海上砂岩油藏注自生 CO2体系实验及提高采收率机理.pdf

大庆石油地质与开发 Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing2023 年 8 月 第 42 卷第 4 期Aug.，2023Vol.42 No.4DOI：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202203059海上砂岩油藏注自生CO2体系实验及提高采收率机理郑玉飞1，2 李翔1，2 刘文辉1，2 冯轩1，2 宫汝祥1，2 王硕1，2（1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津300459；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津300459）摘要：针对自生CO2技术增产功能多元化、提高采收率机理认识不清的问题，综合利用理化性能评价、岩心驱替及结构表征实验，通过研究体系配方、界面张力、原油黏度、提高采收率效果及岩心孔喉结构的变化，明确了自生CO2技术的主要增产机理。实验结果表明：自生CO2体系中最佳的生气剂与释气剂物质的量浓度比为12，最佳体系质量分数为21.5%，此时的CO2生气效率接近最大值。自生CO2体系在均质和非均质岩心中均具有良好的驱替效率，注入自生CO2体系提高原油采收率（EOR）的机理主要包括：体系中的生气剂（碱性）可以降低原油与体系间的界面张力（IFT）；在地层中产生的CO2会使原油膨胀、降低原油黏度；生气剂与释气剂反应放热可溶解有机物并提高采收率，CO2生成过程和清除堵塞引起的压力波动也有助于改变驱油路径、提高采收率。研究成果为自生CO2的技术优化和矿场实践提供了依据。关键词：自生CO2；EOR；海上油田；机理研究中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）04-0113-09Insitu CO2 generation system injection experiment and EOR mechanism for offshore sandstone reservoirsZHENG Yufei1，2，LI Xiang1，2，LIU Wenhui1，2，FENG Xuan1，2，GONG Ruxiang1，2，WANG Shuo1，2（1.Production Optimization Business Division of China Oilfield Service Limited，Tianjin 300459，China；2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Tianjin 300459，China）Abstract：Facing the problem of unclear mechanism of enhanced oil recovery due to diversified stimulation functions of insitu CO2 generation technology，the main stimulation mechanisms are determined comprehensively by physicochemical properties evaluation，core displacement and structural characterization experiments，and by study on system formula，interfacial tension，oil viscosity，enhanced recovery effect and changes of core pore throats structure.The results show that the optimum amountofsubstance concentration ratio of gasgenerating agent to gasreleasing agent is 1 2 and the optimum system mass fraction is 21.5%，with gas generation efficiency close to the maximum value.Insitu CO2 generation system has high displacement efficiency in both homogeneous and heterogeneous cores.The EOR mechanism of insitu CO2 generation system injection mainly includes：gasgenerating agent(alkaline)reduces the interfacial tension between oil and system(IFT)；the CO2 