绿色阳离子表面活性剂强化碳酸水驱油技术：实现低界面张力并改善碳酸盐岩油藏润湿性与原油膨胀机制

为解决碳酸盐岩油藏提高采收率(EOR)过程中界面张力(IFT)降低不足的问题，研究人员创新性地将植物基阳离子表面活性剂(AOCS)与碳酸水(CW)结合，系统考察了温度(25-75°C)、压力(250-750 psi)和盐度(5-33K ppm)对IFT、原油膨胀(OS)及润湿性(CA)的影响。结果表明，在825 ppm AOCS、750 psi和75°C条件下，IFT降至0.482 mN/m，OS达29.41%，CA从油湿性(141.22°)转变为强水湿性(41.57°)。该研究为CO2封存与高效采油提供了可持续解决方案。

　　

在传统油气田开发中，碳酸盐岩油藏因其复杂的孔隙结构和强油湿性特征，常规水驱后仍有大量原油滞留地下。尽管碳酸水注入(CWI)技术能通过CO₂溶解实现原油膨胀和部分润湿性改变，但其界面张力(IFT)降低效果有限(通常>15 mN/m)，难以有效克服毛细管阻力。与此同时，传统阴离子表面活性剂在碳酸盐岩表面存在严重吸附问题，且合成化学品的环境负担日益凸显。这些瓶颈促使科学家寻求更高效、更环保的协同解决方案。

针对这一挑战，国内西南石油大学的研究团队在《Journal of Molecular Liquids》发表了一项突破性研究。他们创新性地将源自鳄梨油的绿色阳离子表面活性剂(AOCS)与碳酸水结合，通过多尺度实验揭示了该复合体系在提高采收率中的协同机制。研究人员采用高压悬滴法测定IFT，通过显微图像分析原油膨胀率，并利用接触角测量系统量化润湿性变化，系统考察了温度、压力和盐度等关键参数的影响。

界面张力调控机制
研究发现，AOCS的加入使IFT呈现典型表面活性剂浓度依赖曲线，但溶解CO₂使临界胶束浓度(CMC)从725 ppm偏移至825 ppm。在最优条件(75°C/750 psi/825 ppm)下，IFT降至0.482 mN/m，较纯碳酸水降低97.5%。这种协同效应源于CO₂分子与AOCS疏水链的共迁移行为，以及碳ic酸对原油极性组分的原位皂化作用。

原油膨胀增强效应
温度升高显著促进CO₂向油相扩散，在925 ppm AOCS时膨胀率达24.52%，是纯碳酸水的3.7倍。Marangoni界面不稳定性与表面活性剂薄膜的共同作用，创造了高效的质传递通道。值得注意的是，膨胀率在CMC后仍持续增长，表明AOCS分子在超CMC浓度下仍保持界面活性。

润湿性反转突破
接触角测试显示，625 ppm AOCS即可使碳酸盐岩从强油湿性(141.22°)转变为水湿性(<90°)，在10K ppm盐度下进一步降至42.6°。XRD证实，碳酸岩溶解与AOCS的协同作用清除了岩石表面吸附的沥青质/胶质层，而阳离子特性避免了传统阴离子表面活性剂的吸附损失。

盐度优化窗口
海水稀释实验发现10K ppm为最佳盐度，此时IFT(0.138 mN/m)和CA(42.6°)同时达到极小值。单/多价离子的竞争吸附形成"盐溶-盐析"动态平衡，Ca²⁺/Mg²⁺在高于15K ppm时会破坏表面活性剂分子排列。

这项研究的重要意义在于：首次证实植物基阳离子表面活性剂与碳酸水的协同效应，不仅将IFT降至EOR有效阈值(<1 mN/m)以下，同时实现29.41%的创纪录原油膨胀率；提出的"CO₂-表面活性剂"共输运机制为碳封存与采油一体化提供了新思路；开发的AOCS原料来自可再生资源，其环境友好特性符合全球碳中和战略。该技术已在伊朗西南部碳酸盐岩油藏获得验证，为老油田二次开发提供了技术经济性俱佳的解决方案。未来研究可聚焦于多孔介质中的运移机制及长期封存稳定性评估。