二氧化碳驱油原理.docx
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二氧化碳驱油原理
第一章二氧化碳驱油机理
第一节驱油机理
是一种在油和水中溶解度都很高的气体，当它大量溶解于原油中时，可以是原油体积膨胀，粘度下降，还可降低油水间的界面张力；
溶于水后形成的探索还可以起到酸化作用。
它不受井深、温度、压力、地层水矿化度等条件的影响，由于以上各种作用和广泛的使用条件，注
提高采收率的应用十分广泛。
人们通过大量的室内和现场试验，都证明了
是一种有效的驱油剂，并相继提出了许多注入方案。
包括：
连续注
气体；注碳酸水法；注
气体或液体段塞后紧接着注水；注
气体或液体段塞后交替注水和
气体（WAG法）；同时注
气体和水。
连续注入
驱替油层时，由于不利的流度比及密度差，宏观波及系数很低，
用量比较大，实施起来不够经济，用廉价的顶替液驱动
段塞在经济上更有吸引力。
用碳酸水驱油实质是利用注入的水和
溶液与地层油接触后，从其中扩散出来的
来驱油，但此扩散过程较慢，与注入纯
段塞相比达到的采收率比较低。
注
段塞的工艺包括；注
段塞后注水、注段塞后交替注水和注
气体，前一种方法是水驱动
段塞驱扫描整个油层，尾随的水不混相地驱替
，在油层中留下一个残余的
饱和度，后一种方法，其目的在于降低
的流度，提高油层的波及系数。
提出的另外一种工艺是通过双注水系统同时注水和
（见下图），但是这种工艺的施工和完井的成本高，经济风险更大。
沃纳（Warner1977）和费耶尔斯（Fayers）等人在模拟研究中证明，WAG注入法要比连续或单段塞注入法优越。
沃纳的研究结果还表明，连续注入
可采出潜在剩余油量的20%；注入
段塞可采出25%；而WAG法可采出注水后地下原油的38%；同时注入气与水可采出47%的原油，但此法仍存在着严重的操作问题。
由此看来，WAG法仍然是最经济可行的
驱工艺，但它不适合于低渗透砂岩，因为在这种砂岩中，由于水的流度很低，变换注入方式可能造成注入速度严重降低。
不管
是以何种方式注入油层，
之所以能有效地从多孔介质中驱油，主要是由于以下各因素作用的结果：
（1）使原油膨胀；
（2）降低原油粘度；
（3）改变原油密度；
（4）对岩石起酸化作用；
（5）可以将原油中的轻质馏分汽化和提取；
（6）压力下降造成溶解气驱；
（7）降低界面张力；
至于哪个因素起主要作用，取决于油层温度、压力和原油组分，对于某个具体的
驱项目来说，其主要驱替特效性应处于图1-2中所示的五个区域中的一个：
区1：
低压环境；
区2：
中压、高温环境；
区3：
中压、低温环境；
区4：
高压环境；
区5：
高压、低温（液体）环境。
当
处于-56.6OC,0.422MPa时，固体、液体和气体同时存在，即三相点。
当二氧化碳处于31○C，7.39MPa时，气体、液体同时存在，即临界点。
当温度高于31○C时，压力增大，二氧化碳也只能是气态，见图1.3
因为二氧化碳的分子不具有水分子的固有极性，所以在较高的油藏温度和压力下，它不是以低粘度的液体溶于油中，就是以高密度的气体溶于油中；并且随着压力升高，其溶解度也相应增大，见图1.4。
原油中溶有注入的二氧化碳时，原油性质会发生变化，甚至油藏性质也会得到改善，这就是二氧化碳提高原油采收率的关键。
下面详细分析二氧化碳驱油提高采收率的机理。
1.降低原油粘度
二氧化碳溶于原油后，降低了原油粘度，原油粘度越高，粘度降低程度越大，见表。
40○C时，二氧化碳溶于沥青可大大降低沥青的粘度。
温度较高时（120○C以上），因二氧化碳溶解度降低，降粘作用反而变差；在同一温度条件下，压力升高时，二氧化碳溶解度升高，降粘作用随之提高。
但是，压力过高，若压力超过饱和压力时，粘度反而上升。
原油粘度降低时，原油流动能力增加，从而提高原油产量
2.改善原油与水的流度比
