CO₂ 吞吐工艺技术及运用分析

前言：应用 CO₂ 吞吐工艺可以快速溶解于原油中，构成混相，具有较强的萃取能力，促进原油膨胀，减轻界面张力，降低原油黏度。采用该工艺可以显著增强原油流动性，有利于采油顺利进行。合理应用 C0₂ 吞吐工艺，具有重要意义。

100₂ 吞吐工艺技术原理

该工艺主要是利用 C0₂ 对进行原油降黏处理，利用溶胀效应扩大原油体积、改善原油流动性，使残余油饱和度降低，通过此种方式减少残余油。 C0₂ 具有较高气相流度，而原油流度较低，二者结合调节油藏流度比，因此可以对原油降黏。在 C0₂ 吞吐过程中，通过控制流度、发挥驱替效应、补充内部压力、维持原油流动能量、促进分子扩散、调节界面张力，以及疏通孔隙、降低岩石表面亲油性等复杂机制，减少原油黏附、促进原油充分排出。该技术适用于原油稠度较高、裂隙油藏、低渗油藏等环境复杂、采油难度较高的作业区，还可以应用于激活剩余油、开发致密油，以及适用于稠油冷采项目中，无需改造井网，易于操作[1]。

2 油田作业中 CO₂ 吞吐工艺的应用流程

2.1 油藏综合评估

原油性质评估，主要分析API 度与黏度，针对超稠油应联合 C0₂ 与蒸汽技术，进行复合吞吐作业。分析组分，轻烃浓度较高的油藏具有较大混相潜力。沥青质含量丰富时，应警惕 C0₂ 注入后发生沉淀。检测油藏温度、压力条件，结合细管实验等方法估算内部压力。高温下影响 C0₂ 热力学稳定性，低温下液态 C0₂ 流动性较差，常规作业温度应不低于 31.1°C ，同时不高于 120° 。评估储层基质渗透率，针对裂缝油藏应明确裂缝走向，储层孔隙度通常要求达到 10% 以上，结合 Dykstra-Parsons 系数等评估储层非均质性。分析剩余油分布特征与采油经济性，此外还需要分析目标区域周围环境等[2]。

2.2 准备阶段

选择压缩机设备时，控制注入压力 > 油藏压力，出口压力应达到 倍目标注入压力，采用精度 ±2% 的流量计监测流量，采用高压压缩机作为注入设备。采用液态 C0₂ 或者将工业废气净化提纯处理后应用， CO₂ 纯度不低于90‰ 。井筒需要具有抗 C0₂ 腐蚀性，通常采用 13Cr 钢管作为管材，连续注入 ）ppm 浓度的成膜胺类缓蚀剂，硫化氢应低于 ，避免腐蚀井筒。利用井下光纤监测温度，分析声波信号变化，确定前缘。通过微地震进行裂缝扩展监测，保证施工安全。

2.3 注入阶段

2.3.1 注入模式

低渗油藏、非均质性强区域适合进行脉冲注入，有利于减缓气窜，缺点是操作流程复杂，需要加强全周期质控；高压油藏、混相驱油藏适合采用连续注入模式注入，可以提高效率，缺点是气窜风险较高；裂缝发育油藏应进行控压注入，预防裂缝扩展，缺点是注入速度较慢，作业效率较低。

2.3.2 注入量控制

根据油层厚度计算注入量，油层中 C0₂ 注入量通常为（ ） t/m ，即烃孔隙体积 ）。例如，当渗透率参数为 ，油层厚度为 10m 时， CO₂ 初次注入量应为 15000 t。在后续注入 C0₂ 时，需要综合初次注入后反馈进行调整，通过逐渐提升 C0₂ 注入量保证 C0₂ 全面渗入油藏。

2.3.3 注入速度控制

应结合声波测井、压裂测试等技术，分析地层破裂梯度，动态监控注入速度与其他参数，保证低于地层破裂压力，避免破坏内部结构引起气窜，注入速

度通常控制为 (0,7^～1.2) ） MPa/m 。水平井和直井注入速度要求不同，前者为（ 50^～100 ）t/h，后者通常为（ ）t/h。其中水平井采用分段注入方法，在注入同时利用封隔器封隔。

2.3.4 注入压力控制

非混相驱应控制目标为（ ） % 地层压力水平；混相驱要求不低于最小混相压力即 MMP，通常控制 CO₂ 注入压力为（ ⋅10^～25 ）MPa。利用井下压力计实时监测井底压力变化，预防低压、超压，保证 C0₂ 注入有效性。

2.4 焖井阶段

注入 C0₂ 后，为保证油、 C0₂ 充分融合，需要设置静置期，该阶段即焖井阶段。焖井环节的基本原则是一藏一策、宁短勿长，综合分析油藏条件，严格控制焖井时间，予以多轮次调整。基于实际条件可以构建物联网系统，自动化监测压力、温度变化，针对性调整焖井时间。利用纳米传感器可以及时发现原油组分变化，了解气体溶解浓度等重要参数波动，调整作业参数。

2.4.1 焖井时间控制

常规油藏需要焖井（ 7^～30 ）d。页岩油、致密油具有纳米孔隙结构，注气后较易快速扩散，通常焖井 (3^～7 ） d 裂缝油藏处理时，气体较易通过裂隙逸散，应缩短焖井时间，通常不超过 10d. 混相、轻质油藏气体扩散较快，通常为（ 7^～15⟩ ）d。非混相、稠油藏降黏难度较高，通常需要焖井（ ⋅20^～30^⋅ ）d。利用岩心实验评估 CO₂- 原油混相速率，结合 CMG 等数值模拟技术对时间 - 采收率曲线进行优化。初次注气通过梯度试验评估返排效果，根据分析结果调整焖井时间。完成焖井后，通过返排采油。

2.4.2 环境监测

通过固定式热电偶或者分布式光纤动态监测温度，温度骤降提示 C0₂ 窜流，流向低温区；温度骤升时提示原油、 C0₂ 发生放热反应。压力稳定不低于 80% 状态下注入末期压力，保证 CO2 处于超临界态或者溶解态。利用井下压力计实时监测压力变化，每日压力降低超过 5 % 时，表明存在裂缝沟通或者泄漏，应提前结束焖井。

结论：综上所述， C0₂ 吞吐工艺应用中，设置单井通路，将 C0₂ 周期性注入目标区域，通过焖井、返排 C0₂ 等流程提高采收率。但是 C0₂ 吞吐工艺应用时对压力控制要求较高，需要做好前期准备，作业期间动态监控关键参数，严格控制气窜，加强全周期技术质控。

参考文献：

[1] 王智林 , 葛政俊 , 赵红妍 , 等 . 稠油油藏水平井 CO2 吞吐产气特征及注气量计算改进柱体模型 [J]. 大庆石油地质与开发 ,2024,39(05):1-8.

[2] 杨坤 , 杨胜来 , 刘新月 , 等 . 页岩油储层渗吸及 CO2 吞吐提高采收率——以吉木萨尔芦草沟组为例 [J]. 西安石油大学学报 ( 自然科学版 ),2024,6(12):1-9.