大庆石油地质与开发

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 8 月第 42 卷第 4 期Aug. ，2023Vol. 42 No. 4DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202206011同井注采工艺技术及其矿场应用王德民1 张怀钰2 王研3 朱焱4 崔建峰4何志国2 张蕾蕾2 刘金堂2 张雨4（1.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆163458；2.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆163453；3.中国石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆163414；4.中国石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆163001）摘要： 目前高含水老油田的年产油量在中国年产油量的占比在70%以上，要保持稳产就必须要保证高含水老油田产量稳定的开发需求，为了满足这一现场需求，通过完善回注层段分层注水技术、不动管柱实施增注工艺以及同井注采采出层及回注层参数录取方法，大庆油田提出了一种结合高效井下油水分离、桥式封隔器等工艺的有杆泵同井注采技术。

结果表明：同井注采技术在不打新井的情况下可有效增加油水井对应连通方向、增加注水层点和提高波及体积；同时能够将同一区块分采的2套或多套层系构建起一套立体高效开发层系，使大部分水不举升到地面而直接在地层内部循环驱替。

现场试验表明，试验区平均单井产液量降低了94.5%，综合含水率下降了34.1%；地下回注注水单耗降低了83.0%；井下管柱平均工作寿命可增加到1.5 a 以上。

研究成果能够有效提高油井产量、降低开采成本、提高采收率，实现了超过目前“极限含水”条件下继续经济、有效的开采，对老油田长期持续稳产具有重要意义。

关键词：同井注采；井下油水分离；有杆泵；节能降耗中图分类号：TE931.1 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）04-0045-10Single⁃well injection and production technology and its field applicationWANG Demin 1，ZHANG Huaiyu 2，WANG Yan 3，ZHU Yan 4，CUI Jianfeng 4，HE Zhiguo 2，ZHANG Leilei 2，LIU Jintang 2，ZHANG Yu 4（1.PetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163458，China ；2.Production Technology Institute of PetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163453，China ；3.No.2 Oil Production Company of PetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163414，China ；4.No.1 Oil Production Company ofPetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163001，China ）Abstract ：At present ， the proportion of annual oil production of high water -cut mature oilfields in Chinese annual oil production is greater than 70%. Keeping stable production must be ensured by stable output development re‑quirement of high water -cut mature oilfields. In order to meet this field requirement ， by meas of perfecting separate -layer water injection of reinjection interval ， fixed string injection increasing ， and parameters recording of single -well production interval and reinjection interval ， a single -well rod -pump injection -production technique is proposed收稿日期：2022-06-02 改回日期：2023-05-22基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大工程技术现场试验项目“井下油水分离同井注采技术现场试验”（2015F -0201）。

《大庆石油地质与开发》征稿简则
《大庆石油地质与开发》编辑部
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2024(43)2
【摘要】《大庆石油地质与开发》创刊于1982年,是由中国石油天然气集团有限公司主管、大庆油田有限责任公司主办、国内外公开发行、以刊发石油勘探开发领域具有创新性的理论技术成果为主旨的综合性学术期刊。

期刊主要报道石油勘探开发新理论、新工艺、新方法、新试验以及取得的新成果,内容涵盖地质、地震、测井、开发、钻采等多个方面,现设有石油地质、油藏工程、三次采油、地球物理、非常规油气和综述评论等栏目。

本刊为双月刊,每双月1日出版。

【总页数】1页(PF0003)
【作者】《大庆石油地质与开发》编辑部
【作者单位】不详
【正文语种】中文
【中图分类】F42
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大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 12 月第 42 卷第 6 期Dec. ，2023Vol. 42 No. 6DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202302026注CO 2重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性孔凡顺1，2 李延军1，2 郭天娇1，2 刘建栋1，2 南金浩1，2（1.国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心，黑龙江 大庆 163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）摘要： 海拉尔油田高倾角油藏石油探明地质储量规模大，地层倾角超过10°以上的储量占总探明地质储量的68.6%。

