Die CO₂-Flutung kann die Ölförderung aus Reservoiren mit niedriger Permeabilität effektiv steigern, aber aufgrund der weit verbreiteten starken Heterogenität in solchen Reservoiren fällt es schwer, die Entwicklungsdynamik der CO₂-Flutung präzise vorherzusagen. Zur Lösung dieses Problems wurde auf der Grundlage der Berücksichtigung von Faktoren wie der Größe und Verteilung von Poren, der Viskositätsabnahme aufgrund von CO₂-Lösung und der Veränderung der Grenzflächenspannung sowie unter Berücksichtigung der CO₂-Flutungsströmungsmechaniktheorie ein zeitpunktbezogenes ganzheitliches dynamisches Vorhersagemodell für den gesamten Prozess der CO₂-Flutung in Reservoiren mit niedriger Permeabilität entwickelt. Dieses Modell liefert eine ganzheitliche dynamische Vorhersage für den gesamten Anwendungsablauf. Die Ergebnisse zeigen, dass der Porenradius den Strömungswiderstand am Anfang des CO₂-Flutungsprozesses erheblich beeinflusst, und gleichzeitig wird der fortlaufende Auswirkungseffekt der Diffusion-Lösung-Viskositätsminderung-Widerstandsminderung fortgesetzt, was zu nicht gleichzeitigen Standortunterschieden in den Porenvorderkanten der CO₂-Flutung zu einem bestimmten Zeitpunkt führt. Diese Unterschiede spiegeln sich in der dynamischen Entwicklung wider: Je größer der Radius der Pore, desto besser sind die Materialeigenschaften; je früher die CO₂-Flutung in den Bohrungen ankommt, desto höher ist das Gas-Öl-Verhältnis in den Bohrungen zu einem bestimmten Zeitpunkt. Basierend auf der Verteilung des CO₂-Volumenanteils zwischen Injektions- und Produktionsbohrungen kann der Flutungsprozess in drei Bereiche unterteilt werden: den reinen CO₂-Bereich, den Masseübertragungsdiffusionsbereich und den reinen Ölbereich. Wenn der vordere Rand des Masseübertragungsdiffusionsbereichs in großen Poren den Produktionsschacht erreicht, beginnt der Produktionsschacht Gas zu sehen und die Produktion des Produktionsschachts steigt allmählich, und dann erhöht sich der Extraktionsgrad schnell; Wenn der vordere Rand des reinen CO₂-Bereichs den Produktionschacht erreicht, steigt das Gas-Öl-Verhältnis im Produktionschacht schnell, die Produktion des Produktionschachts nimmt schnell ab, und die Steigerung des Extraktionsgrad nimmt ab, bis sie sich stabilisiert. Im Vergleich zu den experimentellen Ergebnissen: Die Modellvorhersagefehler betragen jeweils 5,7% und 4,5%, und die Gas-Öl-Verhältniskurven sowie die Extraktionsgradkurven sind ziemlich korrekt. Dieses Verfahren wurde zur Vorhersage der Entwicklungsaktivitäten auf dem H3-Testgelände verwendet und spielte eine entscheidende Lenkrolle bei der Analyse der Entwicklungsaktivitäten der CO₂-Flutung und der rechtzeitigen Anpassung des Gasbrunnenentwicklungsprogramms.

Reservoire mit niedriger Permeabilität; CO₂-Flutung; Lösung und Viskositätsminderung; dynamische Vorhersage der Entwicklung; Extraktionsgrad