碳化水驅提高采收率研究進展

于海洋，陳哲偉，蘆鑫，程時清，謝啟超，屈雪峰

1 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院， 西安 710018

0 引言

近年來，CO2提高采收率技術得到了廣大學者的關注。CO2提高采收率方法主要有：CO2驅、CO2吞吐、CO2水氣交替注入、碳化水驅、CO2泡沫驅等。然而，在CO2驅應用的過程中出現以下3 個問題：(1)部分油田CO2氣源匱乏，購置、運輸成本高；(2)對于裂縫發育及非均質性較強的油藏，CO2驅易沿裂縫及儲層內高滲通道氣竄，波及效率低；(3)在垂向厚度較大的儲層內，CO2易出現重力超覆現象，波及效率降低。在低滲及非常規儲層中，裂縫和非均質性對CO2驅的開發效果影響更為明顯，波及效率的降低致使儲層內大量未波及區的原油無法采出。

為了解決CO2驅嚴重的氣竄問題，有學者提出了水氣交替注入(WAG)和水氣同時注入(SWAG)方法[1-2]。但類似于CO2驅，這兩種方式并不能很好地打破水鎖效應，驅替結束后仍有大量殘余油，主要原因是水膜將殘余油滴緊緊包圍，CO2難以傳遞到油中，無法發揮CO2的效能。Tiffin[3]和Yellig[4]分別開展實驗研究了可動水對CO2多級接觸混相驅的影響，發現高的含水飽和度會明顯隔離CO2與原油的接觸，從而降低最終的采收率。Lin和Huang[5]通過實驗研究了WAG對束縛油的影響，發現這種方式并不能明顯降低殘余油飽和度，因為它不僅沒有打破水鎖效應，反而在注水的階段引入了新一輪的水鎖。同樣的，CO2泡沫驅也因為它的注入難、泡沫不穩定、實施效果差等問題在油田難以得到廣泛運用[6]。

為了克服水濕油藏的水鎖效應，進一步提高二次和三次采油的采收率，碳化水驅的方式受到諸多學者的關注。將CO2溶于水中注入地層進行驅油，這樣既發揮了CO2分子的增油作用，又在水相的帶動下提高了波及效率。目前，碳化水驅不僅具有豐富的室內實驗與理論研究經驗，還成功在礦場得到了應用，增油效果顯著，在解決好腐蝕問題的前提下具有良好的發展前景。

本文在調研了國內外有關碳化水驅文獻的基礎上，對碳化水驅的增油機理、室內實驗研究、礦場應用情況、碳化水驅敏感性因素及碳化水驅過程中存在的問題進行了歸納總結。

1 碳化水驅方法

1.1 碳化水驅定義

碳化水驅是指在一定溫度與壓力下，將CO2溶解在水中并注入地層驅油的方法[7]。當碳化水注入油藏并與原油接觸后，碳化水中的CO2因在油和水中的溶解度差異，逐漸擴散到油中，促使原油膨脹、粘度降低，從而提高采收率[8]。

相較CO2驅，碳化水驅更易取得較高的波及效率；相較水驅，碳化水驅能夠顯著提高驅油效率。因此自20 世紀50 年代以來，碳化水驅技術逐漸得到了諸多學者的關注，開展了多項室內實驗研究及礦場試驗，效果顯著。碳化水驅所需要CO2量比常規CO2驅少，適合氣源不足的油田[9]。以我國油藏為例，我國油氣資源分散，許多油田缺少開展CO2驅所需的經濟氣源，大規模的CO2驅項目難以實施。碳化水驅有望成為彌補這一劣勢的重要技術，從而大規模提高原油采出程度。

1.2 碳化水驅增油機理

當碳化水注入地層后，由于CO2在油中的溶解度大于在水中的溶解度(圖1)，水相中的CO2將逐漸由水相傳遞至油相中(圖2)，導致原油的膨脹、降粘。目前研究結果表明，碳化水驅的主要增油機理為：原油膨脹、打破水鎖效應、原油降粘、儲層潤濕性改善及改變界面張力[8]。

圖1 CO2 在油和水中溶解度[10]Fig. 1 CO2 solubility in: (a) oil and (b) brine[10]

圖2 碳化水驅過程中CO2 自水相傳遞至油相Fig. 2 CO2 mass transfer process from water phase to oil phase during CWI

圖3 注入碳化水前后油水分布圖[11]Fig. 3 Distribution of oil and water (a) before CWI and (b) after CWI[11]

1.2.1 原油膨脹作用

在碳化水驅過程中，CO2自水相進入油相后，原油體積增大，使得原油的彈性驅動能增加、含油飽和度升高，為原油在多孔介質中的流動提供了有利條件；同時，膨脹的原油還可以與一部分死孔隙內的孤立油滴聯通，促使更多的原油能夠流動。Sohrabi等人[9,11-12]開展了一系列碳化水可視化流動微觀模型實驗。實驗表明，碳化水主要增油機理為原油膨脹，由于碳化水中二氧化碳的分離和溶解，CO2進入油相中，造成體積增大，如圖3 白色區域所示，碳化水注入后原油體積明顯增大，并以此聯通了部分孔隙內的孤立油滴，促進了更多的原油流動。使用粘度較小的正癸烷和粘度較大的現場脫氣原油，開展了可視化實驗，研究不同粘度原油碳化水驅效果差異。圖4 展示了不同粘度原油注入碳化水前后的油水分布，可以看出脫氣原油(粘度15.6 cP)和正癸烷(粘度0.83 cP)的膨脹率分別能達到23%和94%，膨脹率起初很高，后來隨著接近平衡條件而降低。Sohrabi等人[9]建立了一個在高壓下流動可視化的微觀模型，在碳化水中CO2與原油中輕烴組分的共同作用下，一種“新氣相”被觀察到，這種新的流體比單純的CO2對殘余油體積的膨脹效果更加明顯，并且隨著時間的推移，新的流體相在油中的體積會逐漸膨脹。

Lashkarbolooki等人[13]開展實驗研究碳化水驅過程中的原油膨脹過程。圖5 展示了不同溫度下原油膨脹系數隨壓力的變化。碳化水/原油體系中，原油膨脹系數隨壓力的升高而增大，越大的壓力條件下，越多的CO2可從水相進入油相，原油膨脹效果更強。當壓力低于1420 psi(9.79 MPa)時，隨著溫度的升高，原油膨脹系數將逐漸減小，但差別不大；在壓力高于1420 si(9.79 MPa)時，隨著溫度的升高，原油膨脹系數將逐漸增大。

