CO2非混相驅(qū)前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

孔維軍，崔傳智，吳忠維，李立峰，蘇書震，張建寧

（1.中國石化江蘇油田分公司采油一廠，江蘇揚(yáng)州225265；2.中國石油大學(xué)（華東）非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東青島266580）

CO2非混相驅(qū)油過程中的前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律研究對CO2氣竄防治具有重要意義[1-11]。CO2前緣突破是生產(chǎn)井氣竄的本質(zhì)內(nèi)核，生產(chǎn)井氣竄是CO2前緣突破的礦場體現(xiàn)。目前關(guān)于CO2氣竄的研究較多，而CO2前緣運(yùn)移規(guī)律的研究較少[12-16]。楊大慶等[17]、石立華等[18]、王維等[19]運(yùn)用室內(nèi)長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分別研究了注入壓力、儲(chǔ)層滲透率及裂縫發(fā)育情況等對CO2氣竄規(guī)律的影響。通過研究發(fā)現(xiàn)，滲透率、注入速度、裂縫發(fā)育情況都將影響注入壓力，儲(chǔ)層滲透率越大、裂縫越發(fā)育，氣竄越易發(fā)生。趙習(xí)森等[20]、張書勤等[21]及賈凱峰等[22]運(yùn)用室內(nèi)并聯(lián)巖心驅(qū)替裝置開展了CO2驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)，分析了非均質(zhì)性對低滲透油藏CO2突破的影響。通過研究發(fā)現(xiàn)，CO2的波及系數(shù)受氣竄影響嚴(yán)重，巖心非均質(zhì)性越強(qiáng)，氣竄時(shí)間越早，氣竄越嚴(yán)重，氣驅(qū)效果越差。以上是關(guān)于CO2氣竄的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，這些研究能夠一定程度解釋各因素（如滲透率、非均質(zhì)性等）對CO2氣竄的影響，但實(shí)驗(yàn)所用巖心截面?。▋H為4.5 cm×4.5 cm），因此，無法研究各因素對CO2氣竄后波及特征的作用規(guī)律。

關(guān)于CO2驅(qū)的前緣運(yùn)移研究較少[23-27]，李友全等[28]在考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響的基礎(chǔ)上，運(yùn)用數(shù)值試井技術(shù)，研究了CO2質(zhì)量濃度變化對井底壓力響應(yīng)的影響，建立了驅(qū)替前緣確定方法。鞠斌山等[29]運(yùn)用油藏?cái)?shù)值模擬方法，研究了壓力恢復(fù)階段連續(xù)注入CO2油層中CO2的分布和前緣推進(jìn)情況。以上研究均為借用數(shù)值計(jì)算手段開展CO2前緣運(yùn)移規(guī)律研究，缺少相應(yīng)的室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，且已有的氣竄規(guī)律研究中，沒有分析氣竄后的波及特征變化，而CO2前緣運(yùn)移與氣竄規(guī)律研究是抑制CO2氣竄，提高CO2驅(qū)采收率的基礎(chǔ)。運(yùn)用可視化仿真物理模擬裝置開展平板巖心CO2非混相驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)，分析原油黏度、儲(chǔ)層滲透率、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及注入速度等因素對CO2驅(qū)前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律的影響。

1 平板巖心CO2非混相驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置及實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)采用可視化仿真物理模擬裝置（圖1）。該裝置由圖像采集處理系統(tǒng)和驅(qū)替系統(tǒng)兩部分組成，圖像采集處理系統(tǒng)包括帶光源載物臺(tái)、高清攝像機(jī)、計(jì)算機(jī)信息采集處理系統(tǒng)等；驅(qū)替系統(tǒng)包括CO2氣瓶、解壓閥、中間容器、壓力表、氣體流量計(jì)、單向閥、干燥管、六通閥門及可視化平板巖心模型等。

