高溫高壓下離子液體對原油中瀝青質沉淀的抑制效果評價*

曹鵬福，趙滬春，閆占冬，劉海洋

（1.長慶油田頁巖油開發分公司，甘肅慶陽 745708；2.長慶油田分公司第七采油廠，甘肅慶陽 745708）

0 前言

油藏衰竭開發中，當儲層壓力下降至瀝青質沉淀起始壓力（AOP）時，瀝青質在原油中的平衡遭到破壞，導致瀝青質從原油中析出并沉淀。當瀝青質在孔喉表面沉積時會降低滲透率、改變潤濕性，造成儲層傷害，并在井筒和管線中形成堵塞，嚴重影響油井產量［1-2］。此外，一些油藏雖然AOP較低，正常衰竭或水驅開發時并未出現瀝青質沉積現象，但當向儲層注入CO2進一步提高原油采收率時，則會由于CO2與原油之間的相互作用，導致AOP大幅上升，引發嚴重的瀝青質沉積問題［3-4］。目前，注入化學添加劑是有效解決瀝青質沉積問題的方法之一。化學添加劑類型主要包括抑制劑和分散劑兩種。其中，抑制劑的活性與膠質相似，通過與瀝青質相互作用來抑制兩相分離［5］；而分散劑則通過限制瀝青質聚集體尺寸和阻止聚集體進一步生長來穩定原油中的瀝青質［6］。雖然這種方法可以有效預防瀝青質在井筒及油管中的沉積和結塊，但卻無法有效改善瀝青質在近井地帶儲層產生的傷害。同時，化學添加劑還存在與儲層流體不相容、成本高、對環境有害，以及在儲層條件下不穩定等問題。

近年來，離子液體因其獨特的性質以及在提高原油采收率和抑制瀝青質沉淀方面的優異表現，受到了越來越多學者的關注。離子液體是液態的鹽，其熔點低于100 ℃，具有低蒸汽壓、低熔點、熱穩定性和不易燃等特點［7-8］。Hu 等［9］研究了離子液體［Cniql］Cl 和［Cnpy］Cl 對原油中瀝青質的抑制機理。他們認為這兩種離子液體對瀝青質抑制作用的增強主要歸因于電子給體陰離子Cl-與瀝青質發生氫鍵或電子給體與受體的相互作用，而與陽離子的關系很小。Boukherissa 等［10］評價了1-丙基硼酸-3-烷基咪唑溴化物和1-丙烯基-3-烷基咪唑溴化物作為瀝青質抑制劑的效果。結果表明，離子液體可溶于原油，抑制效果大幅好于化學添加劑，其分散瀝青質的能力是由于氫鍵或電荷轉移締合物的形成。整體來看，離子液體在防止油藏中瀝青質沉積方面具有較好的應用潛力，但相關研究相對較少，且鮮少有學者研究離子液體在高溫高壓儲層條件下的抑制效果，以及對注入CO2后原油中瀝青質沉淀的抑制效果。因此，筆者在標定有機溶劑中瀝青質含量與吸光度關系的基礎上，采用分光光度法分別評價了2種離子液體及2種常用商業抑制劑對原油中瀝青質沉淀的抑制效果，并使用600 mg/L的離子液體［bmim］Br及異丙醇與［bmim］Br的混合劑開展了高溫高壓瀝青質沉淀的測定實驗，研究了離子液體及異丙醇與［bmim］Br 混合劑對地層原油及CO2注入后地層原油中AOP 及瀝青質聚集體尺寸的影響，為防治瀝青質沉積和合理高效開發提供了參考和借鑒。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

1.1.1 實驗原油

實驗所用原油取自新疆準噶爾盆地西山窯組。由于目標區探井在試采中井筒內發生了嚴重的瀝青質沉積現象，因此為了準確獲取代表性原油樣品，在油藏垂深4250 m處采用井下取樣器進行井下取樣。對獲取的地層原油樣品采用氮氣加壓方式保存和運輸，避免因溫度變化造成壓力波動，引發瀝青質沉淀。在40.2 MPa、104.7 ℃條件下，地層原油密度為0.8148 g/cm3、黏度為4.62 mPa·s；溶解氣油比為107.6 m3/m3；地層原油分子量為83 g/mol、脫氣原油分子量為221 g/mol；原油中的飽和烴、芳香烴、膠質、瀝青質含量分別為66.1%、23.3%、8.8%、1.8%。根據原油四組分（飽和烴、芳香烴、膠質和瀝青質）含量［11］，計算得到原油膠體的不穩定指數為2.11，遠大于瀝青質開始沉淀時的臨界值（0.9），說明目標區原油中的瀝青質極不穩定，很容易產生沉淀。

