CN104120999B - 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏CO₂驱窜逸以提高石油采收率的方法，所述两级封窜包括：注入天然改性高分子材料为主剂的强胶体系，并经过候凝形成高强胶封堵裂缝；以脂肪胺为封窜剂对低渗基质中的相对高渗透层导致的低粘度CO₂的窜逸进行封堵。所述两级封窜技术可以有效控制低渗透裂缝型油藏中CO₂驱过程中的窜逸，扩大波及体积，从而提高石油采收率。

Description

两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏CO2驱过程中发生窜逸的采油 方法

技术领域

本发明属于油气增产技术领域，尤其涉及两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏CO₂驱窜逸以提高石油采收率的方法。

背景技术

随着现代工业的高速发展，对石油和天然气的需求量日益增加，而大部分老油田已进入中、高含水阶段，稳产和挖潜的难度越来越大。为了保持原油稳产，低渗透油田的开发受到了人们极大的关注，且已成为现在和将来的重要开发目标。因此，迫切需要探索科学开发低渗透油田的有效手段。目前，我国已探明的低渗透油藏有近百个，其石油储量占全国探明总储量的13％，预计将会增加到40％左右。我国石油工业中已探明未动用石油地质储量中，大部分为低渗透油田储量。低渗透油田是一个相对的概念，世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异。通常将其分为三种类型：I类储层渗透率50～10×10^-3μm²，II类储层渗透率10～1×10^-3μm²，III类储层渗透率1～0.1×10^-3μm²。“十五”期间，低渗透油气藏勘探储量所占比例逐年上升，近年来甚至年发现储量的80％为低渗透油藏。很显然，有效开发利用这部分资源是油田持续发展的重要方向。由于经济政策和工艺技术水平的限制，目前已投入开采的低渗透油藏仅为50％左右，且主要采用常规注水方法进行开采。由于低渗透油藏具有油层物性差、储量丰度低、非均质严重、孔隙结构复杂等特殊性质，不仅对注入水水质要求高，水处理工艺复杂，而且容易形成“注不进，采不出”的被动局面。同时，水驱效率也很低，油层得不到充分的开采。低渗透砂岩储层开发难度大，以成为目前国内外油藏工程专家们关注的焦点。

低渗透油田尤其是高压低渗透油田开发初期压力高、天然能量充足，一般先利用弹性能量和溶解气驱能量开采，在进入低产期后再转入注水开发。但是，在低渗透油田注水开发过程中存在着注入压力过高、注水成本过大、近井地带渗透率降低严重、产能低下等问题。国内、外大量研究和实践证明，由于低渗透油藏的孔隙结构及渗流特性与中、高渗透油藏的巨大差异，在中、高渗透油藏中已经应用并取得良好效果的化学驱EOR技术，因注入问题、吸附问题等，则不能应用于低渗透油田。结合环境保护及节能减排的大趋势，从目前的技术发展形势看，具有应用前景的低渗油田提高采收率技术只有CO₂驱。但是，由于低渗透油藏非均质性严重，或者存在天然和人工裂缝，注入水难以波及基质中剩余油，注气又因渗流阻力过低而发生明显窜逸现象，因此，单纯注水或注气开发的效果并不理想，这也是全世界CO₂驱油都要面临的一个共 性的技术难题。

