CN114352244B - 一种基于荧光示踪评价不同界面性能纳米粒子提高原油采收率能力的方法 - Google Patents
一种基于荧光示踪评价不同界面性能纳米粒子提高原油采收率能力的方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明涉及纳米驱油技术领域，具体涉及一种基于荧光示踪评价不同界面性能纳米粒子提高原油采收率能力的方法，该方法包括：将具有荧光特征的纳米粒子分别与油相和水相进行混合并测定其最佳激发波长和发光强度，以确定纳米粒子的界面分布倾向和观测最佳光源种类；应用观测荧光的显微镜和观测最佳光源种类观测纳米粒子的乳状液体系中的荧光发光位置，并结合界面分布倾向以判断纳米粒子的界面性质；应用该纳米粒子进行岩心驱替实验或微观模型驱替实验，根据实验结果判断纳米粒子提高原油采收率的能力。本发明提供的方法能够通过荧光特征确定纳米粒子在油水体相中或界面处的分布情况，并通过上述界面性质判断纳米粒子提高原油采收率的能力。
Description
技术领域
本发明涉及纳米驱油技术领域，具体涉及一种基于荧光示踪评价不同界面性能纳米粒子提高原油采收率能力的方法。
背景技术
纳米驱油技术因其具备独特的界面性质而被广泛关注并尝试应用于原油开采的过程中。通过对纳米材料改性可使其具备双亲性质，产生的“自驱动力”能够实现智能找油；同时纳米驱替剂的尺寸足够小，能够基本实现全油藏的波及。
其中，纳米粒子与水相和油相的界面性质对其高效驱油至关重要。纳米粒子可以分散在水相、油相和两相界面处，通常认为纳米粒子分散在油水界面处可促使水和油相形成Pickering乳状液，分散在油-水-岩石界面处有助于岩心的润湿性改变，这两种方式均对原油的采收率提高起到了积极作用。
然而，如何确定纳米粒子在油水体相中或者界面处的分布情况还不明确，这些分布性质如何与纳米粒子的提高原油采收率效果相结合也并不明确。
目前通常使用以下三种方式来研究纳米粒子在油相和水相中的分布位置。
第一种是通过扫描电镜(SEM)或透射电镜(TEM)观测油中或者水中纳米粒子的形态，但此种方式在制片过程中需要烘干流体，再观测纳米粒子，不能直接反映出纳米粒子在两相界面处的情况。
第二种是通过能量色散X射线光谱(EDX)观测纳米粒子存在的位置，但与上述方法相同，测试时需把样品烘干，影响了对其在油、水及界面处分布的判别，同时，使用EDX只能对特定元素的纳米粒子进行观测，该纳米粒子中的其他元素会对图像信号产生干扰，影响了观测的效果。
第三种是有报道称使用染色剂对纳米粒子进行染色，但不同纳米粒子适用的染色剂类型并不清楚，并且很难保证对纳米粒子染色的染料不会扩散在油相或者水相中，这会影响观测者对纳米粒子分布位置的判别。
密苏里科技大学(MUST)的学者Zhang在期刊“Langmuir”上发表了文章“DirectPore-Level Visualization and Verification of In Situ Oil-in-Water PickeringEmulsification during Polymeric Nanogel Flooding for EOR in a TransparentThree-Dimensional Micromodel”，其合成了具有荧光功能的纳米微球，通过激光共聚焦显微镜观测分析分布在水相中的纳米微球乳化原油的过程，实验过程中油相在激光下显现出绿色，纳米微球在激光下呈现出红色，发现在水驱油后注入纳米微球可以继续提高采收率。该方法能够区分出纳米微球在模型中的位置，有助于观测微球与油相间的作用。但是该方法合成的具有荧光特征的纳米微球的尺寸较大(几百纳米)，且文中的实验中没有判断荧光纳米微球存在于油相、水相还是油水界面处，也没有判断荧光纳米微球的界面性质与提高采收率有何种关联。
