因CO2溶于原油后使原油体积膨胀、粘度降低等改变油流特性的有点。在美国，由于存在丰富的CO2天然气源，所以CO2驱得到广泛的应用，并被认为是最有潜力的油田开采方法。
根据国内外大量CO2驱油现场试验资料分析，综合利用CO2驱油机理的驱油方式主要有一下几种：
1.二氧化碳混相驱替
在混相驱替过程中，CO2提取原油中的轻质成分或使其汽化，从而实现混相以及降低界面张力等作用是CO2驱重要的提高采收率的机理。由于受底层破裂压力等条件的限制，混相驱替只适用于oAPI重度比较高的轻质油藏。
CO2混相驱替在浅层、深层、致密层、高渗透层、碳酸岩层、沙岩中都有过应用经验，分析以往经验，CO2混相驱对开采下面几类油藏具有更重要的意义。
（1）水驱效果差的低渗透油藏； （2）水驱完全枯竭的砂岩油藏； （3）接近开采经济极限深层、气质油藏； （4）利用CO2重力稳定混相驱开采多盐丘油藏。 2.二氧化碳非混相驱
CO2非混相驱的主要采油机理是降低原油的粘度，使原油体积膨胀，减小界面张力，对原油中轻烃的汽化和抽提。当地层及其中流体的性质决定油藏不能采用混相驱时，利用CO2非混相驱的开采机理，也能达到提高原油采收率的目的主要应用包括：
（1）可用CO2来恢复枯竭油藏的压力。虽然与水相比，恢复压力所用的时间要长得多，但由于油藏中存在的游离气相将分散CO2，使之接触到比混相驱更多的地下原油，从而使波及效率增大。
特别是对于低渗透油藏，在不能以经济速度注水或驱替溶剂段塞来提高油藏的压力时，采用注CO2就可能办到，因为低渗透性油层对注入CO2这类低粘度流体的阻力很小。
（2)重力稳定非混相驱替。用于开采高倾角、垂向渗透率高的油藏。 （3)重油CO2驱，可以改善重油的流度，从而改善水驱效率。 （4)应用CO2驱开采高粘度原油。 3.单井非混相二氧化碳“吞”“吐”开采技术
这种单井开采方案通常实用那些在经济上不可能打许多井的小油藏，强烈水驱的块状油藏也可使用。此种三次采油方式最适合那次额不能承受油田范围id很大前沿投资的油藏。周期性注入CO2与重油的注蒸汽增产措施相似，但它不仅限于重油开采，而且已成功的用
于轻油的开采中。虽然增加的采收率并不大，但评价报告一致认为，这些方案确实能在CO2耗量相对较低的条件下增加采油量。多数情况下，采用这种技术的井在试验以前均已接近经济极限。
该方法的一般过程是把大量的CO2注入到生产井底，然后关井几个星期，让CO2渗入到油层，然后，重新开井生产。采油机理主要是原油体积膨胀、粘度降低以及烃抽提和相对渗透率效应；在倾斜油层中，尽管油井打在不太有利的位置，利用这种技术回采倾斜油层顶部的残余油也是可能的。
CO2吞吐增产措施相对来说具有低投资、返本快的特点，看来有获得广泛应用的可能性。
第二章 影响二氧化碳驱油的因素
第一节 油藏条件对二氧化碳驱油的影响
1.油藏深度对二氧化碳的驱油的影响
CO2之所以能有效的使原油流动，最根本的原因是CO2能与原油中的轻质烃混相。最小混相压力（MMP)随着油藏温度增加而增加，见图，也可以用下式表示：
MMP=Po+γT
式中
（1）
Po和γ值取决于原油组分，他们反映了原油组分和CO2最小混相密度之间的
关系；他们是建立在CO2能是原油中轻质烃萃取和汽化的基础上。其值可以从表中查出、。
油组分和需要的CO2密度关系表
T是油藏温度，由下式表示 T=Ts+Gd
式中
Ts——年度平均地面温度，oC； G——地热梯度，oC/m； d ——油藏深度，m； 把式2代入式1得：
MMP=Po+γ（Ts+Gd）
（3） （2）
由式3可以看出，最小混相压力随油藏深度增加而增加。
试验和实践证明，破裂压力梯度不仅与岩石致密程度和岩石中流体压力有关，而且也与油藏深度有关，见图
由图可以看出，破裂压力梯度随油藏深度的增加而增加，也可用下式表示：
gf=1.0-B·e-Ad
式中
gf——破裂压力梯度，MPa/m； A和B——拟合参数，可由表查出。
（4）
众所周知，破裂压力是根据破裂压力梯度计算的，计算公式如下： Pf= gfd=d(1-B·e-Ad )
式中
Pf——破裂压力
(5)
由式5可以看出，破裂压力也随着油藏深度的增加而增加。从图也可以看出，破裂压力比最小混相压力随油藏深度增加的更快。
CO2混相驱极限定义为破裂压力与最小混相压力的差，用下式表示：
ΔP=Pf－MMP
式中
ΔP——CO2混相驱压力极限。
(6)
把（3）式和（5）式代入（6）式得
ΔP=d(1－γG－B·e-Ad ）－Po－γT
（7）
由（7）式和图可以看出，CO2混相驱压力极限ΔP随着油藏深度的增加而增加。 从上面的分析可以看出，无论是最小混相压力，还是CO2混相驱油压力极限，都随着油藏深度的增加而增加。这说明油藏深度对CO2混相驱油确实存在影响。 2.油藏非均值性质对二氧化碳去驱油的影响