圖4 不同黏度原油注入碳化水前后油水分布圖[11]Fig. 4 Distribution of oil and water before CWI and after CWI with different oil sample[11]

圖5 與碳化水接觸后原油膨脹系數隨壓力變化[13]Fig. 5 Swelling factor of oil after contact with carbonated water[13]

1.2.2 打破水鎖效應

圖6(a)展示了水驅后油藏CO2驅的水鎖現象，在水驅后采用CO2驅時，由于附著在孔隙表面的原油上覆蓋有水膜，CO2分子較難直接進入到油相中，因此CO2驅提高采收率效果有限[14]。但當注入碳化水時，碳化水可與水膜互溶，使CO2更容易進入到油相中，從而打破水鎖效應(圖6 (b)）。

Muller和Lake[15]模擬地層中的水鎖效應，建立了一維擴散模型。敏感性分析表明，巖心尺度下，水膜厚度、水膜臨界厚度、界面上分配系數3 個因素的影響較大，擴散系數對模型的影響很小，而當水膜體積和束縛油體積比超過0.33 時，CO2溶解的膨脹作用將無法使水膜破裂，油藏尺度下，水鎖效應的影響不大。此模型中，假設的水膜厚度為800 μm，遠大于孔隙直徑，因此水鎖效應應該在很多相鄰的孔隙產生，而非單個孔隙。另外，Grogan[16-17]等人的研究也表明，水膜破裂與時間有關，如果水膜厚度達到臨界值后，無論時間多長，都不會破裂，這與Muller和Lake[15]的結果一致；但另一方面，Grogan等人認為擴散系數對模型結果有一定影響，這個結論和Muller和Lake的結論相悖[8]。Bijejic[18]等人也通過模型分析，證明了對于油藏尺度，水膜厚度為100～500 μm時，擴散達到平衡需要的時間約為1 h，而地層一般的滲流速度為0.1～1 m/d，因而水鎖效應影響很小。Bijeljic[18]在研究氣驅模型時提出了兩種機理：一種是氣擴散進入油滴中并引起其膨脹導致水鎖膜破裂，從而驅替出滯留油滴；另一種是油中的輕質組分被氣抽提，引起油滴收縮，加厚水膜的厚度，使油滴更難于被采出，這個理論更適合富氣驅等烴類溶劑驅替。

1.2.3 降低原油粘度

當CO2自水相進入油相后，CO2能夠引起原油粘度降低，改善了油水流度比，更加利于原油的流動。McFarlane[19]采用粘度為2.86 cp的Bradford原油進行巖心驅替實驗，實驗結果表明，碳化水驅之后巖心的剩余油飽和度降低了8%，同時測量了驅替前后原油粘度，碳化水驅之后原油粘度由2.86 cp降至1.42 cp，降幅達50%。Sohrabi[20]開展了碳化水高壓可視化流動實驗，實驗結果表明，對于重油和輕油，碳化水驅增油機理不同。對于輕油，碳化水驅的主要機理是由于原油膨脹作用聯通了死孔隙內剩余油；對于重油，碳化水驅的主要機理是由于原油粘度降低，改善了油水流度比。當前，針對碳化水驅過程中粘度降低的研究較少，但碳化水驅引起的原油降粘原理與CO2驅十分相似。唐杰[21]測試了卡特班原油溶解不同量CO2條件下原油粘度變化，隨著CO2溶解量的逐步增大，原油粘度逐步降低，溶解量達70 m3/m3時，原油粘度從最初的16 cP降低至4 cP，降低幅度達75%(圖7)。劉海濤等人[22]測量了CO2溶解于稠油后粘度的變化，在注入CO2后，稠油粘度顯著降低(圖8)。

圖6 碳化水驅與水膜混合促進CO2 擴散過程[8]Fig. 6 Water blocking effect during (a) CO2 flooding and (b) CWI[8]

圖7 溶解CO2 后原油黏度的變化[21]Fig. 7 Viscosity of CO2 saturated oil[21]

圖8 溶解CO2 后稠油黏度的變化[22]Fig. 8 Viscosity of CO2 saturated oil at different temperature[22]

Shokri Afra等人開展碳化水驅實驗，研究了原油粘度對碳化水驅的影響。圖9 展示了不同粘度原油碳化水驅采收率變化，原油粘度越高，碳化水驅見水時間越早，最終采收率越低，這是由于高粘度原油的油水流度比較大，波及效率較低；但原油粘度越高，碳化水驅在見水后的增油幅度越大[23]。這是由于注水突破后CO2逐漸擴散至原油中，原油粘度降低，改善了油水流度比，因此對于粘度較高的原油，注水突破后的采收率提高幅度較大。表1 對比了相同粘度原油碳化水驅與水驅的效果，碳化水驅注水突破的時間普遍晚于水驅。碳化水驅過程中，CO2擴散使得原油粘度降低，流度比得到改善。另外，原油粘度越低，注水突破時間差異越大，原因是高粘度原油的CO2擴散系數較低[24]，即CO2擴散至原油內的速度較低，因而在有限的時間內擴散作用較弱，注水突破時間較早。各組碳化水驅實驗在注水突破后的采收率提高幅度均明顯高于水驅，且原油粘度越大，差異越明顯，表明流體的持續注入對突破后采收率影響較小，而CO2的擴散、降粘作用具有重要影響[23]。

1.2.4 改變儲層潤濕性

CO2溶于水后會形成碳酸，酸性流體在與儲層表面接觸后發生離子反應，可逐步改善儲層潤濕性，促進原油的流動。

圖9 不同黏度原油碳化水驅采收率變化曲線[23]Fig. 9 Experimental results of CWI with different oil viscosity[23]

表1 不同黏度原油碳化水驅與水驅采收率對比[23]Table 1 Comparison of CWI and water flooding recovery of different viscosity crude oil[23]

表2 與不同濃度碳化水接觸后的巖片與原油接觸角變化[25]Table 2 Experimental results of contact angle with different concentration[25]

表2 展示了Ali等人[25]測量的砂巖與不同濃度的碳化水接觸后與原油的接觸角。隨著碳化水濃度增大，pH值降低，接觸角從62.93°減小至42.71°，界面潤濕性變得更偏向水濕。

