二氧化碳驱油技术综述
第一章前言
提高采收率(EOR)研究是油气田开发永恒的主题之一。
迄今为止，已形成化学驱、气体混相驱、热采和微生物采油四大类。
近几年，注气驱提高采收率发展
迅速，其中又以注CO
2驱的发展速度最快。
一方面，注CO
2
驱油的效果非常明显。
另一方面，CO
2气体的利用可以减轻温室效应，这也使CO
2
驱在全球推广运用。
早
在1920年就有文献记载，可以通过注入CO
2气体的方法来采出原油。
而CO
2
的现
场应用最早开始于1958年，在美国Permain盆地首先进行了注CO
2
混相驱项目，
这一项目的结果说明注CO
2
不但具有很高的效益，而且是一种有效的提高采收率
方法。
随着技术的进步、环境保护的需要，注CO
2
提高采收率的方法越来越受到重视.
我国陆地上的大多数主力油田进入了中后期开发阶段，呈现出可采储量的动用程度高、自然递减率高、综合递减率高、综合含水率高等特点。
同时，目前随着勘探开发技术的提高，低渗透油田储量占的比例越来越大。
因此在石油后备储量比较紧张的形势下，动用好和开发好低渗透油田，对我国石油事业持续稳定的发展具有重大意义。
但是低渗透油田由于其物性差，比如孔隙度和渗透率都比较小，因此，单井产量低，开发难度大。
利用二氧化碳开发低渗透油田可以有效提高原油采收率。
1.1国外CO2驱发展概况
自上个世纪五十年代，国际上许多国家就开始把二氧化碳作为一种驱替溶剂进行现场和实验研究。
由于二氧化碳能溶解于原油，降低界面张力，降低原油粘度，在一定的条件下还能与原油混相，进行混相驱油，从而提高原油的采收率。
二氧化碳驱油特别是二氧化碳混相驱油已经成为现在低渗透油藏开发的主要方式之一。
注入二氧化碳用于提高石油采油率已有30多年的历史。
二氧化碳驱油作为
一项日趋成熟的采油技术已受到世界各国的广泛关注，据不完全统计，目前全世
界正在实施的二氧化碳驱油项目有近80个。
90年代的CO
2
驱技术日趋成熟，根据1994年油气杂志的统计结果，全世界有137个商业性的气体混相驱项目，其中55﹪采用的是烃类气体，42﹪采用的
是CO
2
，其他气体混相驱仅占3﹪。
目前，国外采用二氧化碳驱油的主要国家有：美国、俄罗斯、匈牙利、加拿大、法国、德国等。
其中美国有十个产油区的292
个油田适用CO
2驱，一般提高采收率7﹪～15﹪，在西德克萨斯州，CO
2
驱最主要
是EOR方法，一般可提高采收率30﹪左右。
1.1.1国外CO2驱项目情况
国外近年来注气技术发展很快，己成为除热采之外最重要的提高采收率方法。
在目前油价下，1992年热采产量与1990年相比，基本稳定不变，化学驱降低了4.40%，其产量也很少，而注气却增加了 3.60%，其中烃类混相驱和非混相驱增加了51.0%，近几年还有增长的趋势。
在国外，注二氧化碳技术主要用于后期的高含水油藏、非均质油藏以及不适合热采的重质油藏。
推广二氧化碳驱油的主要制约因素是天然的二氧化碳资源、二氧化碳的输送及二氧化碳向生产井的突进问题以及油井及设备腐蚀、安全和环境问题等。
为解决以上问题，提出了就注CO
2提高原油采收率技术，这种技术是向地层中注入反应溶液，使其在油藏条件下充分反应而释放出气体，溶解于原油之中，降低原油粘度，膨胀原油体积，从而达到提高原油采收率的目的。
美国是CO
2驱发展最快的国家。
自20世纪80年代以来，美国CO
2
驱项目不
断增加，已成为继蒸汽驱之后的第二大提高采收率技术。
美国目前正在实施的
CO
2混相驱项目有64个。
最大的也是最早使用CO
2
驱的是始于1972年的SACROC
油田。
其余半数以上的大型气驱方案是于1984～1986年间开始实施的，目前其增产油量仍呈继续上升的趋势。
大部分油田驱替方案中，注入的CO
2
体积约占烃类空隙体积的30%，提高采收率的幅度为7%～22％。
