La inyección de CO₂ es una de las principales tecnologías para mejorar la tasa de recuperación. En Norteamérica la técnica se encuentra en una etapa de promoción industrial estable, mientras que en China ha entrado en una fase de rápido desarrollo en aplicaciones industriales. La comparación integral muestra que los objetivos de aplicación de CO₂ en Estados Unidos se concentran principalmente en yacimientos de profundidad media a baja, con temperatura baja a media, baja permeabilidad y petróleo ligero, predominando el tipo de desplazamiento en fase mixta; en China los yacimientos que reciben la inyección de CO₂ son profundos, de alta temperatura, con petróleo de viscosidad relativamente alta y baja permeabilidad, lo que conduce a una baja inyectabilidad, con dificultad para implementar el desplazamiento en fase mixta, y la efectividad de la inyección de CO₂ está bastante limitada. Tomando como objeto de estudio los yacimientos profundos de baja permeabilidad en el este de China, se analizan sistemáticamente las características del desplazamiento por CO₂ en estos yacimientos, mostrando principalmente una alta presión en fase mixta, baja permeabilidad, inyectabilidad relativamente pobre, dificultad para reponer efectivamente energía mediante inyección de agua o gas, y gran dificultad para implementar el desplazamiento en fase mixta; implementando una inyección temprana a alta presión para reponer energía, todavía es posible realizar el desplazamiento en fase mixta, requiriendo llevar a cabo la inyección por grandes secciones de taponamiento de CO₂ y aplicar la inyección de gas a sobrepresión para mantener el proceso en fase mixta; la inyección alternante de gas y agua puede reprimir eficazmente el flujo preferente de gas y ampliar el alcance afectado, mejorando el efecto del desarrollo por inyección de gas. Tomando como ejemplo los yacimientos profundos de baja permeabilidad del campo petrolero Caoshe, se llevaron a cabo ensayos de campo con inyección de CO₂. Los resultados muestran: en la primera inyección de gas se utilizó el método "inyección anticipada, gran taponamiento, seguimiento completo", realizándose pruebas de desplazamiento en fase mixta a alta presión, logrando aumentar la tasa de recuperación en 12.4 puntos porcentuales con una tasa de retención de más del 85%. Actualmente se está llevando a cabo la segunda inyección de gas, utilizando el método de desarrollo "desarrollo en capas, inyección alta en la parte superior a baja velocidad, inyección alternada de frecuencia variable", y se ha formulado un plan de ajuste para la segunda inyección bajo los principios de "control de sobrecubierta, control de flujo preferente, control de inundación por agua", los ensayos en campo continúan mostrando buenos resultados, incrementando la tasa de recuperación en 5.1 puntos porcentuales, manteniéndose estable la tasa de retención en 75%, mostrando buenos efectos de aplicación.

Yacimientos profundos de baja permeabilidad;Inyección de CO₂;Inyectabilidad;Mantenimiento de presión en fase mixta;Inyección alternante de gas y agua;Ampliación del alcance afectado