高含水油藏增黏超临界CO2驱油提高采收率方法

宋考平 ,  王代刚 ,  张凤远 ,  付虹 ,  柏明星 ,  Hamid Emami-Meybodi

Engineering ›› 2025, Vol. 48 ›› Issue (5) : 64 -74.

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Engineering ›› 2025, Vol. 48 ›› Issue (5) : 64 -74. DOI: 10.1016/j.eng.2025.03.018
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高含水油藏增黏超临界CO2驱油提高采收率方法

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A Novel Method for Enhancing Oil Recovery by Thickened Supercritical CO2 Flooding in High-Water-Cut Mature Reservoirs

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摘要

高含水油藏是保障我国原油年产量持续稳定在2亿吨的“压舱石”，尽管已采用水驱及化学驱等开采方式，但仍有40%以上的剩余油难以采出。研究进一步大幅度提高高含水油藏采收率的变革性新技术，对保障国家能源战略安全意义重大。为此，本研究首先分析了大庆油田主力开发区层内垂向剩余油潜力；然后，基于分子动力学优化设计，制备了一种两亲性三元共聚物作为超临界CO2增黏剂，并通过增黏超临界CO2驱油实验明确其提高采收率机理；最后，以CO2驱重点区块为对象，设计增黏超临界CO2驱油方案，预测了其提高采收率效果。研究表明，高含水油藏层内垂向剩余油富集，是大幅度提高原油采收率的主要挖潜对象；醋酸乙烯酯（VAc）-马来酸酐（MA）-苯乙烯（St）三元共聚物在超临界CO2中溶解性好、热稳定性强，在环境压力为10 MPa、温度为50 ℃条件下，加入质量浓度为0.2%的增黏剂后CO2增黏39.4倍，表现出明显的扩大波及体积和抑制气窜作用；相比于传统的超临界CO2-水交替驱，增黏超临界CO2-水交替驱大幅提升了非均质油藏平面及剖面波及效率，控水增油效果显著，CO2增黏50倍可进一步提高23.13%的原油采收率。本研究证实了增黏超临界CO2驱油技术在高含水油藏开发中具有显著技术优势，同时也指出了此技术在实际应用中面临的挑战及未来发展方向。

Abstract

High-water-cut mature reservoirs typically serve as the “ballast” for ensuring China’s annual crude oil production of 200 million tons. Despite the use of water flooding and chemical methods, over 40% of crude oil remains unexploited. It is critical to develop efficient revolutionary technologies to further enhance oil recovery (EOR) by a large percentage in high-water-cut mature reservoirs. To address this issue, the potential of vertical remaining oil in Daqing Oilfield is first analyzed from massive monitoring data. Using molecular dynamics simulation to design optimal synthetic routine, a copolymer without fluorine or silicon is synthesized by modifying vinyl acetate (VAc) with maleic anhydride (MA) and styrene (St), and treated as a supercritical CO2 (scCO2) thickener. The underlying EOR mechanism of the scCO2 thickener is thereafter clarified by high-temperature, high-pressure oil displacement experiments. The EOR effect by thickened scCO2 flooding in a typical high-water-cut mature reservoir is predicted, and future technological advancements of the technique are ultimately discussed. Results show that the vertical remaining oil enriched in weakly swept zones is a primary target for further EOR in high-water-cut mature reservoirs. The copolymer typically exhibits good solubility, strong dispersion stability, and high thickening effect in scCO2. Under an ambient pressure of 10 MPa and a temperature of 50 °C, the dissolution of copolymer at a mass concentration of 0.2% can effectively increase the viscosity of scCO2 by 39.4 times. Due to the synergistic effect between expanding vertical swept volume and inhibiting gas channeling, crude oil recovery can be further enhanced by 23.1% for a typical high-water-cut mature reservoir when the scCO2 viscosity is increased by 50 times. Our understandings demonstrate that the thickened scCO2 flooding technology has significant technical advantages in high-water-cut mature reservoirs, with challenges and future development directions in field-scale applications also highlighted.

