提高采收率方法概述
提高采收率的定义为除了一次采油和保持地层能量开采石油方法之外的其他任何能增加油井产量，提高油藏最终采收率的采油方法。EOR 方法的一个显著特点是注入的流体改变了油藏岩石和（或）流体性质，提高了油藏的最终采收率。EOR方法可分为四大类，即化学驱、气体混相驱、热力采油和微生物采油。其中化学驱进一步分为聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱和复合驱（聚合物一表面活性剂驱，聚合物一表面活性剂一碱三元复合驱，表面活性剂一气体泡沫驱，聚合物一泡沫驱等）。气体混相驱可分为二氧化碳驱、氮气驱、烃类气体驱（干气驱和富气驱）以及烟道气驱；热力采油方法可分为蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等；微生物采油方法可分为微生物驱、微生物调堵及微生物降解原油等方法。
一、气体混相驱
气体混相驱的目的是利用注入气怵能与原油达到混相的特性，使注入流体与原油之间的界面消失，即界面张力降低至零，从而驱替出油藏的残余油。气体混相驱按混相机理可分为一次接触混相驱和多次接触混相驱。按注入气体类型可分为烃类气体混相驱（如LPG 段塞驱、富气驱、贫气驱）和非烃类气体混相驱（如CO2驱和N2驱）。
（一）LPG 段塞混相驱
液化石油气（简称LPG）段塞混相驱是指首先注入与地下原油能一次接触达到混相的溶剂段塞，如LPG、丙烷等，然后注入天然气、惰性气体或水。LPG 段塞混相驱工艺中水段塞是用来控制流度、提高波及效率的）。一般来说，LPG 段塞尺寸约为10%~15%孔隙体积，而后续的天然气或水的段塞尺寸就非常大。
LPG 段塞混相驱非常有效。注入的LPG 段塞与原油达到混相后，残余的油滴及可动油都可能被采出，因此这种方法的采收率较高。此外，混相压力低、适应性强等都是LPG 段塞混相驱的优点。但是，LPG 段塞混相驱的成本高以及波及效率低等因素限制了该方法的应用。
（二）富气混相驱
富气是富含丙烷、丁烷和戊烷的烃类气体。富气混相驱是指往油层中注入富含C2—C6中间组分的烃类气体段塞，然后再注入干气段塞，通过富气与原油多次接触达到混相来提高采收率的方法。注入富气与原油接触时，注入气中的C2—C6组分凝析而进入油相，形成一个由C2—C6富气和原油的混相带，如果注入的富气能保证足够的量时，混相带就会向前不断地把油推向生产井。由于富气成本要比干气高，因此通常是富气段塞后紧接的是干气。尽管富气驱的成本低于LPG 段塞驱，但是要求的混相压力相对较高。富气驱的优点是基本上能完全驱替油层内所接触的残余油，而且一旦混相带被破坏能后自身修复，重新获得混相。
但是，富气驱仍然成本较高，而且重力超覆、粘性指进现象严重，波及效率较低。
（三）高压干气温相驱
干气是甲烷含量超过85%的天然气。高压于气混相驱是指在高压下将甲烷为主的于气连续地注入到油层，通过于气与原油多次接触达到温相的驱替过程。注入的干气与原油多次接触后形成了一个由富含C2—C6的气体与原油的混相带。这种方法不象富气驱是通过富气中C2—C6中间组分凝析到原油中而达到混相，而是干气从原油中抽提出中间组分加富自己，使注入气体的组成和与之相接触的原油的组成接近，从而达到混相。
如果原油中富含C2—C6组分，而且地层压力很高，干气驱才能是混相驱。高压干气驱方法的优点在于成本低，干气可循环注入。但是，高压干气驱的注气压力要求很高，对注入设备和原油的组成要求很严，因此其适用性较差。此外，重力分界效应较严重，尤其是在非均性油藏中更为突出。
（四）CO2驱
CO2驱是指注入的CO2段塞通过降低原油粘度、膨胀原油体积，以及多次接触混相等机理提高油藏采收率的方法。在中等压力下注入的CO2开始与原油接触时，并不能立即达到混相，但可以形成一个类似于干气驱的混相前缘，C2—C6抽提原油中大量的C2—C6组分达到混相。但是在高压下，CO2有时又类似于富气驱，CO2可以溶解于原油中，相当于富气驱的中间组分凝析到原油中那样。在CO2段塞前缘是CO2—原油混相带，其中富含C2—C6组分。为了控制C2—C6驱的流度，通常采取CO2—水交替注入方法。
一般注入的CO2段塞尺寸为12%~40%孔隙体积，后面接着注入的是泡沫或水。因为CO2泡沫或水—气交替注入可以大大地降低流度比，提高注入流体的波及效率。相对来说，CO2驱在低压下能够达到混相，比高压注干气方法的应用范围更广，但受到CO2资源量的限制，除非存在大型天然的CO2气藏。此外，CO2驱会带来严重的腐蚀、结垢、沥青沉积等问题。尽管如此，CO2驱仍是应用最广的气体混相驱方法，在提高采收率方法中占有显著的位置。
（五）N2驱
N2混相驱与高压干气驱类似，是指注入N2与原油通过多次接触达到混相的一种EOR 方法。注入的N2与原油接触，抽提原油中的C2—C6中间组分，而使N2自身不断地富化，接近原油的组成，从而达到动态混相。在N2驱时，除了混相驱机理外，N2的重力排驱及保持油藏压力效应均有助于提高采收率。N2驱要求原油中必须含有足够的C2—C6中间组分，而且地层压力较高，因此，N2驱适应于高压轻质油藏。N2驱成本低，气源来源于空气，其成本是天然气的1/4，是CO2的1/3~1/2。N2气源还可以从烟道气中获得，从而缓解环境压力，变废为宝。但是，N2驱混相的条件较为严格，只有在高压、轻质油藏，才能达到混相。在相同条件下，N2与原油达到混相所需的压力比CO2和富气高得多。此外，烟道气可以产生严重的井下管柱腐蚀问题。
二、热力采油方法
热力采油是指将热量引入油层、降低原油粘度，从而提高采收率的方法，包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等方法。热水驱也属于热力采油范围，它是蒸汽驱的一个特例，即蒸汽干度为零的蒸汽驱。
1.蒸汽吞吐
蒸汽吞吐是指将蒸汽注入单井后，关井一段时间，注入蒸汽携带的热量传给油层，加热地下原油，然后开井生产的周期性注蒸汽过程。这种注蒸汽、关井、生产过程可重复多个周期。随着吞吐周期的增加，油井增产效果越来越差，直到最后吞吐转为蒸汽驱。在蒸汽吞吐中，原油的热降粘、热膨胀、蒸汽的闪蒸与抽提都对增加稠油油井产量有贡献。由于蒸汽吞吐加热油层范围有限，因而蒸汽吞吐的最终采收率低，一般为10%左右。为进一步提高稠油油藏采收率，蒸汽吞吐之后进行蒸汽驱采油。此外，在深井中，由于热损失量大，蒸汽吞吐受到一定的限制。蒸汽吞吐是投资少、见效快的一种EOR 方法，也是进入工业化应用的EOR 方法。
2.蒸汽驱
蒸汽驱是指将蒸汽从注入井注入到油层，蒸汽将稠油变稀并推向生产井的一种热采方法。蒸汽驱提高原油采收率的机理有原油的粘度降低、受热膨胀、蒸汽蒸馏、汽驱以及相对渗透率和润湿性改变等。在地层中注入的蒸汽干度达到零时，蒸汽驱变为热水驱。蒸汽驱中最大的问题是蒸汽超覆和提前突破。由于蒸汽与原油的密度差、垂向渗透率非均质性以及平面非均质性导致蒸汽沿油层上部窜进和沿高渗透带提前在生产井中突破，导致低的波及体积，降低了蒸汽驱稠油采收率。因此，在蒸汽驱中流度控制技术已变得越来越重要。尽管人们已采用了蒸汽泡沫技术，但效果并不是很好。此外，蒸汽发生器排放污染、结垢、热效率不高也是蒸汽驱所遇到的问题。尽管如此，蒸汽驱已成为最有吸引力的EOR 方法，也是已进入工业化应用阶段的EOR 方法。蒸汽驱的采收率可达50%~60%。蒸汽前缘为蒸汽凝结的热水和热油，热水前缘是原始油带。
3.火烧油层
火烧油层是通过注入空气（或氧气）与地层原油接触，采用人工井底点火或油层自发点火后，油层中部分重质原油作为燃料，产生的热量和燃烧产物用以降低原油粘度、膨胀原油体积、驱动地层原油从而达到提高采收率的目的。火烧油层与蒸汽驱的最大区别在于火烧油层是在油层内产生热量，而不是象蒸汽驱那样在地面产生热量。火烧油层的机理非常复杂，除了蒸汽驱的机理外，还包括原油就地热裂解和烃类况相驱等。火烧油层的技术进一步可分为干式正向燃烧法、反向燃烧法和联合热驱（湿式燃烧）3 种方法。
（1）干式正向燃烧法
靠近注入井的是空气区，空气区前为燃烧前缘，该区内的温度可达700℃。燃烧前缘的前面是蒸发区，主要包括蒸发的轻质烃类、蒸汽以及余下的焦碳。在冷凝区内，是可动的热油和冷凝的轻烃以及热水等。冷凝区前为富集油带，随着空气的不断注入，集油带将不断地向生产并推进，直到产出地面。于式正向燃烧法的热效率很高，大大超过蒸汽驱，而且可以从生产井直接获得部分轻质油。但是，油层燃烧后剩余了大量的热量，降低了热量利用率，火烧油层的燃烧前缘难于控制，采油设备的腐蚀、压缩空气的成本以及产出气中存在有害气体都是火烧油层的限制因素。
（2）反向燃烧
反向燃烧是指空气从注入井注入，而点火在生产井进行，燃烧前缘逆向注气方向移动的火烧油层方法。反向燃烧可以弥补正向燃烧中靠近生产井的原油难于流动的缺陷，可以开采超稠原油。它与正向燃烧的一个区别在于燃烧的是相对较轻的烃类，而不是像正向燃烧那样燃烧的是相对较重的烃类。
（3）联合热驱
联合热驱是干式正向燃烧与水驱结合的一种热采方法。这种方法最大的优点在于可充分利用油层火烧后残余的热量，使热能利用率达到最高限度。联合热驱还可以避免高温带进入生产井，损坏生产井管柱，缓解于式正向燃烧中的腐蚀问题。
三、化学驱
化学驱是指通过在注入水中加入聚合物、表面活性剂、碱等化学剂，改变驱替流体与油藏流体之间的性质，达到提高采收率目的的方法。化学驱可进一步分为聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱以及复合驱（如聚合物—胶束、聚合物—碱、聚合物—碱—表面活性剂、表面活性剂—气体等）等方法。化学驱既可以改变油水界面张力，也可以降低流度比。因此从理论上来说，化学驱可以大幅度提高原油采收率，降低残余油饱和度。但实际应用中由于化学剂成本较高，这种方法的应用也受到一定限制。
（一）聚合物驱
聚合物驱是一种流度控制技术，是指在注入水中加入少量的聚丙烯酸胺或生物聚合物黄胞胶来提高水相粘度，降低水相渗透率，从而改善水驱油流度，提高波及效率的一种EOR 方法。在聚合物驱中，聚合物浓度一般为300~1500mg/L，段塞尺寸为0.1~0.4 孔隙体积。聚合物驱可提高采收率5%~15%。
聚合物段塞的流动可以改善粘性指进和看进现象，提高平面和纵向波及系数。由于聚合物在高温和高矿化度的油藏条件下的稳定性较差，抗剪切性能弱，因此，聚合物驱的应用也受到了一定的限制。目前有一种改进聚合物驱的方法，它是在注入聚合物溶液中加入非常少量的弱交联剂，以提高聚合物溶液的稳定性，拓宽聚合物驱的应用范围。聚合物驱是化学驱中已进入工业应用阶段的EOR 方法。
（二）表面活性剂驱
表面活性剂驱是将表面活性剂（通常是石油磺酸盐）加入到注入水中，通过降低油水界面张力提高驱油效率的一种EOR 方法。根据加入表面活性剂量以及在地下形成的体系性质，表面活性剂驱可分为活性水驱和胶束驱。在活性水驱中，加入的表面活性剂量较小，油水界面张力下降的幅度不是很大，通过活性水的润湿孔喉，降低界面张力以及乳化原油机理，降低残余油饱和度。由于表面活性剂在岩石表面的吸附，使的损失加大，驱油效果也变差。因此活性水驱的成本相应增大。胶束驱又称微乳液驱，是指将表面活性剂、醇类助剂以及电解质加入注入水中，在地下形成胶束溶液驱替原油的EOR 方法。由于胶束溶液具有增溶油的特性，它与油层原油接触后，可形成混带，油水界面消失，可以大幅度地提高采收率。通常胶束驱与聚合物驱联合使用，即在胶束段塞后紧接着一个聚合物段塞，以保护胶束段塞不被后续注入水所破坏。胶束一聚合物段塞驱具有很高的驱油效率和波及效率，但注入化学剂成本限制了该方法的应用。