受构造高差的影响，常规注水开发难以实现构造顶底部位油井均衡驱替，边底部油井含水率上升快，构造高部位油井受效差，整体开发效果不理想。

针对海拉尔油田高倾角断块油藏水驱开发效果差的问题，以注CO 2重力驱油实验为基础，以油藏数值模拟为手段，开展注CO 2重力驱油机理、影响因素及适用性研究。

结果表明：当以原始地层压力10.57 MPa 注入1.2 PV 的CO 2时，CO 2驱油效率可达55.9%，能大幅度提高高倾角断块油藏的采收率；地层倾角、储层渗透率、注气速度是影响注CO 2重力驱效果的主要因素；海拉尔油田有4 411.35×104 t 石油探明地质储量适合开展注CO 2重力驱开发，注CO 2重力驱技术在海拉尔油田具有广阔的应用前景。

关键词：注CO 2重力驱；数值模拟；驱油效率；高倾角断块油藏中图分类号：TE357.45 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）06-0075-07Applicability of CO 2 gravity drainage technology for high⁃dip faultblock reservoirs in Hailar OilfieldKONG Fanshun 1，2，LI Yanjun 1，2，GUO Tianjiao 1，2，LIU Jiandong 1，2，NAN Jinhao 1，2（1.R & D Center of Sustainable Development of Continental Sandstone Mature Oilfield ，Daqing 163712，China ；2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163712，China ）Abstract ：High -dip reservoirs in Hailar Oilfield have large amount of proved OOIP ， and reserves with stratigraphicdip of >10° account for 68.6% of the total proved OOIP. Affected by structural relief ， conventional water floodingdevelopment cannot realize balanced displacement of wells in top and bottom of structure. Water cut in producers at the edge and bottom increases rapidly ， while producers in structural high get less response ， with ineffective overall development. Aiming at the problem of poor water flooding development effect of high -dip fault block reservoir in Hailar Oilfield ， based on laboratory oil displacement experiment of CO 2 gravity drainage and using reservoir numeri‑cal simulation method ， the mechanism ， influencing factors and applicability of CO 2 gravity drainage are studied. The results show that CO 2 displacement efficiency reaches 55.9% with 1.2 PV CO 2 injected at initial formation pres‑sure of 10.57 MPa ， greatly improving the recovery of high -dip fault block reservoir. Stratigraphic dip ， reservoir per‑meability and gas injection rate are the main factors affecting the effect of CO 2 gravity drainage. Hailar Oilfield has 4 411.35×104 t of proved OOIP suitable for gravity drainage development. CO 2 gravity drainage technology has broad收稿日期：2023-02-15 改回日期：2023-05-21基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“松辽盆地（大庆、吉林）CCUS 技术集成与工业化试验”（2021ZZ01-08）。

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202306036CO 2分注井气嘴节流特性及矿场应用蔡萌1，2 朱振坤1，2刘云1，2 刘钰川1，2 李海成1，2（1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆 163453；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江 大庆 163453）摘要： 为了解决CO 2分注井节流压差建立困难，气嘴易冲蚀的技术难题，通过构建CO 2物性变化的流动-传热耦合模型，揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制，优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。

结果表明：流量为10 m 3/d 时，2级嘴径1.4 mm 和3级嘴径1.6 mm 的绕流气嘴分别能产生将近6 MPa 和8 MPa 的节流压差，证明绕流气嘴结构合理、性能可靠、能够达到调整层间压差的技术要求；参照气嘴图版优选的节流气嘴，现场应用20口井，节流压差可达4 MPa 左右，调整后注入压力上升2.4 MPa ，加强层相对吸气比例由9.7%上升至50.7%，有效调整了层间差异，解决了分注井小层吸气不均的问题。

