李 毓 盧祥國(guó) 李鴻儒 張 杰 王曉燕， 崔丹丹 鄶婧文

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；2.中國(guó)石油大港油田采油工藝研究院，天津 300280；3.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

0 引言

大港油田底水油藏多采用水平井井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，底水油藏儲(chǔ)層具有高孔隙度、高滲透率和高原油黏度的特點(diǎn)。盡管水平井開(kāi)發(fā)整體效果都優(yōu)于常規(guī)直井，但現(xiàn)有強(qiáng)注強(qiáng)采工作制度易造成水平油井底水快速突進(jìn)和突破，加之現(xiàn)有水平井水平段多數(shù)未下管外封隔器，油藏開(kāi)發(fā)后期堵水作業(yè)難以實(shí)施?，F(xiàn)有36口水平井中21口井含水率高于90%，8口為60%～90%，7口低于60%，因此高含水率已成為制約水平井開(kāi)發(fā)效果的瓶頸問(wèn)題。

長(zhǎng)期以來(lái)，中國(guó)大慶、勝利和渤海等油田化學(xué)驅(qū)研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)在解決高含水制約水平井開(kāi)發(fā)效果的問(wèn)題上取得重要進(jìn)展［1-4］，2020年化學(xué)驅(qū)增油量超過(guò)千萬(wàn)噸。王銳等［5］通過(guò)對(duì)低滲非均質(zhì)性油藏CO2驅(qū)油特征的研究證明了CO2驅(qū)能啟動(dòng)低滲層中水驅(qū)沒(méi)有波及到的原油。趙永攀等［6］進(jìn)一步對(duì)特低滲透油藏CO2驅(qū)油進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與礦場(chǎng)應(yīng)用，證明了注氣能快速有效地補(bǔ)充地層能量，增加油田產(chǎn)量。侯廣［7］通過(guò)對(duì)致密油體積壓裂水平井進(jìn)行CO2吞吐實(shí)踐與認(rèn)識(shí)，證明了增膨、降黏是致密油藏CO2吞吐增產(chǎn)的主要作用因素。王智林等［8］對(duì)水驅(qū)后注CO2補(bǔ)充能量機(jī)理及方式優(yōu)化進(jìn)行了評(píng)價(jià)，解決了水驅(qū)后低滲油藏壓力下降快、能量恢復(fù)難的問(wèn)題。水平井CO2吞吐研究和試驗(yàn)表明，CO2吞吐是提高單井產(chǎn)油量和采收率的有效措施［9-12］。

為了滿足目標(biāo)底水油藏化學(xué)驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的技術(shù)需求，本文以物理化學(xué)、高分子材料學(xué)和油藏工程等為理論指導(dǎo)；以儀器檢測(cè)、化學(xué)分析和物理模擬等為技術(shù)手段；以大港油田底水油藏地質(zhì)構(gòu)型、井網(wǎng)井型和流體特點(diǎn)等為模擬對(duì)象，開(kāi)展了底水油藏化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐和CO2驅(qū)增油效果實(shí)驗(yàn)研究。研究成果為化學(xué)驅(qū)后剩余油的進(jìn)一步挖潛提供了科學(xué)依據(jù)。

1 測(cè)試條件

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

1.1.1 藥劑和油水

實(shí)驗(yàn)藥劑包括聚合物BHHP-113（有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)88%）、表面活性劑BHS-01B（有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)40%）和聚表劑（有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)90%），以上3種藥劑由大港油田公司提供。調(diào)剖劑類型為聚合物凝膠，由聚合物、交聯(lián)劑和助劑等組成，其中聚合物為干粉聚合物SD-201（有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)88%）；交聯(lián)劑為酚醛樹(shù)脂交聯(lián)劑（有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)100%）；固化劑為間苯二酚（有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)100%）。調(diào)剖劑由中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。實(shí)驗(yàn)用油由大港油田莊A1井原油與輕烴混合而成，65℃時(shí)黏度為20 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水為大港油田莊A井區(qū)模擬注入水，模擬實(shí)驗(yàn)注入水參數(shù)（表1）。

