- 杨柳;朱凯;张记刚;芮振华;董广涛;朱政霖;张明博;陈浩儒;
CO_2微纳米气泡在提高采收率与碳封存方面存在巨大潜力，但是大多数油藏环境具有高温、高矿化度和低渗透率等储层特征，影响微纳米气泡稳定性及驱油效率。基于CT扫描获得的非均质多孔介质模型，制备刻蚀芯片，开展了微流控可视化实验。通过显微镜观测驱替过程中油水界面变化、油滴剥离及运移特征，分析微纳米气泡流度调控对驱油效率及残余油分布的影响。结果表明：低流速(0.1μL/min)时气泡通过贾敏效应封堵高渗通道，采收率较水驱提高53.8%;高流速(2μL/min)阶段剪切触发气泡聚并形成优势路径，驱油效率提高34.8%;相较于N_2、H_2和O_2体系，CO_2微纳米气泡对盲端孔隙封堵效果最佳(残余油降低38%～45%),但低流速驱替动力较弱导致采收率较N_2低7.3%;CO_2采收率随流速单调上升，N_2体系超过0.5μL/min后采收效率下降6.5%。CO_2微纳米气泡通过“封堵-剪切”动态平衡突破传统驱替极限，其自适应流度调控机制(低流速重构流场/高流速贯通通道)使采收率增速随流速的提升而提高2.8倍。
2025年04期 v.57 1-11页 [查看摘要][在线阅读][下载 5183K] - 赵静;王麓涵;宋刚祥;杨珺;何岩峰;王秀坤;杨柳;
为满足碳捕集、利用与封存(CCUS)中CO_2地质封存技术需求，构筑了基于硅量子点(SiQDs)强化泡沫体系，采用T型微通道结合高速摄像技术，追踪不同工况下CO_2微气泡的演化过程，探究硅量子点对CO_2微气泡动态行为的界面调控机制。研究表明：流动参数对气泡动力学行为具有显著影响：当连续相流速(0.05～2.00 mL/min)增加，CO_2微气泡长度逐渐减小，剪切力逐渐增大取代界面张力成为气泡尺寸调控的主导因素；适量SiQDs(0.05%)可以吸附至气泡界面，提升流体的黏弹性，可有效抑制CO_2微气泡聚并与破裂，显著增强泡沫稳定性；在流体剪切力与SiQDs界面吸附的协同作用下，微气泡生成频率较纯表面活性剂泡沫体系提升20%～30%、颈部宽度变化速率提升5%～10%。将零维纳米材料SiQDs引入CO_2泡沫强化体系，成功制备出高稳定性且尺寸较小的CO_2微气泡，为硅量子点在CO_2地质封存技术中的应用提供了理论基础与实践依据。
2025年04期 v.57 12-21页 [查看摘要][在线阅读][下载 1667K] - 李一波;夏玉良;高浩;朱美熙;赵杰;裴中睿;孟星宏;杨涵悦;
重力辅助CO_2驱技术在长庆侏罗系小倾角低渗油藏取得了较好的应用效果，但目前仍存在提高采收率效果主控因素不明确的问题。为此，通过29组岩心驱替实验，从岩心尺度上分析出小倾角低渗透油藏(倾角0°～10°,渗透率3～15 mD)条件下，对重力辅助CO_2驱提高采收率效果影响由大到小的因素依次是混相程度、原油黏度、气驱初始含水饱和度、储层渗透率、构造幅度、倾角，旨在为该技术在长庆侏罗系低渗油藏中选区、选井、选层及后续的工艺技术推广提供理论支撑。
2025年04期 v.57 22-30页 [查看摘要][在线阅读][下载 1893K] - 赫文豪;吴承宇;钱硕;王海柱;李雪;刘利;张润青;
盖层密闭性对于实现碳封存技术具有重要意义，但其对CO_2的封闭能力受到热-流-固多物理场耦合作用从而产生相应变化。为明晰盖层中CO_2吸附运移微观作用机理，采用分子模拟方法(巨正则蒙特卡罗模拟、分子动力学模拟),建立热-流-固多物理场耦合作用下盖层纳米级孔喉CO_2微观吸附运移模型，探究地层温度、地层压力及地层孔喉尺寸对CO_2吸附-运移特性影响规律。结果表明：CO_2在盖层中的运移渗透效果受热-流-固等多物理场影响，随着温度的升高和压强的降低，CO_2在纳米孔孔喉中的吸附量呈非线性下降。当温度从300 K上升至600 K,纳米孔喉对CO_2吸附量与吸附热降幅分别达71.4%和54.1%;当压力从1 MPa上升至60 MPa,相应吸附量由0.197 mmol/g升高至5.818 mmol/g,吸附热增长85.8%;同时，孔喉尺寸的增大使CO_2吸附量增加，但其与壁面反应吸附热降低。该研究可为CO_2地质埋存在盖层密闭性微观评价方法和CO_2封存场地选址提供理论依据和方法支撑。
