低渗透砂岩储层开发难度较大:注水开发时注水井吸水能力低,稳产困难,注气开发时粘性指进、气窜现象严重。矿场开发实践表明,水气交替驱油工艺是一种提高原油采收率的有效方法,但目前对其机理认识不足。本文开展了低渗砂岩不同驱替方式（活性水、CO2、活性水—CO2）的驱油实验,对交替宏观驱油机理开展研究,同时采用核磁共振技术、岩心薄片荧光分析技术对比分析不同驱油方式下驱油前后油水分布及原油赋存状态,明确低渗砂岩活性水与CO2交替微观驱油机理。具体完成了以下工作:（1）基于对CO2、活性水物理化学性质文献调研初步明确了CO2、活性水提高采收率机理;选用甜菜碱型表面活性剂及重烷基苯石油磺酸盐配置复合体系活性水,并对两种表面活性剂不同比例配置的活性水开展了界面张力测试实验,实验结果表明:60%重烷基苯石油磺酸盐和40%甜菜碱型表面活性剂复合体系活性水最终界面张力值降低程度最大且性质稳定,是最优活性水体系。（2）基于三组同一储层物性相近的岩心设计并开展了不同驱替方式（活性水、CO2、活性水—CO2）的驱油实验,实验结果表明:活性水—CO2交替驱油的最终采收率最高,分别比活性水、CO2单独驱油采收率增加了33.97%、10.41%;相较于活性水驱油,活性水—CO2交替驱油时气水共同作用延长了无水采油期且降低了含水率,相较于CO2驱油,活性水—CO2交替驱油时气水共同作用延缓了气窜时间。（3）开展了“饱和水—离心—饱和油—驱替后”状态下的岩心核磁共振T2谱测试,基于测试结果明确了不同尺寸孔隙的原油采出程度,定量评价了活性水—CO2交替驱油对于不同尺寸孔隙中原油采收率的提高效果,研究结果表明:在活性水封堵大孔的作用下,二氧化碳能够动用更小的孔喉内原油。在活性水和CO2共同作用下,岩心内不同尺寸孔隙内原油相对均匀地开采出来,两种介质协同作用驱油效率更高。（4）利用岩心荧光薄片分析技术开展了“饱和油—驱替后”状态下的岩心内原油微观赋存状态表征,基于表征结果对比分析了三种驱替方式下驱油前后岩心内可动油赋存状态类型及各类型原油的占比,研究结果表明:活性水通过降低油水间界面张力,提高狭缝状、淡雾状、簇状、粒间吸附状剩余油动用程度。还可以抑制其他类型剩余油向狭缝状类型转变。二氧化碳可以动用比活性水更小级别尺寸孔隙,提高簇状剩余油动用程度,二氧化碳注入原油使原油体积膨胀,弹性能增加,大幅度提高自由态剩余油动用程度,可以协同活性水发挥更好的作用。本研究成果为低渗油藏活性水与CO2交替驱油提高采收率提供了理论依据,对实际低渗油藏活性水与CO2交替驱油开发方案设计具有重要指导意义。