1.1.2 實驗試劑

所用離子液體均為市售產品，包括氯化1-丁基-3-甲基咪唑（簡稱［bmim］Cl）和溴化1-丁基-3-甲基咪唑（簡稱［bmim］Br），純度均為98.2%，其化學結構和性質見表1。作為離子液體的對比試劑，選取2 種礦場常用的瀝青質抑制劑，代號分別為YZ-06和DBSA。其中，YZ-06的主要成分為羥基衍生物類正電聚醚多元醇，其結構中含有多個羥基，具有較強的正電性，吸附能力強，能優先吸附在巖石表面形成保護層，有效阻止瀝青質的吸附和沉積；DBSA 為十二烷基苯磺酸，屬于烷基苯衍生物。實驗中所用其他流體包括甲苯、正庚烷和異丙醇，純度為99%，均購置于華源氣體公司。CO2為商用氣體，純度為99.9%。實驗中采用正庚烷溶劑按比例稀釋至指定濃度后使用。

表1 實驗所用離子液體的基本物性

1.2 實驗裝置

實驗的核心裝置為SDS-1000 型有機固相沉淀評價儀（法國Vinci Technologies），可控溫度為-30～200 ℃，最大工作壓力可達100 MPa。該系統包括一個200 mL 的PVT 釜，在釜體上半部有一個藍寶石觀察窗，可以用于STE1000 高壓顯微鏡（放大倍數1000 倍，西尼科公司）的直接觀測。在PVT 釜上的另外對稱兩側裝有一套近紅外激光（NIR）源發生器和E125接收器（泰達通公司），實驗中可以通過測量高靈敏度NIR 區域的透過率來判斷AOP，見圖1。此外，配套實驗裝置有UV5型分光光度儀（梅特勒托利多公司），波長準確度為±0.9 nm，分辨率大于1.5，可實現微量樣品的測試。Micro21 型高速離心機（賽默飛世爾公司），最大速度為15 000 r/min。高壓恒速驅替泵及回壓泵、高壓中間容器（500 mL，100 MPa）、蒸發冷凝塔等。

圖1 高溫高壓瀝青質沉淀測定實驗裝置示意圖

1.3 實驗方法

1.3.1 瀝青質標定實驗

（1）向每克脫氣原油中添加40 mL正庚烷溶劑，開始提取瀝青質，然后將混合液充分攪拌6 h后，置于陰涼低溫處靜置2 d；再用濾紙（孔徑100 nm）過濾混合液，將濾紙上的沉淀物分別用正庚烷和甲苯反復清洗；最后采用蒸發冷凝塔提取清洗液中的瀝青質顆粒。

（2）向每千克甲苯溶劑中加入20 g 瀝青質顆粒，充分攪拌、靜置后，用濾紙過濾混合液，制備瀝青質質量濃度為20 g/L 的甲苯-瀝青質溶液。按照此方法根據實際原油中瀝青質的含量（質量分數1.9%），分別配制質量濃度為4～24 g/L的甲苯-瀝青質溶液。

（3）按體積比1∶40，用甲苯稀釋配好的甲苯-瀝青質溶液，然后在760 nm波長下采用分光光度儀測量不同瀝青質含量稀釋液的吸光度，標定溶液中瀝青質含量與吸光度之間的關系。

1.3.2 瀝青質分散性評價實驗

（1）采用正庚烷分別稀釋商業抑制劑和離子液體至200、400、600、800、1000 mg/L，然后用試管取0.1 mL 脫氣原油與10 mL 離子液體稀釋液混合，在陰暗環境中老化12 h 后，用離心機以2000 r/min 的轉速離心試管。

