計秉玉，何應(yīng)付

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京102206）

通過注入CO2提高采收率的方法研究早在1920年就有文獻記載[1]，美國人WHORTON[2]在1952年申請了第一個CO2采油技術(shù)專利。CO2的現(xiàn)場應(yīng)用最早開始于1956年，在美國Permain（二疊）盆地首先進行了注CO2混相驅(qū)替試驗[3]。結(jié)果表明，注CO2不但是一種有效的提高采收率方法，而且具有很高的經(jīng)濟效益，從而成為繼熱采之后的又一大EOR（提高采收率）技術(shù)。

中國注CO2提高采收率室內(nèi)研究始于20世紀(jì)60年代，礦場試驗始于20 世紀(jì)90年代。大慶油田將CO2驅(qū)油作為提高采收率的手段，在高含水油田薩南葡I2 開展試驗[4-5]，采收率提高8 個百分點左右，但由于無法與化學(xué)驅(qū)競爭而終止（化學(xué)驅(qū)提高采收率12個百分點以上）。

與美國、加拿大等國家不同，中國的化學(xué)驅(qū)是提高采收率的主流技術(shù)，主要應(yīng)用于中高滲透的高含水油藏。采用CO2驅(qū)油的油藏更多的是低滲透油藏。2003年以來，延長油礦，中國石油的大慶油田、吉林油田，中國石化的華東分公司、東北分公司、勝利油田、中原油田、江蘇油田先后開展了致密/低滲透油藏CO2驅(qū)油先導(dǎo)試驗。實踐表明，與水驅(qū)相比，CO2驅(qū)大幅度提高了注入能力，解決了補充能量困難的問題[6-15]，CO2驅(qū)油應(yīng)用于低滲透油藏前景廣闊。在目前碳達(dá)峰、碳中和的背景下，注CO2能夠滿足驅(qū)油與埋存的雙重需求[16]，是CCUS 實施的主要陣地，不僅具有現(xiàn)實的經(jīng)濟意義，而且具有顯著的社會效益。

系統(tǒng)介紹了中國石化低滲透油藏CO2驅(qū)礦場試驗進展，分析了主要做法及取得的效果，并針對低滲透油藏CO2驅(qū)所存在的問題，提出了下一步的發(fā)展方向，旨在為CO2驅(qū)在低滲透油藏的規(guī)模應(yīng)用提供借鑒和參考。

1 中國石化CO2驅(qū)礦場試驗進展

截至2020年底，中國石化針對無法水驅(qū)或水驅(qū)效果差的油藏已開展了43 個區(qū)塊（井組）礦場試驗，覆蓋儲量3 350×104t，其中低滲致密區(qū)塊共33 個，覆蓋地質(zhì)儲量2 608×104t，年注氣14×104t，累計注氣192×104t，年產(chǎn)油8.5×104t，年增油3.4×104t，累計增油38.2×104t。

歷年注氣區(qū)塊（井組）和覆蓋儲量數(shù)變化表明（圖1），中國石化盡管CO2氣源短缺，費用較高，但自2003年起，區(qū)塊數(shù)和覆蓋儲量數(shù)持續(xù)增加，特別是蘇北盆地應(yīng)用規(guī)模明顯增大。

圖1 中國石化CO2驅(qū)覆蓋儲量和區(qū)塊數(shù)變化Fig.1 Changes of CO2 flooding covered reserves and block number of Sinopec

先導(dǎo)試驗按照早期開發(fā)情況，分為5 類：第一類為一般低滲透注水開發(fā)后CO2混相驅(qū)，典型代表為蘇北盆地草舍油田泰州組油藏（實際上在CO2驅(qū)替過程中，生產(chǎn)井流壓也遠(yuǎn)低于長細(xì)管實驗確定的最小混相壓力）；第二類為一般低滲透油藏注水開發(fā)后CO2非混相驅(qū)，典型代表為蘇北盆地馬38區(qū)塊；第三類為特低滲透油藏衰竭開采后注CO2混相驅(qū)，典型代表為蘇北盆地張家垛油田張1斷塊；第四類為特低滲透裂縫性油藏注水開發(fā)后CO2非混相驅(qū)，典型代表為腰英臺油田腰西區(qū)塊；第五類為特低滲透早期注CO2近混相驅(qū)，典型代表為勝利油田高89-1區(qū)塊。