Seyyedi等人[26-27]開展一系列接觸角實驗，對比不同礦物巖石接觸碳化水前后潤濕性的變化。對于未老化和老化后的云母、方解石及老化后的石英，在與碳化水接觸后，原油與巖片的接觸角均有所降低，且相比于未老化的巖片，老化后的巖片接觸角降低幅度更大(圖10、圖11)。老化后的石英，接觸角從76°變為61°；老化后的云母，其接觸角從89°變為63°；老化后的方解石，其接觸角從144°變為97°，可看出碳化水對巖石潤濕性影響較大。然而對于未老化的石英，其與碳化水接觸后接觸角反而增大。通過測量不同壓力下未老化石英與碳化水驅接觸前后的接觸角，實驗得到的規律保持一致。Seyyedi等人認為，石英屬于二氧化硅礦物類，當pH值高于2～3 時，具有負電荷，石英表面的主要官能團為硅烷醇和硅酸基團，官能團表面密度決定了石英的潤濕性。pH值處于中性時，石英表面的硅烷醇會發生如下反應：

當巖片與碳化水接觸時，溶液內氫離子濃度較高，反應(1)會向左向進行，巖石表面離子濃度降低；Chiquet等人認為，電荷的減少導致了水膜的不穩定性，增加了接觸角[28]，這與Gribanova的研究[29]相吻合。

1.2.5 降低界面張力

在地層條件下，當碳化水被注入地層后，擴散至原油中的CO2可與原油中的輕烴組分發生汽化和萃取，形成一種“新氣相”，從而使油水界面張力降低，毛細管阻力減小，進而增加原油采收率[30]。Sohrabi等人[9]開展了碳化水可視化流動微觀模型實驗。實驗表明，在注入碳化水6 min左右，碳化水與原油形成一種“新氣相”(圖12)，在實驗開始的2 h內，“新氣相”形成速度非常快，對原油整體膨脹的貢獻率達到了18%。在碳化水持續注入1 d時，“新氣相”對原油整體膨脹的貢獻率達到了28%，其整體擴充效果是僅靠原油體積膨脹的兩倍多，且碳化水/原油體系界面張力降低。李賓飛等人[31]測量了在不同溫度、壓力條件下原油與碳化水的界面張力(圖13)。原油與碳化水接觸后，界面張力有所降低，且隨著溫度升高，界面張力降低明顯，最高降幅可達20%；壓力對界面張力的影響不如溫度變化對界面張力的影響明顯。Grape[32]開展碳化水滲吸實驗。實驗結果表明，碳化驅可以提高滲吸速率和滲吸采收率，實驗過程中油水界面張力下降且巖心潤濕性得到改善。

圖10 巖片與碳化水接觸前后，原油與巖石表面接觸角[26]Fig. 10 Contact angle before and after contacting with carbonated water[26]

圖11 不同種類的未老化、老化巖石與碳化水接觸前后接觸角變化[26]Fig. 11 Contact angle change before and after contacting with carbonated water[26]

圖12 碳化水驅替前后原油的變化(棕色為油，黃色為新流體相)[9]Fig. 12 Oil distribution of oil and water (a) before CWI and (b) after CWI[9]

圖13 不同溫壓下的原油－碳化水體系平衡界面張力[31]Fig. 13 IFT between oil and carbonated water in different pressure and temperature[31]

Yang等人[33]建立了表面張力對殘余油飽和度影響的關系，在溫度較高時，表面張力隨著CO2濃度的增加而降低，在CO2濃度達到56%時，在較低的表面張力下，可以采出更多的原油，降低殘余油飽和度。

2 碳化水驅研究現狀

當前，有關碳化水驅的研究主要為室內實驗與理論模型研究，礦場應用案例較少。其中，室內實驗主要分為碳化水巖心驅替實驗、碳化水滲吸實驗、碳化水/原油接觸實驗，理論模型主要針對如何描述碳化水中CO2在油水間傳遞過程這一問題進行研究。

2.1 碳化水驅油效率實驗

巖心驅替實驗是實驗室評價驅油效果的常用方式之一。自1950 年來，已有多位學者使用不同性質的巖心、原油開展碳化水驅實驗，各實驗材料參數、實驗條件與實驗結果在表3 中列出。從表3 可以看出，碳化水驅效果普遍好于水驅，具有良好的提高采收率潛質。

當前，針對碳化水驅提高采收率方法研究的學者主要有Heriot Watt University的Mehran Sohrabi、University of Regina 的Farshid Torabi、University of Calgary的Mingzhe Dong、中國石油大學(北京)的于海洋等。Sohrabi等人使用中高滲巖心開展巖心驅替實驗，評價碳化水驅效果；使用微觀可視化裝置，開展碳化水驅可視化實驗，重點研究碳化水驅過程中的增油作用機理和滲流規律，如原油膨脹、形成的新氣相等，并依據實驗中觀察到的現象建立碳化水驅機理理論模型[8]，優化數值模擬方法[34]。Torabi等人開展了一系列細管驅替實驗，重點研究碳化水驅過程中的敏感性參數，如碳化水濃度、注入速度、壓力、溫度、非均質性等。Dong等人開展了一系列碳化水/原油接觸實驗，重點研究碳化水驅過程中CO2傳遞擴散過程，建立了碳化水/原油體系的傳質擴散模型[35]，通過實驗手段確定了擴散平衡時間，分析了擴散過程中油相和水相的密度變化，進行了敏感性因素分析；使用中高滲巖心，探究利用碳化水+表面活性劑前置段塞改善CO2驅的效果，并進行了注入量的敏感性分析。

隨著常規油氣資源的減少，致密油成為繼頁巖氣之后全球非常規油氣勘探開發的新熱點，在美國、加拿大等國家都得到了商業性開發。近年來，我國借鑒國外先進理念與技術，對致密油藏進行開發并取得了一定的成績[36]。但我國致密油藏采收率普遍偏低，開發過程中面臨著儲層物性差、裂縫發育不均、水鎖效應強等一系列問題[37-39]。目前，現有的開發技術都不能有效解決致密油藏開發面臨的問題，水驅驅油效率低，最終采收率低；氣驅氣竄嚴重，波及效率低[40-41]。結合水驅與氣驅的優點，部分學者提出了使用碳化水驅提高致密油藏采收率的方法。于海洋等人[42]使用長慶油田致密儲層巖心與脫氣原油，開展了致密巖心碳化水驅、碳化水+表面活性劑驅實驗，并對比了相同CO2量注入條件下碳化水驅、碳化水+表面活性劑驅、水氣交替注入的驅替效果，并進行了敏感性因素分析。