（2）取1 mL試管上清液，用40 mL甲苯稀釋，稀釋率取決于溶液的吸光度，然后采用分光光度儀在760 nm 波長下測量吸光度，每次測試重復3 次取平均值。

（3）將離子液體替換為商業抑制劑稀釋液，重復步驟（1）和（2），測定不同濃度商業抑制劑作用下的原油吸光度。

（4）對比2 種離子液體和2 種商業抑制劑作用下的原油吸光度變化，優選最佳試劑作為后續實驗的抑制劑。

1.3.3 高溫高壓瀝青質沉淀測定實驗

（1）地層原油在衰竭開發中，隨著壓力不斷降低，原油組分不斷變化，瀝青質不斷析出并沉淀。為評價離子液體對地層原油中瀝青質穩定性的影響，分別開展以下3組實驗。

實驗1（地層原油中無添加劑）：在地層恒溫（104.7 ℃）條件下，將地層原油恒壓轉入PVT釜中，提高轉樣壓力3～5 MPa 確保瀝青質不會在轉樣中發生沉淀。用磁力驅動攪拌器均勻攪拌原油后穩定6 h。以恒速0.1 MPa/min 對PVT 釜降壓，采用NIR 記錄原油透過率的變化，并用高壓顯微鏡記錄實時壓降圖片。由于透過率受到激光發射功率、被探測流體濃度以及接收激光強度的綜合影響，單純對比透過率不具有對比性，因此用歸一化透過率來表征離子液體對地層原油中瀝青質穩定性的影響，即每個壓力下測得的透過率與每輪實驗開始前在相同功率和流體濃度下的透過率之比。

實驗2（地層原油中添加離子液體）：根據PVT釜中地層原油體積計算所需離子液體（［bmim］Br）體積，將注入的離子液體（不含正庚烷）與地層原油充分攪拌穩定后，重復實驗1。

實驗3（地層原油中添加異丙醇-離子液體混合劑）：將異丙醇、正庚烷混合劑（體積比1∶9）與離子液體（［bmim］Br）按體積比1∶9混合均勻，注入地層原油，充分攪拌穩定后，重復實驗1。

（2）研究表明［3，5］，原油中CO2的比例越高，AOP增幅越大。為模擬CO2注入原油后瀝青質的沉淀過程，評價離子液體對CO2注入后的原油中瀝青質穩定性的影響，分別開展以下3組實驗。

實驗4（飽和CO2地層原油）：向地層原油中注入物質的量分數為30%（通常在CO2吞吐或驅替中，原油中飽和CO2的量不會超過該值）的CO2，重復實驗1。

實驗5（飽和CO2地層原油中添加離子液體）：向飽和30% CO2的地層原油中添加離子液體（［bmim］Br）（不含正庚烷），充分攪拌穩定后，重復實驗1。

實驗6（飽和CO2地層原油中添加異丙醇-離子液體混合劑）：將異丙醇、正庚烷混合劑（體積比1∶9）與離子液體（［bmim］Br）按體積比1∶9 混合均勻，注入飽和30%CO2的地層原油中，充分攪拌穩定后，重復實驗1。實驗1—6 的AOP 分別為28.7、22.5、20.2、31.6、27.9、17.6 MPa。

2 結果與討論

2.1 瀝青質沉淀量的測定

2.1.1 吸光度與瀝青質含量的關系

為標定有機溶液中瀝青質含量與吸光度的關系，分別配制了瀝青質質量濃度不同的甲苯-瀝青質溶液。在760 nm波長下，瀝青質混合液的吸光度與瀝青質含量的關系見圖2。混合液吸光度隨瀝青質含量的增加而增大，兩者呈正相關關系，相關判定系數為0.9980，說明混合液的吸光度主要源于懸浮的瀝青質顆粒的折射或反射，受混合液中其他可溶組分的影響較小。標定獲得的吸光度與瀝青質含量的線性關系與Sina 等［12］通過實驗獲得的結果一致。同時，混合液中瀝青質的含量涵蓋目標油藏原油中瀝青質的含量，可以用于后續實驗中快速計算原油中瀝青質的含量。

