评估碳酸水驱(Carbonated Water Injection, CWI)相比低矿化度水驱(Low Salinity Water Injection, LSW)对亲水砂岩油藏采收率的影响——作为碳捕集、利用与封存(CCUS)方法的研究

《Energy & Fuels》：Assessing the Effect of Carbonated Water Injection Compared to Low Salinity Water Injection on Oil Recovery in Water Wet Sandstones as a CCUS Method

　　

本研究评估了碳酸水驱(Carbonated Water Injection, CWI)与常规非碳酸水(即低矿化度水Low Salinity Water, LS及地层水Formation Water, FW)注入在具不同矿物组成和渗透率的砂岩系统中之性能，旨在明确主控提高采收率(EOR)机理，并判断碳酸水能否通过润湿性反转(wettability alteration)或CO2诱导原油膨胀(oil swelling)在受控条件下提高采收率。研究人员采用结构化实验流程，包括通过自发渗吸(spontaneous imbibition)量化毛细管力与初始润湿性、表面反应性测试评价矿物–盐水相互作用、CO2溶解度与传质测量，以及PVT模拟分析相态行为与流体性质。随后在60 °C和80 bar条件下进行黏性岩心驱替(core flooding)实验，对比碳酸水与常规盐水的采收率表现。结果表明两种砂岩系统在老化后仍保持强亲水性(strongly water-wet)，原油采出主要受毛细管力控制；碳酸水未引起可测润湿性改变，低矿化度注水亦未提供额外采收率。CO2在盐水中的溶解度及其向油相传质有限，导致原油黏度、密度或膨胀行为变化可忽略。在高渗石英主导岩心中，碳酸水驱获略高采收率但差异微小；相反在低渗岩心中，碳酸水驱采收率略低，可能源于致密孔隙系统中无CO2补偿机理时对驱替效率敏感性增加。上述发现表明强亲水条件下碳酸水未引入显著EOR机理，但其采收率表现与常规水驱相当且可实现同步CO2注入，使其作为兼顾采油与地下CO2封存(strorage)之策略具现实意义，尤当封存潜力本身为关注重点时。

论文解读：碳酸水驱对比低矿化度水驱在亲水砂岩中作为CCUS方法的提高采收率效果评价

一、研究背景与意义

碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)是应对大气CO₂浓度上升的重要减排路径，其中CO₂驱提高原油采收率(CO₂-EOR)兼具 hydrocarbon开采与CO₂地质封存双重功能。直接CO₂注入存在气窜(gas channeling)、流度控制差等问题；水气交替注入(Water-Alternating-Gas, WAG)存在早期气突破。碳酸水驱(Carbonated Water Injection, CWI)将CO₂预溶入注入水中再驱油，被认为可改善驱替与波及效率，其潜在机理包括CO₂从水相向油相传质引发原油膨胀(oil swelling)与黏度降低、界面性质改变及润湿性改变(wettability alteration)。然而文献报道CWI增产幅度与主控机理差异较大，且在强亲水砂岩系统中各机理是否仍发挥作用尚不明确。为此，研究人员以具不同矿物组成（高渗石英质Bentheimer与低渗含黏土长石Berea Spyder砂岩）的亲水砂岩为对象，系统考察CWI相比低矿化度水驱(Low Salinity Water Injection, LSW)及常规水驱的采收率表现与微观机理，以判定CWI在典型强亲水砂岩油藏中作为CCUS-EOR方法的价值。本文发表于《Energy & Fuels》。

二、主要技术方法概述

研究人员选用北海水样成分配制地层水(FW)、1000 ppm NaCl低矿化度水(LS)及去离子水(DW)，制备对应碳酸化版本(CFW、CLS、CDW)；采用Varg油田稳定原油（含酸/碱值测定）与正庚烷(heptane, 无非极性有机组分用以隔离润湿性影响)。对Bentheimer(BH, ~96%石英)与Berea Spyder(SP, 含黏土与长石)岩心进行XRD与BET表征。实验流程包括：(1) CO₂在盐水及原油中溶解度与CWI→原油CO₂传质测试（闪蒸法），辅以PHREEQC模拟碳酸水pH与密度；(2) PVTi模拟溶解CO₂对原油相包线(phase envelope)、密度、黏度影响；(3) 表面反应性测试——FW–LS–FW序贯岩心驱替监测流出液pH以评价矿物–盐水相互作用；(4) 自发渗吸(spontaneous imbibition, SI)实验（庚烷与原油饱和岩心，FW为渗吸相）评估毛细管力与初始润湿性；(5) 基准黏性岩心驱替(core flooding, 60 °C, 80 bar回压, 1 PV/day)先以FW及LS注入建立基线采收率与润湿性改变潜力；(6) CWI黏性驱替对比实验（CFW及CLS），监测采收率与压差。

三、研究结果

3.1 毛细管力评估(Assessing the Capillary Forces)

通过庚烷饱和岩心FW自发渗吸实验，BH岩心8小时内恢复50–53%原始石油储量(%OOIP)，SP岩心约45% OOIP但需约2天达平台。两者均显示正向毛细管力与强亲水特征，SP较低最终值与较慢速率归因于低渗窄孔喉增大毛细管阻力而非润湿性差异。