关键词

高含水油藏 / 超临界CO2增黏剂 / 增黏效果 / 提高原油采收率 / 抑制气窜 / 扩大波及体积

Key words

High-water-cut mature reservoirs / Supercritical CO2 thickener / Thickening effect / Enhance oil recovery / Inhibit gas channeling / Expand swept volume

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宋考平,王代刚,张凤远,付虹,柏明星,Hamid Emami-Meybodi. 高含水油藏增黏超临界CO2驱油提高采收率方法[J]. 工程（英文）, 2025, 48(5): 64-74 DOI:10.1016/j.eng.2025.03.018

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1 引言

石油是一种不可再生的能源，也是大量化工产品的原料，还是世界上最重要的战略物资之一，它关系到国家的国防、经济和能源安全[1‒2]。近年来，我国对石油的需求仍然在持续增长，但国内原油年产量仅能维持在2亿吨安全底线附近，原油进口量不断增加，2020年我国石油对外依存度已超过70%。从国家中长期石油供应安全和当前国际石油形势等方面考虑，保持国内原油生产稳定、努力提高我国石油开采理论和技术水平、研发提高原油采收率变革性技术意义重大。大庆、胜利等主力油田，主要分布于陆相沉积盆地，具有黏度高、含蜡高等特点，目前均已进入特高含水开发阶段（含水率> 90%），剩余油分布零散，原油稳产难度增大[3]。调研发现，高含水油藏的石油产量和地质储量均占我国总量的70%以上[4‒5]，即使实施了水驱和以聚合物驱、三元复合驱为代表的化学驱，采收率最高仅达60%，地下仍滞留190亿吨优质储量，具有很大的挖掘空间。

提高高含水油田采收率包括提高驱油效率和扩大波及体积两个方面。驱油技术可细分为水及某些物质（如聚合物、表面活性剂等）溶液的液相驱和气相（如CO2、空气、氮气等）驱。国内外在液相驱和气相驱的理论与实践方面取得了大量研究成果，形成了多项驱油技术[5‒7]。其中，以大庆油田为代表的化学驱油技术处于国际领先地位，目前已建成世界最大规模的化学驱油生产基地[8‒11]。但由于储层强非均质性（高、低渗透层渗透率相差200倍）、压力梯度和流体流动速度分布差异巨大，导致液相驱油前缘极不均匀。特别是在注采井中间位置的流体流动速度极为缓慢，平均流速为0.02 m∙d-1，油-气-水重力分异现象明显，几十年冲刷作用下，油层底部位置形成了优势渗流通道，导致注入介质低效或无效循环，油层的层间矛盾和层内矛盾加剧，剩余油分布严重不均[12]。常规方法难以开采这类高含水油藏的剩余油。

近年来，超临界二氧化碳驱油（scCO2-EOR）技术因其独特的溶解、萃取及分子扩散作用在提高采收率方面效果显著且具备地质封存潜力而受到广泛关注[13‒17]。超临界CO2密度比原油小，注入地层后优先沿上部运移，具备动用储层上部低渗透区域及厚油层中上部剩余油的潜力，是一种极具发展前景的采油技术。我国多数高含水油藏不具备CO2与原油混相的条件，需要研究在非混相或不完全混相条件下如何提高超临界CO2的驱油效果和采收率[18]，但由于纯的scCO2与地下原油的流度比大，scCO2-EOR技术在实际应用经常面临严重的“气体窜逸”难题，导致纵向剩余油波及范围小，提高采收率效果往往不符合预期[19‒21]。通过引入溶解性好、分散稳定性强的CO2增黏剂，研发增黏超临界CO2驱油体系，是改善超临界CO2-油流度比并大幅度提高原油采收率的行之有效途径之一。

