无论常规储层还是非常规致密储层在水驱开发过程中，一般孔隙通道中央的原油较容易被置换，靠近孔壁的原油容易以油膜形式吸附在孔隙壁面而滞留在孔隙中，并且膜状剩余油在剩余油总量中所占的比例较大。目前，膜状剩余油的研究主要以水驱开发油藏为主，而对于注气开发后孔隙壁面膜状剩余油的研究还有待完善。二氧化碳（CO2）地质封存技术与提高原油采收率（EOR）技术相结合能够进一步降低CO2地质封存的经济成本，因此，CO2-EOR技术一直是二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）领域的研究热点。然而，关于不同温度、压力及润湿性条件下的CO2驱采膜状剩余油的潜力需要进一步认识，且温度、压力及润湿性影响CO2剥离孔隙壁面油膜界限不明确。同时，CO2在流体与流体及流体与固体界面的行为特征也有待揭示。
针对以上关键科学问题，中国科学院武汉岩土力学研究所二氧化碳地质封存研究团队通过理论分析、室内试验、分子动力学模拟方法，探究了不同温度、压力及润湿性条件下CO2驱采孔隙壁面膜状剩余油的潜力。同时，揭示了不同润湿性及压力下CO2、H2O及油相分子在孔隙壁面附近的微观行为特征及CO2分子在不同界面的行为差异。结果表明对于水湿、混湿及油湿性体系，CO2和油相分子与孔隙壁面之间的相互作用能均随着温度的升高而降低，随着压力的升高而增大。当温度低于363 K，或者温度等于363 K且压力不低于40 MPa时，CO2分子能够剥离水湿性孔隙壁面油膜。对于混湿和油湿体系，CO2分子没有能力剥离孔隙壁面油膜。同时，CO2分子会在不同界面富集，从而降低界面张力，且随着压力的升高，界面张力降低程度增大。在油-水-孔壁体系中，在相同压力下，混湿性体系中CO2 + decane/H2O界面处的界面张力降低程度小于水湿性体系。混湿性体系在H2O/SiO2界面处界面张力降低程度整体大于水湿性体系。在水-油-孔壁体系中，在相同的压力下，混湿性体系中CO2/H2O界面处的界面张力降低程度与油湿性体系中相比较小，混湿性体系中H2O/decane界面处界面张力降低程度与油湿性体系相比基本相等，混湿性体系中decane/SiO2界面处的界面张力降低程度与油湿性体系相比更大。以上研究成果对CO2气驱过程中流-固界面行为的理解及膜状剩余油挖潜提供了一定的参考依据。
相关研究成果发表在中国科学院一区期刊Geoenergy Science and Engineering和Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering上，本研究由国家自然科学基金（41872210和41274111）、湖北省自然科学基金创新群体项目（2021CFA030）共同资助。
https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S2949891023009168
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1674775523002160
图1 CO2与孔隙壁面油水两相相互作用的初始构象图
图2 油-水-孔壁体系中CO2分子与H2O分子密度分布
图3 不同压力下油-水-孔壁体系中CO2分子密度分布
图4 不同温度和压力下，润湿性对CO2与孔隙壁面相互作用能的影响
图5 不同温度和压力下，润湿性对油相与孔隙壁面相互作用能的影响
图6 不同温度和压力下CO2与油相分子在亲水性孔隙壁面竞争吸附能
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