1.1 蘇北盆地草舍油田

草舍油田南斷塊泰州組油藏平均埋藏深度3 020 m，含油面積0.703 km2，地質(zhì)儲量142×104t，可采儲量59×104t，儲層平均孔隙度為14.8%，滲透率46.0×10-3μm2，地層傾角10°～15°，油藏溫度104 ℃，原油密度0.879 g/cm3，原油黏度12.80 mPa·s，為斷塊封閉的弱邊水—彈性驅(qū)動類型的塊狀砂巖油藏。注氣前油藏壓力為32.06 MPa，CO2-原油最小混相壓力29.34 MPa。2005年7月開始注氣采油先導(dǎo)試驗，2007年9月主體部位注氣，注采井距250 m 左右，采用連續(xù)注氣后轉(zhuǎn)水氣交替方式，2015年12月注氣結(jié)束（圖2）。試驗區(qū)注氣井6 口，采油井15 口，累計注氣20.8×104t，累計增油11.60×104t。2017年試驗區(qū)開展二次注氣試驗，探索注CO2后油藏提高采收率的可行性，截至2020年12月，二次注氣試驗累注氣8.2×104t，累增油1.92×104t。

圖2 蘇北盆地草舍油田注氣混相驅(qū)產(chǎn)油量組成曲線Fig.2 Oil production composition of miscible flooding in Caoshe Oilfield,Subei Basin

1.2 蘇北盆地馬38區(qū)塊

蘇北盆地馬38區(qū)塊地質(zhì)儲量41×104t，地層傾角10.5°，孔隙度16%，滲透率15.7×10-3μm2，原油密度0.84 g/cm3，原油黏度12.3 mPa·s，地層壓力21.0 MPa，地層溫度81℃，CO2-原油最小混相壓力28 MPa。2018年3月 開 展CO2試注，注采井 距300 m 左 右，2018年10月開展CO2非混相驅(qū)替，采用連續(xù)注氣方式，注氣井2口，日注氣41 t，截至2020年10月底，累積注入液碳1.5×104t，日增油3.1 t，累計增油0.47×104t，換油率0.313 t/t（圖3）。

圖3 蘇北盆地馬家嘴油田馬38區(qū)塊注氣非混相驅(qū)產(chǎn)油量變化曲線Fig.3 Oil production variation curve of gas injection immiscible flooding in Ma-38 Blockof Majiazui Oilfield in Subei Basin

1.3 張家垛油田張1區(qū)塊

張家垛油田張1 區(qū)塊位于蘇北盆地南部海安凹陷西部曲塘次凹的北部陡坡帶，主力含油層系為阜三段，油藏埋深2 700～3 700 m。儲層巖性以細(xì)、粉砂巖為主，儲層以長石石英細(xì)砂巖和巖屑石英細(xì)砂巖為主，動用含油面積0.91 km2，儲量47×104t，滲透率5×10-3μm2，孔隙度17%，地層傾角40°，地層溫度112 ℃，原油密度0.80 g/cm3，原油黏度1.74 mPa·s，CO2-原油最小混相壓力32 MPa，地層壓力32 MPa。區(qū)塊于2015年12月開始注氣，井距350 m左右，采用連續(xù)注氣方式，截至2019年12月底注氣累計增油1.93×104t，年增油7 186.66 t，月增油430.42 t，換油率0.82 t/t，累計換油率0.58 t/t，階段提高采收率4.10%（圖4）。

圖4 蘇北盆地張家垛油田張1區(qū)塊注CO2產(chǎn)量變化曲線Fig.4 Change curve of production before and after CO2 injection in Zhang-1 Block of Zhangjiaduo Oilfield in Subei Basin

1.4 腰英臺油田CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)

