In einem niedrigpermeablen, klüftigen Reservoir im Gebiet Huang3 wurde ein Pilotversuch zur CO₂-Injektion durchgeführt, der eine deutliche Erhöhung der Ölgewinnung und Reduktion der Wasserproduktion zeigte. Jedoch traten in einigen Bohrungen Gasinfiltrationen und schwere Gaskanalisierungserscheinungen auf, die die Effektivität der CO₂-Injektion zur Ölgewinnungssteigerung verringerten. Um die Sweep-Effizienz der CO₂-Injektion in diesem niedrigpermeablen, klüftigen Reservoir zu verbessern, wurden mittels Tracermonitoring kombiniert mit Produktionsdynamikanalyse und historischer numerischer Produktionsmodellierung bevorzugte Fließwege im Reservoir identifiziert. Basierend darauf wurde ein numerisches Simulationsmodell der Bohrlochgruppe unter Berücksichtigung der bevorzugten Kanäle erstellt. Die Auswirkung der bevorzugten Kanäle auf die CO₂-Verdrängungseffizienz wurde mittels komponentenbasierter numerischer Reservoirsimulation untersucht und vier Maßnahmen zur Verbesserung der Sweep-Effizienz wurden simulativ verglichen. Die Ergebnisse zeigen, dass bevorzugte Kanäle die ursprüngliche Ölrückgewinnung der CO₂-Injektion um 7% verringern. Die Anwendung von intensiven Dichtungsmaßnahmen zur Blockierung der bevorzugten Kanäle erzielte den besten Effekt, wobei der Rückgewinnungsfaktor (RF) um 1,8% erhöht wurde. Das frühzeitige Schließen der Bohrungen bei frühem Gasdurchbruch in den bevorzugten Kanälen war relativ effektiv, gefolgt von der Druckerhaltung durch Wassereinspritzung; das Schließen von Bohrungen bei Erreichen eines GOR von 2000 m³/m³ zeigte vergleichsweise geringere Wirksamkeit mit einem RF-Anstieg von nur 0,11%. Die Forschungsergebnisse sind wegweisend für die Gestaltung von Gasinjektionssystemen in niedrigpermeablen, klüftigen Reservoirs.

niedrigpermeables Reservoir; bevorzugte Fließwege; CO2-Injektion; Verbesserung der Sweep-Effizienz