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纳米复合超临界二氧化碳泡沫体系的研发及性能评价

文档作者：易萍刘宇龙陆小兵于九政杨立安闫若勤屈肖文档来源：中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院		更新日期： 2026年07月26日	点击数：
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第42 卷第4 期
2025 年12 月25 日
油田化学
Oilfield Chemistry
Vol.42 No.4
25 Dec，2025
http：//ythx.scu.edu.cn
文章编号：1000-4092（2025）04-656-08
纳米复合超临界二氧化碳泡沫体系的研发及性能评价*
易萍，刘宇龙，陆小兵，于九政，杨立安，闫若勤，屈肖
（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018）
摘要：针对CO2驱在微裂缝储层易发生气窜，波及效率低的问题，通过室内实验分别评价了阴离子、两性离子和
非离子型CO2起泡剂和水溶性、气溶性纳米颗粒稳泡剂对泡沫性能的影响，优选纳米复合超临界CO2泡沫体系为
0.3% 起泡剂CAB-35+0.5%水溶性纳米颗粒稳泡剂As30GA，并研究了储层条件下该纳米复合超临界CO2泡沫体
系的泡沫性能，同时结合油藏环境，开展了纳米复合超临界CO2泡沫体系岩心驱油实验。结果表明，纳米复合超
临界CO2泡沫体系的起泡体积达550 mL，析液半衰期为47 min，起泡、稳泡性能良好。纳米复合超临界CO2泡沫
体系比普通泡沫（0.3% CAB-35）的黏弹模量增加约90 mN/m，起泡剂和纳米颗粒协同大幅提高了泡沫强度和稳
定性；纳米复合超临界CO2泡沫体系的耐温、耐压性能好，在油藏条件（矿化度10×104 mg/L、80 ℃、42 MPa）下，发
泡体积达275 mL，析液半衰期达72 min。利用物理模型研究了纳米复合超临界CO2泡沫体系在多孔介质中的封
堵及驱油性能，在0.5～2.0 的气液比范围内，岩心驱替封堵压差最大为1.6 MPa，阻力因子大于50，采出程度比普
通泡沫提高了28.8 百分点。纳米复合超临界CO2泡沫体系的稳定性好，波及效率高，提高采收率能力优异，应用
前景广阔。
关键词：纳米颗粒；超临界CO2；岩心驱替；提高采收率
文献标识码：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.011
中图分类号：TE357.46+9 开放科学（资源服务）标识码（OSID）：
* 收稿日期：2025-06-17；修回日期：2025-06-20；录用日期：2025-09-08。
基金项目：中国石油股份公司重大专项“低渗/致密油藏大幅度提高采收率关键技术研究”课题四“低渗/致密油藏化学驱提高采收率关
键技术研究”（项目编号2023ZZ17YJ04）。
作者简介：易萍（1985—），男，高级工程师，大庆石油学院资源勘查工程专业学士（2007），从事提高采收率技术研究工作，E-mail：
yip3_cq@petrochina.com.cn。刘宇龙（1995—），男，工程师，本文通信联系人，长江大学油气田应用化学专业博士（2021），从
事化学与生物提高原油采收率方向的科研工作，通信地址：710018 陕西省西安市未央区明光路新技术开发中心，E-mail：
liuyulong1_cq@petrochina.com.cn。
0 前言
为了提高油藏的原油产量和响应国家“双碳”
发展战略要求，国内部分油田利用CO2驱来提高采
收率并实现碳地质封存［1-2］。然而，对于裂缝型油
藏，CO2驱受储层非均质性影响，单向突进严重（气
驱前缘推进速度>20 m/d），气窜风险大，而垂直于裂
缝区域的气驱波及效率较低，剩余油无法采出［3-5］。
为了有效防止CO2气窜，扩大气驱波及效率［6-8］，进
一步提高CO2驱的技术适应性，许多学者利用CO2
泡沫封堵孔道，减缓和控制气窜，提高注入流体的
波及系数和采收率［9-10］。虽然超临界CO2地面发泡
技术具有环保优势，但存在设备成本高、工艺控制
复杂、生产效率受限等问题［11］，且形成的泡沫稳定
性差、强度低、易破裂；同时，在油藏高温高压环境
下，很难维持泡沫形态并发挥作用［12-13］。
纳米材料尺寸小，比表面积高，可以稳定吸附
在泡沫表面，性能优势明显。本文主要通过调研文
献、建立评价方法，优选起泡剂和稳泡剂，合成了一
种纳米复合超临界CO2泡沫体系，研究了储层条件
下该纳米复合超临界CO2 泡沫体系的泡沫性能，
同时结合油藏环境，开展纳米复合超临界CO2 泡
第42 卷第4 期
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沫体系岩心驱油实验，评价其封堵孔隙能力和驱
油效率。
1 实验部分
1.1 材料与仪器
阴离子型起泡剂：十二烷基硫酸钠（SDS）、十二
烷基磺酸钠（SDS’）、十二烷基苯磺酸钠（SDBS）、二
（2-乙基己基）-磺琥珀酸钠（AOT）、烷基酚醚磺基琥
珀酸钠（OS）；两性离子型起泡剂：月桂酰胺丙基羟
磺基甜菜碱（LHSB）、月桂酰胺丙基甜菜碱
