Nach der Polymerinjektion verschärfen sich die Heterogenitätsprobleme des Lagerstättenporenvolumens, die Verteilung des Restöls wird diffuser, und eine weitere Steigerung der Förderrate durch konventionelle chemische Verfahren wird erschwert. Basierend auf den Eigenschaften des mittel- bis hochpermeablen Sand-Kies-Lagerstätten der IIx Schicht im nördlichen Block des Shuanghe-Ölfeldes wurde ein heterogenes composites System entwickelt, das aus Polymer, viskoelastischen Partikelextraktionsmitteln (PPG) und effizienten Tensiden besteht. Es wurden Treibstoffe ausgewählt, thermische Stabilitätsbewertungen durchgeführt und Injektionsmethoden optimiert. Die experimentellen Ergebnisse zeigen, dass das erhaltene heterogene P/PPG/S-Kompositsystem hohe viskoelastische Eigenschaften, extrem niedrige Grenzflächenspannung und gute thermische Stabilität aufweist, die Heterogenität des Reservoirs effektiv verbessert, das Erfassungsvolumen vergrößert und gleichzeitig die Ölrückgewinnungseffizienz steigert. Kernextraktionsexperimente zeigten, dass unter simulierten Lagerstättenbedingungen die Kombination der heterogenen Verbundsysteme P/PPG und P/PPG/S nach der Polymerinjektion die Förderrate um weitere 27,8 % erhöht, womit eine technische Methode zur effektiven Steigerung der Förderrate im Shuanghe-Ölfeld nach Polymerinjektion bereitgestellt wird.

Lagerstätten nach Polymerinjektion; heterogenes Verbundsystem zur Ölförderung; viskoelastische Partikelextraktionsmittel (PPG); Tenside; Steigerung der Förderrate