注气开发低渗透油藏有其独特的优越性，不仅不存在注入问题，而且具有水驱所不具备的作用机理，即在一定的条件下可以与油藏原油达到混相，消除驱替剂与被驱替液之间相界面的影响，大大降低渗流阻力，可大幅度提高原油采收率。即使在油藏条件下注入气体与原油不能达到混相，两者之间存在的传质作用，也可改善原油的流动性，使其驱油效果在一定的地质条件下优于水驱，这已被大量的矿场试验所证实，如美国小布法洛盆地油田在水气交替注入后，产油量比水驱提高了45％；美国JAY油田预计水气交替注入后采收率可增加8％；我国大庆油田北二东试验区也开展了水气交替注入试验，三年半的试验表明，生产井含水不仅未升，而且略有不降，产量始终高于试验前的水平；阿尔及利亚在哈西梅萨乌德油田将产出的伴生气高压回注，形成了混相驱，到1982年共注气6.6×10¹⁰m³，利用高压气驱已采出原油1.22×10⁸t，占油田累计采油量的28％。许多室内及矿场的研究工作已经证明，CO₂驱与水驱相比，具有明显的技术优势，不仅克服了低渗透油田注水压力高的难题，而且还可以显著改变原油流动性。但是，CO₂驱也存在比较突出的技术问题，例如，由于气/油流度比远大于水/油流度比，粘性指进将更为严重；由于油气密度差大于油水密度差，将产生不同程度的重力超覆；对于非均质性油藏，特别是存在裂缝或大孔道时，可产生更严重的气窜。因此，若要取得良好的CO₂驱油效果，必须控制CO₂的窜逸，扩大波及体积，使CO₂最大限度地接触剩余油。很多进行CO₂驱的油藏，都属于低渗透条件，正常注水存在困难，但是，注入CO₂也存在明显的窜逸。此外，由于低渗透油藏往往还存在一定密度的裂缝，对注气扩大波及体积造成很大损失。显然，在这种条件下，由于低渗透基质中注水困难，常规的以高粘凝胶类为主的调堵技术难以应用；而裂缝的封堵，需要凝胶不仅自身强度高，还要具有很强的与基质胶结的能力，同时还要耐CO₂。在现有的文献报道中，并未检索到能够直接用于注水困难的低渗透油藏控制气体窜逸的技术资料，这也是该项研究工作所面临的主要技术困难。另外，作为耐CO₂的裂缝强堵剂也需要开发新的技术。

发明内容

本发明的目的是提供一种两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏CO₂驱窜逸以提高石油采收率的方法。

本发明所提供的两级封窜抑制低渗透(渗透率≤50×10^-3μm²)裂缝型油藏CO₂驱窜逸的方法，包括下述步骤：

1)一级封窜：以高强胶封堵裂缝实现一级封窜；

所述裂缝可以为注入井与任意采油井之间能够导致注入水或注入的驱油CO₂发生窜逸的人工裂缝或天然裂缝；

由于上述裂缝属于强窜通道，故需要高强胶封堵；

所述高强胶是由下述质量份的原料经接枝聚合、交联形成的：天然改性高分子材料1～5份，单体1～5份，交联剂0.01～0.3份，引发剂0.001～0.3份，稳定剂0～0.5份，且成胶过程可以在因先期注入CO₂所形成的酸性条件下(一般CO₂注采压差1～8MPa)正常进行。

所述天然改性高分子材料选自下述至少一种：羧甲基淀粉、羧乙基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、α-淀粉、羟丙基瓜胶、羧甲基纤维素和碱纤维素；

所述单体为烯丙基单体，所述烯丙基单体选自下述至少一种：丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯腈、丙烯酸、甲基丙烯酸、丙烯酸钠、甲基丙烯酸钠和丙烯酸酯；

所述交联剂选自下述至少一种：双丙烯酰胺、N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和N-羟甲基丙烯酰胺；

所述引发剂选自下述至少一种：过硫酸钾、过硫酸铵、过氧化氢和过氧化苯甲酰；

所述稳定剂选自下述至少一种：亚硫酸钠和硫代硫酸钠。

所述高强胶优选由下述质量份的原料经接枝聚合、交联形成：α-淀粉4份、丙烯酰胺4份、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺0.1份、过硫酸钾0.1份、亚硫酸钠0.2份。

所述一级封窜的方法具体包括下述步骤：将制备所述高强胶的原料与水(如油田注入水或矿场清水)混合后配制成质量浓度为2％-10％的溶液，并在小于地层破裂的压力下将所述溶液注入裂缝中并候凝。封堵裂缝时，成胶溶液的注入量接近裂缝的孔隙体积，所述裂缝的孔隙体积根据地质认识及现场注采动态数据计算得到。

所述候凝的时间为24h-120h。

2)二级封窜：以脂肪胺对低渗基质中的相对高渗透层带导致的低粘度CO₂的窜逸进行封堵；

所述脂肪胺的沸点与油藏温度接近。

所述脂肪胺选自下述至少一种：甲胺及其衍生物、乙胺及其衍生物、丙胺及其衍生物、丁胺及其衍生物和乙二胺及其衍生物；优选为乙二胺。

步骤2)中，将脂肪胺注入基质中已发生CO₂窜逸的相对高渗透层中，通过与窜逸通道中驻留的CO₂反应生成氨基甲酸盐而产生封堵作用；注入液氮作为隔离段塞后，注入脂肪胺，再注入液氮作后续隔离段塞(避免在井口产生封堵)，而后不需要候凝，直接注入CO₂继续驱替。

