簟２．．●簟４栩 ２０１７卑８月 ： Ｉｐ。日ｌＩｌ ｏｎ ｍｎｄ ａ●・黛＿…口ｌｎ ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６５３５．２０１７．０４．０２７ 超深层稠油二氧化碳吞吐渗流规律 王一平，孙业恒，吴光焕，邓宏伟 （中国石化胜利油田分公司，山东东营２５７０１５） 摘要：针对超深层稠油热力降黏效果差的问题，提出了ＣＯ，吞吐降黏的开发方案。以物理模 拟实验为基础，通过人造三维岩心，模拟超深层稠油直井ＣＯ，吞吐开发过程，研究吞吐井的压 力、周期产量以及不同生产阶段的产出油形态变化，并对三维岩心不同位置处由于ＣＯ 扩散 引起的压力变化规律进行了分析和探讨。研究表明：超深层稠油ＣＯ：吞吐开发过程中，其渗 流规律会发生阶段性变化，依照渗流规律的变化可将生产过程划分为ＣＯ 回采泄压、降压稳 产、稳压泄油３个阶段；从井筒到地层远端可划分为ＣＯ：饱和区、ＣＯ。扩散区、压力响应区３个 渗流区域。研究结果为超深层稠油降黏及开发方式的优化提供了参考。 关键词：超深层稠油；二氧化碳吞吐；渗流规律；三维岩心；模拟实验 中图分类号：ＴＥ３４５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－６５３５（２０１７）０４—０１４２—０５ Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｒｕｌｅ ｏｆ ＣＯ２ Ｈｕｆｆ ａｎｄ Ｐｕｆｆ ｆｏｒ Ｕｌｔｒａ—ｄｅｅｐ Ｈｅａｖｙ Ｏｉｌ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｗａｎｇ Ｙｉｐｉｎｇ。Ｓｕｎ Ｙｅｈｅｎｇ，Ｗｕ Ｇｕａｎｇｈｕａｎ，Ｄｅｎｇ Ｈｏｎｇｗｅｉ （Ｓｉｎｏｐｅｃ Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｉｌ Ｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ。Ｄｏｎｇｙｉｎｇ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ ２５７０１５，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｓｏｌｖｅ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍ ｏｆ ｐｏｏｒ ｅｆｉｃｉｅｎｃｙ ｏｆｆ ｔｈｅｒｍａｌ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｕｌｔｒａ—ｄｅｅｐ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ，ａ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｓｃｈｅｍｅ ｕｓｉｎｇ ＣＯ２ ｈｕｆｆ ａｎｄ ｐｕｆｆ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｉｓ ｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｐｈｙｓｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｅｘｐｅｒｉ— ｍｅｎｔ，ａｒｔｉｉｃｉｆａｌ ３Ｄ ｃｏｒｅｓ ｗｅｒｅ ｕｓｅｄ ｔｏ ｓｉｍｕｌａｔｅ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ＣＯ２ ｈｕｆｆ ａｎｄ ｐｕｆｆ ｉｎ ｕｌｔｒａ—ｄｅｅｐ ｖｅ￣ｉｃａｌ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｗｅｌｌ ａｎｄ ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅ ｔｈｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ａｎｄ ｐｅｒｉｏｄｉｃ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｈｕｆｆ ａｎｄ ｐｕｆｆ ｗｅｌｌ ａｎｄ ｍｏｒｐｈｏｌｏｇｉｃ ｃｈａｎｇｅ ｏｆ ｐｒｏｄｕｃｅｄ ｏｉｌ ｉｎ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｓｔａｇｅｓ．Ｔｈｅ ｒｕｌｅ ｏｆ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｃｈａｎｇｅ ｃａｕｓｅｄ ｂｙ ＣＯ２ ｄｉｆｆｕｓｉｏｎ ｉｎ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｏｓｉ－ ｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ３Ｄ ｃｏｒｅ ｗａｓ ａｎａｌｙｚｅｄ ａｎｄ ｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．Ｔｈｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｓｈｏｗｅｄ ｔｈａｔ ｄｕｒｉｎｇ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ＣＯ２ ｈｕｆｆ ａｎｄ ｐｕｆｆ ｆｏｒ ｕｌｔｒａ—ｄｅｅｐ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ，ｔｈｅ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｒｕｌｅ ｓｈｏｗｅｄ ａ ｐｅｒｉｏｄｉｃ ｃｈａｎｇｅ，ｂａｓｅｄ ｏｎ ｗｈｉｃｈ ｔｈｅ ｐｒｏｄｕｃ— ｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ ｃｏｕｌｄ ｂｅ ｄｉｖｉｄｅｄ ｉｎｔｏ ｔｈｒｅｅ ｓｔａｇｅｓ ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ ＣＯ２ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｆｏｒ ｄｅｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎ，ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｆｏｒ ｓｔａｂｌｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎ ｆｏｒ ｏｉｌ ｄｒａｉｎａｇｅ．Ｔｈｅ ｆｌｏｗ ｐａｔｈ ｆｒｏｍ ｗｅｌｌｂｏｒｅ ｔｏ ｆａｒ ｅｎｄ ｏｆ ｔｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｃｃｏｕｌｄ ｂｅ ｄｉｖｉｄｅｄ ｉｎｔｏ ｔｈｒｅｅ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｚｏｎｅｓ ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ ＣＯ２ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ ｒｅｇｉｏｎ，Ｃ０２ ｄｉｆｆｕｓｉｏｎ ｒｅｇｉｏｎ ａｎｄ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｓｐｏｎｓｅ ｒｅｇｉｏｎ．Ｔｈｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｒｅｓｕｌｔ ｐｒｏｖｉｄｅｓ ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ ｆｏｒ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｍｅｔｈ一 ０ｄ ｆｏｒ ｕｌｔｒａ—ｄｅｅｐ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｕｌｔｒａ—ｄｅｅｐ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ；Ｃ０２ ｈｕｆｆ ａｎｄ ｐｕｆｆ；ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｒｕｌｅ；３Ｄ ｃｏｒｅ；ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ０引言 焓、比容远低于饱和蒸汽的热焓、比容，因此，高压 热水的降黏效果、热扩散范围明显弱于蒸汽的降黏 效果、热扩散范围，导致传统的蒸汽热力降黏在超 深层稠油中作用效果较差。由于ＣＯ：易溶于稠 油＿５］，溶解后的Ｃ０ 能有效降低稠油的黏度及密 度，且超深层稠油的高油藏压力有利于ＣＯ：的溶 超深层稠油一般是指埋深超过２ ２００ ｍ，地层 条件下原油黏度大于５０ ｍＰａ・ｓ的稠油油藏 Ｊ。 由于油藏埋藏深，地层压力超过蒸汽临界压力 （２２．０７ ＭＰａ），在井口具有一定干度的蒸汽到达井 底后会成为液相高压热水 Ｊ。由蒸汽热力学参数 可知 Ｊ，在相同温度压力条件下，高压热水的热 解，因此，对超深层稠油而言，ＣＯ 吞吐降黏是一种 行之有效的降黏方式，部分油田的先导开发试验也 收稿日期：２０１７０３３０；改回日期：２０１７０５３０ 基金项目：中国石化科研项目“垦西油田罗３２２超深层低渗稠油有效开发技术”（Ｐ１４００９） 作者简介：王一平（１９８２一），男，工程师，２００３年毕业于石油大学（华东）石油工程专业，２０１２年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，获博士 学位，现从事稠油热采、油藏数值模拟等相关科研与生产工作。 第４期 王一平等：超深层稠油二氧化碳吞吐渗流规律 １４３ 证明了该点 一 。目前，超深层稠油ＣＯ 降黏的相 关研究主要集中于降黏机理方面 少 １３－１９１。 的研究，对 １实验部分 １．１实验装置 ＣＯ，吞吐开发过程中流体的渗流规律研究相对较 以垦西油田罗３２２块超深层稠油油藏（原始 地层压力为２２．Ｏ０ ＭＰａ）为例，采用人造三维岩心， 模拟直井ＣＯ 吞吐开发过程中吞吐井的压力、周 实验装置主要包括双缸联动驱替泵Ａ，围压泵 Ｂ，耐温超过３００℃的恒温箱，岩心夹持器，高精度 数字压力传感器ｃ、Ｄ、Ｅ（型号ＣＹ２０５）以及高精度 电子天平等（图１）。其中，岩心夹持器顶端分布有 １３个测压点，人造三维岩心置于其中，ＣＯ 吞吐模 拟井位于三维岩心的中心位置（图１中Ｆ点）。高 精度数字压力传感器的测量精度为０．０３ ＭＰａ，量程 期产量、不同生产阶段产出油的形态变化以及三维 岩心不同位置处由于ＣＯ 扩散引起的压力变化 等，并在实验数据的基础上，尝试探讨了超深层稠 油ＣＯ 吞吐开发的渗流规律。 图１实验装置及流程 为０．Ｏ０￣６０．