圖2 760 nm波長下混合液中瀝青質含量對吸光度的影響

2.1.2 瀝青質抑制劑的優選

在4 種抑制劑作用下，原油吸光度與抑制劑濃度的關系見圖3。（1）當原油中未添加任何抑制劑時，原油的吸光度僅為0.32 左右，說明原油中的瀝青質極易析出沉淀。當原油中瀝青質產生沉淀并沉降后，剩余懸浮在原油中的瀝青質含量將明顯降低，導致吸光度降低。（2）［bmim］Cl與2款商業抑制劑作用下的原油吸光度基本相當。隨著抑制劑濃度的增加，吸光度在0.5～0.7 之間波動。其中1#商業抑制劑YZ-06的抑制效果最差，而［bmim］Cl在較低加量（小于400 mg/L）下的抑制效果較好，但抑制效果隨濃度的增大而降低。（3）［bmim］Br 作用下的原油吸光度最大，且當加量達到600 mg/L 時，吸光度（1.29）達到最大，遠高于其他3 種抑制劑的抑制效果。雖然［bmim］Cl和［bmim］Br都有相同的陽離子，但它們的陰離子大小不同。一方面，溴離子的半徑大于氯離子，離子液體與瀝青質締合物的空間穩定性更好，因此瀝青質分子的分散效果好。另一方面，較大的離子半徑會導致離子液體中的陰、陽離子之間的吸引力減弱，使離子液體中的陽離子和陰離子可以更容易、更自由地與瀝青質分子結合［13］。與［bmim］Br 相比，［bmim］Cl 和另外2 款商業抑制劑對瀝青質的抑制效果較差。后續實驗中選取600 mg/L 的［bmim］Br 作為瀝青質抑制劑，進一步研究在高溫高壓條件下的抑制效果。

圖3 4種抑制劑作用下的原油吸光度隨抑制劑加量的變化

2.2 離子液體對地層原油中瀝青質穩定性的影響

2.2.1 離子液體作用下AOP的變化

如圖4所示，電動滑門系統由開關（內把手、外把手、頂置開關、遙控鑰匙、手動/自動切換開關、燃油箱蓋開關）、鉸鏈和滑軌、電動滑門驅動裝置（電動滑門控制器、滑門驅動電動機、電磁離合器、霍爾傳感器）、防夾條（觸摸傳感器）、閉鎖電動機總成（閉鎖電動機、后鎖總成全鎖信號、后鎖總成半鎖信號、后鎖總成原位置信號、后鎖總成棘爪信號）、解鎖電動機組成。

在高溫高壓瀝青質沉淀測定實驗中，采用近紅外激光探測方法實時記錄原油降壓過程中透過率變化的同時，輔以HPM 間歇捕捉原油圖像，可以準確確定原油中的AOP。實驗1—3 中地層原油透過率隨壓力的變化見圖4。含瀝青質原油的透過率隨壓力的降低整體呈先緩慢增大后快速降低的趨勢。這是由于當原油壓力大于AOP時進行降壓，原油仍呈單相，原油體積持續增大，導致原油密度變小，透過率呈現緩慢線性增加趨勢。而當壓力降至AOP 時，由于原油中瀝青質開始產生沉淀，瀝青質顆粒對透射光產生遮擋和折射，導致透過率開始降低。而當壓力繼續降低時，原油中的瀝青質顆粒逐漸增多且不斷聚集增大，導致透過率急劇降低。因此，可以根據降壓過程中原油透過率的拐點判定AOP。但由于近紅外激光探測到的最小顆粒粒徑為0.1 μm，而此時原油的透過率并不會立即降低，因此還需要輔以HPM捕捉的圖像進行綜合判定。

圖4 實驗1—3中原油透過率隨壓力的變化

從圖4可知，當地層原油中未添加任何試劑時，原油的AOP 為28.7 MPa。地層原油中添加了［bmim］Br后，AOP降至22.5 MPa，降幅為21.6%，說明離子液體與瀝青質分子之間產生了某些分散作用，抑制了瀝青質的沉淀。根據目標區油井可行的工作制度（油嘴大小），采用Pipe Sim 軟件（Schlumberger 公司）可以計算出油井各個節點壓力的變化范圍。由圖5可見，倘若原油中未添加任何抑制劑，原油中瀝青質可能在井底砂面處開始沉淀，雖然此時析出的瀝青質顆粒尺寸為0.1 μm，但隨著壓力的不斷降低，瀝青質將在井底大量聚集，產生沉積，導致整個井筒堵塞；當原油中添加了離子液體后，可以將AOP對應的壓力節點延遲至節流閥處，減小瀝青質在井筒中的沉積深度，并降低沉積對井底砂面的傷害。

圖5 目標區油井各個節點壓力的變化范圍

從圖4 還可以看出，當地層原油中添加異丙醇與離子液體混合劑時，原油的AOP（20.2 MPa）進一步降低，相比無添加劑下的地層原油，降幅為29.6%，可見將離子液體溶解在異丙醇和正庚烷溶劑中的抑制效果比直接注入原油中的效果更好。這一方面是由于異丙醇降低了原油黏度，使離子液體的分布更加均勻，能充分地與瀝青質相互作用；另一方面，異丙醇是極性和非極性流體的共溶劑，可通過分子水平擴散作用增強極性離子液體與非極性原油之間的互溶性［14］。此外，異丙醇是一種極性質子溶劑，介電常數高達18（正庚烷僅為1.9），極易通過SN1型反應與瀝青質之間形成氫鍵作用［15］，中和瀝青質的π電子云，從而有效抑制瀝青質分子間的相互聚集。當地層原油中添加異丙醇與離子液體混合劑后，隨著AOP 降低，可以進一步提高井筒中瀝青質的沉積深度，達到一個可控且易作業的深度。