（三）碱水驱
碱水驱是把碱类物质，如氢氧化钠、硅酸钠、碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化铰加入水中注入地层，通过碱与原油中的酸性组分就地生成表面活性剂，降低界面张力、乳化原油、溶解油水界面上的刚性界面膜、改变岩石润湿性等机理，降低残余油，从而达到提高采收率的目的。
在碱水驱中，正确地选择油藏原油的性质是至关重要的。碱水驱机理要求原油必须具有一定的酸值，一般认为原油酸值大于0.5mg （NaOH）/g （原油）时，碱水驱效果较好。而原油酸值处于0.2~0.5mg （NaOH）/g （原油）之间的原油需进一步的评价。碱水驱中的碱耗和流度控制是非常重要的。碱水驱通常与聚合物驱联合使用，可以改善流度比。降低碱耗的方法是先注入一个牺牲段塞，然后再注入碱水。碱水驱既可以用于轻质油藏也可以用于重质油藏，只要原油具有一定的酸值就可以实施碱水驱。由于碱的吸附损失与粘土含量有关，所以碱水驱适合于低粘土含量的油藏。碱水驱是化学驱中成本最低的一种，与聚合物驱复合可以降低残余油和增大波及效率。
（四）碱—表面活性剂—聚合物三元复合驱
在碱驱时由于原油的酸性组分含量不是很高，就地生成的表面活性剂量有限不能达到超低界面张力（小于10-3mN/m），而且单独使用碱水驱时，碱耗损失常大。在表面活性剂驱中低浓度的表面活性剂很难达到超低界面张力，而加入一的碱后，可以大大地降低表面活性剂的用量。这种碱—表面活性剂降低界面张力协同效应结合聚合物流度控制的能力，就形成了一种新的提高采收率技术———碱表面活性剂—聚合物三元复合驱。由于三元复合体系能够使油水界面张力降低至10-3mN/m 以下，能够获得很的驱油效率，其中聚合物可以增加体系的粘度，提高波及系数，因此三元复合驱采收率是化学驱中最高的。室内物理模拟结果认为，三元复合驱可提高水驱采收的20%。但是三元复合驱的化学剂成本很高。在目前的油价和化学剂价格下，难进入工业应用阶段。
四、微生物采油
微生物采油是利用微生物及其代谢产物增加油井产量，提高油藏原油采收率一种石油开采技术。微生物采油中应用的微生物是经过严格的筛选和培养的，要注入的微生物在油藏条件（高温、高压。高矿化度）下具有迅速的生长、繁殖、谢功能。在油藏中，依靠微生物及其代谢产物（酸、气体、表面活性剂、生物聚物等），能够改变油藏岩石孔隙结构及表面性质、油藏原油性能，从而达到提高及效率，降低残余油的目的。根据微生物采油的应用工艺，微生物采油可以分为微生物驱、微生物调剖、生物吞吐等方法。微生物驱是利用微生物代谢产物中的生物表面活性剂和生物聚物，提高注入水的波及系数和降低油水界面张力。代谢产物中的酸、气体有助于高地层压力，增大油层渗透率。微生物调剖是利用微生物本身及代谢产物的生物合物封堵高渗透带，使注入水分流到低渗透区，扩大注入水的波及系数。微生物吐是将微生物及其营养液注入到地层，在关井时间内，微生物在生产井近井地带殖、代谢，产生包括气体、酸、有机溶剂、生物表面活性剂等代谢产物，在开井产时，由于井周围地带的原油粘度降低，岩石渗透率增加，有机沉积物消除等使井产量增加。微生物采油克服了气体混相驱和蒸汽驱中存在的重力分异以及化学驱成本高缺陷，是一种非常有前途的EOR 方法，尤其是微生物可以裂解重质原油组分的性，使微生物的应用可以拓展到石油炼制中。如果能够研制出一种可在高温、高化度下迅速繁殖，且具有降解原油重质组分能力的“超级”微生物，那将是微生采油新纪元的开始。
尽管各种提高采收率方法都能够提高油藏采收率，但各方法的机理不同，都存在一定的缺陷，表10-1-1 为各种EOR 方法的对比结果。
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EO R 方法
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主要机理
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主要缺陷
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气体混相驱
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降粘原油粘度
膨胀原油
混相驱替作用
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重力分异导致的超覆现象
注入气源受限制
沥青沉淀降低渗透率
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注蒸汽
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降低原油粘度
原油轻质组分汽化
气驱作用
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井热损失大
蒸汽超覆现象严重
蒸汽锅炉排放污染物
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火烧油层
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降低原油粘度
原油轻质组分汽化
重质原油热裂解产生的CO
2
混相驱作用
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蒸汽反燃烧方法产生的气体
超覆
燃烧难于控制
产出气污染环境
井下管柱腐蚀严重
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聚合物驱
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降低流度比，改善被及系数
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聚合物在高温、高矿化度下增粘能力差，稳
定性差，注入能力受渗透率限制
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胶束—聚合物驱
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改善流度比
降低界面张力
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表面活性剂的吸附损失大
表面活性剂的稳定性差
聚合物高温高盐的稳定性差成本高
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碱—聚合物驱
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改善流度比
降低界面张力
润湿性反转
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对原油组成要求严格
碱耗较大
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微生物采油
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生物微生物堵塞大孔隙
改善波及系数
生物表面活性剂降低界面张力
代谢酸性物质增加渗透率，代
谢气体驱的作用
降解原油作用
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微生物耐盐、耐高温性差
降解重质原油的微生物难于研制
微生物潜在污染水源
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采收率的概念
一、采收率的定义
油藏的采收率定义为油藏累计采出的油量与油藏地质储量比值的百分数。从理论上来说，采收率取决于驱油效率（ED）和波及效率（EV）。采收率的定义式为：
η=ED·EV （1-1）
式中 ED———驱油效率，又称微观驱替效率，它是指注入流体波及区域内，采出的油量与波及区内石油储量的比值；
EV———波及效率，又称油效率或宏观驱替效率，它是指注入流体及波区域的体积与油藏总体积的比值。
对于一个典型的水驱油藏来说，如果油藏的原始含油饱和度（Soi）为0.60，水驱后注入水波及区内的残余油饱和度（Sor）为0.30，那么注入水驱油效率为：
如果油藏相对比较均质，注水的波及系数（EV）可以达到0.7，那么水驱采收率为：
η=ED·EV=0.7×0.5=0.35=35% （1-3）
水驱后油藏采收率为35%，也就是说，注水采出了油藏原油的1/3 左右，还有大量的（约为2/3）原油仍然留在地层中，用注水的方法不能把它们采出地面。尽管上述计算是对一个理想油藏的采收率计算结果，但它具有一个普遍意义，就是不管是哪一个油藏进行二次采油后，仍然有大量的石油留在地下。根据采收率的计算公式（1-1）可知，影响采收率大小的主要因素是驱油效率和波及效率。因此，所有提高采收率的方法都是致力于提高驱油效率或（和）波及效率。事实上，水驱后油藏波及区内存在一定量的残余油，如果采用的方法能够显著地降低油水界面张力，可以降低残余油饱和度，那么就能显著地提高采收率而没波及区内存在大量的剩余油。另一方面，注入水并不能完全波及整个油藏，也就是说，油藏内有一部分体积的原油未被注入水接触，当然那一部分原油只能留在地下岩石的孔隙之中。如果采用流度控制的方法，能够改善注入水的波及系数，就可以显著地提高采收率。一种最为理想的EOR 方法就是把驱油效率和波及效率同时提高。即先注入一种流体段塞使波及区内残余油饱和度（Sor）降为零，然后再注入一种流体段塞扩大第一个段塞的波及体积，使之与整个油藏原油相接触，将波及系数提高到100%。这样的一种方法就可以使油藏的采收率达到100%。当然，这种“超级”流体是不存在的，即使它存在，使用也不会很经济。但是，人们总是可以采用比较经济的方法使Sor降到更低，波及效率提高得更多。目前，人们采用了物理、化学、生物、热等方法，改善注入流体与原油之间性质，降低油藏的剩余油和残余油饱和度。即通过注入流体与原油之间的混相、界面张力的降低、原油体积的膨胀、原油粘度的降低，以及原油分子结构改变等方法都可以降低注入流体波及区内的残余油饱和度，提高驱油效率。利用流度控制技术，可以增加波及效率。影响采收率的主要因素有流度比、井网、油藏非均质性、油水界面张力、油藏岩石孔隙结构等。当然，还有很多因素会影响采收率，如油藏地质参数（油藏大小、断块复杂性、沉积相等）、技术水平（廉价化学剂的研制与生产，适应性更广、繁殖力更强的超级微生物的培养），以及石油价格等一系列因素。这里将主要介绍影响波及效率和驱油效率的因素，以及对它们的分析。
二、波及效率
波及效率（EV）是指注入流体波及的体积与油藏体积的比值，它是面积波及系数（EVA）与垂向波及系数（EVV）的乘积。即：
EV=EVA·EVV （1-4）
假设层内均质，纵向上存在4 个不同渗透率的油层，且渗透率K1>K3>K4>K2。可以看出，油井见水后平面上和纵向上仍存在一部分油藏体积未被注入水波及。随着注水时间的增加（从t1-t3），注入水的波及面积越来越大，当注入水在生产井突破后直到油井完全水淹（如t3），仍有部分面积尚未被注入水波及。对于实际油层，由于粘性力作用，油藏非均质性等因素产生粘性指进和音进现象，使注入水平面波及效率更低。