腰英臺油田CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)主要開發(fā)層系為青一Ⅱ和青二Ⅳ砂巖組，儲層中深2 100 m，平均孔隙度14.23%，平均滲透率2.0×10-3μm2，三角洲前緣沉積微相，天然微裂縫發(fā)育，裂縫密度0.2條/m 左右；原油黏度1.91 mPa·s，原油密度0.79 g/cm3，CO2-原油最小混相壓力26 MPa，注氣前平均地層壓力僅為12 MPa。油藏早期采用水驅(qū)開發(fā)方式，注氣前含水率82.4%，第一期試驗區(qū)2011年4月開始注氣，采用沿裂縫排狀井網(wǎng)線性驅(qū)替，注采井距300 m 左右，單井日注30 t 左右，連續(xù)注氣1.5 a 后，第二期試驗區(qū)轉(zhuǎn)注，與一期試驗區(qū)交替實施水氣交替驅(qū)。2015年8月停止注氣，累計注氣22.6×104t，累計增油1.74×104t，CO2階段埋存率92.6%（圖5）。

圖5 松遼盆地腰英臺油田CO2第二期先導(dǎo)試驗產(chǎn)油量變化曲線Fig.5 Oil production curve of the second CO2 pilot test in Yaoyingtai Oilfield of Songliao Basin

1.5 勝利油田高89-1區(qū)塊先導(dǎo)試驗區(qū)

該試驗區(qū)位于正理莊油田西部，主力含油層系為沙四段，地質(zhì)儲量170.0×104t，油藏埋深2 700～3 100 m，滲透率4.7×10-3μm2，孔隙度12.5%，原油黏度1.59 mPa·s，原油密度0.738 g/cm3，原始地層壓力41.8 MPa，地層溫度126 ℃，注氣前地層壓力23.2 MPa，最小混相壓力28.9 MPa。2018年1月開始注氣，超前注氣半年后，地層壓力升高6 MPa（圖6），對應(yīng)油井不壓裂可自噴生產(chǎn)。截至2020年11月，年產(chǎn)油0.73×104t，年增油0.33×104t，年注氣1.0×104t，累計注氣28.8×104t，累計增油9.3×104t，區(qū)塊提高采出程度5.4%，CO2換油率0.32 t/t，預(yù)測區(qū)塊最終可提高采收率14.6%。

圖6 渤海灣盆地正理莊油田高89-1區(qū)塊超前注氣結(jié)束后地層壓力分布模擬結(jié)果Fig.6 Simulation results of formation pressure distribution after advanced gas injection in Gao 89-1 reservoir of Zhenglizhuang Oilfield in Bohai Bay Basin

從已實施的CO2先導(dǎo)試驗見效情況看，不論是一般低滲還是特低滲油藏，都取得了較好的增產(chǎn)效果，特別是混相壓力較低油藏，油井見效比例高，有效期長，不僅技術(shù)上成功，也具有較好的經(jīng)濟效益。但中國CO2驅(qū)主要用于水驅(qū)無法正常開發(fā)的低滲透、特低滲透油藏，且多數(shù)采用壓裂開發(fā)，強非均質(zhì)性和優(yōu)勢通道導(dǎo)致氣竄嚴(yán)重，特別是裂縫性油藏非混相驅(qū)替，氣竄速度較快，腰英臺油田部分井2～3個月見氣，且氣油比上升速度較快，影響經(jīng)濟效益。

2 CO2驅(qū)關(guān)鍵指標(biāo)方面的認(rèn)識

CO2驅(qū)關(guān)鍵指標(biāo)主要指注入能力、增油量、提高采收率和換油率等方面，是CO2驅(qū)油可行性的重要表征。

2.1 與注水相比注入能力大幅度提升

低—特低滲透油藏實施CO2驅(qū)的最大優(yōu)勢是注入能力強，補充能量效果顯著。腰英臺油藏2-2 井Hall（霍爾）曲線分析表明注CO2能力是注水能力的2～3 倍（圖7）。衛(wèi)42 塊儲層滲透率3.85×10-3μm2，注水壓力高達(dá)40 MPa，注水井轉(zhuǎn)注氣壓力下降為30 MPa（表1），實現(xiàn)了注水困難油藏有效注入。

圖7 松遼盆地腰英臺油田腰2-2井注水注氣Hall曲線對比Fig.7 Comparison of Hall curves of water injection and gas injection in Well-Yao2-2 of Yaoyingtai Oilfield in Songliao Basin

表1 衛(wèi)42塊氣驅(qū)方案實施前后注入井情況對比Table 1 Comparison of injection wells before and after gas flooding of Wei-42 Block