綜合已開展的碳化水驅油效率實驗研究，主要有以下幾點認識：

(1)碳化水驅具有比水驅更高的驅油效率，是一種能夠有效提高采收率的方法。(2)碳化水驅突破時間晚于水驅的注水突破時間。(3)直接進行碳化水驅的采收率比水驅后碳化水驅采收率高。

相關研究的詳細內容將在本文第3 節中進一步具體總結說明。

2.2 碳化水滲吸實驗

表3 相關碳化水驅驅替實驗總結Table 3 Summary of CWI experiments

碳化水由于其中CO2 用碳化水進行了一系列滲吸實驗，碳化水可由水相逐漸傳遞至油相中，并改變儲層潤濕性、降低界面張力，因此能夠在水滲吸的基礎上進一步促進滲吸作用的進行。目前，有部分學者已開展了碳化水滲吸實驗，實驗結果均表明，碳化水能夠提高滲吸速率并提高滲吸最終采收率。Grape[32]利提高了滲吸速率和滲吸采收率，隨后他們在實驗過程中，發現油水界面張力下降而且巖心的潤濕性得到了改善。Perez等人[51]開展碳化水動態滲吸實驗，并對實驗敏感性因素進行分析。使用碳化水滲吸能夠提高滲吸速率與采收率，且滲吸采收率隨濃度的增大而增大，當濃度從2.3%增長至5.0%時，動態滲吸采收率從26.9%增長至38.6%(圖14(a))。圖14 (b)展示了碳化水動態滲吸采收率隨溫度的變化，溫度越高，動態滲吸采收率越大；相比不同溫度下純水動態滲吸，碳化水滲吸受溫度的影響更為明顯。Fjelde等人[52]使用碳酸鹽巖巖心開展了碳化水滲吸、水滲吸后繼續使用碳化水滲吸的實驗。如圖15 所示，使用碳化水滲吸相比水滲吸可提高20%的滲吸采收率；水滲吸后使用碳化水滲吸可提高8%～16%的滲吸采收率。王銳等人[53]開展了碳化水接觸角、滲吸實驗。巖片在碳化水中浸泡24 h后，潤濕角有明顯改善，而在24 h后，潤濕角改善不明顯(圖16)。Seyyedi和Sohrabi[27]使用油濕性砂巖和碳酸鹽巖巖心開展滲吸實驗與接觸角實驗。滲吸實驗開始后3 d開始出油；圖17 展示了碳酸鹽巖、砂巖巖心水滲吸和碳化水滲吸過程中溶液內離子濃度的變化。通過分析流體組成，碳酸鹽巖(主要成分為CaCO3)水滲吸階段離子濃度幾乎沒有變化，而開始碳化水滲吸后，溶液內鈣離子濃度增大，意味著碳化水滲吸階段發生了礦物溶解；砂巖巖心在滲吸及碳化水滲吸階段，溶液內離子濃度均無明顯變化，因此礦物溶解并不是砂巖巖心碳化水滲吸提高采收率的原因所在。Manshad等人[54]使用了低鹽度碳化水進行滲吸實驗，低鹽度碳化水能夠取得比高鹽度碳化水更高的滲吸采收率(圖18)。

圖14 溫度和壓力對碳化水滲吸采收率的影響[51]Fig. 14 Carbonated water imbibition recovery at different pressure and temperature[51]

圖15 碳化水滲吸與水滲吸對比[52]Fig. 15 Comparison of imbibition recovery between carbonated water and water[52]

圖16 碳化水滲吸對潤濕角的影響[53]Fig. 16 Comparison of imbibition recovery between carbonated water and water[53]

圖17 碳化水滲吸過程中溶液內離子濃度變化[27]Fig. 17 Changes in ion concentration in solution during carbonated water imbibition[27]

圖18 低鹽度碳化水滲吸與碳化水滲吸采收率對比[54]Fig. 18 Comparison of imbibition recovery between low salinity carbonated water and carbonated water[54]

2.3 碳化水驅礦場應用

雖然碳化水驅在室內研究階段效果很顯著，但當前碳化水驅在礦場應用案例較少，且應用目標油藏均為低滲油藏[7,55-59]。

1958 年后，Oil Recovery Corporation在美國Oklahoma州開展了4 個碳化水驅礦場實驗項目，油藏基本物性參數如表4 所示。1958 年4 月，Bartlesville油田開展了K&S計劃的碳化水驅礦場實驗，碳化水注入時間為2 年，后續繼續采用水驅[55]。增產效果顯著；注入碳化水的井注水量為注入水的臨井注水量的2～4 倍，且在注入碳化水后的繼續水驅階段，注水量得以保持。1959 年4 月，Wirt油田開展了碳化水驅試驗(Project 33)[7]，不到1 年的時間里，日產油從15 桶/天增長到420 桶/天，注水速度從水驅階段的700 桶/天增長到1500 桶/天，1959～1962 年階段，累產油達215 000桶，達到了水驅最終預測采油量的80%。1960 年，開展了Post oak Project進行碳化水驅，隨后產油量和注水量均大幅度提高，1 年之內日產油從300 桶/天攀升至860 桶/天。1961 年10 月，Dome project進行碳化水驅[56]，將CO2和水在地下混合形成碳化水，實施碳化水驅，產量迅速上升，到1962 年1 月，原油產量達到最大值，為140 桶/天。碳酸水能夠溶解地層中的碳酸鹽礦物，從而改善注入能力[57-58]。1960 年11 月，美國Texas州White and Baker油田開展碳化水驅礦場實驗，碳化水驅后產油量迅速增加，注入能力為先前水驅的4～6 倍[7]。1967 年，美國阿拉斯加地區開展碳化水驅礦場實驗，注水速度大幅提高[59]。

表4 碳化水驅的礦場實施項目油藏物性參數Table 4 Reservoir properties of the block applied with CWI

圖19 碳化水驅的礦場實施項目產量曲線[7,55-59]Fig. 19 Production history of CWI pilot tests[7,55-59]

從已有碳化水驅礦場應用案例結果來看，碳化水驅技術應用效果良好，增油效果明顯。

2.4 碳化水驅CO2 傳遞過程

碳化水驅過程的相態變化比常規水驅復雜，主要原因在于需要描述CO2在油水中的傳遞過程，而常規組分模型把水當作惰相，在進行數值模擬時，忽略水和油之間的組分交換。因此，需要提出新的理論去描述碳化水驅相態。對于CO2在油水中的傳遞過程，調研了如下3 種方法：亨利常數法[60]、經驗公式法[61]和狀態方程法[62-63]。

