要开展流体在生烃岩内部的流动特性的研究；还要开展生烃层内流体性质及其影响因素的研究。
这些研究无疑将大大丰富目前的油气生成和初次运移理论，同时也将大大促进泥岩油气藏的勘探。
陈弘供稿提高采收率技术国内外混相气驱提高采收率技术一、混相驱发展概况1 混相驱概述在提高采收率方法中，气体混相驱具有非常强大的吸引力。
因为注入气体与原油达到混相后，界面张力趋于零，驱油效率趋于100%。
如果该技术与流度控制技术相结合，那么油藏的原油采收率可达95%。
因此混相气驱已经成为仅次于热力采油的处于商业应用的提高采收率方法。
（1）概念混相驱是指在多孔介质中，一种流体驱替另外一种流体时，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。
其目的是使原油和驱替剂之间完全消除界面张力，毛细管数变为无限大，残余油饱和度降到最低。
（2）分类按照混相驱的气体烃类气体非烃类气体干气富气液化石油气二氧化碳氮气烟道气按照混相机理一次接触混相驱多次接触混相驱（凝析气驱+蒸发气驱）LPG段塞驱丙烷段塞驱富气驱 CO2驱干气驱氮气（烟道气驱）2 混相驱发展概况（1）国外概况混相注气始于20世纪40年代，由美国最早提出向油层注入干气。
50年代，全世界实施了150多个项目，在室内和现场进行了大量试验。
但是早期多采用液化气进行初期混相驱。
通过不断试验和研究，人们发现除丙烷、LPG可以一次接触混相外，CO2、干气、富气等注入气体在适当条件下，也可以通过多次接触达到动态混相。
自60年代以来，加拿大、阿尔及利亚、智利、前苏联等相继展开烃类混相驱油研究。
70年代，人们对烃类混相驱的兴趣达到顶峰。
加拿大烃类混相驱方法已经在许多油田获得成功，在61个项目中，只失败了8次。
47个成功项目的增产措施为16%～44%，是水驱的两倍。
而美国受天然气气源供应的限制，发展缓慢。
80年代，CO2混相驱逐渐发展起来，这是因为烃类气体价格上涨和天然CO2气藏被发现。
90年代，该技术日渐成熟。
据1994年油气杂志统计结果，全世界137个商业性气体混相驱项目中，55%采用烃类气体，42%采用二氧化碳，其它气体混相驱仅占3%。
二氧化碳混相驱采油效果十分突出，可使最终采收率达到90%以上。
二氧化碳驱是比天然气更优越的驱油剂，也是气体混相驱中最有吸引力的提高采收率技术之一。
（2）国内概况混相驱在我国没有得到大规模应用，原因是缺乏相当数量的天然气和二氧化碳气藏，没有充足的气源保证。
另外，我国三采技术的研究集中在聚合物驱等化学驱方面，缺乏混相驱相关的经验、资料和设备。
但是，混相驱对与低渗透、深层等难采油藏的开发具有良好效果。
根据1998年在全国范围内开展的三次采油潜力二次评价中，适合注气（CO2）混相驱的石油地质储量占参评10%以上，平均采收率达16.4%。
另外，我国低渗透油藏储量难于注水开发，可考虑采用混相气驱技术。
因此，我国逐渐展开混相驱室内研究并进行小规模的矿场试验。
目前，天然气资源丰富的西部地区已经优先开展了注烃混相驱试验。
其中，吐哈葡北油田注烃混相驱已经开展3年，取得了良好的效果。
大庆、中原、华北、长庆、大港、中原、四川、吐哈、辽河等油田，也针对不同油藏类型开展了系列室内混相驱试验研究。
二、国内外混相驱差距与发展趋势1 国内外混相驱发展差距通过对比国内外混相驱的发展历程与现状，可以得出：（1）与我国相比，国外研究混相气驱时间早，从20世纪40年代开始至今已经有60多年，而我国1985年才初次形成混相驱试验方案，但是直到1995年条件才成熟，进行先导试验。