2.2 單井產(chǎn)量提高1～2倍

從中國石化低—特低滲透油藏各試驗區(qū)實施效果看，方案實施6個月后油井逐漸見效，見效后油井產(chǎn)量有明顯的升高，其中混相驅(qū)、近混相驅(qū)單井產(chǎn)量升高1 倍以上，比如草舍泰州組CO2混相驅(qū)平均單井產(chǎn)量由2.05 t/d升高至5.79 t/d，增加了1.8倍；高89-1區(qū)塊近混相驅(qū)平均單井產(chǎn)量由2.84 t/d 升高至6.05 t/d，增加了1.1倍。非混相驅(qū)單井產(chǎn)量增加了30%以上，比如馬38 區(qū)塊平均單井產(chǎn)量由1.15 t/d 升高至2 t/d，增加了74 %；腰英臺油田注CO2后見效井平均單井增油0.67 t/d，比實施前增加40%。

2.3 換油率平均為0.2 t/t

中國石化已實施區(qū)塊的階段換油率介于0.1～0.4 t/t（圖8），其中換油率低于0.2 t/t的區(qū)塊數(shù)占總實施項目的40%左右，高于0.3 t/t的區(qū)塊數(shù)占總項目數(shù)不到30%，所有區(qū)塊平均換油率0.20 t/t，與美國0.4～0.5 t/t水平相比差距加大，需要進一步提高方案設(shè)計水平，改善CO2驅(qū)的經(jīng)濟效益。

圖8 部分低—特低滲油藏注CO2階段換油率對比Fig.8 Comparison of oil exchange rates during CO2 injection in some low-ultra low permeability reservoirs

2.4 預(yù)期提高采收率8%～12%

中國石化低滲透油藏CO2驅(qū)預(yù)期提高采收率幅度介于8%～12%，低于美國CO2驅(qū)提高采收率的平均值15.86%。主要原因：①美國CO2驅(qū)油藏以海相沉積為主，CO2-原油混相壓力低，部分油藏甚至低于10 MPa；②美國CO2設(shè)計注入量和實際注入總量都較高，但由于非均質(zhì)性強導(dǎo)致氣竄，中國CO2注入總量不高（圖9）。

圖9 部分低滲透油藏預(yù)期提高采收率對比Fig.9 Comparison of expected EOR in some low permeability reservoirs

2.5 封存率

從已實施區(qū)塊的監(jiān)測數(shù)據(jù)看，各區(qū)塊CO2采出量較低。截至2020年11月，各試驗區(qū)累計采出CO2量僅為13.92×104t，占總注入量的7.25 %，即目前階段埋存率為92.75 %。隨著項目的實施，CO2會逐漸產(chǎn)出，埋存率可能會出現(xiàn)較大幅度的下降。

美國CO2驅(qū)采用循環(huán)注氣方式，理論埋存率可達(dá)100%。根據(jù)中國碳中和的政策，未來實施CO2驅(qū)必然采用回收循環(huán)利用的技術(shù)政策。目前該技術(shù)已經(jīng)在中國石化華東油氣田試驗成功，能夠?qū)崿F(xiàn)100%的存碳率，并回收部分輕烴。

3 CO2驅(qū)技術(shù)政策方面的認(rèn)識

3.1 低滲透油藏水氣交替

中國油藏多為陸相沉積，非均質(zhì)性嚴(yán)重，必然影響CO2波及體積。除化學(xué)封竄外，注采方式優(yōu)化是防竄并提高CO2波及體積的主要手段。室內(nèi)研究表明，已有的注入方式中，水氣交替效果最好，周期注氣次之，連續(xù)注氣最差。從礦場實施情況看，由于低—特低滲透油藏注水較為困難，且擔(dān)心水鎖，多數(shù)試驗區(qū)在試注階段、驅(qū)替早期階段采用先連續(xù)注氣方式，隨著驅(qū)替的進行逐漸轉(zhuǎn)為水氣交替的方式。對比轉(zhuǎn)水氣交替前后的產(chǎn)量變化來看，即使轉(zhuǎn)水氣交替（WAG）前已經(jīng)見效，產(chǎn)量明顯提升，轉(zhuǎn)水氣交替后仍然會再次見效，產(chǎn)量會出現(xiàn)第二個高峰，比如草舍泰州組、張家垛油田張1 區(qū)塊（圖4）、張3 區(qū)塊（圖10）、腰英臺油田一期試驗區(qū)。對比不同方式換油率也可以看出，連續(xù)轉(zhuǎn)水氣交替換油率保持在較高水平，明顯高出連續(xù)注氣（曲塘、帥垛、華莊、祝莊、文138等低于0.2 t/t）的效果。因此，建議在能夠注水或者連續(xù)驅(qū)替一段時間后能夠注水的油藏實施水氣交替政策。

