碳酸盐岩开发技术调研报告.docx
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碳酸盐岩开发技术调研报告
碳酸盐岩开发技术调研报告
一、概述
碳酸盐岩油气藏在世界油气田分布中占有重要的地位。
其主要特点是储层类型多样，储集空间变化大；非均质性强，发育天然裂缝和溶洞；基质渗透率低，相当一部分孔隙是死孔隙，部分储层表现为高孔低渗。
因此，碳酸盐岩油气田的开发存在许多的难点，主要表现在：
Ø单井产量高，建产速度快，地层压力递减快，产量递减快。
Ø大多数孔隙-裂缝性碳酸盐岩油藏都具有地质构造复杂、油水界面附近的封闭性、储油物性低的特点，这些特点使得他们采用一般碎屑岩油藏的传统开发系统效果很差。
Ø碳酸盐岩储层连续性差，裂缝、溶洞以及断层发育，储层描述和裂缝模拟难度大，油藏数值模拟难度大。
Ø碳酸盐岩储层的开发方式选择难度大。
储层的非均质性大大影响了采用常规开采方式的采收率，尤其是开采后期需要选择适合的开发方式。
Ø含天然裂缝的底水驱油藏极易出现水淹。
Ø碳酸盐岩油田注水开发后期含水率进一步提高，地下油水分布更为复杂，剩余油可采储量已呈高度分散状态等。
提高采收率难度大。
Ø部分钻采工艺技术与碎屑岩钻采工艺技术存在较大区别。
碳酸盐岩的常规开发方式主要包括：
衰竭式开采、边底水驱开采、注水开发、钻水平井多支井开采。
国内外碳酸盐岩油藏大部分首先都利用天然能量进行一次采油，有些油藏长期依靠天然能量开采，在开发的中后期再采用注水开发以及其他驱替技术提高采收率。
对于裂缝性碳酸盐岩油田主要的和有效的开发方式是依靠天然能量开采和注水保持压力，但一般在地层压力接近或稍高于饱和压力时开始注水保持压力。
开采方式总体而言分为以下三类：
（1）长期依靠封闭式弹性驱动能量开采
这类油田的特点是没有天然的边水和底水，为封闭式油藏。
油藏压力高，地饱压差大，弹性能量足。
开采后地层压降与累计采油液量呈直线下降，采出的基本是无水原油。
（2）长期依靠封闭式弹性水驱能量开采
这类油田的特点是边底水有限且活跃程度有差异，因此，有些则长期依靠弹性水驱能量开采，有些则在中后期进行注水开发。
（3）依靠混合驱（气驱+溶解气驱和弱水驱能量）开采
这类油田大都为裂缝发育的块状油藏，都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱，因此，在开发过程中气油比基本保持稳定，即使油层压力降到饱和压力以下，油藏气油比也保持不变。
二、碳酸盐岩油藏注水开发
碳酸盐岩油藏多数属背斜构造，断层多，裂缝发育，断层封闭性差，储层结构复杂，非均质程度严重，基质岩渗透率低，注水开发难度大。
其注水开发技术的核心包括：
注水开发的可行性研究方法、注水时机、注水方式、井网密度以及中后期的稳产措施等。
Ⅰ国外碳酸盐岩油藏注水开发
碳酸盐岩储集层一般比较致密，经受了明显的次生变化，其储集空间、物性比较复杂，又裂缝发育，常具有多变性和突变性，即非均质程度严重等。
因此为了开发好这类油田，在实施注水方案之前，对油藏水驱油机理大都进行过研究，概括起来主要有数值模拟研究，渗吸理论模拟研究等。
1．运用数值模拟技术编制开发方案
油田在编制开发方案时，主要是利用已取得的各种资料，运用数值模拟计算，从中选择出最优方案。
例如康德列尔油田在确定是否需要进行注水开发时，运用数值模拟计算了不同条件下的压力、产量变化，预测注水开发后可将采收率由27.7%提高到42.0%，因而确定采用注水开发。
2．渗吸理论模拟研究
为了确定裂缝型油田注水开发的可行性，进行了渗吸理论的研究。
研究了注入压力与油藏含水的关系，注水体积与采油速度、采收率的关系，对油田注水开发起了一定的指导作用。
3．注水时机的选择
根据试验室研究和矿场试验证实，在整个开发阶段，当油层压力接近或稍高于饱和压力时注水，可保持原油性质，利于提高采收率。
