CN109111905A - 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 - Google Patents
生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109111905A CN109111905A CN201810838339.7A CN201810838339A CN109111905A CN 109111905 A CN109111905 A CN 109111905A CN 201810838339 A CN201810838339 A CN 201810838339A CN 109111905 A CN109111905 A CN 109111905A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fluid
- nano
- oil
- biology base
- water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 148
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title abstract description 11
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 64
- FCBUKWWQSZQDDI-UHFFFAOYSA-N rhamnolipid Chemical compound CCCCCCCC(CC(O)=O)OC(=O)CC(CCCCCCC)OC1OC(C)C(O)C(O)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(C)O1 FCBUKWWQSZQDDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 25
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 48
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 21
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 4
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 111
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 64
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 description 29
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 28
- 230000008859 change Effects 0.000 description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 16
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 238000002835 absorbance Methods 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 6
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 5
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 3
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000002082 metal nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- ZTOKUMPYMPKCFX-CZNUEWPDSA-N (E)-17-[(2R,3R,4S,5S,6R)-6-(acetyloxymethyl)-3-[(2S,3R,4S,5S,6R)-6-(acetyloxymethyl)-3,4,5-trihydroxyoxan-2-yl]oxy-4,5-dihydroxyoxan-2-yl]oxyoctadec-9-enoic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCCC/C=C/CCCCCCC(C)O[C@@H]1O[C@H](COC(C)=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](COC(C)=O)O1 ZTOKUMPYMPKCFX-CZNUEWPDSA-N 0.000 description 1
- HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 3-[3-[3,5-dihydroxy-6-methyl-4-(3,4,5-trihydroxy-6-methyloxan-2-yl)oxyoxan-2-yl]oxydecanoyloxy]decanoic acid;hydrate Chemical compound O.OC1C(OC(CC(=O)OC(CCCCCCC)CC(O)=O)CCCCCCC)OC(C)C(O)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(C)O1 HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229930186217 Glycolipid Natural products 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013504 Triton X-100 Substances 0.000 description 1