1.1.2小油田CO2混相驱的应用与研究
过去，CO
2
混相驱一般是大油田提高原油采收率的方法。
大油田由于生育储
量多，剩余开采期长，经济效益好，而小油田CO
2
驱一般不具有这些优点。
近年
来许多小油田实施了CO
2
混相驱提高原油采收率方案，同样获得了良好的经济效
益。
如位于美国密西西比州的Creek油田就是一个小油田成功实施CO
2
驱的实例。
该油田于1996年被JP石油公司收购时的原油产量只有143m3/d，因油田实施了
CO
2
驱技术，使该油田的原油采收率大大提高，其原油产量在1998年达到了209m3/d，比1996年增加了46％。
1.1.3重油CO2非混相驱的研究与应用
CO
2
驱开采重油一般是在不适合注蒸汽开采的油田进行。
这类油田的油藏地
质条件是：油层薄，或埋藏太深，或渗透率太低，或含油饱和度太低等。
注CO
2
可有效提高这类油藏的采收率。
大规模使用CO
2
非混相驱开发重油油田的国家是土尔其。
土尔其有许多重油藏不适合热采方法。
1986年土尔其石油公司在几个
油田实施了CO
2非混相驱，取得了成功。
其中Raman油田大规模C0
2
非混相驱较
为典型。
加拿大也有许多重油油藏被认为不适合进行热力开采，加拿大对CO
2
驱开采重油进行了大量的研究。
试验得出，轻油粘度在饱和压力下从大约从1.4降到20，降低了15倍。
另外，在不同温度下重油粘度测量发现，温度达到275℃左
右才能降粘，而CO
2
一旦溶解在原油中就可使原油粘度降低，并且可以把粘度降低到用蒸汽驱替的水平。
1.2国内研究应用现状
在我国东部主要产油区，天然气气源紧张，烃类气体又供不应求，不可能用
来注气，发现的CO
2
气源目前还比较少，再加上原油含蜡多、粘度和密度都比较高，绝大多数储量的原油粘度大于5MPa﹒s，注气后由于不利的流度比、气窜和重力差异比较严重，波及系数不高，而且难于混相，所以注气混相驱和非混相驱一直未能很好地开展起来。
尽管如此，注非烃气体混相和非混相驱的研究和现场
先导试验一直没有停止过。
CO
2
驱在我国六十年代初就受到了重视。
1963年首先在大庆油田作为主要提高采收率方法进行研究，并于1965年专门开辟了小井距提高采收率试验区进行先导性试验。
该试验区采用四点法井网共两个井组14口
井，井距750米。
在葡Ⅰ牛-7层开展了注浓度为3.8%的CO
2
碳酸水试验，注入
孔隙体积23.2%。
与同条件对比井组的水驱相比，采收率提高10%左右，在注水
过程中注水井吸水能力也有所提高；同时室内试验表明，CO
2
水能使岩心表面性质由亲油转向亲水。
1969年3月一1970年6月又在小井距试验区葡Ⅱ-2层进行
了CO
2
加轻质油段塞的提高采收率矿场试验，结果比水驱采收率提高8%，但现场效果不如室内实验理想，这一方面是注入量比较小(仅为孔隙体积的 2.6%)，没有达到设计要求的用量，另一方面是注入剂粘度低，导致平面上波及系数低，影响了采收率的提高。
注气提高石油采收率技术(包括烃类气体、CO
2、N
2
、烟道气以至空气等混相
和非混相驱)具有巨大的提高采收率潜力，我国适应注气开采的储量很大，对于
难以注水的油田(如低渗透、强水敏)注气更是一种可行的开发方式。
早在60年代大庆就开始试验。
我国一直在探索、研究和实践，从未停止过，只是由于缺乏气源和压缩机装备受制约，目前仍处室内实验研究和小型矿场试验阶段，吐哈葡北第一个注烃混相驱二次采油现场试验已实施近两年。
注CO2技术在油田的应用越来越多，已在江苏、中原、大庆、胜利等油田进行了现场试验。
1996年江苏富民油田48井进行了CO2吞吐试验，并已开展了CO2驱试验。
草3井位于苏北盆地漆渔凹陷草舍油田戴一段油藏高部位，产层为Ed1段，属底水衬托的“油帽子”。
