Avec le développement de la recherche et de l'exploitation des ressources pétrolières et gazières en Chine, les réservoirs de pétrole lourd en Chine représentent plus de 20% des réservoirs de pétrole en Chine, et le développement efficace des ressources de pétrole lourd revêt une importance capitale pour la sécurité énergétique de la Chine. La technologie d'injection de CO₂ a été démontrée comme une mesure efficace pour augmenter le taux de récupération du pétrole lourd. Les réservoirs de pétrole lourd en profondeur dans la zone d'étude sont confrontés à des difficultés telles que la forte sensibilité à l'eau du réservoir, une difficulté importante dans le développement à grande échelle par injection d'eau, une nécessité urgente de changer le modèle de développement actuel par injection d'eau. En raison du fait que le mécanisme d'action du CO₂ dans la zone d'étude n'est pas clair, il est nécessaire d'optimiser les paramètres d'injection et d'extraction, et de manque de support pour les résultats de recherche expérimentale, l'étude intègre la diffusion du CO₂ dans le pétrole brut, l'extraction du CO₂ supercritique, haute pression et haute température, l'étude des effets du CO₂ dans les réservoirs de pétrole lourd ainsi que le mécanisme efficace d'extraction. Les résultats des expérimentations montrent que : (1) Le coefficient de diffusion du CO₂ dans le pétrole brut dépend directement de la température d'injection du gaz, de la pression et la pression influence davantage le coefficient de diffusion que la température (2) Avec l'augmentation du nombre d'extractions, la proportion des composants légers à moyens en carbone 6 - 12 diminue considérablement, tandis que la proportion des composantes lourdes - au-dessus de 14+ en carbone, augmente progressivement, surtout lors des trois premières extractions (3) Pour les réservoirs de pétrole lourd, le taux de récupération d'épuisement n'est que de 7,01%, l'injection de CO₂ est un moyen efficace d'augmenter le taux de récupération du pétrole lourd, ce qui permet d'atteindre un taux de récupération cumulé de 36,94% et un taux de transfert de 0,59 t/t (pour chaque injection de 1 t de CO₂, le volume de pétrole obtenu) (4) Par les expériences d'extraction, le temps d'imbibition optimal est de 1,0 à 2,0 heures, et la vitesse de perte de pression optimale est de 50 kPa / min. Les résultats des études contribuent à une compréhension claire du mécanisme d'augmentation de la récupération à l'intérieur des réservoirs de pétrole lourd en profondeur, tout en guidant la conception des paramètres d'injection et d'extraction dans la zone de puits 10, fournissant une base pour une application à plus grande échelle de l'injection de CO₂, et fournissant des orientations pour le déploiement de l'injection de CO₂ dans des réservoirs similaires.

Réservoirs de pétrole lourd en profondeur; Injection de CO₂; Diffusion; Extraction; Optimisation des paramètres d'injection et d'extraction