研究结果指导现场测调，为CO 2分注规模化应用提供技术支撑。

关键词：CO 2分注；绕流气嘴；节流机理；气嘴图版；节流压差中图分类号：TE357.7 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0119-09Gas nozzles throttling characteristics of CO 2 separated⁃layer injectionwells and field applicationCAI Meng 1，2，ZHU Zhenkun 1，2，LIU Yun 1，2，LIU Yuchuan 1，2，LI Haicheng 1，2（1.Production Technology Institute of PetroChina Daqing Oilfield Co.，Ltd.，Daqing 163453，China ；2.Heilongjiang Provincial Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Stimulation ，Daqing 163453，China ）Abstract ：In order to resolve technical challenges of establishing throttling pressure difference and easy erosion of gas nozzles in CO 2 separated -layer injection wells ， flow -heat transfer model of CO 2 property changes is established to illustrate flow field evolution mechanism of 2nd stage and 3rd stage throttling gas nozzles ， optimize gas nozzle struc⁃ture design ， establish throttling charts for bypass -flow gas nozzle and perform field application. The results show that ， with flow rate of 10 m 3/d ， 2nd -stage bypass -flow gas nozzle with diameter of 1.4 mm and 3rd -stage bypass -flow gas nozzle with diameter of 1.6 mm generate throttling pressure differences of nearly 6 MPa and 8 MPa ， respective⁃ly ， proving the rational structure and reliable performance of throttling gas nozzles ， which meet technical require⁃ments for adjusting interlayer pressure difference ； Throttling gas nozzles are optimized by gas nozzle charts ， and ap⁃plied in 19 field wells ， with throttling pressure difference reaching about 4 MPa. After adjustment ， injection pres⁃sure is increased by 2.4 MPa ， and relative gas adsorption ratio of intensified layer is increased from 9.7% to 50.7%，收稿日期：2023-06-20 改回日期：2023-09-18基金项目：中国石油天然气股份有限公司CCUS 重大专项“松辽盆地（大庆、吉林）CCUS 技术集成与工业化试验”（110021329008）。

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202306023“双碳”愿景下CO 2驱强化采油封存技术工程选址指标评价张成龙1 王瑞景2 罗翔3 张斌斌4 刘廷1 马梓涵5 刁玉杰1（1.中国地质调查局水文地质环境地质调查中心，河北 保定071051；2.中国石油新疆油田公司开发公司，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油青海油田公司采油三厂，青海 海西816400；4.中国石油长庆油田公司长庆实业集团有限公司，陕西 西安710018；5.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆163453）摘要： 在国家能源安全和“双碳”战略愿景下，CO 2驱强化采油封存技术（CO 2-EOR ）因能助力油气行业转型发展，成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。

无论是实验、数值模拟还是现场实践，目前国内外学者对CO 2-EOR 研究侧重于CO 2作为高效的驱油“催化剂”本身及油藏CO 2-EOR 适应性认识，对于工程选址评价缺乏统一标准和系统研究。

在充分调研国内外文献的基础上，结合中国CO 2-EOR 应用进展和工程实践，明确了CO 2-EOR 工程选址可行性评价所需的通用依据，指出了CO 2-EOR 工程选址遵循“CO 2封存与驱油双统一”、安全性、经济性的专属性原则，并从CO 2-EOR工程选址的地质、工程、安全、经济4个要素开展了较详尽系统的研究，定性-定量构建了“4+8+27”CO 2-EOR 工程选址三级指标评价体系（GESE ），以期为油藏开展CO 2-EOR 工程选址提供借鉴，助力中国碳减排技术的应用与发展。

