混相和非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)研究

陳濤平，畢佳琪，孫文

1.提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(東北石油大學(xué))，黑龍江 大慶 163318 2.宿松徽商長(zhǎng)城能源有限公司，安徽 安慶 246500

氣驅(qū)是最具優(yōu)勢(shì)的提高低滲透油層原油采收率的方法[1]，在多數(shù)油田可以很容易地得到氣田氣或油田伴生氣，具有不受地層水礦化度的影響、能解決低滲透油層注水困難或水敏性油層的難題、注入后不會(huì)污染油層、且可以回收利用的特點(diǎn)[2]，因而被廣泛應(yīng)用于提高原油采收率。

美國(guó)和加拿大最早開(kāi)始注富氣提高原油采收率現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[3]，前蘇聯(lián)在北海油田成功應(yīng)用了水-天然氣交替驅(qū)技術(shù)[4]，委內(nèi)瑞拉曾實(shí)施了全世界最大的注天然氣驅(qū)油項(xiàng)目[5]。我國(guó)中原油田自20世紀(jì)80年代開(kāi)始探索注天然氣驅(qū)油方法[6]，2005年進(jìn)入礦場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)；繼此之后，許多油田也相繼進(jìn)行了注天然氣驅(qū)油礦場(chǎng)試驗(yàn)[7]，其中，長(zhǎng)慶安塞油田進(jìn)行了特低滲透油層現(xiàn)場(chǎng)注氣驅(qū)油試驗(yàn)。

烴類氣驅(qū)的研究開(kāi)始較早，20世紀(jì)80年代，CHEN等[8]研究了烴氣混相驅(qū)中溶劑段塞尺寸對(duì)驅(qū)油效果的影響，GLASO[9]提出了預(yù)測(cè)富氣與原油的最小混相壓力關(guān)系式，SHYEH-YUNG[10]研究了加富天然氣組分與注入壓力對(duì)驅(qū)替效率的影響。近年來(lái)，國(guó)內(nèi)對(duì)烴類氣驅(qū)做了大量的研究工作。曾有學(xué)者先后研究了尺度效應(yīng)對(duì)天然氣混相驅(qū)油效果的影響[11]，分析了烴類氣體驅(qū)油過(guò)程中的組分質(zhì)量傳遞、相態(tài)變化、多次接觸混相機(jī)理及相態(tài)特征[12-14]等，為深入開(kāi)展烴類氣體驅(qū)油奠定了理論基礎(chǔ)。丁名臣等[15]分別利用細(xì)管和長(zhǎng)巖心物理模型研究了壓力、原油含氣性質(zhì)、烴類氣體組成和氣體注入方式對(duì)烴類氣驅(qū)驅(qū)油效率的影響；賴文君[16]利用數(shù)值模擬計(jì)算和室內(nèi)物理試驗(yàn)，研究了高于和低于泡點(diǎn)壓力下的注烴氣驅(qū)油效率；王生奎等[17]研究了富氣驅(qū)過(guò)程中產(chǎn)出氣密度變化規(guī)律，提出了一種高效的富氣、水交替驅(qū)注入方法；還有學(xué)者利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，研究了影響特定油田注烴氣開(kāi)發(fā)效果的因素，并優(yōu)化了工程參數(shù)[18]。這些研究為注氣開(kāi)發(fā)提供了重要的技術(shù)支撐。

