La inyección de agua alternada con CO2 es una forma eficaz de mejorar la recuperación de los yacimientos de petróleo de baja permeabilidad. El proceso de inyección es una de las cuestiones esenciales que se enfrentan a graves problemas debido a la baja permeabilidad y a la escasa conectividad de los espacios porosos. Los investigadores anteriores mencionaron que la capacidad de inyección de agua podía disminuir en torno a un 20
Después de la inundación de CO2, es necesario cuantificar la variación de la inyectividad de agua durante un proceso de inyección alternado. En este trabajo, se establece un modelo de convección-difusión de CO2 basado en la ley de infiltración de CO2 y el efecto de disipación. Se define la relación entre la amplitud de la inundación miscible y el tiempo de inyección. Además, se introduce un método de resistencia equivalente para desarrollar un modelo de haz capilar de diámetro desigual para la inundación alterna de vapor de agua de CO2. Las interacciones entre el CO2 y el aceite y el CO2 y el agua se analizan utilizando el nuevo modelo. Se analizan los efectos de la viscosidad del petróleo, la relación de la garganta de los poros, el tamaño de la bala de CO2 y la permeabilidad equivalente del haz capilar en la inyección de agua. El resultado indica que la capacidad de inyección de agua aumenta con el incremento del tamaño de la bala de CO2 y la permeabilidad equivalente del haz capilar y disminuye con el aumento de la viscosidad y la relación de la garganta de los poros.
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