L'injection de CO₂ est l'une des principales techniques d'amélioration du taux de récupération. En Amérique du Nord, elle est en phase de promotion industrielle stable, tandis qu'en Chine, l'application industrielle connaît un développement rapide. Une comparaison complète montre que les applications de l'injection de CO₂ aux États-Unis se concentrent principalement sur les réservoirs superficiels à moyens, à température moyenne à basse, à faible perméabilité contenant du pétrole léger, principalement avec un type de déplacement en phase mixte ; en Chine, les réservoirs injectés au CO₂ sont profonds, à haute température, avec un pétrole à viscosité élevée, une faible perméabilité entraînant une mauvaise injectivité, une difficulté à réaliser le déplacement en phase mixte, et les effets de l'injection de CO₂ sont fortement limités. Prenant comme objet de recherche les réservoirs profonds à faible perméabilité dans l'est de la Chine, une analyse systématique des caractéristiques du déplacement par CO₂ dans les réservoirs profonds à faible perméabilité a été réalisée, montrant une pression élevée en phase mixte, une faible perméabilité, une injectivité relativement faible, des difficultés à compenser efficacement l'énergie par injection d'eau ou de gaz, et une grande difficulté à mettre en œuvre le déplacement en phase mixte ; grâce à une injection précoce à haute pression pour compenser l'énergie, il est encore possible de réaliser le déplacement en phase mixte, nécessitant une injection par bloc important de CO₂, ainsi que la mise en œuvre d'une injection de gaz en surpression pour maintenir le processus en phase mixte ; en adoptant une injection alternée gaz-eau, il est possible de supprimer efficacement la migration du gaz et d'élargir la zone touchée, améliorant ainsi l'efficacité de l'exploitation par injection de gaz. En prenant comme exemple les réservoirs profonds à faible perméabilité du champ pétrolifère de Caoshe, une expérience de terrain d'injection de CO₂ a été réalisée. Les résultats montrent : lors de la première injection de gaz, la méthode « injection anticipée, bloc important, suivi complet » a été utilisée pour réaliser un test d'injection en phase mixte haute pression, augmentant le taux de récupération de 12,4 points de pourcentage avec un taux de séquestration supérieur à 85 %. Actuellement, une seconde injection de gaz est en cours, appliquant un mode de développement « déploiement par couche, injection haute partie basse vitesse, injection alternée à fréquence variable », avec un plan d'ajustement de la seconde injection selon les principes de « contrôle de la surpression, contrôle de la migration du flux, contrôle de l'inondation par l'eau », et les essais sur site continuent de montrer de bons résultats, avec une augmentation du taux de récupération de 5,1 points de pourcentage et un taux de séquestration stable à 75 %, démontrant une bonne efficacité d'application.

Réservoirs profonds à faible perméabilité;Injection de CO₂;Injectivité;Maintenance de pression en phase mixte;Injection alternée gaz-eau;Extension de la zone touchée