亨利常數法屬半經驗方法，水相逸度由亨利系數表示，油相逸度用立方形狀態方程計算，同樣基于平衡時逸度相等和質量守恒可求解平衡狀態。Chang等人[61]提出的經驗公式可計算CO2在純水中的溶解度，在一定溫度、壓力下用經驗公式計算溶解度，可簡化水相中逸度的求取，平衡狀態的計算方法與狀態方程法相同。狀態方程法基于水相與油相各組分逸度相等和質量守恒的條件，在已知溫度和壓力下，可通過逐次替換迭代法或牛頓迭代法求解平衡狀態；它對烴類混合物有較高的預測精度，如果體系含有強極性物質，可以引入過吉布斯自由能模型(例如Huron-Vidal混合規則，Wong-Sandler混合規則等)。上述3 種方法的提出基于CO2/水二元體系，后來被推廣到水—油體系的相平衡計算。

2.4.1 亨利系數法

英國化學家William Henry在1803 年提出亨利定律：“在等溫等壓下，某種揮發性溶質在溶液中的溶解度與液面上該溶質的平衡壓力成正比”。對于CO2在水相中溶解的情況，亨利常數可以表示為公式(1)。

其中：Hi—組分i的亨利常數，Pa；

xi—組分i的摩爾分數；

pi—組分i的分壓，Pa。

亨利定律適用于溶解度很小的體系，在油—水體系中，CO2在水相中溶解度很小，故該方法有其合理性。Nghiem等人[64]基于亨利定律提出了一套能計算石油輕質組分(包括H2S,CO2，N2和C1～C4)在水中溶解度的方法，經過不斷發展，形成了一套可靠的計算體系，但此方式主要適用于氣—液平衡。現在對其總結如下。

在平衡狀態，氣相和液相的組分均滿足如公式(2)的平衡條件，

其中：fig，fiw為組分i分別在氣相和液相中的逸度，Pa。

因為逸度表示實際氣體的有效壓強，公式(2)可改寫為公式(3)：

Hi是溫度、壓力的函數，因此在不同溫度壓力條件下，可以寫為：

其中：p*—參考壓力，Pa；

—亨利常數在p*下的值；

R—理想氣體常數，(J/(mol-1·K-1))；

T—溫度，K。

方程(4)的方法只適用于溫度和鹽度變化不大的情況，Harvey[65]提出計算飽和壓力下亨利系數的方法。

其中：為組分i在飽和壓力下的亨利系數；

為水的飽和壓力，MPa；Tc,w為水的臨界溫度，K；

Tr,w=T/Tc,w為水的對比溫度；

對于CO2， 系數A=-9.4234，B=4.0087，C=10.3199；可用Saul和Wagner[66]在1987 年提出的經驗公式計算。

因此，在任意溫度、壓力下的亨利常數可以表示為：

其中：vi為組分i在水相中的摩爾分體積，cm3/mol。

CO2分體積的計算可以采用Garcia[67]提出的經驗公式：其中：Tcels的單位為℃。

2.4.2 經驗公式法

Chang等人[61]在1998 年提出計算CO2在純水中溶解度的經驗公式：

其中

其中：Rsw為CO2在純水中溶解度(scf/STB)；TF的單位為℃；p為壓力(psia)；公式中的系數如表5 所示。

在Chang等人[61]的文章中，水相被處理成CO2/水的二元體系，只有CO2能夠在油相和水相中存在，因此CO2在油—水體系中的平衡條件可表示為：

即ωco2φco2,w=yco2φco2,v。其中，下標w表示水相，v表示富含CO2的相。ωco2為CO2在水相中的摩爾分數。在CO2/水的二元體系中，水在富含CO2的相中的分壓非常小，其摩爾分數也很小，故可認為yco2≈1，由此可得：

計算出逸度之后，CO2在油水中的分配關系可由公式(18)確定(三相存在的情況)，即其在油水中的分配滿足逸度相等的條件。

其中，x為油相或氣相，表明平衡時水相中CO2的逸度與液相和氣相的逸度相等。

2.4.3 過吉布斯自由能法

二參數立方形狀態方程，在石油領域應用廣泛，它們可以很好地預測烴類流體在高溫、高壓下的相平衡。但二參數立方形狀態方程也有其顯著的缺點，當局部組成效應顯著時，比如引入強極性組分時，精度不高；溫度變化范圍較大時，預測效果不佳。傳統的二次方混合規則適用于接近于理想氣體的體系，但在烴—水體系中，容易形成不能混合的液相(水相與油相)，故傳統的方法預測效果較差。

為了解決包含水相的相平衡計算問題，許多學者提出了過吉布斯自由能模型，其中比較典型的有UNIQUAC[68]和NRTL[69]模型，但該模型只適用低壓下液相行為的預測，氣相需其它模型來描述，無統一的狀態方程來描述氣—液相。Huron和Vidal[70]將過吉布斯自由能模型整合到立方型狀態方程中，借助NRTL混合規則，將狀態方程的a參數進行改進。該方法不僅保留了狀態方程對烴相的預測能力，還極大地提高了對含極性組分體系的預測精度。后來，Pedersen[71]等人改進了Huron等人的模型，用于PVTsim中含水相的閃蒸計算。

Huron和Vidal對狀態方程a參數的改進概述如下：

表5 經驗公式法中的系數Table 5 Coefficients in formula 8～15

其中：G∞E為過吉布斯自由能，可由公式(20)計算。

其中：αji為非隨機參數，主要作用是考慮局部組分效應； αji= 0表示完全隨機混合體系。τji表示不同組分分子間的二元交互關系，由公式(21)計算。

其中：gji為組分j-i交互的能量參數。

對Huron和Vidal混合規則進行適當的簡化，可變成傳統的二次混合規則，這是其非常實用的特征。只要極性混合物特征進行恰當的表征，Huron和Vidal混合規則同時適用于烴類混合物和極性混合物。綜上論述，過吉布斯自由能模型(比如Huron和Vidal模型)可用于碳化水驅過程的閃蒸計算。楊中林等人提出，可以使用PR狀態方程與Wong-Sandler混合規則[72]來描述CO2驅或碳化水驅中CO2從水中傳遞至油中的過程，稱為PR-WS模型[73-74]。該模型的創新之處在于考慮CO2在油水中的平衡關系時，使用PR EOS方程和Wong-Sandler混合規則來求解CO2在水相中的逸度。

