1.本文涉及但不限于新能源与高效节能领域，尤其涉及但不限于纳米颗粒驱油剂及应用其提高采收率的方法。
背景技术：
2.目前中国的原油对外依存度较高，油气资源的勘探与开发关系着国民经济的发展和社会的稳定运转，通过新方法和技术提高采收率是提高油气产量、保障国家能源安全的重要手段。其中，通过在驱替液中加入各种化学试剂的化学驱是一种得到广泛应用的提高采收率手段。然而，传统化学驱方法存在诸多问题，如环境污染、消耗量大、在地层中的无效损耗严重等。
3.纳米颗粒悬浮液是一种能够有效提高石油采收率的新型材料，近年来在实验室中得了广泛的研究，由于其尺寸小、比表面积大、热学和力学性能好、成本低、污染小等具有很好的应用前景。然而，目前纳米颗粒驱油剂提高采收率的机理尚不明确，设计的各种纳米颗粒驱油剂没有基于某些特定的强化驱替能力形成有效的面向实际应用的提高采收率方案，无法针对性地发挥其作用，在油田现场难以获得稳定可靠的表现。
技术实现要素：
4.以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本技术的保护范围。
5.本技术提供了一种二氧化硅纳米颗粒驱油剂提高采收率的方法，通过选择适合纳米颗粒发挥作用的储层环境，制备特定的二氧化硅纳米颗粒驱油剂，驱替时采用注入
‑
泄压
‑
再注入的方式实现纳米颗粒注入
‑
促进原油释放
‑
驱替释放的原油，达到提高采收率的目的。并且通过纳米颗粒吸附在液
‑
液表面降低界面张力、吸附在粗糙固体表面形成二级粗糙度实现水膜的延伸和生长，利用驱替过程中的表面能差异将原油释放出来。
6.纳米颗粒通过在固体表面上吸附形成的二级粗糙度强化水膜的铺展和生长，包含这一机制的纳米驱油剂可以提高采收率。
7.本技术提供了一种驱油剂，所述驱油剂包括二氧化硅纳米颗粒和溶剂；
8.所述二氧化硅纳米颗粒的粒径不大于目标储层的平均特征孔径的十分之一；所述二氧化硅纳米颗粒在驱油剂未注入目标储层前不聚结；
9.例如，当目标储层的岩石的平均特征孔径为1μm时，所述二氧化硅纳米颗粒的平均粒径小于等于100nm；当目标储层的岩石的平均特征孔径为500nm时，所述二氧化硅纳米颗粒的平均粒径小于等于50nm；当目标储层的岩石的平均特征孔径为100nm时，所述二氧化硅纳米颗粒的平均粒径小于等于10nm；为了保证纳米颗粒的吸附能力，一般纳米颗粒的平均粒径应该小于200nm。
10.所述为砂岩储层或碳酸盐储层中的任意一种或两种；
11.可以通过以下方法判断适用本技术的目标储层：首先采用润湿性判定方法确定储
层是否为水湿。
12.上述润湿性判定方法，当使用amott润湿性指数i
a
进行判断，i
a
>0的储层为水湿，则可以选取该储层为目标储层；当使用usbm润湿性指数i
u
进行判断，i
u
>0的储层为水湿，则可以选取该储层为目标储层；当使用相对渗透率曲线进行判断，等渗点的饱和度大于50％的储层为水湿，则可以选取该储层为目标储层；
13.若储层为非水湿储层，上述目标储层的选择方式可以采用表面电位判定方法，选择岩石表面电荷为正的储层为目标储层；
14.上述表面电位判定方法选取电泳法测量储层的岩石颗粒在水中的zeta电位，若zeta电位>0，则储层表面电荷为正，可以选取该储层为目标储层。
15.所述驱油剂中二氧化硅纳米颗粒的浓度为0.1wt.％至10wt.％；优选地，所述驱油剂中二氧化硅纳米颗粒的浓度为3wt.％至5wt.％。
16.在本技术提供的一种实施方式中，所述平均特征孔径的获取方法包括以下步骤：向目标储层打入探测井获取岩心，或者在岩心资料库中查找目标储层的岩心，统计不同代表性岩石的孔径分布(可以为至少10块)，将统计岩心的平均孔径分布进行从大到小排序，选取排序表在60％至80％的岩石的孔径分布作为低渗岩石的特征孔径分布，以其平均孔径为低渗岩石的平均特征孔径。