如前苏联的大部分边底水不活跃的厚层状碳酸盐岩油田都是在接近或稍高于饱和压力时开始注水保持压力。
从油田发现或投入开发到注水的时间，大致为2~8年。
现在人们普遍认为，早注水比晚注水好。
早注水可使开发系统灵活，易调整，可以保持油田高产稳产，所以不少油田一上手就开始注水。
另外，对地质条件差、靠弹性驱和溶解气驱开发的油田一般要做到当年开发当年注水才能避免被动；对于具有天然水驱的油田可以根据水驱活跃程度和所要求的采油速度确定注水时间。
4．注水油田井网密度
世界各产油国普遍采用较稀的井网。
中东有些高产的碳酸盐岩大油田，一般井距为1000~3200m，单井控制面积为5~7km2。
底水驱或底部注水开发的碳酸盐岩油田，虽然也采用了稀井网，但相对要密一些。
这是因为底水驱动或底部注水开发的油田对水线的均匀推进要求比较严格，需经常调整生产井的产量和生产压差，甚至要暂时关闭一些井，以消除或防止底水锥进。
在这种情况下，油田投产初期就打好较密的井网，少留后备井位，可使水线均匀推进，并具备更大的可能性和灵活性。
保证油井有比较高的采油速度。
5．井网部署
注水开发的碳酸盐岩油田大都采取顶部密、边部稀的不均匀布井方式，在平面上基本沿等高线交错布井。
另外，注水井的布置与驱动类型有关。
如果是底水驱，注水井主要布在构造顶部并将翼部井加深至水层；如果是边水驱，则应该注水井布在翼部。
6．采油速度
由于裂缝—孔隙型碳酸盐岩油田水驱油的特殊性，采油速度很低。
由于注水开发的广泛应用，已使不少油田的采油速度都有所提高。
这些油田的开发实践表明，注水开发裂缝—孔隙型碳酸盐岩油田是可以做到高产稳产的。
7．压力保持水平
根据实验室研究和油田矿场试验，在整个注水开发阶段，当压力保持在高于油层饱和压力时，原油便可保持原始性质，利于提高采收率，开发也主动。
从收集的资料来看，压力水平一般应保持在60%~90%之间，多数为80%左右。
但美国有人却认为，油层压力应保持在原始地层压力的70%~80%左右，或保持在饱和压力以上，处于均匀分布，从而水驱前缘可均匀推进，以获得最高采收率。
同时还应注意，油井以自喷为宜，压力恢复速度也不应过快。
若回升过快，就需要增加注水量，提高注采比，从而给注水设备带来困难，还会使水沿裂缝窜入油井，影响油田最终采收率。
8．注采井数比
为了合理开发油田，就应有一个合理的注采强度，因而也就需要有合理的注采井数。
有关部分裂缝性碳酸盐岩油田注采井基本统计表明，油水界面控制比较好，上升比较均匀，开发效果比较好的油田，注采井数比为1∶4~1∶6之间。
Ⅱ碳酸盐岩油藏的注水开发方式
碳酸盐岩油田注水方式的选择是根据油藏几何形态、油藏范围大小、油藏储层类型、驱动类型、油藏物性以及油层的非均质程度来确定的。
概括起来讲，碳酸盐岩油田注水方式主要有两种，即边部注水和内部注水。
（1）边部注水
①边缘注水
适用于油田面积不大、油层物性和油层连通性好的背料、边底水不活跃的裂缝性油藏。
②边外注水
墨西哥西蒂奥格兰德油田1972年投产，1975年地层压力降到饱和压力附近。
1975年5月进行环状边外注水开发。
由于注水比较及时，地层压力始终维持在饱和压力之上。
注水成功的原因除地质因素外，主要是注水及时，注水井布在油水界面以下，对驱油有利。
同时在发现裂缝水窜时，及时进行调整。
另外，有些油田，根据其本身的特点，在注水开发时，采用边缘加边内或边部加内部的注水方式也取得好的效果。
有的油田则采用选择性注水方式。
还有些油田，由于不断取得新的资料，所以采用的注水方法不断变化。
必要时可进行补充“切割”，也可转为面积注水，或由一种注水方式转为另一种或先采用一种，然后再采用另一种。
总之，一个油田究意采用哪种注水方式，这要根据具体情况而定。
但是需要强调的是，厚层块状水驱不活跃的裂缝型碳酸盐岩油田主要采用的是油水界面以下自下而上的边底部注水方式，其优点是驱油效率高，这已由实践证实的。