（LAB-35）、椰子油酰胺丙基甜菜碱（CAB-35）；非离
子型起泡剂：失水山梨醇脂肪酸脂（Span-60）、壬基
酚聚氧乙烯醚（NP）、烷基酚聚氧乙烯醚（APEO）、烷
基糖苷（APG）、脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚
（C12E9P3）、月桂醇聚醚-23（C12E23）、皂素；以上起泡剂
的纯度>99.99%，上海阿拉丁生化科技股份有公司；
氯化钠（NaCl），氯化钙（CaCl2），氯化镁（MgCl2），氯
化钡（BaCl2），氯化锶（SrCl2），硫酸钾（K2SO4），碳酸
氢钠（NaHCO3），分析纯，阿拉丁公司；长庆油田源
52 井原油，密度为0.827 g/cm3，黏度为27 mPa·s；模
拟地层油，由煤油和原油按体积比3∶1 混合而成，密
度为0.775 g/cm3，黏度为1.5 mPa·s；模拟地层水，
矿化度为100 g/L，取5.71 g CaCl2、4.32 g MgCl2·
6H2O、88.93 g NaCl，加水至1L 制得。CO2气体，纯
度>99.9%，青岛天源气体公司；稳泡剂为气溶胶纳
米颗粒（N20 和T30）或水溶胶纳米颗粒JN30G、
JN40G和AS30GA，湖北汇富纳米材料股份有限公
司，具体参数见表1和表2。
GJ-3S 型高速泡沫搅拌机，青岛海通达有限公
司；TX-500C 型旋转滴超低界面张力仪，上海梭伦
科技有限公司；OCA20 型接触角测量仪，北斗科学
仪器有限公司；TJS-3000 型超声分散仪，杭州成功
超声公司；GJ-3S 型高速搅拌器，青岛申鑫器材有限
公司；CX23 型显微镜和相机适配器系统，日本东京
新宿奥林巴斯公司；高温高压泡沫评价装置，江苏
拓创科研仪器有限公司；岩心夹持器（Ф25 mm×300
mm）、耐压中间容器、回压阀、恒温箱、真空泵、泡沫
发生器（长10 cm、直径1 inch 的小型填砂管模型，泡
沫发生器里面填充的是180～250 μm（60～80）目的
砂子，CO2气体和液体按一定比例混合注入经过泡
沫发生器会产生高质量的泡沫，可以模拟地层条件
下的发泡），江苏海安石油科技仪器有限公司；
100DX型双柱塞微量泵，Teledyne 公司；5850E气体
质量流量计，美国Brooks 公司。
1.2 纳米复合超临界CO2泡沫体系的研发
1.2.1 界面张力测定
用模拟地层水配制起泡剂溶液，参考中国石油
天然气行业标准SY/T 5370—2018《表面及界面张
力测定方法》，采用旋转滴超低界面张力仪测定起
泡剂溶液和原油间的界面张力，取稳定值。
1.2.2 泡沫性能评价
常压下，采用Waring Blender 法评价起泡剂溶
液的发泡、稳泡性能，具体方法如下：用模拟地层水
配制起泡剂溶液；充分搅拌后量取100 mL的起泡剂
溶液于搅拌杯中，在恒定搅拌速率为8000 r/min 下
搅拌3 min；待搅拌停止时，迅速将搅拌杯中产生的
泡沫全部倒入量筒中并开始计时，记录产生泡沫的
体积即起泡体积V（mL），当泡沫中液体析出一半
时，记录所需的时间即半衰期t1/2（s）。
由于泡沫在地层中的封堵能力受半衰期和起
泡体积的综合影响，引进了泡沫综合值F（F=V·t1/2）
来综合反映表面活性剂的泡沫性能［17-18］。
表1 2 种气溶胶纳米颗粒的基本参数
Table 1 The basic parameters of two types of aerosol
nanoparticles
纳米颗粒
气溶胶颗粒（N20）
气溶胶颗粒（T30）
基团
—OH
—COOH
粒径/nm
10
7
纯度/%
>99.8
>99.8
水测
接触角/°
51.43
25.07
表2 3 种水溶胶纳米颗粒的基本参数
Table 2 The basic parameters of three types of water-soluble nanogels
纳米颗粒
JN30G
JN40G
As30GA
基团
—NH2
—OH
—COOH
稳定期/月
6
6
6
质量分数/%
20
20
20
密度/（g·cm-3）
1.19～1.21
1.19～1.21
1.15～1.16
Na2O含量/%
<0.3
<0.3
<0.4
pH值
9.0～10.5
9.0～10.5
2.0～4.0
黏度/（mPa·s）
<8
<10
<5
平均粒径/nm
3～5
3～5
3～5
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油田化学2025 年
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1.2.3 泡沫强度测试
通过测量泡沫的黏弹模量来分析加入纳米颗
粒之后的泡沫界面强度变化。在25 ℃下采用接触
角测量仪，按照振荡滴法测定泡沫体系的黏弹模
量，测量参数设置为：震荡幅度dA/A为10%，能确保
测量在线性黏弹区进行，不会破坏界面结构；振荡
频率ω为0.01～0.5 Hz，由此可以获得模量的频率依
赖性。
1.2.4 显微镜观察
利用高速搅拌机分别将发泡剂在常温常压条
件下搅拌发泡，具体方法同1.2.2。之后取一滴细腻
的泡沫滴到载玻片上，盖上盖玻片后在显微镜下观
察泡沫的形态。
1.2.5 耐温耐压稳定性测试
将纳米复合超临界CO2泡沫体系注入高温高盐
