一种两性二维纳米片及其制备方法和应用与流程

本发明涉及油田化学
技术领域：
，特别是一种两性二维纳米片及其制备方法和应用。
背景技术：
：从19世纪90年代开始，中国为满足发展需要成为了石油净进口国家，2008年到2020年，中国石油对外依靠度从47％到73％，预计到2030年中国石油将面临着巨大的缺口，因此加快石油资源的勘探与开发，提高石油产量，缓解中国石油供需矛盾，保证国家能源安全就成为了目前行业内亟待解决的问题。水驱油藏将是我国现在和未来很长一段时间内原油产量的主体，根据理论测算，水驱开发的效率每提高1％，可采储量可增加2亿吨左右。但是，水驱油藏往往存在着水油黏度差异大、流度比高、极易受储层非均质性影响等问题，从而使排驱前缘形成粘性指进，降低波及效率，此外，水驱油藏还具有油/水界面张力大、油/岩石界面能高(油湿性强)、原油粘附功大、水波及区微观驱油效率低等特点，常规的水驱开发手段已经难以满足复杂条件下的驱油作业要求；同时，国内水驱开发油田已进入开发中后期，呈现出高含水、高采出程度的“双高”特征，油田平均采出程度仅为32％，约2/3的地下原油储量利用当前水驱技术难以采出，所以急需发展有效提高采收率的新技术以保持原油产量的稳定提升。而目前在各个领域都得到广泛应用且性能优异的纳米材料，也开始逐渐引起了石油技术工作者的注意。纳米材料是指在三维空间中至少有一维处于纳米尺度的材料，作为纳米材料集合中的重要下属分支组成，纳米碳表现出了纳米材料的共性，如量子效应、小尺寸效应、表(界)面效应等，还呈现出轻质、高机械强度、弹性的特性，在油田开发领域时纳米材料还被证明具有降低界面张力、改变岩石浸润性等效果，可在注水开发过程中起到降压增注的效果，在提高原油采收率方面极具潜力。纳米碳包括零维富勒烯、一维碳纳米管、二维石墨烯等低维纳米材料，但除零维富勒烯是真正水溶性碳材料外，碳纳米管和石墨烯天然疏水，难以直接在注水驱替作业当中产生应有的作用，因此，通过化学改性提高碳纳米材料的亲水性，自然而然地成为了构建驱替用碳基纳米流体的关键。技术实现要素：为克服现有技术中的不足之处，本发明提供了一种两性二维纳米片的制备方法，用于改性制备原位流度控制协作微观驱油的两性二维纳米片，本两性二维纳米片可将原油的界面张力控制在10-1mn/m数量级，注入地层后可自发地在油-水界面富集，在注水驱替的剪切诱导下，形成油包水的pickering乳状液，可显著提高驱替过程的毛管数，实现扩大波及体积并提高驱油效率，从而有效提高原油采收率。本发明的另一目的在于提供一种两性二维纳米片的制备方法，工艺步骤简单，反应彻底，产率高，可实现大规模生产。本发明公开了一种两性二维纳米片的制备方法，包括以下步骤：(a)将寡层氧化石墨均匀分散在甲苯中，向其中加入烷基胺偶联剂进行反应，制备胺基封端氧化石墨烯分散体；(b)将制备得到的胺基封端氧化石墨烯分散体在甲苯-二甲基甲酰胺混合溶剂中充分分散后，向其中加入烷基缩水甘油醚进行反应，即得两性二维纳米片。本发明的一种实施方式在于，所述烷基胺偶联剂为γ―氨丙基三乙氧基硅烷、n-(β-氨乙基)-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷、n-2-(氨乙基)-3-氨丙基三甲氧基硅烷中的任意一种或多种的组合。本发明的一种实施方式在于，所述烷基缩水甘油醚为对叔丁基苯基缩水甘油醚、丁基缩水甘油醚、辛基缩水甘油醚、c12-14烷基缩水甘油醚、2-甲苯缩水甘油醚中的任意一种或多种的组合。本发明的一种实施方式在于，所述寡层氧化石墨的层厚为20nm-1000nm。本发明的一种实施方式在于，所述步骤(a)的具体过程为：在65-90℃的温度条件下，将所述寡层氧化石墨均匀分散在甲苯中，搅拌60min后再超声处理30min，之后保持65-90℃的条件，向寡层氧化石墨的甲苯溶液中加入烷基胺偶联剂，反应4-6h后抽滤、提纯、干燥。本发明的一种实施方式在于，所述步骤(b)的具体过程为：在65-90℃的温度条件下，将所述胺基封端氧化石墨烯分散体均匀分散在甲苯-二甲基甲酰胺的混合溶剂中，搅拌60min，之后保持65-90℃的条件，向胺基封端氧化石墨烯分散体的甲苯-二甲基甲酰胺溶液中加入烷基缩水甘油醚，反应4-6h后抽滤、提纯、干燥。本发明的一种实施方式在于，所述步骤(a)中寡层氧化石墨、甲苯和烷基胺偶联剂的重量份数比为6-9:30-60:3-5；所述步骤(b)中甲苯-二甲基甲酰胺混合溶剂中甲苯与二甲基甲酰胺重量份数比为1:1-1.5；所述步骤(b)中胺基封端氧化石墨烯分散体、甲苯-二甲基甲酰胺混合溶剂、烷基缩水甘油醚的重量份数比为3-5:15-30:1.2-2。