隨著石油開發(fā)技術的進步，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性差，注入水指指現(xiàn)象嚴重，波及系數(shù)低，導致稠油采收率也較低。常規(guī)水驅稠油采收率一般為10-20%。自從開發(fā)了三次采油方法以來，石油工業(yè)一直在尋找新技術來提高采收率。

稠油因其儲量豐富、粘度高、流動性差等特點，已成為剩余油資源開發(fā)的重點。降低粘度的措施對于降低重油/超重油的流動阻力和增加其流動性是必需的。熱法、稀釋法、化學法和生物法是不同情景稠油油藏常用的開采技術。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驅由于其經(jīng)濟有效性被廣泛應用，通常情況下，化學驅油方法使用表面活性劑、聚合物和堿，有時會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，當納米技術成為解決其他工業(yè)問題的主要手段時，石油研究人員也開始關注納米技術，以尋求可能解決這些問題的方案。

相比傳統(tǒng)的化學驅油提高原油采收率技術，改性的納米粒子分散體系用于化學驅油具有良好的增產(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，可調的物理化學特性和獨特的熱性能。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，納米技術迅速成為一種新型的主導技術，能夠在技術和經(jīng)濟上與傳統(tǒng)方法競爭，納米技術在石油和天然氣工業(yè)中的應用為開發(fā)更經(jīng)濟、更有效和更環(huán)保的油氣開采技術提供了前所未有的機會。

例如，Zargartalebi等人證實在一定濃度的納米顆粒下可以達到更低的IFT。Nguyen等人設計了表面活性劑/聚合物無機納米復合材料，用于提高高溫高鹽海上油藏的采收率。結果顯示納米復合材料在降低界面張力方面非常有效。在巖芯驅油實驗中，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)的化學驅油提高原油采收率技術，改性的納米粒子體系用于化學驅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，設計高效的納米流體驅油劑形成相對穩(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）反應制得硅基納米原位乳化減阻劑，能夠與原油的界面張力達到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形成Pickering乳化液，減小流動阻力，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，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，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)劑的反應條件為，通氮除氧30min后，在100~120℃條件下密封攪拌反應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-烯基磺酸鈉的反應條件為，通氮除氧30min后，在110~120℃條件下密封攪拌反應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果圖；

采用克呂士SDT旋轉滴界面張力儀分別測量原油（粘度723.7 mPa·s）滴入各實施例的地層水溶液后的界面張力（IFT），其中，各實施例在地層水中的質量濃度為0.3%，并將原油滴入地層水中作為對照組進行測量，測得對照組界面張力為21.6mN/m，其余各實施例測量結果如圖所示。可以看到，原油與三種實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潤濕性的改善。其結果：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將巖石的親油表面改善為親水表面，改善潤濕性效果明顯。