17.在本技术提供的一种实施方式中，所述驱油剂还包括盐，所述盐的种类和浓度选择能够避免二氧化硅纳米颗粒之间因范德华力聚集的种类和浓度，同时选取的盐还能够强化其吸附效果；
18.在本技术提供的一种实施方式中，所述盐的浓度为0.01g/l至10g/l；优选地，所述盐的浓度为0.9g/l至2.2g/l；
19.在本技术提供的一种实施方式中，所述盐选自水溶性钠盐、水溶性铝盐、水溶性铁盐和水溶性镁盐中的任意一种或更多种。
20.在本技术提供的一种实施方式中，所述二氧化硅纳米颗粒d90小于平均粒径的2倍。所述d90为颗粒累积分布为90％的粒径，即小于此粒径的颗粒体积含量占全部颗粒的90％。
21.在本技术提供的一种实施方式中，所述目标储层为砂岩储层或碳酸盐储层中的任意一种或两种，优选地，所述目标储层中有机质的成分占比在20wt.％以下，所述有机质不包含原油。
22.在本技术提供的一种实施方式中，所述驱油剂的ph值为8.5至11。
23.又一方面，本技术提供了上述驱油剂的制备方法，包括以下步骤：
24.配备高浓度的二氧化硅纳米颗粒驱油剂原液，采用离子交换法制备硅溶胶，然后通过调整其ph及盐度得到稳定可靠的二氧化硅纳米颗粒驱油剂原液。
25.在本技术提供的一种实施方式中，上述驱油剂的制备方法，包括以下步骤：
26.(1)获取硅酸水溶液，所述硅酸水溶液中的sio2为4wt.％至9wt.％；所述硅酸水溶液中阴离子杂质的浓度小于0.01wt.％；所述硅酸水溶液的ph值为8至10.5；
27.(2)将步骤(1)获得的所述硅酸水溶液加热至85℃至95℃，保温40min至55min，陈化后得到晶种母液；
28.(3)将活性硅酸与所述晶种母液混合，得到混合物；
29.所述活性硅酸为质量分数为3wt.％至8wt.％的硅酸溶液，ph为2至4，金属杂离子含量<500ppm；
30.(4)将步骤(3)中所述混合物在加热条件下进行搅拌，通过粒径增长得到硅溶胶粗品，并调整所述硅溶胶粗品为20wt.％至60wt.％得到驱油剂原液；向所述驱油剂原液中加入盐，再用水稀释，即得所述驱油剂。
31.在本技术提供的一种实施方式中，步骤(1)中，所述硅酸水溶液的制备方法包括如下步骤：所述稀聚硅酸溶液的制备方法包括：用去离子水稀释液体硅酸钠至sio2为4wt.％至9wt.％，先通过强酸型阳离子交换树脂，去除钠离子和其他阳离子杂质，再通过弱碱型阴离子交换树脂，去除氯离子和其他阴离子杂质，得到高纯度活性硅酸溶液，再向所述活性硅酸溶液中加入naoh调节ph，得到ph为8至10.5的硅酸水溶液。
32.在本技术提供的一种实施方式中，步骤(3)中，所述活性硅酸溶液与所述晶种母液的质量比为6至8，所述混合物的ph为8至10.5。
33.在本技术提供的一种实施方式中，步骤(4)中，加热条件下进行搅拌为在85℃至95℃下以250r/min至300r/min的速率搅拌；
34.在本技术提供的一种实施方式中，步骤(4)中所述驱油剂原液的ph至为10.5至12。
35.又一方面，本技术提供了上述驱油剂的应用，包括以下步骤，
36.a)将所述驱油剂通过注入井注入目标地层，直到采油井中可以看到所述驱油剂(发生突破，此时还有大量的原油被困在地层中)；
37.b)停止注入所述驱油剂，直至所述注入井的压力和所述采油井的压力的比值差值小于平均值的10％，以减小油相进入高渗透区域(即纳米颗粒驱替液的流动通道)中的阻力；再同时关闭所述注入井和所述采油井；
38.已经注入地层中的纳米颗粒驱油剂，通过吸附在壁面上形成二级粗糙结构以维持和稳定水膜的发展。一方面，由于纳米颗粒驱替液流动通道中的油水界面张力小，而吸附所形成的水膜远端的油水界面张力大；另一方面，贴合在固体表面的水膜由于比表面积大，其所形成的表面能大，纳米颗粒驱替液与油相接触的比表面积小，其所形成表面能小，根据能量最小原理，远端的油相自发的从岩石壁面剥离，并被推挤进入到纳米颗粒驱替液的区域中。在步骤(a)中的纳米颗粒驱替液的区域往往是高渗透率区域，易于从被采集出来。