圖10 蘇北盆地張家垛油田張3區(qū)塊產(chǎn)油量與增油量變化曲線Fig.10 Variation curve of oil production and oil increase in Block-3 of Zhangjiaduo Block of Subei Basin

3.2 層系井網(wǎng)

層系、井網(wǎng)和井距對CO2驅(qū)波及體積和驅(qū)替效果影響顯著。實踐表明，CO2驅(qū)油層系劃分要保證主力油層發(fā)揮作用，嚴(yán)控射孔界限，盡量不壓裂。低—特低滲透油藏CO2驅(qū)合理井網(wǎng)形式要綜合考慮砂體分布形態(tài)、壓裂裂縫方位、剩余油分布、儲量動用程度等，現(xiàn)有先導(dǎo)試驗區(qū)主要采用五點法（高89-1 區(qū)塊）行列井網(wǎng)（腰英臺）或高部位點狀注氣（花32 斷塊、馬38 斷塊）；CO2驅(qū)合理井距主要考慮啟動壓力梯度和儲量豐度，既要使得原油能夠被驅(qū)動，又要經(jīng)濟有效，研究和礦場實踐表明，CO2驅(qū)技術(shù)極限井距是水驅(qū)技術(shù)極限井距的2 倍左右，一般為300～400 m，最大井距700 m可實現(xiàn)經(jīng)濟有效動用（中原油田文200）。

3.3 較高的壓力系統(tǒng)

中國油藏大多陸相生油，原油重質(zhì)組分含量高，原油密度和黏度相對較高，CO2-原油最小混相壓力較高，一般大于25 MPa，如何提高混相程度是CO2驅(qū)技術(shù)政策優(yōu)化的另一個核心。中國石化各試驗區(qū)主要采用超前注氣[17]、高壓低速[18]、控制注采比等方式保持地層壓力，改善混相程度。比如高89-1 區(qū)塊超前注氣半年，將地層壓力由23.2 MPa提高至29.2 MPa，達(dá)到最小混相壓力。目前，中國石化多家單位正在探索注入CO2增效劑來降低最小混相壓力的方法。該方法已在室內(nèi)實驗中取得了成功，最小混相壓力可降低20%以上。

3.4 低速開采

與水驅(qū)相比，油氣黏度比較大，在注氣驅(qū)油時大多會產(chǎn)生較為嚴(yán)重的黏性指進現(xiàn)象，同時CO2易溶解于原油并在原油中擴散，使得CO2驅(qū)存在相和組分兩個前緣。為了降低黏性指進并發(fā)揮CO2溶解擴散作用、延緩氣相突破時間，中國石化提出了周期注氣、異步周期注采等新低速開發(fā)模式。數(shù)值模擬表明，驅(qū)替速度越低，Peclet 數(shù)（對流速率與擴散速率之比）越小，擴散溶解作用發(fā)揮越充分，組分突破越早而相突破越晚，開發(fā)效果越好；由于CO2的擴散和溶解作用，在周期注氣、異步周期注采等的浸泡期間，黏性指進現(xiàn)象會逐漸消失，CO2進入連續(xù)驅(qū)替后剩下的旁通油等死油區(qū)部位，將這些連續(xù)驅(qū)替難以動用的剩余油采出。

此外，由于CO2流度大，陸相儲層非均質(zhì)性強，還應(yīng)持續(xù)加大技術(shù)攻關(guān)力度，研發(fā)低成本泡沫復(fù)合驅(qū)技術(shù)、智能注采調(diào)整技術(shù)等提高CO2波及體積技術(shù)；同時，加強驅(qū)油埋存一體化技術(shù)研究，變驅(qū)油導(dǎo)向為驅(qū)油封存協(xié)同導(dǎo)向，可實現(xiàn)增加原油產(chǎn)量和CO2埋存的雙贏。

