仿生驱油——基于贻贝黏附机制的高盐环境原油高效开采技术
近日，中国科学院理化技术研究所江雷院士团队在《Chemical Engineering Journal》（DOI: https://doi.org/10.1016/j.cej.2025.166550）发表重要研究成果。该团队受贻贝水下黏附机制启发，研发出基于儿茶酚-硅络合作用的仿生超铺展技术，成功解决了高温高盐低渗油藏开采效率低的世界性难题，为化学驱油及环境污染治理提供了全新解决方案。
高温高盐低渗油藏：传统方法的 “老大难”
在石油开采中，”化学驱油” 是常用的技术—— 通过注入特殊药剂，比如表面活性剂，让药剂在水中分散，再吸附在岩石上的原油乳化并剥离下来。但很多油田的地层水含有大量盐分（比如钙离子），传统的表面活性剂在高温高盐环境下会失去分散和驱油能力。更棘手的是，易开发的油藏大多已进入开采中后期，剩余的可开发油藏往往具有埋藏深、地层温度高、矿化度高的特点，或因储层致密导致渗透率极低。在低渗油藏中，原油通常赋存于微米甚至百纳米级的孔隙中，难以被有效开采，比如我国胜利油田的部分区块、海上油田，以及全球储量巨大的油砂矿，都急需能在高温高盐低渗环境下“干活”的高效驱油技术。
贻贝的 “水下胶水”：大自然的绝妙启发
科学家们把目光投向了大自然——贻贝为什么能在高盐海水里牢牢粘住岩石？原来，贻贝会分泌一种含邻苯二酚结构的黏附蛋白，这种分子能通过氢键和络合作用，与岩石中的硅酸盐形成超强化学键，就像给岩石表面涂了一层“水下胶水”，同时还能让表面变得亲水而且不沾油。
研究团队提出，使用含邻苯二酚结构的多酚类物质（比如绿茶中的茶多酚）代替传统采油剂，能够在岩石表面实现亲水改性。如图 1 所示，邻苯二酚溶液在硅酸盐表面表现出独特的铺展性，如图1所示，邻苯二酚溶液在硅酸盐表面表现出特殊的的铺展性，油下水接触角在20分钟内从20.6°迅速下降到11.8°，并且铺展面积明显更大，提高温度还能够有效提高铺展速率和降低接触角。相比之下，水和间苯二酚溶液的油下水接触角较大，且未表现出邻苯二酚的润湿性动态响应特征。这些结果表明，邻苯二酚可以增强硅酸盐表面的亲水性，提高浓度和温度还可以显著加快反应速率。
图1. 通过邻苯二酚-硅络合作用实现的仿生润湿性控制。（a）模仿贻贝附着岩石，邻苯二酚在碱性条件下与硅酸盐发生络合反应。（b，c）润湿性的时间演变：邻苯二酚、间苯二酚和水在油下硅酸盐上的接触角。邻苯二酚在20分钟内接触角持续下降至11.8°，而间苯二酚和水变化很小。（d）20μL液滴在硅酸盐表面随时间的铺展面积演变。（e，f）反应条件优化：增加邻苯二酚浓度（e）和温度（f）加速络合反应，促进更快铺展。
研究团队证实，邻苯二酚遇到硅时，会发生“络合反应”，形成稳定的化学键并得到络合物阴离子（如图2）：它们像贻贝黏附蛋白一样，与硅酸盐形成稳定化学结合，并且会给岩石表面加上负电荷，从而吸引水分子，相当于在岩石表面形成一层亲水膜；同时，它们能够增加岩石表面亲水的硅羟基，形成稳定的“水合层”，就像给岩石表面铺了一层“水垫”，破坏原油与岩石之间的吸引力（范德华力），把岩石表面的原油“一脚踢开”。这样一来，原油就会乖乖从岩石表面脱离。
图2.邻苯二酚-硅络合作用的反应性铺展机理。（a）邻苯二酚与硅酸盐反应后上清液的阴离子质谱，证实阴离子络合物的形成。（b）水处理（左）和10wt%邻苯二酚溶液处理（右）后三甲基氯硅烷修饰的硅酸盐载玻片的XPS分析。Si—C含量从11.96%增加到19.46%，表明表面硅羟基增加。（c）不同液体处理后颗粒表面的zeta电位测量显示，邻苯二酚处理后表面电负性增强。（d）硅酸盐表面界面水的拉曼光谱拟合为三个高斯子峰：四配位水（3200cm⁻¹）、弱氢键水（3400cm⁻¹）和自由水（3600cm⁻¹）。与水和间苯二酚相比，邻苯二酚处理显著增加了结合水含量。（e）反应性铺展机理示意图：邻苯二酚与硅络合增加表面羟基，增强表面电负性（阴离子络合物），提高基质亲水性，促进高效铺展。
研究团队利用激光刻蚀产生的亚微米孔隙结构模拟了邻苯二酚采油剂在低渗地层中的铺展行为。实验表明，邻苯二酚溶液在油下超铺展时间（1550ms）明显短于水（2020ms），并且在不同结构条件下铺展速率都超过水，如图3。此外，使用染色的液体石蜡模拟微纳米孔隙中的原油，在邻苯二酚溶液中，初始平整的油层会自发聚集成单个液滴，并在2.1秒内完全脱离，比水诱导的脱离过程快约1.3秒。在油中的荧光标记也表明吸附在微纳米结构上的染料难以被水去除，而邻苯二酚溶液可有效使其脱附。研究团队还利用石英砂芯模拟了三维孔隙中的驱油行为（图4），实验结果表明在孔径为2-4μm的砂芯中，邻苯二酚能够实现7.5mg的低油残留量，显著低于水（24.5mg）和表面活性剂（14.8mg）。这表明邻苯二酚-硅络合作用能够深入孔隙破坏固-油界面结合，促进油分子的解吸。
