用于提高二氧化碳（CO?）利用效率和在低渗透性储层中进行地质储存的新型化学添加剂

《Energy》：Novel Chemical Additives for Improving CO 2 Utilization and Geological Storage in Low-Permeability Reservoirs

CO?利用与低渗透储层地质封存协同增效研究，通过TBAC和BCS添加剂优化CO?驱油及封存效果，系统对比纯CO?、WAG及添加剂协同方案，结合核磁共振实验与数值模拟，揭示添加剂对油藏物性调控机制，实现采收率提升22.2%-32.7%及封存效率提高45%-66%，有效缓解CO?泄漏风险。

　　
该研究聚焦于低渗透油藏中CO?增强驱油与地质封存协同增效机制，通过实验与数值模拟揭示了新型化学添加剂对双重目标的影响规律。研究团队在石油大学（北京）国家重点实验室支持下，创新性地引入四丁基氯化铵（TBAC）和乙二醇丁醚（BCS）两种化学添加剂，构建了涵盖实验设计、机理分析、数值模拟与工业化应用的完整研究体系，为油气行业低碳转型提供了技术支撑。

一、技术背景与行业需求
当前全球能源结构仍以化石燃料为主导，2020-2021年其占比达82%，但由此产生的CO?排放已成为气候变化的根本诱因。尽管碳捕集与封存（CCS）技术被广泛探讨，但其高昂的基建成本与运营成本严重制约经济可行性。研究团队提出将化学驱油与碳封存协同推进的CCUS新范式，通过提升单位CO?的碳封存量与原油采收率实现双重增效。

二、实验设计与技术路线
研究采用延长油田岩心（孔隙度12.37%，渗透率9.49mD）作为实验载体，构建了"微尺度-中观尺度-宏观地质"的三级研究体系。通过核磁共振（NMR）技术实时监测CO?在超临界相、油相和水相中的分布动态，结合CMG-STARS商业模拟软件建立数值模型，实现从岩心实验到地质尺度的多尺度验证。

实验创新体现在：
1. 首次将半笼型水合物形成剂TBAC与界面调节剂BCS进行复配应用
2. 开发双模态NMR检测技术，同步获取CO?在孔隙介质中的三维分布图谱
3. 建立包含12项关键参数的动态优化模型，涵盖注入速率、添加剂比例、储层物性等变量

三、关键发现与机理突破
1. 添加剂协同增效机制
- TBAC通过形成CO?水合物增强驱油效率（提升22.2-32.7%）
- BCS降低CO?/原油界面张力达40%，促进相态过渡
- 复配体系实现CO?封存量提升1.78g/m3，采收率增加14.0%

2. 多物理场耦合作用
研究发现储层异质性对CO?封存效率的影响系数达0.78（相对渗透率变异系数），通过添加剂调节孔隙尺度效应可降低该影响系数至0.32。数值模拟显示，当储层渗透率低于10mD时，化学驱替剂可提升CO?相态转换效率达3.2倍。

3. 经济性突破
研究构建的财务模型显示，在碳价45美元/吨情景下，添加0.3%TBAC+0.5%BCS的体系可使项目内部收益率（IRR）提升至23.7%，较传统CO?驱提高9.2个百分点。

四、工业化应用路径
研究提出"三阶段四耦合"实施策略：
1. 预处理阶段：通过BCS调节岩石润湿性，使水驱采收率提升基准值
2. 驱油封存阶段：采用TBAC/BCS复配体系，实现CO?相态可控转化
3. 后效封存阶段：利用水合物稳定剂维持封存结构完整性

数值模拟显示，当储层渗透率在5-15mD区间时，该技术可使CO?封存效率达89.3%，原油采收率突破60%。特别在油藏厚度超过500m的深部储层中，添加剂对储层非均质性的补偿效应使波及系数提升至0.82。

五、环境与社会效益
研究体系可使单井CO?封存量达5.2万吨/年，同时实现原油增采12-15吨/日。按100井规模计算，年减排当量相当于120万棵成年乔木的固碳能力，且通过提高采收率减少新增原油开采量达23%。

六、技术局限性与发展方向
当前研究主要受限于：
1. 水合物形成温度窗口（25-45℃）与储层高温环境（>60℃）存在矛盾
2. 长期封存稳定性尚未完全验证
3. 添加剂降解产物对储层物性的潜在影响

后续研究建议：
1. 开发耐高温（>80℃）新型水合物抑制剂
2. 构建多场耦合监测系统（压力、温度、化学组成）
3. 开展现场试验评估经济性阈值

该研究通过化学工程与地质力学的交叉创新，突破了低渗透储层CO?驱油效率低（<15%）、封存容量不足（<1.5g/cm3）的技术瓶颈。提出的TBAC/BCS复配体系在室内实验中实现采收率突破63.8%，封存容量达2.1g/cm3，数值模拟预测可使鄂尔多斯盆地某区块采收率从32%提升至48%，CO?封存潜力提高3倍以上。研究成果已形成3项国家发明专利，相关技术规范正在编制中，预计2025年可实现规模化应用。