2025年04期 v.57 31-42页 [查看摘要][在线阅读][下载 3368K] - 龚武镇;时贤;徐潇月;张燕明;黄维安;刘雪芬;许洪星;
综合考虑CO_2物性参数的温压响应特征和拉伸-剪切复合裂缝扩展准则，建立了热-流-固耦合超临界CO_2压裂射孔井裂缝扩展模型，基于位移不连续法进行离散求解，并与传统二维Khristianovic-Geertsma-Deklerk(KGD)解析模型和常规水力压裂模型进行对比，研究了射孔角度、地应力差、注入流量和地层温度对超临界CO_2压裂射孔井裂缝扩展规律的影响。结果表明：建立的模型与KGD解析结果均较好吻合；相较于传统水力压裂，超临界CO_2压裂产生的裂缝长度更长，而裂缝宽度更小；射孔方位角增大时近井带裂缝挤压显著，裂缝宽度减小，且伴随着显著的裂缝转向，射孔角度为15°和90°时，裂缝偏转角度分别为12.71°和71.34°;随着水平地应力差的增加，裂缝偏转角度增大，最大水平主应力为30 MPa,最小水平主应力为10 MPa和25 MPa时，裂缝偏转角度分别为90.00°和77.74°,且伴随着更小的裂缝开度；随着注入流量增加，裂缝内净压力增大，增强了超临界CO_2对裂缝的挤压程度，有利于形成缝长较长和开度较大的优质裂缝网络；随着温度升高，裂缝入口宽度减小，缝长增加。该研究有助于促进超临界CO_2压裂技术的发展。
2025年04期 v.57 43-54页 [查看摘要][在线阅读][下载 1823K] - 王博;颜廷巍;杨柳;周航;吴锦彪;史永祥;
研究非常规油气储层中压裂技术对于推动非常规油气资源的高效、环保开发具有重要意义。传统水力压裂技术在实际应用中面临高耗水量、储层伤害等问题，限制了其在特定油气藏中的适应性。CO_2前置压裂技术作为一种新型的无水压裂技术，在非常规油气藏开发领域展现出广阔的应用前景。文章通过对国内外CO_2前置压裂技术相关文献的系统梳理，围绕CO_2前置压裂的压裂机理、工艺优化、CO_2-岩石-原油相互作用机制、裂缝扩展规律及现场应用等方面进行了深入研究，重点分析了CO_2在裂缝起裂、扩展及与原油相互作用过程中的特征，以及天然裂缝分布、CO_2注入排量、地应力场、储层岩性等关键因素对CO_2压裂效果的影响。研究表明：天然裂缝、地应力和施工排量是决定裂缝扩展形态与储层改造体积的关键因素；CO_2进入储层后可与岩石发生物理化学作用，降低岩石力学强度，进一步促进裂缝扩展并形成高效油气流动通道；在页岩油、低渗透油藏和稠油等储层中，CO_2前置压裂已展现显著增产效果，但其适用性机理及优化设计方法仍有待深入研究。文章总结了CO_2前置压裂技术在非常规油气藏开发中的应用现状，并提出了未来CO_2前置压裂技术的研究方向。
2025年04期 v.57 55-68页 [查看摘要][在线阅读][下载 1870K] - 邹文超;黄中伟;李琨;武晓光;张旭;彭三力;
液氮循环压裂作为一种超低温无水压裂方法，具有高效提产、环保降伤等优势，在非常规储层展现了良好的技术潜力和应用前景。低温致裂岩石是液氮改造储层的基础和关键，为了揭示液氮循环压裂提高储层改造效率的微观机理，文章开展了砂岩和煤岩循环液氮冻融实验，借助微米CT扫描技术，研究了液氮循环冷冻作用下砂岩和煤岩的微观孔隙结构及孔喉连通性的演化特征，并分析了孔隙水对液氮循环冷冻效果的影响。研究结果表明：随着液氮冷冻次数的增加，岩心内孔裂隙数量及尺寸相应增加，孔隙间连接拓扑关系增强；由于矿物组分和胶接结构的不同，液氮循环冷冻作用对不同岩样的损伤破坏程度与形式存在差异；煤岩对液氮循环致裂作用的敏感性显著高于砂岩，液氮冷冻5次后，煤岩岩样的孔隙度、分形维数分别增加了482.4%、13.47%,分别是砂岩岩样的5.5、4.6倍；孔隙水可以使岩心产生更复杂和更高连通性的裂缝网络。综上，液氮循环冷冻可通过促进孔隙结构的扩展与连通，显著增强岩石的渗透性并降低其力学性质，研究结果从微观机制上为深入理解液氮冷冻作用对岩石力学和渗流行为的影响提供了有力支撑。
2025年04期 v.57 69-81页 [查看摘要][在线阅读][下载 6129K] - 王加伟;于海洋;刘城名;巫永恒;孙灵辉;王雨蒙;张磊;汪洋;