圖1 CO2驅(qū)可視化仿真物理模擬裝置Fig.1 CO2 flooding visual physical simulation device

其中，可視化平板巖心模型（圖2）的有效尺寸（長×寬×高）為20 cm×20 cm×3 mm。儲(chǔ)層的高、中、低不同滲透率通過混合不同目數(shù)石英砂來模擬，其中高、中、低滲透層所用的石英砂目數(shù)分別為40 目、60 目、90 目，對應(yīng)的滲透率分別為1 000×10-3μm2、500×10-3μm2及200 × 10-3μm2。非均質(zhì)性是通過巖心不同區(qū)域填入不同目數(shù)的石英砂實(shí)現(xiàn)，其中高滲區(qū)填入40 目石英砂，低滲區(qū)填入按一定比率混合的60 目與90 目石英砂混合物，比例包括：1∶0、2∶1、1∶2、0∶1。其中60 目的含量越小，巖心非均質(zhì)性越強(qiáng)，且對應(yīng)的滲透率級(jí)差分別為1（均質(zhì)）、1.25（低級(jí)差）、1.7（中級(jí)差）及2.5（高級(jí)差）。實(shí)驗(yàn)用其他材料主要包括地面脫氣原油、煤油、模擬地層水、高純度液態(tài)CO2等。其中，CO2純度為99.999 %，模擬地層水礦化度為5 000 mg/L，實(shí)驗(yàn)原油黏度介于2～20 mPa·s，原油密度為0.785 g/cm3，且實(shí)驗(yàn)在常溫、常壓條件下開展。

圖2 飽和原油的平板巖心Fig.2 Slab core saturated with crude oil

1.2 實(shí)驗(yàn)流程及步驟

1）模型制作：取兩片干凈玻璃板，在一側(cè)粘上雙面膠，均勻鋪設(shè)混合好的石英砂并抹平壓實(shí)，清理干凈預(yù)設(shè)井眼位置，將兩塊玻璃板有石英砂一側(cè)對準(zhǔn)合緊，從邊部縫隙加入密封條緊貼內(nèi)部石英砂邊緣，并用密封夾完成二次密封。

2）模型抽真空：模型密封好后，用管線連接對角線上的兩口井，一端和真空泵相連，另一端用夾子夾緊放入水中（非均質(zhì)一口采出井需封住），開啟真空泵抽真空至泵壓穩(wěn)定在-0.1 MPa 處10 min 時(shí)，完成模型抽真空。

3）模型飽和水：將抽真空的模型放入水中，打開水中夾子，并緩慢打開真空泵，以小流量抽吸水進(jìn)入模型，待水充滿模型且無小氣泡后完成飽和水，關(guān)閉真空泵，用夾子加緊兩端管線。

4）模型飽和油：用注射器吸取適量實(shí)驗(yàn)油，接入前述吸水端管線，倒轉(zhuǎn)玻璃板，打開夾子，緩慢將油自上而下打入巖心，驅(qū)替至不出水為止，完成飽和油。

5）根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案開展實(shí)驗(yàn)：連接實(shí)驗(yàn)裝置，打開驅(qū)替泵，待驅(qū)替管線排出氣泡后接入巖心模型，按照實(shí)驗(yàn)方案開展各組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)中注入井定注入量，采油井定生產(chǎn)壓力。

6）用圖像采集處理系統(tǒng)記錄驅(qū)替全過程。

7）用量筒記錄采出液數(shù)據(jù)。

1.3 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

針對各影響因素（包括原油黏度、儲(chǔ)層滲透率、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及注入速度等）共設(shè)計(jì)16 組相應(yīng)的物理模擬實(shí)驗(yàn)方案，具體實(shí)驗(yàn)方案如表1 所示。每組實(shí)驗(yàn)均控制單因素變化，其余因素不變，驅(qū)替時(shí)長為30 min。

表1 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)Table 1 Design of experimental plan

