Las características de los yacimientos de petróleo compactos, como las malas propiedades físicas y el bajo coeficiente de presión, dificultan la transferencia directa de la tecnología de desarrollo por inyección temprana de agua exitosa en yacimientos de baja permeabilidad a los yacimientos compactos. La tecnología de inyección temprana de CO₂, como un método emergente para mejorar el factor de recuperación, ha recibido atención; sin embargo, las características microscópicas de recuperación de petróleo y el efecto de mejora del factor de recuperación aún necesitan ser estudiados. Para esto, se seleccionaron núcleos del reservorio del bloque 8, área 331 del cuenca de Ordos y se realizaron experimentos de recuperación por inyección de agua, inyección de CO₂ a diferentes presiones y inyección temprana de CO₂ a diferentes presiones, combinados con la tecnología de resonancia magnética nuclear, para esclarecer las características del factor de recuperación y las características microscópicas de movilización bajo diferentes métodos de desarrollo. Al mismo tiempo, se estableció un modelo de cálculo del límite inferior de movilización basado en el modelo capilar y se obtuvieron los límites inferiores de movilización de poros para diferentes métodos de desarrollo. Los resultados experimentales muestran que la recuperación por inyección de agua es aproximadamente del 40%, el petróleo proviene principalmente de poros grandes, mientras que el efecto de movilización de poros medianos y pequeños es pobre; en comparación con la inyección de agua, la recuperación por inyección de CO₂ supercrítica es mayor y aumenta con la presión de desplazamiento, la recuperación por desplazamiento miscible es del 76%; la inyección temprana de CO₂ mejora aún más la recuperación, cuando la presión alcanza 1.2 veces la presión miscible, la recuperación es del 87%, la recuperación de poros medianos y pequeños alcanza el 14.1%, aproximadamente 1.5 veces la del desplazamiento miscible; después de la inyección de agua y la inyección de CO₂ no miscible, el petróleo residual se presenta principalmente como petróleo residual continuo, aún queda bastante petróleo residual en el extremo de salida del núcleo; a medida que aumenta la presión de inyección de CO₂, la saturación de petróleo disminuye notablemente y el petróleo residual continuo disminuye, exhibiendo más gotas aisladas; después de la inyección temprana de CO₂, la saturación de petróleo disminuye aún más y las grandes áreas de petróleo residual continuo disminuyen notablemente, principalmente en forma de gotas aisladas y pequeñas acumulaciones continuas; el límite inferior de movilización del cuello de poro para la inyección de agua es 194 nm, el límite inferior de movilización del poro para la inyección de CO₂ y la inyección temprana de CO₂ disminuye con el aumento de la presión de inyección, la inyección temprana de CO₂ puede movilizar petróleo dentro de poros de 20 nm.

Petróleo compacto; Resonancia magnética nuclear; Inyección temprana de CO₂; Mejora del factor de recuperación; Límite de movilización