2.2.2 沉淀瀝青質顆粒粒徑對比

根據HPM放大倍數，可觀測到瀝青質顆粒的最小粒徑為0.6 μm，理論上顯微鏡觀測到的AOP略高于近紅外激光。但由于瀝青質顆粒從0.1 μm 增至0.6 μm對應的壓力降非常小，幾乎可以忽略不計，因此可以采用HPM 捕捉到的圖像進一步驗證近紅外激光探測法獲得的AOP。

實驗1—3 中原油在3 個壓力水平下的HPM 圖像對比見圖6。在27 MPa 下，實驗1 中可以觀測到一些微小的黑色顆粒，平均粒徑為1.58 μm；實驗2和3 中的圖像顏色均勻，未發現黑色顆粒。當壓力降至21 MPa 時，實驗1 中的顆粒粒徑明顯增大，平均粒徑增至5.68 μm，平均粒徑增長速度為0.68 μm/MPa；實驗2中開始出現黑色顆粒，平均粒徑為2.24 μm；實驗3中仍未觀察到黑色顆粒。當壓力降至18 MPa 時，實驗1 中的平均顆粒粒徑已達8.46 μm，最大顆粒粒徑為13.84 μm，平均粒徑增長速度為0.96 μm/MPa，大于上一壓力水平下的平均粒徑增長速度。實驗2中的平均粒徑增至4.88 μm，粒徑平均增長速度為0.89 μm/MPa，小于同一壓力水平下實驗1中平均粒徑的增長速度，說明離子液體能有效抑制瀝青質顆粒粒徑的增長。這是由于離子液體的陰、陽離子均能與瀝青質形成氫鍵和π-π相互作用，從而抑制瀝青質聚集，使瀝青質顆粒穩定懸浮于原油中而不互相吸引。

圖6 實驗1—3中原油在不同壓力下的HPM圖像對比

圖7 18 MPa壓力下原油中瀝青質顆粒的粒徑分布

2.3 離子液體對注CO2原油瀝青質穩定性的影響

2.3.1 離子液體作用下AOP的變化

當CO2在混相條件下注入油藏后，超臨界態CO2與地層原油間發生組分傳質并逐漸混溶，導致原油組分發生變化并引發瀝青質沉淀。無任何添加劑、添加離子液體和添加異丙醇與離子液體混合劑的條件下，飽和CO2的地層原油透過率隨壓力的變化見圖8。無任何添加試劑下，飽和CO2原油的AOP為31.6 MPa，比未注入CO2地層原油的AOP增加了10.1%。這是由于CO2溶解于原油后，CO2以較小的分子體積不斷擠占膠質的吸附空間，導致膠質從瀝青質顆粒表面解吸，膠束平衡性遭到破壞，引發瀝青質微粒沉淀［16］。而當飽和CO2的地層原油中添加［bmim］Br后，AOP降至27.9 MPa，比無添加劑下的地層原油的AOP降低了11.7%。當添加異丙醇與離子液體混合劑時，AOP（17.6 MPa）大幅下降，降幅達44.3%。這主要是由于原油中存在CO2時，離子液體中的陽離子［bmim］+與CO2發生了化學作用，形成了［bmim+—CO2-］兩性離子，以及Br-被濃度更大的CO32-取代所致，從而大大提高了［bmim］Br 的活性。同時，CO2溶于原油后原油黏度降低也對離子液體的分散和擴散起到很好的改善作用。

圖8 實驗4—6中飽和CO2原油透過率隨壓力的變化

實驗3 和實驗6 兩組實驗中均添加了異丙醇，但實驗6 的AOP 卻遠低于實驗3，說明異丙醇與離子液體［bmim］Br 與CO2之間存在三元相互作用。由于正庚烷為非極性分子，介電常數低，導致這種可能的相互作用主要歸因于高介電常數的異丙醇。Cadena等［17］發現極性質子溶劑異丙醇會增強整個體系的極性，從而增強［bmim+—CO2-］兩性離子在瀝青質聚集體表面吸附或與瀝青質分子極性基團結合的能力，導致瀝青質顆粒之間形成排斥力。

