Los bloques de la zona de inyección 聚驱 del campo petrolero de Daqing han entrado progresivamente en la etapa de desarrollo posterior mediante inyección de agua. Debido a la erosión prolongada por 聚驱 con agua, los canales de flujo dominante en la capa de petróleo se han desarrollado en gran medida, resultando en ciclos ineficientes. Para alcanzar el objetivo de aumentar la recuperación después de 聚驱, es necesario identificar con precisión y bloquear eficazmente los canales de flujo dominante. Los métodos convencionales anteriores (obtención de núcleos, registros, pruebas de perfil y dinámica de producción) proporcionaron datos escasos e discontinuos, con baja precisión y costos elevados. Para abordar la dificultad de identificar los canales dominantes, se utilizó la simulación numérica de líneas de flujo. Basado en un bloque típico, se seleccionaron parámetros clave que describen los canales dominantes, se estableció un modelo de permeabilidad variable en el tiempo y un modelo matemático de índice de identificación integrado. Utilizando el método iterativo de valores iniciales junto con la experiencia de expertos, se dieron los pesos de los parámetros clave y se clasificaron cuantitativamente los canales según el índice integrado. Los resultados muestran que la distribución calculada de los canales dominantes en el bloque típico coincide altamente con los resultados reales de las pruebas de perfil de absorción de agua, lo que indica que el método desarrollado puede describir con precisión la distribución de los canales dominantes después de 聚驱. La investigación tiene un significado importante para identificar y bloquear eficientemente los canales dominantes, proporcionando un apoyo sólido para un desarrollo más eficiente después de 聚驱.

canales de flujo dominante; simulación numérica de líneas de flujo; permeabilidad; índice de identificación integrado