CN107652256A公开了一种水性荧光示踪剂及其制备方法，该方案提出使用六氢吡啶作为催化剂对水杨醛和丙二酸二乙酯进行缩合反应，将产物在碱性条件下进行水解，并与胺基磺酸盐反应得到水溶性荧光剂，该荧光剂在水溶液中具有良好的荧光特征。但该方案没有使用这些荧光示踪剂来示踪纳米粒子在油相中与水相中的分布情况，也没有提及如何判别纳米粒子在水中或者油中的分散情况对提高原油采收率效果的影响。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有纳米驱油技术存在的纳米粒子在油水体相中或者界面处的分布情况不容易明确，以及该界面分布性质如何与纳米粒子的提高原油采收率效果相结合也并不明确的缺陷。
为了实现上述目的，本发明提供一种基于荧光示踪评价不同界面性能纳米粒子提高原油采收率能力的方法，该方法包括：
(1)将具有荧光特征的纳米粒子与溶剂或表面活性剂进行第一混合，得到混合物I，所述纳米粒子的平均粒径为5nm-100nm；
(2)将所述混合物I与油相进行第二混合，得到油相体系；将所述混合物I与水相进行第三混合，得到水相体系；
(3)分别测定所述油相体系和所述水相体系的最佳激发波长和发光强度，以确定所述纳米粒子的界面分布倾向和观测最佳光源种类；
(4)将所述混合物I与待测油相进行第四混合，得到乳状液体系；
(5)应用观测荧光的显微镜和步骤(3)中得到的所述观测最佳光源种类观测所述乳状液体系中的荧光发光位置，并结合步骤(3)中得到的所述界面分布倾向，以判断所述纳米粒子的界面性质；
(6)应用所述纳米粒子进行岩心驱替实验或微观模型驱替实验，根据实验结果判断所述纳米粒子提高原油采收率的能力；
所述岩心驱替实验包括以下步骤：将岩心抽真空饱和水，记录饱和进入的水的体积V1，再用待测油相驱替水，记录驱替出来的水的体积V2，获得原始含油饱和度＝V2/V1×100％，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液，并在出口处计量产油量V3，计算岩心采收率；
所述岩心采收率的计算公式为：岩心采收率％＝V3/V2×100％；
所述微观模型驱替实验包括以下步骤：用微观注射泵将待测油相注入到微观模型中，通过图像处理软件获得原始饱和油后的总像素点P1，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液，记录驱替完成后的微观模型像素点P2，根据驱替过程中图像的像素点变化计算微观模型采收率；
所述微观模型采收率的计算公式为：微观模型采收率％＝(P1-P2)/P1×100％。
与现有的纳米驱油技术相比，本发明提供的用于评价基于界面荧光示踪的纳米粒子提高原油采收率能力的方法至少具有如下优势：
本发明提供的方法能够通过荧光特征确定纳米粒子在油水体相中或界面处的分布情况，并通过上述界面性质判断纳米粒子提高原油采收率的能力。基于此方法能够快速评价纳米粒子及其与活性剂组成的复合体系的界面性质，为提高原油采收率用化学体系的快速筛选提供了新的思路。
由于目前的现有技术在判断纳米粒子的原油采收率能力时，通常需要将每种纳米粒子分别进行岩心驱替实验或微观模型驱替实验，得到岩心采收率或微观模型采收率，如若效果不佳，还需重新调整纳米粒子的合成配方，再重复上述实验，得到最佳纳米粒子配方的步骤繁琐、效率低下；而本发明提供的方法通过测定同一系列纳米粒子(比如有机的或无机的)中的一种纳米粒子的界面分布倾向，同时测定该纳米粒子的岩心采收率或微观模型采收率，就能得到该纳米粒子的界面分布倾向和原油采收率之间的对应关系，进而能够通过快速测定纳米粒子的界面分布倾向来修正纳米粒子体系配方，获得最佳采收率，避免了重复进行岩心驱替或者微观模型驱替实验的繁琐步骤，相对于现有技术方法能够显著提高获得最佳采收率用纳米粒子的效率。
本发明的其它特征和优点将通过随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
图1为本发明制备例1制得的纳米粒子S1在水中的吸收光谱图；
图2为本发明制备例2制得的纳米粒子S2在油中的吸收光谱图；
图3为纳米粒子S1在激光共聚焦显微镜观测下的发光情况图；
图4为纳米粒子S2在激光共聚焦显微镜观测下的发光情况图；
