常规的中高渗油藏已进入开发中后期，低渗致密油藏已成为勘探开发的热点^[1-2]。低渗储层具有黏土矿物发育、孔隙结构复杂、流体渗流阻力大及天然能量不足等特征^[3]，采用传统的开发方式开采低渗致密油藏的采收率仅为20%左右，远低于中高渗油藏采收率^{[1, 4]}。因此，亟需采用新技术提高低渗致密油藏采收率^[5-6]。

提高低渗致密油藏采收率的思路主要是储层去致密化和增能以及提高低渗致密油藏储层的可流动性^{[5, 7]}。目前，注水补充地层能量仍然是最常用的增能方式^[5]。低渗致密油藏注水过程中存在的问题主要包括：当裂缝发育时，注入水沿裂缝突进，从而使油井发生暴性水淹；基质孔喉细小，孔隙结构复杂，黏土矿物发育，导致注水阻力大、注入压力高，注水效果不佳，水驱波及体积小^[8]。探索新的低渗致密油藏降压增注方法是改善注水开发效果的关键。尚丹森等^[9]提出SiO₂纳米流体可降低油藏注入压力，能将界面张力降低至0.55 mN/m；杨森等^[10]研发了一种具有超低界面张力和较强乳化能力的复合驱油体系，该体系可与原油形成稳定的乳状液，与原油的界面张力可降低至10^-3 mN/m；吴天江等^[11]针对长庆低渗致密油藏的特点，提出将聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术用于提高低渗致密油藏采收率；戴彩丽等^[12]基于贻贝仿生理念研发了自生长水凝胶粒子体系，该体系能够提高裂缝周边基质原油的波及范围。众多学者对于低渗致密油藏水驱所需的化学剂进行了大量研究，并取得了丰硕成果，但其研究主要集中在注入压力和油水界面张力2个方面，忽视了低渗致密砂岩储层黏土矿物含量高的特征，未能兼顾化学剂对黏土矿物水化的抑制性。黏土矿物的水化、分散和运移会改变低渗致密砂岩的孔隙结构，使得注入压力增大、渗透率减小，进而减弱了提高采收率的效果。

深共晶溶剂（DES）是由氢键供体和氢键受体组成的混合物，具有蒸气压可忽略不计、不易燃、不易爆炸、无毒、易降解等优点，也被称为绿色溶剂。Mohsenzadeh等^[13]基于甘油基和尿素基DES的耐高温特性开展了伯里亚（Berea）砂岩的顺序DES驱和蒸气驱，结果表明DES驱相比于蒸汽驱采收率提高了12%。Sanati等^[14]的研究表明，尿素基DES与十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）协同作用可减小油水界面张力，可将亲油岩石表面修饰成亲水表面，并将碳酸盐岩油藏的采收率提高至54.7%。HadjKali等^[15]的研究表明，尿素基和甘油基DES中的氢键是油水界面张力减小的重要原因，且随着DES浓度和温度的增大，油水界面显著降低。Mohsenza‐ deh等^[16]通过水驱实验，证明体积分数为5%的DES可将稠油的采收率在水驱的基础上提高8.7%。学者们关于DES在提高稠油油藏采收率方面进行了相关研究，但将其用于低渗致密油藏注水提高采收率却鲜有报道。

本文研发了一种尿素基DES与CTAB组成的复配驱油体系（DES+CTAB，后文简称驱油剂），以期通过室内驱替实验来探究驱油体系降压程度和提高采收率效果，并从油水界面张力、润湿性、抑制黏土矿物水化等方面揭示驱油体系及提高低渗致密油藏采收率机理。

实验所用岩心取自鄂尔多斯盆地延长组长6段低渗致密砂岩储层（表 1）。为了保证实验样品的物性基本相同，实验样品的液测（测试介质为蒸馏水）渗透率为0.021 0~0.050 8 mD，且均在一个数量级。X射线衍射分析结果表明，样品黏土矿物的平均质量分数为12.78%，黏土矿物以伊利石为主，平均相对质量分数为65.32%，伊蒙混层、绿泥石和高岭石的平均相对质量分数分别为15.00%，13.79%，5.89%。黏土矿物广泛分布于粒间孔、粒间缝等渗流通道的关键位置，其在渗流通道中的膨胀、分散和运移会在渗流通道狭窄处形成堵塞，引起流体敏感性损害，降低了渗透率^[17]。