关键词：碳达峰碳中和；CO 2-EOR 工程；场地选址；评价指标；地质要素；工程要素；安全要素；经济要素中图分类号：TE357.4；TE38；TE122 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0158-10Evaluation of CO 2⁃EOR project site selection indexesunder “dual carbon ” visionZHANG Chenglong 1，WANG Ruijing 2，LUO Xiang 3，ZHANG Binbin 4，LIU Ting 1，MA Zihan 5，DIAO Yujie 1（1.Center for Hydrogeology and Environmental Geology Survey ，China Geological Survey ，Baoding 071051，China ；2.Development Company of PetroChina Xinjiang Oilfield Company ，Karamay 834000，China ；3.No.3 Oil Production Company of PetroChina Qinghai Oilfield Company ，Haixi 816400，China ；4.Changqing Industrial Group Co.，Ltd.，PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710018，China ；5.Oil Production Technology Institute of PetroChina Daqing Oilfield Co.，Ltd.，Daqing 163453，China ）Abstract ：Under the strategic vision of national energy security and “dual carbon ”， CO 2-EOR sequestration that can promote oil and gas industry transformation and development to achieve “low carbon ” and even “negative car⁃bon ” becomes the preferred technology and the most realistic choice. In respect of no matter test and numerical sim⁃收稿日期：2023-06-14 改回日期：2023-08-10基金项目：国家自然科学基金碳中和专项“咸水层CO 2封存盖层的力学−化学长期作用机制与安全风险评价方法研究”（42141013）；中国地质调查局地质调查项目“二氧化碳地质储存与资源化利用调查”（DD12120113006600）。

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 2 月第 42 卷第 1 期Feb. ，2023Vol. 42 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202109042致密油藏渗吸作用影响因素实验——以新疆油田X 区块为例梅舜豪1 苏煜彬2 袁凯1 赵忠武3（1.中国石化江汉石油工程有限公司，湖北 武汉430200；2.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院，陕西 西安710018；3.中国石化胜利油田分公司清河采油厂，山东 潍坊262714）摘要：致密油藏的经济开发主要依赖于对其储层的大规模体积压裂改造，然而在压裂过程中，压裂液在致密储层间滤失后会发生强渗吸作用，从而影响了压裂增产的效果。

整体上，目前业内对致密储层间发生的渗吸作用影响因素的研究不够深入，已有的研究成果不足以支撑致密油藏的高效开发方案的设计工作。

以新疆油田X 区块为例，通过设计新型高精度电子式全自动静态渗吸测量装置并开展不同压裂液类型、润湿性、温度、界面张力的渗吸室内实验，研究发生在致密岩心中不同影响因素下的渗吸作用。

结果表明：新疆压裂常用的滑溜水体系综合渗吸效果明显优于瓜胶体系；润湿性为亲水的岩石更有利于滑溜水发挥渗吸作用；高温下压裂液内部粒子粒径明显增大，导致渗吸采出程度下降；界面张力的变化可以改变渗吸毛管力及洗油效率，其最优值必须通过目的层岩心实验得到，而并非越低越好。

为提高该研究区块致密油藏的渗吸采出程度，建议延长闷井时间。

研究成果对致密油藏的压裂设计具有一定指导意义。

关键词：水力压裂；渗吸作用；影响因素；采收率；致密油藏中图分类号：TE327 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）01-0169-06Experiment of influencing factors of imbibition in tight oil reservoir:Taking Block X in Xinjiang Oilfield as an exampleMEI Shunhao 1，SU Yubin 2，YUAN Kai 1，ZHAO Zhongwu 3（1.Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co Ltd ，Wuhan 430200，China ；2.Oil & Gas Technology Research Institute ，PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710018，China ；3.Qinghe OilProduction Company ，Sinopec Shengli Oilfield Company ，Weifang 262714，China ）Abstract ：Economic development of tight oil reservoirs mainly depends on large -scale volumetric fracturing. Howev⁃er ，during fracturing process ，fracturing fluid may have strong imbibition after filtration between tight reservoirs ， in⁃fluencing stimulation effect.Current research on influencing factors of imbibition between tight oil reservoirs is not thorough enough ，and existing research achievements are not enough to support efficient development plans design for tight reservoirs.Taking Block X in Xinjiang Oilfield as an example.imbibition influence by different factors in tight cores is studied by designing a new type of high -precision electronic automatic static imbibition measurement equipment and carrying out imbibition experiments with different fracturing fluid types ，wettability ，temperatures and interfacial tension.The results show that comprehensive imbibition effect of slickwater system commonly used in fracturing in Xinjiang is obviously better than that of guar gum system. Rocks with hydrophilic wettability are more conducive to imbibition of slickwater.Under high temperature ，the particle size of fracturing fluid increases收稿日期：2021-09-16 改回日期：2022-04-08基金项目：中国石油天然气集团有限公司科学研究与技术开发项目“侧钻井技术示范与推广”（2019D -4209）。