目前，scCO2增黏剂主要包括物理增黏剂和化学增黏剂两大类[22]。物理增黏剂[23]主要是通过提高温度、调节压力的方式改变流体浓度，或将石英砂、陶粒、纳米颗粒等不溶解材料与scCO2混合，制备颗粒-scCO2悬浊液。化学增黏剂[24‒26]是通过分子间相互作用（如π-π堆叠或纠缠），形成稳定的网络结构，降低二氧化碳分子的运移速度进而达到增黏目的。通过分子设计，调控分子结构和分子量，可针对性制备两亲性强、增黏效果好、换油率高的化学增黏剂。国内外学者在化学增黏剂制备方面进行了大量探索，按照增黏功能基团，可划分为多糖类、含硅、含氟、芳香基团、醚类、烃类等多种类型。其中，多糖类增黏剂[27‒29]一般为水溶性纤维素或多糖体系，具备优良的抗盐性能，但对有机组分亲和性较差；含硅增黏剂[30‒31]的增黏性能优越，但必须添加溶解助剂才能形成复杂网状结构并提高有效黏度，生产成本偏高；含氟和芳香基团增黏剂[32‒33]的增黏效果要明显优于其他类型，但组分降解缓慢且会造成环境负担，部分含氟增黏剂分子量过大，且在scCO2中的有效溶解速度有限；醚类增黏剂[34]对储层温度、矿化度适应性强，但难以控制混溶压力、生产危险性较强；烃类增黏剂[35]易与原油混相，但对储层适应性差，增黏体系的分散稳定性弱。不同类型增黏剂的增黏效果存在较大差别，天然高分子增黏剂仅能使scCO2的黏度提高几倍，合成的含氟或硅氧烷类增黏剂可增黏100倍以上。调研发现，现有的CO2增黏剂无法满足驱油环保、低成本和大幅提高采收率的要求。理想的超临界CO2增黏剂应尽量减少使用实际环境中不存在的化学元素，主要依靠由碳、氢、氧组成的官能团，且少用或不用助溶剂。新提出的乙酸酯类增黏剂的增黏机理与烃类增黏剂相似[36]，无需引入额外元素即可改性为理想的超临界CO2增黏剂，其分子结构还具有优异的亲脂性，因此在大规模制备低成本超临界CO2增黏剂方面显示出巨大潜力。

尽管研究人员已广泛尝试利用聚合物、表面活性剂、小分子化合物或纳米颗粒制备各类超临界CO2增黏剂，但多数尝试基于数值模拟或实验室研究，现场规模应用场景有限，且主要集中在CO2压裂领域[37]。为达到理想的压裂效果，需要大量超临界CO2增黏剂，然而，缺乏高效、经济且环保的CO2增黏剂，持续阻碍增黏超临界CO2驱油的广泛应用[38]。增黏CO2驱油的现场应用大多出现在美国[39]，但其油藏条件与我国差异显著。Li等[40]研究了增黏超临界CO2-水交替驱油在低渗透砂岩油藏提高采收率中的可行性，结果表明聚合物基增黏剂具有显著的技术优势，但目前尚无现场应用报道。因此，从分子层面开发低成本、绿色环保的scCO2增黏剂仍是一项重大的科学挑战。

为了克服以上难题，本文提出了一种高含水油藏增黏超临界CO2驱提高采收率方法。研究中，通过密闭取心及剖面测试资料，分析高含水油藏层内垂向剩余油开发潜力；基于分子动力学优化设计，制备兼具良好溶解性和分散稳定性的超临界CO2增黏剂；通过增黏超临界CO2高温高压驱油实验，阐明增黏超临界CO2驱油体系提高采收率机理；选取CO2驱重点区块，设计增黏超临界CO2驱油方案，并预测了此驱油技术的提高采收率效果。