Ｏ０ ＭＰａ，用以测量岩心夹持器进、出口 端以及１３个测压点在实验过程中的压力变化，并 将采集到的信号连续输出到电脑端进行显示。高 精度电子天平也通过数据采集系统与电脑相连，自 依据目标区块地层水性质配制，水型为碳酸氢钠 型，矿化度为１５ ３７８ ｍｇ／Ｌ。实验用气体为高纯度 ＣＯ，，纯度为９９．９９９％。 实验步骤：①将制备好的三维岩心放入恒温箱 中加热烘干，再将其装入岩心夹持器；②将岩心夹 持器中的三维岩心抽真空后，以０．５ ｍＬ／ｍｉｎ的速 度向岩心饱和地层水，同时记录进、出口端水量，计 算模型的孔隙体积和孔隙度，并在地层温度下以 ０．５ ｍＬ／ｍｉｎ的速度进行油驱水，建立岩心含油饱 和度，直至出口端连续出油；③利用有活塞的中间 容器继续向三维岩心饱和油，同时关闭出口端，使 岩心内部压力升至２２．Ｏ０ ＭＰａ，平衡一段时间至各 动采集生产过程中的产液量数据。 １．２实验材料及步骤 为了能够反映ＣＯ：吞吐过程中井筒以及周围 地层压力的变化情况，实验岩心采用长宽高尺寸为 ３００ ｍｍ￣３００ ｍｍ￣２００ ｍｍ的人造三维岩心。三维 岩 Ｌ，Ｎ作过程中，需测其矿物组分、粒度组成、孔隙 度、渗透率以及油气水相渗等参数，要求人造岩心 物性与目标区块的储层物性尽量保持一致。 测压点压力相等，将该压力作为测试的初始压力； 实验用油样为垦西油田罗３２２块沙三段的超 深层稠油，地层温度（９９℃）下原油黏度为４ ３９９ ④利用相似准则确定实验过程的注采参数；⑤依据 实验方案设定的参数，向三维模型中注入预定量的 ＣＯ：，然后闷井。闷井结束后依照设定的采液速度 ｍＰａ・Ｓ，常温下为固态，属超稠油油藏。实验用水 １４４ 特种油气藏 第２４卷 开井生产，并通过数据采集系统自动记录生产过程 中产量随时间的变化，直到出１５端不出液时停止开 录三维岩心顶端１３个测压点的压力变化；⑥重复 步骤⑤，直到４个吞吐周期结束。表１为ＣＯ：吞吐 采，整个实验过程通过压力自动采集系统，实时记 三维模型模拟实验注采参数。 表１ ＣＯ 吞吐三维模型模拟实验注采参数 ２实验结果与讨论 种情况会随吞吐周期的增加而变得更加严重，导致 周期产油量随吞吐周期的增加而降低。 ２．１单井ＣＯ２吞吐实验 （３）经多周期吞吐，地层压力水平较低时，单 纯依靠注气提高地层压力不能取得较好的增产效 ２．１．１ ＣＯ２吞吐生产特征 果。以第４周期为例，通过注气，将地层压力从第 实验中ＣＯ 吞吐井每个生产周期的累计产油 ３周期末的１８．２０ ＭＰａ升至２Ｏ．９０ ＭＰａ，但开井生 与井底压力之间的关系见图２。由图２可知，ＣＯ： 产后，压力迅速降至１８．００ ＭＰａ，且单位压降下的 吞吐生产过程具有以下特征。 产油量很低。这是因为多周期吞吐后，若单纯通过 注入ＣＯ 提高地层压力，则井筒附近大范围区域 为ＣＯ 过饱和区，当开井生产时，过饱和区的ＣＯ： 以高生产气油比的状态迅速产出，地层压力大幅下 降，无法起到增产的作用。 （４）４个吞吐周期的累计产油量与井底压力 曲线在生产周期内均存在较为明显的斜率变化。 对油气渗流而言，若流体在地层中的渗流状态保持 稳定，则产量和压差的比值基本保持不变，在图２ 中表现为曲线斜率保持不变，若曲线斜率在生产过 图２ ＣＯｚ吞吐４个周期的采油曲线 程发生明显变化，则表明渗流状态发生了改变。以 （１）不同吞吐周期下，采油曲线在压力变化幅 第３周期为例，随压力下降，累计产油呈现出阶段 度小、累计产油量稳定增加的主力产油阶段时，曲 性的线性变化规律，说明在ＣＯ 吞吐生产过程中， 线斜率会随吞吐周期的增大而变小。这是由于在 流体的渗流状态发生了变化，并形成了多个渗流阶 段。 没有外围能量补充的情况下，ＣＯ：吞吐是逐渐降压 ２．１．２ ＣＯ２吞吐渗流规律 的过程，随吞吐周期及ＣＯ 周期注入量的增加， 为了对渗流阶段进行划分，并探讨不同阶段的 ＣＯ 吞吐作用半径增大，与地层的接触面积也随吞 渗流规律，对实验数据及产出油特征进行了分析。 