初期自喷生产，日产油约59t，不含水，无水采油期共367天，综合含水升至22﹪时停喷，转入机抽生产，后日产油4.55t，含水90﹪。
为了增油降水，在该井进行了CO
2
吞吐试验，效果明显，原油产量上升，含水下降，泵效增加，有效地延缓了原油产量递减。
江苏油田富14断块在保持
最低混相压力的状态下，于1998年末开始了CO
2
水交替（WAG）注入试验注入6周期后水气比由0.86:1升至2:1，见到了明显的增油降水效果。
水驱后油层中形成了新的含油富集带。
试验区采油速度由0.5﹪升至1.2﹪，综合含水率由93.5﹪降至63.4﹪。
大庆油田从发现第一口二氧化碳气井，到研究应用二氧化碳驱油技术，已走过13个春秋，至2008年年底，已有6个采油厂建起二氧化碳驱油试验区，累计增油超过4000吨。
在西部，吐哈葡北油田己由吐哈和总公司北京研究院共同完成葡北油田注气
混相驱设计，并已开始实施。
大港大张沱凝析气田和塔西南柯克亚凝析气田注气
的成功，实现了我国注气开发凝析气田零的突破，为注气提高采收率开辟了新途径。
第二章二氧化碳的驱油特点
2.1二氧化碳的基本性质
在标准条件下，也即在0.1MPa压力下，273.2K（绝对温度）下二氧化碳是气体状态，气态二氧化碳密度D=0.08～0.1kg/m3，气态二氧化碳粘度ｕ=0.02～0.08mpa﹒s，液态二氧化碳密度D=0.5～0.9kg/m3，液态二氧化碳粘度ｕ=0.05～0.1mpa﹒s，但在高压（P>15MP）低温（T<40℃）条件下液态与气态二氧化碳的密度相近D=0.6～0.8t/m3。
临界温度T cr=304.2K（绝对），临界压力P cr=7.28MPa，当温度超过临界温度时，压力对二氧化碳相态几乎不起作用，即在任何压力下二氧化碳均呈现气体状态，因此在地层温度较高的油层中应用二氧化碳驱油，二氧化碳通常是气体状态而与注入压力和地层压力无关。
若地层埋深为1500～2000m，地温为310～350K （绝对），用10～20MPa压力向该地层注入二氧化碳的话，它将位于超临界状态。
CO
2
在水中溶解度随压力增加而增加，随温度的增加而降低，随地层水矿化度的增加而降低，这要求我们在应用二氧化碳水溶液时要考虑地层压力、温度、地层水矿化度的变化。
CO
2
溶于水中形成“碳化水”，结果使水的粘度有所增加，例如，溶解3～5%
质量比浓度时，水的粘度增加20～30%。
CO
2
溶解于水时可形成碳酸，它可以溶
解部分胶结物质和岩石，从而提高地层渗透率，注入CO
2
水溶液后砂岩地层渗透
率可提高5～15%，百云岩地层可提高6～75%。
并且，CO
2
在地层中存在，可使泥岩膨胀减弱。
CO
2
在油中溶解度远高于在水中的溶解度,在油中溶解度高于甲烷在油中溶
解度，而且其溶解度与原油分子量成正比的增加，但要注意，CO
2
容易溶于高含蜡量原油，而不太溶于环烷烃和芳香烃含量高的原油。
当压力超过“完全混相压力”时，不论油中有多少CO
2，油与CO
2
都将形成
单相混合物，即达到无限溶混状态，低粘度原油混相压力低，而重质高粘度原油
混相压力高。
CO
与原油混相压力还与原油饱和度有关，当原油饱和压力由5MPa
2
提高到9MPa，混相压力则可由8MPa提高到12MPa。
地层温度也影响混相压力，
当地层温度由50上升到100时，混相压力要增加5～6MPa。
2.2二氧化碳的驱油方式
2.2.1 CO2混相驱
提取到气相中来，混相驱油是在地层高退条件下，油中的轻质烃类分子被CO
2
的原油的液相两种状态。
当压力达到足够高时，形成富含烃类的气相和溶解了CO
2
CO
把原油中的轻质和中间组分提取后，原油溶解沥青、石蜡的能力下降，这些2
重质成分将会从原油中析出，残留在原地，原油粘度大幅度下降，从而达到混相
驱的目的。
混相驱油效率很高，条件允许时，可以使排驱剂所到之处的原油百分