- 229920004890 Triton X-100 Polymers 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000007943 implant Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003317 industrial substance Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000003475 lamination Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002798 spectrophotometry method Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明公开了一种生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用。具体提供了一种生物基纳米流体组合物，其包括鼠李糖脂生物表面活性剂和SiO2纳米颗粒，其中，SiO2纳米颗粒与鼠李糖脂生物表面活性剂的质量比为50～500∶1～5。应用时将所述生物基纳米流体组合物配制成流体，所述流体中，纳米颗粒的质量分数为500mg/L～1000mg/L，鼠李糖脂的质量分数为10mg/L～50mg/L，本发明的生物基纳米流体可提高低渗透油藏采油率，降低注入压力。
Description
技术领域
本发明是关于一种全新的生物基纳米流体及其在提高原油采收率方面的应用，具体是关于一种SiO2纳米颗粒与鼠李糖脂生物表面活性剂配制的生物基纳米流体，对采油难度较大的质密低渗储层可以更加环保、高效地提高原油产量，属于油田化学品技术领域。
背景技术
石油作为一种高效的能源和化工原料，在现代工业领域中有着不可替代的作用。随着石油行业的不断发展，开采的不断深入，很多高品质油藏已经出现石油开采枯竭的现象。在这样的背景下，质密低渗透油藏将成为我国石油行业的重点方向，由于低渗透储层具有孔喉孔隙尺寸小，孔隙间连通性差，地层结构复杂等特点，不利于流体流动，传统的驱替方法都很难达到很好的开发效果，采油成本和采油难度都非常高。因此研制出一种能够提高低渗透油藏原油采收率的驱油剂，既能提高原油采收率，同时符合如今绿色环保的要求，对今后石油行业的发展意义重大。
近年来纳米技术发展迅速，已经在诸多领域有了广泛应用，其中，利用纳米流体驱油是一种新兴的技术。由于纳米颗粒的粒径比较小，流动性能好，更容易进入低渗渗储层的孔隙和裂缝中，通过结构分离压力、润湿性反转等综合作用，将岩层表面吸附的原油剥离下来。另外，纳米颗粒由于比表面积比较大，颗粒与颗粒之间容易发生团聚，形成沉淀，因此在配制过程中往往需要加入表面活性剂促进颗粒的分散效果。
关于纳米颗粒在提高原油采收率方面的应用，更多的研究集中在化学表面活性剂与纳米颗粒的联合使用上。比如Nwidee等人分析化学表面活性剂Triton X-100与氧化镍纳米颗粒改变润湿性的能力。Veyskarami等人研究了二氧化硅纳米颗粒与相反电荷的化学表面活性剂(阴离子型表面活性剂SDS，阳离子型表面活性剂CTAB)形成泡沫的稳定性与机动性进行分析。关于纳米颗粒与生物表面活性剂联合使用方面的研究是很有限的，其中研究重点在于如何利用生物表面活性剂来合成纳米颗粒。比如S等人讨论利用提取自玉米的生物表面活性剂来生物合成金属纳米颗粒。等人介绍了常见的生物表面活性剂(鼠李糖脂、槐糖脂、脂肽等等)合成金属纳米颗粒的可能性，另外Huda El-Sheshtawy等人利用纳米颗粒与生物表面活性剂来增强原油污染土壤的生物修复。
综上所述，现有技术中，纳米颗粒与化学表面活性剂在石油领域的研究已经取得了一定的进展，但是生物表面活性剂与纳米颗粒在此领域的研究进展则非常有限。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种生物基纳米流体，以用于低渗透油藏，提高采收率。
本发明的另一目的在于提供所述物基纳米流体在低渗透油藏提高采收率中的应用。
一方面，本发明提高了一种生物基纳米流体组合物，其包括鼠李糖脂生物表面活性剂和SiO2纳米颗粒，其中，SiO2纳米颗粒与鼠李糖脂生物表面活性剂的质量比为50～500∶1～5。
根据本发明的具体实施方案，本发明的生物基纳米流体组合物中，SiO2纳米颗粒与鼠李糖脂生物表面活性剂的质量比为50～100∶1～5。
根据本发明的具体实施方案，本发明的生物基纳米流体组合物中，SiO2纳米颗粒的平均粒径为15nm。在本发明的一些具体实施方案中，所述SiO2纳米颗粒是表面没有经过修饰的SiO2纳米颗粒。
根据本发明的具体实施方案，本发明的生物基纳米流体组合物还包括配制流体的水。例如，可用油田注入水进行配制。优选地，所述水为矿化度20000～30000mg/L的水。矿化水可以更好地模拟地层水的矿化度条件。
本发明中，是将纳米颗粒材料与生物表面活性剂的结合使用，具体应用时，用矿化水将SiO2纳米颗粒与鼠李糖脂生物表面活性剂制成生物基纳米流体，用于油藏特别是低渗透油藏采油。本发明的生物基纳米流体不仅可以提高低渗透油藏原油采收率，还可以降低注入压力，在纳米流体的作用下，吸附在孔隙壁和储层“死区”中的残余原油能够被驱离出来，有助于驱替水的注入。
从而，另一方面，本发明还提供了所述的生物基纳米流体组合物在提高油藏采油率和/或降低油藏采油时注入压力中的应用。具体应用时，是将所述生物基纳米流体组合物配制成流体。
根据本发明的具体实施方案，所述流体中，纳米颗粒的质量分数为500mg/L～1000mg/L，鼠李糖脂的质量分数为10mg/L～50mg/L。优选地，所述流体中，纳米颗粒的质量分数为500mg/L～1000mg/L，鼠李糖脂的质量分数为30mg/L。本发明的纳米流体表现出杰出的驱油能力，并且具有较好的稳定状态，且纳米颗粒不会造成部分岩层孔隙堵塞而导致注入压力提高。