4 CO2驅(qū)存在的主要問題

與北美相比，中國東部老區(qū)CO2驅(qū)無論在技術(shù)效果方面，還是經(jīng)濟效益方面都有很大差距，目前還難以規(guī)?；归_，存在的主要問題概況為如下幾個方面。

1）碳源缺乏

國外CO2驅(qū)氣源主要是天然CO2氣藏（85 %以上）及高碳天然氣開發(fā)副產(chǎn)品，比如Weyburn（韋本）油田項目來自美國北達(dá)科他合成燃料廠凈化裝置的CO2；中國天然CO2氣藏不足，高碳天然氣藏資源也有限，大規(guī)模發(fā)展CO2驅(qū)油需要借力工業(yè)廢氣的捕集處理，導(dǎo)致國內(nèi)CO2供應(yīng)不及時、供應(yīng)量不足且價格高昂，這也是現(xiàn)有項目經(jīng)濟效益有限的主要因素。在碳達(dá)峰、碳中和政策下，碳源價格有望下降，有利于CO2驅(qū)的推廣應(yīng)用。

2）運輸成本高

管輸是工業(yè)化實施CO2驅(qū)油和埋存的基本條件，國外管網(wǎng)發(fā)達(dá)，已經(jīng)建成的長距離輸送CO2管線超過3 000 km。國內(nèi)以車載、船運為主，管網(wǎng)不健全，中國石化只在小管徑短距離高壓輸送方面進行過嘗試。CO2氣工業(yè)化處理和管輸方法還沒有形成，限制了高含CO2天然氣田開發(fā)和CO2驅(qū)油規(guī)模應(yīng)用。

3）非均質(zhì)性強且混相難度大

國外實施CO2驅(qū)油的油藏以海相生油為主，儲層均質(zhì)性較好、混相壓力低；國內(nèi)主要針對難動用儲量，儲層品質(zhì)較差，且多數(shù)采用壓裂開發(fā)，非均質(zhì)性強，易產(chǎn)生氣竄，且陸相生油，原油多為石蠟基，CO2混相壓力高，多數(shù)試驗區(qū)最小混相壓力高于25 MPa，混相難度大。對中國石化部分低滲透油田數(shù)值模擬計算表明，混相體積系數(shù)一般小于35%，近混相體積系數(shù)一般小于50%（表2），說明對于中國東部陸相沉積低滲透油藏，CO2驅(qū)主要為非完全混相驅(qū)[19-20]。

表2 中國石化部分低—特低滲透油藏CO2驅(qū)混相程度評價Table 2 Evaluation of miscible degree of CO2 flooding in some oil reservoirs with low-ultra of low permeability of Sinopec

4）腐蝕問題嚴(yán)重

腐蝕問題是困擾中國石化大規(guī)模推廣CO2驅(qū)的重大問題之一，比如江蘇油田富14 區(qū)塊正是由于腐蝕問題導(dǎo)致試驗停止。目前中國石化CO2驅(qū)注采輸系統(tǒng)和產(chǎn)出氣循環(huán)利用系統(tǒng)以注防腐劑防腐為主，投資偏大，運行成本高。

整體來看，中國石化CO2驅(qū)受碳源和運輸成本偏高，以及油藏非均質(zhì)性強和混相壓力高等影響，提高采收率幅度不高，經(jīng)濟效果受限。

5 結(jié)論與建議

1）中國石化針對低—特低滲透油藏開展了多年的先導(dǎo)試驗，結(jié)果表明CO2驅(qū)解決了低—特低滲透油藏有效補充能量的難題，多采用連續(xù)注氣轉(zhuǎn)水氣交替的注入方式，混相驅(qū)平均單井增油1 倍以上，換油率介于0.15～0.40 t/t。

2）CO2驅(qū)油與封存是最為經(jīng)濟有效的減排方式，建議CCUS 整體優(yōu)化，并爭取國家政策，降低氣源成本，提升經(jīng)濟效益。

3）針對我國油藏地質(zhì)特點和缺乏低成本氣源的實際，探索CO2驅(qū)油與化學(xué)驅(qū)方法的復(fù)合增效驅(qū)油、CO2尾追煙道氣、N2等驅(qū)油機理與技術(shù)研究，發(fā)揮不同驅(qū)替劑的協(xié)同優(yōu)勢，提升CO2驅(qū)油效果。