（2）内部注水
内部注水是一种比较强化的注水方法，多用于不规则油藏或高粘、低渗而较均质和溶解气驱、弹性驱油藏及孔隙型油藏。
1面积注水
美国沃森油田丹佛区油藏1934年发现，1940年开发，一次采油机理为溶解气驱，采出程度为地质储量的16%。
1964—1966年采用边缘注水方式，但效果很差，气油比比预测的高，注水受效差。
因而从1968—1969年将边缘注水逐步改为反九点井网的面积注水。
通过调整，使日产油量由注水初期的1700t逐步提高到1970年的10000t，气油比下降，年采油速度达到1%。
2行列切割注水
即：
两排注水井间夹三排生产井。
美国杰伊油田经过多种注水方案对比，得出的最适宜的注水方式是内部交错行列切割注水。
该油田选择这种注水方式主要是考虑到：
Ø内部行切割注水，注采井数比为2：
4，即生产井62口，注水井26口，并且井排方向平行构造短轴，使流体运动方向和长轴方向油层的连通性一致；
Ø生产井数多、初产能高、采水量水、可以降低处理费用；井网灵活性大，一旦注水效率低或油层传导性差，即可通过中央并排生产井转为注水井而变为五点法井网；
Ø×104m3；
Ø易于调节油水前缘推进，控制含水。
实际注水效果表明，采用这种行列式井网是成功的。
3环状注水
利比亚的印蒂萨尔A油田在注水前研究了注气与注水保持油层压力的可能性后认为，油藏不适宜注气。
另外还用A油田岩心做了整体岩心的室内试验，取得了水油相对渗透资料，完成了水驱油预测后，根据油田的形态，决定采用内部环状井网底部注水的方式。
4轴部注水
美国克利斯耐德油田沙克洛克区在其注水开发阶段就采用了轴部注水方式。
该油田1948年发现，1950年底投产，按正方形井网布井，到1954年底采出程度为地质储量的5%，估计溶解气驱的最终采收率为地质储量的18%，1954年以前靠天然能量开采，到1954年地层压力为22MPa迅速下降到11MPa，大多数井停喷。
1954年9月开始沿构造长轴方向注水保持压力，结果使油藏压力由1954年的11MPaa以上，也使气油比接近溶解气油比，使生产保持在设计的水平上。
1967年前，年采油速度为0.83%，估计注水最终采收率可达50%，实践证实，该油田应用轴部注水是有效的。
5点状注水
利比亚德法油田在确定注水方案时进行了模拟研究，研究结果表明，采用边外注水所能达到的日产量低，因此选择了内部油水界面以下点状注水方案。
点状注水井如何布也是通过模拟确定的。
大部分注水井都集中在产能高、可采储量大、日采油量高的南部。
根据计算机预测，油田在溶解气驱下开采的采收率仅为11%，注水开发，采收率可达34%。
有些油田根据其本身的地质特征、油藏类型、原油物性、油层压力、水动力条件和水驱油试验资料等，采用环状底部注水、顶部注气和翼部注水、顶部注气相结合的方式，同样取得了好的开发效果。
据国外新近资料报导，美国计划在两个碳酸盐岩油田（布拉德和普罗—普斯特油田）上开始实施水平井注水方案，这是首次对这种注水方案的尝试。
计划沿这两个油田的下倾边缘钻8口水平井注水，水平井段长约450m。
预计水平井注水可能比常规注水采出更多的储量。
2．不稳定注水
（1）间歇注水
即：
注水井注水4—5个月，然后停注2---3个月，间歇注水不会导致驱油特性变差。
从矿场及室内试验结果看，越是亲水的油层其效果越好。
非均质程度严重，裂缝孔隙性油层最好。
这是因为在连续注水条件下形成的许多注入水未波及的低渗透块和裂缝岩块体在周期注水条件下可充分进行水油交换，提高水的波及体积，这是连续注水方法所不能比拟的。
实践还证明，对含高粘度原油的低渗碳酸盐岩储层和对含低粘度原油的高渗砂岩储层，采用不稳定注水的效果好。
（2）脉冲注水
即：
在注水井进行短期注水（4—7天），将地层压力提高，然后采液9—22天，使地层压力下降。