根据本发明的具体实施方案，优选采用浓度30000mg/L的盐水配制所述流体。
根据本发明的具体实施方案，所述流体为包含鼠李糖脂生物表面活性剂和SiO2纳米颗粒的纳米颗粒悬浮液，一般地，将SiO2纳米颗粒悬浮液逐渐加入到鼠李糖脂溶液中，同时加以搅拌。配制所述流体时包括超声振荡法分散SiO2纳米颗粒的过程；优选地，超声振荡法中控制超声功率为400W的条件下超声处理1min，休息1min，共处理15min，得到均匀的纳米颗粒悬浮液。
根据本发明的具体实施方案，可将配制好的生物基纳米流体注入地层进行驱油，具体的注入操作可参照所属领域中的常规驱油操作进行。本发明的生物基纳米流体不仅可以提高低渗透油藏原油采收率，还可以降低注入压力。
在本发明的一具体实施方案中，本发明根据地层的温度、矿化度等模拟地层条件，提供生物基纳米流体对低渗透砂岩岩心的驱油以确定在提高原油采收率方面的研究。根据上面提到的方法，配制纳米流体，然后对岩心柱进行驱油处理，检验生物基纳米流体的驱油效果。通过对玻璃微观模型实验，直观观察到生物基纳米流体对原油的剥离效果，最终达到提高采收率的目的。具体而言，用40mD渗透率的贝雷岩心进行岩心驱替实验，原油老化处理，模拟低渗透油藏。生物基纳米流体的使用，让二次水驱的驱油效率提高了10％以上，其中500mg/L的纳米流体水驱采收率16％，1000mg/L纳米流体提高13％。
另一方面，本发明还还通过接触角、自渗吸水操作等研究，提供了一种改变岩石润湿性的方法，该方法包括利用本发明所述的生物基纳米流体组合物配制的纳米流体处理岩石的过程。具体地，该方法可通过具有一定颗粒浓度的纳米流体处理岩石，导致固体表面和内部的润湿性发生变化，变化程度与处理时间、纳米颗粒浓度有关。更具体而言，优选选择颗粒质量分数为0.05～0.1％的纳米流体，鼠李糖脂质量分数0.001％～0.005％，可以将油湿表面变成水湿，完成润湿性反转。对于以上提及的纳米颗粒浓度的生物基纳米流体，与岩石表面接触时间大约控制在24～48h左右，可以最大程度地改变润湿性。
综上所述，本发明的技术是一种针对低渗透油藏采油的全新生物基纳米流体驱油技术，本发明的生物基纳米流体注入地层之后，其中含有的生物表面活性剂可以降低油水之间的界面张力，而纳米颗粒会在岩石/水相/原油的三相接触区域形成楔形膜层，在楔形结构压力的作用下，吸附在岩石表面的小油滴会被“铲离”，结合纳米流体所带来的润湿性反转、纳米颗粒高表面能的吸附剥离等作用，实现提高原油采收率的目的。并且，本发明的生物基纳米流体体系制备方法简单易操作，所使用生物表面活性剂的量少，绿色环保无污染，对地下储层的破坏小，环保高效，具有很大的应用前景。
附图说明
图1显示直接观察生物基纳米流体的稳定情况。
图2A-图2C显示紫外可见分光光度分析生物基纳米流体的稳定性。
图3A-图3B显示生物基纳米流体对岩石表面润湿性的影响。
图4A-图4D显示生物基纳米流体对岩石内部润湿性的影响。
图5A-图5B显示生物基纳米流体自动驱油效果。
图6A-图6B显示生物基纳米流体对玻璃微观模型的驱油结果。
图7A-图7D显示生物基纳米流体驱替前后玻璃微观模型的驱油效果和残余油分布。
图8A-图8B显示生物基纳米流体在岩心驱替实验的驱油效果。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图与实施例对本发明作进一步地详细描述。
实施例1、本发明的生物基纳米流体的稳定性分析
本发明中，生物基纳米流体自身的稳定性决定了应用前景。其中纳米颗粒的浓度与生物表面活性剂的浓度对整个体系稳定性的影响最大。
1、宏观观测纳米流体的稳定情况
本发明中，宏观直接观测的具体方法为：将NaCl溶于去离子水中，配制30000mg/L的模拟地层水，将不同质量的鼠李糖脂溶于模拟地层水中，质量浓度分别是15，30，60mg/L，以及空白对照，各300mL。称量不同质量的SiO2纳米颗粒：50，100，500mg，加入100mL的生物表面活性剂溶液中，进行超声震荡处理。超声频率400W的条件下，间隔时间1min，处理时间1min，总共超声处理15min，最终配制成12组均匀的纳米悬浮液体系。
每组样品取样10mL，加入样品管中，静置保存，然后在第1天，第5天，第7天，第10天的时候观测记录样品的状态，用高清照相机保存。
本实施例中，不同浓度的纳米颗粒与不同含量鼠李糖脂都会对纳米悬浮体系的稳定性产生影响。从图1中可以发现，纳米颗粒浓度为5000mg/L样品的稳定性很差。发明人的初步分析认为，由于纳米颗粒本身尺寸很小，在水相中会做布朗运动，在一定程度上会削弱由于重力作用而引发的沉降效应。但是当纳米颗粒浓度过高的时候，颗粒与颗粒之间互相发生碰撞的概率就会升高，发生团聚的可能性就会大大增加，进而导致沉降，体系的整体稳定性遭到了破坏。
除了纳米颗粒的浓度之外，生物表面活性剂的含量也会影响生物基纳米流体的稳定性。根据图1展示，向SiO2纳米流体中加入鼠李糖脂可以增强体系的稳定性。发明人的初步分析认为，本实施例中所使用的SiO2纳米颗粒没有经过化学修饰，因此表面被羟基覆盖，在水相中表面带有负电荷。鼠李糖脂属于阴离子表面活性剂。在静电力的作用下，鼠李糖脂的含量变化会影响SiO2纳米颗粒在连续相中的相互作用。而过量的鼠李糖脂会导致体系的不稳定，加快纳米颗粒的团聚和沉降速率。当鼠李糖脂的浓度接近临界胶束浓度的时候，体系稳定性最佳。
2、吸光度检验纳米流体的稳定性
除了宏观观测之外，还可以使用紫外可见分光光度计来分析体系中纳米颗粒的变化。图2A-图2C所示分别为吸光度检测不同颗粒浓度的纳米流体不稳定性的机理。纳米流体的不稳定性主要原因是纳米颗粒的尺寸效应导致表面能极高，彼此之间相互碰撞吸引发生团聚现象。在这个过程中会导致体系吸光度发生改变，通过这种改变可以检验纳米流体的体系不稳定性。