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地延长组长6段实验岩样物性参数 Table 1 Physical parameters of experimental samples of Chang 6 member in Ordos Basin 岩样编号 长度/mm 直径/mm 干重/g 孔隙度/% 渗透率/mD 4-53 58.85 24.87 70.625 3 7.38 0.050 8 4-65 54.45 25.24 68.605 1 4.77 0.027 3 4-78 48.87 25.15 60.173 7 5.58 0.026 0 4-39 60.11 25.14 73.206 6 5.92 0.021 0

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实验流体包括原油、柴油和蒸馏水。其中，原油密度为0.85 g/cm³，黏度为5.38 mPa·s（20 ℃），柴油黏度为2.40 mPa·s（20 ℃）。实验材料包括无水氯化钙、溴化钾粉末、氯化钾、尿素基DES，CTAB、钠基蒙脱土。尿素基DES的制备方法是将氯化胆碱与尿素按照摩尔比1∶2进行配制，并在80 ℃下恒温水浴加热2 h。尿素DES与CTAB的分子结构^[18]如图 1所示。上述药品均为分析纯。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 尿素基DES与CTAB的分子结构图 Fig. 1 Molecular structure diagram of urea-based DES and CTAB

通过溴化钾压片法对尿素基DES和DES+CTAB进行红外光谱分析。实验步骤如下：分别使用尿素基DES和DES+CTAB制备样品压片，将制备好的溴化钾空白片置于红外光谱仪的样品槽中，确定采集参比背景谱图；背景谱图采集完毕后，将溴化钾空白片取出，将待测样品片放入光谱仪内，关上仓盖，从波数4 000~400 cm^-1进行扫描并获得吸收光谱。

通过旋转滴界面张力仪（上海中晨数字技术设备有限公司JJ2000 B2）精确测量油水界面张力（IFT）。实验首先对比了3种测试溶液的IFT，分别为CTAB（质量分数为0.1%的CTAB溶液）、尿素基DES（质量分数为0.1%的DES溶液）、DES+CTAB；然后，选择CTAB与尿素基DES的复配比例分别为10∶0（质量分数为0.1%的CTAB溶液），8∶2，6∶4，5∶5，4∶6，2∶8，1∶50，1∶30，1∶15和0∶10（质量分数为0.1%的尿素基DES溶液），IFT测试温度为40 ℃，转速为5 000 r/min；最后，根据IFT优选出最佳的复配比例，该比例即为驱油剂中CTAB与尿素基DES的复配比例。

对驱油剂浸泡前后样品润湿性的分析主要包括2步：①将岩心端面通过镜面砂纸打磨至表面光滑，将样品在蒸馏水中浸泡48 h后放置于烘箱中65 ℃烘干24 h，采用XG-CAMD全自动接触角测量仪测试水相（蒸馏水）和油相（柴油）的接触角；②将样品在CTAB与尿素基DES最佳复配体系的驱油剂中浸泡48 h，然后在65 ℃下烘干24 h，测试样品的水相和油相接触角。通过对比驱油剂处理前后水相和油相的接触角，评价驱油剂对样品的界面修饰效果。

通过钠基蒙脱土的浸泡实验和X射线衍射，分析驱油剂对黏土矿物水化的抑制效果和机理。钠基蒙脱土在蒸馏水、3%的KCl溶液和驱油剂体系（DES+CTAB）中浸泡实验步骤如下：①称取10 g过200目（1目=25.4 mm）筛的钠基蒙脱土，在压力机（YLJ600型压力机）中10 MPa压力下压制1 min，制备人造岩心；②将制备的人造岩心分别置于蒸馏水、3%的KCl、驱油剂体系的培养皿中，每种液体加入的量均相等，且刚好浸没人造岩心，在浸泡过程中拍照记录人造岩心的水化过程，拍照时间间隔分别为5 min，20 min，1 h，4 h，7 h，24 h。

采用X射线衍射仪分析蒸馏水、DES、驱油剂等浸泡后的低渗致密砂岩中伊利石黏土矿物层间距的变化，通过层间距的变化揭示驱油剂抑制黏土矿物水化的机理。实验步骤如下：①将样品4-40采用球磨机研磨成过100目的粉末，在65 ℃下烘干24 h，并采用真空泵抽真空4 h；②采用高精度天平称取4份粉末，每份质量约为1 g，第1份样品为原样，不作任何处理，第2份采用蒸馏水浸泡，第3份采用质量浓度为0.1%的尿素基DES浸泡，第4份采用驱油剂浸泡；③将后3份样品的粉末浸泡24 h后，在65 ℃下烘干，并采用Rigaku X射线衍射仪分析样品中伊利石黏土矿物的层间距。

