Los principales yacimientos petrolíferos de Bohai presentan una heterogeneidad severa del yacimiento, grandes volúmenes de inyección por pozo y baja resistencia en la cementación de las rocas. La inyección prolongada de agua y geles ha creado canales preferentes de flujo de agua, lo que genera problemas de inyección de agua ineficiente y ciclos ineficaces. Mediante experimentos de gelificación estática y desplazamiento en núcleos, se evaluaron el tiempo de solidificación, la efectividad del taponamiento y la adaptabilidad del gel de polímero geológico inorgánico novedoso. Los resultados muestran que el tiempo de solidificación del gel de polímero geológico inorgánico es fácil de ajustar y puede variar entre 20 y 480 horas. Se realizaron experimentos de taponamiento en tubos rellenos de arena con tasas de taponamiento superiores al 99%. Utilizando un modelo paralelo de doble tubo con tubo relleno de arena y núcleo homogéneo artificial, la tasa de taponamiento de la capa de alta permeabilidad después del taponamiento alcanzó más del 98%, mientras que la permeabilidad de la capa de baja permeabilidad permaneció prácticamente sin cambios. Por lo tanto, el gel de polímero geológico inorgánico tiene la característica de “tapar lo grande sin tapar lo pequeño”, siendo adecuado para el taponamiento de bandas de permeabilidad ultraalta o grandes canales en el yacimiento.

gel de polímero geológico inorgánico;tiempo de solidificación;tasa de taponamiento;presión de inicio;daño al yacimiento