在400nm的波长条件下，不同纳米流体的吸光度变化情况已经显示在图2A-图2C中。所得到的结果与宏观观测结果基本吻合。500mg/L颗粒浓度(图2A)的纳米流体，在实验期间的样品的吸光度在0.085～0.095，变化比较小，体系稳定性保持比较好。而5000mg/L颗粒浓度(图2C)的样品的稳定性最差，吸光度的变化比较大，从0.46到0.65，吸光度增加比较快，说明体系中发生颗粒聚结造成吸光度增加。与前两者相比，1000mg/l浓度(图2B)的纳米流体吸光度则变化居中。另外，各自比较同一颗粒浓度的三组不同样品，当鼠李糖脂的浓度接近临界胶束浓度(CMC＝30mg/L)的时候，在各自对应的颗粒浓度中变化最小，体系稳定性维持在最佳状态。
实施例2、生物基纳米流体对岩石表面润湿性的影响
润湿性的改变是提高采收率的重要机理之一。低渗透储层的孔隙孔喉尺寸很小，地层结构非常复杂，这就导致原油流动性差，大量的原油吸附在孔隙壁，狭小孔喉的位置，因此岩层润湿性属于油湿性。油湿性地层会限制驱替水的波及体积，油相渗透率也会降低，因此将油湿地层转变为水湿地层是提高采收率的重要方向之一。纳米颗粒尺寸小，比表面积高，表面能高，因此容易吸附在固体表面。本实施例中所使用的SiO2纳米颗粒没有经过其它修饰，表面覆盖羟基，表现出强亲水性，当纳米流体注入地层中的时候，SiO2会吸附在岩层表面，导致润湿性从油湿状态反转为水湿状态。
本发明中，生物基纳米流体改变固体表面润湿性的过程中，纳米颗粒的浓度和处理时间都会影响润湿性的变化。以不同纳米颗粒浓度配制成一系列样品(100，500，1000，5000，10000)，将原油浸没老化处理好的岩心切片竖直悬挂浸没在纳米流体样品中，处理时间48h。实验结束之后用盐水清洗，以去除岩石可逆性吸附在岩石表面的纳米颗粒。
生物基纳米流体处理完成之后，在处理好的岩片表面滴加20μL去离子水水滴。经过纳米流体的浸没处理，岩片表面的润湿性已经发生了变化，水滴在岩石表面的形态也会有所不同，通过测定接触角，可以判定水滴在固体表面的润湿程度，若接触角越大则证明岩石表面更加趋向油湿，若接触角越小则证明岩石表面趋向水湿。根据之前研究人员的研究总结(Anderson et al，1986)，水滴接触角在0°～75°的范围，表面润湿性属于水湿；水滴接触角在75°～105°的范围，表面润湿性属于中性润湿性；当水滴接触角在105°～180°的范围，表面润湿性属于油湿。图3A中所示，经过纳米流体的处理，岩心片表面的水滴接触角从～130°降低到～30°，油湿转变为水湿，当颗粒浓度超过1000mg/L的时候，接触角不再有降低的趋势，可以推测当颗粒浓度过高的时候，固体表面会出现很多颗粒沉积，经过冲洗之后很容易被洗脱。结合之前对稳定性的分析比较，全新的生物基纳米流体的颗粒浓度不超过1000mg/L。
本发明中，生物基纳米流体改变岩石表面润湿性需要一定处理时间，图3B表示的是颗粒浓度为1000mg/L的生物基纳米流体处理效果，在一定的时间间隔取出岩心片样品，测量水滴润湿性。随着时间的变化，生物基纳米流体对岩石表面润湿性的改变程度逐渐增大，反应在接触角的变化上。在处理初期，油湿岩片表面的润湿性变化最快，在24h内接触角从～130°降低到～30°，之后保持稳定。而在24h之内生物基纳米流体基本处于相对稳定的状态，润湿性的变化是由于纳米颗粒在油湿岩石表面吸附所导致的。
实施例3、生物基纳米流体对岩石内部润湿性的影响
本发明中，生物基纳米流体除了对岩石表面润湿性有所改变之外，对内部润湿性的效果也非常明显，这个可以通过自渗吸水实验得到验证。
固体岩石的润湿性，决定了流体在岩石孔隙中的流动状态，纳米流体处理前后，岩心片的自动吸水能够出现变化，则说明岩石内部的渗透率有所改变。将纳米流体处理前后的岩心，冲洗烘干，然后悬挂浸没在去离子水中，在毛细作用下去离子水会被自动吸入到岩石的孔隙孔道中，在这个自动吸水的过程中，用精密电子天平称量岩心片的质量变化，直到不再岩心片样品饱和为止，不再有水被吸入，此时样品质量保持不变。若岩石内部孔壁表面水湿状态越强，则吸水量与吸水速率都会升高，反之若油湿状态强，则吸水量和吸水速率就会降低。图4A-图4D中，分别评价了纳米颗粒的浓度与鼠李糖脂的加入对纳米流体改变岩石内部润湿性能力的影响。
纳米流体浸没岩片的过程中，流体通过渗流运动进入岩心孔隙中，同时纳米颗粒也随之进入，从而改变岩石内部的润湿性。如图4A-图4D所示，不同浓度的纳米流体，改变岩石内部润湿性的能力不同。其中ΔMw表示岩心前后的质量变化，即某个时间点的吸水量，MwT表示在平衡状态下岩石样品的总吸水量。在浓度在1000mg/L以下的时候，增加颗粒浓度可以增强岩石样品的吸水能力，从油湿到水湿改变润湿性的能力是增强的。而当颗粒浓度超过1000mg/L的时候，吸水能力有所减弱。
实施例4、生物基纳米流体提高原油采收率评价实验
1、自动驱油实验
与传统驱替剂相比，纳米流体驱油的一个显著特点就是在结构分离压力的作用下，纳米流体可以自动剥离吸附在岩石表面的原油。本发明利用纳米流体的自动剥离原油的特点，利用Amott-Harvey cell仪器，对这种自动驱油的性质进行研究表征。
Amott-Harvey cell仪器，容器上面是带有刻度的玻璃管。使用的时候在容器中加入生物基纳米流体，然后将原油老化好的岩心柱浸没其中。被自动驱离的原油就会在浮力的作用下上浮，进入带有标记的玻璃管中，通过上面的刻度读数记录驱离原油的量，由此证明纳米流体自动驱油的效果。
图5A和图5B分别显示了不同浓度的生物基纳米流体的自动驱油效率和鼠李糖脂的加入对纳米流体自动驱油的影响。图5A中，生物基纳米流体的颗粒浓度从100-10000mg/L。对于纯生物表面活性剂而言，几乎没有自动驱油效果，随着纳米颗粒浓度的增加，自动驱油量也越来越多，直颗粒浓度达到1000mg/L，颗粒浓度1000mg/L的纳米流体表现出较好的自动驱油效果。当颗粒浓度过高时候，因为颗粒的团聚现象，纳米流体不稳定，反倒影响了自动驱油效果。另外，图5A中显示，在驱油前期阶段，纳米流体的颗粒浓度越高，驱油速率就越快，但随着时间的推移，浓度过高的缺点逐渐显露出来。
图5B中所示，选择1000mg/L浓度的纳米流体，单纯比较纯SiO2纳米流体和生物基纳米流体两者的自动驱油效果。生物基纳米流体的自动驱油效果明显高于纯纳米流体，由此可以看出，在生物基纳米流体中，生物表面活性剂的作用不仅在于增强纳米颗粒在体系中的稳定性，还可以增强纳米流体的驱油效果，在提高原油采收率方面，生物表面活性剂与纳米颗粒之间存在协同作用。