produced in the formation expands the oil and reduces oil viscosity；the heat released by reaction of gasgenerating agent and gasreleasing agent dissolves organic matter and increases recovery.The 收稿日期：2022-03-24 改回日期：2022-11-13基金项目：中海油田服务股份有限公司科技项目“N+1轮层内生成CO2调驱效果优化研究与应用”（YSB19YF019）；中海油田服务股份有限公司科技项目“海上陆相砂岩油藏均衡驱油技术研究与应用”（YSB20YF001）。第一作者：郑玉飞，男，1986年生，硕士，高级工程师，从事海上油田提高采收率技术研究。E-mail：2023 年大庆石油地质与开发pressure fluctuations in the process of CO2 generation and clogs removing also help changing the displacement path.The research results provide basis for optimization and field application of insitu CO2 generation technology.Key words：insitu CO2 generation；EOR；offshore oilfield；mechanism study0引言CO2驱是最常用的提高采收率技术之一12，其主要作用机理包括高压条件下CO2能很好地溶于原油使之膨胀降黏、CO2萃取原油轻烃组分及在非混相驱中增加原油驱动力等35。但目前CO2驱仍存在诸多局限性。CO2的黏度低、流动性强、极易在储层中窜进的特点导致波及体积很小 6；油田附近普遍缺乏CO2气源，而CO2储存和运输都需要较高的成本 7；另外，还存在设备腐蚀和气体泄漏等安全问题。以上问题均限制了该技术在海上及偏远地区的应用811。自生 CO2技术（ISCGT）克服了 CO2驱气源不足的问题，并大大降低了 CO2驱的成本，使由于输送气源成本高而无法开展 CO2驱的油田也可以得到商业化应用1213。在国外，K.K.Gumersky 等14从1999年起就开展了ISCGT研究并在Samotlor油田和NovoPokursky油田开展了矿场试验。2010年，B.J.B.Shiau等15研究了氨基甲酸铵和氨基甲酸甲酯等可在储层自生 CO2的化学体系及调驱效果。在中国，从 2002年开始，ISCGT 先后应用于中原油田、大港油田、江苏油田和渤海油田，均取得了较好的稳油控水和降压增注效果1620。目前，国内外油田常用的自生 CO2体系有单液法体系和双液法体系 2种2122。单液法是将一种药剂溶液注入储层，在地层条件下分解为 CO2，由于适用温度范围小和气体生成效率低等问题，该方法的应用受到了较大的限制23。双液法体系由 2 种药剂组成，分为生气剂（GF，如 Na2CO3、NaHCO3或 NH4HCO3）和释气剂（GY，如 HCl 或 CH3COOH等），将 2 种药剂分段塞注入储层，二者在地层接触后通过放热反应原位生成 CO2，并通过原油溶胀、降黏和解堵等多种作用来提高采收率24。O.Coskun 等25针对 ISCGT 提高采收率机理的研究主要集中于 GF 与 GY 生气效率提升及影响因素评价，而未考虑 GF（碱性）的乳化作用机制及 GY（酸性）的解堵作用机制等，因此对于 ISCGT 提高采收率机理还需要进一步开展系统的研究。本文设计了带有温度和压力传感器的填砂管模型用于评估GF和GY在多孔介质中的生气效率，并对生气配方进行了优化。通过驱替试验和结构表征系统研究了ISCGT针对渤海砂岩油藏的提高采收率机理，为该项技术在海上油田的进一步应用奠定了基础。1实验材料和方法1.1实验材料自生 CO2体系由 GF、GY 和隔离液（SF）组成，其中 GF 为特定浓度的碳酸钠溶液，GY 为特定浓度的无机酸或有机酸和一定量的缓蚀剂组成的混合物，SF 为聚合物溶液或注入水，以上药剂均来自国药集团化学试剂有限公司。实验中将 GY 和GF 各分为 4 个交替注入段塞，每段塞体积均为0.125 PV，中间用0.012 5 PV的SF隔离开；注入水取自渤海某油田，组成成分如表1所示。实验用油样取自渤海某油田，原油性质如表2所示。实验用人造岩心分为均质岩心（渗透率为1 00010-3和2 50010-3 m2）和非均质人造岩心（渗透率为 20010-3/1 00010-3/2 00010-3和 50010-3/2 50010-3/5 00010-3 m2），使用80%的石英砂和20%表1注入水离子组成Table 1 Composition of injected water ions试样类型注入水样阳离子组分质量浓度/（mgL-1）Na+3 801K+25.6Mg2+45Ca2+103阴离子组分质量浓度/（mgL-1）F-Cl-4 059NO3-2.5SO42-23.1表2地层原油性质（65）Table 2 Properties of formation oil(65)地层原油密度/（gcm-3）0.8440.964地层原油黏度/（mPas）9.100944.000体积系数1.0431.142溶解气油比/（m3m-3）1548地层压力/MPa9.48014.480饱和压力/MPa6.81013.720114第 42 卷 第 4 期郑玉飞 等：海上砂岩油藏注自生CO2体系实验及提高采收率机理的黏土压制而成。