含量很高，否则很之百的采出。
但要求混相压力很高，组成原油的轻质组分C
2－6
难实现混相驱油。
由于受地层破裂压力等条件的限制，混相驱替只适用于°API重度比较高的
轻质油藏，同时在浅层、深层、致密层、高渗透层、碳酸盐层、砂岩中都有过应
混相驱对开采下面几类油藏具有更重要的意义。
用的经验，总结起来，CO
2
a.水驱效果差的低渗透油藏；
b.水驱完全枯竭的砂岩油藏；
c.接近开采经济极限的深层、轻质油藏；
d.利用CO
重力稳定混相驱开采多盐丘油藏。
2
2.2.2 CO2非混相驱
CO
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2
面张力，对原油中轻烃汽化和油提。
当地层及其中流体的性质决定油藏不能采用
非混相驱的开采机理，也能达到提高原油采收率的目的，主混相驱时，利用CO
2
要应用包括：
a.可用CO
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
2
，使之接触到比混相驱更多的长得多，但由于油藏中存在的游离气相将分散CO
2
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
，就可能办到，因为低渗透水或驱替溶剂段塞来提高油藏的压力时，采用注CO
2
性油层对注入CO
这类低粘度流体的阻力很小。
2
b.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。
驱，可以改善重油的流度，从面改善水驱效率。
c.重油CO
2
d.应用CO
驱开采高粘度原油。
2
“吞吐”开采技术
2.2.3单井非混相CO
2
这种单井开采方案通常适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些不能承受油田范围的很大
与重油的注蒸汽增产措施相类似，但它不仅限前沿投资的油藏。
周期性注入CO
2
于重油的开采，而且已成功地用于轻油的开采中。
虽然增加的采收率并不大，但
评价报告一致认为，这些方案确能在CO
耗量相对较低的条件下增加采油量。
多
2
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。
注入到生产井底，然后关井几个星期，让该方法的一般过程是把大量的CO
2
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CO
2
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。
CO
吞吐增产措施相对来说具有投资低、返本快的特点，有获得广泛应用的2
可能性。
2.3二氧化碳驱油影响因素分析
二氧化碳是怎样驱油的呢？将二氧化碳从地下采出来，然后再注入油层，它
与油层“亲密接触”后，就产生四种作用。
一、是降低原油黏度。
二、是能使原
油体积膨胀10%至40%。
这样能让一部分不流动的残余油动起来，抽油机就能让
原油“走出”地面了。
三、是可降低油水界面张力，把黏在岩壁上的原油洗下来，
从而提高了采收率。
四、是能解堵及改善油水黏度比。
这样就减弱了“水窜”，
减少了无效循环，进而提高了水驱效果。
影响CO
驱油效果的因素很多，主要分为储层参数、地层流体性质以及注气
2
方式三大类。
其中，储层参数主要包括油藏的非均质性、油层厚度、渗透率性等，
流体性质主要包括原油粘度及原油密度等。
2.3.1 储层特征影响因素分析
①渗透率、平面非均质性影响
低渗透率可提供充分的混相条件，减少重力分离，渗透率太高容易导致早期气窜，从而造成较低的驱油效率。
随着非均质性的增强，采收率变小。
因为非均
优先进入高渗透层，导致当低渗透层中的原油尚未被完全质油藏中，注入的CO