2、微观模型实验
本发明使用玻璃微观模型进行驱油实验，目的是更加直观地表明生物基纳米流体的驱油效果。以下为微观模型的驱油过程：
(1)用二氯甲烷与去离子水反复清洗玻璃微观模型以去除模型中的杂质；
(2)500℃的马弗炉中灼烧，将残余有机物彻底除去，然后冷却到室温；
(3)向模型中注入30000mg/L的氯化钠溶液过量，直到彻底饱和；
(4)向模型中注入原油取代模拟地层水，直到不再有水被驱离出来，证明微观模型中的孔道已经充满原油；
(5)再向原油老化好的模型中注入模拟地层水10PV，此过程模拟一次水驱的操作；
(6)一次水驱之后，再将生物表面活性剂溶液注入微观模型中，注入量为0.5PV。
(7)完成生物表面活性剂的注入之后，再向模型中注入模拟地层水10PV，此过程是模拟二次水驱的操作。
注意，以上所有操作的注入速率均保持在0.005mL/min。
完成以上步骤，可以得到生物表面活性剂在玻璃微观模型中的驱油效果。另外，为了检验本发明的生物基纳米流体，接下来的实验中，只需要将以上操作中的生物表面活性剂，换成生物基纳米流体，其它步骤重复，即可得到生物基纳米流体的驱油效果。比较两种不同驱替剂的驱油效果。
在图6A中展示的是水驱、生物表面活性剂驱替和生物基纳米流体驱替的驱油效果比较。结果表明，在注入水量达到1PV之后，驱油量基本已经达到极限，继续水驱也不会有显著提高，这是因为水路被疏通之后，驱替水就会直接从疏通的孔隙中通过，基本不会再有更多的残余油被驱离出来。生物表面活性剂驱替之后，驱油量明显增加，当时增加量不大。原油回收率从60％上升到65％。当改用生物基纳米流体之后，原油回收率则从60％提高到73％，驱油效果非常显著。
为了更加直观地比较生物基纳米流体与生物表现活性剂的驱油效果，本发明又设计了一组实验操作。
(1)准备好原油老化处理好的玻璃微观模型。
(2)用30000mg/L的盐水进行水驱驱油，注入量为5PV。
(3)一次水驱之后，将生物表面活性剂注入微观模型中，注入量5PV。
(4)生物表面活性剂驱油之后，再向玻璃微观模型中注入生物基纳米流体，注入量5PV。
图6B中，显示的是三种驱油剂的驱油效果比较。对于水驱操作而言，当注水量达到1-2PV的时候，驱油量基本不再有所增加，这是因为水路贯通之后，后续的注入水基本上从贯通的水路经过，对于吸附在孔壁和封堵在“死区”的残余油很难驱离出来。在水驱不再起作用的前提下，采用生物表面活性剂驱替，原油回收率明显提高，从水驱的60％增加到了65％。这是因为生物表面活性剂可以降低油水界面张力，有助于原油在水相中的分散。但是对于一些“死区”中残余油的效果还是不够明显。在生物表面活性剂驱油效果不再提高的时候，注入生物基纳米流体，原油回收率继续增加，从生物表面活性剂驱的65％增加到最后的75％。图7A到图7D直观地显示出驱油效果的比较。图7A、图7B、图7C、图7D分别表示原油老化、盐水驱替、生物表面活性剂驱替和生物基纳米流体驱替之后的某一固定区域的残余油变化示意图。图7A到图7B，是盐水驱替导致一定数量的原油被驱离出来，水路被疏通，但是依旧有大量的残余油吸附在孔壁和“死区”缝隙中难以驱离。改为注入生物表面活性剂之后，疏通的水路变宽，一些吸附原油分散在水相中，从图7C中可以很明显地看出，原油回收率显著提高。经过生物表面活性剂的驱替之后，大部分残余油被驱离出来，如图7C中红色圆圈所示，在一些“死区”中和驱替液难以波及的区域，依旧存在相当含量的残余油。在此基础上注入生物基纳米流体，驱油效果明显改善，图7C到图7D的变化中，原本圈闭在“死区”中的残余油被成功地驱离出来，吸附在孔隙壁的油膜逐渐变薄，驱替液的波及范围也有所提高，原油回收率从65％上升至75％。
3、岩心驱替实验
本发明通过岩心驱替实验，证明生物基纳米流体在提高低渗透油藏原油采收率中的应用前景。具体步骤如下。
(1)贝雷岩心柱，气测渗透率40mD，长100mm，直径25mm。
(2)饱和盐水：将岩心柱放到广口瓶中，真空泵抽真空24h，然后打开连通外界阀门，在内外压力差的作用下让模拟地层水(30000mg/L的盐水)进入广口瓶中，测量饱和前后的岩心柱质量差，计算岩心柱的孔隙度。
(3)将盐水饱和好的岩心柱放入岩心夹持器中，加环压3atm固定。向其中注入原油，注入速率0.1mL/min，注入量10PV，采出液中不再含水，记录采出水的体积，计算束缚水饱和度。
(4)完成原油注入之后，调整温度为55℃，在此温度条件下保持7天，让岩心柱充分老化。
(5)岩心柱老化完成之后，进行水驱实验。以模拟地层水(30000mg/L的盐水)为注入水，注入速率0.1mL/min，注入量5PV，直到采出液中不再含油，记录出油量。
(6)以上实验步骤不变，用生物基纳米流体替换生物表面活性剂，记录出油量。
图8A所示，驱替实验原油回收率示意图。很明显，生物基纳米流体的驱油效果明显优于生物表面活性剂。而对于复杂地层的低渗透岩层而言，颗粒浓度500mg/L的纳米流体的效果，反倒优于1000mg/L颗粒浓度的纳米流体。生物基纳米流体的使用，让二次水驱的驱油效率提高了10％以上，其中500mg/L的纳米流体水驱采收率16％，1000mg/L纳米流体提高13％。
图8B中显示的是驱替液处理前后的压力变化。图中所示，生物基纳米流体驱替之后，注入压力会急剧升高，这是因为纳米颗粒的存在，会在小孔道孔喉位置堵塞，这种效应与纳米颗粒的浓度相关，1000mg/L颗粒浓度的纳米流体带来的压力增加更明显。随后，纳米流体的显著的驱油作用下，岩心柱中的残余原油被驱离出来，注入压力又快速下降。注入鼠李糖脂，对压力的变化不大，随着原油的采出，注入压力略有下降。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种生物基纳米流体组合物，其包括鼠李糖脂生物表面活性剂和SiO2纳米颗粒，其中，SiO2纳米颗粒与鼠李糖脂生物表面活性剂的质量比为50～500∶1～5。
