以腰英台油田低渗透油藏典型区块为研究对象,开展了低渗透油藏CO2驱多相渗流基础实验研究,明确了高温高压条件下CO2驱油过程中气-液-固界面张力及岩石润湿性变化规律,测定了油藏条件下CO2在原油和多孔隙介质中的扩散系数,确定了CO2气驱过程中流体相态变化规律及影响因素,探索了低渗透油藏CO2驱过程中的多相相对渗透率特征。对比测定注入CO2前后的油/水、油/气、气/水界面张力发现：油气界面张力随着压力的增大而下降幅度最大,油水界面张力下降幅度次之,气水界面张力降低幅度最小。通过不同压力下的润湿性测定实验,明确了CO2驱过程中随着压力的增大和CO2的注入油藏润湿性逐步向亲水性方向转化。基于大量界面张力及润湿性实验结果,建立了油/水、油/气、气/水间界面张力随压力变化的数学模型,形成了油藏条件下模拟气驱过程的动态油/水/气界面张力实验技术和CO2驱油过程中岩石-地层水-CO2润湿性变化的物理模拟实验技术。通过实验测定和建立理论模型,明确了油藏条件下CO2在原油和多孔介质中的扩散系数变化规律。引入原油膨胀系数、岩石孔隙度和迂曲率修正并建立了CO2在原油和多孔介质中扩散系数的两种数学模型。基于两种模型,结合不同压力下的扩散实验,得到了油藏条件下CO2在原油和多孔介质中的扩散系数分别为10-8m2/s和10-11m2/s。CO2扩散前后多孔介质中流体的核磁共振成像结果表明CO2通过扩散作用及溶解膨胀作用动用了水驱所不能动用的小孔隙中的原油。通过PVT高温高压物性实验,测定了不同CO2注入量下原油物性的变化规律,明确了随着油藏压力的增大,CO2在原油中的溶解度逐步增大,原油粘度急剧下降,气油粘度比逐步改善,原油体积膨胀系数增大,气油密度比逐步减小,这些因素的综合作用构成了CO2的驱油机理。基于实验结果,建立了CO2溶解度-压力、粘度比变化-CO2溶解度、密度比-CO2溶解度、体积膨胀系数-CO2溶解度等流体参数预测模型。通过岩心驱替实验,明确了低渗透油藏CO2驱过程中的三种驱替特征,即注入压力增大导致CO2驱启动压力梯度增大,注入指数降低；裂缝的存在使得气体突破PV数急剧减小,气驱效果急剧变差；累积注气量与累积产出量的双对数呈分段直线变化关系。综合考虑了CO2驱过程中的扩散溶解作用、油气PVT相态变化和油气界面张力变化等微观作用机理,以及注采宏观参数变化因素,修正了毛管数理论,基于该理论优选出了腰英台油田目标区块CO2驱注采参数。针对目标区块进行了不同开采方式驱油效果对比,得出了目标区块实施水驱效果最差,连续注气次之,周期注气效果介于连续注气与水气交替注入之间,水气交替注入效果最好。另外,基于考虑CO2扩散溶解作用的非稳态的实验方法,分别测定了不同压力条件下油水、油气两相相渗曲线。结果表明,油藏压力的增大导致油气界面张力急剧降低,从而使得油气两相共渗区逐步拓宽,等渗点逐步向右偏移,端点值气相相渗逐步升高。基于STONE Ⅱ修正模型,建立了考虑扩散溶解作用及界面张力变化的三相相对渗透率表征模型,油相等渗曲线形态表明油相等渗曲线呈凹向100%含油饱和度点变化,且随着油藏压力的增大使得油相等渗曲线区域逐步增大,残余油饱和度逐步降低。