通过开展4块样品在不同注入方式下的驱替实验，评价驱油剂对低渗致密砂岩油藏降压增注和提高采收率的效果。具体实验步骤为：①将样品在65 ℃下烘干24 h，采用抽真空加压饱和柴油的方法建立初始含油饱和度；②开展水驱实验，其中样品4-53和4-65注入流体的顺序为水驱→驱油剂驱→后续水驱，样品4-78和4-39的注入顺序为驱油剂驱→水驱。实验过程中记录注入压力和驱油效率，实验围压为25 MPa，回压为3 MPa，实验温度为25 ℃。水驱和后续水驱阶段的注入水均为蒸馏水，注入速率为0.05 mL/min，待每个阶段注入压力稳定时更换驱替溶液。本次采用抽真空加压饱和的方式建立初始含油饱和度，主要是避免常规的水驱油建立初始含水饱和度形成优势通道后影响后续驱替效果^[19]。

波长3 444 cm^-1对应的是羟基（O-H）与胺基（N-H）的伸缩振动峰，波长3 132~3 572 cm^-1对应的是氢键谱带^[20]（图 2），相比尿素基DES，DES+CTAB的分子间氢键缔合体峰形更宽，透过率更低，说明DES+CTAB分子间的缔合程度更高，可形成更多的氢键网络。波长1 633 cm^-1对应的是羰基（C=O）的伸缩振动峰，这是由于尿素中含有酮类基团。波长1 455 cm^-1对应的是碳氢（C-H）面内的弯曲振动峰。波长1 164 cm^-1对应的是氨基（C-N）的伸缩振动峰。波长1 005 cm^-1对应的是饱和醇（C-O）的伸缩振动峰。波长955 cm^-1，865 cm^-1，785 cm^-1对应的均是C-H面外弯曲振动峰，这是由于DES与CTAB中含有较多的对双取代基与间双取代基。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 尿素基DES与CTAB+DES红外光谱 Fig. 2 Infrared spectrum of urea-based DES and CTAB+DES

由图 3可看出，在3种测试溶液中，IFT随着测试时间的增长先减小而后趋于稳定。原油与蒸馏水的IFT为2.13 mN/m；原油与质量分数为0.1%的尿素基DES溶液、质量分数为0.1%的CTAB溶液的IFT分别为5.38×10^-1 mN/m和4.58×10^-3 mN/m，说明二者均具有降低IFT的效果，并且CTAB溶液降低IFT的能力远大于DES。当CTAB与DES进行复配时，复配体系的IFT可降低至2.28×10^-4 mN/m，说明DES与CTAB具有显著的协同降低油水IFT的能力。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 原油在3种不同溶液中的IFT测试结果 Fig. 3 IFT of crude oil in three different solutions

随着CTAB与尿素基DES配比的减小，IFT先减小后增大（图 4）。IFT在CTAB∶尿素基DES为1∶30时达到最小值，为2.28×10^-4 mN/m，随着尿素基DES含量增大，复配体系相应的IFT稳定所需的时间缩短。当尿素基DES浓度远大于CTAB浓度时，由于CTAB为阳离子表面活性剂，其亲水基头带正电，尿素基DES中的胆碱阳离子会因为静电排斥作用快速将CTAB中的阳离子导向油水界面，使更多的表面活性离子更快地吸附在油水界面。当CTAB含量过大时，表面活性剂分子间静电排斥力增大，吸附在油水界面上的表面活性分子量减小（图 5a）。CTAB中氢键受体会与尿素基DES中的尿素氢键供体形成氢键，尿素基DES中复杂的氢键网络将CTAB中的阳离子固定在油水界面，CTAB中的疏水尾面向油相一侧，CTAB和尿素基DES中的亲水基头面向水相一侧。因此当尿素基DES的浓度大于CTAB时，能够快速降低油水界面（图 5b）。综合IFT测试结果，复配体系中CTAB与尿素基DES最佳的配比为1∶30。考虑到CTAB与尿素基DES在岩石骨架颗粒和黏土矿物表面发生吸附，驱油剂中CTAB的初始浓度选择为0.2%，CTAB与尿素基DES的比例选为1∶30。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 CTAB与尿素基DES在不同摩尔比下的油水IFT曲线 Fig. 4 IFT curves of oil and water at different molar ratios of CTAB and urea-based DES