2.根据权利要求1所述的生物基纳米流体组合物，其中，SiO2纳米颗粒与鼠李糖脂生物表面活性剂的质量比为50～100∶1～5。
3.根据权利要求1所述的生物基纳米流体组合物，其中，SiO2纳米颗粒的平均粒径为10～20nm。
4.根据权利要求1所述的生物基纳米流体组合物，其还包括配制流体的水；优选地，所述水为矿化度20000～30000mg/L的水。
5.权利要求1～4任一项所述的生物基纳米流体组合物在提高油藏采油率和/或降低油藏采油时注入压力中的应用；优选地，所述油藏为低渗透油藏。
6.根据权利要求5所述的应用，其中，是将所述生物基纳米流体组合物配制成流体，所述流体中，纳米颗粒的质量分数为500mg/L～1000mg/L，鼠李糖脂的质量分数为10mg/L～50mg/L。
7.根据权利要求6所述的应用，其中，所述流体中，纳米颗粒的质量分数为500mg/L～1000mg/L，鼠李糖脂的质量分数为30mg/L。
8.根据权利要求6所述的应用，其中，采用浓度20000～30000mg/L的盐水配制所述流体。
9.根据权利要求6所述的应用，其中，所述流体为包含鼠李糖脂生物表面活性剂和SiO2纳米颗粒的纳米颗粒悬浮液，配制所述流体时包括超声振荡法分散SiO2纳米颗粒的过程；优选地，超声振荡法中控制超声功率为400W的条件下超声处理1min，休息1min，共处理15min，得到均匀的纳米颗粒悬浮液。
10.一种改变岩石润湿性的方法，该方法包括利用权利要求1～4任一项所述的生物基纳米流体组合物配制的纳米流体处理岩石的过程。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810838339.7A CN109111905B (zh) | 2018-07-17 | 2018-07-17 | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 |
| PCT/CN2019/096366 WO2020015680A1 (zh) | 2018-07-17 | 2019-07-17 | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810838339.7A CN109111905B (zh) | 2018-07-17 | 2018-07-17 | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109111905A true CN109111905A (zh) | 2019-01-01 |
| CN109111905B CN109111905B (zh) | 2021-01-08 |
Family
ID=64863657
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810838339.7A Expired - Fee Related CN109111905B (zh) | 2018-07-17 | 2018-07-17 | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109111905B (zh) |
| WO (1) | WO2020015680A1 (zh) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020015680A1 (zh) * | 2018-07-17 | 2020-01-23 | 中国石油大学(北京) | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 |
| CN110905466A (zh) * | 2019-11-20 | 2020-03-24 | 浙江工业大学 | 一种生物纳乳增产和提高采收率的方法 |
| CN111608623A (zh) * | 2020-04-27 | 2020-09-01 | 夏文杰 | 一种应用于油气资源开采的生物纳米制剂 |
| CN113390759A (zh) * | 2021-04-27 | 2021-09-14 | 清华大学 | 一种基于油藏芯片表征润湿性影响的评价方法 |
| CN115917117A (zh) * | 2020-01-30 | 2023-04-04 | 巴西石油公司 | 纳米流体用于去除来自石油***的岩石样品中的石油和盐的用途 |
| CN116285926A (zh) * | 2022-12-02 | 2023-06-23 | 西安交通大学 | 一种耐高钙镁离子的复合型纳米流体驱油剂及批量制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1320762A (zh) * | 2001-05-14 | 2001-11-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 纳米膜驱油工艺技术 |
| CN1696240A (zh) * | 2005-05-27 | 2005-11-16 | 北京交通大学 | 一种化学驱油剂 |
| CN101735787A (zh) * | 2009-12-22 | 2010-06-16 | 上海大学 | 一种基于纳米材料的水基油田增注剂及其制备方法 |
| CN104531118A (zh) * | 2014-12-25 | 2015-04-22 | 郑州正佳能源环保科技有限公司 | 一种智能纳米驱油剂的制备方法 |
| CN104594859A (zh) * | 2015-01-12 | 2015-05-06 | 中国石油大学(华东) | 一种纳米流体开采致密油油藏的方法 |
