Für niedrigpermeable Öllagerstätten mit stark ausgeprägter Heterogenität, hohem Gemischdruck von Rohöl und schwerwiegender Reservoirerschöpfung ist das nicht-mischbare CO₂-Verfahren eine wichtige Technologie zur Steigerung der Förderquote. Zunächst wurde im Labor ein Rohöl-CO₂-Expansionsversuch durchgeführt und der minimale Mischdruck CO₂-Rohöl bestimmt. Anschließend wurde mittels numerischer Simulation die dynamische Veränderung der Grenzflächenspannung beim nicht-mischbaren Verfahren sowie die Verteilung der Öl- und Gasbestandteile entlang des Prozesses untersucht. Daraufhin wurden aus den Perspektiven der Wiederherstellung der Reservoirenergie und der Steigerung der Ölausbeute die Hauptsteuerungsmechanismen des nicht-mischbaren CO₂-Verfahrens aufgezeigt. Schließlich wurde basierend auf einem dreidimensionalen präzisen geologischen Modell das niedrigpermeable M-Öllagerstätte-Objekt mithilfe numerischer Simulation hinsichtlich Reservoirdruck, Gasinjektionsmenge, Injektionsgeschwindigkeit und Gas-Öl-Verhältnis beim Abschalten optimiert und eine optimale technische Strategie entwickelt, die in der Feldanwendung gute Entwicklungsergebnisse erzielte. Die Studie zeigt, dass beim nicht-mischbaren CO₂-Verfahren in niedrigpermeablen Lagerstätten der Hauptmechanismus zur Wiederherstellung der Reservoirenergie die Lösung und Expansion des injizierten Gases im Rohöl ist, während der Hauptmechanismus zur Effizienzsteigerung die Lösung und Expansion des Rohöls, die Senkung der Grenzflächenspannung und die Verdampfungsextraktion leichter Komponenten sind. Die Forschungsergebnisse können als Referenz für die Erstellung von Programmen und den Feldeinsatz des nicht-mischbaren CO₂-Verfahrens in ähnlichen Lagerstätten dienen.

niedrigpermeabler Ölspeicher;Wiederherstellung der Reservoirenergie;Hauptmechanismen zur Steigerung der Ölgewinnung;Optimierung der technischen Strategie;Feldversuche