（一）面积波及系数
面积波及效率（EVA）定义为注入流体波及的面积与油藏面积的比值。t2时刻面积波及效率为双阴影部分面积与总正方形面积的比值。
流度比对面积波及效率的影响很大，而且面积波及效率随流度比增加而降低。因此，当驱替相与被驱替相流度比小于1 时，定义为有利流度比；反之，当驱替相与被驱替相流度比大于1 时，定义为不利流度比。一般来说，地下原油的粘度大于地下水粘度，即 μo>μw。而且油相渗透率（Ko）随着含水饱和度增加而减少，相反，水相渗透率（Kw）随含水饱和度增加而增大。因此，在油藏注水后Kw上升，Ko下降。这样由流度比定义可知，水驱油流度比大于1，而且随着注水时间增加，水驱油流度比越来越大。相同的注入孔隙体积数，不利的流度比（M >1）下的面积波及系数小；而有利流度比（M <1）下的面积波及系数大，随流度比的增加，面积波及系数降低。显示了面积波及系数随流度比的变化规律。显示了不同含水时面积波及系数与流度比的关系。对于平面均质的五点井网来说，如果水驱油流度比为10，当油井含水上升到90%时，面积波及系数为0.8，即有20%面积没被注入水所波及。从公式（1-7）可知，在注水时可以通过增加注入水的粘度（μw），降低水相相对渗透率（Kw）来降低水驱油流度比，提高注入水的面积波及系数。例如在注入水中加入聚合物，不仅可以增加注入水的粘度，而且还可以降低水相相对渗透率，大大地改善水驱油流度比，提高波及效率。在注气采油中，可以通过加入表面活性剂产生泡沫，来增加气相的粘度，降低气相流动能力和渗透率。在注蒸汽中，同样可以采用蒸汽泡沫技术改善注入蒸汽的面积波及效率。
因此，对于水驱、注气或注蒸汽来说，流度控制方法有：
（1）聚合物驱；
（2）深度调剖技术；
（3）水气交替注入；
（4）泡沫法，如蒸汽泡沫、CO2泡沫。
2.井网影响
注采井的井网布署方式有很多，井网均为规则井网，其中常用的有四点、五点、七点和九点井网。果油藏较小，油藏形状不规则，而且断层较多，井网就不会是规则的。不同的井网模式导致不同的波及效率。
（二）垂向波及系数
垂向波及系数定义为注入流体在油层纵向上波及的有效厚度与油层总的有效厚度的比值。
1.重力分高效应
（1）减少驱管相与被驱替相密度差，提高Rv/g值。例如水、气交替注入技术和蒸汽泡沫、二氧化碳泡沫等；
（2）提高驱管相流体的粘度，降低驱替相渗透率。例如加入聚合物可以增加水相粘度，降低水相渗透率（由于聚合物吸附（滞留）作用），或者聚合物凝胶调整渗透率级差。
2.流度比影响
从上述分析可知，要提高奏向波及系数，也可以通过改善流度比的方法来达到，如果水驱油流度比能够保证 M ≤1，那么，垂向波及系数可以大幅度提高。
3.垂向非均质性
储集层一般都是沉积岩，油藏是有许多小油层组成，这些油层在纵向上并不是完全均质的，各小层的渗透率有较大的差别，即层间存在非均质性。在实际应用中。把岩心分析所得的渗透率值，按递减顺序从大到小排列，把超过某渗透率值的岩样数目进行累加统计，绘在渗透率对数———正态概率分布坐标纸上，通过这些点可以画一条直线段，那么可以用Dykstra &Parsons 定义的渗透率变异系数确定油层的纵向非均质性。
三、驱油效率
驱油效率（ED）又称微观驱替效率，其定义为注入流体波及区域内，采出油量与波及区内石油储量的比值。
（一）毛管数
毛管数是影响残余油饱和度的主要因素。毛管数定义是粘滞力与毛管力的比值。
在典型的水驱油情况下，毛管数变化范围为10-7~10-5。对于水湿岩石来说，油为非湿相，在低于临界毛管数时，岩石中残余油饱和度与毛管数无关，水平段表示了典型水驱油毛管数范围，对应的残余油饱和度为30%。但是，如果将毛管数增加2~3 个数量级，那么岩石中残余油饱和度可大幅度地降低。例如，毛管数增加到10-3时，残余油饱和度可减低到12%左右。如果毛管数进一步增加到10-2~10-1，几乎可以完全采出残余油。从毛管数的定义式（1-14）可以看出，增加毛管数，降低残余油的途径有；
（1）降低界面张力。加入表面活性剂，可以使σ降至10-3mN/m 以下；
（2）增加驱替流速。由于受注入压力和注入量的限制，在应用中不切实际；
（3）增加驱替相粘度。但要使驱曾相粘度降低几个数量级相当困难。因此最为有效方法是降低驱替流体与原油界面张力。
（二）孔隙结构
孔隙结构是影响驱油效率的主要因素，由于孔隙结构的复杂性，目前尚不能定性描述。常用的描述参数———渗透率只是一个衡量孔隙介质允许流体通过能力的宏观平均值，它不能描述微观孔道通过流体的能力。实际上，渗透率相同的孔隙介质，其微观孔隙结构和尺寸可能有很大区别。描述微观孔隙结构的参数如孔隙大小分布、孔喉比（孔隙直径与孔喉直径之比）等很难精确测定，所以，孔隙结构对驱油效率的影响主要是通过定性分析。无论构成油层岩石的颗粒的大小多么均一，形状多么规则，在微观上它们仍是不均质的。但是，颗粒的均一性好，岩石的微观结构便愈好，岩石的微观结构便愈均质，孔隙大小更趋一致，孔喉比小，渗透率大，这种岩层的驱油效率高。
（三）润湿性的影响
岩石的润湿性有水湿、油湿和中性润湿。对于水湿岩石水驱油的驱油效率要比油湿岩石的驱油效率高。在亲水的岩石孔隙中，孔隙壁面和岩石颗粒表面可以被水润湿，水以水膜的形式存在于岩石孔隙表面，而油不能以膜的形式附于岩石孔隙壁面，这种情况下，残余油主要以油滴的形式存在于大孔隙的中心部位。在亲水岩石孔隙中，毛管力为驱油动力，毛管力促使小孔隙中的油先排出，因此水湿岩石的驱油效率较高。在亲油岩层中，毛管力是驱油阻力，所以，水驱油主要排驱大孔隙中的油，小孔隙和孔壁上留下残余油。岩层亲油性愈强，附着油滴排驱愈困难。孔隙愈小，残余油滴愈难排驱。所以，亲油岩层的驱油效率较低。
二氧化碳驱技术
一、二氧化碳—原油混合物的性质
（一）二氧化碳（CO2）性质
1.CO2的相态
CO2和CO2—水混和物的相态。二氧化碳（CO2）具有气、液、因三种物理形态，在大气条件下，二氧化碳（CO2）是无色无味的气体。其临界温度为31.2℃，临界压力为7.28MPa。在温度低于31.2℃时，加压可使CO2变为液态；在温度低于-56.6℃时，加压可使液态CO2变为固态CO2，即干冰。当温度高于31.2℃时，在任何压力下CO2均以气态方式存在。因此，在大部分CO2驱油藏中，由于其温度高于31.2℃，因而被用作混相驱替的CO2通常呈气态。在一定条件（温度和压力）下，CO2可以两相或三相共存，其三相共存的三相点是（-56.6℃，0.61MPa）。
2.CO2的密度
常温常压下CO2的密度比空气的密度大，在其临界区（31.2℃，7.28MPa）附近，CO2的密度与被驱替的油的密度相近。高于临界温度（88），CO2呈气态，其密度随着压力的升高而增大；液态CO2（T <88 ，p >7.28MPa）的密度在高于临界值时是压力的函数，在低于临界值时曲线将出现使变。在一定压力下，CO2的密度随着温度的增加而降低。
3.CO2压缩因子
CO2的压缩因子随温度—压力的变化曲线，在混相驱的温度和压力下，CO2的压缩因子约为0.5。
4.CO2的粘度
CO2的粘度随温度—压力变化的曲线，在大多数混相驱应用油藏的温度和压力下，CO2的粘度通常为0.05~0.1mPa·s，对于大多数原油来说，由于气、油粘度比相差太大，会导致CO2粘性指进。
5.CO2在水中的溶解度
CO2在蒸馏水中和盐水中的溶解度随压力变化的关系曲线。随着压力的升高，CO2的溶解度增加；盐的加入使CO2的溶解渡下降，盐的浓度越大，下降的幅度越大。
（二）二氧化碳—原油性质
1.CO2在原油中的溶解性
CO2在原油中具有很好的溶解性。与在水中一样，CO2在原油中的溶解度随压力的上升而上升；随温度的升高和原油分子量的增加而下降。相同条件下，CO2在原油中的溶解度比在水中的溶解度高3~9 倍，因而既使在低压下CO2也是一种很好的非混相驱注入剂。而在高压下，CO2则是一种很好的混相驱注入剂。由于CO2在油中的溶解度远远大于在水中的溶解度，因此它可以从水溶液中转溶入原油中。在转变过程中，油水界面张力会逐渐降低，驱替方式也逐渐接近或达到混相驱。
2.CO2—原油系统的膨胀
一定体积的CO2溶解于原油，可使原油体积膨胀，其增长幅度取决于压力、温度和原油组分，原油体积可增加10%~100%。由图10-2-6 中可以看出：膨胀系数随溶解的CO2摩尔浓度增加和原油的相对分子质量减少而增加。给定CO2浓度下，轻质原油的膨胀系数大于重质原油的膨胀系数。Holm 和Josendal 还发现CO2比甲烷能更有效的使原油膨胀，而且欠饱和原油比饱和原油膨胀程度更大。
3.CO2—原油系统的粘度
CO2溶解在原油中，使得原油的粘度显著下降，这也是CO2驱的一个机理，溶解了CO2的原油粘度下降程度取决于压力、温度和原油本身粘度的大小，μo指原始原油粘度，μm指溶有CO2的原油粘度。随着饱和压力的增加，溶解了CO2的原油粘度急剧下降；在相同饱和压力下，中质和重质原油的粘度降低幅度比轻质原油的降低幅度大。由于CO2能大大降低重质原油的粘度，所以CO2主要应用于重质原油降粘开采。
4.CO2对原油的抽提
在CO2—原油系统中，最重要的特性就是CO2能从原油中抽提（萃取、蒸发、汽化）轻烃组分。CO2在低温和高温下都能抽提原油中的轻烃，CO2抽提原油的特性是发展CO2多级混相驱的基本条件。CO2与原油接触时，萃取原油中的轻质组分而使CO2加富；加富的CO2再与原油接触进一步抽提原油，再接触，再拍提，不断地使CO2被加富，当CO2抽提到足够的烷烃时，含有富气的CO2相能与原油混溶。CO2抽提原油轻烃的能力受压力、温度、原始气油比（体积）等参数的影响。在一定压力下，随气油比增大抽提的烃类增多，且存在一个最佳油气比。对于一定的CO2—原油体系，CO2对原油的抽奖效率随压力的增加而增加，且存在一个发生抽提的最低压力。随着原油中轻烃和中间烃组分含量增加，原始气油比上升，CO2抽提原油中轻质组分量增多。
二、CO2驱机理
在CO2驱中，CO2的溶解气驱作用、混相驱替、膨胀原油作用、降低原油粘度、碳酸水提高岩石渗透率等作用都会有助于提高原油采收率。
（一）溶解气驱
由于CO2在原油中的溶解度较大，在注入过程中，一部分CO2溶于原油，随着注入压力上升，溶解的CO2量越来越多，当油成停止注CO2时，随着生产的进行，油藏压力降低，油藏原油中的CO2就会从原油中分离出来，为溶解气驱提供能量，形成类似于天然类型的溶解气驱。即使停注，油藏中的CO2气体仍然可以驱替油藏中的原油，而且，一部分CO2像残余气一样圈闭在油藏中，进一步增加采出油量。例如，在Mead—Strawn 油田停注CO2后5 年仍有大量的油产出。
（二）原油的膨胀
CO2溶解于原油后，与油藏原始状态的原油相比，其体积系数大大增加，溶解了CO2的原油的体积可以增加10%~100%，原油体积膨胀倍数取决于压力、温度及原油的组分。溶有CO2的原油膨胀系数随着原油平均分子量的减小（轻质组分增多）而增加，随CO2在原油中的摩尔分数增加而增大。此外，温度和压力也影响膨胀系数，高压下溶有CO2的原油膨胀系数较大。
（三）粘度减小
CO2可使原油粘度显著降低，CO2溶于原油后，可使原油粘度下降到原粘度的1/10~1/100。一般来说，原油粘度越高，CO2可使原油粘度下降的幅度越大，即CO2溶解在重质原油中引起的粘度下降幅度比CO2溶解在轻质原油中引起的粘度下降幅度大得多。因此，人们认为CO2可以用来开采重质原油。由于溶解CO2原油粘度下降，流度比得到改善。油相渗透率也会有相应的提高。
（四）岩石渗透率增加
