The reservoir type of the MH oil field in the Junggar Basin is a typical low-permeability conglomerate reservoir. The MH oilfield was developed by water injection in the early stage. Nowadays, the reservoir damage is serious, and water injection is difficult. There is an urgent need to carry out conversion injection flooding research to improve oil recovery. The use of CO2 oil-flooding technology can effectively supplement formation energy, reduce greenhouse gas emissions, and improve economic benefits. In order to clarify the feasibility of CO2 flooding to improve oil recovery in conglomerate reservoirs with low permeability, strong water sensitivity, and severe heterogeneity, this paper researched the impact of CO2 miscibility on production characteristics and mechanisms through multi-scale experiments. The aim was to determine the feasibility of using CO2 flooding to enhance oil recovery. This study initially elucidated the oil displacement characteristics of varying degrees of miscibility in different dimensions using slim tube experiments and long core experiments. Subsequently, mechanistic research was conducted, focusing on the produced oil components, changes in interfacial tension, and conditions for pore mobilization. The results indicate that the minimum miscibility pressure (MMP) of the block is 24 MPa. Under the slim tube scale, the increase in the degree of miscibility can effectively delay the gas breakthrough time; under the core scale, once the pressure reaches the near mixing phase, the drive state can transition from a non-mixed “closed-seal” to a “mixed-phase” state. Compared to the immiscible phase, the near-miscible and completely miscible phase can improve the final recovery efficiency by 9.27% and 18.72%. The component differences in the displacement products are mainly concentrated in the high-yield stage and gas breakthrough stage. During the high-yield stage, an increase in miscibility leads to a higher proportion of heavy components in the produced material. Conversely, in the gas breakthrough stage, extraction increases as the level of mixing increases, demonstrating the distinct extracting characteristics of different degrees of mixed phases. The core experiences significant variations in oil saturation mostly during the pre-gas stage. CO2 miscible flooding can effectively utilize crude oil in tiny and medium-sized pores during the middle stage of flooding, hence reducing the minimum threshold for pore utilization to 0.3 μm.

Abstract Using micro-visualization models and microfluidic technology, simulation experiments were conducted on gas injection for water displacement during the initial stage of storage formation and gas production with water encroachment and gas storage displacement of water bodies during the cyclic storage and extraction phase, in a water-invaded gas reservoir type storage facility. The stability mechanisms of the gas-liquid interface, the laws of gas-liquid seepage and storage were analyzed. This analysis explored optimized control methods for efficient operation through the entire cycle of the gas storage facility. The research shows that during the initial stage of storage construction, the gas injection rate should be regulated to fully utilize gravity, ensuring macroscopic stability and mobility of the gas-liquid interface, significantly enhancing the reach of the gas, and providing more gas storage pore space for subsequent cyclic storage and extraction phases. During the cyclic storage and extraction phase, a constant speed of gas storage and extraction results in low utilization of pore space. Gradually increasing the storage and extraction speed from "small ingestion-small ejection" to "large ingestion-large ejection" can continuously disrupt the balance of forces within the pore throats, expanding the gas storage pore spaces and flow channels, which is beneficial for capacity expansion and efficiency improvement, as well as for peak-shaving and supply stabilization.

The unamiable electrolyte environment and insufficient kinetics of electrochemical two-electron oxygen reduction reaction (2e− ORR) hinders its application in producing H2O2. To address this issue, nitrogen-coordinated single atom vanadium with external shell boron regulation is designed for efficient H2O2 production in neutral medium. The optimal catalyst VN4B/NC showcase a 2e− ORR pathway selectivity of 96.6 % in 0.1 M Na2SO4. And the high current density (1.1 A cm−2) and excellent production rate (16.23 mmol cm−1 h−1) in flow cell further confirm its superior activity. Moreover, VN4B/NC exhibits potential application in solid electrolyte reactor, which is demonstrated by the production rate of 10.18 mmol cm−1 h−1 and long-term stability up to 100 h. Mechanism study suggest the external shell B regulation optimize the adsorption of OOH* intermediates on V sites, boosting the 2e− ORR pathway. This work provides novel insights to rational design of electrocatalysts for commodity chemicals production.

Though the surface leaching and ion exchange, nest-like Cu-Co3O4 and Cu-ZnO-Co3O4 composites were obtained from the solid ZIF-67 and hollow ZIF-8-ZIF-67, respectively. The investigation suggested that the ratio of the...