Um die Schwierigkeit der Gasinjektion in das hochviskose Öllagerstätte S358 wirksam zu lösen und das Problem des nach der Frakturierung zu hohen Gasströmungsverhältnisses, das zu Gasdurchbruch und niedriger Ölförderungseffizienz führt, wurden Laborversuche zum Injektionsgasphasenverhalten und zur Verdrängungsmechanik in langen Kernproben durchgeführt. Durch PVT-Phasenversuche mit CO₂, Trocken gas, Rauchgas und sauerstoffreduzierter Luft (N₂ 90 % + O₂ 10 %) unter Lagerstättenbedingungen wurden die charakteristischen Mechanismen der vier eingespritzten Gase im Kontakt mit hochviskosem Öl, wie Lösungsvergrößerung, Viskositätsreduktion und Senkung der Oberflächenspannung, analysiert und CO₂ als Injektionsgas ausgewählt. Durch fünf Gruppen von Verdrängungsexperimenten mit langen Kernproben bei hohen Temperaturen und Drücken mit unterschiedlichen Kombinationen wurde die Wirksamkeit der CO₂-Kombinationsverdrängung zur Verhinderung von Gasdurchbruch bewertet. Die Versuchsergebnisse zeigen, dass die Verdrängung mit CO₂ + schwachem Gel und CO₂ + Schaum die besten Effekte erzielte, mit einer endgültigen Ölfördereffizienz von 70,101 % bzw. 68,212 %. Die Studienergebnisse zeigen, dass die Injektion des CO₂-kombinierten Verdrängungssegments den Verdrängungswiderstand erhöht, wodurch die Fließfähigkeit der Risse reduziert wird und eine Schlüsselrolle bei der Verbesserung des mikroskopischen Erfassungsvolumens spielt. Dabei hatten die Verdrängungsmethoden mit CO₂ + schwachem Gel und CO₂ + Schaum die beste Förderungseffektivität, die Studienergebnisse können als experimentelle Grundlage für die effiziente Entwicklung des hochviskosen Öls in diesem Gebiet dienen.

niedrigpermeable hochviskose Öllagerstätten; kombinierte Gasinjektion; Lösungsvergrößerung; Extraktion; Verdrängung von langen Kernproben; Ölförderungseffizienz