Das karbonatische klüftige und kavernöse Öllagerstättenfeld Tahe weist komplexe geologische Merkmale auf, die sich hauptsächlich in der Entwicklung von Poren, Klüften und Kavernen verschiedener Formen im Speicherergestein, einer schlechten räumlichen Kontinuität, komplexen Kombinationsmustern und einem oberflächlichen Karstsystem zeigen, das durch Verwitterung zurückbleibende Klüfte und Kavernenspeicherräume bildet. Bei der Entwicklung dringt das Grundwasser leicht entlang hochwinkeliger Risse ein und bildet einen Wasserkeil, wobei sich außerhalb des Wasserdurchlässigkeitskanals zwischen den Bohrlöchern große Mengen Restöl und sogenanntes "Dachö̈l" in geschlossenen Hügeln anreichern. Frühere physikalische Simulationen haben den makroskopischen Mechanismus der Schwerkraftverdrängung durch N₂-Injektion im klüftigen und kavernösen Lagerstättenfeld aufgrund von Dichteunterschieden klargestellt, jedoch ist der Verdrängungsmechanismus des "Dachöls" und des Restöls zwischen den Bohrlöchern noch unklar. Durch ein Experiment zur Untersuchung der Auswirkungen der N₂-Injektion auf die Rohöleigenschaften bei Bedingungen von 55 MPa und 130 ℃ wurden mikroskopische Mechanismen der löslichen Expansion, Extraktion und Lösung unter Hochtemperatur- und Hochdruckbedingungen des Lagerstättenfeldes aufgedeckt. Basierend auf den geologischen Charakterisierungsergebnissen des klüftigen und kavernösen Reservoirs wurde ein visualisierbares physikalisches Modell erstellt, mit dem der Mechanismus der Schwerkraftverdrängung und die Unterdrückung des Wasserkeils während der N₂-Injektion zwischen den Bohrlöchern visuell beobachtet werden können. Durch praktische Feldtests wurde die Machbarkeit der Technologie und ihr Potenzial für die Weiterverbreitung weiter bestätigt.

klüftiges und kavernöses Lagerstättenfeld;N2;Dachöl;Schwerkraftverdrängung;Wasserkeil;Erhöhung der Förderrate