富氣驅(qū)油具有多次接觸混相驅(qū)和非混相驅(qū)2種驅(qū)替方式，其中混相驅(qū)以驅(qū)替效率較高而倍受重視。徐芊[19]的研究結(jié)果表明向原油中注入較輕質(zhì)的烴類氣體，蒸發(fā)氣驅(qū)機(jī)理主導(dǎo)氣驅(qū)過(guò)程，但若油氣組分不匹配也無(wú)法最終實(shí)現(xiàn)混相；向原油中注入重質(zhì)組分較多的烴類氣體，其混相機(jī)理復(fù)雜，應(yīng)當(dāng)是凝析和蒸發(fā)雙重機(jī)理共同作用形成的近混相。人們?cè)扇「鞣N措施期望在低滲、特低滲油層中實(shí)施的富氣驅(qū)都能實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)，但受油藏環(huán)境以及開(kāi)發(fā)方式等因素影響，許多油田往往只能實(shí)施非混相驅(qū)；即便在實(shí)施富氣混相驅(qū)的油田，其注入井附近的油層壓力高于富氣-原油的最小混相壓力，能實(shí)現(xiàn)富氣混相或近混相驅(qū)；但在采出井附近一定范圍內(nèi)的油層壓力常低于富氣與原油的最小混相壓力，已處于非混相驅(qū)狀態(tài)。因此，在對(duì)低滲、特低滲油層混相條件下富氣-N2復(fù)合驅(qū)進(jìn)行研究的基礎(chǔ)上[20]，有必要繼續(xù)開(kāi)展低滲、特低滲巖心混相、非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)比較研究，通過(guò)物模試驗(yàn)確定其驅(qū)替效果，進(jìn)而為富氣-N2復(fù)合驅(qū)的實(shí)施提供可靠的試驗(yàn)依據(jù)。

1 驅(qū)油試驗(yàn)

實(shí)際油田中，注采井井底壓力差異較大，注入井井底附近一定范圍內(nèi)的油層壓力能夠高于富氣與原油的最小混相壓力，實(shí)現(xiàn)富氣與原油的混相驅(qū)；但在采出井附近一定范圍內(nèi)的油層壓力常低于富氣與原油的最小混相壓力，處于非混相驅(qū)狀態(tài)。因此，有必要開(kāi)展低滲、特低滲巖心混相、非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)研究，以確定其驅(qū)替效果。

1.1 試驗(yàn)材料及設(shè)備

混相、非混相條件下富氣-N2復(fù)合驅(qū)物模驅(qū)試驗(yàn)的主要目的是研究不同富氣段塞+N2復(fù)合驅(qū)時(shí)的采收率，以確定合理的富氣段塞尺寸。考慮到巖心物性對(duì)試驗(yàn)結(jié)果的影響及試驗(yàn)溫度要求，物理模擬試驗(yàn)宜采用天然巖心及含氣原油。

1.1.1 試驗(yàn)材料

1)飽和用水。模擬大慶油田原始地層水，礦化度為6778mg/L，具體組成見(jiàn)表1；飽和用油，YS油田S99-TX13井(含氣)模擬油，溶解氣油比為22.3m3/m3。

表1 飽和巖心用水組成

2)富氣。經(jīng)脫水凈化后的油田井口伴生氣，具體組成見(jiàn)表2，45℃加壓至30MPa備用；富氣-原油的最小混相壓力為27.4MPa。

表2 富氣的組成

3)巖心。因油井取巖心尺寸過(guò)小，只能以滲透率為主要指標(biāo)，選擇適宜的低滲、特低滲巖心，根據(jù)實(shí)際油層長(zhǎng)厚比約為30的情況，確定了物模試驗(yàn)所用巖心的尺寸約為長(zhǎng)30cm、寬4.5cm、厚1.3cm?；煜?、非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)所用巖心物性參數(shù)分別見(jiàn)表3和表4，可以看出試驗(yàn)所用天然露頭巖心孔隙度偏高，但滲透率與含油飽和度完全滿足要求。

表3 混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)用天然巖心物性參數(shù)

表4 非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)用天然巖心物性參數(shù)

1.1.2 試驗(yàn)設(shè)備

HBCD-70高溫高壓巖心驅(qū)替裝置包括高壓計(jì)量泵、特制高溫高壓夾持器、計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)、計(jì)量系統(tǒng)、儀表控制系統(tǒng)、真空泵、微型高壓定量?jī)?chǔ)氣容器等。

1.2 試驗(yàn)方法

采用相同的設(shè)備，在不同的試驗(yàn)條件下分別進(jìn)行混相、非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)物模驅(qū)油試驗(yàn)。