本发明还公开了经上述一种两性二维纳米片的制备方法制备得到的两性二维纳米片和该两性二维纳米片在油藏注水开发中的应用。进一步的，所述两性二维纳米片用于油藏注水开发时，两性二维纳米片与原油的界面张力达到10-1mn/m数量级。与现有技术相比，本发明所具有的有益技术效果是：(1)两性二维纳米片采用简便的方法制备，原理可靠，重复性高，合成工艺十分简便，方便大规模生产；(2)两性二维纳米片直接采用注水系统配注，无需额外的配注系统，配注水可以是油田经过简单处理的产出水或污水，绿色环保、节能减排；(3)两性二维纳米片在水-油界面富集，剪切诱导下在油-水界面自组装形成油包水pickering增黏乳化液，可有效稳定水驱排驱前缘，扩大水驱波及体积，提高驱替效果；(4)两性二维纳米片改善岩石的润湿性，使油湿岩石表面改变为中性润湿甚至水湿表面，明显降低原油的粘附功，有助于驱替作业；(5)两性二维纳米片显著提高驱替过程的毛管数，实现扩大波及体积和驱油效率的协同升级；(6)两性二维纳米片具有广泛的应用范围，可普遍适用于注水开发油藏。附图说明图1为两性二维纳米片微观形貌图；图2为两性二维纳米片水溶液中表面张力与浓度的关系图；图3为两性二维纳米片在水-原油界面组装形成pickering乳化液的微观形貌图；图4为氧化石墨烯和石油磺酸盐混合分散液的驱油效果图；图5为两性二维纳米片分散液的驱油效果图。具体实施方式下面结合实施例及附图，对本发明作进一步地的详细说明，但本发明的实施方式不限于此。实施例1：向500ml三颈瓶中加入6g寡层氧化石墨，层厚20nm，然后加入40g甲苯，在水浴65℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴80℃条件下将3g偶联剂n-(β-氨乙基)-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴80℃进行合反应4h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入3g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入20g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(重量份数比1:1)，在水浴80℃条件下搅拌60min；在水浴65℃条件下将1.2g叔丁基苯基缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴80℃进行反应4h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。实施例2向500ml三颈瓶中加入8g寡层氧化石墨，层厚150nm，然后加入50g甲苯，在水浴70℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴80℃条件下将4g偶联剂γ―氨丙基三乙氧基硅烷加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴70℃进行合反应4.5h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入3.5g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入20g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(重量份数比1:1.2)，在水浴80℃条件下搅拌60min；在水浴80℃条件下将1.5g丁基缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴80℃进行反应4.5h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。实施例3向500ml三颈瓶中加入9g寡层氧化石墨，层厚400nm，然后加入60g甲苯，在水浴75℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴80℃条件下将4g偶联剂n-2-(氨乙基)-3-氨丙基三甲氧基硅烷加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴75℃进行合反应5h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入4g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入30g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(重量份数比1:1.3)，在水浴85℃条件下搅拌60min；在水浴85℃条件下将1.8g辛基缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴85℃进行反应5h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。