泡沫评价装置里进行搅拌，观察泡沫体系在不同温
度、压力条件下的起泡体积和析液半衰期。具体实
验方法如下：（1）连接高温高压泡沫生成及评价实
验装置（图1），检验密封性；（2）通过控制箱设置温
控层所需温度，持续升温至示数稳定后继续加热并
保持1 h 以上，确保可视腔内达到测定温度；（3）低
速泵入100 mL起泡剂和稳泡剂流体至搅拌腔；（4）
装置外接CO2瓶，通过气体减压阀控制CO2注入至
测定压力；（5）由控制箱调节电机进行磁力搅拌，设
置转子转速为1300 r/min，搅拌时长为5 min。
1.2.6 岩心驱替实验
通过岩心模型渗流实验研究泡沫的封堵性能
和驱油特性。具体步骤如下：（1）设定恒温箱温度
为80 ℃，保持实验装置恒温4 h；（2）设置回压4
MPa，以0.1 mL/min的注入速度对岩心饱和原油，在
80 ℃下老化1 d；（3）以0.5 mL/min 的注入速度进行
水驱，出口端含水率达到98%，在不同气液比（0.5/1/
2）条件下进行普通CO2泡沫驱或纳米复合超临界
CO2泡沫驱，注入1 PV 后再进行后续水驱，实验过
程中记录注入端压力变化和出口端产液量。
2 结果与讨论
2.1 纳米复合超临界CO2泡沫体系的确定
（1）起泡剂类型、浓度对泡沫性能的影响
在不同浓度下，不同类型起泡剂体系的泡沫综
合值如图2 所示。阴离子起泡剂中，AOT体系的泡
沫综合值最优；两性离子起泡剂中，CAB-35 体系的
泡沫综合值最优；非离子表活剂中，皂素体系的泡
沫综合值最优。
兼顾泡沫综合值和经济性，用模拟地层水分别
配制0.1% AOT、0.3% CAB-35、0.5% 皂素、0.8%
APG和0.8%APEO起泡剂溶液进行实验。其中，皂
素和APG 溶液与原油间界面张力分别为7.97 和
9.54 mN/m；而APEO、CAB-35 和AOT 溶液与原油
间的界面张力均小于1 mN/m［21-22］。同时，考虑耐盐
性能，APEO 和AOT 在矿化度为10×104 mg/L 的模
拟地层水中基本不具备发泡能力，最终优选起泡剂
0.3% CAB-35。
（2）稳泡剂种类对泡沫性能的影响
通过调研文献［14-16］，提高泡沫稳定性所用
的纳米颗粒中，小粒径的硅基纳米颗粒可明显延长
泡沫半衰期，且与CO2相容性较好，市场价格合理，
适合油田大范围使用。分别测试了0.3%起泡剂
CAB-35 与1.0%的纳米颗粒稳泡剂形成泡沫体系的
泡沫性能，优选稳泡剂类型，结果如表3 所示。向
CAB-35 起泡剂溶液中加入气溶性纳米颗粒N20 和
T30 后，起泡体积有一定下降，但析液半衰期大幅度
延长，泡沫综合值也大幅提高，N20 优于T30，半衰
期达到36 min；向CAB-35 起泡剂溶液中加入水溶
性纳米颗粒JN30G、JN40G 或As30GA 后，As30GA
对CAB-35 泡沫的析液半衰期影响最大，加入
As30GA的泡沫体系的泡沫综合值远远高于其它两
图1 高温高压泡沫生成及评价装置
Fig.1 High-temperature and high-pressure foam generation
and evaluation device
柱塞泵 控制箱
可视窗
温控层
气体注入发泡剂注入
发泡剂
柱塞泵
电机
CO2
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种。综合评价，确定起泡剂CAB-35 和水溶性纳米
颗粒AS30GA 作为最优组合。将起泡剂与纳米颗
粒相结合，有助于增强泡沫的稳定性。纳米颗粒在
泡沫表面形成骨架支撑类似一层铠甲维持泡沫结
构，更好封堵孔隙［23-24］。
（3）稳泡剂加量对泡沫性能的影响
确定最佳起泡剂CAB-35 加量为0.3%，考察不
同纳米颗粒稳泡剂AS30GA 加量（0.1%、0.3%、
0.5%、1.0%和1.5%）下泡沫体系的泡沫性能。结果
表明，随着稳泡剂浓度的增加，发泡体积变化不大，
泡沫半衰期明显延长。当稳泡剂浓度从0.1%增加
到0.5%时，半衰期从25 min 增加到47 min。随着稳
泡剂浓度继续增加，半衰期增加不明显。因此，综合
经济效益和稳泡效果，确定纳米复合超临界CO2泡沫
体系的最佳配方为0.3% CAB-35+0.5% As30GA，该
条件下泡沫性能最好，产泡体积约550 mL，析液半
衰期为47 min。
2.2 纳米复合超临界CO2泡沫性能
2.2.1 泡沫强度
普通泡沫（0.3%CAB-35）和纳米复合超临界
CO2泡沫体系（0.3% CAB-35+0.5%As30GA）的黏弹
模量变化如图3 所示。泡沫的黏弹模量随着时间的
延长而增大，纳米复合超临界CO2泡沫体系的黏弹
模量（105 mN/m左右）远大于普通泡沫的黏弹模量
（15 mN/m左右）。普通CO2泡沫和纳米复合超临界
CO2泡沫体系的显微图片如图4 所示。可以明显发
现，纳米颗粒的作用强化了泡沫的液膜厚度，且气
泡更均匀细小，泡沫强度得到提高。黏弹模量和微
观结构分析结果表明，加入的纳米颗粒As30GA在
泡沫液膜吸附聚集，形成了骨架支撑，有效提高了
液膜强度，减少了液膜排液速度，从而大大提高了
泡沫稳定性。
两性离子型起泡剂CAB-35 具有阴阳离子结
构，与水溶性纳米颗粒As30GA具有较强的静电吸
附能力，纳米颗粒和表面活性剂在气液界面紧密吸
