Pour améliorer la situation de circulation excessive lors du processus de développement par injection d'eau dans le bloc Mi 238 du champ pétrolier, ce qui a conduit à une diminution de l'efficacité du développement, et afin d'augmenter davantage le taux de récupération du pétrole brut, une méthode de simulation numérique a été utilisée sur la base d'expérimentations en laboratoire pour mener systématiquement des recherches sur l'optimisation des paramètres d'injection alternée du système de gel après injection d'eau et l'injection en plusieurs étapes de polymère, ainsi que la modification différenciée de la concentration massique du polymère. Les résultats de l'étude montrent que la combinaison de petites tailles de segments en plusieurs cycles améliore la récupération plus que la combinaison de segments larges en moins de cycles. Le segment principal est : 0,08 PV (polymère) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polymère) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polymère) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polymère) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polymère) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polymère), qui présente la meilleure augmentation du taux de récupération, soit 7,92 %. Lorsque la variation différenciée de la concentration massique du polymère dans les puits d'injection est de 20 %, c'est-à-dire lorsque la concentration massique est ajustée à 420 mg/L, un point de basculement apparaît dans l'augmentation du taux de récupération ; avec l'augmentation continue de la variation de concentration massique du polymère, l'augmentation du taux de récupération diminue. Cela indique que la méthode d'injection alternée du système de gel et du polymère a un potentiel pour développer davantage le pétrole restant et fournit une référence technique pour le développement de réservoirs similaires.

simulation numérique;optimisation des paramètres d'injection;ajustement différencié de la concentration massique;taux de récupération;bloc Mi 238