（2）目前，国外混相气驱已经成为仅次于热力采油技术的重要提高采收率技术，有100多个低渗透油田不同规模地应用混相段塞进行采油，并取得了良好效果。
美国CO2混相驱和加拿大的烃类混相驱已经成为一项成熟的技术。
我国受天然气藏和二氧化碳气藏的条件限制，始终没有全面展开混相气驱。
近年来，在西部吐哈盆地葡北油田进行的多次接触蒸发混相驱试验是我国目前最早注气混相现场试验。
其他油田，如大庆油田、辽河油田仍以室内试验研究为主，尚未进行大规模的试验应用阶段。
2 国内外发展趋势注气混相驱开发低渗透油田具有广阔的应用前景。
其驱油效率远高于非混相驱。
虽然注气混相驱工程设计需要高水平的先进工程技术，相态控制难度大，但是随着计算机技术迅速发展，天然气田开发数量增加及二氧化碳资源的开发，注气混相驱的工业化应用已经成为油田开发三次采油中的重要技术。
其中，CO2和N2更是近期研究较多和发展较好的混相驱替技术。
目前，我国陆上已探明难动用储量中，特低和低渗透油藏的储量占较大比例。
如果只靠天然能量和注水开发，采收率低于20%。
混相驱（尤其是N2（烟道气）、CO2）将是此类储量有效的开发措施之一。
但是，综观整体，由于缺乏气源，CO2在我国发展前景不大，而对注天然气或价廉物广的氮气提高采收率技术具有较大的发展空间。
（1）二氧化碳驱二氧化碳驱最早可以追溯到20世纪50年代。
二氧化碳驱包括二氧化碳混相驱和非混相驱。
通常相对密度低于0.9042的原油采用混相驱。
研究表明，二氧化碳在原油中的溶解能力超出甲烷，其溶解能够显著降低原油粘度和表面张力，促使原由体积膨胀；在高压下，二氧化碳的密度远高于天然气，有利于减缓驱替过程中的重力指进现象。
①国外概况美国南部得克萨斯州和路易斯安娜州地层发现了丰富的二氧化碳气藏。
联邦政府采取多种税收优惠政策，其制定的法规对二氧化碳驱非常有利。
目前，美国绝大部分化学驱项目已经被二氧化碳驱取代。
2000年，美国实施CO2混相驱63项，烃类混相驱5项，氮气混相驱1项，注气混相驱已经成为仅次于热力采油的提高采收率技术。
②国内概况我国二氧化碳驱技术应用较晚。
60年代中期，大庆油田和胜利油田开始二氧化碳驱室内和矿场实验。
但是，我国天然的二氧化碳资源比较缺乏，至今尚未发现大型的二氧化碳气藏。
目前二氧化碳单井吞吐的作业项目较多。
二氧华碳的来源和成本比烃类溶剂有优势，可以从地层和电厂获取，且气层气纯度高，易输送，对于水驱效果差的低渗透和小断块油藏，可以尝试采用二氧化碳混相驱提高采收率技术。
在我国东部主要产油区，天然气气源紧张，供不应求，CO2气源目前还比较少。
尽管如此，注非烃气体混相驱的研究和现场先导试验一直没有停止过。
1963年首先在大庆油田作为主要提高采收率方法进行研究，1966年、1969年、1985年、1991年、1994年先后开展了注CO2先导性试验，很受关注。
吉林油田利用万金塔CO2气田的液态CO2，在吉林油田开展CO2吞吐和CO2泡沫压裂100井次以上。
1996年江苏油田富民油田48井开展了CO2吞吐试验，并已开展了驱替试验。
在各油田和集团公司勘探开发研究院进行了三次采油潜力二次评价。
17个油区适用于CO2混相驱的地质储量1.057×109吨，占参评储量10.4%，与水驱相比，平均可提高采收率16.38%，增加可采储量1.73×108吨。
各油区CO2混相驱技术潜力分析中所占比例大致为:新疆占51.75%，吐哈占7.5%，长庆占6.87%，辽河占11.6%，中原占18.9%，大港占1.81%，其它油田占1.49%。
