针对低渗—特低渗透油藏CO₂驱油效果差、气窜现象严重等问题,开展了CO₂驱注入方式参数优化及扩大波及体积改善CO₂驱油效果的实验研究,以室内物理模拟为主要研究方法,评价了低渗—特低渗岩心在不同渗透率及非均质性条件下CO₂的驱油效果;选取天然露头均质岩心和人造非均质岩心,对包括水气交替（WAG）在内的CO₂注入方式、注入速度及注入量进行了优选,给出了WAG适用于渗透率界限的适应性评价。为了进一步降低CO₂流度,改善CO₂驱替效果,提出了一种新型稠化剂LSS,并对该稠化剂与二氧化碳形成的稳定性体系进行了耐温性、耐压性、剪切流变性和驱油效果的整体评价。实验又依据长6储层进行了反五点井网下的径向流模型实验,结合水驱、连续气驱、WAG驱、稠化剂/CO₂体系驱、后续气驱和后续水驱的方式,综合评价了在特低渗透油藏条件下CO₂注入方式及井网条件下的驱油效果。实验结果表明,对于0.5×10^-3μm²、1×10^-3μm²和5×10^-3μm²的特低渗均质岩心,水气交替驱流度控制作用明显,可显著延缓CO₂的窜逸时间,渗透率越低,气窜时间越晚;渗透率级差为5（5/1）,10（10/1）和50（50/1）的非均质性岩心,渗透率级差越小,气水比越高,提高采收率效果越好;当渗透率级差达到10（10/1）时,气窜时间明显提前,特别是当渗透率级差大于50（50/1）时,水气段塞无法启动低渗基质中的剩余油。室内实验表明对于低渗—特低渗均质以及非均质性油藏,利用WAG在适应的界限范围内可显著降低CO₂流度,延缓CO₂窜逸时间,启动基质中的剩余油,提高剩余油采收率。同时使用新型稠化剂可与二氧化碳形成具有良好稳定性的实验体系,在稠化剂浓度为1.0%时,可增大CO₂粘度20倍左右,对于降低CO₂流度,改善气驱具有明显效果,当岩心渗透率级差小于10（10/1）时,该稠化剂/CO₂体系可提高采收率12%以上。在三维物理反五点井网模型下,使用WAG和稠化剂/CO₂体系能够降低CO₂流度,延缓气窜时间,改善驱油效果,提高原油采收率14.87%。结合CO₂注入方式优选实验结果和WAG驱适应性界限研究结果,可为油田矿场方案的实施及改善CO₂驱油效果提供理论指导和参考。