在石油工业中CO₂作为一种驱油剂，被广泛使用。无论是室内试验还是矿场试验都已经证明，用CO₂驱油是一种能大幅度提高油井产能的有效方法。随着国内CO₂气源的发现和配套技术的发展，低温液态CO₂吞吐作为改造低渗透储层的一项新技术，得到了较为广泛的应用，并具有良好的应用前景。 CO₂吞吐是针对单井进行的提高采收率的处理措施，其不依赖于邻井的流体驱动，涉及的油藏范围小。因此，与其它提高采收率的方法相比，具有资金投入少，作业周期短，回收成本快，适用范围广的特点。尤其是对于用其它提高采收率方法不见效的小块油藏中连通性差的单井提高产能，更具有优越性。 本论文主要针对吉林油田CO₂吞吐生产过程中，注入低温液态CO₂作业效果不理想等问题进行了研究、分析并提出解决方案。在文献调研和现场资料分析的基础上，研究了在CO₂注入过程中，由于井筒及地层温度发生变化造成的原油粘度过高，产出困难等影响作业效果的各种因素，建立了低温液态CO₂吞吐温度场模型，模拟计算了在不同时间内井筒温度随CO₂注入量、排量及关井时间变化的趋势，提出了优化施工设计参数和选井的依据；建立了CO₂在原油中溶解与流变特性能实验方法；并对低温液态吞吐过程中，随着温度场的变化，地层原油流变性能、低温液态CO₂在原油中的溶解特性及CO₂的注入对原油表面张力的影响等方面进行了深入的研究。并取得了以下初步成果： ①建立了低温液态CO₂吞吐温度场模型，初步形成了CO₂吞吐工艺设计软件。 ②建立了低温液态CO₂吞吐过程中原油流变性能的试验方法 ③分析确定了适当控制CO₂注入速度及注入量，可以控制液态CO₂对储层的降温作用及原油粘度的变化。 ④适当的关井时间和生产压差控制，使温度恢复，降低气体滑脱现象，避免原油粘度增加，对提高CO₂吞吐效果非常有利。 ⑤CO₂的加入量与相应的关井时间，具有对应关系，CO₂的加入量增加，关井恢复温度的时间要求较长。 ⑥提出了在CO₂临界温度条件下原油粘度最高。 通过以上内容，分析了低温液态CO₂吞吐增产技术的影响因素，提出了低温液态CO₂吞吐生产原则，对生产实践具有指导意义。