石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 3: 648 - 656

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220634

碳中和新能源新领域

二氧化碳驱波及控制智能响应流体特征及作用机理

  • 熊春明 , 1 ,
  • 魏发林 , 1, 2 ,
  • 杨海洋 3 ,
  • 张松 1, 2 ,
  • 丁彬 1, 2 ,
  • 雷征东 1 ,
  • 张德平 4 ,
  • 周强 3
展开
  • 1 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 2 中国石油天然气集团有限公司油田化学重点实验室，北京 100083
  • 3 中国科技大学结构分析测试中心，合肥 230026
  • 4 中国石油吉林油田CCS-EOR开发公司，吉林松原 138000
魏发林（1972-），男，山东济南人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事水/气驱波及控制、水平井控水工程技术研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院油田化学研究所，邮政编码：100083。E-mail：

熊春明（1964-），男，湖北云梦人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事采油采气工程技术研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院，邮政编码：100083。E-mail：

Copy editor: 刘恋

收稿日期: 2022-09-14

  修回日期: 2023-01-30

  网络出版日期: 2023-05-25

基金资助

中国石油科技重大专项“页岩油有效动用关键技术及应用”(2019-E2607)

中国石油勘探与生产分公司科技项目“低渗-致密油藏提高采收率关键技术研究”(KS2020-01-09)

收起

Characteristics and mechanism of smart fluid for sweeping control during CO2 flooding

  • XIONG Chunming , 1 ,
  • WEI Falin , 1, 2 ,
  • YANG Haiyang 3 ,
  • ZHANG Song 1, 2 ,
  • DING Bin 1, 2 ,
  • LEI Zhengdong 1 ,
  • ZHANG Deping 4 ,
  • ZHOU Qiang 3
Expand
  • 1 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 2 Key Laboratory of Oilfield Chemistry of CNPC, Beijing 100083, China
  • 3 Structural Analysis and Testing Center, University of Science and Technology of China, Hefei 230026, China
  • 4 CCS-EOR Development Company of PetroChina Jilin Oilfield, Songyuan 138000, China

Received date: 2022-09-14

  Revised date: 2023-01-30

  Online published: 2023-05-25

Fold

摘要

针对低渗透油藏—致密油CO2驱面临的气体窜流控制难题，以叔胺基为响应单元，设计合成具有双子表面活性剂自组装属性的CO2驱波及控制智能响应流体，研究了该流体遇CO2/遇原油智能响应特征及作用机理、遇CO2自增稠聚集体的剪切特征，评价了该流体与增稠聚集体耐温抗盐特性，验证了实现CO2驱均衡波及控制的可行性与有效性。研究表明：①智能流体遇CO2响应组装为高黏聚集体，流体质量分数为0.05%~2.50%时，增稠倍数9~246，黏度13~3 100 mPa·s，实验条件下低渗透岩心波及体积大幅提高；②智能流体遇模拟油，流体质量分数为0.5%~1.0%时界面张力降至1×10−2 mN/m数量级，模拟油饱和度大于10%时，囊泡状胶束增溶油相全部转化为球状胶束，流体具有遇原油响应不增稠、降低界面张力特征；③智能流体遇CO2自增稠聚集体可剪切变稀、静止增稠，经剪切—静止多次循环后仍保持初始结构状态，具备自修复特性，可实现储集层深部放置；④智能流体与增稠聚集体耐温抗盐性能长期稳定。

关键词： 低渗透油藏; 致密油; CO2驱; 波及控制; 智能响应流体; 流体特征; 双子表面活性剂; 自增稠; 自修复

本文引用格式

熊春明 , 魏发林 , 杨海洋 , 张松 , 丁彬 , 雷征东 , 张德平 , 周强 . 二氧化碳驱波及控制智能响应流体特征及作用机理[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(3) : 648 -656 . DOI: 10.11698/PED.20220634