表1 實(shí)驗(yàn)注入水參數(shù)Table 1 Parameters of experimental injection water

1.1.2 仿真模型

仿真模型由均質(zhì)、平面和層內(nèi)非均質(zhì)巖心經(jīng)環(huán)氧樹(shù)脂澆鑄而成［13-14］，幾何尺寸為長(zhǎng)×寬×高=32 cm×32 cm×6 cm（表2）。模型上部為油層（厚度5 cm），下部為水層（厚度1 cm），通過(guò)與外部“恒壓”水源相聯(lián)來(lái)模擬無(wú)限大底水水體。

表2 仿真模型參數(shù)及實(shí)驗(yàn)方案內(nèi)容Table 2 Parameters of simulation model and experimental program contents

1.2 儀器設(shè)備、測(cè)試步驟和方案內(nèi)容

1.2.1 儀器設(shè)備

化學(xué)驅(qū)實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括平流泵、無(wú)限大水體模擬器（壓力表、液位儀和中間容器），CO2氣驅(qū)和CO2吞吐實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括大型高溫高壓容器、手搖泵、中間容器、CO2氣瓶、氣體流量計(jì)、壓力傳感器和電阻檢測(cè)儀等，設(shè)備流程示意見(jiàn)圖1。

圖1 水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)及CO2吞吐實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程示意Fig.1 Schematic diagram of water flooding,chemical flooding,CO2 huff and puff experiment equipment and workflow

1.2.2 操作步驟

（1）巖心飽和水：常溫條件下，巖心抽真空飽和水，計(jì)算孔隙體積及孔隙度。

（2）巖心飽和油：65℃油藏溫度下，油驅(qū)水，計(jì)算含油飽和度。

（3）水驅(qū)和化學(xué)驅(qū)：65℃油藏溫度下水驅(qū)到含水率98%，然后注入設(shè)計(jì)段塞尺寸化學(xué)驅(qū)油劑，最后后續(xù)水驅(qū)到含水率98%。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中定期記錄各組電極間電阻率［15-16］，利用電阻率與含油飽和度關(guān)系確定巖心內(nèi)不同位置和時(shí)間的含油飽和度，繪制含油飽和度分布圖。

（4）CO2吞吐：向巖心注入CO2，直至巖心壓力達(dá)到6 MPa，悶井12 h，吞吐3輪次（每次注入壓力都達(dá)到6 MPa）。每輪次吞吐后以0.01 MPa“恒壓”向巖心底水層補(bǔ)充水，直到采油井不見(jiàn)氣體為止。

（5）CO2吞吐和CO2驅(qū)：先向油井注入CO2（注入壓力6 MPa，穩(wěn)壓12 h，然后將油井回壓閥壓力調(diào)至5.6 MPa生產(chǎn)），同時(shí)向水井注入CO2驅(qū)替（注入壓力達(dá)到6 MPa，以100 mL/min氣驅(qū)，驅(qū)替結(jié)束后再解除回壓），第1輪次吞吐結(jié)束后再進(jìn)行第2輪次吞吐，最后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。

巖心底水為無(wú)限大水體，依據(jù)油藏實(shí)際底水壓力與注入壓力關(guān)系確定底水壓力為0.01 MPa。水驅(qū)采用“恒速”注入方式（1 mL/min），化學(xué)驅(qū)初期為“恒速”注入方式，待注入壓力達(dá)到2p（p為水驅(qū)結(jié)束時(shí)注入壓力）后轉(zhuǎn)為“恒壓”驅(qū)替。這樣做的原因在于，巖心實(shí)驗(yàn)注入壓力可以不受限制地升高（注入壓力愈高，擴(kuò)大波及體積效果愈好），而礦場(chǎng)注入壓力受到儲(chǔ)層破裂壓力限制（大港油田儲(chǔ)層破裂壓力是水驅(qū)結(jié)束時(shí)注入壓力2倍左右），因此室內(nèi)實(shí)驗(yàn)必須限制注入壓力升高幅度，否則，實(shí)驗(yàn)結(jié)果與礦場(chǎng)實(shí)際值存在較大差異，最終誤導(dǎo)技術(shù)決策。

