La impregnación con dióxido de carbono puede aumentar eficazmente la producción en yacimientos de petróleo de baja permeabilidad, pero debido a la fuerte heterogeneidad común en estos yacimientos, es difícil predecir con precisión la dinámica de desarrollo de la impregnación con dióxido de carbono. Para abordar este problema, sobre la base de considerar tanto el tamaño y la distribución de las gargantas, la reducción de la viscosidad debido a la disolución de dióxido de carbono y el cambio en la tensión interfacial, así como otros factores, y basándose en la teoría de la mecánica de flujo de impregnación con dióxido de carbono, se ha desarrollado un modelo de predicción dinámica integral para todo el proceso de desarrollo de impregnación con dióxido de carbono en yacimientos de petróleo de baja permeabilidad basado en el tiempo. Este modelo proporciona una predicción dinámica integral de todo el proceso de estratificación en el pozo. Los resultados muestran que el radio de garganta afecta significativamente la resistencia al flujo en la etapa inicial de la impregnación con dióxido de carbono, y al mismo tiempo, el efecto de iteración continua de difusión-disolución-reducción-envejecimiento-resistencia causa una diferenciación de la ubicación frontal de la impregnación con dióxido de carbono en gargantas de diferentes radios en un mismo momento. Estas diferencias se reflejan en el desarrollo dinámico como: cuanto mayor es el radio de garganta, mejor son las propiedades del material; cuanto antes llegue el dióxido de carbono al pozo, mayor será la proporción gas-petróleo del pozo en el mismo momento. Según la distribución del volumen de dióxido de carbono entre los pozos de inyección y producción, el proceso de impregnación se puede dividir en tres regiones: la región pura de dióxido de carbono, la región de difusión de transferencia de masa y la región de petróleo puro. Cuando el frente de la región de transferencia de masa de garganta grande llega al pozo de producción, el pozo de producción comienza a liberar gas y la producción del pozo aumenta gradualmente, y luego el grado de extracción aumenta rápidamente; cuando el frente de la región pura de dióxido de carbono llega al pozo de producción, la proporción gas-petróleo del pozo aumenta rápidamente, la producción del pozo disminuye rápidamente, y el aumento del grado de extracción se reduce hasta que se estabiliza. En comparación con los resultados experimentales: los errores de predicción del grado de recuperación son del 5.7% y del 4.5%, y las curvas de proporción gas-petróleo y de grado de extracción son bastante consistentes. Se ha utilizado este método para predecir la dinámica de desarrollo del área de prueba H3, lo que desempeña un papel orientador clave en el análisis de la dinámica del desarrollo de la impregnación con dióxido de carbono y en el ajuste oportuno del sistema de desarrollo del pozo de gas.

yacimientos de petróleo de baja permeabilidad; impregnación con dióxido de carbono; disolución y reducción de la viscosidad; predicción dinámica del desarrollo; grado de extracción