基于新型相对渗透率测量方法的循环超临界多热流体增产效果分析

为解决超临界多热流体(SCMTF)在稠油开采中渗流特性不明、产能预测模型缺失的问题，研究人员通过高温高压稳态法测定SCMTF相对渗透率曲线，结合Stone-II模型和拟稳态渗流理论，建立了考虑scH2 O/scCO2 /scN2 协同作用的分层产能模型。研究发现超临界条件下油相渗透率突变使流动区扩大15.73%，忽略该特性将导致产量低估，为稠油藏绿色高效开发提供理论支撑。

　　

在全球气候危机与能源转型双重挑战下，稠油开采行业正面临传统热采技术效率低下、碳排放高的困境。超临界多热流体(SCMTF)技术因其能同时实现有机废水回收利用和CO₂
封存(CCUS)，被视为绿色开采的革命性方案。然而这种由超临界水(scH₂
O)、超临界二氧化碳(scCO₂
)和超临界氮气(scN₂
)组成的复杂流体，在储层中的三相渗流规律始终是未解之谜，严重制约着产能预测精度。

针对这一瓶颈问题，重庆科技学院等机构的研究团队在《Geoenergy Science and Engineering》发表创新成果。研究团队首先开发了高温高压稳态法测量系统，采用渤海油田稠油和砂样，在模拟储层条件下完成SCMTF相对渗透率测定；继而通过Stone-II模型计算各热区三相渗透率，结合非等温热扩散模型与拟稳态渗流理论，构建了首个考虑流体超临界突变特性和层间窜流的循环SCMTF增产数学模型。

实验材料与装置
采用含15%CO₂
和85%N₂
的混合气体模拟SCMTF气相组分，自主研发的测量系统包含耐温450℃、耐压32MPa的砂管模型。通过对比不同温度区产出油粘度，发现380℃时50℃粘度骤降31.03%，证实scH₂
O引发裂解反应。

油粘度分析
温度分区测试显示，超临界区(>374℃)油相渗透率曲线发生剧烈变化，等渗线中油流动区占比从38.86%跃升至54.59%。这种突变源于scH₂
O对重质组分的溶解分散作用，传统模型忽略该特性会导致产量预测偏差达18.7%。

模型假设与计算
建立考虑四热区(超临界/近临界/亚临界/热水区)的分层模型，引入前沿温度计算各区分区半径。模拟显示scN₂
/scCO₂
摩尔比提升0.2可使周期产量增加12.3%，而注入量每增加1000m³
热波及体积扩大8.5%。

结论与意义
该研究首次揭示SCMTF在储层中的三相渗流突变机制，证实超临界条件会重构油相流动通道。所建模型能准确预测多周期生产动态，为优化注采参数提供量化工具。技术突破不仅推动稠油热采向低碳化发展，更通过CCUS路径实现每吨原油减排CO₂
约0.15吨，对实现"双碳"目标具有战略价值。后续研究可结合数字孪生技术进一步提升模型在非均质油藏的适用性。