油藏原油采收率是在已探明储量储层中采出地下储层原油的百分数，即采油地下原油与地下储层原始地质储量的比值。我国已开发储层多数属于陆相河流相沉积，储层在形成过程中受江河湖泊的限制，储层渗透率差异较大、单个储层含油面积小以及各项差异严重等。到目前为止多数油田进入开发后期，但已开发的油阳采收率普遍不高，基本处于35％左右，即使储层经过酸化、压裂、井距优化等措施之后还有大量原油滞留在储层中，这也为油田后续开采留下很大技术开发空间。
　　经过将近一个世纪的发展，在油藏开发过程中，一般采用面积注水，切割注水，点状注水，边缘注水等开发技术，进行水驱油置换储层中的原油。随着开发深入为维持原油产量在注水开发模式不变的情况下开发出聚合物驱，表面活性剂驱，气体混相驱，气体非混相驱，泡沫驱，碱驱，蒸汽驱等措施。目前已开发出的提高采收率技术从注入类别上可分为:化学驱，气体混相驱，热采以及微生物驱，从提高采收率机理上可分为:降低原油粘度，降低原油表面界面张力以及驱油流度控制三大类。
　　油藏在成藏过程中相当于油驱水的过程，在大面积运移沉积过程中，油驱水的采水率普遍高达70％。而在油藏开发过程相当于水驱油的过程，水驱油的采收率普遍在35％左右。对比油气成藏以及开发过程，油藏成藏过程中油驱水的效率明显高于开发过程中水对油的置换率。通过研究这两个过程中的差异，通过物理填砂模型研究发现两个过程中置换率不仅与粘度，润湿性等有关，还与流体在储层中存在的展布状态有关。对比油藏成藏过程和开发过程，油相在成藏过程中油水前缘规整呈幕式移动，水相保持连续性且与出口段相连，油相持续有序的进入储层，水相规则有序的退出储层，而开发过程生产井和注水井以点状采出和注入，并对储层进行分割，由于原油粘度差、布井方式等影响，油水前缘不规整以及指进现象等因素，水相对油相的波及系数低，因此造成水驱采收率低。在此研究的基础上经过长时间研究提出幕式驱替采油法的概念。
　　幕式驱替采油法是改变生产井和注入井的工作方式使水相和油相驱替前缘产生幕式移动，并且保持油相与出口端的连续性，提高驱替相的波及系数，进而达到提高原油采收率的目的。在实验室条件下通过可视化填砂模型模拟原油驱替过程，观察油水前缘运移情况。实验结果发现在幕式驱替采油法相对于常规采油法提高了油藏的波及系数，进而提高了油藏的采收率。以五点法井网为例:第一阶段关闭五点法井网的生产井，实行对角线注水以及对角线采油，充分利用指进现象，当油水驱替前缘距离生产井很近时停止。第二阶段开始转注，打开五点法井网中间生产井，对角线生产井转注为注入井，直到中心生产井见水到结束为止。
　　相对于常规五点法井网模型提高了水相的波及系数，进而提高整体的采收率。
　　以上述实验为前提，本文通过调研聚合物以及表面活性剂文献，在幕式驱替采油法的前提下结合聚合物提高水相的宏观波及系数以及表面活性剂提高水相的洗油效率。通过选取五点法井网以及设计可视化物理模型，并验证模型的可行性，进而对提出的实验方案进行验证，实验结果表明幕式驱替聚合物采油法和幕式驱替聚合物.表面活性剂采油法相对于幕式驱替采油法提高了模型的采收率。
　　本文主要实验研究内容以及结果如下:
　　1、通过可视化油滴上浮实验、均质填砂层原油运移实验以及断裂储层油气运移实验，验证油气成藏过程中优势通道理论，油水两相运移特征等，实验表明油气成藏过程油水接触面规整，彼此保持连续，水相始终与出口端相连，油水进退有序，因而成藏过程油相对水相置换效率高;2、对比油气成藏以及开发过程，分析两者差异性，进而提出幕式驱替采油法;
　　3、对实验室常规五点法井网模型研究，改良模型的可视化效果以及填砂过程，并验证设计新模型的可行性;
　　4、通过运用新型可视化模型在实验室条件下研究幕式驱替采油法和常规五点法采油法实验现象以及采收率，实验结果表明木事驱替采油法相对于传统五点法采油法最终采收率提高10％左右;5、为了完善幕式驱替采油法理论，引入“三次采油”技术力的表面活性剂驱和聚合物驱，结合幕式驱替采油法，进一步研究幕式驱替采油法的潜力。实验结果表明幕式驱替聚合物采油法和幕式驱替聚合物.表面活性剂采油法相对于幕式驱替采油法进一步提高了模型原油采收率，也丰富了幕式驱替理论，使化学驱油提高采收率技术融入幕式驱替采油法理论中。