利用表面活性剂交替气体注入技术提高蜡质原油的采收率：在原油采收与二氧化碳封存之间的权衡

《Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects》：Enhanced Waxy Crude Oil Recovery Using Surfactant-Alternating-Gas Injection: A Trade-off Between Oil Recovery and CO2 Retention

　　Pirada Madla|Vorasate Thanasaksukthawee|Kulasatree Teerapong|Hutthapong Yoosook|Suparit Tangparitkul
Thailand清迈大学工程学院采矿与石油工程系，清迈50200

**摘要**
在不相溶条件下，从含蜡原油储层中回收石油仍然是一个主要限制因素。高最低互溶压力（MMP）和强烈的毛细管效应限制了流体置换的效率。传统的二氧化碳增强采油（CO?-EOR）技术往往忽视了同时进行二氧化碳封存的潜力，尤其是在气体扩散和扫掠效率低的不相溶条件下。为了解决这一挑战，本研究比较了在不相溶条件下表面活性剂交替注入（SAG）与水交替注入（WAG）的效果，旨在评估这两种方法在提高采油效率和地质储存方面的表现。实验使用了在低于原油MMP的压力下饱和的相同砂岩岩心样品。在初次水驱后，分别用超临界二氧化碳和去离子水（WAG）或非离子表面活性剂溶液（SAG）进行了三个交替的注入周期。通过测量关键的流体-流体-岩石界面性质，阐明了由毛细作用驱动的置换机制。结果表明，SAG方法实现了显著更高的石油回收率（约67.0%），而WAG方法仅为约40.8%；这主要是由于SAG方法的界面张力降低了约3.4倍，从而减少了毛细管阻力并增强了微观置换效果。然而，SAG方法的二氧化碳滞留率较低（约14.0%），而WAG方法为约21.2%，这表明较低的毛细管压力也减少了二氧化碳在多孔介质中的捕获。岩心两端压力差异的分析揭示了两种方法之间的显著置换行为差异。这些发现突显了EOR和二氧化碳储存之间的权衡关系，为设计能够在碳约束能源情景下同时实现石油生产和二氧化碳储存目标的交替注入方案提供了机制上的见解。

**引言**
二氧化碳增强采油（CO?-EOR）是一种先进的技术，利用二氧化碳作为溶剂来 mobilize 原油初次和二次采收后残留的石油。该方法已被广泛应用，通常可额外提高5-15%的石油回收率[1],[2],[3],[4],[5],[6]。除了提高采油效率外，CO?-EOR还在一定程度上实现了二氧化碳的地质封存[1],[7],[8],[9]。最近的研究越来越强调CO?-EOR作为一种双重目的的技术——在提高石油回收率的同时，有助于长期封存二氧化碳[10]。然而，注入的二氧化碳密度远低于残留石油，这常常导致不利的气体扩散现象，使得二氧化碳容易向上迁移并提前突破，从而导致扫掠效率低下[11],[12]。为了缓解这些置换挑战，采用了水交替注入（WAG）策略，即交替注入密度较大的水相和二氧化碳[3],[13],[14],[15],[16],[17]。这种方法减少了不同相之间的重力分离，从而提高了储层内的宏观扫掠效率[18],[19]。

除了提高扫掠效率外，注入的二氧化碳与原油之间的互溶性还可以通过促进“微观”置换来进一步提高采油效率。当二氧化碳溶解在石油相中时，它可以降低油的粘度并增加其流动性，使其更容易产出[20]。然而，这种互溶性效果取决于原油的最低互溶压力（MMP），储层压力必须超过这一压力。如果储层压力低于MMP，二氧化碳将与石油保持不相溶状态，导致置换效果不佳，这种现象称为不相溶水驱。

近期研究强调了MMP的关键作用，其主要由原油的成分决定[23],[24],[25]。对于含有大量长链烃类（例如，C21+含量超过60%）的原油，MMP往往显著升高。在一项研究中，分别在高于（16 MPa）和低于（8 MPa，MMP为12.7 MPa）的压力下进行二氧化碳水驱，得到69.4%和32.6%的石油回收率，这突显了可相溶水驱与不可相溶水驱之间的性能差异[26]。虽然互溶性在高压条件下促进了有效的置换，但低压条件对不可相溶二氧化碳水驱来说是一个关键挑战，尤其是在以重质烃类为主的“含蜡”原油系统中[27],[28],[29]。

