纳米限域下CO2/H2O/N2多元热流体在石英纳米孔中驱替页岩油的分子动力学模拟研究

《Processes》：Molecular Dynamics Investigation of CO2/H2O/N2-Assisted Shale-Oil Displacement in Quartz Nanopores Under Nanoconfinement

　　

研究人员采用分子动力学（molecular dynamics, MD）模拟方法，研究了不同温度和压力条件下CO₂/H₂O/N₂多元热流体在α-SiO₂狭缝纳米孔中的页岩油驱替行为。结果表明，增加压力能有效促进原油驱替，且该促进效应表现出显著的孔隙尺度依赖性：在413 K下，当压力从10 MPa增至40 MPa时，4–10 nm孔中的驱替量从1.65–1.81 mmol/g升至1.87–2.08 mmol/g，其中较大孔隙的压力增益更为明显。升高温度持续增强驱替效果，但促进程度对孔宽呈非单调依赖：在20 MPa下，当温度从393 K升至513 K时，4–10 nm孔中的驱替量增加14.3%–19.5%，其中4 nm孔具有最大相对增益。在相同条件下，驱替量总体上随孔宽增大而增加，表明孔宽是纳米限域下控制驱替性能的关键结构因素。具体而言，随着孔宽减小，流体分子受到矿物壁更强的空间约束，迁移空间减小，从而放大了油–矿物界面相互作用对原油运移的限制。相反，较大的孔隙为多元热流体提供了充足的迁移空间，有效缓解了纳米限域的不利影响。压力、温度和孔宽通过不同但相互关联的微观机制共同控制多元热流体的驱替行为，为优化页岩油开发中多元热流体注入策略提供了分子层面的依据。

页岩油作为一种典型的非常规液态烃资源，储量丰富但储层孔隙尺度小、非均质性强、渗透率低，流体赋存状态复杂。其高效开发受限于纳米限域效应和油–矿物界面相互作用。单一CO₂驱替虽能促进原油运移，但在小孔中受到显著空间约束，效果有限。CO₂/H₂O/N₂多元热流体因各组分物化性质互补，有望通过多机制协同提高驱替效率，但其在纳米限域空间中的微观驱替机制尚不清晰。因此，研究人员采用分子动力学模拟，系统研究了不同温度、压力和孔径下该多元热流体在α-SiO₂狭缝纳米孔中的驱替行为。

研究人员构建了4、6、8、10 nm四种孔宽的羟基化α-SiO₂狭缝纳米孔模型，采用LAMMPS软件进行分子动力学模拟。水、CO₂/N₂、正辛烷（n-C₈H₁₈）和矿物壁分别用TIP3P、TraPPE、OPLS-AA和CLAYFF力场描述。模拟温度393–513 K，压力10–40 MPa，并对比了CO₂驱、CO₂/CH₄混合驱和CO₂/H₂O/N₂多元热流体驱。每个工况重复5次取平均值并计算标准差，以驱替量（单位质量固壁驱替的油摩尔数）和驱替效率为评价指标。

3.1 不同注入体系驱替行为比较：在6 nm孔中，相同条件下CO₂/H₂O/N₂多元热流体的驱替量在10–40 MPa范围内始终高于CO₂驱和CO₂/CH₄混合驱。CO₂/CH₄混合驱对压力最敏感，但绝对驱替量较低。分子构型显示多元热流体各组分协同渗入油相：CO₂促进油相内传质，H₂O调控矿物–流体界面，N₂改变气相组成，共同增强驱替效果。

3.2 压力影响：在413 K下，压力从10 MPa升至40 MPa，各孔宽驱替量均持续增加。4、6、8、10 nm孔中驱替量分别由1.65、1.73、1.78、1.87 mmol/g增至1.81、1.91、2.00、2.08 mmol/g，增幅约9.7%–12.6%，较大孔隙的增幅更明显。其原因在于高压使流体密度增大、驱替液与原油接触概率增加，并改变组分在孔内的分布与传质行为。

3.3 温度影响：在20 MPa下，温度从393 K升至513 K，各孔宽驱替量均增加，相对增幅为14.3%–19.5%。4 nm孔增幅最大（19.5%），10 nm孔最小（14.3%）。密度分布分析表明，升温使CO₂近壁吸附峰密度降低11.0%，体中密度增加3.7%；水相中心峰密度增加42.8%，而分散相密度下降63.9%，强化油水相分离，驱动更多n-C₈H₁₈进入可动体相。

3.4 孔宽影响：在相同温度和压力下，驱替量随孔宽增大而增加。4 nm孔中强纳米限域显著限制分子迁移，油–矿物界面作用阻碍原油运移；8–10 nm孔提供充足迁移空间，削弱限域不利影响。孔宽决定了体系整体驱替水平，而压力和温度通过改变流体热力学状态和分子热运动起调节作用。

讨论与结论：压力、温度和孔宽通过不同但相互关联的微观机制共同控制多元热流体的驱替行为。压力增加提高流体密度和油–流体接触，温度增强分子热运动与原油流动性，孔宽则决定可迁移空间和限域强度。结论可归纳为：一是升高压力有效促进驱替，且该效应具有孔隙尺度依赖性；二是升高温度持续促进驱替，但促进程度随孔宽呈非单调变化；三是相同条件下孔宽越大驱替量越高，10 nm孔始终最高。研究局限性包括：采用刚性石英壁，未考虑有机质和孔结构变形；TIP3P水模型在513 K下的适用性需进一步验证；引用的部分现场数据源于稠油热采，不能直接作为页岩油驱替的验证依据。未来需构建矿物–干酪根复合表面模型，并结合页岩油特异性实验与现场数据验证分子模拟结果。