| CN106634924A (zh) * | 2016-12-21 | 2017-05-10 | 中国石油大学(华东) | 致密油藏渗吸排油用纳米流体及其制备方法 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100096139A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Frac Tech Services, Ltd. | Method for Intervention Operations in Subsurface Hydrocarbon Formations |
| US9725640B2 (en) * | 2012-04-12 | 2017-08-08 | Chemeor, Inc. | Submicron particles surfactant method for improved oil recovery from subterranean reservoirs |
| CN104845602B (zh) * | 2015-04-02 | 2017-11-24 | 中国石油大学(华东) | 环境友好型超稳定多相泡沫体系及其制备方法 |
| CN109111905B (zh) * | 2018-07-17 | 2021-01-08 | 中国石油大学(北京) | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 |
-
2018
- 2018-07-17 CN CN201810838339.7A patent/CN109111905B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2019
- 2019-07-17 WO PCT/CN2019/096366 patent/WO2020015680A1/zh active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1320762A (zh) * | 2001-05-14 | 2001-11-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 纳米膜驱油工艺技术 |
| CN1696240A (zh) * | 2005-05-27 | 2005-11-16 | 北京交通大学 | 一种化学驱油剂 |
| CN101735787A (zh) * | 2009-12-22 | 2010-06-16 | 上海大学 | 一种基于纳米材料的水基油田增注剂及其制备方法 |
| CN104531118A (zh) * | 2014-12-25 | 2015-04-22 | 郑州正佳能源环保科技有限公司 | 一种智能纳米驱油剂的制备方法 |
| CN104594859A (zh) * | 2015-01-12 | 2015-05-06 | 中国石油大学(华东) | 一种纳米流体开采致密油油藏的方法 |
| CN106634924A (zh) * | 2016-12-21 | 2017-05-10 | 中国石油大学(华东) | 致密油藏渗吸排油用纳米流体及其制备方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 姜成林: "《微生物资源开发利用》", 30 April 2001, 北京:中国轻工业出版社 * |
| 曾贵玉: "《微纳米含能材料》", 30 May 2015, 北京:国防工业出版社 * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020015680A1 (zh) * | 2018-07-17 | 2020-01-23 | 中国石油大学(北京) | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 |
| CN110905466A (zh) * | 2019-11-20 | 2020-03-24 | 浙江工业大学 | 一种生物纳乳增产和提高采收率的方法 |
| CN110905466B (zh) * | 2019-11-20 | 2022-05-20 | 浙江工业大学 | 一种生物纳乳增产和提高采收率的方法 |
| CN115917117A (zh) * | 2020-01-30 | 2023-04-04 | 巴西石油公司 | 纳米流体用于去除来自石油***的岩石样品中的石油和盐的用途 |
| CN111608623A (zh) * | 2020-04-27 | 2020-09-01 | 夏文杰 | 一种应用于油气资源开采的生物纳米制剂 |
| CN113390759A (zh) * | 2021-04-27 | 2021-09-14 | 清华大学 | 一种基于油藏芯片表征润湿性影响的评价方法 |
| CN113390759B (zh) * | 2021-04-27 | 2022-04-22 | 清华大学 | 一种基于油藏芯片表征润湿性影响的评价方法 |
| CN116285926A (zh) * | 2022-12-02 | 2023-06-23 | 西安交通大学 | 一种耐高钙镁离子的复合型纳米流体驱油剂及批量制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2020015680A1 (zh) | 2020-01-23 |
| CN109111905B (zh) | 2021-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109111905A (zh) | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 | |
| Soudmand-asli et al. | The in situ microbial enhanced oil recovery in fractured porous media | |
| Agi et al. | Application of polymeric nanofluid in enhancing oil recovery at reservoir condition | |