2 高含水油藏层内垂向剩余油开发潜力

以大庆、胜利等为代表的水驱油田，均已进入特高含水开发阶段（含水率大于90%），表现出注入水低效或无效循环剧增、产量递减加快、剩余储量的分布严重不均的特征，控水增油面临重大挑战[41‒46]。针对水驱油田开发的层内、层间及平面三大矛盾，研究者已采用细分开采、加密新井、压裂、补孔等综合调整措施，较好地解决了层间和平面两个矛盾，唯独层内矛盾因调剖、堵水措施的作用范围小而基本没有解决，由于油水重力分异作用和数十年水驱的持续冲刷，层内（特别是厚层）底部多处于强水洗状态[47‒49]。为了精细刻画高含水油藏的剩余油开发潜力，本文以大庆油田长垣主力开发区的密闭取心资料为例，统计分析了不同类型砂体上部、中部及下部的岩心驱油效率数据（表1），分析了典型注入井的吸水剖面动态变化和不同渗透层的油水饱和度分布（图1）。研究表明，水驱及聚合物驱以后，大庆长垣主力开发区的高渗透层底部和分层主流线区域形成了严重的低效甚至无效循环，剩余油主要集中于低渗透区及注水未波及或弱波及的区域。特别地，层内垂向剩余油的开发潜力巨大，约占总体剩余油量的70%，是我国高含水油田进一步大幅度提高原油采收率的关键挖潜对象。

3 增黏超临界CO2驱油体系的制备

为了克服超临界CO2黏度低、易气窜、难以有效波及油层中上部剩余油的固有局限性，本文利用GROMACS软件构建了聚合物-超临界CO2混合体系模型，针对聚合物-超临界CO2混合体系的合成、溶解及增黏规律进行了分子动力学模拟，通过对比油藏温度、压力条件下不同类型聚合物-CO2原子对和聚合物-聚合物原子对的分子间径向分布函数值，从分子层面阐明不同类型聚合物在超临界CO2中的溶解及增黏机制，最终优选出醋酸乙烯酯（VAc）-马来酸酐（MA）-苯乙烯（St）共聚物[50]作为高含水油藏超临界CO2增黏剂的合成路径。

图2（a）[50]为超临界CO2增黏剂的理想共聚物分子结构，图2（b）为基于分子动力学模拟聚合后的共聚物分子模型。研究表明，羰基、乙酸基、醚基等拥有供电子基团的聚合物单体在较低温度、压力下能够与超临界CO2分子之间产生相互作用，VAc-MA-St共聚物能很好的溶解于超临界CO2中，并表现出良好的热稳定性和增黏效果[47]。

本研究基于分子动力学模拟确定的最佳合成路径，采用自由基聚合法在高温（80 ℃）条件下合成了一种两亲性三元共聚物，共聚物与超临界CO2具有良好的互溶性，共聚物分子之间的相互作用力远高于共聚物-CO2之间的相互作用力，因此共聚物在超临界CO2中通过缔合作用形成了大量的纳米尺寸的稳定聚集网络结构，显著增加了超临界CO2的黏度，发挥超临界CO2增黏剂的作用。合成实验所采用的试剂包括MA、St、VAc、氢氧化钠、过氧化苯甲酰（BPO）、2,2'-偶氮二异丁腈、五甲基二乙烯三胺、乙二胺四乙酸、氮气、二氧化碳、无水乙醇、超纯水等。合成实验需要的仪器包括集热式磁力搅拌器、真空烘箱、傅里叶变换红外光谱仪、核磁共振波谱仪、差热-热重同步分析仪、耐高温高压变速可视PVT反应釜等。

在scCO2增黏剂合成实验中，首先制备单体浓度为15%~30%的MA-St水溶液并搅拌至完全溶解，随后将其转移至500 mL四口烧瓶中，水浴搅拌条件下将体系升温至80 ℃以上，温度稳定后加入适量引发剂BPO，接着加入第三种功能单体VAc；为保证体系中VAc单体浓度稳定并降低自聚风险，通过恒压滴液漏斗控制单体滴加速率，在1 h内匀速滴加完毕，持续搅拌使三元体系充分混合后恒温反应2 h，之后终止反应并关闭加热设备，待体系温度降至50 ℃后，将烧瓶内粗产物倒入室温无水乙醇中静置12 h以分离溶剂与未反应单体，抽滤过程中用无水乙醇洗涤产物3次，随后置于冷冻干燥机中干燥，最终得到疏松的白色粉末状目标产物。

