Bislang gibt es kaum Forschungen zur Frontverlagerung und zum Gasdurchbruchsmuster, die über Laborexperimente und aus der Perspektive der CO₂-Beinflussung der Frontverlagerung und des Gasdurchbruchs durchgeführt wurden. Es wurde ein visualisiertes physikalisches Simulationsgerät verwendet, um physikalische Simulationsexperimente mit nicht-mischphasenförmiger CO₂-Verdrängung an Planar-Gesteinskernen durchzuführen und den Einfluss von Faktoren wie Rohölviskosität, Reservoirdurchlässigkeit, Reservoirheterogenität und Injektionsgeschwindigkeit auf die Frontverlagerung und das Gasdurchbruchsmuster der nicht-mischphasenförmigen CO₂-Verdrängung zu analysieren. Die Studie zeigt, dass unter Bedingungen einer konstanten Förderrate im Injektionsbrunnen und konstantem Druck im Produktionsbrunnen eine Verringerung der Rohölviskosität, eine Verringerung der Durchlässigkeit, ein homogenes Reservoir und eine Erhöhung der Injektionsgeschwindigkeit den Ölgewinnungsgrad bei der nicht-mischphasenförmigen CO₂-Verdrängung erhöhen können; gleichzeitig führt eine Verringerung der Rohölviskosität, eine niedrigere Durchlässigkeit und eine Erhöhung der Injektionsgeschwindigkeit auch dazu, dass die Fähigkeit zur Erweiterung der Durchdringung nach Auftreten von Gas in der Ölbohrung verbessert wird, was den Gasdurchbruch mildern kann. Die Ergebnisse zeigen, dass bei konstanten Förderraten im Injektionsbrunnen und konstantem Druck im Produktionsbrunnen eine Entwicklung mit hoher Injektionsgeschwindigkeit den Gasdurchbruch mildern und bessere Entwicklungsergebnisse erzielen kann; wenn die Injektionsgeschwindigkeit von 0,1 ml/min auf 2,0 ml/min erhöht wird, steigt der Gewinnungsgrad von 15,4 % auf 35,3 %, und die Differenz der Erfassungskoeffizienten steigt von 8,3 % auf 26,2 %. Die Studie ist von großer Bedeutung für die Hemmung des Gasdurchbruchs bei nicht-mischphasenförmiger CO₂-Verdrängung und die Steigerung der Ölgewinnung.

nicht-mischphasenförmige CO2-Verdrängung; Frontverlagerung; Gasdurchbruch; Erfassungscharakteristik; Laborexperimente