脂肪胺的注入量一般为CO₂窜逸通道(即基质中相对高渗透层中发生CO₂窜逸的通道)孔隙体积的1/5～1/3(需根据地质认识及现场注采动态数据计算)。

如果低渗透基质中存在多个方向多个不同渗透率的高渗透层，注入CO₂也会在多个方向上产生不同程度的窜逸，所述二级封窜方法可进行多轮次施工(逐次对每轮施工中最高渗透层带进行封堵)，直至最终的采出程度达到要求为止。

所述二级封窜具体包括下述步骤：注入液氮作为隔离段塞后，在不高出CO₂注入压力20％的压力下(该条件下可保证脂肪胺只进入CO₂窜逸通道)，将所述脂肪胺注入已发生窜逸的基质渗透率相对最高的渗透层中，再注入液氮作后续隔离段塞后，无需候凝，继续注入CO₂进行驱替。

所述液氮的注入量可为1～2吨。

采用所述两级封窜技术进行低渗透裂缝型油藏开采的方法也属于本发明的保护范围。

所述低渗透裂缝型油藏开采的方法包括下述步骤：

A1.对低渗透裂缝型油藏进行水驱开采；

B1.当水驱发生明显的裂缝窜逸特征后(即采出液中含水超过98％，且含水指数特征曲线为凹型)，进行所述一级封窜(即将可形成高强胶的原料溶液注入裂缝并候凝)，再注入CO₂驱替；

C1.当发现低渗基质中的相对高渗透层发生CO₂窜逸后(即发现有油井基本不出油且连续大量产出CO₂后)，进行所述二级封窜中的第一次作业，即在注入液氮(注入量可为1吨)作为隔离段塞后，注入设计量的脂肪胺封窜剂(一般为5吨～15吨)，再注入1吨液氮作后续隔离段塞，无需候凝，继续注入CO₂驱替；

D1.当再次发现低渗基质中的相对高渗透层导致CO₂窜逸后，可重复步骤C1，直至总的采出程度达到要求。

根据油藏特点及开发的需要，有些低渗透油田在水驱后要先进行CO₂驱，此时地层的裂缝中充满CO₂并发生CO₂沿裂缝的窜逸，此时，同样可进行所述一级封窜，即将可形成高强胶的原料溶液注入裂缝并候凝足够时间(CO₂酸性环境不影响成胶效果)，再注入CO₂驱替；而后继续步骤C。

具体方法包括下述步骤：

A2.对低渗透裂缝型油藏先进行水驱开采；而后进行CO₂驱开采；

B2.当CO₂驱发生明显的裂缝窜逸特征后(即沿裂缝方向井中有CO₂大量产出而裂缝两侧的井中无产出)，进行所述一级封窜(即将可形成高强胶的原料溶液注入裂缝并候凝)，再注入CO₂驱替；

C2.当发现低渗基质中的相对高渗透层导致CO₂窜逸后(即发现有油井基本不出油且连续大量产出CO₂后)，进行所述二级封窜中的第一次作业，即在注入液氮(注入量可为1吨)作为隔离段塞后，注入设计量的脂肪胺封窜剂(一般在5吨～15吨)，再注入1吨液氮作后续隔离段塞，无需候凝，继续注入CO₂驱替；

D2.当再次发现低渗基质中的相对高渗透层导致CO₂窜逸后，可重复步骤C2，直至总的采出程度达到要求。

本发明针对低渗透裂缝型油藏注CO₂过程中不同的窜逸情况，采用两级封窜的方式，先封堵裂缝中的窜逸，再封堵低渗基质中相对高渗透层中的窜逸，提高了石油采收率。

附图说明

图1为径向流低渗透裂缝型物理模型。

图2为整个驱油模拟实验流程图。

图3为实施例1各阶段封窜施工效果汇总。

图4为实施例2各阶段封窜施工效果汇总。

图5为实施例3各阶段封窜施工效果汇总。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明进行说明，但本发明并不局限于此。

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法；下述实施例中所用的试剂、材料等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