CO2在水中存在一定的溶解度，尤其是在高温高压下，CO2在水中的溶解度可达5%。油藏水中溶有CO2，水的粘度、密度、体积系数等参数变化不大，但溶有CO2的水形成碳酸水后具有酸性，可以溶解油藏中的钙质胶结物或白云岩，提高岩石渗透率。现场应用经验表明，注CO2后注入井附近的渗透率可大幅度提高，注入量增加，注入压力下降。碳酸水效应对于注水是有利的，尤其是低渗透油藏。但是注CO2后原油中的沥青质会沉淀下来，降低岩石渗透率，这也是CO2驱可能出现的最为麻烦的问题之一。
（五）CO2混相效应
CO2与原油的混相取决于原油的组成、油藏压力和温度。在油藏压力中等以上和油藏温度较高的油藏，注入的CO2与原油通过多次接触，不断抽提原油中的中间组分C2~C6，加富注入气，从而达到动态混相，即蒸发气驱混相。而在高压低温油藏，二氧化碳冷凝为富含二氧化碳的液相，与原油一次接触就能达到温相。，但是，在绝大多数油藏条件下，二氧化碳与原油的混相过程为蒸发气驱混相。在一定的油藏压力和温度条件下，注入二氧化碳与原油的多次接触混相（蒸发气驱混相）基本原理。原油组成位于A 点，向油层注入的二氧化碳中含少量的烃类气体，其组成位于B 点。
（1）注入气与原油第一次接触时，生成新体系M1；
（2）M1体系位于两相区内，存在一个平衡气相G1和一个平衡液相L1，G1中含有的中间组分C2~C6比B 点多，即G1已加富了C2~C6，L1中也含有部分中间组分；
（3）加富了C2~C6的气相G1与原油进行第二次接触后，形成新体系 M2；
（4） M2仍处于两相区内，其中存在平衡气相G2和平衡液相L1。G2和L2的中间组分的含量比G1和L1高；
（5）G2与原油A 进一步接触，不断地加富气相和液相组成，即气相和液相分别沿G2，G3，…，Gn和L1，L2，L3，…，Ln到达临界点K 时，达到混相。从图中可以看出，注入的二氧化碳与原油通过多次接触达到混相，要求原油中富含C2~C6，即组成点位于极限系线的右侧。
三、最小混相压力（pmin）的预测
（一）Alsten 方法
（二）Sebastian 方法
（三）Glaso 方法
（四）Cronguist 方法
（五）Johnson 方法
四、最小混相压力的影响因素
对于CO2最小混相压力的影响因素，Holm 和Josendal 作了系统的研究。Crcn-guist，Yellig 和美国的NPC 对最小混相压力的影响因素也作了许多研究工作。综合各学者及机构的认识，可以得出影响最小混相压力的因素主要有：原油的组成和性质、温度以及注入气体的组成。
（一）原油的组成和性质
1.原油的API 重度
API 度是衡量原油中轻质烃类数量和相对密度的一个重要参数API 重度与相对密度成反比。API 重度越大，说明原油轻烃含量超高，相对密度越小，随着原油的API 重度的增加，原油中可挥发的轻烃含量增加。CO2对原油的抽提能力增强，混相能力增强，最低混相压力减少。
2.C5~C30的含量
CO2与原油的混相是由于CO2能抽提地层原油中的烷烃。原油中可抽提的烷烃（C5~C30）浓度越大，其最小湿相压力越低。原油轻烃（C5~C30）中，低碳烃含量越高，则最小混相压力减小，高碳烃中的芳香烃有助于降低最小混相压力。C1组分的含量不仅要影响最小混相压力，而且如果大量的甲烷存在，易于产生粘性指进。
3.相对分子质量
原油中C5+组分的相对分子质量的大小是影响最小混相压力的一个重要因素，在一定温度下，随着C5+相对分子质量的增加，达到温相所需要的最小混相压力增加。
4.重质组分性
质原油中重质组分的性质显著地影响CO2—原油体系的最小混相压力。原油中的沥青质含量越高，最小混相压力越大。相同含量下，高沸点的沥青质比低沸点的沥青质的混相压力高。
（二）温度
温度对最小混相压力具有较大的影响，随着温度的升高，最小混相压力升高。由于在温度升高（压力不变）时，CO2密度下降，引起CO2的萃取能力（轻烃革取量）降低，因而要达到很相所需的压力增加。不管原油中C5+的相对分子质量是多少，只要温度增加，CO2—原油的混相压力就上升。例如温度从140 上升到240 ，混相压力就会从2000psia 增加到3200psia，因此高温油藏对CO2混相驱是不利的。
（三）注入气体组成
随着CO2气体中CH4、N2含量的增加，最小混相压力增加。如果CO2气体中含有C2~C6烃类，其与原油的混相能力增强，最小混相压力降低。
五、二氧化碳驱的筛选
CO2驱的筛选标准是通过对技术上和经济上成功的CO2驱现场实例的统计进行分析而获得的。尽管CO2驱筛选标准并不适合世界上所有的油藏，不是一个十分严格而可靠的标准，但是人们根据这个标准与油藏参数进行对比，可以预计CO2驱是否可以获得成功。此外，随着油价的改变以及技术更新，筛选标准也会随之而改变。因此，任何提高采收率的筛选准则仅仅是一个指导性原则，而决定是否进行CO2驱是一项十分复杂而难于决断的工作，需要在筛选指导原则的基础上，对油藏进行认真系统的室内实验和数值模拟分析，这样才能决定是否可以实施二氧化碳驱。
在二氧化碳驱筛选工作中，应该考虑的因素有原油粘度和重度、油藏深度、油藏压力和温度以及渗透率等。
（一）原油粘度
根据CO2驱拟三元相图可得，原油粘度越小，原油中重质组分越少，原油组成点越靠近顶点（C2~C6），原油与CO2达到混相越容易。此外，从分流量曲线可知，原油粘度越小，气体突破时间推迟，流度比越有利，波及系数越高。根据大量的现场实践，CO2与原油达到混相驱的粘度限制在15mPa·s 以内。如果原油粘度较高，注入气体难于与原油达到混相，注入CO2只能维持非混相驱。
（二）原油API 重度
随着原油API 重度的增加，CO2驱的最小温相压力减小。这是由于原油中的可挥发烃组分含量增加，即CO2能抽提的组分增加，混相能力加强，最小温相压力降低。API 重度过小，原油中的中间烃类（C5~C12）含量少，CO2抽提原油中的轻质组分而达到混相所需要的压力增加，而且，低API 重度原油的粘度一般也较大，容易导致粘性指进而降低波及效率。因此，CO2混相驱的对象一般都是API 重度大于30°的轻质原油。
（三）其他因素
油藏温度、深度和油藏的含油饱和度等都影响着CO2驱的机理、效果和经济效益。油藏轻质组分越多，油藏埋藏深度越大，含油饱和度大，地层压力高等都是二氧化碳驱的有利条件；而严重非均质性的油藏和沥青胶质原油都是二氧化碳驱的不利条件，因此，在进行CO2驱筛选时应予以考虑。
六、二氧化碳驱工艺技术
二氧化碳驱的过程。先注入一个相当纯的二氧化碳段塞与原油接触，通过油气多次接触，原油中的中间组分进入二氧化碳中，当二氧化碳所含中间组分足够多的时候，二氧化碳就与原油达到混相，形成一个混相带，这样油一气界面张力为零。通常这个纯二氧化碳段塞的尺寸为21%孔隙体积。由于二氧化碳与原油的密度和粘度差异较大，粘性指进和重力分高效应就会使二氧化碳在生产井过早突破，降低了混相程度及二氧化碳波及效率。因此，在注入二氧化碳段塞后，一般采用注入一个段塞的水。这种方法称为水、气交替注入技术（Water—Alternating—Gas），改善了二氧化碳驱的波及效率。此外，还可以采用二氧化碳泡沫等方法改善二氧化碳的流动控制能力。CO2驱生产井的响应是存在一个明显的富集油带，这是二氧化碳一原油混相驱效果的一个显著标志。当二氧化碳突破后，地面分离器和净化器使产出的二氧化碳可以重新利用，注入地层。
（一）二氧化碳来源
二氧化碳驱需要大量的二氧化碳气源，对于一个千万吨级储量的油藏进行H氧化碳驱，在5~10 年的二氧化碳驱期间，可能需要10 个亿立方米级的二氧化碳气藏来供气。即使是一个小型的先导试验项目，日消耗的二氧化碳可能会达到几十万立方米。因此一个油藏能否进行二氧化碳驱，经济效益如何，首先应该考虑二氧化碳的资源。最好的二氧化碳资源就是能在油田附近找到一个储量丰富的二氧化碳气藏。此外，天然气合成氨厂、天然气处理厂、电厂等排放的废气中，通过分离、净化等方法也能获得相当大量的二氧化碳。这样一方面可以缓解对环境的排放压力，另一方面可以变废为宝。二氧化碳可以从以下几个途径中得到：
（1）天然的二氧化碳矿藏。二氧化碳有时可以接近纯二氧化碳的形式或与氮气、烃气一起储集在地层中。在美国有些地区发现了纯二氧化碳或高浓度的二氧化碳气藏。由于美国具有丰富的二氧化碳资源，二氧化碳混相驱发展得特别快，而且还被认为是最有潜力的混相驱替方法。
（2）天然气处理厂。气田产出的二氧化碳属于杂质，在天然气销售前需要对二氧化碳进行分离处理，分离出的二氧化碳可用于二氧化碳驱工程。
（3）氨厂。二氧化碳是天然气合成氨厂的主要副产品，其浓度大约为98%。这样高质量的H 氧化碳不需要进一步精制，经压缩、脱水和输送就可直接用于混相驱。一个氨厂只能提供有限的二氧化碳，通常不到3×104m3/d，但有的也可达到（1.4~1.7）×106m3/d。氨厂的位置离混相驱油田越近，对油田实施注气工程就越有利。氨厂提供的二氧化碳是油田进行先导性试验或小型混相驱有价值的来源。
（4）电厂烟道气。电厂烟道气也是二氧化碳和氨气的主要来源。烟道气成分非常复杂。烟道气中除二氧化碳和氮气外，还有灰粉、氧化硫和氧气，而且二氧化碳浓度较低。因此，烟道气用于油田混相驱时，必须经过精制和脱水，然后再输送到油田。
（5）其他气源。混相驱过程中产出的二氧化碳可以回注到油藏，但必须经过净化处理，这也是二氧化碳很有价值的来源。其他气源的可能供气量小，除非离候选油田很近，否则很可能是不经济的。炼油厂的制氢厂副产品、酸气分离厂、水泥厂和石灰厂的烟道气、环氧乙烷和丙烯睛厂副产品都能提供浓度较低的二氧化碳。
（二）二氧化碳的输送
由于二氧化碳驱消耗的二氧化碳量很大，因此在工艺上就要解决二氧化碳的大量运输、大吨位储存、分配及注入问题。输送二氧化碳的工艺技术取决于注入速度。如果二氧化碳的注入量不大时，可以通过公路、铁路和水运途径，利用恒温罐将二氧化碳从产地运到油田井场。用恒温罐车的原因在于二氧化碳在温度为-56.6~31.2℃时，压力大于该温度对应的临界压力下处于液态。但是，如果二氧化碳驱进入工业使用阶段，二氧化碳的注入量迅速增加，日注入量可达几百万立方米，这种条件下只能用干线将二氧化碳输送到井场。
（三）二氧化碳注入工艺技术
二氧化碳驱的注入工艺流程包括二氧化碳源、二氧化碳凝缩装置、输送装置、储藏系统、变压注入装置、二氧化碳分配站、注入井一分离装置等系统。
（四）二氧化碳吞吐技术
CO2单井吞吐是一种十分有效的增产措施，尤其是重质油藏和低渗透油藏。CO2单井吞吐机理是通过CO2的溶解特性，降低原油粘度，膨胀原油体积以及碳酸水溶解钙质而获得增产的。该方法具有投资少、见效快，增产单位体积原油所用CO2量少等特点。适合于CO2气源不丰富的井场，水驱效果差的低渗透油藏，它同时也是一种稠油冷采的工艺技术。CO2单井吞吐方法与蒸汽吞吐相似。用卡车（恒温罐）将CO2拉至井场，用泵将液态的CO2挤入油井附近地层，并关井一段时间（几周）后，使CO2充分地渗入地层并溶解于原油，开井生产后就可获得较高的采油量。如果油井产量降到原来水平，即可进行下一轮的吞吐。CO2单井吞吐的周期也与蒸汽吞吐相似，一般吞吐次数可达5~次，随着吞吐次数增加，每个周期增产油量下降。
CO2吞吐的用气量一般为每英尺油层（0.1~0.4）×106ft3，如果用增产油量来表示，增产1bbl 原油需注入（1~3）×103ft3CO2。影响CO2吞吐效果的因素有：
（1）周期次数：CO2的有效性随着周期吞吐次数的增加而降低。
（2）生产期间的回压：在生产期间，回压越高，CO2吞吐的效果较好。这是由于高回压下原油中的CO2的溶解度较高，存在较高的原油潜在产量。
（3）注入压力：高的注入压力迫使更多的CO2进入地层中，原油粘度降低的幅度会增大。因而，处理压力越高，CO2吞吐的效果越好。
