El yacimiento de petróleo de baja permeabilidad del mar L Bohai presenta en general características de porosidad media y baja permeabilidad, y el fluido del yacimiento tiene una baja densidad y viscosidad. Durante la etapa inicial de desarrollo, se ha llevado a cabo la inyección de agua para mejorar la recuperación. Se necesita explorar la viabilidad de diferentes métodos de desarrollo para proporcionar una base de referencia para un desarrollo posterior razonable. Sin embargo, todavía no está claro el comportamiento microscópico, el mecanismo y los factores que influyen en los diferentes métodos de desplazamiento. Tomando el yacimiento de petróleo de baja permeabilidad del mar L Bohai como objeto de estudio, se seleccionaron 2 muestras representativas de núcleos de arenisca en el yacimiento, y se realizaron pruebas de laboratorio de desplazamiento de CO₂ de fase mixta y de conversión de inyección de agua a CO₂ mediante la técnica de resonancia magnética nuclear en línea. Se escaneó en tiempo real los núcleos durante el proceso de desplazamiento para identificar las diferencias en el comportamiento microscópico de los diferentes métodos de desplazamiento y los factores que influyen. Los resultados indicaron que, después de desplazar un fluido de 2.0 PV bajo las mismas condiciones de desplazamiento, el desplazamiento de fase mixta de CO₂ (eficiencia final de desplazamiento de 69.31 % en el núcleo de alta permeabilidad a 33.80×10^-3 μm² y 66.18 % en el núcleo de baja permeabilidad a 2.95×10^-3 μm²) fue más efectivo que la conversión de inyección de agua a CO₂ (eficiencia de desplazamiento de 58.07 % y 56.97 %, respectivamente). El núcleo de alta permeabilidad presentó una mayor proporción de poros grandes en comparación con el núcleo de baja permeabilidad, lo que indica una mayor conectividad de poros. La eficiencia de desplazamiento tanto para el desplazamiento de fase mixta de CO₂ como para la conversión de inyección de agua a CO₂ se incrementó en un 3.13 % y 1.10 %, respectivamente, lo que indica un impacto relativamente pequeño de las propiedades de los fluidos en la eficiencia de desplazamiento. El tamaño mínimo de la abertura de la garganta en el núcleo de alta permeabilidad y el núcleo de baja permeabilidad durante la inyección de agua fue de 0.019 7 μm y 0.009 8 μm, respectivamente, debido a la baja permeabilidad que resulta en una gran diferencia de presión. Después de la conversión de inyección de agua a CO₂, se produjo un flujo de tres fases de aceite, gas y agua, lo que aumentó la diferencia de presión experimental. En este caso, el tamaño mínimo de la abertura de la garganta se redujo a 0.008 μm y 0.004 9 μm, respectivamente, mientras que el tamaño mínimo de la abertura de la garganta de los dos núcleos durante el desplazamiento de fase mixta de CO₂ fue de 0.006 9 μm y 0.005 2 μm, respectivamente. Por lo tanto, se recomienda la inyección de fase mixta de CO₂ como un método de desarrollo razonable para el yacimiento de petróleo L en la etapa tardía.

Resonancia magnética nuclear en línea;Desplazamiento de CO₂;Conversión de inyección de agua a CO₂;Yacimiento de petróleo en arenisca;Eficiencia de desplazamiento