《大庆石油地质与开发》地质工程职称文章【杂志简介】《大庆石油地质与开发》杂志于1982年创刊，是国内外公开发行的技术类期刊。

经过二十多年的不懈努力与追求，《大庆地质与开发》在中国石油地质开发领域已经具有一定的影响力，成为学术期刊界公认的中文核心期刊和中国科技文章统计源期刊。

《大庆石油地质与开发》是大庆油田勘探开发技术对外宣传和交流的窗口，对报道大庆油田科学技术进步历程，介绍大庆油田及国内其它油田以及高等院校在石油勘探开发中取得的新成果、新工艺、新方法及现场试验、现场应用效果发挥了重要作用。

《大庆石油地质与开发》报道范围主要是石油地质、油藏工程、采油工程、三次采油、地球物理等。

【收录情况】国家新闻出版总署收录获奖情况中文核心期刊中国期刊方阵“双效”期刊中国科技文章统计源期刊(中国科技核心期刊)国外数据库收录：美国石油文摘【栏目设置】本刊设有石油地质、油藏工程、采油工程、三次采油、地球物理等主要栏目。

杂志优秀目录参考：青山口组一段烃源岩有机地球化学特征及古沉积环境冯子辉，霍秋立，王雪，曾花森，付丽，FENG Zihui，HUO Qiuli，WANG Xue，ZENG Huasen，FU Li迪北地区致密气藏地质条件及资源潜力卢玉红，钱玲，鲁雪松，余和中，张科，赵青，LU Yuhong，QIAN Ling，LU Xuesong，YU Hezhong，ZHANG Ke，ZHAO Qing渤中凹陷古生界碳酸盐岩潜山气藏储层特征及主控因素邓吉锋，史浩，王保全，王改卫，陈国童，DENG Jifeng，SHI Hao，WANG Baoquan，WANG Gaiwei，CHEN Guotong岐口凹陷大型远岸水下扇成因陈少平，CHEN Shaoping不同时期形成断裂特征及其控藏作用王超，WANG Chao大港油田气藏盖储压力差对天然气富集的控制作用闵丽霏，MIN Lifei大庆长垣X71区块扶余油层现今地应力研究及应用叶里卡提·瓦黑提，戴俊生，王珂，吉庆生，崔胜男，常慧，Yeliqiati · WAHEITI，DAI Junsheng，WANG Ke，JI Qingsheng，CUI Shengnan，CHANG Hui力学地层单元对裂缝发育的控制作用徐芳，邢玉忠，张兴阳，程木伟，陈昶旭，江艳平，XU Fang，XING Yuzhong，ZHANG Xingyang，CHENG Muwei，CHEN Changxu，JIANG Yanping塔中地区志留系柯坪塔格组黄铁矿特征及其地质意义宋荣彩，肖锦泉，李猛，谭泽金，王洋，董树义，SONG Rongcai，XIAO Jinquan，LI Meng，TAN Zejin，WANG Yang，DONG Shuyi遗传算法和函数链神经网络算法综合解释评价油气层马玉忠，MA Yuzhong徐深气田火山岩气藏井控动态储量特征毕晓明，杨丰瑞，BI Xiaoming，YANG Fengrui产水气井单井控制储量计算新方法袁淋，李晓平，YUAN Lin，LI Xiaoping矿业文章发表：矿渣微粉远程集中发货系统改造摘要：对矿渣微粉现有发货系统进行改造，将现有的三维散装机的控制系统接入现有PLC系统，实现远程计算机控制。