3.2 流体–岩石相互作用(Fluid–Rock Interactions)

FW–LS–FW序贯驱替表面反应性测试显示：BH岩心（石英主导）流出液pH近FW本体值(pH≈7.6)，LS注入时短暂波动后回归，表明离子交换反应弱；SP岩心LS注入时段流出液pH升至峰值8.6后稳于8.3，再注FW回落，证明含黏土/长石矿物具活跃阳离子交换与H⁺消耗能力，具低矿化度诱发润湿性改变之潜在前提——但该结论需在含原油体系中验证。

3.3 经原油老化岩心的基线采收率与润湿性(Baseline Recovery and Wettability in Cores Exposed to Crude Oil)

经原油老化(aging, 60 °C, 2周)后SI实验：BH恢复52–54% OOIP（8 h内），SP恢复约52% OOIP（2 d内），与庚烷体系相近，说明即使含极性有机组分(Polar Organic Components, POCs)吸附，两岩心仍保持强亲水且毛细管力主导，未见明显向中性/油湿偏移。

3.4 动态驱替下原油动用(Oil Mobilization Under Dynamic Flooding)

3.4.1 石英主导砂岩(Bentheimer, Quartz Dominant Sandstone)

FW二次驱基准采收率~55% OOIP，切换LS或LS二次驱无额外产出，压力降无异常响应，表明无实测润湿性改变，确认强亲水及BH对矿化度变化不敏感。

3.4.2 含更多黏土与长石砂岩(Berea Spyder, Quartz with More Clay and Feldspar Sandstone)

FW驱~55% OOIP，LS二次驱或LS从首驱~57% OOIP，FW→LS切换无增量。微幅差别不具EOR机理意义，仍为毛细管力主控，证实老化后系统未达激活LS润湿性反转所需条件。

3.5 碳酸水驱性能评估(Assessment of CW Flooding Performance)

3.5.1 CO₂在原油与注入盐水中之溶解度(Solubility of CO₂in Crude Oil and Injection Brine)

80 bar、60 °C下FW中CO₂溶解度约3.4 wt%，LS中略高；接触后部分CO₂传入原油但绝对量小，残余于水相之CO₂亦减，总体可供油相膨胀之CO₂有限。

3.5.2 CO₂溶解度对盐水性质之影响(Effect of CO₂Solubility on Brine Properties)—pH与密度(Density)

PHREEQC模拟显示溶CO₂使碳酸水pH降至约4–5（取决于压力与矿化度），酸性环境促使碱性POCs质子化而增强其在硅酸岩表面吸附，抑制其脱附(desorption)，故降低向更亲水方向润湿性改变之可能。密度仅微增（千分之几g/cm³），不致引起显著重力超覆或流度改善。

3.5.3 CO₂溶解度对原油性质之影响(Effect of CO₂Solubility on Crude Oil Properties)—相包线分析与密度黏度分析(Phase Envelope Analysis & Density and Viscosity Analysis)

PVTi模拟显示溶入~3 wt% CO₂使原油相包线扩大、临界点右移，但60 °C/80 bar下仍处单相区；密度由726.5微增至728.8 kg/m³，黏度由0.38微增至0.40 cP，Z因子由0.72降至0.65——无显著原油膨胀或黏度降低，CO₂传质不足以驱动此类EOR机理。

3.5.4 碳酸水黏性驱替(Viscous Flooding with Carbonated Water)

—Bentheimer(石英主导砂岩)：FW基准~55% OOIP，CFW驱轻微提升至约58% OOIP（增量约3%），CLS无进一步增产；压差略高但无实质改善。轻微增量可能源于局部流动微调而非油相膨胀或润湿性改变。

—Berea Spyder(含黏土/长石砂岩)：FW基准~55% OOIP，CFW驱略降至约53% OOIP，CLS无后续增量。因岩心本已强亲水且无有效CO₂致油膨胀，致密孔隙对两相流微小变化（微动度比、毛管–黏性平衡）更敏感，在无补偿EOR机理时表现为略低驱替效率，重复实验(SP3)验证一致性。

四、讨论与结论总结

研究人员通过综合实验与模拟得出以下结论：(1) 所用老化程序使所有岩心呈强亲水，毛细管力强，润湿性改变潜力受限；(2) 低矿化度注水未产生增量采收率，证实实验条件下润湿性反转微弱；(3) 碳酸水驱表现可接受，采收率接近常规水驱；(4) CO₂在盐水中溶解度有限且其向油相传质少，PVT分析确认溶入CO₂不足以引起显著原油膨胀、黏度降低或流度改善；(5) CO₂溶入使注入液pH降低，促进极性有机组分(POCs)质子化吸附于硅酸盐矿物表面，抑制朝更亲水方向的润湿性改变。综上，在强亲水砂岩中CWI不引入主导性EOR机理，但采收率不低于常规水驱并能同步注入CO₂，适合作为兼顾采油与地质封存的CCUS策略，尤当封存价值高于边际增产时。