La eficiencia y el problema de la fuga de CO₂ afectan el efecto de la recuperación de petróleo por CO₂ en los yacimientos de baja permeabilidad y alta densidad. Con el fin de resolver los problemas técnicos de baja eficiencia y fácil fuga de CO₂, se propone mejorar el efecto de la recuperación de petróleo por CO₂ en yacimientos de baja permeabilidad y alta densidad utilizando el sistema de fluidos viscoelásticos (CMS). Se ha estudiado sistemáticamente la viscoelasticidad, la actividad interfacial, la inyectabilidad, el bloqueo y el rendimiento en la recuperación de petróleo bajo condiciones de CMS en el yacimiento, se han explorado los efectos sinérgicos de la recuperación de petróleo por CO₂-CMS y se han llevado a cabo pruebas a nivel de campo. Los experimentos muestran que cuando la temperatura del yacimiento está entre 30 y 80 ℃, el CMS con una concentración del 0.5% muestra cierta viscoelasticidad, dominada principalmente por la elasticidad. A medida que la temperatura aumenta, la viscosidad y la elasticidad del fluido disminuyen; a 45 ℃, la viscosidad de CMS es de 3.27 mPa·s, y tiene una elasticidad fuerte. Además, el CMS puede reducir eficazmente la tensión interfacial petróleo-agua a 2.68×10^-2 mN/m; tras la inmersión en el CMS-CO₂, el ángulo de contacto del agua en el núcleo se reduce a 8.75°, lo que indica un aumento de la hidrofilicidad. La inyectabilidad del CMS-CO₂ en el núcleo de baja permeabilidad es buena, y cuanto más pequeña es la escala del núcleo, mejor es el efecto de inyección. En el experimento de desplazamiento a largo plazo del núcleo, el aumento de la tasa de recuperación puede alcanzar el 27.79% utilizando CMS en forma de tapón de 0.3 PV seguido de recuperación por CO₂. En el experimento de desplazamiento de núcleo en paralelo, el efecto de desplazamiento alternante de CMS-CO₂ es el mejor, y puede tapar eficazmente los núcleos de alta permeabilidad y recuperar los núcleos de baja permeabilidad, con un aumento de la tasa de recuperación del 26.28%. Los datos del pozo de prueba de campo muestran que después de la aplicación del CMS, la producción total de líquidos y petróleo ha aumentado, y la fracción volumétrica de CO₂ en el gas producido en el pozo de fuga ha disminuido significativamente. Este estudio proporciona nuevas referencias técnicas y soluciones para mejorar el efecto de la recuperación de petróleo por CO₂ en yacimientos de baja permeabilidad y alta densidad.

Recuperación de petróleo por CO₂;Fluido viscoelástico;Baja tensión interfacial;Baja permeabilidad y alta densidad;Sinergia;Bloqueo