Die Porosität und Permeabilität der dichten Öllagerstätten aus Kieselsanden im Mahu-See in Xinjiang sind extrem gering. Nach der Frakturierung und Produktionsaufnahme war der Anfangsproduktionsstabilitätseffekt gut, aber später reduzierten sich die Fördermengen stark. Um die Formationsernergie zu ergänzen und die Ölrückgewinnungsrate zu steigern, wurden nacheinander CO₂-Hochdruck-Injektionstests an drei Horizontalbohrungen im Ma131-Bohrfeld durchgeführt. Die Testergebnisse zeigen, dass der Mechanismus zur Steigerung der Ölrückgewinnung durch CO₂ hauptsächlich darin besteht, die Energie der Lagerstätte zu erhöhen, das Rohölvolumen zu erweitern, die Rohölviskosität zu senken, leichte Komponenten zu extrahieren, die Minerale der Lagerstätte aufzulösen und die Fluidflussfähigkeit zu erhöhen. Vernünftige Injektionsparameter tragen stärker zur Steigerung der Ölrückgewinnung bei. Während der Entwicklung der CO₂-Hochdruck-Injektion gilt: Je höher der Einspritzdruck am Bohrlochausfluss, je länger die Stillstandszeit, desto vollständiger die Ausbreitung, desto früher die kontinuierliche Ölförderzeit, desto deutlicher die Rückgewinnungssteigerung. Die Ölfördersteigerung bei den drei Horizontalbohrungen X721, X92 und M1114 betrug jeweils 2.161 t, 1.768 t und 1.452 t. Die CO₂-Injektion besitzt eine gute Anpassungsfähigkeit und Anwendungsperspektive in dichten Kieselsand-Öllagerstätten.

Kieselsand;dichte Öllagerstätte;Erhöhung der Rückgewinnungsrate;CO2-Injektion;Feldversuch