图5为应用纳米粒子S1和纳米粒子S2进行岩心驱替实验的结果比较图。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明中，所述荧光示踪是指所用的纳米粒子具有荧光性，能够在不同波长的透射光照射下呈现出相应的颜色。
本发明中，所述原油采收率是指用不同化学体系驱替模型中的原油，驱替出来的量占模型中总油量的百分比。
本发明中，所述界面性质是指驱替介质(纳米粒子)在水中和油中的分布能力，本发明提供的方法是通过纳米粒子在水中和油中的荧光特征来确定其界面性质。
如前所述，本发明提供了一种基于荧光示踪评价不同界面性能纳米粒子提高原油采收率能力的方法，该方法包括：
(1)将具有荧光特征的纳米粒子与溶剂或表面活性剂进行第一混合，得到混合物I，所述纳米粒子的平均粒径为5nm-100nm；
(2)将所述混合物I与油相进行第二混合，得到油相体系；将所述混合物I与水相进行第三混合，得到水相体系；
(3)分别测定所述油相体系和所述水相体系的最佳激发波长和发光强度，以确定所述纳米粒子的界面分布倾向和观测最佳光源种类；
(4)将所述混合物I与待测油相进行第四混合，得到乳状液体系；
(5)应用观测荧光的显微镜和步骤(3)中得到的所述观测最佳光源种类观测所述乳状液体系中的荧光发光位置，并结合步骤(3)中得到的所述界面分布倾向，以判断所述纳米粒子的界面性质；
(6)应用所述纳米粒子进行岩心驱替实验或微观模型驱替实验，根据实验结果判断所述纳米粒子提高原油采收率的能力；
所述岩心驱替实验包括以下步骤：将岩心抽真空饱和水，记录饱和进入的水的体积V1，再用待测油相驱替水，记录驱替出来的水的体积V2，获得原始含油饱和度＝V2/V1×100％，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液，并在出口处计量产油量V3，计算岩心采收率；
所述岩心采收率的计算公式为：岩心采收率％＝V3/V2×100％；
所述微观模型驱替实验包括以下步骤：用微观注射泵将待测油相注入到微观模型中，通过图像处理软件获得原始饱和油后的总像素点P1，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液，记录驱替完成后的微观模型像素点P2，根据驱替过程中图像的像素点变化计算微观模型采收率；
所述微观模型采收率的计算公式为：微观模型采收率％＝(P1-P2)/P1×100％。
本发明对溶剂的具体种类没有特别的要求，示例性地，在步骤(1)中，所述溶剂可以为水、乙醇、甲苯、丙酮中的至少一种。
本发明对表面活性剂的具体种类没有特别的要求，示例性地，在步骤(1)中，所述表面活性剂可以为阳离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、两性表面活性剂；优选地，所述表面活性剂可以为十六烷基三甲基溴化铵、烷基苯磺酸盐、辛基苯基聚氧乙烯醚、烷基甜菜碱。
优选地，在步骤(1)中，所述纳米粒子为由包括以下步骤的方法制备得到的纳米粒子：
将组合I和溶液II进行第一反应，得到所述纳米粒子；
所述组合I为选自以下组合中的任意一种：含量质量比为1：5-7的吐氏酸和间苯二胺的组合，含量质量比为1：1-2的邻苯二胺和柠檬酸的组合，含量质量比为1：5-8的乙二胺和柠檬酸的组合，含量质量比为1：1-2的间苯二胺和柠檬酸的组合；
所述溶液II选自水、乙醇、甲苯、二甲基甲酰胺(DMF)中的至少一种。
优选地，所述第一反应的条件至少满足：温度为120-200℃，时间为10-48h。
优选地，所述第一反应的条件至少满足：所述组合I和所述溶液II的用量质量比为1：10-100。
示例性地，所述第一反应可以在反应釜中进行。
根据一种特别优选的具体实施方式，制备所述纳米粒子的步骤包括：
将组合I(用量质量比为1：5-8的乙二胺和柠檬酸)分散于30mL的去离子水中(所述组合I和所述去离子水的用量质量比为1：10-100)，在20-30℃、20-40KHz下超声5-15min，得到混合均匀的溶液；将所述溶液置于聚四氟乙烯反应釜中，并将反应釜置于120-200℃的鼓风干燥箱中反应10-48h，得到所述纳米粒子。