图3给出了超临界CO2增黏剂的合成步骤。实验过程中，考虑到VAc和St试剂中常含有阻聚剂，合成实验之前需要对这两种试剂进行二次精馏，制备无阻聚剂单体；然后，在纯氮气环境下，对VAc、St和MA三种功能单体进行自由基聚合，最终合成了St∶MA∶VAc质量比分别为1∶4∶1、1∶4∶2、和1∶4∶2.5的三种超临界CO2增黏剂，依次记为P-1、P-2和P-3。为了进一步确认共聚物分子内基团连接情况、比例以及形态，我们对合成的共聚物进行了表征，主要包括产物红外光谱测试、产物核磁碳谱分析、超临界二氧化碳溶解性测试及增黏性能测试等。

图4为合成的三种共聚物的傅里叶变换红外光谱图。可以看出，三条透光率曲线的出峰位置相近但峰高不同，这表明三种共聚物包含同类基团但合成比例存在一定差异。3000 cm-1附近，碳骨架上出现C‒H伸缩振动吸收峰，1700 cm-1附近出现了VAc酯基C=O伸缩振动吸收峰，这说明VAc与MA分别以乙酸酯基形态和未开环的马来酸酐基团形式存在于分子链上；1500 cm-1附近出现VAc上‒COOH伸缩振动吸收峰，1400 cm-1附近为苯乙烯基上芳环链接碳骨架的伸缩振动吸收峰；1200 cm-1和1000 cm-1附近为MA上C=O反对称伸缩振动峰和伸缩振动峰，且1200 cm-1处吸收峰较宽，表明MA未发生水解，仍保持环状结构，800 cm-1附近为苯环C‒H伸缩振动吸收峰。吸收峰与目标产物匹配度较高，这表明合成的三种产物均为MA、St和VAc的三元聚合产物。

图5反映了加入0.2%质量浓度的增黏剂与CO2充分搅拌后，在50 ℃条件下逐渐改变PVT反应釜压力，观察到的超临界CO2与增黏剂的溶解状况。由图5可以看出，当压力为13 MPa时，可视窗内纯净、透明，表明增黏剂完全溶解于超临界CO2中；当压力由13 MPa降低至11.7 MPa时，可视窗内开始变浑浊；PVT反应釜压力继续降低至7 MPa，可视窗内完全浑浊，这表明增黏剂在超临界CO2中的溶解性能显著下降，11.7 MPa为CO2增黏剂的浊点压力。

随后采用耐高压、耐酸碱且控温型的Haake流变仪，在特定压力、温度和剪切速率条件下，对完全溶解的共聚物-scCO2混合物进行抗扭矩值测定（抗扭矩值越高，混合物黏度越大），测试精度达0.0001 mPa∙s。实验过程中，先以1000 s-1的剪切速率对体系预剪切10 min，确保共聚物与scCO2混合均匀；预剪切完成后，将剪切速率调整至170 s-1，并分别在10 MPa、15 MPa、20 MPa压力下对体系进行逐步升温处理，以测定共聚物-scCO2混合物剪切黏度的变化规律。为保证混合物剪切黏度测试结果的准确性，临界温度点附近的测试重复3次，空白对照组设为纯CO2。

图6反映了加入0.2%质量浓度的三种共聚物增黏剂后，超临界CO2在不同温度、不同压力下的有效黏度变化规律。可以看出，P-3共聚物在10 MPa、15 MPa和20 MPa三种压力环境下，均表现出良好的增黏效果。环境压力为10 MPa、温度为50 ℃条件下，scCO2增黏39.4倍，当测试压力为20 MPa、温度为110 ℃时，体系黏度仍为纯scCO2黏度的13.1倍。此外，增黏scCO2体系与纯scCO2体系的黏度均随温度升高呈下降趋势，压力升高会显著增大体系黏度，共聚物包含原子总数越多、增黏效果越好。分析认为，VAc-MA-St共聚物分子存在大量C=O基团（CO2亲和性好），这些基团与CO2依靠范德华力连接，且强度远大于CO2-CO2之间的范德华力，这抑制了分子运动，提高了体系黏度。但随温度升高，分子碰撞和分子内能增加，范德华力约束作用减弱，共聚物分子与CO2分子间的运动空间增大，体系流动性增强，表现为体系黏度减小。当压力较低时，共聚物分子链舒展程度高，CO2自由体积大，体系黏度变化不明显，升高压力会使得分子自由体积减小，导致分子间摩擦概率增大，黏滞力增强，表现为体系黏度增大。