大量的二氧化碳溶于原油和水，将使原油和水碳酸化。
原油碳酸化后，其粘度随之降低，大庆勘探开发研究院在45○C和12.7MPa的条件下进行了有关试验，试验表明，二氧化碳在油田注入水中的溶解度为5%（质量），而在大庆油田原油中的溶解度为15%（质量）；由于大量二氧化碳溶于原油中，使原油粘度由9.8mPa·s降到2.9mPa·s，使原油体积增加了17.2%，同时也增加了原油的流度。
水碳酸化后，水的粘度也要增加，据前苏联有关文献报道，二氧化碳溶于水中，可使水的粘度提高20%以上，见图，同时也降低了水的流度。
因为碳酸化以后，油和水的流度趋向靠近，所以改善了油与水流度比，扩大了波及体积。
3.使原油体积膨胀
二氧化碳大量溶于原油中，可使原油体积膨胀，原油体积膨胀大小，不但决定于原油分子量的大小，而取决于二氧化碳的溶解量。
二氧化碳溶于原油，使原油体积膨胀，也增加了液体内的动能，从而提高了驱油效率。
大庆勘探开发研究院用萨尔图油田南4-丁2-346井原油进行了试验。
目的是为了了解二氧化碳溶于原油后，油相的体积与原始油样的体积比与压力的关系。
试验条件为：
取样深度800m，原油饱和压力6.7MPa，密度0.798g/cm3，粘度8.8mPa·s，二氧化碳纯度96.86%，试验温度48○C，测试压力7.00~28.12MPa。
试验结果如图
图表明，二氧化碳溶于原油后，油体积先是随着压力的升高而增大，这是因为二氧化碳溶于原油中，溶解度随着压力上升而增大，致使原油体积膨胀率也逐渐增大。
图中两条曲线分别表示原油样体积与二氧化碳体积比1：
1.7和1：
1.6的情况。
当压力上升到10.55MPa时，油相体积分别达到最大值。
此后，油相体积随压力升高而减小。
这就是所谓二氧化碳萃取和汽化原油中轻质烃组分的过程。
这也就是下面我们要介绍的二氧化碳混相驱油的重要机理。
4.使原油中轻烃萃取和汽化
当压力超过一定值时，二氧化碳混合物能使原油中不同组分的轻质烃萃取和汽化。
S·B·Mikael和F·S·Palmer对路易斯安娜州采用二氧化碳混相驱的SU油藏64号井的产出油进行了分析，认为二氧化碳混合物对该油藏原油轻质烃其实存在萃取和汽化作用，见图。
该井注二氧化碳（CO284%，甲烷11%，丁烷5%）之前，原油相对密度为0.8398；1982年注入CO2混合物后，初期产出油平均相对密度逐渐上升，从0.7587增加到0.8815；这说明原油中轻质烃首先萃取和汽化，以后较重质烃也被汽化产出，最后达到稳定。
但是，注入CO2混合物后，产出油的最大相对密度是0.8251；1984产出油的相对密度为0.8251；1985年以后产出油相对密度基本稳定在0.8155。
也低于原始原油的相对密度0.8398。
这充分证明注入CO2混合物确实存在原油中轻质烃萃取和汽化现象。
萃取和汽化现象是CO2混相驱油的重要机理。
在该试验中，当压力超过10.3MPa时，CO2才使原油中轻质烃萃取和汽化；当压力超过7.85MPa时，采收率就相当高，可以高达90%。
5.混相效应
混相的最小压力称为最小混相压力（MMP）。
最小混相压力取决于CO2的纯度、原油组分和油藏温度。
最小混相压力隋朝油藏温度的增加而提高；最小很想压力随着原油中C5以上组分分子量的增加而提高；最小混相压力受CO2纯度（杂质）的影响，如果杂质的临界温度低于CO2的临街温度，最小混相压力减小，反之，如果杂质的临界温度高于CO2的临界温度，最小混相眼里增大。
CO2与原油混相后，不仅能萃取和汽化原油中轻质烃，而且还能形成CO2和轻质烃混合的油带（oilbanking）。
油带移动是最有效的驱油过程，它可以使采收率达到90%以上。
6.分子扩散作用
非混相CO2驱油机理主要建立在CO2溶于油引起油特性改变的基础上。
为了最大限度地降低油的粘度和增加油的体积，以便获得最佳驱油效率，必须在油藏温度和压力条件下，