下述实施例以径向流低渗透物理模型为基础，考虑裂缝以及基质中存在的部分相对高渗透层。图1为径向流低渗透裂缝型物理模型。

实施例1

实验条件

物理模型尺寸为φ400mm×60mm，是将天然露头经过钻取、切割、打磨制成，按照五点法井网，设计一注四采井组。

由于天然露头致密程度不一致，导致注入井到四个采出井间的渗透率也不一致，这恰好可以更真实地模拟现场情况。

物理模型1的物性及四个方向的渗透率见表1。

表1 实施例1模型在各采出井方向渗透率测量结果

	流量(ml/min)	压差(KPa)	基质渗透率(mD)
				1#	0.1	888.39	0.218
2#	0.4	138.61	5.62
				3#	0.4	122.51	6.39
4#	0.5	51.81	18.74

另外，为了模拟现场裂缝，在1^#与3^#井之间，人工压裂造缝。裂缝中填充有少量 粒径约为0.3mm的石英砂作为裂缝支撑剂，测定裂缝渗透率12762.3mD。

实验流程及设备

图2为整个驱油模拟实验流程，由四部分组成：

供液系统，模型本体，计量系统、恒温系统。

其中，供液系统为高压泵以及相关的中间容器，用于模拟恒速注入；

计量系统分为两个部分：一是压力传送系统，包括压力传感器和处理模块；二是流量计量系统(包括高压CO₂气体流量计)，精确计量注入与产出的液体、气体。按照地层温度设定恒温箱内温度，实验在模拟地层温度条件下进行。控制回压7.0MPa，注入压力为8.0MPa；模型环压12MPa。

实验方案与结果分析

(1)模型饱和油后，在1^#井与3^#井间人工造缝，之后按照矿场程序先进行水驱；

这个阶段在1^#井、3^#井、4^#井中都有油产出，而2^#井方向渗透率低，且无裂缝导引，没有油产出(见表2中水驱列)。

(2)在水驱发生明显的窜逸后，进行一级封窜，即用改性天然高分子材料的强胶封堵裂缝，该强胶体系的构成为α-淀粉4份、丙烯酰胺4份、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺0.1份、过硫酸钾0.1份、亚硫酸钠0.2份，使用时用油田注入水配制成质量浓度为8％的溶液，在小于地层破裂的压力下将成胶前的溶液18ml注入裂缝，候凝48h后，开始注入CO₂进行驱替，即进行第一次CO₂驱；

这个阶段因连通1^#井、3^#井方向的裂缝被胶封死，并且注入CO₂要优先走相对高渗透率的方向，因此，只有2^#井、4^#井有气驱油产出(见表2中一次气驱之列)，并且首先在4^#井发生CO₂窜逸现象。

(3)在发现4^#井不出油且连续产出CO₂后，开始二级封窜中的第一次作业，即先注入4ml的N₂作为隔离段塞后，再注入设计量的乙二胺(20ml)，接着再注入4ml的N₂作后续隔离段塞，以封堵中心注入井至4^#井间的窜逸。在第一次封窜作业后，再开始第二次CO₂驱替；

这个阶段因4^#井方向基质中的相对高渗透层已经被注入的乙二胺在与CO₂反应成盐后封死，4^#井无液体产出，1^#井、2^#井、3^#井都有油产出(见表2中二次气驱之列)，并且发现在连续注入CO₂后，在3^#井又发生了CO₂窜逸现象。

(4)在发现3^#井不出油且连续产出CO₂后，开始二级封窜中的第二次作业，即先注入4ml的N₂作为隔离段塞后，再注入设计量的乙二胺(18ml)，然后再注入4ml的N₂作后续隔离段塞，以封堵中心注入井至3^#井间的窜逸。在第二次封窜作业后，再开始第三次CO₂驱替；

这个阶段因3^#井方向基质中的相对高渗透层已经被注入的乙二胺与CO₂反应成盐后封死，3^#井无液体产出，1^#井、2^#井有大量油产出，同时，4^#井也有少量油产出(见表2中三次气驱之列)，并且发现在2^#井方向再次发生CO₂窜逸现象。

(5)在发现2^#井不出油且连续产出CO₂后，开始二级封窜中的第三次作业，即先注入4ml的N₂作为隔离段塞后，再注入设计量的乙二胺(18ml)，然后再注入4ml的N₂作后续隔离段塞，以封堵中心注入井至2^#井间的窜逸。在第三次封窜作业后，再开始第四次CO₂驱替；