1.2自生CO2配方优化实验为了确定自生 CO2体系的最佳配方浓度，选择生气量和生气效率作为2个最重要的评价指标。本文选择了2种实验方法对体系生气量和生气效率进行了比较研究，一种方法是通过玻璃反应釜进行，实验结构见图 1，在该方法中将 50 mL 的 GF 溶液放在 65 C 的试剂瓶中水浴，然后使用滴定管以一定的速度将 50 mL 的 GY 溶液逐滴加入试剂瓶，与GF 反应并产生 CO2气体，测得生气体积。气体生成效率为实际生气量占理论生气量的百分比。另一种方法是在模拟多孔介质（填砂管）中进行，如图2所示。用石英砂（100200目）填充填砂管，渗透率约为1 00010-3 m2，在填砂管分别设置5个测压点和测温点。首先用注入水将填砂管饱和，然后在 65 C 条件下按照图 2 中段塞组合注入自生CO2体系，每隔一段时间测量生气量、压力和温度。1.3理化性质表征和测量1.3.1界面张力体系界面张力（IFT）使用旋转滴视频张力仪进行测量。具体方法为用不同浓度的 GF 溶液填充向毛细管，然后加入一滴新鲜原油并以 5 000 r/min的速度旋转。记录IFT值直到建立油水平衡。1.3.2原油黏度使用旋转黏度计测量不同条件下的原油黏度，用来评价原油黏度的降低程度。具体方法参考中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 05202008原油黏度测定旋转黏度计平衡法26。1.3.3驱替实验岩心驱替实验装置如图3所示，详细实验步骤如下：（1）设置回压为 10 MPa，设置密封压力比注入压力高3 MPa，设置实验温度为65 C；（2）首先将岩心抽真空，然后用注入水饱和，岩心孔隙度等于注入水饱和体积与岩心体积之比；（3）以0.3 mL/min的驱替速率向岩心注水以获得渗透率，然后以0.2 mL/min的速度饱和原油，初始含油饱和度等于注入原油体积与孔隙体积之比；（4）将注入水以 1.0 mL/min 的速率注入岩心，直到含水率达到98%，采出液收集到按编号排列的试管中并做好记录；（5）注入1 PV的自生CO2体系后接着水驱，直到含水率达到98%，注入速率为1.0 mL/min，实验过程中对注入压力、采出油和产出水体积做好记录，注入自生CO2体系驱替实验装置如图3所示。1.3.4孔喉结构使用环境 ESEM Quanta 200 F 扫描电子显微镜考察自生 CO2驱前后岩心孔隙和喉道的微观结构。将岩心样品切成薄片，并用液氮预冷冻干燥，然后把薄片放在铜制圆筒表面，粘上导电胶并镀金，以增强其导电性。2实验结果分析2.1体系浓度对产气量和产气效率的影响2.1.1体系浓度配比分别使用玻璃反应釜（图1）和填砂管（图2）图1玻璃反应釜法示意Fig.1 Schematic diagram of glass reactor method图2模拟多孔介质反应装置示意Fig.2 Schematic diagram of simulating porous media reaction equipment图3驱替实验装置示意Fig.3 Schematic diagram of displacement experiment equipment1152023 年大庆石油地质与开发作为实验装置，评价自生 CO2体系的生气量和生气效率。固定 GF 溶液的物质的量浓度为 1.2 mol/L，GY溶液的物质的量浓度分别为1.2、1.8、2.4、3.0和3.6 mol/L，实验结果见图4。随着 GY 溶液物质的量浓度的增加，玻璃反应釜中产生的 CO2显著增加，如图 4 所示。当 GY 系统的物质的量浓度从 1.2 mol/L 增加到 3.6 mol/L 时，生气量从 347.2 mL增加到 1 632.5 mL，生气效率则从 41.73%提高到 98.12%。这主要是因为 GF 和 GY溶液之间的反应是强烈的酸碱反应，GY 物质的量浓度越高，容器中的 H+越多，反应速度越快。该方法操作简单，已被广泛应用于实验研究。但在现场条件下，GF 和 GY 溶液的接触充分程度远低于实验条件下的接触程度，因此，该实验无法模拟多孔介质中的真实情况，基于此种原因，自行设计了一套带温度和压力测量装置的填砂管实验模型用于模拟自生CO2体系在多孔介质中的反应过程。填砂管中产生的气体量在图 4 中用红线标注。当 GY 物质的量浓度为 1.22.4 mol/L 时，产气量从288.5 mL 快速增加到 603.3 mL，CO2生成效率从18.26%提高到 19.09%。