许多学者已经对不同类型油藏在不同施工参数下二氧化碳驱及封存的效果进行了深入研究。然而，关于残余油带二氧化碳驱及封存的研究仍然存在一定的不足。本文通过模拟油藏的衰竭开发与注水开发过程，创建了高含水油藏，为模拟残余油区气水交替混相驱提供了条件。为了计算最小混相压力，我们将原油分为7个拟组分（表1），并根据恒组分膨胀实验、差异分离实验和溶胀实验所获得的数据，精确地拟合了Peng-Robinson状态方程的参数。

表1 原油拟组分描述

图1 原油采收率与封存二氧化碳随注水/注气量的变化

图1展示了原油采收率与封存二氧化碳随注水/注气量的变化趋势。在气水交替驱替后，原油采收率达到了72.7%。然而，在注入一个孔隙体积的二氧化碳后，采收率便基本保持稳定。二氧化碳的封存量随着注入二氧化碳的增加先增加后减少，在注入0.4孔隙体积的二氧化碳时达到最高值，而当注入一个孔隙体积的二氧化碳后，封存的二氧化碳量进入稳定状态。由于二氧化碳封存量的峰值与原油采收率峰值的差异，我们有必要进一步研究不同地层参数（如孔隙度、渗透率、温度）、作业参数（如井底压力、WAG比、注入水孔隙体积）以及扩散系数对二氧化碳驱替及封存的综合影响。图1中标记的五个点被用来协助分析这一综合影响。其中：1代表了二氧化碳封存达到最高点时所注入的气体量；2代表了二氧化碳封存的最高量；3代表了二氧化碳封存达到最高点时的原油采收率；4代表了注入一个孔隙体积二氧化碳后的二氧化碳封存量；5代表了注入一个孔隙体积二氧化碳后的原油采收率。

研究结果表明，当地层渗透率较高且注入的水量较大时，二氧化碳驱替及封存的综合效果较为理想。然而，随着孔隙度、气体分子扩散系数和水气注入比的增加，二氧化碳驱替及封存的综合效果逐渐减弱。在温度为100摄氏度左右时，二氧化碳驱替及封存的综合效果表现最差。为了实现最佳的混相驱替效果，建议在确保生产井的井底压力较高的条件下，保持注入井的井底压力高于1.2倍的最小混相压力。此外，采用水气注入比逐渐升高的注入方案有利于提高原油采收率，尽管这可能对二氧化碳的封存不利。

残余油带被视为最适合储存二氧化碳的油藏区段，并且该区域具有较高的增产潜力。因此，对残余油带二氧化碳驱及封存的效果进行深入研究是十分必要的。未来的研究将考虑到真实地层条件、真实水层分布以及充分裂缝发育的情况下，深入探究残余油带二氧化碳驱及封存的潜力。

姚军，中国石油大学 (华东) 教授，博士生导师。新世纪百千万人才工程国家级人选、享受国务院政府特殊津贴专家以及山东省“泰山学者攀登计划”专家。教育部“复杂油气田开发和提高采收率”长江学者创新团队和山东省“油气田开发工程”优秀创新团队负责人，长期致力于油气渗流 (微纳尺度、大尺度油气渗流) ，数值试井解释理论与方法，非常规油气藏 (致密油气、页岩油气) 开发理论与方法，碳酸盐岩油藏开发理论与方法与智能油田理论 (油藏生产系统实时优化、长时试井解释) 的研究。共发表学术论文655篇，其中SCI收录333篇，EI收录460篇，论文总被引14,507次，H因子59。