产压差估算堵水后油相产能恢复的时间；如若需要缩短堵剂恢复时间，则可降低后期注入堵剂中的聚合物浓度；
S5.7：根据堵水前最终产产液数据和堵水前后油、水两相产能指数比估算得堵水后的最终产水率为
其中，Qw(m3/d)为堵水前最终产水量，Qo(m3/d)为堵水前最终产油量，(Ja/Jboil)i为油层i在堵水前后油相产能指数比，(Ja/Jbwater)j为水层j在堵水前后水相产能指数比，I为油层层数，J为水层层数；
S5.8：根据堵水前含水率、堵水后含水率、产水量变化、产油损失量等数据，评估堵水效果。
本发明的有益效果：
本发明首先通过对不同的地层参数进行分析，结合水平井生产动态数据，对裂缝参数进行估算，然后根据堵水目标，基于堵水前后产能指数方程，确定堵剂的用量，对于油水不同层提出了堵剂滤失距离的选择性计算方法，此外本申请还提出了最佳堵剂用量计算方法。
本发明通过计算公式判断估算水平井线性出水、裂缝条数、裂缝间距等数据，传统方法的缺点体现在不精确与不确定，本发明通过设计方法将各个参数精确量化，解决了现有人为估算方式不精确、不稳定、主观因素影响较大的问题。
本发明还包括聚合物凝胶注入量、注入压力、注入速度以及堵水后含水率等参数的估算方法，能够定量地指导多段压裂水平井聚合物凝胶堵水实践。
本发明可以良好的对裂缝进行封堵，应用后能够显著降低所采液体的含水率，压裂水平井堵水前含水率90％，堵剂注入量为1061.9m3时，堵水后，产水量下降40％，产油量仅损失5.4％，堵水后产水率下降至85.17％，有效控水的同时保证了产油量，与现场应用的笼统堵剂用量计算方法相比，本发明的方法更为精确且简单易行，减少成本的同时可以达到很好的裂缝封堵效果，提高开发效果。
当然，实施本发明的任一产品并不一定需要同时达到以上所述的所有优点。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述所需要使用的附图作简单地介绍，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明的多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法的流程图；
图2为堵剂滤失距离与生产指数关系判断图版；
图3为生产指数与最佳滤失距离判断图版；
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法，如图1所示，包括以下步骤：
(S1)假设人工裂缝穿过一个油层与一个水层，已知地层厚度为10m,井距为300m,水平渗透率为50mD，垂直渗透率为30mD，基质渗透率为50mD，原油粘度为20mPa·s，原油体积系数为1.2，水的体积系数为1.0027，裂缝半长为60m，地层压力为10MPa，井底流压为6MPa，井半径为0.11m，井筒长度为800m，实际产量为1200m3/d，含水率为90％，无量纲裂缝导流能力为500，根据水平井井距和水平井长度，计算可得水平井泄油半径为：
(S2)根据公式
计算可得水平井的油水理论产量Q为583.5m3/d。
(S3)根据判定公式
Qh＞＞2Q
可得实际产量远大于平井的理论产量，因此水平井线性出水。
(S4)根据裂缝条数估算公式：
估算得与水平井相交的裂缝条数为7条。
(S5)先根据公式，计算得裂缝间距为
再代入到CLf的计算公式中
由于CLf小于1，以认为堵剂的滤失剖面均匀推进，与裂缝距离无关。
(S6)确定凝胶封堵后油水两相的残余阻力系数，在实验室中模拟地层温度、压力条件，采用地层岩心以及地层流体(地层油、地层水)进行堵水实验。首先采用不同岩心，确定地层油/地层水的单相渗透率，然后注入凝胶，待成胶后，利用地层油/地层水分别进行驱替实验，确定堵水后的渗透率，利用堵水前渗透率与堵水后的渗透率比值为残余阻力系数，利用实验结果确定凝胶封堵后油相的残余阻力系数Frro为30，水相的残余阻力系数Frrw为300。
(S7)将堵水目标设置为水相产量降低40％，即水相的产能恢复指数为0.6。
(S8)已知水层孔隙度为30％，油层孔隙度为18％，水层渗透率为100mD，油层渗透率为50mD，水层残余阻力系数为300，油层残余阻力系数为30，裂缝孔隙度为60％，确定堵剂在水层中的滤失距离，堵剂在水层中的滤失距离为
(S9)确定堵剂在水层中的滤失距离以后，堵剂在油层中的滤失距离根据如下公式计算
计算可得Lp2＝0.133m，此时油层中油相的产能恢复指数为94.6％。
(S10)根据以及地层参数、裂缝参数，估算堵剂注入总量，由于裂缝穿过多层，堵剂注入量为滤失量和裂缝体积之和，那么堵剂的注入总量为