Abstract

A smart response fluid was designed and developed to overcome the challenges of gas channeling during CO2 flooding in low-permeability tight oil reservoirs. The fluid is based on Gemini surfactant with self-assembly capabilities, and the tertiary amine group serves as the response component. The responsive characteristics and corresponding mechanism of the smart fluid during the interaction with CO2/oil were studied, followed by the shear characteristics of the thickened aggregates obtained by the smart fluid responding to CO2. The temperature and salt resistance of the smart fluid and the aggregates were evaluated, and their feasibility and effectiveness in sweep control during CO2 flooding were confirmed. This research reveals: (1) Thickened aggregates could be assembled since the smart fluid interacted with CO2. When the mass fraction of the smart fluid ranged from 0.05% to 2.50%, the thickening ratio changed from 9 to 246, with viscosity reaching 13 to 3100 mPa•s. As a result, the sweep efficiency in low-permeability core models could be increased in our experiments. (2) When the smart fluid (0.5% to 1.0%) was exposed to simulated oil, the oil/fluid interfacial tension decreased to the level of 1×10−2 mN/m. Furthermore, the vesicle-like micelles in the smart fluid completely transformed into spherical micelles when the fluid was exposed to simulated oil with the saturation greater than 10%. As a result, the smart fluid could maintain low oil/fluid interfacial tension, and would not be thickened after oil exposure. (3) When the smart fluid interacted with CO2, the aggregates showed self-healing properties in terms of shear-thinning, static-thickening, and structural integrity after several shear-static cycles. Therefore, this fluid is safe to be placed in deep reservoirs. (4) The long-term temperature and salt resistance of the smart fluid and thickened aggregates have been confirmed.

Key words： low-permeability reservoirs; tight oil; CO2 flooding; sweep control; smart fluid; fluid characteristics; Gemini surfactant; self-thickened; self-healing

0 引言

低渗透油藏—致密油资源量大，是保障中国原油稳产上产的重要领域。CO2驱在提高低渗透油藏—致密油采收率方面优势明显，是“双碳”战略背景下成功实施碳捕获、利用与封存（CCUS）的重要环节[1-2]。
CO2驱过程中，受储集层强非均质性影响，气体窜流问题严重制约CO2驱技术经济效益，CO2驱均衡波及控制是该技术面临的关键难题之一[3-4]。储集层强非均质条件下，CO2驱注采参数调控、水气交替等波及控制手段适应性差[3,5]，化学防窜技术存在聚合物类注入困难/剪切降解/损害储集层、泡沫类强度低、无机沉淀类损害储集层等问题[4,6⇓⇓ -9]。近年来，遇CO2后增稠、提高CO2流动阻力的表面活性剂类波及控制体系有所发展[10⇓⇓⇓⇓⇓⇓-17]，该类体系具有低黏易注、地下自增稠、无伤害等特性，为解决化学防窜技术问题提供了新思路。但目前该方向的研究多局限于伯胺类单链小分子表面活性剂如四甲基丙二胺-十二烷基硫酸钠（TMPDA-SDS）等，存在响应浓度高、界面活性低、水溶性差等问题[14⇓⇓-17]，难以成为有效的CO2驱波及控制工业化解决方案。
与伯胺基团相比，叔胺基团遇CO2响应更敏感[18-19]，与单链小分子相比，长链双子表面活性剂具有低自组装浓度、高界面活性、耐温抗盐等特性[20⇓-22]。因此，本文以叔胺基为响应单元，设计合成具有双子表面活性剂自组装属性的CO2驱波及控制智能响应流体（以下简称智能流体）。采用核磁共振氢谱、冷冻透射电镜及流变仪表征智能流体结构，采用流变性测试、岩心驱替模拟及界面张力测试等方法研究该流体遇CO2自增稠、遇原油降低界面张力的智能响应特征与作用机理，以及增稠聚集体剪切自修复、流体与增稠聚集体耐温抗盐特性，分析验证该流体实现CO2驱均衡波及控制的可行性与有效性。

1 研究思路与技术原理

1.1 智能响应流体分子结构设计与制备

双子表面活性剂设计为非对称结构，以进一步提高其自组装能力、界面活性等[22]。首先，分别以不饱和脂肪酸与饱和脂肪酸制备形成两种单链叔胺基表面活性剂（见（1）式），采用桥接剂进行联结，形成非对称的季铵盐双子表面活性剂（见（2）式），其中R，R°分别为C11—C21的饱和、不饱和烷基链。控制不饱和脂肪酸形成的叔胺基单链表面活性剂与季铵盐双子表面活性剂在产物中的物质的量之比，即可形成以叔胺基为响应单元、基于双子表面活性剂的CO2响应智能流体[23]。

