超临界CO2-水浸泡对致密砂岩微观结构与力学性能的时效影响：对提高原油采收率与地质封存的启示

针对水力压裂(HF)过程中黏土膨胀导致的储层渗透率下降问题，研究人员系统评估了新型黏土稳定剂的抑制效果，提出包含孔隙填充效应的膨胀系数新公式，将测量误差降低15%，为优化压裂液配方和保障油气增产提供了关键技术支撑。

　　

在油气开采领域，水力压裂(HF)技术如同打开致密储层的"金钥匙"，但这把钥匙却面临着一个顽固的"锁芯堵塞"问题——当水基压裂液遭遇储层中的黏土矿物时，会引发黏土膨胀和颗粒迁移，导致近裂缝带的渗透率急剧下降。这种现象在富含蒙脱石等2:1型层状硅酸盐的砂岩储层中尤为显著，可能使压裂增产效果前功尽弃。尽管业界早已采用氯化钾等黏土稳定剂，但传统评估方法存在显著缺陷：线性膨胀测试忽略孔隙填充效应，而API标准仅关注短期膨胀行为，难以真实反映地下高温高压条件下的长期相互作用。

针对这一技术瓶颈，俄罗斯国立古勃金石油天然气大学的研究团队开展了一项创新研究。他们通过改进实验方法和理论模型，首次将黏土颗粒在孔隙空间的膨胀行为量化纳入评估体系，开发出能更准确预测储层伤害的新方法。这项发表于《Geoenergy Science and Engineering》的研究，为平衡压裂液成本与储层保护提供了科学依据。

研究团队采用三管齐下的技术路线：首先通过高压反应釜模拟超临界CO₂-水混合流体在储层条件下的浸泡实验；其次利用X射线衍射(XRD)和扫描电镜(SEM)表征微观结构演变；最后通过自主研发的膨胀系数公式，整合线性位移、孔隙填充率和吸附液量三维度数据。实验样本包括美国怀俄明州膨润土和俄罗斯西西伯利亚致密砂岩岩心，确保数据的地质代表性。

材料与方法
研究揭示了传统线性膨胀测试的固有缺陷：当使用4g未压实样品时，美国膨润土的膨胀斜率存在高达30%的离散度。通过将样品量优化至1g并延长观测时间，团队将误差控制在8%以内。新提出的膨胀系数公式创新性地引入孔隙填充校正因子，其计算式为K_sw=ΔL/L₀+α·(m_ads/ρ)，其中α表征膨胀颗粒对孔隙空间的占据效率。

结论
该研究证实，考虑孔隙填充效应的新评估方法可使测量精度提升15%，特别适用于含2:1型黏土矿物的致密砂岩储层。在80℃模拟储层条件下，含5%KCl的压裂液可使蒙脱石层间距稳定在12.5?，有效抑制渗透率损伤。这一发现为HF流体设计提供了关键参数：既要保证黏土稳定剂浓度足以抑制渗透压差引发的膨胀（>20?层间距变化），又要避免聚合物吸附造成的孔隙堵塞。

讨论与意义
这项研究突破了传统API 13I标准的局限，首次实现了储层条件下黏土-流体相互作用的动态量化。特别值得注意的是，新方法可准确预测VES(黏弹性表面活性剂)压裂液在含混层黏土储层中的长期稳定性——这类新型压裂液虽具有自动破胶优势，但其阳离子头基与黏土表面的电荷作用常被低估。研究团队进一步指出，在CO₂地质封存场景中，超临界态CO₂与地层水的协同作用可能加剧黏土膨胀，此时采用有机胺类抑制剂比传统无机盐更具优势。这些发现为非常规油气开发与碳封存工程的兼容性设计提供了理论框架。

Polina Krisanova和Sergei Borodin等作者强调，未来研究应聚焦于机器学习辅助的黏土稳定剂分子设计，通过建立层间距变化-渗透率损伤的定量关系模型，实现压裂液配方的智能优化。这项研究不仅解决了油气工程中的实际难题，也为页岩气开发、地热利用等涉及黏土-流体相互作用的领域提供了方法论借鉴。