4 增黏超临界CO2提高采收率机理

为了揭示增黏超临界CO2驱油体系的提高采收率机理，我们设计并开展了增黏超临界CO2高温高压驱油实验。其中，通过可视化立体模型实验，分析增黏超临界CO2驱的扩大波及体积机理；开展天然岩心气-水交替驱油实验，重点探究增黏超临界CO2体系的抑制气窜机理。实验压力为18.0 MPa，实验温度为70 ℃，模拟油为煤油和白油1∶1复配（常温常压下密度为0.884 g∙mL-1，黏度为2.718 mPa·s），模拟水为去离子水，聚合物溶液为1500 mg∙L-1的HPAM水溶液，气体介质采用99.8%的高纯度CO2，所采用的CO2增黏剂为前述合成的P-3两亲性三元共聚物。当增黏剂质量浓度为0.2%时，超临界CO2黏度增加28.6倍。

4.1 可视化立体模型驱油实验

可视化立体模型为圆柱体填砂模型，直径为5 cm、高12.5 cm，竖直放置，填砂材料是直径为0.5~0.6 mm的透明玻璃珠，填砂模型渗透率约为5000 × 10-3 μm2。实验之前，预先在蓝宝石可视窗壁面上涂抹2~3 mm厚的聚二甲基硅氧烷（PDMS）材料，缓冲填砂颗粒对可视窗的挤压破坏，加压后填砂颗粒嵌在PDMS材料表面，避免了气、液在可视窗壁面上的窜流；另外，PDMS材料固化后可占据部分腔体体积，有效缩短了填砂空间距离，提高了填砂颗粒的透光性。为了保证可视化实验效果，实验采用25 000 LM的超强光手电作为光源，纯填砂玻璃珠在白光折射后呈淡蓝色。为进一步增大油相和水相的对比度，我们利用苏丹III对模拟油进行染色处理。

首先对可视化立体填砂模型进行抽真空饱和水、饱和油处理，随后以0.8 mL∙min-1的注入速度，开展水驱、聚合物驱、超临界CO2驱、增黏超临界CO2驱油实验，其中水驱以及聚合物驱采用低注低采的方式，而气驱采用高注高采的方式。图7为不同驱替方式的立体填砂模型可视化流体分布，由图7可以看出，增黏超临界CO2驱具有明显的扩大波及体积效果。我们进一步统计了水驱的总体采出程度为28%，聚合物驱的总体采出程度为42%，超临界CO2驱的总体采出程度为58%，增黏超临界CO2驱的总体采出程度为67%。这表明相比于传统的超临界CO2驱，增黏超临界CO2驱多提高了9%的原油采收率。

4.2 超临界CO2-水交替驱油实验

为了评价增黏超临界CO2驱油体系在非均质储层中的抑制气窜作用，我们选取渗透率为0.25 × 10-3 μm2的天然超低渗透岩心，岩心直径为3.8 cm、长5.0 cm。抽真空、饱和水、饱和油处理后，在70 ℃、18 MPa实验条件下，以0.1 mL∙min-1的注入速度分别开展超临界CO2-水交替驱油实验和增黏超临界CO2-水交替驱油实验，气水段塞比为15∶1，驱替至8 PV（pore volumes，即8倍孔隙体积），结束实验，并记录实验数据。

图8为天然岩心气-水交替驱油实验过程中的采出程度和产气速度动态变化曲线。可以看出，相比于传统的超临界CO2-水交替驱，质量浓度为0.2%的增黏超临界CO2-水交替驱能够获得更高的采出程度，最高达89.3%；添加增黏剂后，气-油流度比明显改善，对特低渗透岩心中的超临界CO2气窜有明显的抑制作用，气窜速度由12 mL∙min-1∙MPa-1下降至6.07 mL∙min-1∙MPa-1。