2
已从高渗透层突入到生产井中，产生粘性指，从而使驱油效率降低。
驱扫时，CO
2
因此，储层岩石的非均质性越小越好。
②垂向横向渗透率比值K v/Kℎ的影响
随着K v/Kℎ的增大，采收率有所下降。
随着纵横向渗透率比值的增大，浮力的作用加剧，层间矛盾更加突出。
2.3.2 流体性质影响因素分析
①浮力、重力影响因素。
在油藏中由于密度差引起溶剂超覆原油而产生流动。
二氧化碳气体在驱替前缘向油藏上部移动，在上部与油形成混相，驱替效率较高。
在油藏下部，驱替效率明显比上部低。
随着原油密度的增大，其采收率减小，变小的主要原因为由于油气密度差越大，浮力作用越明显，二氧化碳气体越容易沿着油层的顶部流动，气体突破的时间就越短，大大降低了二氧化碳气体的体积波及系数，导致采收率下降。
②扩散、弥散作用。
混相流体的混合作用有分子扩散、微观对流弥散、宏观弥散三种机理。
随着横向扩散系数的增大，其采收率也在增大，变大的主要原因为考虑了扩散的影响，二氧化碳气体分子扩散作用、对流弥散作用延迟二氧化碳的突破时间。
使二氧化碳向周围迁移，减缓了二氧化碳向生产井的推进，提高了波及系数，因而可获得较高的采收率；在不考虑分子扩散作用情况下，二氧化碳向生产井推进较快，波及效率较低，从而使二氧化碳较早突破，生产井二氧化碳的含量很快上升，所获得的采收率偏低。
2.4矿场上注CO2工艺
2.4.1筛选标准
驱的油藏有一定的筛选标准，下表是国外注二氧化碳提高采收率的实施CO
2
应用标准。
驱提高采收率应用标准
表1 CO
2
工艺
2.4.2 注CO
2
①连续注CO
气体；
2
②注碳酸水（ORCO)；
③CO
气体或液体段塞后紧跟着注水；
2
气体或液体段塞后交替注水和二氧化碳气体（WAG);
④CO
2
⑤同时注入二氧化碳气体和水。
驱工艺，但它不适合低渗透以上工艺中，WAG 方法是目前最经济可行的CO
2
砂岩，因为在低渗透砂岩中，水的流度很低，变换注入方式可能会严重降低注入速度。
驱油过程中容易遇到一些问题
2.4.3 CO
2
①温度与压力条件的变化导致二氧化碳浓度降低，使蜡和沥青质从原油中沉淀析出；
②油井二氧化碳，气窜；
③油井与油田设备的腐蚀；
④二氧化碳的有效输送；
⑤工艺成本高；
⑥油田附近没有二氧化碳气源或者供应量不足；
第三章二氧化碳驱油机理
3.1二氧化碳驱油机理
注CO2技术的作用机理分为CO2混相驱和CO2非混相驱。
稀油油藏主要采用CO2混相驱，而稠油油藏主要采用CO2非混相驱。
二氧化碳提高采油率的作用主要有促使原油膨胀、改善油水流度比、溶解气驱等。
CO2驱油是油田三次采油中提高原油采收率的一项重要手段，通过向地层注入CO2气体，降低原油粘度，达到提高原油采收率的目的。
其主要途径是：溶解气驱；通过原油体积膨胀和粘度降低—降粘效应的非混相驱；通过混相效应在油藏中析取原油中的烃。
3.1.1 降粘机理
CO2溶于油，降低原油的粘度，提高油的流度，有利于提高驱油剂的波及系数，提高原油产量。
40℃时，CO2溶于沥青可以大大降低沥青的粘度。
温度较高（大于120℃）
时，CO2溶解度降低，降粘作用反而变差。
3.1.2 原油膨胀机理
二氧化碳溶于原油中可使原油体积膨胀，原油体积膨胀的大小，不但取决于原油分子量的大小，而且也取决于二氧化碳的溶解量。
一般，二氧化碳在原油中溶解可使其体积增加110～40﹪。
这种膨胀作用对驱油非常重要：①水驱后留在油层中的残余油与膨胀系数成反比，即膨胀越大，油层中残余的油量就越少；②溶解二氧化碳的油滴将水挤出孔隙空间，使水湿系统形成一种排水二不是吸水过程，卸油的相对渗透率曲线高于它们的自动吸油相对渗透率曲线，形成一种在任何情况下都有利的油流动环境；③原油体积膨胀后一方面可显著增加弹性能量，另一方面膨胀后的剩余油脱离或部分脱离地层水的束缚，变成可动油。
