低渗透油藏CO₂水气交替驱综合了CO₂驱和水驱的优点,可大幅提高采收率,具有广阔的应用前景,但CO₂水气交替注入过程中出现了注入能力降低的问题,严重影响水气交替注入的开发效果。目前国内对低渗透油藏CO₂水气交替驱注入能力降低的原因和机理研究较少,认识尚不明确,因此有必要从不同尺度规模对注入能力的变化规律进行研究。首先,在微米尺度下,考虑CO₂与原油之间的传质扩散作用,根据流体分布模式的差异,将水气交替驱替过程划分为不同渗流阶段,引入等效电阻的概念,建立CO₂水气交替驱不等径毛细管束模型,并采用迭代法对模型进行求解;其次,以封闭边界油藏中心一口井为例,考虑CO₂在原油、注入水中的溶解及CO₂对原油中轻质组分的抽提作用,对B-L方程进行修正,结合多重复合油藏渗流理论,建立了低渗透油藏CO₂水气交替驱半解析模型,运用Laplace变换、Stehfest数值反演方法对模型进行求解,并与数值模拟结果进行了相互验证,验证了模型的有效性;最后,为反映油藏规模下注入能力变化规律,基于矿场实际区块地质及流体特征,建立了低渗透油藏CO₂水气交替驱数值模拟模型,对影响注入能力的因素进行分析和优化。研究结果表明:水气交替注入能力随原油粘度、CO₂-原油界面张力等流体特性参数的增大而减小;CO₂段塞增大,压裂裂缝长度增长,注入能力增加,五点井网下注入能力最大,开发效果较优;在各储层物性参数中,渗透率对注入能力影响较大,偏油湿地层相比于偏水湿地层注入能力较大,地层渗透率各向异性、纵向沉积韵律及平面非均质性因渗透率分布模式的差异而对注入能力产生不同的影响。研究成果可为低渗透油藏CO₂水气交替驱方案设计提供一定的理论指导和技术支持。