1.2 流体遇CO2和遇原油的智能响应作用机理

1.2.1 遇CO2自增稠作用机理

遇CO2前，不带电荷的叔胺基单链表面活性剂穿插在双子表面活性剂之间，堆积参数较高，表现为相互分散的囊泡状胶束[20,24]，流体黏度低；遇CO2后，碳酸根使叔胺基质子化并携带正电荷，电荷排斥作用导致堆积参数降低，胶束组装方式发生变化，微观上由囊泡状转化为蠕虫状[20,24]，并相互缠绕形成三维结构，宏观上表现为遇CO2增稠（见图1）。
图1 智能流体遇CO2自增稠作用机理示意图

1.2.2 遇原油降低界面张力作用机理

双子表面活性剂具有两亲属性，可大幅度降低油水界面张力，宏观上表现为智能流体遇原油后提高洗油效率。此外，其亲油链段与原油具有相似相溶结构，所形成的分散囊泡状胶束具备自发增溶油相能力[25]。当囊泡状胶束接触油相后，油相分子增溶进入囊泡内核，使囊泡状胶束转变为球状胶束[20,24,26]（见图2）。
图2 智能流体遇原油降低界面张力作用机理示意图

1.3 智能流体均衡波及控制技术原理

储集层的非均质性会导致CO2驱波及不均衡，使得储集层高渗透区域CO2含量高、含油饱和度低。注入的大部分智能流体将进入高渗透区域，遇CO2增稠形成高黏聚集体，迫使后续注入的CO2转向中低渗透区域，扩大波及体积；少量进入高含油饱和度中低渗透区域的智能流体，由于增溶原油作用而保持低黏状态，仅作为活性物质提高洗油效率，不会对中低渗透区域造成损害。通过智能流体与CO2交替多轮次周期注入，最终实现非均质储集层CO2驱均衡波及目标。

2 实验介绍

2.1 实验材料与仪器

实验材料：①合成用试剂。油酸（不饱和脂肪酸）、硬脂酸（饱和脂肪酸）、N,N-二甲基丙二胺（DMAPA）、1,3-二溴丙烷（桥接剂），分析纯，国药集团化学试剂有限公司生产。②实验用水。去离子水，实验室自制；吉林油田某CO2驱低渗透油藏地层水，总矿化度21 738 mg/L。如无特别指明，实验均使用去离子水。③实验用油。正构十二烷烃C12模拟油，纯度99%，阿拉丁试剂有限公司生产；吉林油田某CO2驱低渗透油藏原油。④实验用CO2，纯度99.9%，北京兆格气体科技有限公司生产。⑤岩心模型。依据国家标准（SY/T 5336—2006 岩心分析方法）[27]采用石英砂制备（见表1），用于模拟低渗透油藏—致密油储集层中发生气窜的相对高渗透条带。岩心尺寸为2.54 cm（直径）×100 cm（长度），渗透率（38~216）×10−3 μm2，实验前均饱和去离子水。
表1 岩心模型参数
岩心编号 渗透率/10−3 μm2 孔隙度/% 孔隙体积/mL
1# 206.0 29.9 151.5
2# 205.6 31.7 160.6
3# 38.8 23.1 117.0
4# 198.5 28.5 144.4
5# 216.1 32.6 165.1
实验仪器：①合成用仪器。滴液漏斗、四口烧瓶、回流冷凝装置，北京欣维尔玻璃仪器有限公司生产。②分析检测仪器。Mars高温高压流变仪，Glacios冷冻透射电子显微镜，美国赛默飞公司生产；AvanceIII核磁共振氢谱仪，美国布鲁克公司生产；TX500C全量程旋转滴界面张力仪，美国科诺公司生产；驱替模拟装置，驱替流量0.001~400.000 mL/min，工作压力0.1~20.0 MPa，压力计量范围0.01~5.00 MPa（精度0.25%），山东中石大石仪科技有限公司生产。