由于自生 CO2体系以交替注入段塞的形式注入填砂管中，GY 与 GF 接触程度远低于玻璃反应釜，因此生气量及生气效率偏低，但更好地模拟了油田中的实际施工过程。当GY 物质的量浓度高于 2.4 mol/L 时，生气量仅从603.3 mL 增加到 716.2 mL，生成效率几乎没有增加。这主要是因为 GY与 GF交替注入多孔介质中，两者的接触程度有限，再提高 GY 物质的量浓度已无法有效提高反应程度，这与在玻璃反应釜中获得的结果截然不同。基于上述实验结果，在接下来的实验中确定GF 与 GY 的物质的量浓度比为 12。对比 2 种方法所获得的实验结果，填砂管法优势更为明显，原因如下：（1）采用多孔介质作为 GY 与 GF 反应装置，更接近于现场实际；（2）填砂管法可以模拟交替注入过程，与现场施工过程一致；（3）可获得实时结果（生气效率、压力、温度），以便更好地进行理论分析。2.1.2体系质量分数体系质量分数也是影响自生 CO2体系生气量和反应效率的重要因素之一。固定 GF 和 GY 的物质的量浓度比为12，调整自生CO2体系的总质量分数范围为17.9%至28.6%，实验结果如图5所示。随着质量分数的增加，玻璃反应釜法的生气量显著增加（从922.3到1 642.3 mL），这是因为H+质量浓度随着体系质量分数的增加而增加，而 CO32质量浓度也随之增加，因而生气效率和生气量也相应增加。使用填砂管法时，生气量显著增加（从469.4 到 959.3 mL），但生气效率仅略有提高（从17.82%提高到 22.76%），因为在填砂管中 GF 和GY 之间的接触程度有限。因此，自生 CO2体系的最佳质量分数选择为21.5%，即GF和GY的物质的量浓度分别为1.2和2.4 mol/L。2.2驱油实验实验中采用 2 块均质岩心和 2 块非均质岩心（每块均为 3 层）对自生 CO2体系的驱替效率进行了评价，实验参数及结果如表3所示。图5生气量及生气效率随自生CO2质量分数的变化Fig.5 Variation of gas generation amount and efficiency with in-situ generated CO2 concentration图4生气量及生气效率随GY物质的量浓度的变化Fig.4 Variation of gas generation amount and efficiency with GY amountofsubstance concentration116第 42 卷 第 4 期郑玉飞 等：海上砂岩油藏注自生CO2体系实验及提高采收率机理2 块均质岩心的渗透率分别为 1 00010-3和2 50010-3 m2。图 6 展示了 2 块均质岩心自生 CO2体系的动态驱油过程。图 6（a）为渗透率 1 00010-3 m2时岩心动态驱替情况。当水驱综合含水率达到98%时，采出程度为36.18%。在注入GF体系的第 1 个 0.125 PV 后，由于 Na2CO3的碱性作用，可与原油反应生成原位皂，降低油水界面张力、改变润湿性，从而提高微观驱油效率；Na2CO3还可以乳化原油，从而提高驱油效率，因此综合含水率略有下降。注入0.125 PV的GY体系后，由于GY和GF会反应产生 CO2，压力和综合含水率显著降低；此外生成的 CO2和热量降低了原油黏度、提高了采出程度，并且随着 GF 和 GY 段塞的交替注入，由于生成 CO2的非混相驱机理和压力波动，采出了大量水驱未波及到的剩余油，从图 6（a）中可以看出含水率与压力都存在较大的起伏波动。当后续水驱综合含水率达到 98%时，采出程度比水驱提高了22.47%，自 生 CO2体 系 的 总 采 出 程 度 达 到58.65%。渗透率为2 50010-3 m2的岩心在水驱过程中，综合含水率达到 98%时采出程度为 41.38%（图 6（b）。由于渗透率越高，GF 和 GY 反应越充分、毛管数越大，因此采出程度高于渗透率为 1 00010-3 m2的岩心。在注入自生 CO2体系过程中，每当注入 GY，压力和综合含水率都会急剧下降，采出程度相应增加，在该阶段采出程度提高了26.72%，同样高于 1 00010-3 m2的岩心，这是因为渗透率增大时，孔隙和喉道的大小相应增加，这提高了GF和GY的接触程度。为了进一步评估自生 CO2体系的驱油效果，还选择了 2 块非均质岩心进行实验。2 块岩心的渗透率级差均为 10，渗透率分别为 20010-3/1 00010-3/2 00010-3和 50010-3/2 50010-3/5 00010-3 m2。实验结果如图7所示。当综合含水率达到 98%时，水驱采出程度分别为 27.69%和 37.38%，低于 2 块均质岩心的采出程度。当岩心存在非均质性时，由于原油的黏度（57 mPas）远高于注入水的黏度，在水驱过程中会形成高渗层或水窜通道。在 GF 和 GY 交替注入过程中，每当注入 GY（酸性流体）时，压力和综合含水率都会急剧下降，采出程度也相应增加。