V＝Vf+Vm＝2n'Lf(hbfφf+2hf2Lp2φ2+2hf1Lp1φ1)＝1061.9m3
(S11)通过实验确定堵剂成胶的时间，对于本实例中的凝胶成胶时间T为40小时，因此堵剂注入时间为40小时。
(S12)通过在(S10)中计算得到的凝胶注入总体积和(S11)中得到的注入时间，即可计算得堵剂的最低注入速度为
(S13)根据凝胶聚合物浓度、缝宽，计算凝胶在裂缝中的压力梯度为
(S14)根据压力梯度和生产压差，计算在该生产压差下，凝胶能进入裂缝的距离，计算公式为
(S15)通过裂缝长度和缝宽等参数，计算在堵剂注入裂缝的后期，凝胶能够进入裂缝末端所需的最低压力为
P＝Pwf+dp/dl×Lj＝8.55MPa
(S16)根据堵水前产液数据和堵水前后油、水两相产能指数比估算得堵水后的最终产水率为
压裂水平井堵水前含水率90％，堵剂注入量为1061.9m3时，堵水后，产水量下降40％，产油量仅损失5.4％，堵水后产水率下降至85.17％，有效控水的同时保证了产油量，成功地进行了水平井堵水。
综上所述，本发明能够有效进行聚合物凝胶堵水，与现有技术相比，具有显著的进步。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (1)

1.一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：输入地层参数、原油参数、井参数；
所述步骤S1包括以下子步骤：
S1.1：根据水平井井距和水平井长度，计算可得水平井泄油半径为：
其中，R为井距，L为水平井长度；
S1.2：根据水平井和油藏的各项基本参数，计算可得理论条件下水平井油水两相产量为：
式中a的计算公式为
式中ψ的公式为
其中，Q为理论条件下水平井油水两相产量，Kh为水平渗透率，Kv为垂直渗透率，Kro为油相的相对渗透率，Krw为水相的相对渗透率，h为地层厚度，Pinj为地层压力，Pwf为井底流压，rw为井筒半径，reh为边界半径，L为井筒长度，Bo为油的体积系数，Bw为水的体积系数，μo为原油粘度，μw为地层水粘度；
S1.3：根据子步骤S1.2中估算得的水平井理论产量和实际产量判定是否为线性出水，若水平井实际产量远大于水平井理论产量，则水平井线性出水，判断公式为：
Qh＞＞2Q
其中，Qh为实际产量，Q为理论产量；
S2：估算裂缝参数；
所述步骤S2包括以下子步骤：
S2.1：采用等效方法进行裂缝参数的估算，假设水平井与数条无限导流能力裂缝相交，水平井的产能与无限导流能力裂缝贡献的产量相等；基于此理论，裂缝条数的计算公式如下
其中，n'为裂缝数量，m为实际产量与理论产量的比值，Kh为水平渗透率，Kv为垂直渗透率，rw为井筒半径，L为井筒长度，Lf为裂缝半长，h为地层厚度；裂缝的长度为注采井网范围内，具有井间连通关系的注水井距离；裂缝的高度为油层的厚度；
S2.2：根据在子步骤S2.1中计算得到的裂缝条数和裂缝参数估算CLf值为
其中x为两条相邻裂缝的间距，x的计算公式为
其中，Lf为裂缝半长,Km为基质渗透率，Kf为裂缝渗透率，n'为裂缝数量；
S2.3：判断CLf是否小于1，如是则认为堵剂的滤失剖面均匀推进，与裂缝距离无关，采用本方法；如果CLf大于1，本方法不适用；
S3：基于堵水目标的有无与裂缝穿过水层的数量计算堵剂在水层中的滤失距离；
所述步骤S3包括以下子步骤：
S3.1：确定凝胶封堵后油水两相的残余阻力系数，在实验室中模拟地层温度、压力条件，采用地层岩心以及地层流体进行堵水实验；首先采用不同岩心，确定地层油/地层水的单相渗透率，然后注入凝胶，待成胶后，利用地层油/地层水分别进行驱替实验，确定堵水后的渗透率，堵水前渗透率与堵水后的渗透率比值为残余阻力系数，利用实验结果确定凝胶封堵后油相的残余阻力系数Frro和水相的残余阻力系数Frrw；
S3.2：若无堵水目标，对油水的生产恢复指数与堵剂在水层中的滤失距离相关的函数求导，再根据油水产量，或者当下的油水成本，确定堵剂在水层中的最佳滤失距离；判定条件为，油相产量的下降速度与水相产量下降速度相等，或者堵水效益与产油损耗相等时，在生产指数下，根据堵水前后判定条件为：
根据油水成本收入判定条件为：
其中，fw为含水率，Qh为油水产量，poil为原油成本，pwater为水的成本，I为油层层数，J为水层层数，Lp1为堵剂在水层中的滤失距离，(Ja/Jboil)i为油层i在堵水前后油相产能指数比，(Ja/Jbwater)j为水层j在堵水前后水相产能指数比；