优选地，在步骤(1)中，所述第一混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为5-20min，搅拌转速为100-500r/min。
优选地，在步骤(1)中，所述纳米粒子与所述溶剂的用量质量比为1：1-20，所述纳米粒子与所述表面活性剂的用量质量比为1：0.1-10。
优选地，在步骤(2)中，所述第二混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为5-20min，搅拌转速为100-500r/min。
优选地，在步骤(2)中，所述第三混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为5-20min，搅拌转速为100-500r/min。
优选地，在步骤(2)中，所述混合物I与所述油相的用量体积比为1：10-100，所述混合物I与所述水相的用量体积比为1：10-100。
优选地，在步骤(3)中，所述最佳激发波长测定的操作包括：在10-30℃下，应用荧光光谱仪测定待测溶液的最佳激发波长。
本发明中，在步骤(3)中，所述界面分布倾向是指纳米粒子倾向于分散在水中或者油中。
本发明中，在步骤(3)中，纳米粒子在不同波长的透射光照射下呈现出不同的发光强度，从中选择针对该纳米粒子观测效果最好的光源种类，即为所述观测最佳光源种类。示例性地，常用的光源可以为红色、绿色、蓝色。
在光致发光光谱图中，纵坐标代表发光强度，发光强度最大(峰值对应的纵坐标)的入射光波长即为最佳发射波长，峰值点对应的横坐标为最佳激发波长。依据最佳激发波长来确定使用的光源，根据纳米粒子在不同流体中的发光强度确定其在该流体中的界面倾向。
根据一种特别优选的具体实施方式，本发明提供的方法的步骤(3)包括以下步骤：
将纳米粒子分别分散在水相和油相中，使用荧光光谱仪分别测试其在水相和油相中的光致发光光谱图，比较不同入射光波长下的发光强度，发光强度越强，证明纳米粒子越容易分散在该流体中，最大发光强度的入射光对应的横坐标即为最佳激发波长，可依据此选择后续步骤中使用的光源类型。
优选地，在步骤(4)中，所述第四混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为3-10min，搅拌转速为100-500r/min。
优选地，在步骤(4)中，所述混合物I与所述待测油相的用量体积比为1：0.1-2。
本发明中，在步骤(4)中，所述第四混合的操作也可以为摇匀。
本发明中，在步骤(4)中，所述待测油相示例性地可以为模拟油或原油，所述模拟油为煤油和/或烷烃化合物，所述原油为取自油田采油井中的脱水原油。
本发明中，在步骤(5)中，所述观测荧光的显微镜示例性地可以为激光共聚焦显微镜和/或荧光体视显微镜，优选为激光共聚焦显微镜。
根据一种特别优选的具体实施方式，本发明提供的方法的步骤(5)包括以下步骤：
将步骤(4)中得到的油水分散体系(乳状液体系)滴在载玻片上，选择步骤(3)中确定的最佳光源进行照射，纳米粒子会呈现出与油水不同的颜色，根据颜色判断纳米粒子在水中、油中或者界面处。
优选地，在步骤(6)中，所述岩心驱替实验的条件包括：温度为20-100℃，所述水为矿化度为0-10000ppm的模拟盐水，所述待测油相为模拟油或原油，含有所述纳米粒子的水溶液的浓度为0.05-1质量％。
优选地，在步骤(6)中，所述微观模型驱替实验的条件包括：温度为10-30℃，所述待测油相为模拟油或原油，含有所述纳米粒子的水溶液的浓度为0.05-1质量％。
本发明中，在步骤(6)中，所述岩心驱替实验中所用的岩心示例性地可以为天然岩心、人造岩心或者填砂模型。所述微观模型驱替实验中所用的微观模型示例性地可以为玻璃模型或聚二甲基硅氧烷(PDMS)模型。
本发明中，在步骤(6)中，所述抽真空饱和水是指：将岩心放在夹持器中，夹持器的一端连接在真空泵上进行抽真空处理，另一端连接在水中，待岩心内部为真空状态后，打开另一端阀门，使得水自吸到岩心内部进行饱和水处理。