3.1.3 溶解气驱机理
油层中的CO2溶解气，在井下随着温度的升高，部分游离汽化，以压能的形式储存部分能量。
当油层压力降低时，大量的CO2从原油中游离，将原油驱入井筒，起到溶解气驱的作用。
由于气体具有较高的运移速度，从而将油层阻塞物返吐出来。
据统计，用CO2溶解气驱可以采出地下油量的18.6﹪。
3.1.4 酸化解堵作用
CO2溶于水后略呈酸性，与地层基质发生反应，从而酸解一部分杂质，使油层渗透性提高。
在一定的压力下，一部分游离气对油层的堵塞物具有较强的冲刷作用，可以有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞。
3.1.5 分子的扩散作用
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，通过分子的
缓慢扩散作用溶于原油的。
3.2二氧化碳驱油提高采收率的机理
混相(Miscible)的定义是:当两种或更多种流体按任何比例混合都没有流体间的相界面形成，所有的混合物都保持单一均质相时，则称这些流体是混相的。
反之，若有流体相存在，则认为这些流体是不混相的。
混相驱替(Miscible displacement)是提高石油采收率的重要方法之一，它的基本机理是驱替剂(注入的混相气体)和被驱剂(地层原油)在油藏条件下形成混相，消除界面，使多孔介质中的毛细管力降至零，从而降低因毛细管效应产生毛细管滞留所圈闭的石油，原则上可以使微观驱油效率达到百分之百。
根据不同注入气体及其与原油系统的特性，混相驱可分为:一次接触混相(FCM)、多级接触混相(MCM)和非混相(IMM)几种方式。
3.2.1 一次接触混相过程
达到混相驱替最简单和最直接的方法，是注入按任何比例都能与原油完全混合的溶剂，以便使所有的混合物为单相。
中等分子量烃，如丙烷、丁烷或液化天然气，是常用来进行一次接触混相驱的注入溶剂。
图3-1说明一次接触混相的相态要求。
这个三元图上的液化天然气溶剂用拟
组分C
2-C
6
代表。
所有的液化天然气和原油的混合物，在这一图上全都位于单相
区。
为在溶剂与原油之间达到一次接触混相，驱替压力必须位于p-X图临界凝析压力之上，因为溶剂一原油混合物在这一压力之上为单相。
实际上，在三角相图中，只要注入溶剂和原油之间的连线没有经过两相区，都认为在该温度和压力条件下是一次接触混相的。
图3-1 溶剂段塞的一次接触混相
液化天然气是与油藏流体发生初接触混相的溶剂，如果连续注入，费用太高，代替的办法是注入一定体积的液化天然气溶剂，或溶剂段塞，其体积只有油藏孔隙体积的一小部分，并用费用较低的流体如天然气或烟道气混相驱替溶剂段塞。
在理想情况下，采用这样的混相驱方案时，溶剂混相地驱替油藏原油，而驱动气混相地驱替溶剂，推动小的溶剂段塞通过油藏。
当溶剂段塞通过油藏时，它在段塞前缘与原油混合，并在尾部与驱动气混合。
只要段塞中部的溶剂保持不稀释，由原油通过段塞到驱动气的组成剖面就类似于图3-1的虚线a。
最终，段塞中部被稀释到它的原始浓度以下，结果组成剖面类似于虚曲线b。
随着继续通过油藏，小段塞可能被稀释到组成剖面类似于曲线c，这条曲线刚好与两相区相交。
在这一点上出某些沥青。
沉淀的趋势随着烃溶剂分子量的增加而减弱。
混相驱替消失，因为随后的混合稀释使段塞进入两相区，如曲线d所示。
两相区的大小和形状是受温度、压力和流体组成支配的，决定着溶剂段塞在失去混相性以前可被混合稀释的程度。
对于一次接触混相驱来说，中间分子量的烃注入溶剂将会从沥青基原油中沉淀严重的沥青沉淀可降低渗透率，并影响井的注入能力和产能。
它还可以在生产井中引起堵塞。
3.2.2多级接触混相驱替过程
在注入气体后，油藏原油与注入气之间出现就地的组分传质作用，形成一个。
