Os reservatórios do tipo fenda-caverna possuem espaços de armazenamento diversos, heterogeneidade muito alta, grandes diferenças nas propriedades do óleo e da água, e alta razão de mobilidade não miscível com gás nitrogênio. O avanço da água e do gás é severo e o alcance de influência é limitado. As taxas de recuperação de óleo nas fases primária e secundária são muito inferiores às dos reservatórios de arenito detrítico. Tendo como objeto a unidade de fenda-caverna S91 do campo de petróleo de Tahe, e com base em modelagem geológica, ajuste histórico, caracterização do óleo residual e ajuste experimental de fase, foi realizado um estudo de simulação numérica para aumentar a recuperação através da injeção de gás hidrocarboneto em reservatórios do tipo fenda-caverna, avaliando as condições de miscibilidade do gás hidrocarboneto e otimizando os parâmetros de injeção. Os resultados mostram que a pressão mínima de miscibilidade entre o gás hidrocarboneto injetado e o óleo original do reservatório na unidade S91 é de 42,5 MPa, sendo possível atingir a miscibilidade sob a pressão atual do reservatório. O mecanismo de miscibilidade é a injeção gasosa por vaporização; com o aumento do teor de componentes pesados do gás injetado para 21%, a pressão mínima de miscibilidade é 35,62 MPa, e a taxa de recuperação atinge o máximo. O método de injeção é a injeção de gás no reservatório tipo fenda, com produção líquida no reservatório tipo caverna. Os parâmetros otimizados de injeção são volume de injeção de 168×10⁴ m³, velocidade de injeção de 4×10⁴ m³/dia e relação injeção-produção de 1∶0,9.

reservatório tipo fenda-caverna; miscibilidade de gás hidrocarboneto; simulação numérica; otimização de parâmetros; campo de petróleo Tahe