La prédiction du moment de la percée du gaz CO₂ est d'une grande importance pour la prévention de cette percée et l'amélioration du taux de récupération. Les études actuelles abordent rarement la caractérisation quantitative du moment de la percée. En se basant sur les paramètres du réservoir de la zone cible, une analyse par simulation numérique a été réalisée pour étudier l’influence de la viscosité du pétrole, de la perméabilité du réservoir, de la vitesse d’injection de gaz et de la distance entre puits d'injection et de production sur la dynamique de déplacement du front d’injection CO₂. Une formule représentant le temps de percée et le coefficient d’atteinte, tenant compte de multiples facteurs, a été établie et sa précision validée par comparaison avec les données réelles du champ. L’étude montre qu’en conditions de production sous pression constante, plus la viscosité du pétrole est élevée, plus le coefficient d’atteinte diminue. Lorsque la viscosité dépasse 3 mPa·s, l’augmentation du temps de détection du gaz ralentit; lorsque la perméabilité augmente, la résistance à l’écoulement diminue, la vitesse de déplacement du front d’injection s’accélère, le temps de percée du puits est plus précoce; avec l’augmentation de la vitesse d’injection, le front avance plus rapidement, le gaz est détecté plus tôt, le coefficient d’atteinte est minimum à une vitesse d’injection de 2500 m³/j; avec l’augmentation de la distance entre les puits d’injection et de production, la vitesse du front de gaz ralentit, le temps de détection dans le puits s’allonge, au-delà de 240 m, l’augmentation de la distance a peu d’effet sur le coefficient d’atteinte.

Injection de CO2; caractérisation quantitative du temps de percée; déplacement du front; simulation numérique de réservoir; coefficient d’atteinte