2.2 实验方法

2.2.1 智能流体合成制备与结构表征

①向1 mol油酸中滴加1.5 mol DMAPA，在170 ℃下保温搅拌6 h；实时监测反应，取少量反应物用碳酸钾标准溶液（pH=11.0）滴定体系酸值至5 mg/g以下时停止加热；最后，减压蒸馏过量DMAPA，得到单链的油酸酰胺丙基二甲基叔胺。用同样方法以硬脂酸制备单链的硬脂酸酰胺丙基二甲基叔胺。②将上述两种单链表面活性剂按物质的量之比1∶1混合后用乙醇进行分散，加入等物质的量桥接剂1,3-二溴丙烷，升温至80 ℃后反应12 h，得到非对称结构的双子表面活性剂。③双子表面活性剂中引入单链的油酸酰胺丙基二甲基叔胺（物质的量之比7∶6），即得水溶单相智能流体。
将两种单链表面活性剂、双子表面活性剂、智能流体分别离心旋干、真空干燥，用核磁共振氢谱仪测试结构；并分别用冷冻透射电镜和流变仪测试通CO2前后智能流体样品的胶束组装形态及模量变化。

2.2.2 智能流体特征与作用机理模拟评价

智能流体特征及作用机理与流体质量分数、CO2含量、原油含量、剪切速率、温度及矿化度等多种因素相关。针对多种因素，开展了流变性测试（除特别说明，测试压力为0.1 MPa，剪切速率为7.34 s−1）、岩心驱替模拟（除特殊说明，模拟温度为25 ℃，驱替速度为0.4 mL/min，系统回压为2 MPa）、界面张力测试（测试温度25 ℃）等，对智能流体遇CO2、智能流体遇模拟油、增稠聚集体运移剪切、智能流体与增稠聚集体耐温抗盐性能等进行了模拟评价。

2.2.2.1 智能流体遇CO2响应特征测试

①智能流体遇CO2响应界限：向质量分数为1.25%和2.50%的智能流体中持续通入CO2得到完全响应的增稠聚集体，置于流变仪中，通过升温促使CO2逸出以控制CO2含量，根据黏度变化确定所需的临界CO2质量浓度。
②不同质量分数智能流体遇CO2响应的增稠倍数：向质量分数为0.05%~2.50%的智能流体中通入CO2，得到完全响应的增稠聚集体，测量增稠前后样品的黏度及增稠倍数。
③CO2相态及压力对智能流体增稠性能的影响：将质量分数为0.05%，0.75%，1.00%的智能流体分别置于流变仪中，密闭后通CO2加压得到完全响应的增稠聚集体，设置温度为45 ℃，压力分别为0.1，8.0，10.0 MPa。测试通气态CO2、超临界CO2增稠后的黏度。
④岩心中智能流体遇CO2自增稠性能模拟：将质量分数为0.75%的智能流体（S）-CO2多轮次注入1#岩心模型。岩心中智能流体遇CO2的响应特征通过注入压力和表观黏度变化进行分析，表观黏度采用（3）式计算。
μ app = K Δ p v L
为便于确定岩心中智能流体接触CO2前的初始表观黏度，采用先注S再注CO2方式，其中CO2注入30~40 min，岩心内气液体积比1∶2。每轮次注入后焖井2.5 h，再开始下轮次注入，保证岩心中S-CO2间充分扩散传质。
⑤非均质岩心中智能流体扩大波及体积模拟：将2#、3#岩心并联得到渗透率级差为5.3的非均质模型，首先采用CO2驱替非均质模型至压力稳定，然后注入0.5 PV（PV——孔隙体积倍数）质量分数为0.75%的智能流体，焖井2.5 h后再次CO2驱至压力稳定，通过分析注入过程中压力和高低渗透岩心中CO2波及体积的变化，评价扩大波及体积效果。驱替过程中高低渗透岩心波及体积以驱出的液相体积近似计算。

