Los reservorios tipo fisura-cueva presentan espacios de almacenamiento diversos, heterogeneidad muy alta, grandes diferencias en las propiedades del petróleo y el agua, y una alta relación de movilidad no miscible de gas nitrógeno. Hay severos flujos de agua y gas, y un alcance limitado. La tasa de recuperación de petróleo en las etapas primaria y secundaria es mucho menor que en reservorios de arena clástica. Tomando la unidad fisura-cueva S91 del campo petrolero Tahe como objeto, y basado en modelado geológico, ajuste histórico, caracterización del aceite residual y ajuste experimental de fases, se realizó un estudio de simulación numérica para mejorar la recuperación mediante la inyección de gas hidrocarburo en reservorios tipo fisura-cueva, evaluando las condiciones de mezcla de gas hidrocarburo y optimizando parámetros de inyección. Los resultados muestran que la presión mínima de mezcla entre el gas hidrocarburo inyectado y el petróleo de la formación en la unidad S91 es de 42.5 MPa, pudiendo lograrse mezcla bajo la presión actual de la formación. El mecanismo de mezcla es el desplazamiento por vapor de gas; con el aumento del contenido de componentes pesados del gas inyectado al 21%, la presión mínima de mezcla es 35.62 MPa, y la tasa de recuperación alcanza su máximo. El método de inyección es inyección de gas en reservorio tipo fisura, producción de líquidos en reservorio tipo cueva. Los parámetros óptimos de inyección son un volumen de 168×10⁴ m³, una velocidad de inyección de 4×10⁴ m³/d y una relación inyección-producción de 1∶0.9.

reservorio tipo fisura-cueva; mezcla de gas hidrocarburo; simulación numérica; optimización de parámetros; campo petrolero Tahe