Les réservoirs de type fente-caverne présentent une diversité d’espaces de stockage, une forte hétérogénéité, de grandes différences dans les propriétés du pétrole et de l’eau, ainsi qu’un rapport de mobilité gaz-eau non miscible important avec une injection d'azote. Les écoulements d’eau et de gaz sont sévères et la zone influencée est limitée. Les taux de récupération du pétrole aux phases primaire et secondaire sont bien inférieurs à ceux des réservoirs de grès clastiques. En se concentrant sur l’unité S91 du champ pétrolier de Tahe, et sur la base de la modélisation géologique, de l'ajustement historique, de la caractérisation du pétrole résiduel et des ajustements expérimentaux de phases, une étude de simulation numérique a été menée pour améliorer la récupération par injection de gaz hydrocarboné dans les réservoirs de type fente-caverne, afin d’évaluer les conditions de mélange gaz-hydrocarbures et d’optimiser les paramètres d’injection. Les résultats montrent que la pression de mélange minimale entre le gaz hydrocarboné injecté et le pétrole du réservoir dans l’unité S91 est de 42,5 MPa, réalisant le mélange à la pression actuelle du réservoir. Le mécanisme de mélange est la vaporisation par déplacement gazeux. Avec l’augmentation de la teneur en hydrocarbures lourds dans le gaz injecté à 21%, la pression de mélange minimale diminue à 35,62 MPa, avec une augmentation maximale du taux de récupération. Le mode d’injection consiste en une injection gazeuse dans le réservoir fissuré et une production liquide depuis le réservoir caverneux. Les paramètres optimaux d’injection sont un volume injecté de 168×10⁴ m³, une vitesse d’injection de 4×10⁴ m³/j et un rapport injection-production de 1∶0,9.

réservoir de type fente-caverne; mélange gaz-hydrocarbures; simulation numérique; optimisation des paramètres; champ pétrolier de Tahe