要約：超臨界CO2圧裂液の極低表面粘度は砂嚢持ち砂、漏失の重い圧裂効果弱など多くの欠点をもたらしている。超臨界CO2の欠陥に対して、CO2圧裂液の粘度を著しく増加させる増稠剤を設計して合成し、異なる地質条件（貯層温度と貯層圧力）と化学剤などの要素がCO2の砂嚢持ち性能に与える影響を探索し、超臨界CO2の圧裂液の砂嚢持ち機構を明らかにしている。研究結果は、比較的高い含有量の増稠剤は圧裂液の粘度を増加するだけでなく、CO2圧裂液が粒子の砂嚢持ち能力を改善することができ、0.5％（質量割合）の増稠剤はCO2圧裂液の粘度を3.2 mPa·sに増加させ、静置20秒の砂利沈降量は0.5 gであり、沈降量は純粋なCO2圧裂液（その表面粘度は0.04 mPa·sです）時の1.7 gよりも低くなっています。また、貯層圧力の上昇は超臨界CO2の砂嚢持ち性能を向上させ、貯層温度の上昇は超臨界CO2圧裂液の粘度と砂嚢持ち能力を低下させることができる。これは主に超臨界CO2圧裂液系の微視的グリッド密度の変化に帰する。上記の研究により、珪岩貯層の効率的な開発と超臨界CO2の適用に実質的かつ有効な手段と計画を提供することができます。

油ガス開発;油ガス回収率;泥板岩貯層改造;超臨界CO2圧裂;砂嚢持ち悬砂