為解決致密油開采初期產(chǎn)量遞減快、采收率低的問題，結合扶余致密油藏巖石和流體性質，采用數(shù)值模擬方法，研究了注入時機、注入壓力對CO2吞吐采油效果的影響，優(yōu)化工程參數(shù)，分析了致密油CO2吞吐過程中的油藏界面張力分布特征以及致密油CO2吞吐開發(fā)的可行性。

致密油開發(fā)實踐表明，致密油藏產(chǎn)能遞減快，采收率低，一般僅為5%——10%.CO2吞吐是一項有效的致密油EOR方法，EagleFord油田在2016年實施CO2吞吐開采試驗，產(chǎn)量增幅達50%以上。CO2驅、CO2吞吐已成為中國蘇北、吉林等油田致密油開采的主要增產(chǎn)技術。國內外學者對CO2提高油藏采收率機理開展了大量研究。

Monger等認為合理的悶井時間是獲得最大采收率的保證。Zhang等分析了CO2吞吐中孔隙流體相態(tài)變化，并探討了主要影響因素，發(fā)現(xiàn)CO2吞吐中存在降黏增能、防膨、降低界面張力等機理。

Abedini等分析了混相和非混相條件下CO2吞吐技術，再現(xiàn)了CO2萃取輕質組分的過程。Iraji等認為與低滲油藏相比，致密油儲層的納米孔隙更易受CO2原油萃取、分離與瀝青質沉積等作用影響。此外，不少學者認為瀝青質沉積會堵塞孔喉，阻礙致密油流動，對產(chǎn)能有較大影響。

扶余油藏YUAN試驗區(qū)為低孔特低滲透儲層，單井初期日產(chǎn)量較高，但遞減速度快，明確能量補充時機和補充方式的需求刻不容緩。因此，結合水平井YUAN——1井巖石和流體性質，研究了注入時機、注入壓力對CO2吞吐效果的影響，以致密油CO2吞吐最小混相壓力為壓力上限，進行了CO2吞吐參數(shù)優(yōu)化，分析了能量補充過程中壓力、界面張力分布，明確了致密油CO2吞吐能量補充和采油特點。

致密油CO2吞吐過程中的界面張力分布特征

圖1悶井過程中裂縫附近界面張力隨時間的變化局部放大場圖

模擬悶井時間分別為10、20、30、40、50、60d，研究CO2吞吐過程中的界面張力變化，結果如圖1所示。由圖1可知：悶井過程中，CO2擴散并與原油充分接觸，界面張力較低?隨著CO2持續(xù)擴散，界面張力有所增加。在不同悶井時間下，裂縫中致密油平均界面張力分別為0