吐半径的增加而增大，单位压降下能产出更多的原 将第３周期的井底压力、采油速度随测试时间的变 油，在图２中表现为随吞吐周期增加，曲线斜率逐 化绘制到同一坐标中（图３）。 渐变小。 由图３可知，井底压力与采油速度的变化具有 （２）周期累计产油量随吞吐周期的增加而降 较好的对应关系，均呈现出阶段性的变化规律，依 低。这是因为随吞吐周期增加，井简附近的原油亏 据变化规律可将其划分为３个阶段，在图中分别标 空区域变大，注入ＣＯ 时形成的气体过饱和区半 记为阶段Ｉ、阶段Ⅱ、阶段Ⅲ。 径也随之增大，开井生产后，ＣＯ 过饱和区的气体 阶段Ｉ：短时间内地层压力迅速从２０．８０ ＭＰａ 会首先被采出，此时生产气油比高，产油量低，且该 降至１８．６０ ＭＰａ，但采油速度却很低。实验过程观 第４期 王一平等：超深层稠油二氧化碳吞吐渗流规律 １４５ 察到，该阶段主要产出ＣＯ：气体，伴随气体带出极 少量的原油。这是由于开井生产后，井筒附近的过 饱和ＣＯ 先被采出，少量原油伴随ＣＯ：被带出，属 采油速度相比阶段Ⅱ有大幅度降低，产出油主要为 黏稠状的原油，气泡含量低。该阶段的产出油主要 是地层中未饱和ＣＯ，的稠油，流体在地层中渗流 以单相的油相渗流为主。由于原油中ＣＯ，含量 低，原油黏度高，流动速度慢，且距井筒较远，故采 于ＣＯ：回采泄压阶段，地层中渗流以单相的气相 渗流为主，此时气相为连续相。 ２２ 油速度低，属于稳压泄油阶段。 ｆ垤 Ｉ 阶段１Ｉ ・ 阶段ｌＩＩ ＾ ▲ ▲ ２．２三维岩心中（：（） 扩散实验 ２１ 通过分析在ＣＯ，注入及生产过程中三维岩心 －Ｒ ２０ 垂 靠 １９ ｆ．。 ＋・ 井采底油 速度力 不同位置测压点的压力变化规律，可对ＣＯ 在地 层不同区域的扩散特征进行探讨。三维岩心中各 Ｏ ０ Ｏ ０ ６ ４ ２ Ｏ 测压点分布见图４。从中选取Ａ、Ｂ、Ｃ ３个测压点， — 一 Ｉ｛＿】 ． ＼ 煳黑 一 ●●Ｈ １８ 与吞吐井组成一个压力观测组，３个观测点距吞吐 ｌ０ ｌ５ ２Ｏ ２５ 测试时ｆｒＯ／ｈ 井距离依次增大。以第３周期为例，３个测压点在 闷井及生产过程中的压力变化见图５。 图３ 第３ Ｊ司期并底压力及采油速腰随测试时间变化曲线 阶段Ⅱ：该阶段在整个生产过程中持续时间最 长，相比阶段Ｉ，地层压力下降明显变缓，整个阶段 地层压力从１ ８．６０ ＭＰａ降至ｌ８．１０ ＭＰａ，但采油速 度较高且能保持稳定，产出油中含有大量的小气 泡。该阶段产出油主要为地层中饱和ＣＯ，后的原 油，压力降低后饱和其中的ＣＯ 析出，但受原油黏 度影响，析出的ＣＯ，小气泡仍滞留于原油中。原 油在地层中以“泡沫油”＿２。渗流为主，此时油相为 连续相，气相为分散相。该阶段压力下降缓慢，采 油速度高且稳定，并能持续较长时间，属于降压稳 产阶段，是ＣＯ，吞吐开发的主力生产阶段。 阶段Ⅲ：该阶段的地层压力基本保持稳定，但 图４三维岩心测压点分布位置 ｌ８＿５ 乏１８．０ Ｄ：ＣＯ２饱和区前缘 奁 Ｅ：ｃｏ２扩散前缘 蓄１７．５ Ｆ：Ｉｉ；力响应前缘 嚣 ２０ ４０ 测试时间／ｈ ａ测压点压力变化 ｂ渗流Ｉ 域划分 图５ 三维岩心３个测压点在闷井及生产过程中的压力变化 由图５ａ可知：①距离吞吐井最近的测压点Ａ 程中基本保持不变，说明Ｂ、Ｃ处由于距吞吐井较 在闷井结束后，压力从１７．９０ ＭＰａ升至１８．２０ 远，ＣＯ：无法扩散到达；②吞吐井开井生产后，实验 ＭＰａ，说明由吞吐井注入的ＣＯ！可扩散至测压点 模型中所有测压点的压力均出现大幅度下降，表明 Ａ，扩散到该处的ＣＯ 能补充地层能量，使测压点 在生产过程中，从距离吞吐井最近的Ａ点到最远 Ａ处压力回升，但测压点Ｂ、Ｃ处的压力在闷井过 的Ｃ点均在压力场变化影响范围之内，相比ＣＯ： １４６ 特种油气藏 第２４卷 扩散而言，压力响应前缘的范围要远大于ＣＯ 扩 散前缘；③对比不同测压点从开井生产到压力稳定 阶段的压力变化可知，测压点Ａ、Ｂ、ｃ的压降分别为 １．