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摘要：在注气采油时使用CO2可促进原油粘度降低，有效作用于原油轻质组分，对相关组分进行汽化与萃取，从而促进高效优质采油。CO2吞吐采油中应重点分析相关性影响因素，从而优化采油工艺。本文分析了CO2吞吐采油的应用特点和优势，并探讨油层中主要介质、自由气和流体配伍与采油效果的相关性。
关键词：采油技术;吞吐采油;CO2注气采油;采收率
前言：
气举采油是常见采油方法。油井自喷的前提是地层供给能量充足，使井底原油可被举升至地面，当此种供给能量不足时，必须在井底人为注气加压，促进原油喷出。CO2是优选气体，具有显著优势。但在实际注气采油中，应用CO2的效果易受一些因素影响稳定性。
1注气采油中CO2的应用特点与优势
注气采油中，常规气体对混相压力要求较高，而CO2要求较低，同时通过CO2注入可抑制原油体积膨胀，降低原油粘度，显著提高采收率。相关研究表明，CO2注气采收率超过90%[1]。在CO2吞吐采油中受诸多因素影响。在此过程中，油层流体性质、孔隙介质、介质间相互影响、介质与施工流体的相互影响等都会影响采油质量。加强施工工艺优化和技术控制是改善采油效果的必要手段。在采用增产措施促进油层高效率产油时，对油层会造成不良影响。采用CO2吞吐促进增产，可改善采油效率，提高采油率，气体和原油间发生作用，导致原油重质组分（如沥青质、胶质）溶解紊乱并沉积于油层孔隙，避免油层渗透率过高。
2采油效果相关性因素
2.1油层组分影响
对注气采油存在直接影响的因素是油层组分，其中以油层流体性质与孔隙介质为主。采用CO2注气采油方案，可解决原油粘度过高问题，促进原油膨胀喷出，混相处理原油，造成油层温度下降，降低油层流体pH值，同时会消极影响原油沥青质、胶质稳定溶解，生成油垢，破坏油层。油层被破坏后，油层渗透性会发生改变且难以恢复。环境温度对原有粘度有直接影响。当油层渗透性较高时，其孔隙较大且具有较好流通性。原油组分溶解紊乱后，有机微粒析出，在油体流动时裹挟微粒流出油层，故而不会严重破坏储层。但是部分油层渗透性较低，重质组分析出后沉积在油层孔隙中造成油流通道发生堵塞，短期内降低油层渗透率。
在进行CO2吞吐采油模拟实验中，选择（2.3×10-3）μm2的低渗岩心作为实验对象，实验表明，在吐油时较易发生岩心堵塞[2]。当实验对象更换为高渗岩心时，油层渗透性可见小幅度降低，与低渗岩心实验相比影响较弱。低渗岩心采油吞吐实验中，当原油沥青质、胶质具有较低含量时，也不易出现重度堵塞。分析其原因，沥青质、胶质成分中存在极性物质，该物质可生成特殊液体层附着于岩石孔隙表面，通常被称为原油边界层，其特点是粘度高、流动性差。边界层厚度与沥青质、胶质含量正相关。相关调查显示，稠油沥青质、胶质含量通常高于常规油层，部分含量高于50%。相反，低渗透油层具有更高含量的边界层原油。边界层原油主要成分为胶质等重质组分，将CO2注入原油层后，有机物质加速沉淀和析出，在孔隙表面发生沉积。在低渗油田中具有较小的渗流孔隙，即使有机沉淀較少也可能造成油流通道堵塞。原油温度敏感性与自身粘度相关。通常情况下，当原始粘度较高时，升温过程中粘度更易显著降低。当溶解压力一致时，在不同原油汇总CO2具有不同降粘作用。粘度越高的原油在经由CO2溶解后，粘度越会显著降低。综上，油层与流体性质共同对CO2吞吐效果产生影响。
2.2油层自由气
