Dans le processus de développement par injection d'eau dans un réservoir fissuré avec cavités, le problème de la percée rapide de l'eau de fond le long des fissures conduisant à une extraction inefficace du "pétrole en mezzanine" a été adressé en proposant une stratégie de "barrages collaboratifs gel-particules inorganiques pour le contrôle de l'eau et l'augmentation de la production pétrolière". Cette méthode consiste à bloquer les canaux de circulation indésirables par du gel, en synergie avec l'accumulation verticale des particules inorganiques, pour construire un barrage stable présentant une certaine hauteur et pente à l'intérieur des vides karstiques près du puits, élevant le point de débordement et incitant l'eau de fond à contourner, élargissant ainsi le volume d'onde de poussée d'eau et mobilisant le pétrole résiduel supérieur. L'étude s'appuie sur des puits réels et un modèle géologique effectif, en construisant un modèle physique visuel à grande échelle du réservoir fissuré-caverneux, et en concevant des agents de colmatage équivalents et des paramètres d'injection et de production selon le principe de similitude. La simulation du processus de construction de barrage dans le réservoir a permis d'explorer les règles de migration et de distribution des agents sous différents modes d'injection, analysant l'impact du mode de combinaison des agents, du nombre de bouchons de segment, de la quantité totale d'agent, de la proportion d'agents, de la vitesse d'injection et du degré de remplissage des cavités sur la morphologie du barrage et l'efficacité du contrôle de l'eau et de l'augmentation de la production pétrolière. Enfin, un modèle basé sur un réseau de neurones à rétropropagation (BP) a été construit pour prédire la hauteur du barrage et l'amélioration du taux de récupération. Les résultats expérimentaux montrent que : ① la synergie entre le gel et les particules inorganiques dans la construction du barrage mobilise efficacement le pétrole résiduel en haut des cavités, augmentant le taux de récupération de 14,4 % et présentant un effet notable de contrôle de l'eau et d'augmentation de la production ; ② le mode de combinaison des agents détermine directement la morphologie et la hauteur du barrage, les paramètres d'injection influencent de manière significative les règles de migration des agents, affectant ainsi l'efficacité du contrôle de l'eau et de l'augmentation de la production ; ③ le modèle construit sur la base du réseau BP, après un entraînement suffisant, prédit avec succès la hauteur du barrage et les augmentations du taux de récupération sous différents modes d'injection, avec des erreurs quadratiques moyennes respectives de 22,24 et 2,92. Cette étude révèle le mécanisme de construction collaborative du barrage, clarifie les directions d'optimisation des paramètres du procédé, offrant de nouvelles idées et méthodes efficaces pour améliorer le taux de récupération dans la phase avancée du développement des réservoirs fissurés-caverneux.

réservoir fissuré avec cavités;"pétrole en mezzanine";construction de barrages pour contrôle de l'eau et augmentation de la production;gel;particules inorganiques;augmentation du taux de récupération