非化学CO2 微泡在低渗透油藏中的自适应调控与协同增油-碳封存机制研究

针对低渗透油藏CO2 驱油中存在的重力超覆、黏性指进等问题，研究人员通过系统实验首次揭示了微泡-孔隙自适应系数（MPAC=1.55）的优化关系，证实非化学CO2 微泡在气液比1:1、注入速率0.10 mL/min时兼具最优增油（较水驱提高24.21% OOIP）与碳封存性能（54.61% CSC），为CCUS技术提供了创新解决方案。

　　

在全球变暖与能源需求的双重压力下，如何实现石油开采与碳减排的协同成为能源领域的关键挑战。传统CO₂
驱油技术面临重力分异、气体突破等瓶颈，尤其在低渗透油藏中表现受限。尽管泡沫驱能改善波及效率，但化学添加剂带来的高成本与储层伤害问题突出。非化学CO₂
微泡（MB）技术因其环境友好性和独特物理特性（直径1-100 μm、高zeta电位、慢上升速率）成为研究热点，但其与储层孔隙的适配规律尚未阐明。

中国石油大学的研究团队在《Geoenergy Science and Engineering》发表的研究中，首次通过岩心驱替实验揭示了微泡-孔隙自适应系数（MPAC=微泡平均直径/孔隙平均直径）的最优值为1.55，并系统评估了气液比、注入速率对MB性能的影响。研究采用金属膜物理发泡技术生成直径2.24-12.48 μm的MB，结合核磁共振（NMR）和X射线CT等先进表征手段，对比了MB与水气交替注入（WAG）、连续CO₂
驱的增油与碳封存效果。

关键技术方法
研究选用渗透率0.80×10^-3
-5.44×10^-3
μm²
的油田岩心，通过调整金属膜孔径（0.2-1.0 μm）控制MB尺寸分布，采用微流控技术观察MB运移规律，结合敏感性指数分析评估参数影响权重，最终通过核磁共振量化孔隙结构变化。

研究结果

1. 微泡-孔隙自适应关系：MPAC=1.55时，MB既能有效封堵高渗通道，又保持良好注入性，突破压力梯度达0.48 MPa/m。
2. 操作参数优化：气液比1:1与注入速率0.10 mL/min组合下，MB的波及效率较基准水驱提升37.6%。
3. 增油与碳封存性能：MB驱油使采收率较水驱、WAG、连续CO₂
   驱分别提高24.21%、18.63%、10.52% OOIP，对应碳封存率（CSC）达54.61%，且NMR显示岩心孔隙度提升0.31%。

结论与意义
该研究证实非化学CO₂
微泡通过物理适配机制实现"堵大不堵小"，解决了传统化学泡沫在低渗透油藏中的适应性难题。MPAC概念的提出为现场参数设计提供了量化依据，而MB在增油与碳封存方面的双重优势，使其成为CCUS技术体系中的创新选择。未来需针对不同储层类型拓展MPAC阈值研究，并开发配套的井下MB发生装置以推动工业化应用。