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 尿素基DES与CTAB复配体系协同降低IFT机理 Fig. 5 Mechanism of synergistic reduction of IFT by urea-based DES+CTAB compound system

岩心样品在进行驱油剂处理之前的水相接触角为91.9°，油相接触角为25.8°；在驱油剂浸泡之后的水相接触角为61.9°，油相接触角为61.4°。水相接触角减小，油相接触角增大，说明处理后的砂岩亲水性增强，亲油性减弱。当砂岩在驱油剂溶液中浸泡时，驱油剂吸附在砂岩骨架颗粒表面，由于砂岩表面具有油膜，因此，CTAB中疏水尾会通过静电力、范德华力和Lewis酸碱平衡作用力等微观作用吸附在骨架颗粒的油膜表面，而亲水的头部官能团朝外，从而引起砂岩表面润湿性发生改变，由亲油性变为亲水性^[21-22]。尿素基DES中氢键供体与CTAB中的氢键受体形成氢键，强化CTAB在岩石孔隙壁面的单层吸附^{[14, 22]}。因此，岩石亲水性增强，亲油性减弱，吸附在岩石表面的油膜更多地被水膜剥离，从而在驱油剂作用下驱替出更多的油相。

钠基蒙脱土在3种溶液中分别浸泡5 min后，3%的KCl溶液浸泡体积的增加程度大于蒸馏水和驱油剂浸泡体积的增加程度。在蒸馏水中，随着浸泡时间的增加，由于蒙脱石层间阳离子产生的结合力较弱，水分子逐渐进入层间，破坏层间的结合力；浸泡4 h后，蒸馏水浑浊，蒙脱石层间吸入水分子，层间距增大；浸泡24 h后，蒸馏水更加浑浊，蒙脱石层间吸入更多水分子，蒙脱土水化膨胀十分明显。在3%的KCl溶液中，K⁺会破坏层间水分子形成的结合力，且嵌入相邻带负电晶层的层间并使其固定，排出层间水，经3%的KCl溶液浸泡24 h后，溶液并未浑浊，抑制了黏土矿物的水化膨胀，但抑制分散效果较差。在驱油剂溶液中，胆碱阳离子会嵌入相邻带负电晶层的层间并使其固定，且存在的大量氢键会使晶层层间更加稳定，更加有效地抑制了蒙脱石的水化膨胀^[23]；在驱油剂中浸泡24 h后，溶液并未浑浊，相比3%的KCl溶液，更好地抑制了黏土矿物分散（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 钠基蒙脱土在蒸馏水、3%的KCl溶液和驱油剂溶液中的浸泡结果 Fig. 6 Soaking results of Na-MMT in distilled water, 3%KCl solution and oil displacement agent solution

与原样相比，蒸馏水浸泡后伊利石衍射峰的强度未发生明显变化，但伊利石的层间距相对于原样明显增大，说明水分子进入到伊利石黏土矿物层间发生了水化膨胀。与原样和蒸馏水浸泡后相比，采用尿素基DES和驱油剂浸泡后的伊利石衍射峰强度明显降低，说明尿素基DES和驱油剂可有效吸附在黏土矿物表面，降低了衍射峰强度。在尿素基DES浸泡后，伊利石黏土矿物的层间距（d₀₀₁）明显变小，说明尿素基DES能够降低伊利石的表面电势，减小双电层斥力，使得伊利石层间距减小，从而有效抑制伊利石渗透水化^[24-26]（图 7）。在采用驱油剂进行浸泡后伊利石的层间距增大，说明CTAB能够有效地进入伊利石层间，阻止水相进入伊利石层间，从而抑制了低渗致密砂岩中伊利石的水化膨胀。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 原样、蒸馏水、尿素基DES和驱油剂浸泡后样品中伊利石黏土矿物层间距的变化特征 Fig. 7 Variation characteristics of illite clay mineral layer spacing in samples soaked in distilled water, urea-based DES and oil displacement agent solution

4块样品在驱油剂驱之后的注入压力均大幅度减小，降压率分别为59.76%，57.03%，82.65%和76.27%，平均为68.93%（表 2）。其中，样品4-78和4-39由于采用的是超前注入驱油剂的形式，其降低注入压力效果均优于样品4-53和4-65（图 8）。