2 結(jié)果分析

2.1 驅(qū)油劑類型對(duì)化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐增油效果的影響

2.1.1 采收率

對(duì)同一種模型分別進(jìn)行直接水驅(qū)及水驅(qū)后注入不同藥劑，再進(jìn)行CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，得到化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表3）。其中無(wú)數(shù)據(jù)表示未進(jìn)行化學(xué)驅(qū)。

從表3可以看出，水驅(qū)后直接實(shí)施“CO2吞吐（方案1）”增油降水效果最好，“水驅(qū)+聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)+CO2吞吐”（方案2）效果最差。分析認(rèn)為，方案1僅實(shí)施了水驅(qū)，巖心內(nèi)剩余油飽和度高，CO2注入量遠(yuǎn)高于其他方案，能量補(bǔ)給充足，采收率增幅較大。此外，由于方案1未實(shí)施化學(xué)驅(qū)，CO2在水中擴(kuò)散速度高于聚合物溶液和聚/表二元體系，CO2與原油作用更充分，因而吞吐效果較好。在聚合物溶液、聚/表二元體系中，聚/表二元體系驅(qū)增油降水效果較好（方案3），聚合物溶液較差。由此可見(jiàn)，聚表劑溶液在驅(qū)替過(guò)程中因抗剪切能力較弱，其滯留和液流轉(zhuǎn)向效果較差，因而采收率增幅較小。

表3 不同驅(qū)油劑類型階段采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 3 Experimental data of stage recovery factor for different displacement agents

2.1.2 各輪次CO2吞吐效果和采出液性質(zhì)

進(jìn)行3輪次CO2吞吐過(guò)程中，各輪次增幅不斷減小，當(dāng)本輪次增幅過(guò)小時(shí)則無(wú)開(kāi)采意義，對(duì)比每輪次采收率及采收率增幅，各輪次CO2吞吐采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（表4）。

表4 各輪次吞吐采收率測(cè)試數(shù)據(jù)Table 4 Experimental data of each-round huff and puff recovery

從表4可以看出，在CO23輪次吞吐中，前2輪次增油效果比較明顯。

由于方案1中CO2吞吐前未實(shí)施化學(xué)驅(qū)，巖心內(nèi)剩余油飽和度較高，3輪吞吐累計(jì)采收率增幅為33.2百分點(diǎn)。方案2和方案3中CO2吞吐前實(shí)施了化學(xué)驅(qū)，方案2采收率增幅為6.3百分點(diǎn)，方案3采收率增幅為5.0百分點(diǎn)。將巖心注氣至6 MPa后開(kāi)展悶井實(shí)驗(yàn)，悶井結(jié)束后觀察巖心內(nèi)壓力降幅，各輪次CO2吞吐悶井后巖心內(nèi)壓力及其降幅測(cè)試數(shù)據(jù)（表5）。

表5 各輪次悶井后巖心內(nèi)壓力及其降幅Table 5 Pressure in core and its drop after each round of soak

從表5可以看出，巖心悶井前壓力為6 MPa，悶井12 h后壓力呈現(xiàn)不同程度下降。分析認(rèn)為，由于部分CO2溶于油水和超臨界狀態(tài)等因素影響，致使巖心孔隙壓力降低。在3個(gè)方案中，巖心剩余油飽和度愈高，悶井后壓力降幅愈大。對(duì)于同一實(shí)驗(yàn)方案，隨CO2吞吐輪次增加，悶井后壓力降幅減小。

利用氣體流量計(jì)計(jì)量注氣量與放噴時(shí)的采氣量，巖心各輪次CO2吞吐后CO2采出量測(cè)試數(shù)據(jù)（表6）。

從表6可以看出，在3個(gè)實(shí)驗(yàn)方案實(shí)施過(guò)程中，CO2注入量普遍高于采出量，即存在損失量。隨吞吐輪次增加，損失氣量逐漸減小。分析認(rèn)為，由于原油溶解CO2量大于水，即溶解度較大，因而巖心內(nèi)剩余油飽和度愈高，悶井后壓力降幅愈大，注采氣量差值愈大。