自由CO2气体存在的前提是在CO2吞吐反排周期中恢复近油井带油温，同时井底压力较之CO2注入阶段溶解压力更低，或者原油、CO2混相压力高于井底压力。分析油储地下剖面结构，油层远端至井底处为压降漏斗形态，导致压力最低值发生在井底部位。受此影响，CO2自由气饱和度与井底远近距离负相关，而与渗油率正相关。不仅如此，近井区域气体流动速度较快，发生高速碰撞，导致粘性流动受损，损失附加压力，也被称为涡流损失。CO2吞吐反排周期中，组分发生剧烈变化，不适用于常规井压、产油量相关性研究。相关研究表明，产油量与岩心脱气损失负相关，当生产压差基本稳定时，可通过岩心出口端增压的方法提高CO2溶解压力，进而提高产油量。
2.3施工流体配伍
油层伤害来源分析显示，其中重要因素之一是化学流体未优质配伍，导致出现沉淀，然后损伤油层。在采用CO2吞吐采油前应清洗油井，根据油井实际情况决定是否有预处理液使用必要性。部分油井需要先将CO2注入，然后替换为顶替液。在上述处理环节中，存在一个共同问题，即油层流体、岩石配伍控制。相关文献表明，在进行上述操作时应防止注入酸性流体。原有重质组分含量较高时，一旦接触酸性流体，极易生成沉淀并造成地层堵塞，致使渗透率损失提升，降低CO2吞吐作用。在进行流体注入操作时，应使其接近于油井地层水矿化度，预防油层中渗入低矿化度水。低矿化度水进入油层中会促使油层岩石内粘土矿物发生膨胀，并导致油层渗透率缩小。
结论：
综上所述，在探讨CO2吞吐机理时主要采用矿场实地研究和实验室分析手段。通过探讨施工流体配伍情况、油层空间自由气含量、流体性质、孔隙介质、原油组分含量和测试实验压力等，定位CO2吞吐采油相关性因素。经分析认为，吞吐效果和原油组分含量负相关，压力下降会造成CO2脱气，进而消极影响采油量。
参考文献
[1]罗永成，孙灵辉，吴振凯等.基于扩散系数变化的致密储层水平井CO2吞吐产能预测模型[J].科学技术与工程，2021，21（09）：3588-3594.
[2]钱卫明，林刚，王波等.底水驱稠油油藏水平井多轮次CO_2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例[J].石油地质与工程，2020，34（01）：107-111.
作者简介：张冰（1985年4月-），男，汉族，河北省黄骅市人，本科学历，工程师，研究方向：油气田开发。
关键词：采油技术;吞吐采油;CO2注气采油;采收率
前言：
气举采油是常见采油方法。油井自喷的前提是地层供给能量充足，使井底原油可被举升至地面，当此种供给能量不足时，必须在井底人为注气加压，促进原油喷出。CO2是优选气体，具有显著优势。但在实际注气采油中，应用CO2的效果易受一些因素影响稳定性。
1注气采油中CO2的应用特点与优势
注气采油中，常规气体对混相压力要求较高，而CO2要求较低，同时通过CO2注入可抑制原油体积膨胀，降低原油粘度，显著提高采收率。相关研究表明，CO2注气采收率超过90%[1]。在CO2吞吐采油中受诸多因素影响。在此过程中，油层流体性质、孔隙介质、介质间相互影响、介质与施工流体的相互影响等都会影响采油质量。加强施工工艺优化和技术控制是改善采油效果的必要手段。在采用增产措施促进油层高效率产油时，对油层会造成不良影响。采用CO2吞吐促进增产，可改善采油效率，提高采油率，气体和原油间发生作用，导致原油重质组分（如沥青质、胶质）溶解紊乱并沉积于油层孔隙，避免油层渗透率过高。
2采油效果相关性因素
2.1油层组分影响
对注气采油存在直接影响的因素是油层组分，其中以油层流体性质与孔隙介质为主。采用CO2注气采油方案，可解决原油粘度过高问题，促进原油膨胀喷出，混相处理原油，造成油层温度下降，降低油层流体pH值，同时会消极影响原油沥青质、胶质稳定溶解，生成油垢，破坏油层。油层被破坏后，油层渗透性会发生改变且难以恢复。环境温度对原有粘度有直接影响。当油层渗透性较高时，其孔隙较大且具有较好流通性。原油组分溶解紊乱后，有机微粒析出，在油体流动时裹挟微粒流出油层，故而不会严重破坏储层。但是部分油层渗透性较低，重质组分析出后沉积在油层孔隙中造成油流通道发生堵塞，短期内降低油层渗透率。