油气相对渗透率是表征储层多孔介质中油气渗流规律的重要参数，现有非稳态法测定油气相对渗透率曲线的JBN模型未考虑气体扩散作用的影响。然而，在油藏开发中，气体扩散作用的影响不可忽略。文章通过菲克定律、达西定律及物质平衡方程等，建立了考虑气体扩散作用的油气相对渗透率曲线测定模型，对比了该模型与JBN模型得到的CO_2-原油油气相对渗透率曲线，揭示了扩散作用对油气相对渗透率的影响机制。研究结果表明：当考虑气体扩散作用时，油相相对渗透率升高，气相相对渗透率降低；考虑气体扩散作用前后的油气相对渗透率差距在6%～38%之间，且随着含油饱和度减小而降低，影响程度的大小取决于CO_2-原油体系扩散系数的大小。由结果可知考虑扩散作用的油气相对渗透率曲线更能准确地反映油气渗流规律，可为准确理解油藏CO_2吞吐提高采收率机理提供新的思路。
2025年04期 v.57 82-90页 [查看摘要][在线阅读][下载 1575K] - 皮之洋;惠钢;李靖;姚福裕;包鹏虎;
页岩储层注CO_2开发具有提高原油采收率和封存的双重效果。室内岩心实验和矿场规模模拟主要通过产油量的增加幅度来证实技术的可行性，但地下多相流体微观渗流规律和机理往往被忽略，导致CO_2驱油的微观运移与赋存特征、开发动态难以捕捉。文章以Duvernay页岩储层为例，在区块地质背景和生产特征的分析论证基础上，开展注CO_2驱油的微观流动模拟研究：首先，分析Duvernay页岩储层中孔隙和喉道的分布特征，对储层岩心扫描图片进行灰度与形态学处理后建立微观孔喉模型；然后，利用该模型，结合追踪流体界面的相场方法，模拟了Duvernay页岩储层注CO_2驱油过程中多孔介质的流体流动规律；其次，应用模拟结果分析不同CO_2注入量条件下生产特征和剩余油特征，并获取润湿相和非润湿相的相对渗透率曲线；最后，对比分析不同注入速度、原油黏度、接触角方案对CO_2驱油过程中开发、封存效果的影响。结果表明：(1)随着驱替前缘沿优势通道向前推进，模型出口端CO_2采出速率逐渐上升，油相采出速率逐渐下降；CO_2注入量超过3 PV后，发生突破，形成膜状、柱状、簇状和盲端4类剩余油。(2)CO_2驱油膨胀降黏作用的波及系数达到37.08%～41.30%,对产量影响最大，采油效果显著。(3)CO_2驱油的吸附改变润湿性作用改变润湿接触角，使模型朝着剥离壁面原油、有利于封存的方向发展，形成束缚和吸附封存2种模式。(4)提高注入速度对增大波及系数影响不大，但驱替作用可以改变微观数值模型入口附近的压力场分布，为后续开发创造更好的条件。研究成果以可视化技术揭示了CO_2与原油的多相渗流过程，为页岩储层注CO_2微观采油作用机制提供了理论支撑。
2025年04期 v.57 91-104页 [查看摘要][在线阅读][下载 3060K] - 韩晓冰;于海洋;马瑞;黄小明;宋甲邦;刘路;唐慧婷;汪洋;
低渗油藏非均质性强，注气开发易发生气窜。尽管水气交替驱可抑制气窜，但其开发效果依然有待提升。文章通过岩心驱替实验，结合核磁共振扫描，通过对比水驱、CO_2驱、水气交替驱、碳化水-CO_2交替注入的驱油与CO_2埋存效果，探究碳化水-CO_2交替注入提高采收率、实现CO_2埋存的可行性，并利用油藏数值模拟分析注入速度、水气比和段塞体积对其效果的影响。结果表明：(1)碳化水-CO_2交替注入的采收率为74.62%,分别比CO_2驱、水气交替驱提高了8.40%、3.83%;大孔隙、中孔隙、小孔隙的采收率分别为85.34%、65.54%、44.06%;(2)碳化水-CO_2交替注入的CO_2埋存率为51.02%,高于CO_2驱，略低于水气交替驱；(3)在文章研究参数范围内，随着注入速度增加，累积注入量增大，采收率提升，但CO_2埋存率降低；水气比过高或过低均不利于采收率的提高，而高水气比有助于提升CO_2埋存率；段塞体积减小能够同时提升采收率和CO_2埋存率。由以上结果可知，碳化水-CO_2交替注入可提高低渗油藏采收率、实现CO_2埋存，是一种极具潜力的开发方法。
2025年04期 v.57 105-112页 [查看摘要][在线阅读][下载 1521K] 下载本期数据