表6 各輪次吞吐注采氣量（常壓狀態(tài)）Table 6 Gas injection-production volumes in each round of huff and puff(normal pressure state)

為探究CO2吞吐后，部分CO2是否溶于采出液中，將3個(gè)輪次的采出液進(jìn)行離子組成分析，各輪次CO2吞吐后采出液離子組成分析（表7）。從表7可以看出，CO2溶于水后形成了“碳酸水”，進(jìn)而電離形成HCO3-和CO32-，導(dǎo)致體系中該2種離子含量增加，溶液酸性略微增強(qiáng)。此外，由于H+抑制CO32-生成，導(dǎo)致部分采出液中檢測(cè)不到CO32-。

表7 各輪次采出液離子組成Table 7 Analyses of ion composition for each round produced fluid

綜上所述，采出液中碳總量質(zhì)量濃度遠(yuǎn)高于模擬水（模擬水HCO3-為651 mg/L，無(wú)CO32-），說(shuō)明采出液中溶解了部分CO2。

2.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐增油效果的影響

2.2.1 采收率

方 案3（2、6 μm2）非 均 質(zhì) 巖 心 與 方 案4（4 μm2）均質(zhì)巖心的注劑情況完全相同（水驅(qū)+聚/表二元驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)+CO2吞吐），對(duì)比兩者在不同階段的開(kāi)采效果，得到儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐采收率影響實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（表8）。

表8 儲(chǔ)層非均質(zhì)性采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 8 Experimental data of heterogeneous reservoir recovery factor

從表8可以看出，在巖心平均滲透率和驅(qū)油劑類型（聚/表二元體系）相同條件下，與層內(nèi)非均質(zhì)巖心（方案3）相比較，均質(zhì)巖心（方案4）化學(xué)驅(qū)增油效果較好，剩余油飽和度較低，因而CO2吞吐采收率增幅較小，但最終采收率較高。

2.2.2 剩余油分布

在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，定期記錄水驅(qū)后、注劑后及后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時(shí)各組電極間電阻率，利用電阻率與含油飽和度關(guān)系確定巖心內(nèi)不同位置和時(shí)間的含油飽和度，繪制含油飽和度分布圖。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中巖心各小層剩余油飽和度分布見(jiàn)圖2、圖3。

從圖2和圖3可以看出，在注入水和底水共同作用下，水驅(qū)后巖心內(nèi)剩余油呈現(xiàn)復(fù)雜分布；聚/表二元驅(qū)結(jié)束后，從采出井到注入井剩余油飽和度呈減少的趨勢(shì)；后續(xù)水驅(qū)結(jié)束后剩余油飽和度進(jìn)一步降低。在4個(gè)底水注入口附近區(qū)域，水驅(qū)后剩余油飽和度較低，表明底水突進(jìn)作用明顯；聚/表二元驅(qū)結(jié)束后剩余油分布較均勻。分析認(rèn)為，由于采取“水平井注和直井采”井網(wǎng)，水驅(qū)后剩余油主要分布在遠(yuǎn)離注采井主流線以及低滲層油井附近兩翼區(qū)域，注入聚/表二元后對(duì)底水突進(jìn)具有抑制作用。

2.3 調(diào)剖對(duì)化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐增油效果的影響

通過(guò)方案5“水驅(qū)+0.8 PV（巖心孔隙體積）二元驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)+CO2吞吐”與方案6“水驅(qū)+0.1 PV調(diào)剖+0.8 PV二元驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)+CO2吞吐”實(shí)驗(yàn)對(duì)比，其中調(diào)剖劑配方為“3 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L交聯(lián)劑+3 000 mg/L固化劑”，水驅(qū)結(jié)束注入調(diào)剖劑后，會(huì)有效封堵高滲層，進(jìn)而擴(kuò)大波及體積提高采收率，調(diào)剖對(duì)化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐增油效果的影響（表9）。

