纳米孔隙中CO2-助溶剂SAG提高页岩油采收率与封存的微观机理研究

《Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering》：Microscopic production characteristics and fluid behavior of shale oil in CO 2–cosolvent SAG process: Insights into EOR and carbon storage

为解决页岩油藏CO2注入面临的波及效率低、吸附油难动用及长期封存稳定性差等问题，研究人员通过非平衡分子动力学模拟，系统比较了DME和EA助溶剂辅助CO2驱、吞吐及SAG三种注入方式在有机-无机复合纳米孔隙中的提高采收率（EOR）和CO2封存（CS）性能。结果表明，SAG结合了驱替和吞吐的优势，早期焖确保充分接触，后期驱提供持续动力，吸附油置换效果最佳，且更多CO2能以吸附/溶解态稳定封存。助溶剂极性越接近原油，越能促进CO2-油混相，显著提升EOR和CS性能。该研究为页岩油藏高效开发与碳封存提供了理论依据和新方案。

　　

随着全球能源需求的持续增长和碳中和目标的推进，页岩油作为一种重要的非常规油气资源，其高效绿色开发技术备受关注。CO₂注入技术因其既能提高原油采收率（EOR）又能实现地质封存（CS）的双重效益，被视为页岩油藏开发的潜力途径。然而，理想很丰满，现实却很骨感。在实际应用中，CO₂注入面临着严峻挑战：广泛发育的纳米级孔隙使得CO₂难以有效波及和置换原油；复杂的有机-无机孔隙结构和原油组分（尤其是强极性的芳香烃和非烃化合物）导致大量原油以强吸附态存在，难以被CO₂置换；传统的CO₂驱替易发生气窜，而吞吐法则受限于有效波及体积，且大量CO₂返排影响封存效果。此外，地层温度压力条件、孔隙尺寸等储层特性如何影响CO₂的驱油与封存性能，其微观机理尚不明确。为了破解这些难题，寻找更高效的页岩油开发与碳封存一体化技术方案，研究人员将目光投向了助溶剂辅助的CO₂注入技术。

本研究聚焦于探究CO₂浸泡-交替注气（SAG）过程在页岩纳米孔隙中的微观机理。为了深入揭示这一过程，研究人员主要采用了非平衡分子动力学（NEMD）模拟这一关键技术。他们首先构建了能代表页岩基质特征的有机（II型干酪根）-无机（伊利石）复合纳米孔隙模型，并设定了三种不同极性组分含量的页岩油模型（I型、II型、III型）。通过大规模原子/分子大规模并行模拟器（LAMMPS）软件包，模拟了在不同注入方式（驱替、吞吐、SAG）、不同助溶剂（二甲醚DME、乙酸乙酯EA）、不同纳米孔隙直径（1-9纳米）以及不同储层深度（对应不同的温度压力条件和CO₂-油混相状态）下，流体在纳米孔隙中的行为。研究过程中，特别对页岩油的不同赋存状态（游离态、吸附态、溶解态）和CO₂的不同封存形式进行了划分和定量计算，并分析了密度分布、径向分布函数（RDF）、相互作用能、扩散系数等关键参数，从而从分子层面阐释了提高采收率和CO₂封存的微观机制与性能。

3.1. 页岩油的赋存特征

研究人员首先明确了页岩油在复合纳米孔隙中的赋存特性。结果表明，极性组分（如环己烷丙酸）与孔隙壁面（尤其是干酪根）的相互作用能远高于非极性组分，导致大部分极性组分被吸附在壁面附近，而非极性组分主要游离在孔隙中央。页岩油中极性组分含量越高，吸附相油的密度和比例也越高。纳米孔隙直径对赋存状态影响显著，在1纳米孔隙中几乎没有游离油，随着孔径增大，游离相比例增加，吸附相和溶解相比例下降。储层深度（温度压力）的变化对原油密度分布影响相对较小，但深部储层的高温高压条件会导致吸附层数略有增加。这些赋存特性的差异直接影响了后续CO₂的置换效果。

3.2. 不同CO₂注入方式的机理

对比CO₂驱替、吞吐和SAG三种注入方式的分子轨迹和相互作用能发现，SAG过程兼具了另外两种方法的优点：早期的浸泡阶段确保了CO₂与原油的充分接触和混相，其径向分布函数峰值表明两者相互作用较强；后期的驱替阶段则提供了持续的动力，将置换下来的油相有效地携带出孔隙。相比之下，驱替过程因连续推动而一定程度上抑制了分子扩散，导致混相效果稍差；吞吐过程则缺乏持续动力，波及范围有限，靠近生产端的原油难以被有效采出。相互作用能分析显示，SAG过程中CO₂与油之间的相互作用能与其对油的吸附能之差最大，表明其携带油的能力最强，同时CO₂在壁面的吸附也最强，有利于吸附油的置换和CO₂的稳定封存。

3.3. 不同CO₂-助溶剂注入方式的性能

在CO₂中加入助溶剂DME或EA后，三种注入方式的页岩油采收率和CO₂封存率均有显著提升，尤其是对吸附态和溶解态油的采收效果改善明显。其中，SAG结合助溶剂的效果最佳，使用DME时原油采收率最高可达72.22%，而EA则更有利于提高CO₂的封存率，尤其是吸附和溶解态的封存比例。机理分析表明，DME主要通过其醚基与CO₂的络合作用，增强CO₂在油中的溶解性和携带油的能力；EA则主要通过其酯基与CO₂的偶极-偶极相互作用，并凭借其较强的极性，更有效地促进CO₂与壁面吸附油的竞争吸附。这使得加入EA后，CO₂与壁面的相互作用能甚至超过了油与壁面的相互作用能，从而更有效地剥离吸附油。

3.4. CO₂-助溶剂SAG过程的影响因素

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  原油组分：原油中极性组分含量越低（如III型油），油与壁面吸附越弱，扩散性能越好，越有利于CO₂的波及和置换，采收率和封存率越高。助溶剂极性越接近原油，越能促进CO₂-油混相。
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  纳米孔隙直径：孔径越小，纳米限域效应越强，强烈抑制流体的扩散和运移，导致采收率和封存率较低。EA在小于5纳米的小孔径孔隙中通过增强竞争吸附，表现出比DME更好的提升效果；而在大孔径孔隙中，DME因其更强的促混相能力表现更优。随着孔径增大，游离态CO₂比例持续增加，不利于长期封存。
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  储层深度：随着储层深度增加，温度压力升高，CO₂与原油从非混相过渡到近混相再到完全混相。从非混相到近混相，各种赋存状态的原油采收率和CO₂封存率均有显著提升；但从近混相到完全混相，提升效果有限。深部储层条件下，助溶剂类型对封存率的影响减弱。

研究结论与意义

该研究通过系统的分子动力学模拟，深入揭示了CO₂-助溶剂SAG过程在页岩纳米孔隙中提高采收率和实现CO₂封存的微观机理与性能。研究结论强调，SAG注入方式结合了驱替和吞吐的优势，是页岩油藏CO₂注入的优化选择。助溶剂DME和EA通过不同的分子机制（增强携带能力与增强竞争吸附）协同提升CO₂的驱油与封存性能。储层条件（原油组分、孔隙尺寸、温度压力）显著影响技术效果，但并未改变两种助溶剂各自的优势领域。该研究不仅为页岩油藏CO₂-助溶剂SAG技术的工业化应用提供了重要的理论依据，也为针对不同储层特性优化注入参数、筛选助溶剂指明了方向，为实现页岩油高效开发与二氧化碳地质封存一体化提供了新的解决方案。论文发表于《Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering》。