S3.3：若有堵水目标，则根据堵水目标，在残余阻力系数Frrw，裂缝半间距x已知的情况下，根据如下产能指数公式计算堵剂在水层中滤失距离
其中，Lp代表堵剂在水层中的滤失距离，Frrw为水的残余阻力系数，Ja/Jb为堵水后产能指数比；具体的计算过程分为单水层及多水层情况；
S3.4：判断裂缝是否穿过两层以上的水层，若裂缝穿过单个水层，则堵剂在水层中的滤失距离的计算公式如下
堵剂在每个油层中的滤失距离计算公式：
S3.5：若裂缝穿过多个水层，需通过试算法计算堵剂在各个水层中的滤失距离；试算的过程如下：假定根据堵水目标，首先利用如下产能指数计算此时堵剂在每个水层中的滤失距离：
S3.6：根据堵剂在所有水层中滤失距离的最大值Lmax与最小值Lmin，确定堵剂在水层1中的滤失距离Lp的试算范围(Lmin，Lmax),对于某一滤失距离值Lp，其他水层中的堵剂滤失距离为：
然后通过如下公式，计算堵水后的产能指数：
Lp的取值从小到大，步长为1cm，当满足如下条件时：
此时的滤失距离Lp为堵剂在水层1中的滤失距离，记为Lp1；
S4：根据堵剂在水层中的滤失距离计算堵剂在油层中的滤失距离；
所述步骤S4包括以下子步骤：
S4.1：堵剂在每个油层中的滤失距离计算公式：
S4.2：堵剂在各油层中的滤失距离通过如下公式计算：
其中，Frrw为水的残余阻力系数，Frrwj为水层j的残余阻力系数，Lpj代表堵剂在水层中的滤失距离，Lpi代表堵剂在油层中的滤失距离，Lp1代表堵剂在水层1中的滤失距离，Lf为凝胶和水层接触前缘到相邻裂缝的距离，Kj为水层渗透率，K1为水层1的渗透率，Ki为油层渗透率，φj为水层孔隙度，φ1为水层1的孔隙度，φi为油层孔隙度，μg为聚合物凝胶的粘度，μw为地层水粘度，μo为原油粘度，Qhj为水层在堵水前的产量，Qh为堵水前的产量，Qa为堵水后的产量，x为两条相邻裂缝间距的一半；
S5：根据地层参数与裂缝参数估算堵剂的注入总量，确定堵剂成胶时间，计算堵水前含水率、堵水后含水率、产水量变化、产油损失量，评估堵水效果；
所述步骤S5包括以下子步骤：
S5.1：根据地层参数、裂缝参数，估算堵剂注入总量，当裂缝穿过多层，堵剂注入量为滤失量和裂缝体积之和，那么堵剂的注入总量为
其中，bf为裂缝缝宽，计算公式为
其中，Vf为裂缝体积，Vm为凝胶滤失体积，n'为裂缝数量，Lf为裂缝长度，Lpi为堵剂在油层中的滤失距离，Lpj为堵剂在水层中的滤失距离，h为地层厚度，hfi为油层厚度，hfj为水层厚度，φf为裂缝孔隙度，φj为水层的孔隙度，φi为油层的孔隙度，FCD为无量纲裂缝导流能力；
S5.2：通过在实验室内确定堵剂成胶的时间和粘度的关系，确定堵剂成胶的时间T；由于成胶时间受地层水矿化度影响较大，因此在实验中研究成胶时间时需充分模拟地层条件；
S5.3：通过在子步骤S5.1中计算得到的堵剂注入总体积和子步骤S5.2中得到堵剂成胶时间，即可计算得堵剂的最低注入速度为：
所有堵剂需要在凝胶开始成胶前注入地层，实际注入过程中，会出现注入压力过大的情形，此时通过向凝胶中加入缓凝剂延缓凝胶成胶时间，达到降低堵剂注入速度的目的；
S5.4：根据凝胶聚合物浓度、缝宽，计算凝胶在裂缝中的压力梯度，公式为
其中，C代表凝胶中聚合物浓度，bf为裂缝宽度；
S5.5：根据压力梯度和生产压差，计算在该生产压差下，凝胶能进入裂缝的距离，计算公式为
根据井底流压和裂缝长度，即预测凝胶能够进入地层的最低注入压力，凝胶能够进入裂缝末端所需的最低压力为
P＝Pwf+dp/dl×Lf
对比所得的各层最低注入压力，取最大值为最低注入压力，为了避免注入压力过大，导致产生新裂缝，应当提高前期注入速度，保证在成胶发生之前将所有凝胶注入到地层；
其中，La为堵剂能进入裂缝的距离，Pwell为注入井压力，Preservoir为储层压力,Pwf为井底流压，dp/dl为堵剂在裂缝中的压力梯度，Lf为裂缝长度；
S5.6：根据设计堵水后的产油量、水相渗透率、注入时间、生产压差估算堵水后油相产能恢复的时间；如若需要缩短堵剂恢复时间，则可降低后期注入堵剂中的聚合物浓度；
S5.7：根据堵水前最终产产液数据和堵水前后油、水两相产能指数比估算得堵水后的最终产水率为
其中，Qw为堵水前最终产水量，Qo为堵水前最终产油量，(Ja/Jboil)i为油层i在堵水前后油相产能指数比，(Ja/Jbwater)j为水层j在堵水前后水相产能指数比，I为油层层数，J为水层层数；
S5.8：根据堵水前含水率、堵水后含水率、产水量变化、产油损失量数据，评估堵水效果。
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