注入二氧化碳开发低渗透率油藏可以提高低渗透率储层原油的采出程度,而在注气开发一段时间之后,由于气液之间流度的差异导致进入地层的二氧化碳气体产生气窜,造成了气体的低效、无效利用。而采用水气交替注入的方式可以减少气窜的现象。但随着二氧化碳驱注气及水气交替的实施,注气井经常发生井筒内冻堵问题。本文基于超临界二氧化碳和水交替注入井井筒内的冻堵问题,围绕着超临界二氧化碳和水交替注入井冻堵原因、井筒内二氧化碳水合物的生成过程、二氧化碳水合物生成诱导时间及界面特征、二氧化碳水合物成核的分子动力学特征以及井筒内水合物的防治方法等方面开展了研究:（1）通过对YSL油田超临界二氧化碳驱注入井冻堵井统计分析,发现冻堵主要以双管注入井和同心管注入井为主且主要受关井或注水影响;通过分子动力学模拟方法研究注入井近井附近黏土矿物对地层流体的吸附特征,研究结果表明二氧化碳在含高岭石和二氧化硅基质的地层内吸附能力较强,井筒内的二氧化碳主要受近井地带残存的二氧化碳反向扩散以及井底压力变化影响;建立了井筒内二氧化碳的流体流动及反向扩散的耦合模型,通过模拟计算表明,二氧化碳在井筒内的反向扩散无法避免,但可以通过控制流速来抑制二氧化碳气泡的向上运移,计算得到防止井筒内二氧化碳向上运移的极限流速为1.53m/s;在后注水情况下,二氧化碳反向扩散到井底极限关井时间为1.6～32.3d,后注气时极限关井时间主要受渗透率、累计注气量、地层深度影响,极限关井时间为20.0～30.0d。（2）通过研究二氧化碳水合物生成过程中的传热-传质过程结合井筒内流体的流动以及传热过程,在考虑不同温度、压力下二氧化碳的密度、溶解度的条件下建立了井筒内二氧化碳水合物生成模型,开展井筒内二氧化碳水合物生成过程的研究。研究结果表明:初始温度高于水合物生成温度时,水合物优先在温度较低的井筒壁面生成,当初始温度低于水合物生成温度时,水合物会优先在液态二氧化碳和水的界面处生成;环境温度对井筒内水合物生成量有较大的影响,由于井筒内二氧化碳的扩散作用导致后期水合物在井筒内的分布特征也会发生改变。水合物生成过程中气体的对流扩散作用能够大幅度的提高水合物的生成速度,在初始时刻生成速度较快,随着反应的进行,水合物的生成速度逐渐降低,在反应50-70min左右井筒内水合物的量逐渐稳定,水合物体积百分数在20.26%-54.74%之间。（3）通过显微镜观察的方法研究了水合物生成和分解过程当中的微观特征和水合物生成过程中的界面特征。研究结果表明:在水合物生成过程中压力在开始时有一个下降点,此时代表水合物的开始形成,反应初始时刻水合物主要存在于管壁边界、两相界面以及上层液态二氧化碳中,管道中间位置处水合物则最后形成,期间界面处水合物最薄;在固液表面张力的影响下,液态水向上运移,在二氧化碳相形成水合物;由于水合物的形成,最开始的二氧化碳和水的界面位置处,二氧化碳无法向水相内进一步扩散,会阻碍水合物的形成。（4）最后开展超临界二氧化碳和水交替注入井的井筒内水合物防治措施研究,确定二氧化碳水合物在井筒内生成位置,模拟不同水合物抑制剂对二氧化碳水合物的抑制效果,确定不同抑制剂的极限解堵浓度,最后根据模拟结果优化水合物抑制剂的注入参数。研究结果表明:当所加入抑制剂浓度达到一定程度时,不再形成水合物;对于现场施工,甲醇、乙醇、乙二醇抑制水合物冻堵的极限浓度分别为40%、60%、60%。初始状态井筒内甲醇和地层水存在一个明显的界面,关井之后,两相界面模糊,上部抑制剂浓度降低,且随着关井时间的增加,抑制剂的有效深度逐渐降低,在关井时间为50～300天的范围内,抑制剂的安全距离应控制在冻堵段以下54～127m。低注入速度下无法达到极限流速;可在冻堵段下部设置节流器,计算得到节流阀阀口的最低尺寸在5.44mm～13.33mm之间。以上研究结果对二氧化碳的埋存与利用具有重要意义。