附，提高了CO2泡沫稳定性。
（a）阴离子型
（b）两性离子型
（c）非离子型
图2 不同浓度下不同类型起泡剂体系的泡沫综合值
Fig.2 The foam comprehensive value of different types of
foaming agent systems at different concentration
表3 泡沫性能评价
Table 3 Evaluation of foam properties
稳泡剂
空白
N20
T30
JN30G
JN40G
AS30GA
泡沫体积/mL
560
400
370
570
520
465
半衰期/s
375
1560
1590
530
520
1720
泡沫综合性能/（mL·s）
210 000
624 000
588 300
302 100
270 400
799 800
泡沫综合值/（104 mL·s）
泡沫综合值/（104 mL·s）
泡沫综合值/（104 mL·s）
易萍，刘宇龙，陆小兵等：纳米复合超临界二氧化碳泡沫体系的研发及性能评价
起泡剂质量分数/%
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
25
20
15
10
5
0
25
20
15
10
5
0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
起泡剂质量分数/%
LHSB
LAB-35
CAB-35
SDS
SDS’
AOT
SDBS
OS
APG
皂素
span-60
APEO
NP
C12E9PE
DLY-05
C12E23
60
50
40
30
20
10
0
起泡剂质量分数/%
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
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油田化学2025 年
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2.2.2 耐温耐压性能
研究发现，在温度为80 ℃的条件下，纳米复合
超临界CO2泡沫体系的析液半衰期随着压力的升高
而增大，高压会降低温度升高对泡沫稳定性带来的
消极影响。在油藏条件80 ℃、42 MPa 下纳米复合
超临界CO2泡沫体系（0.3% CAB-35+0.5%As30GA）
的发泡体积达到275 mL，析液半衰期达到72 min，
表明该泡沫体系的耐温耐压性能良好。
2.3 纳米复合超临界CO2泡沫在多孔介质中封堵
性能和驱油作用
结合现场条件模拟井筒注入纳米复合超临界
CO2泡沫体系，0.3% CAB-35+0.5% As30GA溶液在
超临界CO2中具有良好的溶解分散性能，可以顺利
通过井筒，且在井筒内流动过程中不会发泡，从而
保证了起泡剂能够在地层深处进行发泡，达到封堵
目的［25-27］。不同气液比下驱替压差随注入体积的变
化如图5 所示。当注入体积为1 PV 时，3 种气液比
下的驱替压差都出现快速增长，随后压差差距逐渐
变大，阻力因子也均大于50。气液比为1∶1 时超临
界CO2泡沫对裂缝岩心的封堵压差（1.6 MPa）达到
最大，阻力因子也达到最大。气液比在0.5～2.0 的
范围内，纳米复合超临界CO2泡沫体系均表现出良
好的封堵性能［28-29］。
在最佳气液比为1∶1 时，分别采用普通泡沫
（0.3% CAB-35）和纳米复合超临界CO2 泡沫体系
（0.3% CAB-35+0.5% As30GA）进行岩心水驱—泡
沫驱—后续水驱，压差和采收率随注入体积的变化
如图6 所示。相较于普通泡沫体系，纳米复合超临
界CO2泡沫体系在泡沫驱和后续水驱阶段的压差和
采收率明显更高，普通CO2泡沫的最大驱替压差为
0.5 MPa左右，而纳米复合超临界CO2泡沫的最大压
差可达1.4 MPa。岩心水驱采收率为18.7%，分别注
入1 PV的泡沫体系后，普通泡沫驱采收率提高11.0
百分点，而纳米复合超临界CO2泡沫驱采收率提高
39.8百分点，相比提高了28.8百分点。
图3 普通泡沫与纳米复合超临界CO2泡沫黏弹模量对比
Fig.3 Comparison of viscoplastic modulus between ordinary
foam and nano-enhanced foam
图4 普通泡沫（a）与纳米复合超临界CO2 泡沫体系泡沫
（b）的显微镜照片
Fig.4 Microscope diagram of ordinary foam（a）and nanoenhanced
foam（b）
（a）
（b）
图5 不同气液比下驱替压差随注入体积的变化
Fig.5 Pressure difference variation with injection volume
under different gas-liquid ratio
黏弹模量/（mN·m-1）
160
140
120
100
80
60
40
20
0
时间/min
普通泡沫
纳米复合超临界CO2泡沫
100 μm
100 μm
驱替压差/MPa
注入体积/PV
1.0
2.0
0.5
50 60 70 80 90 100
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0 1 2 3 4 5 6 7