1.2.1 混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)方法

1)試驗(yàn)條件。試驗(yàn)溫度90℃，注入壓力30.2MPa，出口回壓28.6MPa。

2)試驗(yàn)方案。物模試驗(yàn)設(shè)計(jì)5種方案：全N2驅(qū)、0.2PV富氣+N2驅(qū)、0.4PV富氣+N2驅(qū)、0.6PV富氣+N2驅(qū)、全富氣驅(qū)；試驗(yàn)中實(shí)時(shí)記錄產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量等，直至產(chǎn)出流體的氣油比達(dá)到1500mL/mL以上時(shí)結(jié)束試驗(yàn)。

3)試驗(yàn)步驟。 ①抽真空：將試驗(yàn)用巖心裝入特制高溫高壓夾持器中抽真空4h以上。②飽和水：記錄計(jì)量泵初值，開(kāi)巖心進(jìn)口閥門飽和水；壓力穩(wěn)定至0.5MPa時(shí)，記錄計(jì)量泵終值，開(kāi)巖心出口閥門；靜置至壓力為0MPa時(shí)，讀取出水量，并計(jì)算飽和水量及孔隙度。③水測(cè)滲透率：連接精密差壓傳感器，以不同排量恒速注入飽和水，分別記錄不同流速下的壓差，根據(jù)達(dá)西定律計(jì)算出水測(cè)滲透率。④飽和油：出口回壓設(shè)為28.6MPa，飽和含氣原油，計(jì)量累計(jì)出水量，計(jì)算原始含油飽和度。⑤老化：關(guān)閉進(jìn)出口閥門，將飽和油后的巖心置于試驗(yàn)條件下老化24h以上。⑥驅(qū)油：設(shè)置出口回壓為28.6MPa，先注入不同PV數(shù)的富氣，再注入N2至試驗(yàn)結(jié)束，適時(shí)記錄注氣量、產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)氣量等，并繪制出相應(yīng)的試驗(yàn)曲線。

1.2.2 非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)方法

1)試驗(yàn)條件。試驗(yàn)溫度90℃，注入壓力17.1MPa，出口回壓16MPa。

2)試驗(yàn)方案。物模試驗(yàn)設(shè)計(jì)4種方案：0.2PV富氣+N2驅(qū)、0.4PV富氣+N2驅(qū)、0.6PV富氣+N2驅(qū)、全富氣驅(qū)；試驗(yàn)中實(shí)時(shí)記錄產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量等，直至產(chǎn)出流體的氣油比達(dá)到1500mL/mL以上時(shí)結(jié)束試驗(yàn)。

3)試驗(yàn)步驟。試驗(yàn)所用富氣-原油的最小混相壓力為27.4MPa，飽和油及驅(qū)油試驗(yàn)中巖心出口回壓設(shè)為16MPa，注入壓力17.1MPa，以保證富氣-原油為非混相狀態(tài)。其余步驟同混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)。

2 試驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)結(jié)果

用低滲、特低滲巖心分別進(jìn)行了5種驅(qū)替方案的試驗(yàn)研究，各驅(qū)替方案的最終采收率見(jiàn)表5。

表5 混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)試驗(yàn)所用低滲、特低滲天然巖心的平均物性參數(shù)及注采壓力，利用CMG油藏?cái)?shù)值模擬軟件建立了與試驗(yàn)所用巖心及流體參數(shù)完全一致的數(shù)理模型，計(jì)算了不同注入方案的采收率，并將物模驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果與數(shù)模理論采收率曲線繪于同一圖中(見(jiàn)圖1)?？梢钥闯觯锬Ｔ囼?yàn)結(jié)果與試驗(yàn)所用物理模型的數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果基本相符，不同富氣PV數(shù)對(duì)應(yīng)的采收率結(jié)果相近，其偏差在合理范圍內(nèi)。特別是0.6PV富氣+N2的驅(qū)替方案，可以獲得較好的驅(qū)油效果，其采收率接近或超過(guò)全注富氣驅(qū)時(shí)的采收率。表明0.6PV富氣+N2驅(qū)時(shí)，富氣段塞有效地遮擋了N2對(duì)富氣混相前緣的影響，且后續(xù)N2充分發(fā)揮了其彈性驅(qū)替效果優(yōu)于富氣的作用，故采收率較高。

