低渗透油藏储层渗透性低下，非均质性严重且储层多存在较强水敏性，注水增产措施在此类油藏开发过程中存在不适应性及局限性。混相气驱技术中CO2混相驱被认为是最具前景的提高原油采收率技术之一。俞凯等编著的《陆相低渗透油藏CO2混相驱技术》一书正是基于我国低渗透油藏储层地质特征，进行了不同低渗透油藏的CO2混相驱适宜性评价，深入分析CO2混相驱油多次混相接触机理，探讨CO2混相驱注采技术及回收处理工艺，评价CO2混相驱油及驱油技术及效果，结合具体先导性试验实例，展示CO2混相驱油全过程及取得的相关技术方法。本书逻辑清晰、层次鲜明，实用性广泛，对我国从事低渗透油气藏开发工作的相关研究人员具一定参考价值。
　　生产气油比是油藏气驱开发过程中一项关键指标，不仅用于确定地面集输工艺及生产建设设施，判断注气规模，还能指导气驱采油工艺及参数优化，同时生产气油比是注气计算及采油经济效益评价的重要依据。由于气驱采油机理极复杂，往往涉及多相渗流及复杂相变的耦合作用。产油量和产气量是气油比两个主要参数，计算结果准确度受多种因素影响。一方面，油藏原油饱和度分布及压力场仅依靠数值模拟预测;另一方面，数值模拟在低渗透非均质性多组分油藏中存在较大不确定性，导致实用效果较差。
　　国内对低渗透油藏混相气驱生产气油比预测模型及计算方法认可度较高，较成熟的是王高峰等提出的“3段式”预测方法。认为低渗透油藏混相驱过程中，产出气体来自原油溶解气及注入气两部分。鉴于生产井见气时间、浓度及组分差异，通常在预测生产气油比时分为见气前（原油溶解气）、见气后（油墙伴生气及注入气）及气窜后（游离气及原油溶解气）3个阶段，其中生产气油比有储层水相中的溶解气，占比较小。实际计算过程中将井底流压近似为泡点压力，表述不同阶段生产气油比。计算生产气油比时，可假定储层内水油处于热动力学平衡状态，将水相中溶解气对气油比贡献定义为水溶气等效气油比，这部分气体除包含天然伴生气外，还有注入气体，需对见气前后及气窜后不同阶段分别定义。油墙溶解气是注入气在混相驱采过程中被高压带入油层，形成含有饱和度较高区域，即气驱“油墙”，该部分气源主要由“差异化运移”引入的注入气溶解、“加速凝析加积”造成的注入气及剩余富化气溶解及游离注入气的直接溶解几部分构成。对油墙溶解气油比计算时，基于“三步近似法”及物质平衡或相态原理，对气驱过程进行简化;游离气生产气油比计算时，结合油气渗流方程进行地面条件折算，其中渗透率据Stone及Corey模型计算。结合不同开发阶段建立气驱生产气油比预测与时间关联。该项生产气油比预测法在吉林油田黑79南区块进行实例应用计算，预测结果对实际生产具一定指导意义。
　　目前国内仅江苏草舍、吉林大情字井、大庆外围及海拉尔、中原濮城等地进行了CO2混相驱油先导性试验。草舍油田结果显示，CO2混相驱油显著提高了部分油井气油比，且大泵径使用下使地层能量较高，提高产液量;大字井试验结果显示，CO2混相驱油使单井产量提高65%～200%，原油采收率提高10%以上;大庆外围试验结果显示，CO2混相驱油较适用，储层非均质性会引发严重气窜现象;海拉尔油田试验结果显示，CO2混相驱油效果优于空气驱效果。
　　综上内容均在《陆相低渗透油藏CO2混相驱技术》一书中进行了详尽探讨及分析，低渗透油藏生产气油比受储层特性及人为操作等多重因素影响。未来研究中，一方面，我们应深入开展CO2混相驱采技术机理性方面研究;另一方面，尽可能完善驱采机制下，多相渗流及复杂相变等耦合作用下关键参数计算方法，對低渗透油藏混相气驱生产气油比进行科学有效地预测。