这个阶段因2^#井方向基质中的相对高渗透层已经被注入的乙二胺与CO₂反应成盐后封死，2^#井无液体产出，1^#井有较多油产出，同时，3^#井也有少量油产出(见表2中四次气驱之列)，并且发现4^#井方向已经无油产出。至1^#井、3^#井全无油产出时停止注入。

表2给出了实施例1模型在各阶段封窜采油情况。

表2 实施例1模型在各阶段封窜采油情况表

图3为实施例1各阶段封窜施工效果汇总

由图3可知：经过两级封窜，特别是二级封窜中三次施工封窜基质中的窜逸，使采出程度从注水阶段的14.4％提高到80.1％，增加65.7个百分点，两级封窜效果显著。

当然，实际矿场应用中还要考虑经济效益的因素，如本实验中，各阶段施工效果见图3。在二级封窜中，经过一级封窜裂缝及二级封窜的第一次注胺施工，可以将总采出程度提高到56.4％，这已经接近常规油田化学驱的效果，若经济允许，再增加一次注胺施工，总采出程度可以达到72.6％，此时已经远远超过常规油田化学驱的效果，可以不用考虑再进行第三次注胺施工了。

为了验证两级封窜方法的可靠性，继续进行两组实施例加以比较、验证。用相同的实验流程及设备，实验方案相同，选择不同的模型，渗透率有所改变，验证、考察两级封窜效果的重复性。为便于对比效果，各阶段的操作过程以及转注操作顺序也完 全相同(实施例2和实施例3)。

实施例2

物理模型2的物性及四个方向的渗透率见表3。

表3 实施例2模型在各采出井方向渗透率测量结果

	流量(ml/min)	压差(KPa)	基质渗透率(mD)
				1#	0.1	997.63	0.194
2#	0.4	111.01	7.03
				3#	0.4	168.92	4.63
4#	0.4	238.01	3.27

同样，在1^#与3^#井之间，人工压裂造缝。裂缝中填充有少量粒径约为0.3mm的石英砂作为裂缝支撑剂，测定裂缝渗透率11876.5mD。

同样进行两级封窜，在裂缝封窜后，进行CO₂驱，至一个井发生气窜后再开始循环封堵基质中相对高渗层的窜逸，结果见表4和图4。

表4 实施例2模型在各阶段封窜采油情况表

图4为实施例2各阶段封窜施工效果汇总

由图4可知：同样经过两级封窜，使采出程度从注水阶段的13.6％提高到76.2％，增加62.6个百分点。相比实施例1，尽管物理模型的渗透率大幅度降低，但是，两级封窜效果仍然很显著。在经过二级封窜的两次注气施工后，采出程度已经达到67.4％，该效果也超过了常规油田的化学驱效果。

实施例3

物理模型3的物性及四个方向的渗透率见表5。

表5 实施例3模型在各采出井方向渗透率测量结果

	流量(ml/min)	压差(KPa)	基质渗透率(mD)
				1#	0.4	296.27	2.62
2#	0.4	350.5	2.23
				3#	0.4	673.82	1.16
4#	0.4	609.22	1.28

为进一步考察两级封窜控制平面非均质性的能力，人工造缝从中心井至1^#井和2^#井，构成一个“V”型缝，裂缝中同样填充少量粒径约为0.3mm的石英砂作为裂缝支撑剂，测定裂缝渗透率12676.8mD。

然后开始相同的操作程序，模型在水驱后进行气驱，经过两级封窜，考察窜逸控制效果。实验结果见表6和图5。

表6 实施例3模型在各阶段封窜采油情况表

图5为实施例3各阶段封窜施工效果汇总。

由图5可知：尽管两条裂缝构成“V”型，仍然获得了良好的调整平面非均质性的封窜效果，经过两级封窜，使采出程度从注水阶段的11.2％提高到73.0％，增加61.8个百分点。由于中心井至3^#、4^#井方向面积大，在3^#方向发生两次窜逸，而1^#、2^#井方向在注胶封堵裂缝后进行CO₂驱阶段没再发生窜逸，模型的内部孔隙构成比较均匀。在经过一级封窜和二级封窜的两次施工后，采出程度已经达到67.0％，可以说，不用进行第四次气驱，该效果同样也超过了常规油田的化学驱效果。