油藏非均值性影响CO2驱油的原因是因为原油的粘度比CO2的粘度高得多。地层对原油的渗透率（Ko）比地层对CO2的渗透率（KCO2）低得多。根据流体流度的概念，CO2的流度（KCO2/μco2）比原油的流度（K0/μ0）大的多。所以容易造成CO2串流、指进和突破，对扫油效率产生不利影响；非均质性越严重，对扫描效率影响越大，驱油效果越差。除非想办法降低CO2的流度，改变油和CO2的流度比，才能提高CO2的扫油效率。
还可以用地层垂向渗透率与水平向渗透率比（Kv/Kh）说明油藏非均质性对CO2驱油的影响，见图。
从图可以看出，当Kv/Kh值减小时，CO2段塞法和CO2与水同时注入法都显示采收率增加。当Kv/Kh值大于0.01时，CO2与水同时注入方法对Kv/Kh值变化的灵敏成都比CO2段塞法小。可是，当Kv/Kh值小于0.01时，与所用的CO2注入方法基本无关，两条线基本平行。这是因为Kv/Kh值小于0.01，说明Kv相对Kh来说相当小，所以能有效地阻止CO2和水的重力分离。在上述条件下，两种方法采收率之间的差别，不是校友0.01的Kv/Kh值变化引起的，而是由于CO2与水同时注入时固有的良好流度控制引起的。
还可以用非均质系数的概念，在进一步分析非均质性对CO2驱油的影响。油藏的非均质性通常用非均质系数表示。对于连续层状油藏来说，他的非均质系数定义为平均渗透率与最大渗透率的比，用下式表示：
Kk?式中
K Kmax (8)
Kk——油藏非均质系数，无因次；
K——油藏平均渗透率，μ㎡；
Kmax——油藏最大渗透率，μ㎡；
最近，美国Koval通过试验提出了确定胶结疏松介质非均质程度的方法。非均质程度用下式表示：
H?式中
M M' (9)
H——非均质程度（非均质系数），无因次；
M——有效流度比，被驱动流体的流度/驱动流体的流度，无因次； M＇——有效粘度比，被驱动流体粘度/驱动流体粘度，无因次。
式8和9的重要区别在于式8静态地描述了油藏的非均质性，式9则动态的描述了油藏的非均质性，后再在三次采油过程中更有意义。
对于渗透率为正态对数分布的非均质连续层油藏来说，累积注入流体量可用下式表示：
Q?MM'(1?f)?f式中
???exp???22k??2f?2?kinverfc?m'(1?f)?????f???
Q——以孔隙体积表示的积累注入流体量，无因次；
ｆ——注入流体的产量，无因次；
δk——正态对数渗透率分布标准方差，无因次；
如果把注入流体的突破定义为注入流体浓度达到某一值时，那么，Q就近似对于托破时的采收率。因而，从式（10）可以得出这样的结论：CO2驱油效率与原油和CO2的有效粘度比（M＇）、CO2的产量（ｆ）和正态分布标准方差（δk）有关。而M＇、f和δk这三个参数都与油藏非均质程度有关，所以油藏非均质程度影响CO2的驱油效果。
根据上面分析可以得出，严重层状非均质性和裂缝性油藏应避免采用CO2混相驱。 3.油藏压力对二氧化碳驱油的影响
CO2驱油有两种类型-混相驱油和非混相驱油。如果油藏压力高于CO2与原油的最小混相压力，向油藏注入CO2才有可能实现CO2混相驱油；如果油藏压力低于CO2与原油的最小混相压力，向油藏注入CO2很难实现CO2混相驱油。因此，油藏压力是能否实现CO2混相驱油的主要因素，但不是唯一因素，因为还有其它因素。
在CO2驱油过程中，无论是混相驱还是非混相去，注入压力越高，驱油机理越能充分发挥作用。试验证明，CO2非混相驱油效果虽然不如混相驱油效果好，但也具有较高的驱油效果，并随着驱动压力的提高而增加，如图所示。
图是大庆油田在45℃的油层温度下所做的CO2驱油试验效果。
由于油层允许的最大工作压力（驱动压力）必须小于油层破裂压力，所以，进口允许的最大注气压力等于油层允许的最大工作压力加上井筒摩擦阻力减去井筒气柱压力，因此说他的值是受到限制的。大庆油田根据模拟计算，给出了油层深度为800～1200m时井口允许的最大注气压力，见表。
大庆油田井口允许的最大注气压力
4.油藏温度对二氧化碳驱油的影响
油藏温度小于120℃时，能顺利地向地层注入CO2，实现混相驱油。并且，在其它条件相同的情况下，地层温度较低时，更容易实现CO2混相驱油。如果油藏温度较高，要实现CO2混相驱油就比较困难，这是因为所需要的最小混相驱油压力随着油藏温度的升高而增加，见图。
图是用长12.2m，胶结疏松的砂岩心所进行的试验结果。试验采用CO2以混相驱油方法，驱替0.8708相对密度的原油。如果油藏温度从44.4℃增加到121.1℃,最小混相压力也从12.6MPa增加到20.96MPa。