Para mejorar la grave infiltración durante el proceso de desarrollo por inyección de agua del bloque Mi 238 del campo petrolero, lo que ha deteriorado el efecto de desarrollo, y con el propósito de aumentar aún más la tasa de recuperación de petróleo crudo, basándose en experimentos de laboratorio, se utilizó un método de simulación numérica para llevar a cabo sistemáticamente la optimización de parámetros de inyección alternada del sistema de gel posterior a la inyección de agua y el tapón segmentado múltiple de polímero, así como el ajuste diferenciado de la concentración de masa de polímero. Los resultados muestran que la combinación de pequeños segmentos en múltiples ciclos es más efectiva para mejorar la tasa de recuperación que la combinación de pocos segmentos grandes, siendo el segmento principal: 0,08 PV (polímero) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polímero) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polímero) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polímero) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polímero) + 0,02 PV (gel) + 0,06 PV (polímero), y esta combinación alcanzó el mayor incremento del 7,92 % en la tasa de recuperación. Cuando el ajuste diferenciado de la concentración de masa de polímero en los pozos de inyección fue del 20 %, es decir, al ajustar la concentración a 420 mg/L, apareció un punto de inflexión en la mejora de la tasa de recuperación y, con un ajuste continuo de la concentración de masa de polímero, el aumento en la tasa de recuperación mostró una tendencia descendente. Esto indica que el método de inyección alternada del sistema de gel y polímero tiene potencial para desarrollar el petróleo residual adicionalmente y brinda una referencia técnica para el desarrollo de reservorios similares.

simulación numérica;optimización de parámetros de inyección;ajuste diferenciado de concentración de masa;tasa de recuperación;bloque Mi 238