2.2.2.2 智能流体遇模拟油响应特征评价

①智能流体遇油后降低油水界面张力的能力：采用界面张力仪测试智能流体与C12模拟油的界面张力，智能流体质量分数分别为0.10%，0.50%，0.75%，1.00%。界面张力测试参照国家标准（SY/T 5370—2018 表面及界面张力测定方法）[28]。
②智能流体遇油后再遇CO2时的响应行为：向质量分数为0.75%的智能流体中添加不同含量的C12模拟油，模拟油质量分数分别为1%，3%，5%，7%，10%。然后，向添加模拟油的智能流体中通入CO2并测试完全响应后的样品黏度。
③岩心中智能流体遇油后再遇CO2时的行为模拟：将S-C12-CO2多轮次注入4#岩心中，模拟CO2与油共存的条件，岩心中智能流体遇CO2的响应特征通过注入压力变化进行分析。智能流体质量分数为0.75%，C12与S质量比为1∶9，CO2与S体积比为1∶2，每轮次注入后焖井时间为2.5 h。

2.2.2.3 增稠聚集体剪切自修复行为测试

为研究智能流体遇CO2响应形成的增稠聚集体在储集层中的运移剪切特征，在温度为25 ℃、系统回压为0.1 MPa、流变仪剪切速率为100 s−1时，测量经剪切—静止—剪切—静止循环的增稠聚集体黏度变化；在5#岩心模型中等效剪切速率为100 s−1时，测量岩心中增稠聚集体经运移—静止—运移—静止循环的注入压力变化。其中增稠聚集体由质量分数0.75%的智能流体遇CO2完全响应形成。

2.2.2.4 智能流体与增稠聚集体的耐温抗盐性评价

利用吉林某CO2驱低渗透油藏原油和地层水，在90 ℃储集层温度下，开展智能流体与增稠聚集体耐温抗盐长期稳定特征评价。将由矿化度21 738 mg/L地层水配制的质量分数为0.75%的智能流体及其完全响应形成的初始增稠聚集体置于老化罐中，90 ℃下长期养护。不同老化时间后，测定流体与原油间的界面张力，以及初始已增稠聚集体的黏度，同时向老化后的流体中通CO2完全响应形成增稠聚集体并测定其黏度。

3 实验结果与分析

3.1 智能流体结构特征

图3分别为两种单链表面活性剂、双子表面活性剂和智能流体的核磁共振氢谱图。由图可见，双子表面活性剂具备两种单链表面活性剂相联结的非对称双链结构，智能流体为双子表面活性剂和单链油酸酰胺丙基二甲基叔胺组成，含有叔胺甲基（a1）、季胺甲基（b2）等特征峰。双子表面活性剂物质的量占比54.1%，证实制备的智能流体结构符合设计目标（双子表面活性剂与单链油酸酰胺丙基二甲基叔胺物质的量之比7∶6）。
图3 智能流体与中间产物的核磁共振氢谱图（图中数据为氢谱积分值，CDCl3为氘代氯仿）
图4为智能流体接触CO2前后冷冻透射电镜显示的胶束组装形态，遇CO2前流体为均匀囊泡，呈乳白色低黏溶液状态；遇CO2后囊泡消失，转化为蠕虫状胶束聚集体，呈近透明黏弹体状态。
图4 遇CO2前后冷冻透射电镜下智能流体的胶束组装形态
图5为25 ℃和0.1 MPa条件下，接触CO2前后智能流体储能模量和损耗模量测试结果。遇CO2前其储能模量均低于损耗模量，流体表现出黏性溶液特征；遇CO2后其储能模量在低振荡频率时小于损耗模量，高振荡频率时大于损耗模量，增稠聚集体具有黏弹性非牛顿流体特征，再次验证了胶束组装方式由囊泡状结构到蠕虫状聚集体的转化。可见，智能流体具备遇CO2响应自组装实现自增稠的特性，合成路线及参数控制合理。
图5 智能流体遇CO2前后的模量变化