表9 平面非均質(zhì)模型調(diào)剖采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 9 Experimental data of profile control recovery for areal heterogeneous model

從表9可以看出，化學(xué)驅(qū)后，采收率已經(jīng)很高，在CO2吞吐階段，兩方案采收率均較小，但方案5采收率增幅較大，方案6采收率增幅較小。分析認(rèn)為，與方案5相比較，方案6增加了0.1 PV調(diào)剖劑段塞，這有效地抑制了聚/表二元體系沿高滲層（條帶）突進(jìn)，擴(kuò)大波及體積效果明顯，因而采收率增幅較大。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，與聚驅(qū)相比較，聚/表二元驅(qū)采收率增幅提高了6.2%，這可歸功于表面活性劑提高洗油效率作用對(duì)采收率的貢獻(xiàn)。據(jù)此計(jì)算提高洗油效率對(duì)采收率的貢獻(xiàn)率為22.1%，擴(kuò)大波及體積的貢獻(xiàn)率為77.9%。

由此可見(jiàn)，擴(kuò)大波及體積對(duì)于提高采收率占據(jù)決定性地位［17-18］，礦場(chǎng)技術(shù)決策時(shí)必須給予充分重視。此外，聚/表二元驅(qū)后實(shí)施CO2吞吐可以提高采收率，但采收率增幅僅1.6～2.2百分點(diǎn)，其技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益有待于進(jìn)一步考核和評(píng)價(jià)。

2.4 油井避水高度對(duì)CO2驅(qū)和吞吐增油效果的影響

2.4.1 采收率

方案7和方案8采用水平井注采方式，它們油井避水高度分別為2.5 cm和1.0 cm。方案9采用水平井注（避水高度2.5 cm）、直井采（避水高度1.25 cm）注采方式，研究對(duì)比油井避水高度對(duì)CO2驅(qū)和吞吐增油效果的影響（表10）。

表10 不同油井避水高度采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 10 Experimental data of recovery of producer with different water avoidance heights

從表10中方案7和方案8可以看出，避水高度愈小，底水錐進(jìn)愈嚴(yán)重，水驅(qū)階段的開(kāi)發(fā)效果較差，水驅(qū)采收率增幅較小。方案9注采方式，由于水驅(qū)過(guò)程中油井兩側(cè)存在波及效果較差區(qū)域，因而直井注采方式的采收率增幅比前兩種方案小。在CO2氣驅(qū)和吞吐階段，由于水平油井吞吐波及區(qū)域較大，CO2與原油和水接觸程度較高，降黏和膨脹作用效果較好，因而水平井注采的采收率增幅較大（此過(guò)程油井避水高度對(duì)增油效果影響不大）。方案9油井為直井，CO2與原油接觸和作用區(qū)域較小，降黏和膨脹作用效果較差，因而采收率增幅較小。綜上所述，油井避水高度對(duì)水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果影響程度大于CO2驅(qū)或CO2吞吐。無(wú)論是水驅(qū)還是CO2驅(qū)或CO2吞吐，水平井開(kāi)發(fā)增油降水效果優(yōu)于直井。

2.4.2 動(dòng)態(tài)特征

水驅(qū)結(jié)束后進(jìn)行第1輪CO2吞吐階段，結(jié)束后進(jìn)行CO2驅(qū)，氣驅(qū)結(jié)束后在進(jìn)行第2輪、第3輪吞吐，記錄實(shí)驗(yàn)過(guò)程動(dòng)態(tài)特征，得出CO2驅(qū)和3輪次CO2吞吐過(guò)程中巖內(nèi)壓力與時(shí)間關(guān)系（圖4）。

圖4 實(shí)驗(yàn)過(guò)程中各階段巖心壓力Fig.4 Core pressure in varous stages of experiment process