3 碳化水驅敏感性因素分析

3.1 碳化水濃度

碳化水驅過程中，CO2傳遞至油相，引發后續各種增油機理。因此，CO2傳遞進入油相的量是影響碳化水驅效果的重要因素。

當碳化水中的CO2未達到完全飽和的條件時，Mosavat等人[75]研究了注入碳化水飽和程度為50%與100%的條件下，碳化水驅的效果差異。碳化水驅實驗在實驗壓力相同的條件下，當碳化水飽和程度從100%降低至50%時，采收率降低了4.2%(圖20)。Ahmadi等人[47]使用伊朗某碳酸鹽巖油藏儲層巖心開展驅替實驗。當CO2濃度分別為0.8 mol%、1.6 mol%、3.2 mol%時，隨著CO2濃度的增大，采收率從水驅的40.9%提升至48.75%，這與Mosavat等人的研究趨勢相同(圖21)。高濃度的碳化水的注入使得更多的CO2能夠擴散傳遞進入油相中，發揮碳化水驅增油機理，因此高濃度碳化水驅采收率較高。

圖20 飽和程度為50%與100%時碳化水驅采收率對比[75]Fig. 20 Oil recovery of carbonated water with 50% saturated and 100% saturated[75]

圖21 不同濃度碳化水驅采收率曲線[47]Fig. 21 Oil recoveree of CWI with different concentration[47]

CO2在水中的溶解度是壓力與溫度的函數[62]。因此，當碳化水完全飽和CO2時，不同壓力與溫度條件下碳化水濃度也有所不同，因此壓力與溫度均會對碳化水驅效果產生一定影響。Mosavat等人[75]開展細管驅替實驗，研究不同濃度的碳化水驅替效果。在碳化水中CO2飽和程度均為100%的條件下，測量了不同壓力下CO2的溶解度與該條件下的碳化水驅采收率，實驗結果如圖22 所示。隨著壓力的增大，CO2在水中的溶解度和碳化水驅采收率均呈線性提高，但當壓力達到6 MPa時，溶解度與碳化水驅采收率變化均出現拐點，提高幅度放緩。因此，在水完全飽和CO2的條件下，受壓力的影響，碳化水驅采收率與CO2溶解度變化趨勢基本相同，在達到一定壓力后，碳化水驅采收率增長存在拐點。Fathollahi等人[76]使用地層巖心開展的碳化水驅實驗表明，注入壓力為2000 psi(13.79 MPa)和3500 psi(24.13 MPa)時，最終采收率分別為42.73%和44.39%；當水驅后進行碳化水驅時，注入壓力為2000 psi(13.79 MPa)和3500 psi(24.13 MPa)時，最終采收率分別為39.39%和40.00%。實驗結果表明，在直接注入碳化水時，較高的注入壓力能夠取得較高的驅油效率；而對于水驅后進行碳化水驅，注入壓力的差異對最終驅油效率的影響很小。

Mosavat[75]通過細管驅替實驗研究了溫度對于碳化水驅的影響。實驗結果表明，在25 ℃和40 ℃的條件下，碳化水驅最終采收率分別為68%和65%。隨著溫度的升高，CO2在油水中的溶解度逐漸降低，因此在40 ℃條件下，碳化水驅過程中進入油相中的CO2較少，采收率較25 ℃下的實驗結果低(圖23)。

3.2 注入時機

目前，已有多項研究使用了不同種類與條件的巖心開展了直接碳化水驅與水驅后碳化水驅的驅替實驗對比，實驗結果表明，直接進行碳化水驅的提采效果高于水驅后進行碳化水驅的提采效果。以Honarvar等人[77]的實驗結果為例(如圖24 所示)，直接注入碳化水和水驅后注入碳化水的最終采收率分別為61.63%和52.58%，直接碳化水驅采收率比水驅后碳化水驅采收率高9.05%。Mosavat等人[10,78]對比了不同注入壓力下水驅、直接碳化水驅、水驅后碳化水驅采收率。在不同壓力下，直接碳化水驅最終采收率均大于水驅后碳化水驅的采收率，且壓力越大，最終采收率差異越明顯、相較水驅提采效果越好(圖25)。由于碳化水具有較好的流度比，水驅后注入的碳化水更容易沿著先前水驅的通道前進，因此相較直接碳化水驅，水驅后碳化水驅與原油接觸面積較小且該區域內含水飽和度較高，CO2進入原油的量較少，因而采收率低于直接碳化水驅的實驗。

圖22 不同壓力下碳化水驅采收率和CO2 溶解度[75]Fig. 22 CWI recovery and CO2 solubility in water under different pressure[75]

圖23 不同溫度下碳化水驅采收率[75]Fig. 23 Oil recovery of CWI under different temperature[75]

圖24 直接進行碳化水驅與水驅后進行碳化水驅驅油效率對比[77]Fig. 24 Oil recovery of CWI and CWI after water injection[77]

圖25 不同壓力下直接碳化水驅與水驅后碳化水驅驅油效率對比[10]Fig.25 Comparison of oil recovery of CWI and CWI after WI at different pressure[10]

3.3 注入速度

Mosavat等人[10,75]開展細管驅替實驗，研究不同注入速度對碳化水驅采收率的影響。當注入速度為0.5 mL/min和1.0 mL/min時，注入水突破時的采收率分別為56%、54%，最終采收率分別為72%、68%(圖26)。在較低注入速度下，注入的碳化水與原油接觸時間較長，因此有更多的CO2能夠從水相進入到油相中。然而，Dong等人開展的巖心驅替實驗表明，高速注入碳化水的采收率較低速注入碳化水的采收率高，Dong等人將這種現象歸結于在高注入速度的條件下，驅替過程中的粘滯力較強[79]。Ahmadi等人[47]開展巖心驅替實驗，注入速度為2 mL/h和4 mL/h時，碳化水驅采收率分別為40.9%和50.1%，得到的規律與Dong等人的實驗結論相似。

圖26 不同注入速度下碳化水驅采收率對比[75]Fig. 26 Oil recovery of CWI under different injection rate[75]

圖27 CO2 在不同鹽度水中溶解度[80]Fig. 27 CO2 solubility in different salinity brine[80]

圖28 不同鹽度直接碳化水驅、水驅后碳化水驅采收率對比[43]Fig. 28 oil recovery of CWI with different salnity carbonated water[43]