由于含蜡原油通常具有较高的MMP，因此不可相溶二氧化碳水驱可能需要额外的机制来提高采油效率，特别是在孔隙尺度上。一种方法是使用化学添加剂（如表面活性剂）来促进微观置换[30]。表面活性剂可以通过降低油-水界面张力 and/或改变岩石润湿性来增强被捕获石油在孔隙尺度上的移动[31]。这些界面变化降低了毛细管压力，而毛细管压力是阻碍残余石油置换的关键 force。毛细管压力（pc）通常表示为 pc=2σcos?θr，其中σ 是油水界面张力，θ 是三相接触角，r 是多孔介质的孔径。这一原理构成了表面活性剂交替注入（SAG）的概念，即通过交替注入表面活性剂溶液和二氧化碳来提高置换效率。尽管SAG在可相溶EOR系统中的效果已得到广泛研究，但在不可相溶条件下的有效性——尤其是在含蜡原油储层中——仍需进一步探索。此外，大多数先前的研究主要集中在石油回收效率上[32],[33],[34],[35],[36]，对二氧化碳滞留行为的评估较少。在碳捕获、利用和储存（CCUS）的背景下，这种局限性尤为重要，因为必须同时考虑石油回收效率和二氧化碳封存。本研究旨在评估SAG方法在不可相溶条件下的EOR性能。实验使用了相同的砂岩岩心样品作为多孔介质，并在低于原油MMP的压力下进行，以确保置换过程是不相溶的。分别应用了两种交替注入方案（WAG和SAG）各三个周期，之后进行初次水驱。还测量了关键的流体-流体-岩石界面性质，以阐明置换机制。同时评估了二氧化碳在岩心中的滞留情况，以考察该过程的双重功能：石油回收和二氧化碳地质储存。通过比较WAG和SAG的方法效果，评估了石油回收与二氧化碳封存之间的平衡，为开发同时实现生产效率和碳管理目标的综合EOR策略提供了见解。

**部分摘录**
**岩石样品**
本研究使用了来自中国Universal Petroleum Tech Pty., Ltd.的露头砂岩样品。准备了两个直径37.5毫米、长度57.5毫米的相同圆柱形岩心样品用于水驱实验。还从这些岩心中提取了约5毫米厚的薄片，以评估岩石-流体-流体之间的相互作用。
**油-水-岩石界面性质及其对表面活性剂添加的响应**
尽管油-水-岩石系统的界面性质（即σ 和 θ）是在常压下测量的，但它们对表面活性剂添加的响应可以很好地解释在高压力条件下的流体置换现象。以下讨论了表面活性剂添加后σ 和 θ 的变化。
表面活性剂的存在使界面张力从去离子水中的22.8 ± 0.1 mN/m显著降低到表面活性剂溶液中的6.6 ± 0.1 mN/m。

**结论**
本研究系统地评估了WAG和SAG方法在含蜡原油系统中的石油回收率和二氧化碳滞留情况。通过使用TX-100作为非离子表面活性剂——具体来说，它改变了界面张力而不显著影响岩石润湿性——本研究提供了关于表面活性剂在EOR和二氧化碳储存机制中作用的更清晰见解。主要发现包括：
(i) SAG方法对不可相溶的含蜡原油系统有效。

**作者贡献声明**
Suparit Tangparitkul：撰写——审稿与编辑、可视化、验证、监督、资源协调、项目管理、方法论、研究设计、资金获取、数据分析、概念化。
Hutthapong Yoosook：资源协调、方法论、研究设计、概念化。
Kulasatree Teerapong：研究设计。
Vorasate Thanasaksukthawee：资源协调、方法论、研究设计。
Pirada Madla：撰写——初稿撰写、可视化、验证、方法论。

**关于生成式AI和AI辅助技术的声明**
在准备本研究的过程中，作者使用了ChatGPT来纠正语法错误、润色语言并提高可读性。作者对内容进行了必要的审阅和编辑，并对本次出版物的内容负全责。

**利益冲突声明**
作者声明没有已知的财务利益冲突或个人关系可能影响本文所述的工作。

**致谢**
本研究的资金支持主要来自：
(i) 国家科学技术创新基金（NSRF）通过未来产业技术与创新项目管理单位（拨款编号B49G680118）；
(ii) 清迈大学通过清迈碳捕获与储存研究中心（Chiang Mai CCS）。
作者还要感谢泰国国防能源部的Northern Petroleum Development Center提供的原油支持。