由表3岩心基本参数Table 3 Basic cores parameters编号均质岩心1均质岩心2非均质岩心1非均质岩心2水测渗透率/（10-3 m2）1 0002 500200/1 000/2 000500/2 500/5 000长/cm30.9029.5529.9429.92宽/cm4.4504.4504.4704.490高/cm4.3904.4904.4264.442饱和水体积/mL138.5177.9131.0177.7饱和油体积/mL115.8132.8105.1143.4孔隙度/%22.9430.1422.1229.78原油饱和度/%83.6474.6480.2380.70图6均质岩心自生CO2体系驱油过程Fig.6 Oil displacement process of in-situ CO2 generation system in homogeneous cores1172023 年大庆石油地质与开发于 CO2的周期性产生和压力的周期性变化，综合含水率也在高水平上波动。注自生 CO2体系期间的采出程度分别提高了 26.40%和 31.03%，远高于 2 块均质岩心的实验结果。这主要是因为 GF 和 GY 原位生成的 CO2密度较低，也可以通过重力分离有效提高低渗透层的采出程度。从4块岩心的驱替结果来看，在水驱基础上自生 CO2体 系 的 提 高 采 收 率 幅 度 高 达 22.47%31.03%，此外，该技术施工方法简单、使用药剂价格低廉，因此是一项非常有前景的提高采收率技术，可应用于海上油田及缺乏 CO2气源的偏远油田。2.3提高采收率的机理2.3.1CO2溶胀降黏CO2溶解引起的原油膨胀和降黏是 CO2混相和非混相驱最重要的提高采收率机理之一，原油膨胀可降低剩余油饱和度，提高原油采收率，原油黏度的降低会降低流度比，提高水驱波及系数，从而提高采收率。含有GF（碱性）和GY（酸性）的自生CO2体系可以在反应中生成一定量的 CO2，与原油接触后溶解使原油膨胀，从而降低原油黏度。图 8给出了填砂实验中原油黏度降低与原油溶胀率和GY物质的量浓度之间的关系。当 GY 物 质 的 量 浓 度 从 1.2 mol/L 增 加 到3.6 mol/L 时，原油溶胀率从 1.32%增加到 1.79%，原油黏度降低率从 15.94%到 41.73%。降黏幅度非常大。当 GY物质的量浓度高于 2.4 mol/L时黏度可降低38.12%41.73%，原油黏度降低幅度与生气量（或生气效率）有很好的相关性。当然，CO2驱还有许多其他提高采收率机理，如重力分离等，这里不再赘述。2.3.2压力波动从 2.2的图 6 和图 7 中可以看出，在自生 CO2体系的注入过程中，压力周期性降低，主要原因如下：（1）本实验中使用的人工岩心含有一定量的黏土，旨在模拟渤海油田的矿物组成和无机堵塞条件，这些黏土与 GY（酸性）发生反应可能是降压的主要原因；（2）产生的 CO2气体部分会溶解到原油中，这也会降低多孔介质的注入压力，注自生 CO2体系前图7非均质岩心自生CO2体系驱油过程Fig.7 Oil displacement process of in-situ CO2 system in heterogeneous cores图8原油降黏率和溶胀率随GY物质的量浓度的变化Fig.8 Variation of oil viscosity reduction rate and swelling rate with GY amountofsubstance concentration118第 42 卷 第 4 期郑玉飞 等：海上砂岩油藏注自生CO2体系实验及提高采收率机理后岩心孔喉和渗透率出现了明显的变化，注入自生CO2体系后，孔喉道的尺寸明显增大，岩心渗透率从 8 23010-3 m2增加到 19 32710-3 m2，进一步证明了体系可以与无机矿物和堵塞物发生反应，溶蚀一些无机矿物，从而起到降压增注的作用，而增注可以进一步提高采收率。因此，压力波动也是提高采收率的重要因素之一，在驱替过程中，如果压力在高压和低压之间不断波动，可以使得驱替液流反复转向、不断扩大波及体积，将大量水驱未波及到的剩余油驱出。2.3.3放热效应GF与GY反应是一种典型的放热反应，本文研究中使用的填砂管共有5个测温点，从注入端到产出端依次标记为测温点15，实验中GF和GY的物质的量浓度分别为1.2和2.4 mol/L，各测温点温度随着自生CO2体系注入量的变化情况如图9所示。在首次注入第一段塞GF时多孔介质中未发生反应，因此温度没有变化；当注入第1段塞GY溶液时，测温点1的温度迅速升高，测温点2的温度也略有升高；在注入第2段塞GF时，5个测温点的温度都开始升高。整个驱替过程结束后，5个测温点的温度平均升高了3.5，表明反应放热量非常可观。现场施工时反应释放的热量将有效降低原油黏度，同时还能清除有机堵塞物，从而提高采收率。2.3.4降低IFT和乳化在驱替过程中，降低 IFT和乳化也是非常重要的提高采收率机理。以往研究中通常选择生气量作为体系浓度最关键的评价指标，但在本次研究中发现，当碱性的碳酸钠溶液（GF）首次注入多孔介质时，部分碳酸钠可与原油发生反应生成表面活性物质，这可以降低油水界面张力、增加毛管数量，提高微观驱油效率。原油和不同质量分数碳酸钠（GF）之间的界面张力（IFT）变化如图 10 所示。