隨著富氣注入量的增加，富氣+N2復(fù)合驅(qū)采收率不斷增加，當(dāng)富氣段塞達(dá)到0.6PV時(shí)，達(dá)到一個(gè)穩(wěn)定值。這是由于富氣、N2之間的擴(kuò)散和彌散作用以及富氣與油相之間密度、黏度的差異導(dǎo)致了富氣前置段塞、N2推進(jìn)驅(qū)替過(guò)程中不可避免地存在著混合帶。因此，從提高采收率的效果上看，富氣前置段塞必須能滿足形成穩(wěn)定的中間帶避免N2與富氣混合帶竄逸至富氣前緣。當(dāng)富氣段塞小于0.6PV時(shí)，N2突破了富氣段塞與模擬油發(fā)生接觸，影響了富氣與模擬油的混相，進(jìn)而影響了采收率。對(duì)比圖1(a)與圖1(b)，特低滲巖心較低滲透巖心具有能緩減氣竄作用，從而獲得更好的驅(qū)替效果。

圖1 混相復(fù)合驅(qū)數(shù)模與試驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Fig.1 Comparison of numerical simulation and experimental results in miscible compound flooding

2.2 非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)結(jié)果

用低滲、特低滲巖心分別進(jìn)行了4種驅(qū)替方案的試驗(yàn)研究，各驅(qū)替方案的最終采收率見(jiàn)表6。對(duì)比表5與表6，可以看出低滲及特低滲巖心中，混相條件下富氣+N2復(fù)合驅(qū)的采收率均比非混相條件下的采收率高，且富氣段塞PV數(shù)越大，采收率差別亦越大。富氣段塞為0.6PV時(shí)，低滲及特低滲巖心混相驅(qū)的采收率比非混相驅(qū)分別高10.93%和10.80%，證實(shí)了混相復(fù)合驅(qū)的優(yōu)越性。

表6 非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)結(jié)果

由圖2可知，混相復(fù)合驅(qū)時(shí)低滲、特低滲巖心富氣合理段塞均為0.6PV；非混相復(fù)合驅(qū)時(shí)低滲透巖心合理富氣段塞為0.6PV、特低滲巖心合理富氣段塞為0.4PV。當(dāng)富氣段塞為0.2PV時(shí)，混相與非混相復(fù)合驅(qū)采收率差別很小，隨著富氣段塞PV數(shù)增大，混相與非混相復(fù)合驅(qū)采收率差別逐漸增大，直至接近混相、非混相各自的合理PV數(shù)后，采收率差別不再增大。分析認(rèn)為，富氣段塞為0.2PV時(shí)，由于富氣段塞過(guò)小，后續(xù)注入的N2會(huì)穿越富氣到達(dá)油氣混相前緣，從而使富氣的混相作用基本發(fā)揮不出來(lái)，故混相、非混相壓力下復(fù)合驅(qū)的采收率基本一致；隨著富氣段塞PV數(shù)的增大，后續(xù)注入到巖心中N2不能完全穿越富氣到達(dá)油氣混相前緣，富氣的混相作用隨段塞PV數(shù)的增大而逐漸發(fā)揮出來(lái)，混相壓力下復(fù)合驅(qū)的采收率隨之高于非混相壓力下復(fù)合驅(qū)的采收率，富氣段塞的PV數(shù)越大，混相、非混相驅(qū)的采收率差別越大；接近混相、非混相驅(qū)各自的合理段塞PV數(shù)后，富氣的混相驅(qū)替作用已基本發(fā)揮完畢，隨之而來(lái)的是同樣靠后續(xù)N2的頂替、膨脹作用將原油驅(qū)替出來(lái)，故此時(shí)采收率差別不再增大。

