A previsão do momento de invasão de gás CO₂ é de grande importância para a prevenção da invasão de CO₂ e para aumentar a taxa de recuperação. Os estudos atuais raramente lidam com a caracterização quantitativa do momento da invasão. Com base nos parâmetros do reservatório do bloco alvo, a influência da viscosidade do óleo cru, permeabilidade do reservatório, velocidade de injeção de gás e distância entre poços de injeção e produção no padrão de deslocamento da frente de injeção de CO₂ foi analisada por simulação numérica. Foi estabelecida uma fórmula que considera múltiplos fatores para caracterizar o tempo de invasão e o coeficiente de abrangência, tendo sua exatidão verificada por comparação com dados reais do campo. O estudo mostrou que em condições de produção a pressão constante, quanto maior a viscosidade do óleo cru, menor o coeficiente de abrangência. Quando a viscosidade do óleo cru é superior a 3 mPa·s, a taxa de aumento do tempo até a detecção do gás desacelera; quando a permeabilidade do reservatório aumenta, a resistência ao fluxo diminui, a velocidade de deslocamento da frente de injeção aumenta e o tempo de ruptura do poço é antecipado; quando a velocidade de injeção aumenta, a velocidade do avanço da frente acelera, o tempo até a detecção do gás adianta-se e, a uma velocidade de injeção de 2.500 m³/d, o coeficiente de abrangência é mínimo; quando a distância entre poços de injeção e produção aumenta, a velocidade do avanço da frente de gás diminui, o tempo até a detecção do gás no poço se prolonga e, quando a distância entre poços ultrapassa 240 m, o aumento adicional da distância tem pouco efeito no aumento do coeficiente de abrangência.

Injeção de CO2; caracterização quantitativa do tempo de invasão; deslocamento da frente; simulação numérica do reservatório; coeficiente de abrangência