（2）氮气驱（烟道气驱）氮气驱（烟道气驱）于20世纪70～80年代发展起来。
注氮气混相驱属于多次接触动态混相过程。
注入的氮气在高压下通过蒸发作用从原油中提取轻烃和中间烃类，当驱替前缘蒸发到足够的轻烃和中间烃后，就能与油藏的原油混相而达到混相驱。
由于氮气与原油混相所需的最小混相压力很高，因此注氮气混相驱只能用于深层油藏或者高压油藏。
另外达到混相要求原油的轻烃含量高，氮气不能混相驱替重质油藏。
但是注氮气可以节省能源，降低注入井成本，防止大气污染。
①国外概况在注N2（烟道气）开发油气田方面，美国、加拿大等美洲地区一直处于技术领先地位。
他们不仅对实验室进行系统的试验研究工作，而且对不同类型油田还成功进行了工业试验，目前，制N2的工艺已经实现了工业化，并形成一套制N2-注N2-脱N2的工业化工艺流程与配套设施。
N2已经呈现一种取代昂贵天然气作为一种新注入剂广泛应用于石油工业的趋势。
②国内概况我国具有较为丰富的烟道气资源，如胜利油田的胜利电厂、孤北电厂均位于油区以内，日排放量数千吨，如果回收这些废气不仅可以避免环境污染，还可以充分利用资源。
我国很多低渗透油藏、带气顶油藏以及潜山油藏等都具有注氮气混相驱的条件。
而且，考虑到天然气成本和CO2供应问题，我国应重视注氮混相驱技术。
对于深层低渗透油藏，可以采用氮气（烟道气）混相驱。
1995年，华北油田开始注氮气的先导性试验，采收率提高了3%～5%。
（3）解决办法①扩大气源，重视天然二氧化碳气藏的勘探开发；②研究西气东输和国外引进注天然气的经济技术可行性；③引进国外技术，发展制N2和CO2的技术；④开展利用油田附近热电厂、石化企业的放空CO2的技术经济可行性研究；⑤重视和加强室内研究和现场先导性试验。
三、混相驱实例调研1 葡北油田混相气驱现场试验（1）油田概况位于吐哈盆地台北凹陷西部的葡北油田，是一个挥发性背斜圈闭砂岩层状油藏，构造完整，断裂不甚发育；储集层厚度适中，油层之间发育有稳定隔层。
经实验室分析综合确定，在油藏温度压力条件下，利用本油田一级分离器的气组成，可以达到与地下原油混相所要求的最小混相压力MMP，是一个较理想的进行注气混相驱矿场试验的油田。
油藏闭合高度为105米，主要目的层为中侏罗统的七克台组、三间房组和西山窑组。
其中三间房组S1砂组为主力产层，发育有S11、S21和S3+413个油层。
油藏砂体连续性好，油层中部深度3436米，油层平均厚度13.9米，平均孔隙度17.8%，平均渗透率110.5×10-3平方微米。
油层中部温度为92.5℃，油层中部压力为37.58兆帕。
原油性质具有“二低五高”的特点，即低密度（0.803克/立方厘米），低粘度（0.4毫帕秒），高体积系数（2.292），高气油比（>440立方米/立方米），高收缩率（63.52%），轻质组分含量高（57.161摩尔%）和高饱和压力（31.14兆帕）。
葡北油田1998年9月正式投入开发，截止目前为止，共有油水井18口，注采井数比1：1。
采油井开井9口，平均单井日产油44吨，油田累积产油49.34×104吨，采出程度19.05%，油田综合含水3.02%，综合气油比499立方米/吨，地层压力保持在35.5兆帕以上。
注水井开井6口，平均单井日注水144立方米，累积注水50.53×104立方米；注气井开井2口，平均日注气14.55×104米，累积注气2.1×108立方米。
油田累积注入气段塞6.4%HCPV，气水比接近1：1。