Klufthöhlenartige Lagerstätten weisen vielfältige Speicherräume, ausgeprägte Heterogenität, große Unterschiede in den Öl- und Wassereigenschaften sowie ein großes Verdrängungsverhältnis von nicht mischbarem Stickstoffgas auf. Wasser- und Gasdurchbrüche sind stark und der Einflussbereich begrenzt. Die Ölgewinnungsraten in der Primär- und Sekundärförderphase sind deutlich niedriger als bei klastischen Sandsteinlagerstätten. Am Beispiel der S91-Klufthöhleneinheit des Tahe-Ölfelds wurden basierend auf geologischer Modellierung, historischer Anpassung, Charakterisierung des Restöls und phasenspezifischer experimenteller Anpassung numerische Simulationen zur Steigerung der Förderrate durch Kohlenwasserstoffeinspritzung durchgeführt. Dabei wurden die Mischbedingungen der Kohlenwasserstoffe bewertet und die Einspritzparameter optimiert. Die Ergebnisse zeigen, dass der Mindestmischdruck zwischen eingespritztem Kohlenwasserstoffgas und Lagerstättenöl in der S91-Einheit 42,5 MPa beträgt, bei aktuellem Lagerstättendruck Mischbarkeit erreicht werden kann. Der Mischmechanismus ist eine Verdampfungs-Gasverdrängung; bei Erhöhung des Anteils schwerer Kohlenwasserstoffe im eingespritzten Gas auf 21 % sinkt der Mindestmischdruck auf 35,62 MPa und die Förderrate erreicht ihr Maximum. Die Injektionsmethode ist Gaseinspritzung in den kluftartigen Speicher, Flüssigkeitsförderung aus dem Karstspeicher. Optimale Einspritzparameter sind ein Einspritzvolumen von 168×10⁴ m³, eine Einspritzgeschwindigkeit von 4×10⁴ m³/Tag und ein Injektions-Förder-Verhältnis von 1∶0,9.

klufthöhlenartige Lagerstätten; Kohlenwasserstoff-Gasmischung; numerische Simulation; Parameteroptimierung; Tahe-Ölfeld