2 前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律影響因素分析

2.1 原油黏度的影響

1）見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

表2 為不同原油黏度各驅(qū)替主流線上不同節(jié)點(diǎn)處（如0.25L為驅(qū)替前緣距離注入井0.25倍井距的位置）流體分布情況，可以看出，注入的CO2會(huì)優(yōu)先沿注采井連線向生產(chǎn)井不規(guī)則移動(dòng)，呈窄條帶向前突進(jìn)。原油黏度越高，條帶寬度越窄，突進(jìn)現(xiàn)象越明顯。

表2 見氣前不同原油黏度不同位置的驅(qū)替規(guī)律Table 2 Displacement laws of different crude oil viscosity before gas breakthrough

通過數(shù)值化處理軟件對實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行量化可得不同原油黏度對應(yīng)的見氣時(shí)間、波及系數(shù)（圖3a）及驅(qū)替壓力梯度峰值（圖3b）。從圖3 可知，對均質(zhì)儲(chǔ)層，在注入速度不變條件下，當(dāng)原油黏度從2 mPa·s增加20 mPa·s 時(shí)，見氣時(shí)的注入孔隙體積倍數(shù)（PV）從0.028 增至0.076（增加2.7 倍），但見氣時(shí)波及系數(shù)卻降低2.2倍；同時(shí)，驅(qū)替壓力梯度峰值從0.025 MPa/m增至0.106 MPa/m，增加了4.3 倍。也就是說，原油黏度增加雖然緩解氣體突破，但是其增加了氣體注入難度，降低了氣體的波及系數(shù)。這是由于原油黏度增加，原油流動(dòng)性變差，氣體注入難度與突破時(shí)間增加，同時(shí)油氣黏度差異變大，突進(jìn)變嚴(yán)重，波及系數(shù)降低。

圖3 不同原油黏度對應(yīng)的見氣時(shí)間、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.3 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different crude oil viscosity conditions

2）見氣后氣竄規(guī)律

見氣后繼續(xù)恒定速度驅(qū)替，各組原油動(dòng)用及流線分布情況、驅(qū)替30 min 后的采出程度與波及系數(shù)，結(jié)果分別見表3 與圖4。從表3 與圖4 可知，原油黏度越小，油氣黏度差異越小，黏性指進(jìn)現(xiàn)象越弱，注入氣驅(qū)替越均勻，波及系數(shù)越大；當(dāng)原油黏度從2 mPa·s 增至20 mPa·s 時(shí)，最終的波及系數(shù)從44.1%降至15.8 %，采出程度降低了11.7 %。隨著原油黏度增加，油井見氣后繼續(xù)波及能力（最終波及系數(shù)與見氣時(shí)的波及系數(shù)之差，簡稱：波及系數(shù)差）越?。划?dāng)原油黏度從2 mPa·s增至20 mPa·s時(shí)，波及系數(shù)差從25.5%降至7.4%。高黏度原油滲流阻力大，后續(xù)氣體傾向于順著滲流通道繼續(xù)前進(jìn)，波及系數(shù)小，采出程度低，油井見氣后繼續(xù)波及能力小。

表3 見氣后不同原油黏度不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 3 Displacement laws of different crude oil viscosity after gas breakthrough

圖4 不同原油黏度下的波及系數(shù)與采出程度Fig.4 Sweep coefficient and recovery ratio under different crude oil viscosity

2.2 儲(chǔ)層滲透率的影響

1）見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

表4 為不同儲(chǔ)層滲透率條件下各驅(qū)替主流線上不同節(jié)點(diǎn)處的流體分布情況。從表4可以看出，注入氣體主要沿著油水井主流線呈窄條帶狀推進(jìn)，且滲透率越大，條帶越窄，突進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重，波及面積越小。

