Les principaux réservoirs pétroliers de Bohai présentent une hétérogénéité importante du réservoir, un grand volume d'injection par puits et une faible résistance de la cimentation des roches. Une injection prolongée d'eau et de gels a entraîné la formation de canaux d'écoulement préférentiels d'eau, provoquant ainsi des problèmes d'efficacité et de circulation inefficaces de l'eau injectée. Grâce à des expériences de gel statique et de déplacement sur carottes, le temps de durcissement, l'efficacité du colmatage et l'adaptabilité du gel polymère géologique inorganique innovant ont été évalués. Les résultats montrent que le temps de durcissement du gel polymère géologique inorganique est facile à ajuster, variant entre 20 et 480 heures. Des expériences de colmatage sur des tubes remplis de sable ont montré un taux de colmatage supérieur à 99%. En utilisant un modèle parallèle à double tube avec un tube rempli de sable et une carotte homogène artificielle, le taux de colmatage des couches à haute perméabilité après colmatage a atteint plus de 98%, alors que la perméabilité des couches à faible perméabilité est restée pratiquement inchangée. Ainsi, le gel polymère géologique inorganique présente des caractéristiques de « colmatage des grandes zones sans boucher les petites », ce qui est adapté au colmatage des bandes à très haute perméabilité ou des grands canaux dans le réservoir.

gel polymère géologique inorganique;temps de durcissement;taux de colmatage;pression de démarrage;lésion du réservoir