5 增黏超临界CO2驱油提高采收率效果预测

本文选取吉林大情字井油田CO2驱重点区块黑46区块，设计增黏超临界CO2驱油方案，进一步分析增黏超临界CO2驱油技术提高采收率的潜力。研究区面积为10.6 km2，地质储量为570万吨，原始地层压力为23.9 MPa，油藏温度为97.8 ℃，平均孔隙度为12.8%，平均渗透率为3.5 × 10-3 μm2，地下原油黏度为3.53 mPa·s。初期采用160 m × 480 m菱形反九点井网水驱开发，27注141采；2014年综合含水率达到83.75%。自2014年起，区块北部继续水驱，南部转scCO2-水交替驱，累计注气0.3倍烃孔隙体积（HCPV）。但受气源影响，注气不连续，导致地层压力保持水平低，目前油藏压力仅为18.0 MPa，低于CO2最小混相压力（22.3 MPa），未能实现混相驱替。另外，CO2驱后储层物性发生较大变化，层间、层内非均质加剧，气体无法均匀波及，使得油井见效差异大，产量递减快。

为了进一步改善黑46区块水驱及CO2-水交替驱的开发效果，我们在对黑46区块进行精细油藏描述和水驱、CO2-水交替驱生产历史拟合基础上，从南部注气区截取了一个包含4注21采的典型单元作为研究对象，开展不同增黏倍数下的超临界CO2-水交替驱油数值模拟。此典型单元采用角点网格系统，网格数为68 × 104 × 46，网格步长为20 m × 20 m × 0.2 m。非均质储层典型单元的三维渗透率模型见图9。采用五点法井网，井距为106 m × 212 m。本研究中，增黏scCO2-水交替驱的注入方式设定为每个周期注气持续2个月、注水持续1个月，交替比为2∶1；注水量为50 m3∙d-1，CO2注入速率为16 629 m3∙d-1，CO2年累计注入量为0.08 HCPV。采油井最低井底压力维持在12.0 MPa，注水井最高井底压力控制在40.0 MPa，以保障高含水油藏增黏scCO2-水交替驱的稳定运行。

我们对比分析了增黏倍数分别为0、25、50、75、100五种情景下黑46区块典型单元增黏超临界CO2-水交替驱的EOR效果，至2024年的采出程度及含水率动态变化如图10所示。可以看出，相比于传统的scCO2-水交替驱，随着scCO2增黏倍数的提高，增黏scCO2-水交替驱的控水增油效果愈加显著；增黏25倍后多提高19.70%的采收率，增黏50倍后多提高23.13%的采收率；但当CO2黏度增加100倍，注入介质黏度和地下原油黏度基本一致，超临界CO2-油-水前缘近似于“活塞式”向前推进，进一步增大CO2黏度的垂向剩余油挖潜效果减弱，且显著提高了用剂成本和地面注入设备的性能要求。因此高含水油藏增黏超临界CO2-水交替驱油实践过程中存在一个合理的CO2增黏倍数区间。

图11反映了非均质储层典型单元增黏超临界CO2-水交替驱的平面剩余油及垂向剩余油分布。分析发现，相比于传统的超临界CO2-水交替驱，增黏超临界CO2-水交替驱能够大幅改善非均质油藏的平面及垂向波及效率，增黏之后的超临界CO2黏度越接近于地下原油黏度，层内垂向剩余油波及体积越大，高含水油藏提高采收率效果越显著，这充分说明了增黏超临界CO2-水交替驱在高含水油藏提高采收率领域的广阔应用前景。