圖5 為不同儲(chǔ)層滲透率對應(yīng)見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值。從圖5 可知，在注入速度一定時(shí)，儲(chǔ)層滲透率越小，滲流阻力越大，氣體突進(jìn)越不明顯，見氣時(shí)越晚且見氣時(shí)的波及面積越大。當(dāng)滲透率從200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2時(shí)，見氣波及系數(shù)從18.6 %降至10.1 %，降低了46 %；同時(shí)，驅(qū)替壓力梯度峰值從0.124 MPa/m降至0.007 MPa/m，降低了17 倍。也就是說，滲透率降低有助于抑制氣體突破，提高見氣波及系數(shù)，但增加了氣體注入難度。這是由于滲透率降低，儲(chǔ)層允許流體流過的能力減弱，氣體突破時(shí)間變晚，氣體突進(jìn)現(xiàn)象變?nèi)酰姎獠跋禂?shù)變大，但驅(qū)動(dòng)相同量的流體所需的壓力梯度變大。

圖5 不同儲(chǔ)層滲透率對應(yīng)見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.5 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different reservoir permeability

2）見氣后氣竄規(guī)律

表5 為見氣后不同儲(chǔ)層滲透率條件下各時(shí)刻的驅(qū)替情況，圖6 為最終波及系數(shù)與采出程度。從表5與圖6可知，隨著滲透率的增加，驅(qū)替相同PV數(shù)時(shí)的波及系數(shù)越小，采出程度越低。當(dāng)儲(chǔ)層滲透率從200×10-3μm2增加至1 000×10-3μm2時(shí)，波及系數(shù)從30.6%降至11.9%，同時(shí)采出程度也降低了17.1%。與見氣時(shí)的波及系數(shù)相比，油井見氣后繼續(xù)波及能力（波及系數(shù)差）隨著滲透率的增加而減小。當(dāng)儲(chǔ)層滲透率從200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2時(shí)，波及系數(shù)差從12%降至1.8%，氣竄嚴(yán)重。出現(xiàn)以上現(xiàn)象的原因是，在注入井定注入量，生產(chǎn)井定井底壓力生產(chǎn)的情況下，隨著滲透率的增加，儲(chǔ)層允許流體流動(dòng)能力增強(qiáng)，氣體易突破、且儲(chǔ)層壓力維持水平較低，因此，波及系數(shù)與采出程度降低。

表5 見氣后不同儲(chǔ)層滲透率不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 5 Displacement laws of different reservoir permeability after gas breakthrough

圖6 不同滲透率條件下的波及系數(shù)與采出程度Fig.6 Sweep coefficient and recovery ratio under different permeability

2.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響

1）見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

表6 為不同滲透率級(jí)差時(shí)驅(qū)替主流線上各節(jié)點(diǎn)處的流線分布情況。從表6可以看出，當(dāng)儲(chǔ)層為均質(zhì)時(shí)，注入氣由注入井（下端中部）向上端的兩側(cè)生產(chǎn)井較均勻推進(jìn)，兩側(cè)采出井基本同時(shí)見氣。對非均質(zhì)儲(chǔ)層，注入氣主要沿著較高滲區(qū)（左邊區(qū)域）向生產(chǎn)井推進(jìn)，較低滲區(qū)波及情況較差，且與較低滲區(qū)的生產(chǎn)井氣體突破時(shí)間相比，較高滲區(qū)生產(chǎn)井氣體突破時(shí)間短。儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng)，較高滲區(qū)與較低滲區(qū)的波及差異越大。這是由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng)，較低滲區(qū)與較高滲區(qū)允許流體流動(dòng)能力差異越大，波及差異越大，對應(yīng)的生產(chǎn)井見氣時(shí)間差異越大。

表6 見氣前不同滲透率級(jí)差不同位置的驅(qū)替規(guī)律Table 6 Displacement law with different permeability differences before gas breakthrough

