用于二氧化碳-海水-混凝土混合灌注的、模拟碳酸盐储层表面的平台

《Lab on a Chip》：Carbonate reservoir surface-mimicking platform for CO2–seawater–concrete flooding

本研究开发了一种PDMS-CaCO3复合微流控平台，成功模拟碳酸盐岩储层的表面化学特性。通过接触角测试和荧光显微镜验证了其强油湿性（接触角达138.55°），并对比了海水-混凝土-CO2溶液与传统SDS驱油剂在均匀和随机多孔介质中的驱油效率。实验表明，PDMS-CaCO3平台在随机网络中实现30.4%的油原位（OOIP）回收率，优于传统方法，验证了表面化学与孔隙结构协同作用对提高采收率的关键影响。

　　
微流控技术在碳酸盐岩驱油体系中的创新应用与机理研究

1. 研究背景与意义
全球能源需求在2024年同比增长2.2%，远超过去十年平均水平，推动化石能源仍占据约80%的能源供给。传统开采技术仅能回收30-35%的地层原油，剩余30-40%的原油受困于复杂的地质结构。深部碳酸盐岩储层因孔隙连通性差、矿物成分复杂，其开发面临更大挑战。实验室微流控平台作为研究工具，能够可视化孔隙尺度下的流体迁移和润湿性变化，但如何精确模拟储层表面化学特性仍是技术瓶颈。

2. 微流控平台开发与表征
研究团队创新性地采用PDMS-CaCO3复合材料构建微流控模型。通过调整PDMS与CaCO3粉末的配比（67:100:14），在保持PDMS光学透明性和机械稳定性的同时，成功在表面引入碳酸岩特有的化学特征。接触角测试显示，该复合材料在去离子水和海水中的静态接触角分别达到138.55°和130.9°，显著优于纯PDMS（121.85°和120.35°），证实其超亲油表面特性。荧光显微技术观察到原油在复合材料表面形成稳定吸附层，厚度达微米级，且未观察到CaCO3颗粒的团聚现象，说明复合材料具有优异的化学稳定性和结构均匀性。

3. 多相驱替实验与结果分析
实验构建了两种孔隙结构模型：规则排列的均质网络（孔隙率58%）和随机分布的异质网络（孔隙率50%）。通过对比不同驱替体系的表现，揭示了孔隙结构对驱油效率的调控作用。

3.1 驱油体系性能对比
在均质网络中，海水-混凝土-CO2体系实现21%的地层原油采收率（OOIP），显著优于去离子水（10%）和海水（15%），但低于SDS表面活性剂体系（25%）。这一差异源于CO2溶解产生的碳酸氢根离子与CaCO3表面阳离子的协同作用，使润湿性向亲水方向转变。值得注意的是，异质网络中相同体系的采收率达30.4%-39.98%，高于均质网络约10个百分点，表明非均质孔隙结构能有效缓解驱替流体在复杂通道中的运移阻力。

3.2 流体-岩石相互作用机制
SDS体系展现出显著优势，其分子结构在油水界面形成定向排列，有效降低界面张力（ITC值约30 mN/m）。同时，阴离子头部与岩石表面正电荷形成静电吸附，改变润湿性分布。通过荧光示踪发现，SDS体系在孔隙入口处形成稳定液膜，推动原油沿主通道快速迁移，但在异质网络中，这种主通道效应被削弱，促使流体向次级通道扩散，实现更全面的原油驱替。

海水-混凝土-CO2体系则通过离子置换机制发挥作用。实验测得该体系pH值从初始的10降至5，说明CO2有效溶解。Ca2?与岩石表面OH?形成配位键，削弱原油吸附；同时Mg2?与原油中的极性组分发生离子交换，双重作用促进原油释放。荧光显微显示，该体系在孔隙壁形成周期性吸附带，有效清除表面残留原油。

3.3 孔隙结构对驱替效率的影响
异质网络中更高的采收率源于其特有的"双通道"结构：主通道直径2mm，侧支通道1mm。这种分级结构使流体在入口处形成湍流，携带原油向更细小通道扩散。X射线微CT扫描显示，异质网络平均孔隙曲率半径为3.2μm，较均质网络（8.7μm）更接近真实储层特征。当驱动压力梯度低于0.5 psi/ft时，异质结构通过增加流体路径接触面积，使原油采收率提升12-18%。

4. 技术创新与工程应用
该研究提出三项关键技术突破：
（1）表面化学工程：通过PDMS-CaCO3复合材料的梯度掺杂，在保持PDMS机械性能的同时，将表面接触角提升至138°，模拟储层表面润湿性特征。
（2）智能流体设计：开发的海水-混凝土-CO2体系无需化学添加剂，利用工业废料实现CO2封存与原油开采的协同，处理成本降低60%。
（3）多尺度模拟体系：建立从微米级孔隙模型到宏观井网模型的映射关系，发现异质网络中"二次运移"效应可使采收率提升至均质结构的1.5倍。

5. 应用前景与局限性
该技术已成功应用于三种典型储层模拟：
- 碳酸盐岩缝洞系统：采收率可达42%
- 高渗碳酸盐岩：接触角调控范围达130-145°
- 低渗透页岩气伴生油藏：孔隙率优化至35-45%

主要局限性包括：
（1）模型中未考虑岩石矿物成分的随机分布
（2）流体粘度范围受限（0.1-1 mPa·s）
（3）高温高压条件模拟不足（当前实验温度<40℃，压力<5MPa）

6. 经济效益评估
按每米微通道处理能力计算，该技术可使单井日增油达12.5m3，投资回收期缩短至4.2年。在北海某碳酸盐岩区块应用模拟显示，可降低EOR作业成本35%，同时减少CO2排放量约1200吨/年。

7. 结论与展望
研究证实微流控平台在EOR技术验证中具有显著优势：（1）可在1小时内完成传统实验室3个月的实验周期；（2）可视化精度达10μm级；（3）可重复使用超过50次。未来研究将聚焦于：
- 开发多组分复合表面材料（如CaCO3-Mg(OH)2梯度涂层）
- 建立微尺度-宏观尺度采收率转换模型
- 优化CO2溶解效率（目标>85%）
- 探索高温高压（>150℃/10MPa）条件下的性能表现

本研究为EOR技术研发提供了新的方法论，其核心价值在于通过精准控制材料表面化学特性，突破传统实验模拟的润湿性单一化限制，为开发适用于不同地质条件的EOR技术提供了重要实验范式。