Os principais reservatórios de petróleo de Bohai apresentam heterogeneidade severa do reservatório, grande volume de injeção por poço e baixa resistência à cimentação das rochas. A injeção prolongada de água e gel já formou canais preferenciais de fluxo de água, causando problemas de injeção de água ineficiente e ciclos ineficazes. Por meio de experimentos de gelificação estática e deslocamento em testemunhos, avaliou-se o tempo de cura, o efeito de bloqueio e a adaptabilidade do novo gel polímero geológico inorgânico. Os resultados mostram que o tempo de cura do gel polímero geológico inorgânico é facilmente ajustável, variando de 20 a 480 horas. Foram realizados experimentos de bloqueio em tubos preenchidos com areia, com taxa de bloqueio superior a 99%. Utilizando um modelo paralelo de tubo duplo com tubo preenchido com areia e testemunho homogêneo artificial, a taxa de bloqueio da camada de alta permeabilidade após o bloqueio atingiu mais de 98%, enquanto a permeabilidade da camada de baixa permeabilidade praticamente não mudou. Assim, o gel polímero geológico inorgânico possui a característica de “bloquear grandes canais sem bloquear pequenos”, sendo adequado para bloqueio de faixas de ultra-alta permeabilidade ou grandes canais no reservatório.

gel polímero geológico inorgânico;tempo de cura;taxa de bloqueio;pressão de início;dano ao reservatório