3.2 智能流体遇CO2响应特征

3.2.1 智能流体遇CO2响应界限及增稠倍数

图6a为样品黏度随CO2质量浓度的变化曲线。由图可见，CO2质量浓度高于0.97 g/L时样品黏度基本保持稳定，低于该值时黏度开始大幅降低，据此确定智能流体遇CO2完全响应形成增稠聚集体的临界CO2质量浓度为0.97 g/L。由于储集层温度、压力条件下CO2通常为超临界状态（温度大于31.2 ℃，压力大于7.38 MPa），此时CO2的水相溶解度近20 g/L，油藏条件下CO2质量浓度满足完全响应条件。
图6 智能流体遇CO2的响应界限（a）及增稠倍数（b）
不同质量分数的智能流体遇CO2响应的增稠倍数如图6b所示。流体遇CO2前黏度较低；遇CO2后黏度大幅增加，增稠倍数9~246，黏度13~3 100 mPa·s。智能流体遇CO2响应的质量分数范围宽泛，有利于克服地下多孔介质中地层水稀释、吸附等不利因素的影响，保证其作用的有效发挥，同时通过调整流体质量分数可满足不同级序优势渗流通道的波及控制需要。
CO2相态及压力对智能流体增稠性能的影响见图7。超临界状态CO2（45 ℃，8 MPa）与气态CO2（45 ℃，0.1 MPa）相比，完全响应后的增稠聚集体黏度有小幅增加，可能与超临界CO2自身黏度增加或二者相互作用等因素有关；压力增加至10 MPa，增稠聚集体黏度继续小幅增加。因此，采用超临界CO2及增加压力均有利于智能流体增稠性能的发挥。
图7 CO2相态及压力对智能流体增稠性能的影响

3.2.2 岩心中智能流体遇CO2自增稠特征

图8为S-CO2注入两个轮次的物理模拟结果。可见，多轮次注入时，注入压力逐次升高，表明智能流体遇CO2后黏度逐步增加，同时与入口端初始流体相比，出口端产出液透光率大幅增加，说明流体遇CO2后胶束组装状态发生了变化，实现自增稠。智能流体接触CO2前计算初始表观黏度为1.9 mPa·s，第1轮次注入后表观黏度增加到19.4 mPa·s，对应压差（p1与回压差值）为0.45 MPa；第2轮次注入后表观黏度增加到37.5 mPa·s，对应压差（p2与回压差值）为0.89 MPa。通过多轮次注入可持续提高自增稠效果。
图8 岩心中注入两轮次S-CO2过程中注入压力变化

3.2.3 非均质岩心中扩大波及体积能力

图9为S-CO2注入过程中高低渗透岩心波及系数及注入压力的变化曲线。初始CO2驱阶段，气体主要沿高渗透岩心突进，低渗透岩心CO2波及系数仅为6.7%；智能流体注入阶段，大部分流体进入高渗透岩心；再次转注CO2后，低渗透岩心波及系数大幅增加至32.5%，高渗透岩心波及系数仅有小幅增加，表明高渗透岩心中流体遇CO2后形成了高黏聚集体，迫使后续CO2转向进入低渗透岩心。与初始CO2驱相比，后续CO2驱的注入压力大幅增加，说明流体遇CO2增稠后增加了气体在高渗透岩心中的运移阻力。
图9 高低渗透岩心波及系数及注入压力变化

3.3 智能流体遇模拟油响应特征

25 ℃下智能流体质量分数为0.10%，0.50%，0.75%，1.00%时，油水界面张力分别为0.950，0.087，0.076，0.069 mN/m。对比C12-水的界面张力值52.8 mN/m[29]可见，较低质量分数的智能流体即可大幅降低油水界面张力，流体质量分数为0.5%~1.0%时油水界面张力可降至1×10−2 mN/m数量级，体现了双子表面活性剂高界面活性特点。因此，少量进入高含油低渗透区域的流体可作为活性物质提高洗油效率。
0.75%智能流体中不含模拟油时，遇CO2增稠后的黏度为77.8 mPa·s；0.75%智能流体中C12模拟油质量分数为0，1%，3%，5%，7%，10%时，流体通入CO2后的黏度分别为77.8，71.1，52.6，23.9，11.3，2.0 mPa·s。可见，随模拟油质量分数增加，样品黏度逐步降低，模拟油含量超过10%后，样品黏度与初始流体黏度基本一致。分析认为，模拟油含量低于10%时，部分囊泡状胶束增溶油相转化为球状，部分囊泡状胶束遇CO2后组装为蠕虫状，整体呈球状-蠕虫状组合状态，兼具波及控制与洗油双重作用；模拟油含量超过10%后，囊泡状胶束增溶油相全部转化为球状胶束，发挥洗油作用。
岩心中CO2与油共存时智能流体的响应特征如图10所示。不同轮次流体注入时的平衡压力p0、p1、p2基本一致，且出口端产物与注入端初始流体透光率无明显变化，说明CO2和油共存且含油量达到一定程度时，流体未发生增稠响应。
图10 岩心中CO2与油共存时智能流体的响应特征
CO2驱油过程中，由于智能流体进入潜力部位（含油量高）遇原油响应不增稠、具高界面活性的特性，不仅避免了对中低渗透区域的储集层损害，还可进一步发挥洗油功效。