圖2 采收率與富氣段塞PV數(shù)關(guān)系Fig.2 Relationship between recovery ratio and PV number of rich gas slug

3 效益對(duì)比

3.1 低滲、特低滲巖心混相復(fù)合驅(qū)效益對(duì)比

根據(jù)表5中的數(shù)據(jù)計(jì)算了低滲、特低滲巖心混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)中不同富氣段塞PV數(shù)的噸油氣體成本，結(jié)果如圖3所示。其中，標(biāo)況下富氣的價(jià)格取2.28元/m3，N2價(jià)格取1.47元/m3，原油價(jià)格取50美元/桶，美元對(duì)人民幣匯率取7.0。由圖3可以看出，隨著富氣段塞PV數(shù)的增加，低滲與特低滲巖心的噸油氣體成本持續(xù)增加，低滲巖心的噸油氣體成本始終高于特低滲巖心的噸油氣體成本。結(jié)合圖1，當(dāng)富氣段塞PV數(shù)相同時(shí)，低滲巖心的采收率低于特低滲巖心的采收率，以至于低滲巖心的噸油氣體成本較高。低滲與特低滲巖心的富氣-N2復(fù)合驅(qū)中富氣的合理段塞為均0.6PV，此時(shí)特低滲巖心的噸油氣體成本為857.26元，而低滲巖心的噸油氣體成本為935.58元(比特低滲巖心的噸油氣體成本高78.32元)。

為了更直觀地反映富氣-N2復(fù)合驅(qū)的氣驅(qū)效益，計(jì)算了不同富氣段塞時(shí)復(fù)合驅(qū)的投入產(chǎn)出比，結(jié)果如圖4所示。注相同富氣段塞PV數(shù)時(shí)，低滲巖心的投入產(chǎn)出比始終低于特低滲巖心的投入產(chǎn)出比。試驗(yàn)中，同一富氣段塞PV數(shù)下，低滲巖心中所需后續(xù)N2的PV數(shù)與特低滲巖心的基本相同，即低滲巖心富氣-N2復(fù)合驅(qū)的注入氣體成本與特低滲巖心富氣-N2復(fù)合驅(qū)的注入氣體成本基本相同，所以低滲透巖心的投入產(chǎn)出比與特低滲巖心的投入產(chǎn)出比主要受采收率影響，而低滲透巖心的采收率始終低于特低滲巖心的采收率。因此注相同富氣段塞PV數(shù)時(shí)，特低滲巖心的投入產(chǎn)出比始終高于低滲透巖心的投入產(chǎn)出比。當(dāng)富氣段塞為0.6PV時(shí)，特低滲巖心的投入產(chǎn)出比是低滲透巖心的投入產(chǎn)出比的1.09倍。

圖3 混相復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本對(duì)比圖圖4 混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比對(duì)比圖 Fig.3 Comparison of gas cost per ton oil in Fig.4 Comparison of input-output ratio in miscible compound flooding miscible compound flooding

在試驗(yàn)條件下，采用富氣-N2復(fù)合驅(qū)方式，可獲得接近于全富氣驅(qū)的驅(qū)油效果。以提高采收率幅度為主要目標(biāo)，綜合分析采收率、噸油氣體成本和投入產(chǎn)出比，混相驅(qū)復(fù)合驅(qū)時(shí)低滲、特低滲巖心富氣合理段塞均為0.6PV。

3.2 混相、非混相復(fù)合驅(qū)效益對(duì)比

根據(jù)表6中的數(shù)據(jù)，分別計(jì)算了低滲、特低滲巖心的混相和非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本，結(jié)果如圖5所示，隨著注富氣段塞PV數(shù)的增加，低滲、特低滲巖心混相與非混相復(fù)合驅(qū)的噸油氣體成本均持續(xù)增加，且混相復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本始終高于非混相復(fù)合驅(qū)的噸油氣體成本。低滲巖心復(fù)合驅(qū)富氣段塞為0.6PV時(shí)，混相復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本(948.29元)比非混相復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本(692.89元)高出255.4元；特低滲巖心復(fù)合驅(qū)富氣段塞為0.6PV時(shí)，混相復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本(857.26元)比非混相復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本(692.14元)高出165.12元。

