基于分子动力学模拟的Hansen溶解度参数预测CO2-EOR过程中沥青质沉积风险研究

本研究针对CO2-EOR（二氧化碳驱油）过程中沥青质沉积风险预测难题，通过构建数字油藏模型，结合FT-ICR MS（傅里叶变换离子回旋共振质谱）和分子动力学模拟，首次系统计算了储层条件下沥青质与CO2混合体系的HSPs（Hansen溶解度参数）。研究发现CO2在高压下促进沥青质溶解，而中等压力下沉积风险增加9.8 MPa，为CCUS（碳捕集利用与封存）技术安全实施提供了新方法。

　　

随着全球气候危机加剧，碳捕集利用与封存（CCUS）技术成为减少CO₂排放的关键手段，其中CO₂驱油（CO₂-EOR）既能提高原油采收率又能实现CO₂地质封存。然而，CO₂注入可能打破原油组分平衡，引发沥青质沉积问题——这种强极性大分子组分在压力、温度变化时易从原油中析出，堵塞储层孔隙和管线，严重影响生产效率和CO₂封存效果。传统实验方法难以全面评估储层高温高压条件下的沥青质稳定性，而现有理论模型对CO₂与沥青质复杂相互作用的解释仍存在争议。

针对这一挑战，日本东北大学（Tohoku University）联合国际团队创新性地将数字油藏建模与分子动力学（MD）模拟相结合，开发了一套预测沥青质沉积风险的新方法。研究人员首先通过气相色谱（GC）和定量分子表征（QMR）技术构建了包含轻质馏分、重质馏分和沥青质的数字油藏模型，并利用傅里叶变换离子回旋共振质谱（FT-ICR MS）鉴定了树脂分子结构，使模型密度误差控制在2-3%以内。通过"溶剂中"计算方法，首次系统获得了422K储层温度、1-60 MPa压力范围内沥青质与CO₂混合体系的Hansen溶解度参数（HSPs），并采用Flory-Huggins溶解度模型评估沉积风险。

研究揭示了CO₂对沥青质行为的双重作用：在高压条件下（>40 MPa），CO₂溶解显著提高沥青质溶解度，这归因于CO₂分子减小了溶剂体系的摩尔体积；而在中等压力范围（15-40 MPa），CO₂浓度增至50 mol%会使上沥青质起始压力（UAOP）升高9.8 MPa，沉积风险明显增加。分子结构分析发现，低压条件下树脂分子通过形成胶束样结构包裹沥青质，其配位数随CO₂含量增加而上升，这种特殊相互作用虽然导致HSPs计算中δ_D（色散分量）异常升高，但实际上增强了沥青质稳定性。

该研究的意义在于：一方面建立了基于HSPs的沥青质沉积预测新框架，克服了传统Hildebrand参数对极性体系描述的局限性；另一方面揭示了CO₂-EOR过程中沥青质行为的分子机制，为优化注气方案提供了理论依据。通过整合数字油藏建模、FT-ICR MS表征和MD模拟的多尺度方法，为复杂油气体系的热力学性质预测开辟了新途径。未来研究可进一步拓展模型对不同原油化学组成的适用性，并探索机器学习辅助的溶解度参数预测方法，推动CCUS技术的安全高效实施。