La technologie d'injection de CO₂ pour améliorer le taux de récupération dans le bassin du Nord de Su a connu quatre phases de développement. Dans le contexte actuel de faible prix du pétrole, elle fait face principalement à trois défis : le coût élevé de l'injection de CO₂ qui rend difficile une exploitation rentable, une pression minimum de mélange élevée limitant l'augmentation significative du taux de récupération, et une forte hétérogénéité rendant difficile l'expansion du volume et de la couverture de l'injection de CO₂. Les principales stratégies sont : premièrement, l'optimisation des plans, en exploitant pleinement les puits existants, réduisant les nouveaux investissements, optimisant les méthodes d'injection, réduisant la quantité de gaz injectée, en utilisant les équipements existants, diminuant les investissements de surface et de récupération, planifiant globalement le réseau de pipelines et réduisant les coûts gaziers afin de réduire les coûts d'injection de CO₂, en maintenant l'équilibre des projets d'injection CO₂ à 60 % avec un prix du pétrole contrôlé en dessous de 60 dollars le baril ; deuxièmement, la sélection et l'évaluation des additifs pour abaisser la pression minimum de mélange, ainsi qu'une injection précoce pour augmenter la pression du réservoir, améliorer les conditions de mélange et augmenter le taux de récupération par CO₂ ; troisièmement, l'utilisation d'injections en zones supérieures, l'alternance eau-gaz, l’ajustement du profil pour ralentir la migration du gaz et augmenter le volume de propagation de l'injection de CO₂. Par la recherche et la pratique, cette étude offre une référence pour le développement rentable de l'injection de CO₂ dans des réservoirs similaires en contexte de bas prix du pétrole.

injection CO2;augmentation du taux de récupération;bassin du Nord de Su;abaissement de la pression minimum de mélange;ralentissement de la migration du gaz