（4）原油的粘度：CO2吞吐提高原油产量主要是降低原油的粘度，高粘原油的吞吐效果越好。但过高的原油粘度的CO2吞吐的效果较差。因此，大规模的应用通常要求原油的粘度低于2000mPa·s。
（5）含油饱和度：含油饱和度的高低直接关系着任何提高采收率的方法的采收率和经济效益。含油饱和度越高的油层，CO2吞吐的技术效果和经济效益肯定越好。
（6）渗透率：对于粘度较高的原油，高的渗透率起到增强CO2吞吐增产的作用。而对于低粘度原油，其意义不大明显。
（五）二氧化碳驱流度控制技术
尽管二氧化碳驱具有混相压力低、驱替效率高的优点，但它的一个严重缺陷是与原油相比，粘度和密度太小。二氧化碳—原油之间密度、粘度差以及油藏的非均质性，导致二氧化碳驱过程中的粘性指进现象和超覆现象，使得二氧化碳在生产并提前突破（气窜），降低二氧化碳的波及系数。因此，如何控制二氧化碳驱的流度是二氧化碳驱提高原油采收率的关键问题。对于背斜构造的油藏或有大倾角的地层，充分发挥二氧化碳与原油的密度差作用，可采用重力稳定驱大大降低不利的流度比对采收率的影响。但是，对于水平或小倾角的地层，尽管人们已经做了不懈的努力，如何控制二氧化碳驱的流度，仍然是困扰石油工程师的一个难题。目前，提高二氧化碳波及效率的方法有：水气交替注入法（Water—Alternating—Gas）、二氧化碳泡沫法以及弱凝胶处理等方法。
1.水气交替注入法
水气交替注入法很早就被Black 及Caudle 等人提出。当时的目的在于改善注入溶剂和液化石油气的流度，通过增加水相饱和度，降低注入流体的流度。水气交替注入技术是利用注入的水段塞作为“堵塞剂”，阻碍二氧化碳在多孔介质中的流动，达到控制流度的目的。在实际应用中，通常是将二氧化碳和水分成若干个小段塞，交替注入到油层。这样不仅可以改善平面波及效率。而且有助于控制二氧化碳的起覆现象，提高垂向波及效率。但是，水气交替注入法的不足之处在于，注入大量的水会使油藏原油不易和二氧化碳接触而达到混相，二氧化碳在水中的溶解量会增加二氧化碳的消耗量，减小了二氧化碳驱在经济上的吸引力，降低了低渗透率油藏的注入能力。
2.二氧化碳泡沫法
改善二氧化碳驱流度比最为直接的方法是增加驱替相本身的粘度。Band 最早提出了用天然气泡沫控制流度的设想。室内和矿场实验结果表明，二氧化碳泡沫可以明显改善注入井的吸气剖而，与水气交替注入联合使用时，可使二氧化碳的流度降低5%以上。二氧化碳泡沫可抑制二氧化碳驱前缘的不稳定性，缓解粘性指进和重力超覆。但是，形成二氧化碳泡沫要求表面活性剂在油藏温度下必须稳定，不能产生降解。此外，这种表面活性剂在地层中的吸附损失量要小。选用表面活性剂时还需考虑它与地层水中二价离子的配伍性。而最为重要的是必须保证表面活性剂在油藏孔隙介质的流动过程中，能使泡沫液膜稳定，否则不能达到流度控制的目的。
现场注入的方式有两种，一是同时注入二氧化碳和表面活性剂，即将表面活性剂溶液和二氧化碳通过双油管管柱注入，双油管须下到油层深部并进行防腐处理。表面活性剂溶液与二氧化碳在井底混合形成二氧化碳泡沫。另一种方法是将二氧化碳和表面活性剂溶液交替注入。在这种方式下要防止井底出现二氧化碳、水溶液的重力分离现象，使油层底部形成高含水的泡沫。二氧化碳泡沫法既具有二氧化碳驱的高驱油效率，又具有高波及效率的双重优点。这种流度控制技术可以明显限制二氧化碳粘性指进和过早突破。
3.聚合物弱凝胶方法
弱凝胶的可流动特性使二氧化碳驱流度控制或流体转向变为可能。Hild 等人利用弱凝胶技术，改善了注气井的吸气剖面，提高了纵向和平面波及效率。弱凝胶技术是新近发展起来的一项变革性的提高波及效率的技术。弱凝胶是一种由低浓度聚合物（100~1200mp/L）和交联剂（20~100mg/L）形成的以分子内交联为主，以分子间交联为辅的弱凝胶体系。弱凝胶技术可以大幅度地降低化学剂用量。由于弱凝胶体系成胶时间长和成胶强度小，可以进入油藏深部，因此，弱凝胶可以用于油藏的深度调剖。弱凝胶的性质介于凝胶和聚合物溶液之间，在较低的压力梯度下，弱凝胶不能流经孔隙较小的多孔介质；而在较高的压力梯度下，弱凝胶的分子构象发生变化，能够通过多孔介质。弱凝胶在多孔介质中产生流动，存在一个临界压力，即“转变压力”（Transition Pressure）。由于弱凝胶不能形成连续的三维网络结构，而只能以胶态分散体系存在，因此又称为胶态分散凝胶（ColloidalDispersion Gel）。交联剂与聚丙烯酸胺形成弱凝胶机理是分子内交联。由于聚合物和交联剂的浓度很小，分子间碰撞机会较少，不太可能形成分子间交联的三维网状结构。这种体系需要在一定的压差下才能在多孔介质中流动，在低压下流动受到限制，在高压下弱凝胶能够流动，这说明体系不会在井眼附近发生堵塞现象，而在油层深部体系可以发挥堵塞效应，使注入流体产生分流作用。弱凝胶体系的特点是聚合物用量很小；具有凝胶属性，有很好的耐温性和抗二价离子能力；成胶时间长，流动性好，可长时间保持流动和注入能力。
（六）二氧化碳驱工程问题及处理方法
在注二氧化碳过程中，由于注入气本身的性质以及油藏环境等因素的影响，常常导致腐蚀、结垢、沥青和石蜡的沉淀以及形成水化物等一系列工程问题。
1.腐蚀问题
在二氧化碳驱工程问题中，最为严重的是腐蚀问题。在二氧化碳况相驱过程中，为提高波及效率，往往采用水气交替注入技术。二氧化碳和水反应生成的碳酸腐蚀性很高。用锅炉和发电厂的废气作为注入剂时，废气中往往含有水蒸气、二氧化碳、一氧化氮等物质。当气体冷却或水蒸气凝结时，就会生成弱酸或硝酸。这些酸经几级压缩浓度逐渐增大，达到一定值时，对设备的腐蚀速度相当快。
（1）影响腐蚀的因素：CO2的腐蚀作用受多种因素的影响，包括二氧化碳的分压、温度、含水量、流速、氧、硫化氢、氧化物的浓度等参数。
①在水、气交替循环注入初期，二氧化碳腐蚀性最大。
②当二氧化碳分压超过0.1MPa 时，碳素钢和低合金钢点蚀速率增高。
③二氧化碳在井筒的流速变化会使腐蚀速度增加。锈皮或锈蚀薄膜是二氧化碳腐蚀作用的一种产物，这种表层薄皮可起到有限的防护作用，当流速增加时，这种表层将受到破坏。而当流速减慢到停滞状态时，不锈钢受到最强烈的侵蚀。因此，一旦流速显著降低，点蚀趋势就增大。
④随着温度升高，化学反应迅速加快，碳素钢和低合金钢的腐蚀速率随温度增加而增加。
⑤硫化氢和氯化物会加速二氧化碳对所有金属的腐蚀作用。
⑥产油井下部范围和产气井上部范围二氧化碳损害比较严重。
（2）防腐工艺及措施：
①流体力学方法。由于流速变化会加速腐蚀，因此，在井下管住设计中应避免流动方向或直径的突然变化。油管接箍必须齐平，井口连接装置也必须这样。在完井设计中采用多大的油管，可能是预防腐蚀问题的决定性因素之一。
②管材的选择。管材的选择应该是高合金钢，井下管柱应采用：13%铬马氏体不锈钢；9%铬，1%钼钢；冷加工双炼不锈钢。
③防腐采用的涂层有水泥、环氧树脂、塑料材料、改进的聚胺脂和酚醛树脂。涂层必须完整无损，在涂层上不能有金属暴露的地方。
2.水垢
（1）水垢的形成：
水垢主要是无机化合物的二次沉淀物，是在水中阴离了和阳离子浓度超过水的溶解度时形成的，主要有硫酸盐垢和碳酸盐垢。地层水中通常含有Ca2+，Mg2+，HCO-3等大量可结垢离子，但在油层条件下，它们未达到结垢的条件，从而不能结垢。在二氧化碳驱油过程中，碳酸水能和油层中碳酸盐胶结物反应，生成易溶于水的盐类，而这些盐类在一定温度和压力下又分解出不溶于水的沉淀物，如下列反应方程式：
Ca （HCO3）22O+CO2+Ca2CO3↓
Mg （HCO3）2H2+CO2+MgCO3↓
在油层条件下，二氧化碳在水中溶解度很高，抑制了反应向右侧进行。但随着压力的降低，温度升高，使反应方程式向右侧进行，碳酸盐生成量增大。因此，结垢的外部条件是压力降低和温度升高使水中溶解的二氧化碳量减少。
（2）结垢的预防方法：
①磁法防垢：利用永磁软水器可以抑制水垢的形成。产出水通过软水器时，受到磁力作用，改变水垢的结晶形态，使之质地疏松，不易附着在管壁上而被液流携走。这种防垢方法优点是操作简单，不消耗其他材料和能源，安装后可一劳永逸，缺点是效果不够稳定。
②阻垢剂防垢：油田所用的阻垢剂一般有无机磷酸盐、有机磷化合物和聚合物三大类。选择阻垢剂的方法有室内沉淀试验和模拟试验两种。室内沉淀试验方法具有快速、方便、重现性好等特点；而模拟实验的周期较长、可靠性高。氨基三甲叉磷（ATMP）是一种对硫酸盐垢有良好抑制效果的阻垢剂，已在矿场应用。
3.气体水化物
水化物形成的条件有：
（1）气体温度不能超过出现游离水的露点湿度；
（2）低温；
（3）高压；
（4）气流速度高；
（5）压力脉动；
（6）小水化物晶体的引入；
（7）存在诸如管子弯头、锐孔、温度计套插孔，以及管线结垢位负。
从二氧化碳的相图可以看出，在CO2—H2O 系统中，在正温度内（到10℃）和压力超过1.4~1.5MPa 下形成水化物。因此，在设计CO2的储存和运输措施时，必须考虑到这种情况。对于多组分气体，形成水化物的条件取决于这种混合物的组成以及单个组分的含量。丙烷和丁烷的存在会降低水化物的形成压力，而当有甲烷时，水化物的析出温度有所提高。
抑制水化物形成的措施有两种：
（1）脱水防止生成游离水，以及在游离水中加抑制剂。脱水通常是优先选用的方法
（2）添加抑制剂常常也会抑制水化物的形成。通过注入甘醇或甲醇，可在给定的压力下使形成水化物的温度降低，甘醇和甲酸可以被回收。甘醇类抑制剂有乙二醇、二甘醇和三甘醇，而使用最普遍的是乙二醇。因为它的费用、粘度以及在液烃中的溶解度都较低。
4.沥青和石蜡的沉淀
沥青和石蜡的沉淀也是混相驱中常常存在的一个问题。如果沉淀发生在地层深处，将降低总的采收率；若沉淀发生在井筒附近或井筒内，将造成严重的堵塞问题，并降低油井的产量。芳香烃的减少或软沥青组成的改变，都将引起沥青质的沉淀。石蜡是稳态条件下存在于原油中的真正溶液，它们从原油中分离出来的主要原因是因为溶解度的降低。温度或压力的改变、原油中溶解气的损失，或中轻质组分的损失等都会引起石蜡溶解度的变化。控制石蜡沉积的最重要因素是温度和压力。地层和生产井筒中压力的骤然下降，通常是产生石蜡沉积的先兆。沥青质和石蜡的沉积是互相联系的。沥青质胶束形成晶核中心，不溶解的石蜡结晶沉淀在其周围。沥青质的溶解度参数随着温度增加几乎呈线性降低的趋势变化。在混相驱期间，原油组成的变化直接影响沥青质和石蜡的沉淀及絮凝。温度或压力的改变能引起原油组成的变化；原油中轻质组分的损失，使得在特定温度下原油所具有的石蜡溶解量降低。而多次接触混相是通过注入气体从原油中抽提出轻质组分而达到的，因此，石蜡和沥青的沉淀都是发生在混相带，这是油的组分改变的直接结果。在枯竭油藏中，生产期间轻质组分已逐渐消耗，引起了石蜡和沥青质饱和度不断增加，从而常常使沥青质沉淀和石蜡沉积问题更为严重。
消除沥青质和石蜡沉积物的方法有：
（1）机械方法（刮蜡器等）；
（2）热力方法（加热原油或其他液体使蜡溶解并清除）；
（3）化学方法（用不同组成的溶剂来溶解沉积物）。在加拿大艾伯塔Mitsue 油田大型烃混相驱过程中，用含二甲苯和甲苯的溶剂清洗井筒和井眼附近地带。油井生产动态表明，化学方法处理很成功。
（七）吸气剖面的改善