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3 结论
针对长庆油田裂缝性油藏区块CO2驱单向突进
严重，气窜造成波及效率低的问题，在实验室研发
了一种纳米复合超临界CO2泡沫体系，可以实现在
裂缝性低渗透岩心中的良好封堵。在模拟油藏条
件下，该体系起泡性能优越，稳定期长。纳米颗粒
的加入大大提高了泡沫驱替效率，延长了泡沫驱运
移距离，改善储层残余油波及效果，实现原油采收
率大幅提升。
纳米颗粒在泡沫液膜表面的吸附可以为泡沫
提供稳定的骨架支撑，强化了泡沫的刚性结构。该
产品的研发有利于解决CO2气驱易气窜的问题，为
CO2驱油和封存提供了借鉴，研究前景广阔。
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图6 岩心泡沫驱油实验结果
Fig.6 Experimental results of core foam flooding
采收率/% 压差/MPa
注入体积/PV
注入体积/PV
（b）
（a）
易萍，刘宇龙，陆小兵等：纳米复合超临界二氧化碳泡沫体系的研发及性能评价
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0 1 2 3 4 5 6 7
普通泡沫
纳米复合超临界CO2泡沫
水驱泡沫驱后续水驱
0 1 2 3 4 5 6
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0
水驱
泡沫驱后续水驱
普通泡沫
纳米复合超临界CO2泡沫
661
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662
第42 卷第4 期
http：//ythx.scu.edu.cn
Research and Performance Evaluation of Nano Composite Supercritical CO2 Foam Flooding System
YI Ping，LIU Yulong，LU Xiaobing，YU Jiuzheng，YANG Li’an，YAN Ruoqin，QU Xiao
（Oil and Gas Technology Research Institute，Changqing Oilfield Branch Company，Xi’an，Shaanxi 710018，P R of China）
Abstract: Aiming at the problems of gas channeling and low sweep efficiency of CO2 flooding in micro-fractured reservoirs，the
effects of anionic，zwitterionic and non-ionic CO2 foaming agents and water-soluble and gas-soluble nanoparticle foam stabilizers
on foam performance were evaluated by laboratory experiments. The nano-composite supercritical CO2 foam system was optimized
as 0.3% foaming agent CAB-35 + 0.5% water-soluble nanoparticle foam stabilizer As30 GA，and the foam performance of the
nano-composite supercritical CO2 foam system under reservoir conditions was studied. At the same time，the core flooding
experiment of the nano-composite supercritical CO2 foam system was carried out in the reservoir environment. The results showed
that the foaming volume of the nano-composite supercritical CO2 foam system was 550 mL，the half-life was 47 min，indicating
good foaming and foam stability performance. The viscoelastic modulus of nano-composite supercritical CO2 foam system was
about 90 mN/m higher than that of ordinary foam（0.3% CAB-35）. The foam strength and stability were greatly improved by the