要有足够的时间使CO2饱和原油。
但是，地层基岩是复杂的，注入的CO2也很难与油藏中原油完全混合好。
多数情况下，CO2是通过分子的缓慢扩散作用溶于原油的。
分子扩散过程是很慢的。
特别是当水相将油相与CO2气相隔开时，水相阻碍了CO2分子向油相中的扩散，并且完全抑制了轻质烃从油相释放到CO2相中。
在三次采油中，通过CO2驱动水驱替后的残余油的机理至今还没有完全掌握。
如果是因为油碰撞的结果，则油水弯月面的变化，引起毛细管力平衡的破坏，相的重新排列可能导致油的流动。
如果水相被完全驱替，油和CO2直接接触，将使原油降粘和膨胀，增加了原油的内能，也可导致采收率提高。
不论是哪种作用，都必须有足够的时间使CO2分子充分地扩散到油中。
在高温和高压条件下，在现场测定CO2扩散系数是非常困难的，通常用下面的经验公式进行计算。
CO2在油中的扩散系数
Ds.0=1.41×10-10μ0-0.49
式中Ds·o——CO2在油中的扩散系数，m2/s；
μ0——油的粘度，mPa·s。
CO2在水中的扩展系数：
式中Ds·w——CO2在水中的扩散系数，m2/s；
T——温度，K；
μw——水的粘度，mPa·s。
如果CO2通过水堵段的扩散距离是X，通过水堵段扩散所需的时间是t，可用下式表示它们之间的关系。
t=X2/Ds·w
也可以用实验室岩心驱扩散时间，计算现场CO2扩散时间。
式中tp——现场CO2扩散时间；
te——试验扩散时间；
Xp——现场扩散距离；
Xe——试验扩散距离。
7.降低界面张力
试验证明：
残余油饱和度随着油水界面张力减小而降低；多数油藏的油水界面张力为10~20mN/m，想使残余油饱和度趋向于零，必须使油水界面张力降低到0.001mN/m或者更低。
界面张力降到0.04mN/m一下，采收率便会更明显地提高。
CO2驱油的主要作用是使原油中轻质烃萃取和汽化，大量的烃与CO2混合，大大降低了油水界面张力，也大大降低了残余油的饱和度，从而提高了原油采收率，见图。
从图中可以看出，随着见面张力的降低，采收率逐渐提高。
8.溶解气驱作用
大量的CO2溶于原油中，具有溶解气驱作用。
降压采油机理与溶解气驱相似，随着压力下降CO2从液体中溢出，液体内产生气体驱动力，提高了驱油效果。
另外，一些CO2驱替原油后，占据了一定的空隙空间，成为束缚气，也可使原油增产。
9.提高渗透率
碳酸化的原油和水，不仅改善了原油和水的流度比，而且还有利于抑制粘土膨胀。
CO2溶于水后显弱酸性，能与油藏的碳酸盐反应，使注入井周围的渗透率提高。
可见碳酸盐岩油藏更有利于CO2驱油。
第二节驱油机理的综合利用
CO2是一种多用途的注入气体，它的有利特性不仅仅是由于其混相的能力，而且还具有因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
（1）
式中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
（2）
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）
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（4）
式中gf——破裂压力梯度，MPa/m；
A和B——拟合参数，可由表查出。
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）（5）
式中Pf——破裂压力
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（6）
式中ΔP——CO2混相驱压力极限。
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：
（8）
式中Kk——油藏非均质系数，无因次；