试验说明，脉冲注水开发高粘油碳酸盐岩油藏是可行的，水未向生产井窜流，平均含水保持在低水平。
卡利诺夫—斯捷潘诺夫油藏是进行脉冲注水获得成功的油田之一。
该油田上有气顶、下有底水，1940年投入开发，1947年以前主要为溶解气驱，未见底水侵入。
1948年开始面积注水，注水井一天工作12---16小时，每年有2---3个月停注。
脉冲注水效果好，采收率高达57---58%，最终采收率增加12---25%。
（3）应用注水控制阀间歇注水
即：
把注水控制阀安装在水平注水井用分隔器卡开的裂缝井段。
这项技术可以防止注入水沿裂缝过早的突破。
在正常注水时，当水平生产井的含水率高时，关闭水井的注水控制阀，当水平生产井的含水率低时，打开水井的注水控制阀，实现层内脉冲注水，达到提高产油量，控制含水率，保持地层压力的目的。
（4）注采井换位注水（交叉注水）
注采井换位注水方法可以改变流体方向及流场，此方法受到许多主要产油国家的重视。
如阿曼伊巴尔油田采用这种注水方式，见到了效果。
3．优化注水方式和井网密度
实践证明，无论是碳酸盐岩油藏还是砂岩油藏，若开发初期设计井网过稀的话，则在油田开发的中、后期时，钻加密井提高注水采收率和采油量是必然的，也是切实可行的。
ØSANANDRES灰岩油藏研究表明，打加密井、老井补射孔、扩大注水是提高低渗碳酸盐岩油藏采收率的唯一方法。
ØSanAndresandClearfork碳酸盐岩油藏经过经验预测模型预测，井控制面积应小于80000平方米。
Ø多林油田表明：
注水与加密井网结合可极大的提高石油采收率。
ØDaggerDraw油田，采用常规注水造成了很快的水突破。
后来，经过深入研究，抓住垂向上油层连续的优点，决定采用底部注水方法，减少水平高渗透油层的影响，效果良好。
4．注水与酸化处理措施结合
（1）注水与人工集油洞穴结合
人工集油洞穴指用多次盐酸浸泡（酸浴）处理井底附近地带。
舍古尔钦油田试验说明，采用注水保持地层压力和井底建立人工集油洞穴的强化采油方法，不仅可提高油井产量，而且可提高石油采收率。
（2）注水与注硫酸结合
西列涅夫油田注水与注硫酸结合提高了采油速度和产油量。
注硫酸的目的是拉匀吸水剖面。
（3）定向酸化处理与注水结合
定向酸化处理就是预先在油层中使用反乳化液，限制高渗透孔道、裂缝、贼层的吸水能力，然后对低渗层进行酸处理。
定向酸化处理与注水结合，提高了采油速度和产油量。
5．强化注水
Ø强化注水系统，提高地层压力（上覆岩层压力的0.88倍），增大了注水波及范围。
ØDan致密石灰岩油藏采用单裂缝的斜井，多裂缝的水平井实行超破裂压力注水效果良好。
6．水平井、侧向水平井注水开发
（1）水平井的主要作用
沙特阿拉伯海上油田和其它油田的研究表明，水平井的主要作用是：
①增加死油区的采出量；
②能大大提高油井产能和注水井注水能力，尤其是在低渗透油藏；
③增加非均质油层的产油量；
④提高边缘注水的效果；
⑤通过在上部或下部注水，开采薄油层；
⑥降低生产压差，缓解水（底水、边水、夹层水、注入水）的突进。
（2）水平井应用广泛
水平井已经用于薄油层、裂缝油藏、水锥气锥油层、注水的轻油和重油油藏、低和高渗透气藏、热驱和二氧化碳驱。
在美国，水平井多数用于低渗透天然裂缝碳酸盐岩油藏。
（3）多侧向水平注水井与多侧向水平生产井结合
多侧向注水开发技术能提高低渗（<10md）油藏的产量和采收率，关键技术如下：
Ø生产多侧向水平井和注水多侧向水平井（鱼骨结构式井）之比为1∶1；
Ø层顶部注水；
Ø密井网，最小井距为40米；
Ø注水压力小于地层破裂压力；
Ø不采用压裂措施；
Ø配套技术：
欠平衡钻井、堵水、增产措施、三次采油等。
（4）多侧向水平注水井在油水界面以下注水
SaihRawl是致密碳酸盐岩油藏，采用多侧向水平注水井在油水界面以下注水，水平生产井在油藏顶部采油，效果显著。