synergistic effect of foaming agent and nano-particles. The nano-composite supercritical CO2 foam system had good temperature
resistance and pressure resistance. Under the reservoir conditions（salinity of 10×104 mg/L，80 ℃，42 MPa），the foaming volume
reached up to 275 mL，and the half-life was 72 min. The plugging and oil displacement performance of nanocomposite supercritical
CO2 foam system in porous media was studied by physical model. In the gas-liquid ratio of 0.5—2.0，the maximum plugging
pressure difference of core displacement was 1.6 MPa，the resistance factor was greater than 50，and the recovery degree was 28.8
percentage points higher than that of ordinary foam. The nano-composite supercritical CO2 foam system had good stability，high
sweep efficiency，excellent ability to improve oil recovery，and broad application prospects.
Keywords：nanoparticles；supercritical CO2；core displacement；enhanced oil recovery
（上接第655页。continued from p. 655）
multi-component gas for oil displacement. In this paper，the feasibility and adaptability of EOR by multiple gas flooding were
explored by carrying out high pressure physical property analysis of multiple gas-formation oil and a series of core displacement
experiments of enhanced oil recovery by multiple gas flooding. The results showed that the addition of a certain proportion of CO2 to
the flue gas would significantly improve the solubility of the gas and the ability to swell and decrease the viscosity of crude oil. The
optimal multi-component gas composed of 48.9 mol% N2+49 mol% CO2+2.1 mol% CH4 was determined by combining oil recovery
with oil change rate. The multi-component gas had better adaptability in both low permeability and ultra-low permeability cores.
Compared with pure N2 flooding and pure flue gas flooding，multi-component gas flooding could enhanced oil recovery by 4
percentage points—5 percentage points. The use of multi-component gas flooding can not only further enhance oil recovery，but
also realize the rational and efficient utilization of flue gas，associated gas and other resources，which has important practical
meaning.
Keywords: low permeability reservoir；multi-component gas flooding；enhanced oil recovery；high pressure physical properties；core
flooding
易萍，刘宇龙，陆小兵等：纳米复合超临界二氧化碳泡沫体系的研发及性能评价663

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