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202303007CO 2驱后水气交替注入驱替特征及剩余油启动机制孙成岩（中国石油大庆油田有限责任公司呼伦贝尔分公司，内蒙古 呼伦贝尔 021000）摘要： 水气交替注入（WAG ）是特低渗透油藏提高采收率的有效手段之一，但在CO 2连续气驱后实施WAG 驱，仍然存在驱替特征模糊、剩余油启动机制不明确等问题。

以海拉尔油田贝14区块为研究对象，借助Micro⁃CT 研究WAG 驱启动剩余油的微观作用机制，同时通过长岩心驱替实验研究CO 2驱后水气交替注入的驱替特征。

Micro⁃CT 实验结果表明：目标区块大孔隙的体积比例超过85%，在被CO 2全部动用后成为了气窜通道，采收率仅47.95%；CO 2驱后WAG 驱不仅启动次级大孔隙中的剩余油，对中小孔隙的剩余油也有不同程度的动用。

长岩心实验结果表明：在CO 2驱后开展WAG 驱，水和气段塞需要交替注入一定量（0.40 PV 左右）后采收率才能大幅度增加，气水比和段塞尺寸存在最优值，分别为1∶1和0.10 PV ，该条件下WAG 驱的采收率增幅主要由第3、4交替轮次所贡献，10轮次的水气交替注入可在CO 2驱的基础上提高采收率18.68百分点。

研究成果可为特低渗透油藏CO 2驱后进一步提高采收率提供理论支撑。

关键词：水气交替注入（WAG ）；特低渗透油藏；CO 2驱；剩余油启动机制；提高采收率中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0052-07Displacement characteristics and remaining oil startup mechanism ofWAG after CO 2 floodingSUN Chengyan（Hulunbuir Company of PetroChina Daqing Oilfield Co.，Ltd.，Hulunbuir 021000，China ）Abstract ：Water alternating gas injection （WAG ） is one of effective techniques to enhance oil recovery of ultra -low permeability reservoirs ， but WAG flooding after continuous CO 2 flooding still has problems such as ambiguous dis⁃placement characteristics and unclear remaining oil startup mechanism. Taking Bei 14 block of Hailar Oilfield as re⁃search object ， the microscopic mechanism of WAG flooding to start up the remaining oil is studied with Micro -CT ， and the displacement characteristics of WAG after CO 2 flooding are studied by long -core displacement experiments. The results of Micro -CT experiment show that the volume of large pores in target area accounts for more than 85%，becoming channeling paths after produced by CO 2， with oil recovery of only 47.95%. The subsequent WAG flooding can not only start up the remaining oil in secondary -level large pores ， but also produce the remaining oil in small and medium pores in various degrees. The results of long -core experiment show that WAG flooding after CO 2 flood⁃ing requires specific amount （about 0.40 PV ） of water and gas plugs injected alternately to increase recovery signifi⁃cantly. There are optimal values for gas -water ratio and slug size ， being 1∶1 and 0.10 PV ， respectively. In this con⁃dition ， the incremental recovery of WAG flooding is mainly contributed by the 3rd and 4th rounds. 10 rounds ofWAG can increase oil recovery by 18.68 percentage points after CO 2 flooding. The research results provide theoreti⁃cal support for further improving oil recovery after CO 2 flooding in ultra -low permeability reservoirs.收稿日期：2023-03-02 改回日期：2023-06-21基金项目：国家科技重大专项“大庆油气持续有效发展关键技术研究与应用”（2016E -0202）。