图 3.邻苯二酚 – 硅络合作用实现液 – 液 – 固体系中的超铺展。（a）微纳结构硅酸盐表面的俯视图和侧视图。（b）液滴铺展时间随沟槽间距的变化，显示络合作用对铺展动力学的影响。（c）尼罗红染色液体石蜡在水与邻苯二酚溶液中的脱附过程，突出邻苯二酚优异的驱油性能。（d）微纳复合结构上的驱油效率表征：向尼罗红染色液体石蜡润湿的硅酸盐表面加入邻苯二酚溶液，液 – 固界面化学键的形成显著减少沟槽内残油，证明其有效除油能力。
图 4.邻苯二酚溶液在三维多孔网络中的强化驱油效率。（a）岩心的 SEM 俯视图和侧视图。（b、c）水和邻苯二酚溶液驱油后不同岩心孔径（b）和厚度（c）下的残留液体石蜡质量，显示邻苯二酚溶液的优越性能。（d）水和邻苯二酚溶液在岩心中的驱油过程示意图，突出邻苯二酚 – 硅相互作用促进的原油采收率提升（高残油膜 vs 低残油膜）
研究团队选择了几种方式进一步模拟仿生采油剂在油藏条件的采油效果。首先使用油砂模拟油污染土壤场景，通过对比不同采油剂与油砂作用前后质量差计算洗油效率。结果显示，原儿茶酸+AES复合体系在高盐环境中仍保持70%的洗油效率，远超传统AES的43%。岩心驱替实验利用注入原油至饱和的砂岩岩心，通过注入不同的复合采油剂，监测采出油体积和含水率变化评估驱替效率。结果显示，同时使用多酚和表面活性剂的复合体系累计原油驱替效率达90%，相比水驱提升36%，比单独使用表面活性剂体系提升15%，这表明使用多酚-表面活性剂复合采油剂能够协同增效，有效提高采油效果。此外，研究团队还证实多酚-硅络合作用不受钙离子干扰；多次吸附循环实验显示，邻苯二酚在岩石表面吸附可逆，并且在被洗掉后仍然能够保持岩石表面的亲水性质；在实际采油中，低渗油藏现场试验也取得了非常明显的增产效果，在注入多酚基复合采油剂后，稳定产液量达 2.8 t/d（产油 1.3 t/d，含水率 53.6%），目前已经稳定产油450天以上。而该井初始产液量仅有1.5 t/d（产油 0.5 t/d，含水率 66.7%），增产效果明显。这些测试证明基于多酚-硅络合机理的仿生复合采油剂有望成为新一代低渗高温高盐油藏开发技术，展现了优良的增产效果和广阔的应用前景。
图 5.多酚复合药剂的强化原油采收效率。（a）油砂分离过程示意图。（b）不同采油剂的油砂分离效率对比。（c）油砂分离效率随 PCA 浓度的变化。（d）高盐和非盐条件下 AES 与 PCA+AES 复合药剂的油砂分离效率，展示复合体系的耐盐性和优越性能。（e）二价离子存在下 PCA+AES 复合药剂的油砂分离机理示意图：钙离子通过静电作用诱导 AES 聚集，降低其乳化性能（左）；PCA 与石英砂形成化学键，克服静电力并穿透乳化的薄油膜，增加石英砂亲水表面积，加速油膜脱附（右）。（f）驱替实验所用实验装置示意图。（g）不同采油剂的累计原油采收率随注入流体体积的变化。（h）低渗油藏现场试验性能：该井初始产液量 1.5 t/d（产油 0.5 t/d，含水率 66.7%），注入多酚基复合采油剂后，稳定产液量达 2.8 t/d（产油 1.3 t/d，含水率 53.6%）。该油藏为 110℃砂岩，孔隙度 6.0%，气体渗透率 0.3-5.9 mD，矿化度 89193 mg/L
这项技术的优势不止于高效驱油，更在于它的 “接地气”：
- 低成本：多酚类物质来源广泛，比如绿茶、儿茶等植物，甚至在煤炭中的黄腐酸、微生物代谢产生的腐殖质也都属于多酚类物质，成本远低于人工合成的表面活性剂。
- 环保：茶多酚等天然多酚可降解、低毒性，不会对环境造成污染，尤其适合高温高盐油田和油污染修复。
- 多场景适用：除了原油开采，它还能用于油污土壤修复、油砂清理等，比如把黏在海滩砂石上的原油 “洗” 下来。
从自然到工业：仿生技术的无限可能
这项研究告诉我们，大自然永远是最好的 “工程师”。从贻贝的黏附蛋白到高效驱油技术，仿生思路正在打破传统工业的瓶颈。目前，该技术已在低渗透油藏现场试验中取得成效，单井日产油从之前的0.5 t/d提升到1.3t/d，并且稳定增产450天以上。未来，随着技术优化，它或许会让高温高盐油田、油砂矿的开采变得更高效、更环保。
文章第一作者为中国科学院理化技术研究所俞建宁博士，通讯作者为中国科学院理化技术研究所郝德昭特别研究助理，田野研究员和中国石油大学（华东）戴彩丽教授。研究工作受到海域泰和（山东）能源科技有限公司的特别支持。
