隨著石油開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，過去難以開發(fā)的重油等非常規(guī)石油資源越來越受到重視。但由于稠油和水的流動(dòng)性差，注入水指指現(xiàn)象嚴(yán)重，波及系數(shù)低，導(dǎo)致稠油采收率也較低。常規(guī)水驅(qū)稠油采收率一般為10-20%。自從開發(fā)了三次采油方法以來，石油工業(yè)一直在尋找新技術(shù)來提高采收率。

稠油因其儲(chǔ)量豐富、粘度高、流動(dòng)性差等特點(diǎn)，已成為剩余油資源開發(fā)的重點(diǎn)。降低粘度的措施對于降低重油/超重油的流動(dòng)阻力和增加其流動(dòng)性是必需的。熱法、稀釋法、化學(xué)法和生物法是不同情景稠油油藏常用的開采技術(shù)。以蒸汽為主的熱方法，包括循環(huán)蒸汽增產(chǎn)（CSS）和蒸汽輔助重力排水（SAGD）成本高昂且對環(huán)境具有挑戰(zhàn)性?；瘜W(xué)驅(qū)由于其經(jīng)濟(jì)有效性被廣泛應(yīng)用，通常情況下，化學(xué)驅(qū)油方法使用表面活性劑、聚合物和堿，有時(shí)會(huì)組合使用它們來提高采收率。隨著能源需求的增加，石油公司被迫尋找新的解決方案，以回收二次采油后被殘留的石油。因此，當(dāng)納米技術(shù)成為解決其他工業(yè)問題的主要手段時(shí)，石油研究人員也開始關(guān)注納米技術(shù)，以尋求可能解決這些問題的方案。

相比傳統(tǒng)的化學(xué)驅(qū)油提高原油采收率技術(shù)，改性的納米粒子分散體系用于化學(xué)驅(qū)油具有良好的增產(chǎn)、增注效果。納米顆粒（NPs）是微小的（1-100nm）顆粒，具有出色的滲透和吸附能力，可調(diào)的物理化學(xué)特性和獨(dú)特的熱性能。由于它們的體積小，NP被允許通過較大尺寸材料無法接觸到的微小孔隙和狹窄的喉嚨，且有著良好的抗剪性好、耐鹽性好以及熱穩(wěn)定性，避免了在高溫高礦化度地層生成沉淀。近幾十年來，納米技術(shù)迅速成為一種新型的主導(dǎo)技術(shù)，能夠在技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上與傳統(tǒng)方法競爭，納米技術(shù)在石油和天然氣工業(yè)中的應(yīng)用為開發(fā)更經(jīng)濟(jì)、更有效和更環(huán)保的油氣開采技術(shù)提供了前所未有的機(jī)會(huì)。

例如，Zargartalebi等人證實(shí)在一定濃度的納米顆粒下可以達(dá)到更低的IFT。Nguyen等人設(shè)計(jì)了表面活性劑/聚合物無機(jī)納米復(fù)合材料，用于提高高溫高鹽海上油藏的采收率。結(jié)果顯示納米復(fù)合材料在降低界面張力方面非常有效。在巖芯驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，可以在92°C和800 ppm礦化度下額外回收6.2%的油。

由此可見，相比傳統(tǒng)的化學(xué)驅(qū)油提高原油采收率技術(shù)，改性的納米粒子體系用于化學(xué)驅(qū)油將具有良好的增產(chǎn)效果。因而針對目前稠油油藏采收率較低的問題，設(shè)計(jì)高效的納米流體驅(qū)油劑形成相對穩(wěn)定的O/W低粘度乳液是解決稠油油藏采收率較低這一問題的關(guān)鍵。

而通過硅烷偶聯(lián)劑改性的納米二氧化硅與聚醚F127、α-烯基磺酸鈉（AOS）反應(yīng)制得硅基納米原位乳化減阻劑，能夠與原油的界面張力達(dá)到10-1mN/m數(shù)量級，并協(xié)同改善油藏的潤濕性，降低原油黏附功并在誘導(dǎo)形成Pickering乳化液，減小流動(dòng)阻力，從而大幅度提高原油采收率。

硅基納米原位乳化減阻劑的制備分為兩步：

步驟S1：取納米二氧化硅在乙醇溶液中常溫振蕩分散均勻，之后加入硅烷偶聯(lián)劑，通氮除氧后密封攪拌反應(yīng)，提純、干燥即得改性納米二氧化硅；

步驟S2：將改性納米二氧化硅、聚醚F127、α-烯基磺酸鈉在無水乙醇中振蕩分散均勻，通氮除氧后密封攪拌反應(yīng)，提純、干燥即得硅基納米原位乳化減阻劑。

配方比例：

納米二氧化硅的粒徑為20nm。

納米二氧化硅與硅烷偶聯(lián)劑的比例為1：0.5~6。

硅烷偶聯(lián)劑為γ-氨丙基三乙氧基硅烷。

納米二氧化硅與硅烷偶聯(lián)劑的反應(yīng)條件為，通氮除氧30min后，在100~120℃條件下密封攪拌反應(yīng)6~8h。

改性納米二氧化硅與聚醚F127的比例為1：2.5~7.5。

改性納米二氧化硅與α-烯基磺酸鈉的比例為1：1.25~5。

聚醚F127中聚環(huán)氧丙烷嵌段聚合度為n=30，聚環(huán)氧乙烷單嵌段聚合度為n=40，α-烯基磺酸鈉中碳鏈范圍為Cn=14~16。

改性納米二氧化硅、聚醚F127、α-烯基磺酸鈉的反應(yīng)條件為，通氮除氧30min后，在110~120℃條件下密封攪拌反應(yīng)3~5h。

硅基納米原位乳化減阻劑的界面張力降低性能測試

硅基納米原位乳化減阻劑的界面張力降低測試結(jié)果圖；

采用克呂士SDT旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀分別測量原油（粘度723.7 mPa·s）滴入各實(shí)施例的地層水溶液后的界面張力（IFT），其中，各實(shí)施例在地層水中的質(zhì)量濃度為0.3%，并將原油滴入地層水中作為對照組進(jìn)行測量，測得對照組界面張力為21.6mN/m，其余各實(shí)施例測量結(jié)果如圖所示?？梢钥吹剑团c三種實(shí)施例溶液混合后的體系的IFT可降低至1.25~1.46mN/m，證明了硅基納米原位乳化減阻劑具有良好的界面張力降低效果。

硅基納米原位乳化減阻劑的巖石濕潤性改善性能測試：

在75℃條件下，將親油巖片分別浸泡在實(shí)施例1、2、3中的硅基納米原位乳化減阻劑與地層水（礦化度6×104mg/L，Ca2+、Mg2+濃度分別為2×103mg/L）配制成的質(zhì)量濃度0.3%的溶液中24h，巖片表面-模擬水-原油初始接觸角為134°，通過測量親油巖片表面-模擬水-原油之間的接觸角來評價(jià)潤濕性的改善。其結(jié)果：浸泡24h后，親油巖片表面-模擬水-原油之間的接觸角從134°下降到43°~48°不等，說明硅基納米原位乳化減阻劑能夠?qū)r石的親油表面改善為親水表面，改善潤濕性效果明顯。