实施例4向500ml三颈瓶中加入8g寡层氧化石墨，层厚600nm，然后加入50g甲苯，在水浴80℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴80℃条件下将2gγ―氨丙基三乙氧基硅烷和2g的n-2-(氨乙基)-3-氨丙基三甲氧基硅烷加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴80℃进行合反应5.5h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入3.5g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入30g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(重量份数比1:1.4)，在水浴80℃条件下搅拌60min；在水浴85℃条件下将2gc12-14烷基缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴85℃进行反应5.5h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。实施例5向500ml三颈瓶中加入9g寡层氧化石墨，层厚700nm，然后加入56g甲苯，在水浴80℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴80℃条件下将2.5gn-2-(氨乙基)-3-氨丙基三甲氧基硅烷和2gn-(β-氨乙基)-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷的加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴65℃进行合反应6h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入3.5g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入30g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(质量比1:1.5)，在水浴80℃条件下搅拌60min；在水浴85℃条件下将1.8g2-甲苯缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴85℃进行反应6h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。实施例6向500ml三颈瓶中加入9g寡层氧化石墨，层厚800nm，然后加入56g甲苯，在水浴80℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴80℃条件下将3.5gn-2-(氨乙基)-3-氨丙基三甲氧基硅烷加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴85℃进行合反应6h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入3.5g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入30g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(质量比1:1.5)，在水浴80℃条件下搅拌60min；在水浴85℃条件下将1.0gc12-14烷基缩水甘油醚和1.0g2-甲苯缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴85℃进行反应6h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。