En el proceso de desarrollo por inyección de agua en yacimientos con fracturas y cavernas, surge el problema de la rápida ruptura del agua de fondo a lo largo de las fracturas, lo que dificulta la explotación efectiva del "petróleo en altillo". Se propone la estrategia de "construcción colaborativa de presas con gel y partículas inorgánicas para el control del agua y aumento de la producción de petróleo". Este método bloquea los canales de flujo con gel y la acumulación vertical de partículas inorgánicas para formar una presa estable con cierta altura y pendiente dentro de las cavernas cercanas al pozo, elevando el punto de vertido y fomentando que el agua de fondo contornee, ampliando así el volumen de la onda de desplazamiento de agua y movilizando el petróleo residual superior. La investigación se basa en pozos y modelos geológicos reales, construyendo un modelo físico visual a gran escala del yacimiento con fracturas y cavernas, y diseñando tapones equivalentes y parámetros de inyección y producción según el principio de similitud. Se simula el proceso de construcción de la presa dentro del yacimiento, explorando las reglas de migración y distribución de los tapones bajo diferentes modos de inyección, analizando el efecto del modo de combinación de tapones, el número de tapones segmentados, la cantidad total, la proporción de tapones, la velocidad de inyección y el grado de llenado de las cavernas en la morfología de la presa y la efectividad del control de agua y aumento de producción. Finalmente, se construye un modelo basado en una red neuronal de retropropagación (BP) para predecir la altura de la presa y el aumento en la tasa de recuperación. Los resultados experimentales muestran: ① La construcción colaborativa con gel y partículas inorgánicas puede movilizar efectivamente el petróleo residual en la parte superior de las cavernas, aumentando la tasa de recuperación en un 14.4%, con un efecto significativo en el control de agua y aumento de producción; ② El modo de combinación de tapones determina directamente la morfología y altura de la presa. Los parámetros de inyección influyen significativamente en la migración del tapón, afectando así la efectividad del control de agua y aumento de producción; ③ El modelo basado en BP, tras un entrenamiento adecuado, predice con éxito la altura de la presa y el incremento en la tasa de recuperación bajo diferentes modos de inyección, con errores cuadráticos medios de 22.24 y 2.92 respectivamente. El estudio revela el mecanismo de construcción colaborativa de presas, aclara las direcciones de optimización de parámetros de proceso, ofreciendo nuevas ideas y métodos efectivos para mejorar la tasa de recuperación en etapas avanzadas del desarrollo de yacimientos con fracturas y cavernas.

yacimientos con fracturas y cavernas;"petróleo en altillo";construcción de presas para control de agua y aumento de producción;gel;partículas inorgánicas;aumento de la tasa de recuperación