39.c)注入所述驱油剂，将原油驱替采出；
40.在本技术提供的一种实施方式中，步骤a)中的驱油剂的注入量可以为0.1至1pv；
41.在本技术提供的一种实施方式中，步骤b)中的关闭注入井和采油井的时间可以为1个月至2个月；
42.在本技术提供的一种实施方式中，步骤c)中的驱油剂的注入时间可以与步骤a相同；
43.在本技术提供的一种实施方式中，步骤a)、步骤b)和步骤c)可多次循环；
44.在本技术提供的一种实施方式中，步骤a)和步骤b)可多次循环，优选地，当步骤a)和步骤b)多次循环后可以使用水作为步骤c)的驱替液。
45.本技术的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本技术而了解。本技术的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
46.附图用来提供对本技术技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本技术的实施例一起用于解释本技术的技术方案，并不构成对本技术技术方案的限制。
47.图1为不同材料的油藏芯片中，实施例1制得的驱油剂与去离子水驱替效果的对比。
48.图2为亲水的油藏芯片中，局部视角下二氧化硅纳米颗粒驱油与去离子水驱替效果的对比。
49.图3为不同时刻不同浓度实施例1制得的驱油剂对水膜发展的影响及其对被困在死孔中的油滴的采集效果。
具体实施方式
50.为使本技术的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本技术的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
51.实施例
52.(1)选择适合本技术提供的驱油剂发挥作用的储层，选择长庆油田某区块进行分析，通过探测井得到10块岩心；其油田储层为砂岩储层。其储层中岩心显示，其有机质(不包含原油)含量为3％至8％不等，有机质含量少。通过amott润湿性测试方法，得到如下amott润湿性指数。
53.表1：amott润湿性指数
54.岩心序号12345i
a
0.60.80.30.10.5岩心序号678910i
a
0.0
‑
0.10.10.20.3
55.从amott润湿性指数可以看出，该砂岩油藏绝大部分为水湿储层(10块岩心中仅一块为弱油湿)，而且其有机质含量低，说明储层为以二氧化硅为主要成分，可以使用二氧化硅纳米颗粒驱油剂。
56.确定合适的纳米颗粒粒径，统计上述储层的孔径分布，采用ct结构扫描并进行数字结构重构，采用最大球法统计其粒径分布(例如中国专利cn110302853b中实施例1对真实岩心的孔径分布特征的选取)，得到其平均孔隙如下。
57.表2：岩心平均孔隙统计
58.岩心序号43579平均孔隙(微米)15.4011.206.102.100.83岩心序号101628平均孔隙(微米)0.750.430.400.380.30
59.选取0.75微米至0.40微米为低渗区域的平均孔隙，选取0.43微米为目标储层的平均特征孔径。
60.(2)制备二氧化硅纳米颗粒驱油剂
61.首先，配备高浓度的二氧化硅纳米颗粒驱油剂原液，采用离子交换法制备硅溶胶，
然后通过调整其ph及盐度得到稳定可靠的二氧化硅纳米颗粒驱油剂原液。然后在驱油剂使用时，可以采用清水或者去离子水稀释到特定的浓度。
62.包括以下步骤：
63.(2.1)用去离子水稀释液体硅酸钠至sio2质量分数为4wt.％至9wt.％，先通过强酸型阳离子交换树脂，去除钠离子和其他阳离子杂质，获得稀聚硅酸溶液；
64.(2.2)将步骤(2.1)所得的稀聚硅酸溶液再通过弱碱型阴离子交换树脂，去除氯离子和其他阴离子杂质，得到高纯度活性硅酸溶液；
65.(2.3)向步骤(2.2)所得的活性硅酸中加入naoh调节ph，得到ph为8至10.5的硅酸水溶液；