两级封窜技术可以有效控制低渗透裂缝型油藏中CO₂驱过程中的窜逸，扩大波及体积。在一级封窜封堵裂缝后，若不计经济因素，二级封窜多次循环施工，理论上可以采出全部剩余油。实际应用中，需要根据技术经济限制，控制二次封窜施工轮次，以获得最佳经济效益。

Claims (10)

1.一种两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏CO₂驱窜逸的方法，包括下述步骤：

1)一级封窜：以高强胶封堵裂缝实现一级封窜；所述高强胶是由下述质量份的原料经接枝聚合、交联形成的：天然改性高分子材料1～5份，单体1～5份，交联剂0.01～0.3份，引发剂0.001～0.3份和稳定剂0～0.5份；

2)二级封窜：以脂肪胺对所述低渗透裂缝型油藏基质中的相对高渗透层导致的CO₂的窜逸进行封堵；

步骤1)中，所述天然改性高分子材料选自下述至少一种：羧甲基淀粉、羧乙基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、α-淀粉、羟丙基瓜胶、羧甲基纤维素和碱纤维素；

所述单体为烯丙基单体；

所述脂肪胺选自下述至少一种：甲胺及其衍生物、乙胺及其衍生物、丙胺及其衍生物、丁胺及其衍生物和乙二胺及其衍生物。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：

所述烯丙基单体选自下述至少一种：丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯腈、丙烯酸、甲基丙烯酸、丙烯酸钠、甲基丙烯酸钠和丙烯酸酯；

所述交联剂选自下述至少一种：双丙烯酰胺、N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和N-羟甲基丙烯酰胺；

所述引发剂选自下述至少一种：过硫酸钾、过硫酸铵、过氧化氢和过氧化苯甲酰；

所述稳定剂选自下述至少一种：亚硫酸钠和硫代硫酸钠。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述一级封窜的方法包括下述步骤：将制备所述高强胶的原料与水混合后配制成质量浓度为2％-10％的溶液，并在小于地层破裂的压力下将所述溶液注入地层中并候凝；

所述候凝的时间为24h-120h。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述脂肪胺为乙二胺。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述二级封窜包括下述步骤：注入液氮作为隔离段塞后，在不高出CO₂注入压力20％的压力下，将所述脂肪胺注入已发生窜逸的基质渗透率相对最高的渗透层中，再注入液氮作后续隔离段塞后，无需候凝，继续注入CO₂进行驱替。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于：所述脂肪胺的注入量为窜逸通道孔隙体积的1/5～1/3；所述液氮的注入量为1～2吨。

7.采用权利要求1-6中任一项所述的方法对低渗透裂缝型油藏进行开采的方法，包括下述步骤：

A1.对所述低渗透裂缝型油藏进行水驱开采；

B1.当水驱发生明显的裂缝窜逸特征后，进行权利要求1-6中任一项所述方法中所述的一级封窜，再注入CO₂驱替；所述明显的裂缝窜逸特征为采出液中含水超过98％，且含水指数特征曲线为凹型；

C1.当发现所述低渗透裂缝型油藏基质中的相对高渗透层发生CO₂窜逸后，进行权利要求1-6中任一项所述方法中所述二级封窜，继续注入CO₂驱替。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于：所述方法还包括：在所述步骤C1后，当再次发现所述低渗透裂缝型油藏基质中的相对高渗透层发生CO₂窜逸后，重复步骤C1，直至总的采收率达到要求。

9.采用权利要求1-6中任一项所述的方法，对低渗透裂缝型油藏进行开采的方法，包括下述步骤：

A2.对低渗透裂缝型油藏先进行水驱开采；而后进行CO₂驱开采；

B2.当CO₂驱发生明显的裂缝窜逸特征后，进行权利要求1-6中任一项所述方法中所述的一级封窜，再注入CO₂驱替；所述明显的裂缝窜逸特征为发现有油井基本不出油且连续大量产出CO₂；

C2.当发现所述低渗透裂缝型油藏基质中的相对高渗透层发生CO₂窜逸后，进行权利要求1-6中任一项所述方法中所述二级封窜，继续注入CO₂驱替。

10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于：所述方法还包括：在所述步骤C2后，当再次发现所述低渗透裂缝型油藏基质中的相对高渗透层发生CO₂窜逸后，重复步骤C2，直至总的采收率达到要求。