（5）多侧向短半径水平井
Aneth油田开发表明，过去保持压力注水、打加密井和单侧向短半径水平井技术的效果都不太好，合理布置的多侧向短半径水平井增产幅度大，驱油效率高。
（6）多分支水平井
Oman的Shuaiba灰岩油藏，是一个几乎无断层低起伏构造的大油藏，渗透率1---10mD，油层厚度15---30m，轻质油，采用了多分支（7legs）水平井注水开发,单井裸眼总长度达到11km，产量达到9000cum/d，井距60m还符合经济标准。
（7）水平井
RedRiverandRatcliffe油田在打加密井、喷射完井，短半径测向完井、水平井完井等方面进行了研究。
实践证明，采用水平井提高注水量是经济的。
7．其它配套技术
（1）四维多组分地震判断注水层裂缝技术
（2）核磁共振技术在注水开发中的应用
①核磁共振技术跟踪注水前缘
②核磁共振和CT–X射线结合进行水驱研究
（3）注水井耐温微生物调剖
Ⅲ注水开发失败的原因
注水开发失败的原因较多，除了油藏本身特征的原因之外，还有技术和管理方面的原因，诸如油藏评价、注入方案、注采工艺、经济评价、不确定变量的的确定等原因。
在某些情况下，由于某些不确定参数的假设或粗略估计，或软件及软件应用存在问题，使得油藏实际动态与预测情况不匹配，或差距很大，导致注水开发失败。
因此，准确确定对注水动态有重大影响的关键参数以及决定这些关键参数对注水动态的灵敏性是十分重要的。
Ⅳ油田注水开发中常存在的问题及处理措施
表1油田注水开发中常存在的问题及处理措施
存在的问题
原因
处理措施
驱油效率低
渗透率太小
渗透率差别大；
地层裂缝；
不利的流度比；
地层倾斜。
钻水平井；
调剖，分采分注，调整注水量；
井网调整；
改变流体性能；
选择适当的注采井位。
地层中存在大通道
孔隙度大，渗透率大，裂缝发育
化学或机械隔离
生产气油比大
注水晚或注水压力小
关闭高含气生产井；
提高注水量；
适当选择注采井数；
早期注水。
含水率高
含水层的水流入
闭开高含水区；
应用聚合物或其它化学剂减少水循环。
注采不平衡
评价失败；
渗透率差异大；
注入能力存在问题
正确理解和评价油藏特征；
注水量调整；
井网调整；
采用增产增注措施。
注水能力低
油层污染；
地层压力高。
提高注入水的质量；
采取增注措施
地层损害
微粒运移；
有机垢沉淀；
无机垢沉淀；
细菌堵塞。
酸化；
化学溶解；
添加抑制剂；
杀菌，污水和清水分注。
污水含油超标
设计不当；
分油设备存在问题。
加强维护管理。
注水剖面存在问题
作业施工困难
加强化堵和修井的质量控制。
注入能力不足
设备设计存在问题
有关学科之间相互勾通。
结垢，腐蚀
不配伍。
机械和化学清防垢；
电、化学和机械防腐；；
水质处理。
水的质量差
过滤或分离系统存在问题。
加强维护管理。
举升设备存在问题
方案设计不当。
管理不当
更换设备；
加强管理
以成对注采水平井、鱼翅水平井技术为主，根据油藏的特点配合诸如密井网、间歇注水、加热等技术，是开发低渗透碳酸盐岩油藏的最佳方法。
综上所述，国内外碳酸盐岩油藏中后期注水开发方式进展见表2：
表2国内外碳酸盐岩油藏中后期注水开发概况
开发方式
应用范围
注水开发
稳定注水
边部注水
边缘注水
油田面积不大、油层物性和连通性好的背斜、边底水不活跃的裂缝性油藏。
边外注水
边底水碳酸盐岩油藏。
边底部注水
厚层块状水驱不活跃的裂缝性油藏，面积较大，内部需要补充能量（油水界面以下）。
内部注水
面积注水
比较强化的注水方法，多用于不规则油藏或高粘、低渗而比较均质和溶解气驱、弹性驱油藏及孔隙性油藏。
或根据储层特点由油藏模拟确定。
行列切割注水
环状注水
轴部注水
点状注水
其他
环状底部注水
顶部注气和翼部注水
自流注水
根据储层特点由油藏模拟确定。
不稳定注水
间歇注水
气顶底水的溶解气驱碳酸盐岩油藏中后期使用或通过动态监测注水情况后采用。
