塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层基质岩性致密,储渗空间以缝洞为主,形态多样、大小悬殊、分布不均,且底水发育。油藏开发遇到的主要矛盾之一是油田含水上升过快,导致自然递减幅度大,油产量大幅度下降,减缓油井见水后含水上升速度,是提高油田整体开发效果、提高原油采收率的关键。但油藏埋藏深(5400m以上),油层温度高(>125℃),地层水的矿化度高(19～23×104mg/l),地层原油黏度大(塔河6区地层条件原油平均粘度为46mPa·s),堵水难度大。本论文分析研究了塔河油田2001年至2005年已实施的24口化学堵水井的堵水方案、油井水淹特征、油水流动规律,分析已实施堵水井效果和现场施工经验和教训,建立了碳酸盐岩缝洞型油藏堵水室内评价岩心物理模型,通过大量的室内试验,评选出适合塔河高温高盐缝洞型碳酸盐岩油藏的堵水剂体系,进行选择性封堵缝洞型碳酸盐岩油藏出水通道机理室内实验研究。取得的主要成果和认识如下:①裂缝型稠油油藏石油运移过程中,由于宽缝对窄缝极强的流动屏蔽作用,加上油水流度比的差异,油井即使处于高含水生产阶段,出水缝仍可能比出油缝小,这类油井采取常规堵水方案实施堵水效果差,应该采取前置暂堵剂等三段塞堵水工艺。②研究筛选出暂堵剂配方和适合封堵塔河油田高温高盐油藏出水通道的改性栲胶堵剂配方和柔性堵剂配方。暂堵剂在地层温度下候凝40～60min,形成表观黏度达20000mPa·s的水基凝胶,约15h后自动破胶水化。改性栲胶凝胶高温稳定性好、耐高矿化度盐水侵蚀,柔性堵剂在高温和高矿化度环境中可长期稳定,且易解堵。③建立了碳酸盐岩缝洞型油藏堵水室内评价岩心物理模型,动态模拟试验表明,当油井出水裂缝小于出油裂缝,暂堵剂可优先进入出油通道形成高强度凝胶屏障,使堵剂主剂更多地进入出水通道,达到选择性堵水的目的。改性栲胶堵剂进入水层可形成均匀的凝胶封堵层,易与水层岩石表面结合,对水层的封堵能力更强,而在油层中,成胶后堵剂凝胶中共存的残余油使封堵层易被突破和形成流动通道,因而具有一定的选择性封堵水层的能力;堵剂注入过程中,初期主要增加封堵层厚度,大幅度影响突破压力梯度;封堵层达到一定的厚度后,堵剂的堆积主要使流动通道变窄小,大幅度影响残余阻力系数。