圖7 為不同滲透率級(jí)差條件下的見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)（見氣）及驅(qū)替壓力梯度峰值。從圖7 可以看出，注入速度一定時(shí)，儲(chǔ)層滲透率級(jí)差越大，較高滲區(qū)與較低滲區(qū)滲流阻力差異越大，大量的注入氣體沿著滲流阻力較小的較高滲區(qū)流動(dòng)至生產(chǎn)井，驅(qū)替壓力梯度峰值越低且見氣時(shí)間越短、波及系數(shù)也越小。隨著滲透率級(jí)差從1 增加至2.5，波及系數(shù)從28.9%降至9.3%，見氣時(shí)間縮短了4.7 倍，同時(shí)驅(qū)替壓力梯度峰值也從0.099 MPa/m 降至0.018 MPa/m。也就是說，儲(chǔ)層非均質(zhì)越強(qiáng)，氣體越易突進(jìn)至生產(chǎn)井，波及系數(shù)與見氣時(shí)間都顯著降低。

圖7 不同滲透率級(jí)差條件下的見氣時(shí)的時(shí)間、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.7 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different permeability differences

2）見氣后氣竄規(guī)律

表7 為見氣后不同儲(chǔ)層滲透率級(jí)差條件下各時(shí)刻的驅(qū)替情況，圖8為不同滲透率級(jí)差條件下的波及系數(shù)及采出程度。從表7 與圖8 可知，在滲透率級(jí)差較小時(shí)（低級(jí)差1.25），注入氣在相對高滲區(qū)突破一段時(shí)間后在相對低滲區(qū)突破；隨著滲透率級(jí)差增大（中級(jí)差1.7、高級(jí)差2.5），相對低滲區(qū)突破時(shí)間延長甚至不能突破。隨著儲(chǔ)層非均質(zhì)性變強(qiáng)（級(jí)差從1增至2.5），波及系數(shù)從44.1%降至15.8%，降低幅度大（28.3%），同時(shí)，采出程度也顯著降低（降低16.7%）；但波及系數(shù)差值先增加后降低，即滲透率級(jí)差為1.25 時(shí)，油井見氣后繼續(xù)波及能力最大，氣竄最弱。這是由于見氣后的繼續(xù)波及能力與見氣前的波及系數(shù)相關(guān)，對均質(zhì)儲(chǔ)層，見氣前的波及系數(shù)較大，是導(dǎo)致滲透率級(jí)差為1.25 的儲(chǔ)層見氣后繼續(xù)注氣波及系數(shù)提高能力較大的原因。

表7 見氣后不同儲(chǔ)層滲透率級(jí)差不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 7 Displacement laws of different reservoir permeability difference after gas breakthrough

圖8 不同滲透率級(jí)差條件下的波及系數(shù)及采出程度Fig.8 Sweep coefficient and recovery ratio under different permeability difference

2.4 注入速度的影響

1）見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

表8 為不同注入速度條件下的驅(qū)替主流線上各節(jié)點(diǎn)處的流線分布情況。從表8可知，在生產(chǎn)井定注入量，采出井定壓力生產(chǎn)的條件下，當(dāng)注入速度小于0.5 mL/min 時(shí)，隨著注入速度的增大，驅(qū)替前緣呈窄條帶狀向油井突進(jìn)，這是由于注入速度較小，主流線能夠容納注入氣體流動(dòng)。當(dāng)注入速度大于0.5 mL/min時(shí)，隨注入氣量速度增加，主流線容納不了該注入量的氣體，注入氣體沿著主流線向四周擴(kuò)展，波及面積增加。

表8 見氣前不同注入速度不同位置的驅(qū)替規(guī)律Table 8 Displacement laws at different injection speeds before gas breakthrough

圖9 為不同注入速度下的見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)、驅(qū)替壓力梯度峰值。從圖9可知，隨著注入速度的增加，見氣時(shí)間PV 先增加后降低，見氣時(shí)波及系數(shù)先降低后增加，同時(shí)驅(qū)替壓力梯度峰值呈單調(diào)上升。在注入井定注入量，生產(chǎn)井定壓力生產(chǎn)的情況下，注入速度增加，會(huì)加強(qiáng)氣體突破，降低波及系數(shù)；同時(shí)也會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層憋壓，迫使注入氣體從已有流線向四周驅(qū)替，擴(kuò)大波及系數(shù)；注入速度較小時(shí)（小于0.5 mL/min），前者起主導(dǎo)作用，而注入速度大于0.5 mL/min時(shí)，后者起主導(dǎo)作用。