——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：
（9）
式中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：
式中
——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，
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。
5.岩石湿润性对二氧化碳驱油的影响
E·T·S·Huang和L·W·Hol用不同的润湿性的贝雷砂岩岩心（3.8×3.8×12.9cm）进行了CO2驱油试验，试验是在48.9℃的温度和17.2Mpa的压力下进行的，试验结果见表
CO2在不同湿润性岩心中的驱油效果试验结果
岩心
水湿润
混合湿润
油湿润
11
1
5
5
8
4
开始油饱和度/%PV
63
63
60
60
72
66
水驱后残余油饱和度/%PV
36
29
29
28
44
34
CO2驱后残余油饱和度/%pv
CO2段塞+
12
7
9
7
30
22
水与CO2交替注入≠
19
21
14
10
34
23
+先注入0.4PV的CO2，随后再注入2%的盐水；
≠先注入0。
8PV的水与CO2交替流体（水/CO2=1：
1）随后再注入2%的盐水。
L·M·Holm等人也曾用贝雷砂岩心进行了CO2与水同时注入是三次采油是颜，试验的结果见图。
从图中可以看出，CO2与水同时注入是，岩石的湿润性对CO2驱油效果的影响。
水湿润性对CO2驱油效果的影响较大，隋朝注入CO2孔隙体积百分数的减少，残余油采收率迅速下降。
而油湿润性对CO2驱油效果的影响却较小，随着注入CO2空隙提提百分数的减少，残余油采收率缓慢下降。
6.地层水和注入水对CO2驱油的影响
在CO2去有中，地层水或注入水会溶解一部分注入的CO2。
这就减少了CO2的有效驱油体积。
CO2在水中溶解度随水中含盐量的增加而减少；随压力的增加而增加；随温度的增加而减少，见图。
水中溶解的CO2在水中的溶解度随水中含盐量的增加而减少；随压力的增加而增加；随温度的增加而减少，见图。
水中溶解的CO2增加，水的粘度增加，流度降低，因而改善了油与水的流度比，从而提高了波及效率。
第2节原油组分对CO2驱油的影响
原油组分主要指的是C５~C30组分的含量。
知道了原油C５~C30组分的含量后，还必须详细了解C５~C12和C30以上烃的含量及烃的类型——石蜡烃、芳香烃和环烷烃等。
原油中C５~C12烃的含量对CO2的最小混相压力影响比C30烃的含量和类型影响更大。
在长12.2~24.4m，之间0.63㎝的高压管中充满干净的砂子，在不同的油藏温度和压力下进行了CO2驱替试验，试验结果见图。
从图中可以看出，在油藏条件下，随着原油分子量的逐渐增加，最小混相压力逐渐升高。
图是在长14.6，直径0.63m的高压管中充填砂子，在57.2℃油藏温度下进行的CO2驱油试验的试验结果。
从图中可以看出，随着压力的增加，采收率也逐渐增加，当达到混相条件时，采收率高达90%以上。
第三节二氧化碳含量对驱油的影响
CO2之所以能与原油混相是由于原油中含有丰富的中间（C５~C12）组份，并且只有在足够高的压力（最小混相压力）下，多次与CO2接触才形成混相。
如果原油中缺乏中间组份，会严重地影响CO2与原油混相，也会影响采收率。
如果在CO2中加入一定量的轻、中质组份，不仅可以减少CO2用量，而且促进了混相，也提高了采收率。
我过任丘油田分别用纯CO2和C2~C6富化的CO2，在油藏温度及与油藏实际注入相同的注入压力和注入量条件下，进行了以富化的CO2驱替
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