油层是具有一定孔隙度和渗透率的多孔介质。由于沉积环境的不同，通常情况下，油层是由很多性质不同的岩层所组成。这种地层的非均质性对混相驱有显著的影响，从而影响着原油的采收率。在一定压力下向油层内注入气体，这些气体总是力图寻找阻力最小的途径向经低压力点流动。由于高渗透带的流动阻力较小，大部分气体沿着这一通道向前流动。这样一来，低渗透层中油油大部分未受到注入气的驱替。垂向渗透率变化使得注入气体从注入井开始就以不规则的前缘形式向前推进。水平方向上的渗透率变化同样使得注入的流体以不均匀的速度驱替原油，从而造成高渗透层的注入气体过早突破，降低了原油采收率。混相驱在技术上是否能够成功，很大程度上取决于注入井能否达到所期望的注入剖面。改善注入井的吸气剖面的措施有：
（1）选择性射孔；
（2）对低渗透层进行酸化作业；
（3）安装井下流量调节器。
七、二氧化碳驱监测技术
对于大规模的混相驱项目，要达到技术和经济目标，就必须要认真监测，以获得评价和优化驱替动态所需的资料。综合监测包括流体取样与分析、示踪剂注入与分析、压力和剖面测量、观察井。下面介绍监测诸方面的设计原理。
1.流体取样与分析
在溶剂突破和任何井见效前，从实施混相驱过程的生产井中选取一定数量的井进行流体取样，每隔一个月在分离器处分别取一个油样、一个气样和一个水样，并且对所取的样品隔一个做一次分析。如果一口井的后一样品分析与以前的分析结果没有明显的变化，就将前一个样品废弃。当溶剂突破或任一生产井有响应时，每月对该井进行取样，并对其逐个分析。包括前面所选的所有井在内。在分离器处所取的油样和气样，都要按标准做组分分析，这些样品按分离器处的气油比重新混配，即可获得油井流出物的油气总组分。取水样的目的主要是进行相对密度的测定，当同一口井的前后两个水样的相对密度差值大于0.02 时，就要对水样进行化学分析。与分离器处原油相对的气体样品的组分变化是溶剂突破的主要特征，溶剂突破时，分离器气体变富（C2~C6摩尔分数升高，但C7+摩尔分数降低）。对水的相对密度测定结果、水的化学分析结果以及其他资料进行综合研究，可以帮助验证注入水是否到达生产井。
（二）注示踪剂
在二次和三次采油方案中，示踪剂的使用已被证实是确定定向流、阻挡层、异常现象及油井之间连通性的一种行之有效的办法。所选择的示踪剂必须具备下列特点：费用低廉、使用安全、容易探测，具有较低的探测范围，并且在探测范围附近易与其他示踪剂区分开。由于许多放射性示踪剂符合这些要求，因此所选择的大多数示踪剂属放射性物质。通常选择的示踪剂有：氟化甲烷、氚化乙烷、氟化了烷、氪—85、六氟化硫（SF6）、氟里昂11 和氟化水等。用氟化烃作为示踪剂的主要原因，一方面因为它们符合所有的选择标准，另一方面它们的性质几乎完全像非氟化烃。因此，它们中大部分都能保存在溶剂带内。氪—85 是一种惰性气体（沸点为-152℃，甲烷的沸点为-164℃），在油藏中呈气态，因此，在油层中比溶剂带运动得快。选用六氟化硫，SF6的沸点为-64℃，所以大多数注入的SF6能保持在注入的溶剂带内。氟里昂11 （CCl3F）被选用作为一些并组的备用示踪剂，它在储层条件下完全溶解于地层原油，大部分可随溶剂带移动。氟化水是用于注水期间追踪少数几个井组。在方案中进行水的追踪是为提供有关水和溶剂在储层中相对运动速度的数据，根据这些数据，可以判断溶剂的垂向扫油效率。对于二氧化碳混相驱工种监测，示踪剂常选氟、异丙烯基乙炔、泰洛氟酸铵、硝酸铵或六氟化硫。
（三）注气剖面的监测
烃混相驱是重力起主导作用的驱动过程。混相驱在技术上是否能够成功，在很大程度上取决于注入井能否达到所期望的注入剖面。注入剖面是用来评价注入流体纵向分布的。对以下几种注入井应进行注入剖面测井：
（1）不只往一个层中注入溶剂的井；
（2）原来压裂过的井；
（3）往彼此连通的各层注溶剂的井。
在整个项目区，大多数井每年都要进行压力测量。对于低压井来说，压力测定就更频繁，因而一旦油井压力恢复到所需的压力以上，即可很快开井生产。压力测量对混相驱的成功极为重要。压力读值可用来证实项目区压力是否保持在混相压力以上。此外，压力测定结果还可以证实项目区的能量消耗是否得到弥补。
（四）观察井的监测
择观察井也是综合监测技术中的一个重要环节。它是用来：
（1）确定温相驱是否能驱替出水驱后的残余油；
（2）观察溶剂突破后的产油动态；
（3）获得有关溶剂、注入水和示踪剂突破后的数据。观察井一般高注水井较近，以便能尽早探测突破情况，它必须还要接有一台分离器，以便随时进行测试；每周取两次分离的油、气、水样，以用来进行组分和示踪剂分析。观察井一般要限量生产。通常采用较低的产量防止观察井生产过多而改变并组驱替前缘。
（五）产出气体监测
通过自动取样和自动气相色谱分析，连续地监测溶剂的组分。溶解气、液化石油气（LPG）和干气流也同样是自动连续监测。所测定的溶剂组分要与溶剂的设计组分进行对比。自动调节溶解气、LPG 和干气的混合比率，以保证溶剂和储层流体之间能达到混相。
综合监测方案的这一部分至关重要，因为假如注入溶剂太贫，溶剂与地层原油就不再属于初次接触很相。相反，如果注入溶剂太富，经济上又承受不了。
烃类气体驱技术
一、烃类气体性质
（一）组成
烃类气体是指在常温常压下为气态的碳氢化合物，包括C1~C4（甲烷~丁烷）。烃类气体的组成表示法有三种：摩尔组成，体积组成和质量组成。
（二）相对分子质量
烃类是由多组分组成的混合物，因此，烃类的相对分子质量是一个“平均”概念。烃类气体相对分子质量定义为760mmHg 和0℃条件下，体积为22.4L 烃类气体所具有的质量。它在数值上等于标准状况下1 个摩尔烃类体积的质量。
（三）拟临界参数烃类气体的拟临界参数有拟临界温度和拟临界压力。
（四）烃类气体在原油中的溶解性
烃类气体在原油中的溶解性取决于原油的组成、烃类气体的组成、压力和温度等参数。根据相似相溶原理，烃类气体与原油的组成越接近，其在原油中的溶解性越好。轻质原油（富含中间组分 C2~C6的原油）中溶解的烃类气体多于重质原油；富气（中间组分C2~C6含量较高）在原油中的溶解度高于干气（中间组分C2~C6含量很少）。压力越高，烃类气体在原油中的溶解度越大，当压力达到原油饱和压力时，烃类气体在原油中的溶解度达到极限。如果进一步增加烃类气体，原油中气体达到完全饱和，不能再进一步地溶解烃类气体。随着温度的升高，烃类气体溶解性稍有降低。高压时，这种降低幅度更大。这是因为温度的增加，使烃类气体的饱和蒸汽压亦随之增加。
（五）烃类气体的粘度
烃类气体的粘度取决于气体的组成、相对分子质量、温度和压力等参数。烃类气体中甲烷含量越高，烃类气体相对分子质量越小，粘度越小；压力越低，粘度越大。高压和低压下，温度对烃类气体粘度的影响规律不同。烃类气体的粘度与相对分子质量比值同对比温度的关系。图中，Xi为i 组分的摩尔分数；Mwi为i 组分的相对分子质量；Tr为拟对比温度，Tr=T/Tpc；pr为拟对比压力，pr=p/Tpc；σ为重均相对分子质量，σ=（ XiMwi）1。μ为烃类气体粘度，10-3mPa·s。
二、烃类气体气驱油机理
（一）基本概念
1.混相驱替
混相驱替（Miscible Displacement，MD）是指在多孔介质中，一种流体驱替另一种流体时，由于两种流体之间发生扩散、传质作用，使两种流体互相溶解而不存在分界面，这种驱替叫做混相驱替。如果流体之间不存在界面，也就是说原油和驱替剂之间完全消除了界面张力，毛管准数变为无限大，残余油饱和度能够降到最低程度，这就是混相驱替的的目的。
2.初接触混相
初接触混相（FirstContact Miscibility，FCM）是指注入流体按任何比例都能与油藏原油相混合，并且它们的混合物保持单相的驱替过程。对于烃气驱而言，要达到初接触混相要求注入气含较高的重质组分，造成注气成本高，一般不为现场采纳。
3.多次接触混相
多次接触混相（Multwie Contact Miscibility，MCM）是指注入流体与油藏原油接触时形成两相，在两者之间出现就地的组分传质作用，形成一个驱替过渡带，其流体组成变化过渡为注入流体的组成，并且在这一驱替过渡带内所有的组成是接触混相的。由于原解和注入流体在流动过程中重复接触而靠组分的就地传质作用达到混相。多次接触混相也叫动态混相（Dynamic miscibility）。
4.正向接触和反向接触
在多次接触混相中包括正向接触（Forward contact）和反向接触（Reverse con-tact）。正向接触是指平衡的气相与新鲜的原油相接触，通过蒸发或抽提作用进行相间传质。而反向接触是平衡液相与新鲜注入气之间进行的相间传质。这两种接触形式同时在不同地点发生，正向接触发生在前缘，而反向接触发生在后缘。
5.凝析气驱
根据传质方式的不同，多次接触混相分为凝析气驱（富气驱）（Chndensing GasDrive，CGD）和汽化气驱（贫气驱）（Vaporizing Gas Drive，VGD），后者也称为蒸发气驱。富烃气富含C2~C6的中间组分，它不能与油藏原油发生初接触混相，但在适当的压力下可与油藏原油达到凝析气驱动态混相，即注入的富气与油藏原油多次接触，并发生多次凝析作用，富气中的中间组分不断凝析到油藏原油中，使原油逐渐富化，直至与注入气混相，这一过程称为凝析气驱混相。
6.汽化气驱
达到动态混相的另一机理是，依靠就地汽化（蒸发）作用，让中间分子量烃从油藏原油蒸发并进入注入气。这种达到混相的过程称作汽化气驱混相。
7.最小混相压力
最小混相压力（Minimum MiscibilityPressure，MMP）有多种定义。这些定义可分为两类：①在采收率与压力（注入气富化度）曲线上，给定注入体积的最低采收率相对应的压力值；②在采收率与压力（注入气富化度）曲线中一定弯曲度所对应的压力值。用细管采收率试验在给定注入气体积情况下确定最小混相压力者居多。一般给定标准注入气体积定为1.2PV。一些人利用气窜时采收率和最终采收率值来确定最小混相压力。用于确定最小混相压力的固定采收率值从90%到94%或95%。有时也使用在气窜时采收率值为85%，或90%，有时使用最终采收率为95%和8%。
一些学者用采收率曲线的弯曲度，即用最高弯曲度这一点来确定最小混相压力。高采收率区和低采收率区渐近线的延长线的交点处为最高弯曲度。由这种渐近线的交点确定的近最佳采收率来确定最小混相压力。目前仍没有最低混相条件的工业标准。在其众多确定方法中，采收率曲线法较为理想，但这类方法操作起来比较困难，需要进行多种测量数据。采用固定采收率确定方法物理意义不大，但它们仍是较为客观的方法。渐近延伸线法可找到采收率曲线上的突变点，对判断非混相驱替很有意义。细管驱替试验对较低采收率意义不大。在采收率较低时，流体力学起着重要的作用，相反在采收率较高时，原油和气体的相互作用占优势。因为细管驱替试验是一种热动力学测量方法，所以高采收率数据点才最有意义。细管驱替试验不能反映储层内复杂的流体力学特征，细管的流体力学特征是一种纯理论性的。细管驱替试验有向标准化过渡的趋势。Flock 等人发现增加长度能使结果稳定，最大限度抵消排量的作用。增加长度也能最大限度地缩短演变为混相的过渡区。最低速度也必须满足最大限度地消除指进现象。大多数细管长度为12m ，直径为.6cm 或略大些。注入排量一般定在能在8~24h 内完成试验的范围之内。目前，细管驱替试验标准比最低混相条件更加完善。
（二）烃类气体驱油机理
根据不同烃类气体自身及其与原油系统的特性，烃类气体驱油可具有：①初接触混相驱；②多次接触混相驱（汽化气驱和凝析气驱）；③非混相驱替几种驱替方式。
1.初接触混相驱
达到混相驱替最简单、最直接的方法，是注入接任何比例都能与原油完全混合的溶剂，以便使所有的混合物为单相。中等分子量烃，如丙烷、了烷或液化天然气，是过去最常用来进行初接触混相驱的溶剂。