表 2(Table 2)

表 2 不同驱替方式下降压率对比 Table 2 Comparison of depressurization rates of different displacement methods 岩样编号 稳定时注入压力/MPa 降压率/% 驱油方式 一次注水 注驱油剂溶液 二次注水 4-53 17.00 7.06 6.84 59.76 水驱→驱油剂驱→后续水驱 4-65 19.20 9.73 8.25 57.03 4-78 / 13.89 6.62 82.65 驱油剂驱→水驱 4-39 / 14.2 7.27 76.27 注：降压率=（一次注水稳定压力-二次注水稳定压力）/一次注水稳定压力100；样品4-78和4-39是超前注水，一次注入压力采用的是样品4-53和4-78的注入压力平均值18.10 MPa

下载CSV 表 2 不同驱替方式下降压率对比 Table 2 Comparison of depressurization rates of different displacement methods

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 4块样品在不同注入方式下的注入压力与注入孔隙体积倍数关系 Fig. 8 Relationship between injection pressure and injection pore volume multiple of four samples under different injection methods

结合表 3与图 9可看出，样品4-53和4-65在一次注入后进行驱油剂驱注入压力明显减小，但采出程度并未明显提高，二者的采出程度分别提高了8.77%和7.14%，二次注入过程中并未产出更多的油相，二者的总采收率分别为26.32%和21.43%。采用超前注入驱油剂的样品4-78和4-39在注入驱油剂后采出程度分别为47.95%和41.88%，再次注水采出程度分别提高了6.85%和5.24%，总的采收率分别为54.79%和47.12%。采收程度均超过了样品4-53和4-65的采收率。说明超前注入驱油剂不仅可有效减小注入压力，而且可大幅度提高采收率。

表 3(Table 3)

表 3 不同驱替方式下的采收率 Table 3 Recovery ratio under different displacement modes 岩样编号 总油量/mL 驱油量/mL 采收率/% 一次注水 驱油剂溶液 二次注水 共计 一次注水 驱油剂溶液 二次注水 共计 4-53 2.28 0.4 0.2 0 0.6 17.54 8.77 0.00 26.32 4-65 1.40 0.2 0.1 0 0.3 14.29 7.14 0.00 21.43 4-78 1.46 / 0.7 0.1 0.8 / 47.95 6.85 54.79 4-39 1.91 / 0.8 0.1 0.9 / 41.88 5.24 47.12

下载CSV 表 3 不同驱替方式下的采收率 Table 3 Recovery ratio under different displacement modes

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 超前注入驱油剂提高低渗致密油藏采收率机理 Fig. 9 Mechanism of advanced injection oil displacement agent solution to enhance oil recovery in low permeability reservoirs

超前注入驱油剂驱较段塞式水驱的驱油效率显著增加，由此表明：①超前注入驱油剂溶液时，尚未形成优势通道，驱油剂可有效扩大波及体积，使更多的通道参与渗流（图 9a）；②驱油剂可有效进入黏土矿物层间，避免了黏土矿物水化、膨胀、分散和运移，从而可有效保护储层（图 9b）；③超低的IFT可大幅度提高洗油效率，驱油剂吸附在孔隙壁面，改变了壁面润湿性，注入压力大幅降低。因此超前注入驱油剂可大幅度提高低渗致密砂岩油藏采收率。

（1）在尿素基DES与CTAB协同作用下可以很好地降低IFT。CTAB中氢键受体会与尿素基DES中尿素的氢键供体形成氢键，尿素基DES中复杂的氢键网络将CTAB中的阳离子牢牢地固定在油水界面，二者复配的驱油剂比例（CTAB∶DES）为1∶30时可以将IFT降低至10^-3 mN/m，从而提高了洗油效率。

（2）在尿素基DES氢键网络的作用下，CTAB可以有效进入黏土矿物层间，减小黏土矿物表面电势，抑制黏土矿物的表面水化和渗透水化，从而避免黏土矿物水化膨胀带来的流体敏感性损害。

（3）尿素基DES中的氢键网络会强化CTAB在孔隙壁面的单层吸附，从而实现砂岩孔隙壁面由亲油性变为亲水性，孔隙壁面更多的油膜被剥离，更多的油相被驱替。

（4）相比于常规水驱，超前注入驱油剂不仅可以有效减小注水压力，而且可以显著提高采收率。超前注入驱油剂的降压率平均为79.64%，采收率平均为50.96%。