实施例7向500ml三颈瓶中加入8g寡层氧化石墨，层厚900nm，然后加入50g甲苯，在水浴85℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴85℃条件下将1.5gγ―氨丙基三乙氧基硅烷和1.5g的n-2-(氨乙基)-3-氨丙基三甲氧基硅烷加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴85℃进行合反应6h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入3.5g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入30g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(质量比1:1.5)，在水浴85℃条件下搅拌60min；在水浴85℃条件下将1.2g叔丁基苯基缩水甘油醚和0.8g2-甲苯缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴90℃进行反应6h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。实施例8向500ml三颈瓶中加入8g寡层氧化石墨，层厚1000nm，然后加入50g甲苯，在水浴85℃，搅拌60min，确保寡层氧化石墨充分分散，超声处理30min；在水浴85℃条件下将1.5gn-(β-氨乙基)-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷和1.5g的n-2-(氨乙基)-3-氨丙基三甲氧基硅烷加入到分散有寡层氧化石墨的三颈瓶中，密封搅拌，在水浴85℃进行合反应6h，抽滤、提纯、干燥得到胺基封端的氧化石墨烯分散体；之后在500ml三颈瓶中加入4.5g制得的胺基封端的氧化石墨烯分散体，然后加入30g甲苯和二甲基甲酰胺溶剂(质量比1:1.5)，在水浴90℃条件下搅拌60min；在水浴90℃条件下将0.8g辛基缩水甘油醚和1gc12-14烷基缩水甘油醚加入到分散有胺基封端的氧化石墨烯分散体三颈瓶中，密封搅拌，在水浴90℃进行反应6h，抽滤、提纯、干燥得到两性二维纳米片。为了进一步说明本发明的技术效果，本发明还给出了上述部分实施例在实际应用中的相关表征和性能效果测试。1、两性二维纳米片微观尺度的表征将15mg实施例1中制得的两性二维纳米片分散在15ml蒸馏水中，密封搅拌分散5min得到两性二维纳米片分散液，并在氮气冷冻环境用环境扫描显微镜(esem)观察溶液碳基两性纳米流的微观形貌，结果如图1所示。根据esem微观形貌图可以看到，实施例1中的两性二维纳米片厚度在30nm左右，证明两性二维纳米片的二维平面尺可以控制在微米级别以下。2、两性二维纳米片的临界浓度测试选取实施例6中制得的两性二维纳米片分散在蒸馏水中，配制为不同浓度的两性二维纳米片分散液，并分别密封搅拌分散5min；之后采用表面张力仪器在室内环境对搅匀后的不同浓度的两性二维纳米片水溶液进行测试，通过对比浓度与表面张力的折线关系，得出两性二维纳米片表面张力显著降低的浓度，该浓度即为临界浓度；测试结果如图2所示，两性二维纳米片的临界浓度为45mg/l，显著低于传统表面活性剂普遍在100mg/l以上的临界胶束浓度，说明了两性二维纳米片在界面之间具有优良的自发富集效果，其界面浓度明显高于溶液浓度。3、两性二维纳米片油水界面张力降低效果评价配制矿化度为3.0×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.06×104mg/l)的矿化水，编号1#；配制矿化度为5.0×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.15×104mg/l)的矿化水，编号2#；配制矿化度为7.5×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.2×104mg/l)的矿化水，编号3#；配制矿化度为10×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.5×104mg/l)的矿化水，编号4#；配制矿化度为15×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.75×104mg/l)的矿化水，编号5#，并对上述矿化水分别搅拌30min；之后在1#中加入实施例1中制得的两性二维纳米片，在2#中加入实施例2制得的两性二维纳米片，在3#中分别加入实施例3和4制得的两性二维纳米片，4#中分别加入实施例5和6制得的两性二维纳米片，5#中分别加入实施例7和8制得的两性二维纳米片，分别以1-5#矿化水为溶剂，将其配制为质量浓度为0.05％的两性二维纳米片分散液，并搅拌溶解30min；接着将搅拌后的两性二维纳米片分散液的平均分成两份，一份不经过老化，另一份在90℃条件下老化30天，并在50℃条件下，使用tx500c旋转滴界面张力仪测定上述两性二维纳米片分散液与脱气原油(50℃、剪切速率10s-1条件下的黏度为23.3mpa·s)混合后得到的乳化液的界面张力，测定时间2h，获得混合液体的稳定界面张力值，其结果如表1所示。