对于初接触混相驱来说，中间分子量的烃溶剂将会从沥青基原油中沉淀出某些沥青，从而影响并的注入能力和产能，严重时可以在生产井中引起堵塞。连续注入液化石油气进行初接触混相，费用太高，代替的方法是注入一定体积的液化石油气溶剂段塞，其体积只有油藏孔隙体积的一小部分，并用费用较低的流体如天然气或烟道气混相驱替溶剂段塞。在理想情况下，溶剂段塞混相驱中的溶剂混相地驱替油藏原油，而驱动气混相地驱替溶剂，推动小的溶剂段塞通过油藏。
2.多次接触混相驱替
多次接触混相根据传质方向不同分为凝析气驱（富气驱）及汽化气驱（贫气驱）。
（1）凝析气驱
凝析气驱过程中，油藏原油与注入气之间的混相是靠诸如乙烷、丙烷和丁烷等中间分子量烃从含有这些物质的注入气中就地传质进入油藏原油（即中间分子量烃“凝析进入”原油）来达到的。在合适的压力和气体组成条件下，油藏原油会变得富含这些物质，从而在注入气与富化原油之间造成混相，把富含有较高浓度中间分子量烃的注入气称作“富气”，因此，此混相过程也叫富气驱。注入A 和B 之间组成的气体，就能达到凝析气驱混相。假设在图中以组成为B 的气体驱替原油，B 是通过褶点P 的极限连接线延长后和三角形右边相交确定的，原油和气体 B 在开始并不是混相的，因为其中大部分混合物落在两相区内。当气体B 和油藏原油初接触后形成混合物M1按照通过 M1的连接线，在油藏中液体L1和气体G1在 M1点是平衡的，随后再注入气体B 推动可移动的平衡气体G1向前进入油藏，留下平衡液体L1和B 气接触，气B 和液体L1混合形成一新的混合物 M2，此点气体G2和液体L2达到平衡，并且液体L2比初接触留下的L1更靠近褶点。继续注入气体B，井眼附近的液体组成以相同方式逐渐沿泡点线改变，直到达到褶点的组成为止，褶点流体与注入气体是混相的。凝析气驱形成—接触混相液体组成过渡带，它由油藏原油组成，通过L1、L2、L3、泡点曲线上的P，到注入气体的组成。在形成混相过渡带之前必须发生足够的气—油接触。与此同时，多次接触机理形成—气体组成过渡带，由G1组成到露点曲线上的P 形成，并且尽管油藏原油是混相驱替的，但在过渡带可能发生气一液两相流动。
如果注入气体中的中间烃含量小于极限连接线与三角形右边交点规定的量，原油就不可能富化到混相点。例如，连接平衡气体G1和平衡液体L1的连接线，当延长时通过气体组成C。如果注入气体C 驱替油藏原油，则原油富化到组成L1，而后富化即行停止，因为进一步接触总是产生G1和L1这两种平衡气体和液体。如果延长的连结线通过注入气体的组成，将形成不混相驱替。如果原油的组成位于拟三元相图极限连接线的左边，因为凝析气驱与这种原油达到动态混相，富化气必须位于极限连接线的右边。为达到混相可调整两个参数，油藏压力和气体组成。对于一定的原油和注入气体组成来说，油藏压力要达到MMP，高于这一压力就能达到动态混相。因为增加油藏压力可减小两相区，这时即使注入气体的中间分子量组分浓度低些也将达到混相。
（2）汽化气驱
多次接触混相的另一个机理是依靠汽化作用，使中间分子量烃从油藏原油汽化进入注入气，以形成混相过渡带。这种达到混相的方法称作高压干气驱过程或汽化气驱过程。用甲烷作为注入流体达到汽化气驱混相的机理。例中油藏原油A 含有高百分比的中间分子量烃，并且它的组成位于通过褶点的极限连接线的延长线上。注入气体和油藏原油在开始是不混相的，因此，在气的前缘后留下一些未驱替走的原油。设想注入气和油藏原油初次接触形成 M1，按照该点的连接线液体L1和气体G1达到平衡。继续注入的气体，推动初接触后留下的平衡气体G1更深入地进入油藏，接触新鲜原油。液体L1作为残余油留在后面。G1和原油接触后形成 M2，其相应的平衡气体为G2和平衡液体L2，进一步使气体G2向前流动接触新鲜的原油，并且重复以上过程。驱替前缘的气体组成以这样一种方式沿露点曲线逐渐改变，直到它达到褶点的组成为止。褶点流体是直接与原油混相的。汽化气驱也形成由油藏原油组成到注入气的组成接触混相过渡带。
只要油藏原油的组成位于极限连接线上或其右侧，而使用极限连接线左侧组成的天然气，依靠汽化气驱机理就可能达到混相。如果原油组成位于极限连接线的左侧，则气体的富化仅能发展到位于延长后通过原油组成的连接线上平衡气体的组成。随原油的中间分子量烃浓度的减小，原油组成向拟三元相图左边移动，并且为达到混相需要更高的压力。增加压力可以增加汽化作用使中间分子量烃汽化进入蒸汽相，同时减小两相区并改变连接线的斜率，从而使极限连接线的延长部分向图的左边移动，直到最后，由于压力的增加，原油的组成再次位于极限连接线的右侧。但对于许多原油来讲，由于其中间分子量烃含量较小，使用甲烷一天然气的混相压力太高，在油藏注入工程中是达不到的。
3.非混相驱替
从混相原理上可知，随着压力增加，即使是用贫气驱动含中间分子量烃较少的重油，它们之间也有可能达到混相。但要求的混相压力极高，在油藏注气工程中不可能达到。此时注气只能是非混相驱替。前面我们讲气液系统的特性中提到，烃气在原油中有一定的溶解度，一定压力下溶解气可以改变油流特性，同时不混相的气—液之间存在传质作用。因此，非混相驱替也会使原油采收率有所提高。国外研究资料表明，非混相实验中的原油采收率明显小于初次接触或汽化气驱实验的原油采收率，但非混相驱所需压力不大，注入气价格也较低，并且还能回收一些原油，也就是说非混相驱更容易做到，成本较低。如果能合理利用气一液密度差反不利的流度比，选择适宜的地层，控制粘性指进、重力舌进，非混相驱所驱替出原油的量则将是相当可观的。
氮气驱技术
一、氮气物理化学性质
在常温常压下，N2为无色无味的气体，其相对密度约为空气的0.97 倍。N2的临界温度为126.35K，临界压力为3.398MPa。当压力为0.1MPa，温度为273.15K时，N2的密度为1.25kg/m ，导热系数为0.02392J/（m·s·℃），动力粘度系数为0.0169mPa·s。在不同条件下，N2也可以气、液、因三种状态存在。在常压下，温度为77.37K 时，氮气变成无色透明的液体。当温度为63.15K 时，氮凝固成雪状的固体。N2化学性质极不活泼，在常态下表现出很大的惰性。它不易燃烧、干燥、无爆炸性、无毒、无腐蚀性，因而使用安全可靠。对氮气的各种特性参数，可用与CO2相同的方法来确定。表2-5 给出氮气的一些性质。
|
分子量
|
沸点
|
|
熔点
|
|
临界温度
|
临界压力
|
偏差系数
|
|
28.013
|
-195.78
|
℃
|
-209.89
|
℃
|
-146.80 ℃
|
-3.398 M Pa
|
0.291
|
（一）氮气的密度
1.氮气的密度
与大多数其它气体类似，N2的密度随压力升高而增加，随温度的升高而降低。在相同的压力、温度条件下，氮气的密度比CO2小，比甲烷高，但比某些烃类气体低。一般情况大，氮气的密度低于气顶气密度，因而有利于采取N2重力驱开发凝析气田。
2.液氮的密度
与液体CO2性质相似，液氮的密度主要随温度的升高而减小。
3.固氮的密度固氮的密度受压力的影响甚微，但随温度的升高有所减小，见表2-6。
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温度，K
|
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0.15
|
20.65
|
45.15
|
63.13
|
|
密度，kg/m
|
3
|
1137
|
1026
|
982
|
947
|
（二）氮气的粘度
1.氮气的粘度
氮气的粘度与气顶气接近，略高于甲烷。在压力接近41MPa 时，氮气的粘度与甲烷相近。N2的粘度与温度、压力的关系。可见，N2粘度总的趋势是随压力升高而增加。当压力较高时，其粘度随温度升高而降低；而当压力较低时，则随温度升高而升高。在相同的油层压力和温度条件下，N2粘度比CO2和天然气都低，因而重力驱气顶油藏适宜注入N2开采。
2.液氮的粘度
与液体CO2相似，液氮的粘度受压力的影响不大，但随温度的升高粘度值减小。
（三）氮气的偏差系数
氮气的偏差系数随压力的升高而增加，受温度的影响较小。在相同条件下，氮气的偏差系数比CO2、天然气的该值高，约为CO2的3 倍，这种较大的膨胀性有利于驱油。氮气的粘度受温度的影响较小，其原因是氮气的临界温度较低。在相同条件下，它的偏差系数比天然气高。
（四）氮气的溶解性
氮气在淡水和盐水中的溶解性都很微弱，比二氧化碳和天然气更不易溶于水。该特性有利于采用注氮气来保持油藏压力。另外，由于地层温度比较稳定，故认为地层温度对氮气的溶解性不起主要作用。与此相反，压力和含盐量对氮气在水中的溶解起主要影响作用，含盐量越高，溶解度越小，压力增加，氮气的溶解度提高。
（五）氮气的临界性质
蒸汽压曲线lg始于气液团三相点Tr，终于临界点Co当温度为63.15K，压力为0.0124MPa 时，气、液、固三相呈平衡状态。在临界点C 附近，气液两相形成连续的流体相区，此时它既不同于一般的气相，也不同于一般的液相。
二、氮气驱油工艺
氮气驱提高原油采收率主要机理包括混相驱替、重力驱替和注气保持油减压力。另外，氮气还可以作为驱替二氧化碳、富气或其他驱替剂与原油的混相段塞的驱替段塞。
1.混相驱替
注氮的气混相驱替过程是多次接触动态混相过程，氮气驱混相机理与高压于气温相驱相似。注入的氮气在高压下通过蒸发（汽化）作用从原油中抽提轻烃和中间烃类。当驱替前缘蒸发到足够的轻烃和中间烃时，能与油藏原油混相而达到混相驱替。向地层中注入氮气时，氮气与原油接触抽提原油中的轻烃组分而富化，富化的氮气段塞继续向前移动与“新”的原油接触，按照抽提、移动、再抽提、再移动方式进行。随着氮气的不断注入，氮气不断地蒸发原油中的轻烃以及中间烃，气体中的轻烃比例增高。从注入带到驱替前缘，氮气被不断地加富，而液态原油中剩余的重烃组分比例增大，直到临界点时，气态和液态达到平衡而混相。为了保证油藏内混相驱替过程得以不断进行，需要不断地注入氮气，以达到充分混相。由于氮气与原油混相所需的最小棍相压力很高，所以，氮气温相驱只能用于深层油藏或高压油藏。另外，达到混相要求原油中轻烃的含量高，氮气不能混相驱替重质原油。N 混相驱所需的混相压力较高，如果注入N2后油藏压力仍不能达到混相压力，可以通过N 前注入一个CO2段塞（因CO2的混相压力低于N2），这样能从原油中提出更重的烃类。氮气—原油系统的混相过程可用三元相图来描述。在拟三元相图中，如果油藏原油的组成点位于A 点，注入气体为100%纯氮气，氮气与原油的动态混相按如下过程进行。
（1）氮气与原油第一次接触，形成新体系 M1；
（2）新体系 M1位于两相驱内，具有一个平衡气相G1和一个平衡液相L1；
（3）由于气相G1比液相L1的流动能力大，因而气相G1与前面的原油进行第二次接触，形成新体系 M2；
（4）相应地，存在平衡气相G2和平衡液相L2，C2与前面原油进行第三次接触，形成体系 M3；
（5）随着接触次数的增加，接触后气相的组成点沿 G1，G2，G3，…，Gn发展，气相中C2~C6的中间组分越来越多，最终达到临界点C，达到混相。
2.重力驱替
重力驱替是指依靠注入气体与原油间重力分异作用，在油气构造顶部或大倾角油层的上部注气，以保持或部分保持气顶压力开采原油及天然气的方法。当向含油构造顶部注入氮气时，由于氮气的密度小于气顶气的密度，氮气将处于油层气顶的顶部，而且，氮气还具有非常有利的体积系数（较大的膨胀性），因此，注入的氮气可以保持甚至加大气顶的压力而驱替原油流动。当向较深的油气藏（压力接近于42MPa）注氮气时，氮气的粘度和甲烷的粘度相近，密度和气顶气的密度相近，这一特性有利于保持气顶压力而同时开采石油和天然气。重力驱替主要用于倾斜油藏和垂向渗透率高（高于0.2μm2）的地层。但在重力驱替开采原油的过程中，由于注入的氮气与原油的粘度相差较大，如果注入速度不加以控制，极易发生粘性指进。