本发明中，在步骤(6)中，所述出口处是指岩心夹持器的出口端。夹持器的一端连接注入纳米粒子流体的泵，另一端连接的是出口。
本发明中，在步骤(6)中，注入含有纳米粒子的水溶液的体积示例性地可以为2倍岩心的孔隙体积。
根据一种优选的具体实施方式，所述用于评价基于界面荧光示踪的纳米粒子提高原油采收率能力的方法包括以下步骤：
(1)在10-30℃、100-500r/min下，将具有荧光特征的纳米粒子与溶剂或表面活性剂混合5-20min，得到混合物I，所述纳米粒子的平均粒径为5nm-100nm；
(2)在10-30℃、100-500r/min下，将所述混合物I与油相混合5-20min，得到油相体系；在10-30℃、100-500r/min下，将所述混合物I与水相混合5-20min，得到水相体系；
(3)在10-30℃下，应用荧光光谱仪分别测定所述油相体系和所述水相体系的最佳激发波长和发光强度，以确定所述纳米粒子的界面分布倾向和观测最佳光源种类；
(4)在10-30℃、100-500r/min下，将所述混合物I与待测油相混合3-10min，得到乳状液体系；
(5)应用激光共聚焦显微镜和步骤(3)中得到的所述观测最佳光源种类观测所述乳状液体系中的荧光发光位置，并结合步骤(3)中得到的所述界面分布倾向，以判断所述纳米粒子的界面性质；
(6)应用所述纳米粒子进行岩心驱替实验或微观模型驱替实验，根据实验结果判断所述纳米粒子提高原油采收率的能力；
所述岩心驱替实验包括以下步骤：在20-100℃下，将岩心抽真空饱和水，记录饱和进入的水的体积V1，再用待测油相驱替水，记录驱替出来的水的体积V2，获得原始含油饱和度＝V2/V1×100％，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液(浓度为0.05-1质量％)，并在出口处计量产油量V3，计算岩心采收率；所述水为矿化度为0-10000ppm的模拟盐水，所述待测油相为模拟油或原油；
所述岩心采收率的计算公式为：岩心采收率％＝V3/V2×100％；
所述微观模型驱替实验包括以下步骤：在10-30℃下，用微观注射泵(例如购自美国哈佛仪器Harvard Apparatus公司的型号为PHD Ultra 2000的微观注射泵)将待测油相注入到微观模型中，通过图像处理软件获得原始饱和油后的总像素点P1，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液(浓度为0.05-1质量％)，记录驱替完成后的微观模型像素点P2，根据驱替过程中图像的像素点变化计算微观模型采收率；所述待测油相为模拟油或原油；
所述微观模型采收率的计算公式为：微观模型采收率％＝(P1-P2)/P1×100％。
发明人发现，在该优选的实施方式下，本发明提供的方法能够更好地通过荧光特征确定纳米粒子在油水体相中或界面处的分布情况，并通过上述界面性质判断评价纳米粒子提高原油采收率的能力。
以下将通过实例对本发明进行详细描述。
以下实例中，在没有特别说明的情况下，涉及到的实验仪器和原料均为市售品。
实验仪器
荧光光谱仪：FS5，天美(中国)科学仪器有限公司(爱丁堡)；
激光共聚焦显微镜：IX83倒置显微镜配备Yokogawa CSU-X1共聚焦单元，Olympus公司；
透射电镜：JEM-2100，日本电子株式会社(JEOL)。
原料
乙二胺：北京化工厂；
间苯二胺：福晨(天津)化学试剂有限公司；
柠檬酸：天津光复科技有限公司；
二甲基甲酰胺：福晨(天津)化学试剂有限公司；
煤油：北京化工厂。
以下实例中，在没有相反说明的情况下，所用的待测油相均相同且为45℃下黏度为10mPa.s的原油，来自大庆油田。
制备例1
按照如下方法制备纳米粒子S1，该方法包括：
将0.1g的乙二胺和0.8g的柠檬酸分散于30mL的去离子水中，在25℃、25KHz下超声10min，得到混合均匀的溶液；将所述溶液置于聚四氟乙烯反应釜中，并将反应釜置于150℃的鼓风干燥箱中反应12h后，倒出剩余溶液在80℃的加热皿上烘干，得到纳米粒子S1。
通过透射电镜观测得到纳米粒子S1的平均粒径为5-10nm。
制备例2