| US11434417B2 (en) | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications | |
| CN109233788B (zh) | 一种非常规气藏压裂用纳米乳液助排剂及其制备方法 | |
| MX2011003953A (es) | Metodo para operaciones de intervencion en formaciones de hidrocarburo subterraneas. | |
| CN109135715B (zh) | 微乳纳米压裂增产剂及其制备方法 | |
| CN111253926B (zh) | 一种纳米磁流体驱油压裂液及其制备和使用方法 | |
| Tang et al. | Influence of nanoparticles and surfactants on stability and rheological behavior of polymeric nanofluids and the potential applications in fracturing fluids | |
| Verma et al. | Characterization of nano-Fe2O3-stabilized polymer-free foam fracturing fluids for unconventional gas reservoirs | |
| Khademolhosseini et al. | Micro scale investigation of enhanced oil recovery using nano/bio materials | |
| US11066914B2 (en) | Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration | |
| NO852373L (no) | Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker. | |
| Aurand et al. | Comparison of oil recovery for six nanofluids in Berea sandstone cores | |
| Wang et al. | Experimental study of the mechanism of nanofluid in enhancing the oil recovery in low permeability reservoirs using microfluidics | |
| Wang et al. | Investigation on the interfacial properties of a viscoelastic-based surfactant as an oil displacement agent recovered from fracturing flowback fluid | |
| Earnden et al. | Modulation of the viscosity of guar-based fracking fluids using salts | |
| Wang et al. | Isolated mechanism study on in situ CO2 EOR | |
| Du et al. | Parameter screening study for optimizing the static properties of nanoparticle-stabilized CO2 foam based on orthogonal experimental design | |
| Gong et al. | A study of alkali-silica nanoparticle-polymer (ANP) flooding for enhancing heavy oil recovery | |
| Dordzie et al. | Experimental study on alternating injection of silica and zirconia nanoparticles with low salinity water and surfactant into fractured carbonate reservoirs for enhanced oil recovery | |
| Zhao et al. | Study on the imbibition performance and mechanism of a fracturing fluid and its gel breaking liquid | |
| Zhou et al. | Effect of the SiO2 nanoparticle size on application of enhanced oil recovery in medium-permeability formations | |
| Liu et al. | Mechanism of Nano-depressurization and Injection-Augmenting Technology and Its Application in China’s Oilfields: Recent Advances and Perspectives | |
| Huang et al. | Preparation of amphiphilic Janus nanosheets based on thermally expandable microspheres and evaluation of their physical and chemical properties |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20210108 |