從圖4可以看出，在水驅(qū)結(jié)束后注入CO2階段，巖心壓力快速升高到預(yù)定值（6 MPa）。在12 h悶井過(guò)程中，部分CO2溶入原油和地層水中，巖心壓力呈現(xiàn)一定程度下降，其中方案7降幅小，方案9降幅大。氣驅(qū)前先將巖心壓力補(bǔ)充至6 MPa，后進(jìn)行“恒壓”氣驅(qū)。在CO2吐出階段，前期壓力下降速度極快，游離CO2在高壓差下形成氣竄，攜帶部分原油，后期壓力下降速度降低，原油溶解CO2開(kāi)始分離，產(chǎn)生溶解氣驅(qū)作用，產(chǎn)出液為泡沫油。在進(jìn)行CO2驅(qū)時(shí)，記錄不同注入量時(shí)產(chǎn)出液量，繪制CO2驅(qū)階段累計(jì)產(chǎn)液量和階段產(chǎn)液量與注入量關(guān)系（圖5）。

圖5 階段產(chǎn)液量和累計(jì)產(chǎn)液量與注入量關(guān)系Fig.5 Relations of cumulative fluid stage and production fluid production vs.PV

從圖5可以看出，氣驅(qū)前期采出液量較大，但 推動(dòng)油水向油井運(yùn)移。后期采出液量較小，持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng)，主要是氣體霧狀流，CO2中夾帶少量油水。

2.5 水井避水高度對(duì)化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐增油效果的影響

與方案3避水高度2.5 cm相比較，方案10注入井置于低滲透層，避水高度僅1.0 cm。通過(guò)計(jì)算不同階段采油效果，水井避水高度對(duì)化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐增油效果的影響（表11）。

從表11可以看出，方案3水驅(qū)采收率為36.0%，方案10為32.9%。分析認(rèn)為，由于巖心低滲層滲流阻力較高，注入水進(jìn)入低滲透層后會(huì)轉(zhuǎn)持續(xù)時(shí)間較短，主要為氣液兩相流，CO2增能作用向進(jìn)入高滲層，同時(shí)也有部分水轉(zhuǎn)向進(jìn)入底水層，致使擴(kuò)大波及效果變差。在聚/表二元驅(qū)階段，由于驅(qū)油劑首先注入低滲層并滯留，致使低滲層滲流阻力增加和吸液?jiǎn)?dòng)壓力升高，剪切作用增強(qiáng)，驅(qū)油劑中聚合物分子聚集體受到破壞程度增加，從低滲透層轉(zhuǎn)向進(jìn)入高滲透層驅(qū)油劑的滯留作用減小，擴(kuò)大波及體積效果減弱，因而聚/表二元驅(qū)采收率增幅降低［19-23］。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，由于CO2吞吐措施作用區(qū)域是在油井端附近，因而注入井避水高度對(duì)吞吐效果直接影響不大，間接影響主要源于剩余油富集程度差異。

表11 不同水井避水高度采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 11 Experimental data of recovery of injector with different water avoidance heights

3 結(jié)論

（1）底水油藏化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐可以進(jìn)一步提高采收率，并且剩余油飽和度愈高，采收率增幅愈大。3輪次吞吐后采收率增幅為5%左右，其中前2輪增油效果較好。與化學(xué)驅(qū)后CO2吞吐相比較，水驅(qū)后直接CO2吞吐采收率增幅較大，3輪次吞吐采收率增幅超過(guò)20%。

（2）水驅(qū)后剩余油縱向上主要分布在遠(yuǎn)離注入端的低滲透層，平面上主要分布在遠(yuǎn)離注采井主流線兩翼部位，注入聚/表二元后對(duì)底水突進(jìn)具有抑制作用。

（3）底水油藏水驅(qū)后CO2驅(qū)可以提高采收率，但采收率增幅遠(yuǎn)低于CO2吞吐的值。CO2進(jìn)入底水油藏和悶井后部分CO2會(huì)溶解于油和水中，發(fā)揮增能、降黏和助噴等作用，進(jìn)而提高原油采收率。

（4）底水油藏油水井避水高度對(duì)水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)和CO2吞吐采收率增幅存在影響，過(guò)低避水高度會(huì)引起底水錐進(jìn)和油井水淹，導(dǎo)致驅(qū)油劑進(jìn)入底水層，進(jìn)而降低底水油藏開(kāi)發(fā)效果。