3.4 碳化水鹽度

Rumpf等人[80]測量了CO2在不同鹽度的鹽水中的溶解度，CO2在水中的溶解度隨鹽度的增加而減小，且壓力越大，各鹽度下的溶解度差異越明顯(圖27)。CO2的溶解度差異也將直接影響碳化水驅CO2的傳遞過程，影響碳化水驅效果。因此，碳化水鹽度也是碳化水驅影響因素的重點研究內容之一。

Sohrabi等人[20]使用了鹽度為1wt%和3.2wt%的碳化水開展了直接碳化水驅與水驅后碳化水驅的實驗。實驗結果表明，當直接注入碳化水時，鹽度為1.0wt%的碳化水的驅油效率比鹽度為3.2wt%的碳化水高11%(圖28(a)）；當水驅后注入碳化水時，鹽度為1.0wt%的碳化水驅最終采收率高于鹽度為3.2wt%的碳化水驅(圖28(b))。

近年來，低鹽度水驅提高采收率方法得到了廣大學者的關注，而在低鹽度條件下，碳化水驅具有油水界面張力較低、CO2溶解度較高的特點。因此部分學者提出了“低鹽度碳化水驅”(Low Salinity Carbonated Water Injection或Carbonated Smart Water Injection)方法，進一步改善碳化水驅的增油能力。

Manshad等人[54,81-82]開展一系列實驗，測量了不同壓力、離子組成的條件下界面張力及接觸角變化。不同離子組成與濃度下，使用低鹽度水可最高降低油水界面張力72%，而在該配方的低鹽度水中加入CO2，表面張力降低了83%，進一步降低了界面張力；另一組接觸角實驗中，低鹽度水的接觸角為39.8 °，在該配方低鹽度水中加入CO2，接觸角可降低至20.05 °(圖29)。

Lee等人通過數值模擬手段預測了低鹽度碳化水驅的效果，圖30 對比了低鹽度碳化水驅、碳化水驅、低鹽度水驅、水驅的驅油效果，數值模擬結果表明，低鹽度碳化水驅采收率＞碳化水驅采收率＞低鹽度水驅采收率＞水驅采收率，且相較于較高鹽度碳化水驅，低鹽度碳化水驅原油內CO2濃度、原油粘度更低，意味著低鹽度水驅過程中原油膨脹、降粘作用更強，增油效果更明顯[83]。

圖29 不同壓力條件下低鹽度碳化水界面張力、接觸角變化[54,81]Fig. 29 IFT between oil and carbonated water and contact angle under different pressure[54,81]

圖30 低鹽度碳化水驅、碳化水驅、低鹽度水驅、水驅數值模擬結果[83]Fig. 30 Simulation results of low salinity carbonated water injection[83]

3.5 表面活性劑協同作用

碳化水驅相較于水驅具有較好的驅油效果，但由于CO2溶解于水中，CO2傳遞進入油相需要一定時間，因此增油效果有限。如何加速碳化水中CO2進入原油是增強碳化水驅效果的一個研究思路。

低鹽度水驅與碳化水驅的結合是建立在低鹽度水驅能夠降低油水界面張力、改變儲層潤濕性的前提下。類似的，在碳化水中加入表面活性劑也可加速CO2傳遞過程。且相比低鹽度水，表面活性劑能夠更顯著降低油水界面張力，促進CO2自水相進入油相；表面活性劑同時可改善儲層表面潤濕性，促進原油流動。于海洋等人[42]開展了致密巖心碳化水+表面活性劑驅(Active Carbonated Water Injection)巖心驅替實驗，并與碳化水驅、表面活性劑驅、水氣交替注入方式驅油效果進行對比。實驗結果表明，碳化水+表面活性劑驅相較于碳化水驅，能夠進一步提高采收率。

針對CO2驅過程中發生的水鎖現象，Shu等人[84]開展了碳化水+表面活性劑驅后繼續CO2驅(ACWI+CO2)的驅替實驗。實驗結果表明，與直接注入CO2相比，將碳化水+表面活性劑作為前置液注入巖心后，后續的CO2驅的提高采收率幅度也大幅增加(圖31)；當ACW段塞體積小于0.4 PV時，ACW段塞體積的增大對總采收率影響較小；但當ACW段塞體積達到0.6 PV時，總采收率有了明顯提高，但隨著ACW段塞的增大，最終采收率變化較小(圖32)。較小的ACW段塞并不能保證ACW與剩余油充分接觸，因此此階段提采幅度較低[84]；在注入量達到一定值后，ACW與剩余油能夠充分接觸，充分發揮了碳化水+表面活性劑驅的增油潛力，因此在此階段，提采幅度有了大幅度提升，但隨著注入量的增大提采幅度變化很小。

于海洋等人[42]使用致密巖心開展了碳化水+表面活性劑驅后繼續進行水氣交替注入(ACWI+WAG)的實驗，評價了該方法的增油效果，并對注入的碳化水+表面活性劑注入量和CO2濃度進行了敏感性因素分析。實驗結果表明，相較于直接開展WAG，在碳化水+表面活性劑注入階段能夠提高約10%的采收率，且后續的WAG階段采收率提高幅度增大(圖33)。隨著碳化水+表面活性劑注入量的增大，最終采收率先增大，后在約0.8 PV后趨于平緩，意味著開展ACWI+WAG的最佳注入量約為0.8 PV，這與Shu等人的ACW+CO2驅實驗結果較為相似；在CO2注入量相同的情況下，隨著碳化水+表面活性劑內CO2濃度的增大，驅替最終采收率變化幅度較小，因此，在等量CO2注入量的前提下，注入濃度對最終驅替效果的影響較小。

圖31 不同注入方法采收率變化曲線[84]Fig. 31 Oil recovery for different methods[84]

圖32 不同碳化水+表面活性劑前置段塞體積大小對最終采收率的影響[84]Fig. 32 Effect of ACW injected volume for ultimate oil recovery[84]

圖33 碳化水+表面活性劑驅后續WAG法敏感性因素分析[42]Fig. 33 Sensitivity analysis for ACWI+WAG[42]