圖9 不同注入速度條件下的見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.9 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different injection speed

2）見氣后氣竄規(guī)律

表9 為見氣后不同注入速度條件下各時(shí)刻的驅(qū)替情況，圖10 為不同注入速度條件下的波及系數(shù)與采出程度。由表9 與圖10 可知，在注入井定流量注入、生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)條件下，較小的注入速度下注入氣大多沿滲流通道流向生產(chǎn)井，隨著驅(qū)替時(shí)間增加，波及范圍擴(kuò)大不明顯，竄流嚴(yán)重；注入速度較大時(shí)，注入氣呈分散狀不斷向四周擴(kuò)散，驅(qū)替流線增多，波及面積增大。當(dāng)注入速度從0.1 mL/min 增至2 mL/min 時(shí)，波及系數(shù)從23.7%增至50.5%，見氣后波及系數(shù)繼續(xù)擴(kuò)大能力（波及系數(shù)差）從8.3 %增至26.2 %（即緩解氣竄），采出程度從15.4 %增至35.3 %。也就是說，注入速度越大，采出程度越大。見氣后氣驅(qū)將繼續(xù)擴(kuò)大波及系數(shù)，且注入速度越大，波及系數(shù)增大量越大。這是由于在注入井定注入量，生產(chǎn)井定壓力生產(chǎn)的情況下，注入速度越大，越易在儲(chǔ)層憋壓，導(dǎo)致氣體波及系數(shù)增加，采出程度增加。

表9 見氣后不同注入速度不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 9 Displacement law with different injection rates after gas breakthrough

圖10 不同注入速度條件下的波及系數(shù)及其差、采出程度Fig.10 Development effect under different injection speed conditions

3 結(jié)論

1）在注入井定流量注入，生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)的條件下，原油黏度增加導(dǎo)致最終的波及系數(shù)、采出程度降低，油井見氣后繼續(xù)擴(kuò)大波及的能力減弱；當(dāng)原油黏 度 從2 mPa·s 增至20 mPa·s 時(shí)，波 及 系數(shù)差從25.5%降至7.4%，CO2氣竄嚴(yán)重。

2）注入氣體沿油水井主流線呈窄條帶狀推進(jìn)，且滲透率越大，條帶越窄，突進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重，波及面積越?。挥途姎夂罄^續(xù)波及能力隨滲透率增加而減小。當(dāng)儲(chǔ)層滲透率從200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2時(shí)，波及系數(shù)差從12 %降至1.8 %，即滲透率大于1 000×10-3μm2的儲(chǔ)層在CO2氣體突破后，CO2氣竄嚴(yán)重。

3）在滲透率級(jí)差較小時(shí)（低級(jí)差1.25），注入氣在相對高滲區(qū)突破一段時(shí)間后在相對低滲區(qū)突破；隨著滲透率級(jí)差增大（中級(jí)差1.7、高級(jí)差2.5），相對低滲區(qū)突破時(shí)間延長甚至不能突破。隨著儲(chǔ)層非均質(zhì)性變強(qiáng)（級(jí)差從1 增至2.5），波及系數(shù)從44.1 %降至15.8%，同時(shí)采出程度也降低了16.7%；但波及系數(shù)差值先增加后降低，滲透率級(jí)差為1.25 時(shí)，油井見氣后繼續(xù)波及能力最大，此時(shí)CO2氣竄最弱。

4）在注入井定流量注入，生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)的條件下，注入速度越大，采出程度越大，見氣后波及系數(shù)繼續(xù)擴(kuò)大能力也越強(qiáng)。當(dāng)注入速度從0.1 mL/min增至2 mL/min 時(shí)，采出程度從15.4%增至35.3%，波及系數(shù)差從8.3%增加至26.2%，緩解了CO2氣竄。