按照如下方法制备纳米粒子S2，该方法包括：
将0.2g的间苯二胺和0.35g的柠檬酸分散于30mL的二甲基甲酰胺中，在25℃、25KHz下超声10min，得到混合均匀的溶液；将所述溶液置于聚四氟乙烯反应釜中，并将反应釜置于200℃的鼓风干燥箱中反应10h后，倒出剩余溶液在80℃的加热皿上烘干，得到纳米粒子S2。
通过透射电镜观测得到纳米粒子S2的平均粒径为5-10nm。
实施例1
按照如下方法基于荧光示踪评价纳米粒子S1提高原油采收率的能力，该方法包括：
(1)在25℃、300r/min下，将0.5g纳米粒子S1与乙醇按质量比1：10混合10min，以得到纳米粒子S1溶液；
(2)在25℃、300r/min下，将所述纳米粒子S1溶液分别与煤油、水混合10min，所述纳米粒子S1溶液与煤油的用量体积比为1：100，所述纳米粒子S1溶液与水的用量体积比为1：100，分别得到油相体系和水相体系；
(3)在25℃下，应用荧光光谱仪分别测定所述油相体系和所述水相体系的最佳激发波长和发光强度，其中，纳米粒子S1在水相体系中的最佳激发波长为340nm，发光强度为1.1×106，而在油相体系中淬灭，从而确定纳米粒子S1更倾向分布在水相中，且最佳激发波长为340nm；
(4)在25℃、300r/min下，将所述纳米粒子S1溶液与待测油相混合10min，所述纳米粒子S1溶液与待测油相的用量体积比为1：1，得到乳状液体系；
(5)将步骤(4)得到的乳状液体系滴在载玻片上，选择步骤(3)中确定的最佳激发波长340nm进行照射，纳米粒子S1呈现出蓝色，根据图像中蓝色的位置即可判断纳米粒子S1存在于水中；
(6)应用纳米粒子S1进行岩心驱替实验，所述岩心驱替实验包括以下步骤：
本实验在45℃的恒温箱中进行，选取气测渗透率为100mD的岩心(来自大庆油田生产取芯井取芯)，将岩心抽真空饱和氯化钠含量为0.5质量％的盐水，记录饱和进入的水的体积V1，再用待测油相驱替水，记录驱替出来水的体积V2，获得原始含油饱和度＝V2/V1×100％，然后注入含有纳米粒子S1的水溶液(浓度为1质量％)，体积为2倍岩心的孔隙体积，并在出口处计量产油量V3，计算岩心采收率；
纳米粒子S1的岩心采收率％＝V3/V2×100％。
实验结果：
V1＝16.4mL，V2＝12.2mL，V3＝＝4.61mL；
原始含油饱和度＝V2/V1×100％＝74.4％；
纳米粒子S1的岩心采收率％＝V3/V2×100％＝37.8％。
实施例2
按照如下方法基于荧光示踪评价纳米粒子S2提高原油采收率的能力，该方法包括：
(1)在25℃、300r/min下，将0.5g纳米粒子S2与二甲基甲酰胺按质量比1：10混合10min，以得到纳米粒子S2溶液；
(2)在25℃、300r/min下，将所述纳米粒子S2溶液分别与煤油、水混合10min，所述纳米粒子S2溶液与煤油的用量体积比为1：100，所述纳米粒子S2溶液与水的用量体积比为1：100，分别得到油相体系和水相体系；
(3)在25℃下，应用荧光光谱仪分别测定所述油相体系和所述水相体系的最佳激发波长和发光强度，其中，纳米粒子S2在油相体系中的最佳激发波长为390nm，发光强度为5.2×105，而在水相体系中淬灭，从而确定纳米粒子S2更倾向分布在油相中，最佳激发波长为390nm；
(4)在25℃、300r/min下，将所述纳米粒子S2溶液与待测油相混合10min，所述纳米粒子S2溶液与待测油相的用量体积比为1：1，得到乳状液体系；
(5)将步骤(4)得到的乳状液体系滴在载玻片上，选择步骤(3)中确定的最佳激发波长390nm进行照射，纳米粒子S2呈现出蓝色，根据图像中蓝色的位置即可判断纳米粒子S2存在于油水界面处；
(6)应用纳米粒子S2进行岩心驱替实验，所述岩心驱替实验包括以下步骤：
本实验在45℃的恒温箱中进行，选取气测渗透率为100mD的岩心(来自大庆油田生产取芯井取芯)，将岩心抽真空饱和氯化钠含量为0.5质量％的盐水，记录饱和进入的水的体积V1，再用待测油相驱替水，记录驱替出来水的体积V2，获得原始含油饱和度＝V2/V1×100％，然后注入含有纳米粒子S2的水溶液(浓度为1质量％)，体积为2倍岩心的孔隙体积，并在出口处计量产油量V3，计算岩心采收率；