表1两性二维纳米片溶液与原油的稳定界面张力由表1可以看到，两性二维纳米片在3.0～15×104mg/l矿化度的矿化水中，与原油形成的乳化液的油水界面张力可以保持在10-1mn/m数量级，且两性二维纳米片在90℃高温和高矿化度条件下老化30天后界面活性依然保持良好，与原始的界面活性相近，说明本发明中的两性二维纳米片在具有较好的界面张力降低效果的同时，还具有较好的抗温抗盐性。4、两性二维纳米片分散液与原油形成pickering乳化液的粘度表征将前述实施3中制备的两性二维纳米片分散在矿化度为7.5×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.2×104mg/l)，前述表征过程中编号为3#的矿化水中，配制为质量浓度为0.05％两性二维纳米片分散液，搅拌1h；之后将两性二维纳米片分散液和脱气原油(50℃、剪切速率10s-1条件下的黏度为23.3mpa·s)按水油体积比2:8、3:7、4:6、5:5、6:4、7:3、8:2、8.5：1.5(含水率依次为20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、85％)配制多组总体积为30ml的pickering乳化液，混合均匀后密封；然后在80℃油浴条件下搅拌30min，并观察乳化情况，搅拌结束后，用dv-iii粘度计在80℃、剪切速率10s-1的条件下测试乳化液的表观粘度，其结果如表2所示。表2不同水油比条件下两性二维纳米片分散液与原油形成乳化液的粘度水油比(v/v)粘度(mpa·s)2:845.13:775.64:6101.15:5212.46:4304.27:3481.58:2603.98.5:1.5638.7可以看到，分散液中的两性二维纳米片可作为原位pickering乳化驱油剂，在剪切诱导下，吸附在油-水界面，形成油包水pickering乳化液，乳化液粘度高于原油粘度，同时，在含水率20～85％范围内，乳化液不发生相变，表明形成的乳化液可实现智能稳定排驱前缘，从而扩大波及体积，进一步地提高了原油采收率。含水率为85％的乳化液的微观形貌(原位pickering乳化驱油剂分散液与原油体积比8.5:1.5)如图3所示，表面乳化液在含水率高达85％仍然能够以油包水的形式存在，且平均粒径40μm左右，此外，在水油比大于7:3的高含水率条件下两性二维纳米片诱导形成原位pickering乳化液可增加驱替相的粘度至原油粘度的20-30倍，并协同改善岩石表面的浸润，将毛管数提升3个数量级以上，从而有效降低水驱后剩余油的饱和度。5、两性二维纳米片分散液对岩石润湿性的改善评价将前述实施例8中制备的两性二维纳米片分散在10×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.5×104mg/l)，前述表征过程中编号为4#的矿化水中，搅拌1小时，配制为质量浓度0.08％两性二维纳米片分散液，并将其平均分为两份；然后选取天然亲油岩心片8-1和天然亲水岩心片8-2，分别浸泡在平均分配得到的两组两性二维纳米片溶液中，在90℃密封条件下，保持两性二维纳米片分散液与岩心片接触，并采用dsa100悬滴界面张力仪在不同的时间测定两组岩心片与分散液在接触状态下的固相-水相-油相的接触角，其结果如表3所示。表3两性二维纳米片对岩石润湿性的改性情况接触角大于90°的岩石将表现为亲油性，小于90°的岩石则表现为亲水性。由表3可知，随着使用时间的推移，两性二维纳米片形成的分散剂可逐渐浸润在待测岩心表面，使其亲油岩心表面被改性为亲水表面，降低了岩心表面的亲油性，提升了驱替效果。