Se llevó a cabo un experimento piloto de inyección de CO₂ en un yacimiento fracturado de baja permeabilidad en la zona Huang3, mostrando un efecto claro de aumento de producción de petróleo y reducción de agua, pero algunos pozos presentaron presencia de gas y fenómenos severos de canalización de gas, lo que disminuyó la efectividad del aumento de producción con la inyección de CO₂. Para mejorar la eficiencia de la cobertura en yacimientos fracturados de baja permeabilidad con inyección de CO₂, se identificaron los canales de flujo preferenciales en el yacimiento mediante combinación de monitoreo con trazadores, análisis dinámico de producción y ajuste mediante simulación numérica de la historia de producción. Sobre esta base, se obtuvo un modelo de simulación numérica del conjunto de pozos considerando los canales preferenciales, y se estudió mediante simulación numérica composicional del yacimiento el impacto de dichos canales en la efectividad del desplazamiento con CO₂, simulando y comparando cuatro estrategias de mejora de cobertura para aumentar la eficiencia de recuperación. Los resultados indican que los canales preferenciales reducen la recuperación de petróleo por inyección de CO₂ en un 7%. La medida más efectiva fue el taponamiento intensivo de los canales preferenciales, aumentando el factor de recuperación (RF) en un 1,8%. El cierre temprano de pozos con canalización temprana de gas en canales preferenciales resultó relativamente efectivo; posteriormente el mantenimiento de la presión del yacimiento mediante inyección de agua; y el cierre de pozos cuando el GOR alcanzó 2000 m³/m³ fue relativamente menos efectivo, con solo un aumento de 0,11% en RF. Los resultados tienen un significado directivo para el diseño de esquemas de inyección de gas en yacimientos fracturados de baja permeabilidad.

yacimientos de baja permeabilidad; canales de flujo preferenciales; inyección de CO2; mejora de la eficiencia de cobertura