Die Vorhersage des Zeitpunkts des CO₂-Gasdurchbruchs ist von großer Bedeutung für die Verhinderung des CO₂-Durchbruchs und die Steigerung der Förderrate. Aktuelle Forschungen befassen sich selten mit der quantitativen Charakterisierung des Zeitpunkts des Gasdurchbruchs. Basierend auf den Reservoirparametern des Zielblocks wurde der Einfluss von Rohölviskosität, Reservoirdurchlässigkeit, Gasinjektionsgeschwindigkeit und dem Abstand zwischen Injektions- und Produktionsbohrungen auf das Bewegungsmuster der CO₂-Front mittels numerischer Simulation untersucht. Es wurde eine Formel zur Charakterisierung der Durchbruchszeit und des Erfassungskoeffizienten unter Berücksichtigung mehrerer Einflussfaktoren entwickelt und durch einen Abgleich mit realen Standortdaten verifiziert. Die Studie zeigt, dass bei konstantem Förderdruck die Rohölviskosität mit zunehmender Viskosität der Erfassungskoeffizient abnimmt. Bei einer Rohölviskosität über 3 mPa·s verlangsamt sich der Anstieg der Gaserscheinungszeit; mit zunehmender Reservoirdurchlässigkeit sinkt der Strömungswiderstand, die Bewegungsgeschwindigkeit der Front steigt, und die Durchbruchzeit der Bohrung wird früher; mit steigender Injektionsgeschwindigkeit erhöht sich die Frontbewegungsgeschwindigkeit, die Gaserscheinungszeit verkürzt sich, bei einer Injektionsgeschwindigkeit von 2500 m³/Tag ist der Erfassungskoeffizient minimal; bei zunehmendem Abstand zwischen Injektions- und Produktionsbohrungen verlangsamt sich die Gasfrontbewegung, die Gaserscheinungszeit verlängert sich, und bei einem Abstand über 240 m nimmt der Erfassungskoeffizient nur geringfügig zu.

CO2-Injektion; quantitative Charakterisierung der Gasdurchbruchszeit; Frontbewegung; numerische Reservoirsimulation; Erfassungskoeffizient