3.6 小結

(1)碳化水濃度越高，碳化水驅油效果越好；但當碳化水飽和時，壓力或溫度的增大會引起CO2溶解度下降，造成該條件下碳化水驅油效率降低。

(2)對于注入時機的選擇，直接注入碳化水的驅油效果好于水驅后碳化水驅。

(3)注入速度對碳化水驅油效果的影響存在一定爭議，不同學者得到的實驗結果存在矛盾，有待進一步研究。

(4)低鹽度碳化水、表面活性劑+碳化水能夠在常規碳化水驅的基礎上進一步提高其驅油效率。

4 存在問題

4.1 碳化水對套管的腐蝕作用

在碳化水驅的實際應用中，也有礦場套管腐蝕的報道[85]。Slaughter油田在開展碳化水驅后，井口部分設備產生了腐蝕現象，部分法蘭存在泄露，但泄露量較少。碳化鋼材料的部件在內部塑料涂層未損壞的情況下防腐效果良好，未發生腐蝕，但當塑料圖層被損壞后，碳化水沿表面裂縫腐蝕。

碳化水具有酸性，注入井底時，如井口裝置、套管等部件未進行過防腐蝕處理，則易產生腐蝕現象，造成套管穿孔、斷裂、堵塞射孔等(如圖34 所示)。因此，在碳化水驅的實施準備工作中，設備防腐性能評價與改造是兩項必要的工作。

碳化水腐蝕的國內外研究較少，大部分是對于CO2驅的腐蝕研究，通常認為CO2干氣不會發生腐蝕現象，所以碳化水驅腐蝕可借鑒與參考CO2驅的腐蝕理論。目前普遍認為的CO2腐蝕有兩種類型，即均勻腐蝕和局部腐蝕。局部腐蝕包括臺面腐蝕、點蝕和流動誘導局部腐蝕3 種形式，這3 種形式是油氣管道主要的失效形式。臺面腐蝕是指在腐蝕介質流動環境下金屬材料表面發生較大面積的平臺狀破壞。Arne Dugstad和Rolf Nyborg[87]認為臺面腐蝕主要是FeCO3膜下的局部腐蝕，以及流體運動條件下產生的剪切力將基體表面的FeCO3膜沖刷掉而造成的。點蝕主要發生于溫度敏感區間，而且與材料的組分有很大的關系。對于油氣井中的油套管，點蝕主要出現在溫度為80 ℃和壓力為10 MPa左右，這與氣相介質的冷凝和露點有關，到目前為止還沒有一個簡單的方法來評估產生點蝕的敏感性。流動誘導局部腐蝕主要是由于水力破壞腐蝕產物膜而引起的[88]。由于流動阻力形成了局部紊流，能夠破壞已經存在的腐蝕垢，流動條件導致保護性垢難以再次形成。

結合我國CO2腐蝕影響因素的實際情況，李建平、趙國仙等研究流動條件下CO2分壓、流速、原油含水率及pH值對3 種油套管常用材料N80、P105 和SM110腐蝕行為的影響[89]。90 ℃、流速為1.5 m/s時，隨CO2分壓升高，材料的腐蝕速率先升后降，在CO2分壓為2.5 MPa時，除N80 鋼外，其它材料的腐蝕速率達到最大值；90 ℃、CO2分壓為2.5 MPa時，隨著流速的增加，腐蝕速率先升后降，在1.5 m/s時，材料的腐蝕速率達到最大值；原油含水率對材料的腐蝕速率影響較大，溶液的pH值對材料的腐蝕速率影響不明顯。

腐蝕監測主要是針對設備內腐蝕，通過在線插入試件，保持試件與流體接觸的形式，監測管道、設備內流體腐蝕性，可獲得腐蝕速率，分析腐蝕影響因素。常用的腐蝕監測方法有掛片法、電阻探針法、電感探針法、電化學法等，方法的選擇需要考慮有效性和適用性。

圖34 L80 油管內壁腐蝕形貌體視照片[86]Fig. 34 Corrosion morphology photos of L80 tubing (inner)[86]

4.2 碳化水驅中瀝青沉降現象

碳化水驅過程中，由于CO2進入油相后對輕質組分的抽提，部分重質組分(如瀝青質)在壓力下降后很可能會發生結垢和瀝青質析出，這是一種粘性的物質，會堵塞孔喉和生產設備[90]。目前，針對碳化水驅過程中的瀝青質沉降研究較少，但其作用機理與CO2驅過程中發生瀝青質沉降的機理相近，可作為參考。

張鈞溢等[91]通過實驗測試CO2擴散前后原油中的瀝青質含量(表7)，由表可知CO2擴散后，四種原油中的瀝青質含量均降低，瀝青質發生不同程度的沉積[92]。并且原油中的瀝青質含量越大，CO2擴散后的瀝青質沉積質量和沉積程度就越高，實驗中CO2擴散前后的原油瀝青質含量變化也表明大部分瀝青質發生沉積。

表6 腐蝕監測方法對比Table 6 Comparison of corrosion monitoring methods

表7 4 MPa下CO2 擴散前后原油中的瀝青質含量[91]Table 7 Asphaltene concentration in crude oil before and after CO2 diffusion at 4 MPa[91]

5 結論

碳化水驅作為一種CO2提高采收率技術，結合了CO2驅和水驅的優點，是一種具有良好增油潛力的方法。隨著油田開發的方向由常規油藏向非常規油藏轉移，目前有多種提高非常規油氣采收率的方法，其中碳化水驅在致密油藏中具有一定的應用潛力。隨著科技的不斷發展，碳化水驅可與現有驅油技術結合(例如表面活性劑)，進一步提升碳化水驅的增油效果。本論文得到如下結論：

(1)驅油效率實驗結果表明，針對中高滲、低滲以及致密巖心，碳化水驅相較水驅驅油效率高；在巖心水驅達到殘余油飽和度條件下，碳化水驅均能夠進一步提高驅油效率。

(2)碳化水驅的主要增油機理為碳化水中的CO2自水相傳遞至油相中，引起原油膨脹、打破水鎖效應、改變儲層潤濕性、降低原油粘度和降低界面張力。

(3)描述CO2傳遞過程的主要方法有亨利常數法、經驗公式法和過吉布斯自由能法。其中，經驗公式法與亨利常數法較為簡便，可用于簡單計算；過吉布斯自由能法精度較高，但計算方法較為復雜。

(4)碳化水驅敏感性因素分析表明，碳化水濃度、注入時機、注入速度、碳化水鹽度均對碳化水驅效果有影響。將碳化水驅與表面活性劑或低鹽度水結合，能進一步提高碳化水驅驅油效果。

(5)碳化水驅在低滲油藏得到了初步應用，可顯著提高產油量并提高注入井注入能力。但是，碳化水驅應用的主要問題為碳化水對套管的腐蝕與碳化水驅造成的瀝青質沉降，這些問題有待進一步解決，否則將會制約該技術的發展和應用。