66.(2.4)将步骤(2.3)所得的硅酸水溶液加热至85℃至95℃，保温40min至55min，陈化后得到晶种母液；
67.(2.5)继续加入活性硅酸至步骤(2.4)所得的晶种母液中，加入的活性硅酸与晶种母液的质量比为6至8，通过加入naoh使得ph保持在8至10.5，在85℃至95℃下以250r/min至300r/min的速率搅拌，通过粒径增长得到硅溶胶粗品；这里的纳米颗粒驱油剂的粒径的选择应根据上述步骤(1)中的确定的低渗岩石的平均特征孔径为参考，至少要小于其平均孔径的1/10。由于低渗岩石的平均特征孔径为0.43μm，因此选择的纳米颗粒的平均粒径应该小于等于43nm。
68.本实施例中，选取的目标纳米颗粒的平均粒径为20nm(即颗粒d90小于平均粒径的2倍)。
69.(2.6)将步骤(2.5)所得的硅溶胶粗品通过超滤膜或减压蒸馏装置得到质量分数为40wt.％的高浓度粒径均一的二氧化硅纳米颗粒驱替液原液；
70.(2.7)为了在保持稳定性和分散性的同时提高二氧化硅纳米颗粒的吸附活性和作用效果，调整原液的ph调整为10.56；通过加入盐类调整溶液中的离子组成。
71.(2.8)用水稀释，得到二氧化硅纳米颗粒质量分数为4wt.％的驱油剂；所述驱油剂的ph为9.98；上述盐的总溶解浓度为1.635g/l；盐的种类和含量如表3所示。
72.表3：实施例中盐的种类和含量
73.种类含量(μg/ml)nacl1100alcl3390fecl356mgso414nahco375
74.驱油剂可以将油水界面张力(去离子水与正癸烷)由47.19mn/m降低至39.51mn/m，(采用kruss公司的dsa25仪器，通过悬滴法进行测量)，其平均粒度为22.5nm；静置24h后，颗粒的平均粒度为23.2nm。
75.实施例2
76.本实施例为实施例1制得的驱油剂的提高采收率的效果测试，实施例2中使用与实施例1长庆油田储层条件相同的结构的油藏芯片，其中一个芯片材料为与真实情况相同的弱亲水结构，另一个对照组芯片材料为中性环境。两组实验结构中都采用实施例1制得的驱
油剂和去离子水进行对比。
77.实验步骤如下：
78.首先，从油藏芯片注入口注入实施例1制得的驱油剂，流速为1μl/min，注入量为1pv，直至通过显微镜观察到驱替液前缘到达出口；
79.其次，停止注入驱油剂，直至主入口处的压力与出口处的压力的差值小于平均值的10％，再同时关闭注入口和出口，关闭时间为45min。
80.最后，再次注入驱油剂，驱油剂的注入流速仍为1μl/min，注入持续至无残余油采出。
81.当使用水时，使用水替换以上步骤中的驱油剂进行重复实验。
82.图1展示的为驱替结束之后实施例1制得的驱油剂和去离子水的驱替效果展示图。可以看出，亲水环境下由于纳米颗粒的吸附，纳米颗粒能够发挥作用，有大量的被困住的剩余油被驱替出来，而在中性环境中(非亲水或亲油的储层环境，且不满足储层表面电荷为正)，纳米颗粒无法发挥作用，其驱替效果与水中效果相似。图1中的四种情况的采收率如下表所示：
83.表4：不同种类的驱替液的采收效果
84.驱替液固体环境采收率驱油剂亲水64.9％去离子水亲水45.3％驱油剂中性47.5％去离子水中性40.4％
85.图2为驱油剂与去离子水在上述亲水的油藏芯片中驱替的局部微观效果。
86.所述驱油剂在注入到多孔介质后，可以通过水膜的发展将被困住的剩余油采集出来，而去离子水不具备类似效果。
87.图3展示了驱油剂不同浓度下对水膜发展并将困在死孔中的剩余油采集的效果，可以看出，在4wt.％的驱油剂的效果最佳，整个油滴能够自发的从死孔进入主要通道中；在3wt.％至5wt.％的范围内，驱油剂能够使得整个油滴脱离避免并将大部分油滴挤出；小于3wt.％和大于5wt.％的情况可以看出，驱油剂能够使得油滴的一部分挤出进入主要通道中。从图中可以看出，与去离子水相比，驱油剂能够增强水膜的铺展并将困在多孔介质中的油滴挤出。