圖5 復(fù)合驅(qū)噸油氣體成本對(duì)比Fig.5 Comparison of gas cost per ton oil in compound flooding

雖然在混相條件下，低滲、特低滲巖心富氣段塞為0.6PV時(shí)，混相復(fù)合驅(qū)比非混相復(fù)合驅(qū)的采收率分別高10.93%和10.80%，但由于混相驅(qū)的注入壓力(30.2MPa)是非混相驅(qū)的注入壓力(17.1MPa)的1.766倍，注入相同PV數(shù)的富氣在標(biāo)況下的體積相差1.6倍之多，以致于混相驅(qū)采收率的增值不足以彌補(bǔ)其注富氣量的增值，所以混相復(fù)合驅(qū)的噸油氣體成本始終高于非混相復(fù)合驅(qū)的噸油氣體成本。

為了更直觀地反映富氣-N2復(fù)合驅(qū)的氣驅(qū)效益，分別計(jì)算了低滲、特低滲巖心混相和非混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)的投入產(chǎn)出比，結(jié)果如圖6所示。隨著注富氣段塞PV數(shù)的增加，低滲、特低滲巖心混相與非混相復(fù)合驅(qū)的投入產(chǎn)出比均呈現(xiàn)降低趨勢(shì)，且混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比始終低于非混相復(fù)合驅(qū)的投入產(chǎn)出比。低滲巖心復(fù)合驅(qū)富氣段塞為0.6PV時(shí)，非混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比(3.278)是混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比(2.401)的1.365倍；特低滲巖心復(fù)合驅(qū)富氣段塞為0.6PV時(shí)，非混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比(3.354)是混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比(2.658)的1.262倍；非混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比平均為混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比的1.314倍。

圖6 復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比對(duì)比Fig.6 Comparison of input-output ratio in compound flooding

綜上所述，低滲、特低滲巖心中，混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)采收率平均比非混相復(fù)合驅(qū)采收率高10.87%，技術(shù)指標(biāo)具有優(yōu)勢(shì)；但非混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比平均為混相復(fù)合驅(qū)投入產(chǎn)出比的1.314倍，經(jīng)濟(jì)上具有優(yōu)勢(shì)。

4 結(jié)論

1)采用富氣-N2復(fù)合驅(qū)方式，可獲得接近于全富氣驅(qū)的驅(qū)油效果?；煜鄰?fù)合驅(qū)時(shí)低滲、特低滲巖心合理富氣段塞均為0.6PV；非混相復(fù)合驅(qū)時(shí)低滲巖心合理富氣段塞為0.6PV、特低滲巖心合理富氣段塞為0.4PV。

2)相對(duì)于低滲巖心來(lái)說(shuō)，特低滲巖心富氣-N2復(fù)合驅(qū)可以獲得更好的驅(qū)替效果，在混相條件下，采用0.6PV富氣+N2復(fù)合驅(qū)的驅(qū)替方式時(shí)，特低滲巖心的采收率為73.21%，比低滲巖心的采收率(65.91%)高7.30個(gè)百分點(diǎn)；在非混相條件下，特低滲巖心0.4PV富氣+N2復(fù)合驅(qū)的采收率為62.05%，比低滲巖心0.6PV富氣+N2復(fù)合驅(qū)的采收率(54.98%)高7.07個(gè)百分點(diǎn)。

3)低滲、特低滲巖心中，混相富氣-N2復(fù)合驅(qū)采收率平均比非混相復(fù)合驅(qū)采收率高10.87%，在技術(shù)指標(biāo)上具有優(yōu)勢(shì)；但非混相復(fù)合驅(qū)注入壓力低、注相同PV數(shù)時(shí)所需氣量少，其投入產(chǎn)出比為混相復(fù)合驅(qū)的1.314倍，在經(jīng)濟(jì)上具有優(yōu)勢(shì)。