6 讨论

鉴于现有scCO2增黏剂多含氟或硅元素，且油藏适应性较差，无法满足高含水油藏对环保、低成本及现场规模化应用的技术需求，本文通过分子动力学模拟优化scCO2增黏剂合成路线，采用自由基聚合法在VAc聚合物分子中引入极性官能团（MA和St），合成出溶解性强、分散稳定性优良、增黏效果显著的两亲性共聚物，作为高效scCO2增黏剂。实验与油藏数值模拟结果表明，本文提出的共聚物-增黏scCO2驱油体系通过扩大纵向波及体积与有效抑制气窜的协同作用机制，显著提升了高含水油藏的EOR效果；对于典型高含水油藏，当scCO2黏度提高50倍时，原油采收率可进一步提升23.1%，表明增黏scCO2驱已成为高含水油藏大幅提高采收率的革命性技术。

尽管增黏scCO2驱在高含水油藏的EOR潜力巨大，但此技术的现场规模化应用仍面临诸多重大挑战，主要体现在以下方面。

（1）scCO2增黏剂的应用目前仍以实验室阶段为主，亟须从分子层面开发一系列适应不同高含水油藏条件的低成本、绿色环保型scCO2增黏剂；同时需深入研究scCO2增黏机理，尤其是地层条件下CO2、聚合物与油水相的反应动力学特征，此特征对scCO2增黏剂的均匀分散性及增黏效果具有显著影响。

（2）未来研究可考虑复合多种scCO2增黏剂，如通过聚合物改性纳米颗粒以提高scCO2黏度及EOR效果；需借助分子动力学模拟对聚合物-scCO2增黏剂的分子结构进行精准设计，实现亲CO2/疏CO2基团的结构平衡，从而增强增黏剂溶解性并提高CO2黏度。

（3）我国高含水油藏多为陆相碎屑岩储层，储层非均质性严重。目前普遍认为，高含水开发阶段将重点推广聚合物驱、聚表二元驱等化学驱技术，需深入研究增黏scCO2驱与热采、化学驱等其他EOR方法的潜在协同效应；此外，如何评估此技术未来的环境影响及可持续性挑战（如CO2捕集与利用策略），仍是亟待解决的重要问题。

7 结论

针对高含水油藏剩余储量规模大、现有驱油体系适应性差的难题，本文提出了一种增黏超临界CO2提高采收率方法，取得结论认识如下。

（1）对大庆油田长垣主力开发区动态资料进行精细解剖的结果表明，油层底部高渗透层发生了严重的低效无效循环，剩余油主要富集在低渗透区及注水弱波及的区域，尤其是层内垂向剩余油的开发潜力巨大，是高含水油田进一步大幅度提高采收率的关键挖潜对象。

（2）基于分子动力学优化设计，本文优选出VAc、MA和St三种功能单体进行自由基聚合，制备了一种经济环保高效的两亲性三元共聚物，作为高含水油藏超临界CO2增黏剂。实验表明此共聚物在超临界CO2中溶解性好、热稳定性强，在环境压力为10 MPa、温度为50 ℃条件下，加入质量浓度为0.2%的增黏剂后超临界CO2的黏度增加了39.4倍。

（3）本文开展增黏超临界CO2高温高压驱油实验，揭示了增黏超临界CO2驱油体系的提高采收率机理。相比于传统超临界CO2驱，增黏超临界CO2驱表现出明显的扩大波及体积和抑制气窜效果；增黏剂为0.2%质量浓度的增黏超临界CO2驱提升了9%的采收率，气窜速度由12 mL∙min-1∙MPa-1下降至6.07 mL∙min-1∙MPa-1。

（4）本文以CO2驱重点区块为对象，预测了高含水油藏增黏超临界CO2-水交替驱的提高采收率效果。随着CO2增黏倍数增加，控水增油效果愈加显著，增黏25倍后多提高19.70%的采收率，增黏50倍后多提高23.13%的采收率。当超临界CO2增黏100倍，其黏度接近于地下原油黏度，CO2-油-水前缘近似于“活塞式”推进，继续增大CO2黏度的垂向剩余油挖潜效果减弱。相比于超临界CO2-水交替驱，增黏超临界CO2-水交替驱大幅改善了非均质储层平面及垂向波及效率，有望成为高含水油藏进一步大幅度提高采收率的变革性新技术。

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