6、两性二维纳米片与表面活性剂协同作用评价取一定量前述表征过程中配制获得的梯度矿化度的矿化水组1#—5#，并将1#矿化水平均分为两份，一份编号为1#-1，另一份编号为1#-2，以此类推，得到剩余四组平均分配后的矿化水组，且编号规则与1#组相同；之后在1#-1中加入质量分数为0.25％的市售十二烷基苯磺酸钠，2#-1中加入质量分数为0.25％的市售十二烷基苯磺酸钠，3#-1中加入质量分数为0.25％的市售α-烯基磺酸钠，4#-1中加入质量分数为0.25％的市售α-烯基磺酸钠，5#-1中加入质量分数为0.25％的市售十二烷基糖苷，以上均搅拌溶解30min；之后将1#-2、2#-2、3#-2、4#-2、5#-2作为对比实验组，在1#-2中加入质量分数为0.2％的市售十二烷基苯磺酸钠和0.05％的实施例1中合成的两性二维纳米片，2#-2中加入质量分数为0.2％的市售十二烷基苯磺酸钠和0.05％的实施例2中合成的两性二维纳米片，3#-2中加入质量分数为0.2％的市售α-烯基磺酸钠和0.05％的实施例3中合成的两性二维纳米片，4#-2中质量分数为0.2％的市售α-烯基磺酸钠和0.05％的实施例4中合成的两性二维纳米片，5#-2中加入质量分数为0.2％的市售十二烷糖苷和0.05％的实施例5中合成的两性二维纳米片，并分别搅拌溶解30min；然后在50℃条件下使用tx500c旋转滴界面张力仪测定各个组别的分散液与脱气原油(50℃、剪切速率10s-1条件下的粘度为52.9mpa·s)混合后液体的界面张力，测定时间2h，测定结果如表4所示。表4复配体系的稳定界面张力矿化水配制体系稳定油-水界面张力(mn/m)1#-10.0661#-20.00542#-10.0412#-20.00873#-10.0333#-20.0124#-10.0264#-20.00145#-10.0785#-20.0069由表4可知，表面活性剂单独应用到3.0～15×104mg/l范围内的矿化水中时，与原油混合后可将油水的界面张力稳定在10-2mn/m数量级上，而当表面活性剂与本发明中的两性二维纳米片复配使用之后，则可以得到更低的界面张力，大部分可低至10-3mn/m这一数量级，表明两性二维纳米片与表面活性剂复配具有良好的协同性质，相比与单独使用表面活性剂，可有效降低原油的界面张力，提高采收性能。7、两性二维纳米片的采收率提高性能评价配制矿化度为7.5×104mg/l(ca2 、mg2 浓度为0.3×104mg/l)的矿化水，平均分为两份，其中一份加入实施例3中合成制得的两性二维纳米片，配制成质量分数为0.15％两性二维纳米片分散液；另一份依次加入市售的氧化石墨烯(go)和石油磺酸盐(kps)，配制成质量分数为0.3％的go/kps分散液(其中go的浓度0.15％，kps的浓度0.15％)，缓慢搅拌溶解30min，静置24h，作为对比实验组。之后分别制作两根规格为45×45×300mm的人造双层非均质长岩心，并编号为1#和2#，气测渗透率100/600md，孔隙度分别为17.4％、18.2％，并在实验温度80℃条件下，对两根岩心分别进行原油饱和，原油粘度为19.2mpa·s，将两岩心的原始含油饱和度控制在63％左右，并利用饱和后的岩心进行平行注水驱替实验。在水驱阶段，以1.2ml/min速度向1#岩心中注水，受不利水油流度比的影响，水驱效果有限，采出液含水率达98％时采收率在43-46％之间，之后注入前述的go/kps分散液进行水驱，注入0.4pv后，再次使用普通水驱替至采出液含水率达到98％，具体驱替效果如图4所示。可以看到，当改用go/kps分散液进行水驱后，注入压力升高，且出口端重新开始出油，说明go/kps分散液通过go的调控作用和kps洗油扩大了波及体积，以此提高驱油效率，0.4pv的go/kps分散液及后续水驱可提高原油采收率20％左右，累积采收率能够达到63.2％。而对于2#岩心，采出液含水率达98％之后，注入前述两性二维纳米片0.4pv进行水驱，其驱替效果如图5所示。由图5可以看到，注入0.4pv两性二维纳米片分散液并进行后续水驱之后，原油的采收率可提高25％左右，使得累计采收率达到73％，证明了原位两性二维纳米片可自发地在油-水界面上富集，在地层剪切的诱导下于油-水界面吸附形成起增粘作用的pickering乳化液，并在含水条件下保持乳化液的稳定，从而实现智能调控油-水界面的流度，稳定驱替前沿，另外，两性二维纳米片与原油界面张力可达10-1mn/m数量级，并同时改善了岩石表面的亲油性质，降低了原油的粘附功，最终起到提高驱替效率的作用。进一步的，通过对比图4和图5可知，两性二维纳米片分散液的后续水驱采收率相比go/kps分散液的的后续水驱采收率要高出5％左右，且累积采收率高出9％左右，表明与现有的常见的go/kps驱替液体系相比，两性二维纳米片分散液可有效协同控制微观驱油，具有更好的原油采收率提高效果。以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本
技术领域：
的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。当前第1页12