以上結果表明，在含瀝青質油藏CO2驅替/吞吐開發時，如果在沒有適當抑制措施的情況下注入CO2，可能會在儲層中形成局部濃度過高的CO2聚集區，導致瀝青質在近井地帶的儲層產生沉淀，堵塞儲層［18］。純離子液體的加入雖然能有效降低AOP，但并不足以使AOP 向更可控的下游節點轉移。當AOP降至27.9 MPa時，仍然會在井底砂面與井底之間產生沉淀，堵塞井筒，造成井下敏感性設備（節流閥和閥門）的失效。若添加異丙醇與離子液體的混合劑，可將AOP延緩至節流閥以上的井筒中部，有效降低瀝青質在井筒中的沉積深度和堵塞程度，將瀝青質沉積引入更易控制的節點。

2.3.2 沉淀瀝青質顆粒粒徑對比

無添加劑、添加離子液體和添加異丙醇與離子液體混合劑后，飽和CO2原油在不同壓力下的HPM圖像對比見圖9。為了對比同一壓力下3 組實驗原油的瀝青質沉淀情況，分別選取31、25、17 MPa 3個壓力。在無任何添加劑下，原油中飽和30%CO2后會導致AOP 上升，在31 MPa 壓力下出現了黑色顆粒，此時的平均顆粒粒徑為2.23 μm，其他兩組實驗并未發現瀝青質顆粒。當壓力降至25 MPa時，實驗4中黑色顆粒的平均粒徑增至7.21 μm，且數量明顯增多，平均粒徑增長速度為0.83 μm/MPa；實驗5 中黑色顆粒的平均粒徑相對較小，僅為3.04 μm；實驗6中未觀察到黑色顆粒。當壓力降至17 MPa時，實驗4 中黑色顆粒的最大粒徑達到15.45 μm，平均粒徑達到10.58 μm，但平均粒徑增長速度有所下降，為0.55 μm/MPa，說明在CO2作用下瀝青質顆粒粒徑的增長速度呈現先快后慢的特點。實驗5中的平均顆粒粒徑增大至5.73 μm，平均粒徑增長速度為0.34 μm/MPa，低于同一壓力水平下實驗4的平均粒徑增長速度，說明在CO2存在的情況下，離子液體也能有效減緩瀝青質顆粒的增長速度。

圖9 實驗4—6中原油在不同壓力下的HPM圖像對比

17 MPa 壓力下，3 組實驗中瀝青質顆粒粒徑的分布頻率見圖10。未添加任何試劑的飽和CO2原油的瀝青質顆粒粒徑分布非常廣，高分布頻率（＞100）的粒徑主要為6.32～11.95 μm，說明未添加任何試劑的飽和CO2原油瀝青質顆粒極易發生締合，形成大顆粒的聚集體。當添加了離子液體后，瀝青質顆粒粒徑分布范圍變窄，高分布頻率的粒徑主要為3.72～7.71 μm，進一步說明在較低壓力水平下，離子液體能明顯降低瀝青質顆粒的粒徑。當添加了異丙醇與離子液體混合劑后，高分布頻率的粒徑僅為0.83～2.48 μm，平均顆粒粒徑僅為1.46 μm，遠低于其他兩組實驗。

圖10 17 MPa壓力下原油中瀝青質顆粒的粒徑分布

3 結論

由標定的吸光度與溶液中瀝青質含量的關系可以對多種抑制劑進行快速篩選。相比離子液體［bmim］Cl 和另外2 種商業抑制劑，離子液體［bmim］Br 對瀝青質沉淀的抑制效果最好，且最佳加量為600 mg/L。

純地層原油的瀝青質沉淀起始壓力（AOP）為28.7 MPa；當添加了［bmim］Br 后，AOP 降幅為21.6%；當添加異丙醇與離子液體混合劑時，AOP降幅為29.6%。注入30%CO2地層原油的AOP為31.6 MPa；當添加［bmim］Br后，AOP降幅為11.7%；當添加異丙醇與離子液體混合劑時，AOP降幅達44.3%。

異丙醇可與［bmim］Br 及CO2之間產生三元相互作用，提高［bmim］Br 的活性，大幅降低飽和CO2原油的AOP，減緩瀝青質顆粒粒徑的增長速度，降低瀝青質在井筒中的沉積深度和堵塞程度，將瀝青質沉積引入更易控制的節點，具有廣闊的應用前景。