在进行CO2吞吐采油模拟实验中，选择（2.3×10-3）μm2的低渗岩心作为实验对象，实验表明，在吐油时较易发生岩心堵塞[2]。当实验对象更换为高渗岩心时，油层渗透性可见小幅度降低，与低渗岩心实验相比影响较弱。低渗岩心采油吞吐实验中，当原油沥青质、胶质具有较低含量时，也不易出现重度堵塞。分析其原因，沥青质、胶质成分中存在极性物质，该物质可生成特殊液体层附着于岩石孔隙表面，通常被称为原油边界层，其特点是粘度高、流动性差。边界层厚度与沥青质、胶质含量正相关。相关调查显示，稠油沥青质、胶质含量通常高于常规油层，部分含量高于50%。相反，低渗透油层具有更高含量的边界层原油。边界层原油主要成分为胶质等重质组分，将CO2注入原油层后，有机物质加速沉淀和析出，在孔隙表面发生沉积。在低渗油田中具有较小的渗流孔隙，即使有机沉淀較少也可能造成油流通道堵塞。原油温度敏感性与自身粘度相关。通常情况下，当原始粘度较高时，升温过程中粘度更易显著降低。当溶解压力一致时，在不同原油汇总CO2具有不同降粘作用。粘度越高的原油在经由CO2溶解后，粘度越会显著降低。综上，油层与流体性质共同对CO2吞吐效果产生影响。
2.2油层自由气
自由CO2气体存在的前提是在CO2吞吐反排周期中恢复近油井带油温，同时井底压力较之CO2注入阶段溶解压力更低，或者原油、CO2混相压力高于井底压力。分析油储地下剖面结构，油层远端至井底处为压降漏斗形态，导致压力最低值发生在井底部位。受此影响，CO2自由气饱和度与井底远近距离负相关，而与渗油率正相关。不仅如此，近井区域气体流动速度较快，发生高速碰撞，导致粘性流动受损，损失附加压力，也被称为涡流损失。CO2吞吐反排周期中，组分发生剧烈变化，不适用于常规井压、产油量相关性研究。相关研究表明，产油量与岩心脱气损失负相关，当生产压差基本稳定时，可通过岩心出口端增压的方法提高CO2溶解压力，进而提高产油量。
2.3施工流体配伍
油层伤害来源分析显示，其中重要因素之一是化学流体未优质配伍，导致出现沉淀，然后损伤油层。在采用CO2吞吐采油前应清洗油井，根据油井实际情况决定是否有预处理液使用必要性。部分油井需要先将CO2注入，然后替换为顶替液。在上述处理环节中，存在一个共同问题，即油层流体、岩石配伍控制。相关文献表明，在进行上述操作时应防止注入酸性流体。原有重质组分含量较高时，一旦接触酸性流体，极易生成沉淀并造成地层堵塞，致使渗透率损失提升，降低CO2吞吐作用。在进行流体注入操作时，应使其接近于油井地层水矿化度，预防油层中渗入低矿化度水。低矿化度水进入油层中会促使油层岩石内粘土矿物发生膨胀，并导致油层渗透率缩小。
结论：
综上所述，在探讨CO2吞吐机理时主要采用矿场实地研究和实验室分析手段。通过探讨施工流体配伍情况、油层空间自由气含量、流体性质、孔隙介质、原油组分含量和测试实验压力等，定位CO2吞吐采油相关性因素。经分析认为，吞吐效果和原油组分含量负相关，压力下降会造成CO2脱气，进而消极影响采油量。
参考文献
[1]罗永成，孙灵辉，吴振凯等.基于扩散系数变化的致密储层水平井CO2吞吐产能预测模型[J].科学技术与工程，2021，21（09）：3588-3594.
[2]钱卫明，林刚，王波等.底水驱稠油油藏水平井多轮次CO_2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例[J].石油地质与工程，2020，34（01）：107-111.
作者简介：张冰（1985年4月-），男，汉族，河北省黄骅市人，本科学历，工程师，研究方向：油气田开发。