3.保持油藏压力
保持油藏压力可以大大提高原油的采收率。对于封闭地层，将油藏压力保持在露点压力以上是非常有效的。例如在凝析油气田的开发中，当油藏压力低于露点压力时，会出现反凝析现象而降低凝析油的采收率。向地层中注入氮气时，氮气在原油及地层水中的溶解性非常差及其良好的膨胀性，有利于保持油藏的压力，使油藏压力高于露点压力，避免反凝析现象的发生，从而提高凝析油的采收率。另外，在油藏压力达到一定程度时，氮气与原油能发生多级接触混相，混相驱替可进一步提高采收率。与衰竭法开采凝析油气田相比，注气保持压力开采可提高采收率45 %。值得注意的是，注纯氮气会导致露点压力上升，从而引起地层中液体的析出。解决这一问题的方法是先注入一个氮气和天然气的缓冲段塞。
三、最小温相压力的预测
1.Sebastian 等人的方法
2.Hanssen 方法
氮气的最小混相压力取决于原油中轻烃和中间烃的含量、油藏温度以及注入氮气的杂质（如CO2）。随着原油中的轻烃和中间组分含量的增加，氮气的最小混相压力降低。注入氮气中如果含有CO2等杂质，也会降低氮气的最小混相压力。温度对最小混相压力的影响比较复杂。
四、注氮气油藏选择
一般来说，一个油藏要注气最关键的条件是油藏要有良好的封闭性，这样注入气不致漏窜，注氮气开采原油也不例外。然后根据油藏的地质、构造和油藏流体特征，选择不同的驱管机理，确定注入方式及注入压力等施工参数。注氮气油藏选择主要考虑以下几点。
1.原油的组分和性质
影响氮气驱的机理和效果最主要因素是原油性质：原油的粘度和API 重度。低粘度和高API 重度的原油有利于氮气混相驱。氮气在API 重度高的原油中的溶解度大于在低API 重度原油中的溶解度；API 重度高的原油中的轻烃和中烃（C2~C6）含量高且粘度低。API 重度高的原油一方面有利于高压下氮气对原油的蒸发作用（汽化轻烃和中间烷轻（C2~C6）作用产生混相），另一方面，较高的轻质烷烃和中间烷烃含量，可以降低原油粘度，缩小注入氮气与原油的粘度差，减少粘性指进而提高波及效率。因此，高压下注氮气混相驱或保持压力开采的主要对象是35°API及以上的原油，而对于注氮气推动二氧化碳混相段塞，要求的原油的API 重度要低一些。
2.油藏性质
进气油藏的选择依据注氮方式或驱替机理的不同而有不同的标准，表2-2 列出了油藏性质对气体注入方式的影响结果。
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油藏参数
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对气体注入方式的影响和意义
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温度
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氮气的压缩性随温度变化的程度低于二氧化碳和甲烷，注入气量越高，需要温度
越低
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孔隙度
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如果认为平均孔隙度适于注二氧化碳，则也适于注氮气和烟道气
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渗透率
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油藏的水平渗透率和相对修道率是注气法的重要者数，油藏非均质性是影响注入
气被及系数和垂向驱油效率非常重要的因素。油藏内高渗透层可以导致高的流度
比，导致早期气窜和低的驱油效率。一般来说，注气法用于低渗透性油过 （约
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10 m D），比注化学剂 （约50 m D） 和热采 （约300 m D） 的方法要求低
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原生水
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原生水的含盐量和组分很重要，特别是对于烟道气更加重要，因为烟道气和水中
的组分反应后，可以形成油藏的堵塞物
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饱和压力
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对确定注入压力很正要，它关系到气的驱动是混相还是非混相的
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压力
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氮气与甲烷在6000lb/in2时的粘度相同；氮气在淡水或盐水中的溶解度与压力密切
相关；在一定相似压差下，氮气的露点变化比天然气更明显；注入气体的可混压
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力取决于油藏的深度和压力；如果油藏压力降到饱和压力以下，将发生相变
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原油 组 分 和
性质
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如果原油中含有相当量的中间烃 （C2 ~C6），将发生氮气—油混相。这种混相能力
来自蒸发抽提作用。
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原油 料 皮 和
相对密度
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低粘度、低相对密度原油最适于注氮气；小于10cP 和大于35°API 的原油适于二氧
化碳混相驱，也适于氮气和烟道气
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油层 和 非 均
质和裂缝
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混相受以下因素影响：（1） 流度比；（2） 分子扩散和粒间分布；（3） 孔隙大小分
布；（4） 流线变化；（5） 油层压力变化
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深度
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浅油层不能经受高压，因而3000 m 以上深油层适于注氮气温相驱
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含油饱和度
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残余油饱和度小于20 %~25 %时注气法效果不大
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其他 几 项 参
数
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对注气 （氮气和烟道气） 比较重要的参数如下：油藏岩性，油层厚度、流体性质
（油层原油性质）、天然水驼和气顶驱
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（1）构造条件：若利用重力驱替作用注气开采原油，要求油藏的构造中具有比较陡的地层倾角，以利于发挥油气分离作用。同时要求地层的垂向渗透性要好（垂向渗透率大于0.2μm2）。
（2）油层深度：氮气混相驱要求很高的混相压力，而浅的油层不能经受高压，因此深油层更适合于注氮气混相驱。一般要求注氮气温相驱的油层深度大于7500ft，而对注氮气非混相驱则无此要求。
（3）渗透率：对于注气来说，低渗透性的油藏的效果会更好，因为低渗透油藏可以提供充分的混相条件，高渗透性油层会导致高的流度比而产生早期气窜，降低驱油效果。一般来说，注气要求的渗透率极限为0.01μm2。若利用重力分离作用开采原油则恰恰相反.要求更高的垂向渗透率（大于0.2μm2）。
（4）含油饱和度：要求含油饱和度（Φ·So）大于10%~25%，否则达不到预期的效果。
（5）油层压力：油层压力的大小决定着注氮气开采的机理（温相驱或非混相驱）。对于注氮气温相驱，要求的油层压力应大于4500lb/in2；对于注氮气推动二氧化碳混相段塞要求的压力只有13001b/in2。而注氮气非混相驱则无此要求。
（6）非均质性和裂缝：一般来说，裂缝油藏或非均质油藏不适合于注气开采。
五、氮气注入工艺
1.氮气制备
氮气的主要来源是空气。从空气中获取氮气的原理是根据空气中各气体组分（主要是氧气和氮气）的沸点差异（氮气的沸点为-195.78℃，氧气的沸点为-147.22℃），采用空气冷冻分离法将氮气从空气中分离出来，可获得纯度达99.999%以上的氮气。
2.注氮气工艺流程
由于注氮需要较高的压力，氮气必须经多级压缩后，才能达到注入压力的要求。根据注入层的要求，可以选用不同级数的压缩机组。例如，在太阳公司的福多奇油田的注氮工艺过程中，采用三级压缩。通过三级压缩机组，把氮气的压力分别从1100psi 升至1800psi，从1800psi 升至3500psi，再从3500psi 升至8300psi。达到要求的8300psi 后，才注入到井内。
3.产出气脱氮工艺
在注氮气开发油气田的过程中，生产井产出气中的含氮量不断上升，不但影响了注入氮气的利用效率和经济效果，而且降低了产出的天然气的热值和液化气的质量。因此，产出的气体要经过脱氮处理。天然气的脱氮过程是，在深冷条件下通过蒸馏作用从富含甲烷的天然气中析出氮气。脱氮装置一般包括三个部分：
（1）预处理：除去硫化氢和水；
（2）脱氮冷却箱：一般需要双蒸馏塔；
（3）再压缩：脱出的氮气一般要回注到油层中，再压缩的压力根据回注压力确定。
六、氮气驱的特点
1.氮气驱的优点
（1）适应的油藏类型多。对于挥发性油藏、凝析油藏采用注氮气方法可以获得较高的采收率；对于带气顶油藏和油环的油藏，注氮气可缩短开采期，提高经济效益；对于灰岩油藏，注氮气的成功率也很高。
（2）提高采收率机理多。由于注氮气不仅可以发展为混相驱，而且也可以利用重力排驱和保持油藏压力机理，提高采收率。因此，即使不能在油藏条件下达到混相驱，采收率的提高幅度也十分明显。
（3）氮气（或烟道气）的成本低。氮气与天然气及二氧化碳相比成本低得多，在美国注氮气成本为天然气的1/4，是CO2的1/3~1/2。人们可以从空气中制氮，其资源充足且不受地理条件限制。此外在能源利用上，氮气比天然气更合理，更安全，更可靠。
2.注氮气的缺点
（1）需要很高的压力才能使氮气与原油达到很相。在相同条件下，氮气与原油的最小混相压力比CO2和天然气的最小混相压力高得多。
（2）如果注入的是工厂废弃的烟道气，会带来较为严重的腐蚀问题，采用烟道气分离技术会增加注气的成本。