１０、０．８７、０．７０ ＭＰａ，即随着距吞吐井距离的增加， 压力场影响逐渐变小，地层压降幅度也随之降低；④ 测压点Ａ、Ｂ、ｃ压力开始下降的时间点分别为 ２７．１４、２７．３３、２８．０ｌ ｈ，说明开井生产后，地层压降是 从距离吞吐井最近的Ａ点开始向最远的Ｃ点逐步 扩散的，表明ＣＯ：吞吐生产过程中，压力场是以吞吐 井为中心由近及远逐渐向地层远端进行扩散。 由图５ｂ可知，可将井筒到地层远端压力波及 范围内的渗流区域划分为ＣＯ 饱和区、ＣＯ 扩散 区、压力响应区，其作用范围从小到大的顺序为 ＣＯ 饱和区前缘、ＣＯ：扩散区前缘、压力响应前缘。 且在压力响应前缘范围之内，压力场是以吞吐井为 中心由近及远逐渐向地层远端进行扩散，且距离吞 吐井越远，压力场影响越小，地层压降幅度越低。 ３结论 （１）ＣＯ 吞吐作用半径随吞吐周期的增加而 增大。多周期吞吐地层压力水平较低时，单纯依靠 注气提高地层压力无法取得较好的增产效果。 （２）对超深层稠油而言，采用ＣＯ 吞吐降黏 开发时，其渗流规律会发生阶段性变化，依照渗流 规律的变化可将生产过程划分为３个阶段：ＣＯ 回 采泄压阶段、降压稳产阶段、稳压泄油阶段，其中降 压稳产阶段是开发中的主力生产阶段。 （３）从井筒到地层远端，可将渗流区域划分为 ＣＯ：饱和区、ＣＯ 扩散区、压力响应区，且其作用范 围从小到大的顺序依次为ＣＯ 饱和区前缘、ＣＯ： 扩散区前缘、压力响应前缘。 （４）在压力响应前缘范围之内，压力场是以吞 吐井为中心由近及远逐渐向地层远端进行扩散的， 且距离吞吐井越远，压力场影响越小，地层压降幅 度越低。 参考文献： ［１］李松林，张云辉，关文龙，等．超深层稠油油藏天然气 吞吐试验改善效果措施研究［Ｊ］．特种油气藏，２０１１， １８（１）：７３—７５． ［２］于天忠．中深层超稠油油藏空气辅助蒸汽吞吐试验研 究［Ｊ］．特种油气藏，２０１３，２０（５）：７７—８０． ［３］赵健，徐君，崔英怀，等．吐哈盆地吐玉克超深层稠油 油田开发方式研究［Ｊ］．新疆石油地质，２０００，２１（４）： ３２３—３２５． ［４］张义堂．热力采油提高采收率技术［Ｍ］．北京：石油 工业出版社，２００６：１７４－１７６． ［５］杨甲苗，曾华国．ＣＯ：吞吐技术在深层稠油开发中的 应用［Ｊ］．断块油气田，２００９，１６（２）：８３－８５． ［６］马桂芝，陈仁保，张立民，等．南堡陆地油田水平井二 氧化碳吞吐主控因素［Ｊ］．特种油气藏，２０１３，２０（５）： ８１—８５． ［７］李兆敏，孙晓娜，鹿腾，等．二氧化碳在毛８块稠油油 藏热采中的作用机理［Ｊ］．特种油气藏，２０１３，２０（５）： １２２－１２４． ［８］张龙力，王善堂，杨国华，等．稠油二氧化碳降黏的化 学机制研究［Ｊ］．石油化工高等学校学报，２０１１，２４ （２）：１－５． ［９］陶磊，李兆敏，张凯，等．二氧化碳辅助蒸汽吞吐开采 超稠油机理——以王庄油田郑４１１西区为例［Ｊ］．油 气地质与采收率，２００９，１６（１）：５１－５４． ［１０］李兆敏，陶磊，张凯，等．ＣＯ：在超稠油中的溶解特性 实验［Ｊ］．中国石油大学学报（自然科学版），２００８，３２ （５）：９２－９６． ［１１］杨胜来，王亮，何建军，等．ＣＯ：吞吐增油机理及矿场 应用效果［Ｊ］．西安石油大学学报（自然科学版）， ２００４，１９（６）：２３—２６． ［１２］蔡秀玲，周正平，杜风华．ＣＯ：单井吞吐技术的增油 机理及应用［Ｊ］．石油钻采工艺，２００２，２４（４）：４５－４６． ［１３］战菲，宋考平，尚文涛，等．低渗透油藏单井ＣＯ 吞吐 参数优选研究［Ｊ］．特种油气藏，２０１０，１７（５）：７０－７２． 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