脉冲注水
块状裂缝性具有一定能量的灰岩，实验表明，亲水的、非均质性严重（如孔隙-裂缝型）效果最好。
注采井换位注水
裂缝性、断层发育、不活跃的底水、中后期使用。
水平井、多支井注水
碳酸盐岩油藏中后期使用。
三、碳酸盐岩油藏注气开发
注气（注烃气技术）是碳酸盐岩油藏开发中后期采用的技术，理论上属于三次采油技术的范围。
美国是最先采用注化学剂、注蒸汽、注二氧化碳等三次采油技术的国家之一。
气驱采油是一个复杂的物理过程，其中包括提取、溶解、汽化、增溶、凝析以及其他一些能改变原油相态特性的作用机理。
用于注气的各种气体包括天然气和液化天然气、二氧化碳、空气、氮气、废气和烟道气。
目前美国使用提高原油采收率的方法主要是蒸汽驱、其次是二氧化碳和烃气的混相驱。
对于碳酸盐岩的注气技术主要分为混相气驱和非混相气驱，其中混相气驱分为氮气和烟道气、烃气以及二氧化碳。
对于注气技术的筛选标准不仅受方法本身的效率、储层条件的制约，而且还受各个国家的不同需要、技术水平以及油价等因素的控制。
我国的注气技术的筛选标准如表。
表3我国碳酸盐岩注气技术筛选标准
参数
混相气驱
非混相气驱
氮气和烟道气
烃气
CO2
重度，°API
>35
>23
>22
>12
粘度，mPa·s
>23
<3
<10
<600
组分
C1—C7
含量高
C2—C7
含量高
C5—C7
含量高
无要求
原油饱和度，%PV
>40
>30
>20
>35
地层类型
砂岩或
碳酸盐岩
砂岩或
碳酸盐岩
砂岩或
碳酸盐岩
无要求
油层厚度，m
非倾斜薄层
非倾斜薄层
范围宽
无要求
平均渗透率
10—3µm2
无要求
无要求
无要求
无要求
深度，m
>2000
>1300
>800
>600
温度，°C
无要求
无要求
无要求
无要求
Ⅰ碳酸盐岩注气技术种类
1气驱
气驱是最先也是最有发展前途的一种EOR方法。
在世界范围内气驱的规模仅次于蒸汽驱，运用规模呈增长趋势。
具体选择何种气驱方式，这要根据具体油藏条件以及现有的供气成本而定。
1氮气和烟道气驱
除压缩空气外，氮气和烟道气是可供人的廉价气体，它们驱达到一定驱替效果的最低混相压力类似。
显然，这两种提高采收率方法可以互换使用。
来自内燃机的烟道气具有腐蚀性，相比之下氮气驱的优点较多：
1氮气价廉、来源广；
2氮气也是所注入气当中最不活泼；
3它的最低混相压力高，只有在深层、轻质油油藏才可能达到混相驱。
J.P.Clancy提出了采用注氮气提高采收率的筛选标准表。
其适用范围相对广泛，表4为注氮气提高采收率应用情况表。
表4注氮气提高采收率方法应用表
方式
油藏特点
典型油田及效果
主要经营公司
名称
油田数个
日注气量104m3
非混相驱
1.背斜构造，有气顶；
；
；
RyckmanCreek，1981年开始，与天然气同时注，预计提高采收率3.6%
EXON
4
555
保持压力
1.应用于开发早期，保持压力在泡点或露点以上，适用于高产油田；
；
Yates，1976年开始注N2浅层（365m），与烟道气同注，预计提高采收率5%
AMOCO
4（怀俄明）
396
重力驱动
适用于倾斜油藏或厚油藏；
Hawkins,1977年开始预计可提高采收率20%
TEXACO
8（路易斯安娜）
71
CO2驱或LPG（液化石油气）段塞
；
；
Fordeche（美国）
WillisdenGreen（加拿大）
混相驱替
；
；
Painter，1980年开始，顶部注氮气与底部注水相结合，最终采收率可达68%
②烃气驱
烃气驱也是最老的提高原油采收率的方法之一。
在最低混相压力理论还没有形成之前，已在现场实施多年。
当时，一些油田生产出多余的低分子烃气，就地注入地层。
烃气驱包括一次接触混相驱（
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