注入水（Na2CO3质量分数为 0）与原油的界面张力为 31.18 mN/m。当注入水中Na2CO3的质量分数从1%增加到4%时，其表面张力从 6.12 mN/m 下降到 0.77 mN/m，这是由于 Na2CO3溶液和原油生成表面活性剂。当质量分数在 4%12%时，原油的界面张力不再显著变化，这是因为原油中有限的酸性成分已基本与碳酸钠全部反应，因此，当 Na2CO3的质量分数超过 4%后IFT几乎不会下降。前两段塞的 GF 与 GY 注入过程中产出液如图11 所示。在第 1 次注入 0.125 PV 碱性溶液（GF）后驱替效率明显，GF 溶液具有良好的乳化能力。当将 0.125 PV 的 GY 溶液（无机酸）注入时，由于原位生成 CO2，出口的产液率随着压力的升高而降低。此外，由于 CO2的膨胀降黏作用，使得综合含水率大大降低，产油量逐渐增加。在 0.125 PV 碱性溶液（GF）的第 2 个注入段塞中，GF 与多孔介质中剩余的酸发生反应，出口产液量下降；但采出的油仍被乳化到一定程度。在第 2 次 0.125PV 的GY 溶液注入段塞中，孔隙介质中 H+质量浓度增加，导致酸与碱反应更剧烈，CO2生成速率增加，产油量增加。随着驱替过程的继续，随着碱质量浓图9填砂管温度随自生CO2体系注入量的变化Fig.9 Variation of sand pack temperature with injection volume of in-situ CO2 generation system图10界面张力随GF质量分数的变化Fig.10 Variation of interfacial tension with GF mass fraction1192023 年大庆石油地质与开发度的降低和酸质量浓度的增加，乳化液的作用逐渐减弱，从图 11 中可以看出，最右边最后一个样品中水相已非常清晰透明。3结论（1）自生 CO2体系中生气剂与释气剂的最佳物质的量浓度配比为 12，最佳使用物质的量浓度为生气剂1.2 mol/L、释气剂2.4 mol/L。（2）自生 CO2体系在均质介质和非均质介质中均具有良好的驱油效率，提高采收率幅度为22.47%31.03%。该技术施工方法简单、使用药剂价格低廉，适用于海上油田及缺乏 CO2气源的偏远油田。（3）自生 CO2体系的提高采收率机理主要有：原位生成的 CO2可以提供驱动力，并使原油溶胀降黏；CO2生成和 GY 溶解岩石矿物过程中引起的压力波动会改变驱替流体的流动路径，扩大波及体积；体系反应放热可进一步降低原油黏度、溶解部分有机质；GF 溶液能与原油反应生成表面活性剂降低IFT，存在显著的乳化作用。参考文献：1 李阳.低渗透油藏CO2驱提高采收率技术进展及展望J.油气地质与采收率，2020，27（1）：1-10.LI Yang.Technical advancement and prospect for CO2 flooding enhanced oil recovery in low permeability reservoirs J.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2020，27（1）：1-10.2 贾连超，刘鹏飞，袁丹，等.注CO2提高页岩吸附气采收率实验：以鄂尔多斯盆地延长组长7页岩气为例 J.大庆石油地质与开发，2021，40（2）：153-159.JIA Lianchao，LIU Pengfei，YUAN Dan，et al.Experiment of enhancing the recovery of the shale adsorbed gas by CO2 injection：Taking Yanchang-Formation Chang-7 shale gas in Ordos Basin as an example J.Petroleum Geology&Oilfield Development in Daqing，2021，40（2）：153-159.3 邓宏伟.超深层低渗透稠油 CO2增溶降黏体系研发与应用J.油气地质与采收率，2020，27（1）：81-88.DENG Hongwei.Development and application of CO2 solubilizing and viscosity reducing system for ultra-deep and low-permeability heavy oil reservoirs J.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2020，27（1）：81-88.4 曹小朋，冯其红，杨勇，等.CO2原油混相带运移规律及其对开发效果的影响J.油气地质与采收率，2021，28（1）：137-143.CAO Xiaopeng，FENG Qihong，YANG Yong，et al.Migration law of 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