Après l'injection de polymère, l'hétérogénéité du réservoir s'aggrave, la distribution du pétrole résiduel devient plus dispersée, rendant plus difficile l'amélioration du taux de récupération par les méthodes chimiques conventionnelles. En tenant compte des caractéristiques du réservoir sable-graviers à perméabilité moyenne à élevée de la formation IIx du bloc nord du champ pétrolier de Shuanghe, un système composite hétérogène composé de polymère, d'agents de récupération à particules viscoélastiques (PPG) et de tensioactifs efficaces a été conçu. La sélection des agents, l'évaluation de la stabilité thermique et l'optimisation des modes d'injection ont été menées. Les résultats expérimentaux montrent que le système composite hétérogène P/PPG/S présente des performances élevées de viscoélasticité, une tension interfaciale extrêmement basse, une bonne stabilité thermique, améliore efficacement l'hétérogénéité du réservoir, augmente le volume de contact et améliore l'efficacité de récupération. Les essais de récupération sur cœur indiquent que sous conditions simulées de réservoir, la combinaison des systèmes P/PPG et P/PPG/S permet d'augmenter le taux de récupération de 27,8 % après injection de polymère, fournissant ainsi une méthode technique pour améliorer efficacement la récupération dans les réservoirs du champ pétrolier de Shuanghe après injection de polymère.

réservoirs post-injection de polymère; système composite hétérogène de récupération; agents viscoélastiques particulaires (PPG); tensioactifs; amélioration du taux de récupération