3.4 增稠聚集体剪切自修复特征

图11a为增稠聚集体在流变仪中经剪切—静止—剪切—静止循环测量的黏度变化。剪切后样品黏度大幅降低，静止后黏度迅速恢复，多次循环剪切后黏度均可恢复至初始水平。图11b为增稠聚集体在5#岩心模型中经运移—静止—运移—静止循环测量的注入压力变化结果。运移剪切后注入压力大幅降低，便于注入，静止恢复后再次注入时压力恢复至初始启动压力，多次循环呈现相同特征。
图11 增稠聚集体多次循环剪切实验结果
增稠聚集体为蠕虫状胶束相互缠绕形成的三维结构，剪切时缠绕结构重新取向，静止时缠绕结构恢复，多次剪切后结构保持稳定，具备剪切“自修复”特征，与化学交联类凝胶体系剪切降解特征[30]明显不同，可克服化学交联类凝胶体系深部封堵时强度大幅降低的局限。增稠聚集体具剪切变稀、静止增稠的自修复特性，可实现储集层深部放置，有效提升非均质储集层CO2驱均衡波及控制能力。

3.5 智能流体与增稠聚集体耐温抗盐特征

质量分数0.75%的智能流体与增稠聚集体耐温抗盐长期稳定评价结果见表2。可见，长达300 d的老化过程中，智能流体与增稠聚集体的耐温抗盐性能基本保持稳定，油水界面张力维持在1×10−2 mN/m数量级，智能流体遇CO2完全响应黏度及初始增稠聚集体黏度保留率均高于90%，表明测试温度及矿化度下，智能流体及增稠聚集体性能在储集层中可长期保持稳定。
表2 智能流体与增稠聚集体耐温抗盐性能
时间/d 流体性能 初始增稠聚集体黏度/（mPa·s）
油水界面张力/（mN·m−1） 流体遇CO2完全响应后黏度/（mPa·s）
0 0.073 77.8 77.8
10 0.075 77.3 75.4
30 0.080 76.5 74.7
60 0.083 75.4 72.7
120 0.087 73.4 73.2
300 0.087 72.8 71.1

4 结论

CO2驱波及控制智能响应流体是以叔胺基为响应单元、基于双子表面活性剂自组装属性的水溶性单相体系。该体系具有4大特征：遇CO2响应自增稠形成高黏聚集体，可控制高渗透区域气体窜进、扩大波及体积；遇原油响应不增稠、降低界面张力，可提高中低渗透区域洗油效率；增稠聚集体具运移剪切变稀、静止增稠的结构自修复功能，可实现储集层深部放置；智能流体和增稠聚集体耐温抗盐性能长期稳定。上述特征满足低渗透油藏—致密油CO2驱开发提高采收率均衡波及控制技术需求，可为“双碳”背景下CO2捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）的成功实施储备有效技术手段。可用于低渗透油层高效开发、致密油有效动用及复杂类型油藏转换开发方式等领域，实现持续扩大CO2波及体积、不断提升中低渗透区域原油采收率的目标，应用前景广阔。
符号注释：
K——渗透率，μm2；L——填砂管长度，cm；p0——流体未接触CO2时在岩心中运移时的稳定注入压力，MPa；p1——流体第1次接触CO2后在岩心中运移时的稳定注入压力，MPa；p2——流体第2次接触CO2后在岩心中运移时的稳定注入压力，MPa；Δp——注入压差，105 Pa；v——注入速度，cm/s；μapp——表观黏度，mPa·s。

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