La predicción del momento de la invasión de gas CO₂ es de gran importancia para la prevención de dicha invasión y para mejorar la tasa de recuperación. Las investigaciones actuales rara vez abordan la caracterización cuantitativa del momento de la invasión. Basándose en los parámetros del yacimiento del bloque objetivo, se analizó mediante simulación numérica el efecto de la viscosidad del crudo, la permeabilidad del yacimiento, la velocidad de inyección de gas y la distancia entre pozos de inyección y producción en la dinámica del frente de desplazamiento de la inyección de CO₂. Se estableció una fórmula que considera múltiples factores para caracterizar el tiempo de invasión y el coeficiente de afectación, y se verificó la exactitud de la fórmula mediante comparación con datos reales del campo. El estudio mostró que bajo condiciones de producción a presión constante, cuanto mayor es la viscosidad del crudo, menor es el coeficiente de afectación. Cuando la viscosidad del crudo supera los 3 mPa·s, la tasa de incremento del tiempo hasta la detección de gas disminuye; cuando aumenta la permeabilidad del yacimiento, disminuye la resistencia al flujo, la velocidad del movimiento del frente de desplazamiento aumenta y el tiempo de ruptura del pozo es más temprano; cuando la velocidad de inyección aumenta, la velocidad del frente se acelera, el tiempo hasta la detección de gas se adelanta, y a una velocidad de inyección de 2500 m³/d, el coeficiente de afectación es mínimo; cuando aumenta la distancia entre pozos de inyección y producción, la velocidad del frente de gas disminuye, se prolonga el tiempo hasta la detección de gas en el pozo, y cuando la distancia supera los 240 m, el aumento adicional de la distancia tiene poco efecto en el incremento del coeficiente de afectación.

Inyección de CO2; caracterización cuantitativa del tiempo de invasión; movimiento del frente; simulación numérica del yacimiento; coeficiente de afectación