纳米粒子S2的岩心采收率％＝V3/V2×100％。
实验结果：
V1＝16.8mL，V2＝12.5mL，V3＝＝5.24mL；
原始含油饱和度＝V2/V1×100％＝74.4％；
纳米粒子S2的岩心采收率％＝V3/V2×100％＝41.9％。
结果分析如下：
图1和图2分别为纳米粒子S1和纳米粒子S2的吸收光谱图。从图1和图2可知，两种纳米粒子的最佳激发波长分别为340nm和390nm，最佳发射波长均为440nm。
图3和图4分别为纳米粒子S1和纳米粒子S2在激光共聚焦显微镜观测下的发光情况图。从图3和图4可以看出，两种纳米粒子在激光共聚焦显微镜观测下显现出不同特征。
具体地，图中的蓝色标志着纳米粒子的存在位置，图3中的蓝色区域分布在水相中，油相为黑色，表明纳米粒子S1分布在水相中，为亲水纳米粒子；图4中的蓝色区域分布在油水界面处，水相和油相均为黑色，表明纳米粒子S2分布在油水界面处。由此可知纳米粒子S1和纳米粒子S2在油相、水相和油水界面处具有不同的分布特征。
图5为应用纳米粒子S1和纳米粒子S2进行岩心驱替实验的结果比较图。从图5可以看出，纳米粒子S2的岩心驱油效果更好，采收率为41.9％，而纳米粒子S1的采收率为37.8％。结果表明，相比于分布在水相中的纳米粒子S1，分布在油水界面处的纳米粒子S2提高原油采收率的能力更高。
从以上结果可以看出，本发明提供的用于评价基于界面荧光示踪的纳米粒子提高原油采收率能力的方法能够通过荧光特征确定纳米粒子在油水体相中或界面处的分布情况，并通过上述界面性质判断纳米粒子提高原油采收率的能力。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种基于荧光示踪评价不同界面性能纳米粒子提高原油采收率能力的方法，其特征在于，该方法包括：
(1)将具有荧光特征的纳米粒子与溶剂或表面活性剂进行第一混合，得到混合物I，所述纳米粒子的平均粒径为5nm-100nm；
(2)将所述混合物I与油相进行第二混合，得到油相体系；将所述混合物I与水相进行第三混合，得到水相体系；
(3)分别测定所述油相体系和所述水相体系的最佳激发波长和发光强度，以确定所述纳米粒子的界面分布倾向和观测最佳光源种类；
(4)将所述混合物I与待测油相进行第四混合，得到乳状液体系；
(5)应用观测荧光的显微镜和步骤(3)中得到的所述观测最佳光源种类观测所述乳状液体系中的荧光发光位置，并结合步骤(3)中得到的所述界面分布倾向，以判断所述纳米粒子的界面性质；
(6)应用所述纳米粒子进行岩心驱替实验或微观模型驱替实验，根据实验结果判断所述纳米粒子提高原油采收率的能力；
所述岩心驱替实验包括以下步骤：将岩心抽真空饱和水，记录饱和进入的水的体积V1，再用待测油相驱替水，记录驱替出来的水的体积V2，获得原始含油饱和度＝V2/V1×100％，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液，并在出口处计量产油量V3，计算岩心采收率；
所述岩心采收率的计算公式为：岩心采收率％＝V3/V2×100％；
所述微观模型驱替实验包括以下步骤：用微观注射泵将待测油相注入到微观模型中，通过图像处理软件获得原始饱和油后的总像素点P1，然后注入含有所述纳米粒子的水溶液，记录驱替完成后的微观模型像素点P2，根据驱替过程中图像的像素点变化计算微观模型采收率；
所述微观模型采收率的计算公式为：微观模型采收率％＝(P1-P2)/P1×100％。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述纳米粒子为由包括以下步骤的方法制备得到的纳米粒子：
将组合I和溶液II进行第一反应，得到所述纳米粒子；
所述组合I为选自以下组合中的任意一种：含量质量比为1：5-7的吐氏酸和间苯二胺的组合，含量质量比为1：1-2的邻苯二胺和柠檬酸的组合，含量质量比为1：5-8的乙二胺和柠檬酸的组合，含量质量比为1：1-2的间苯二胺和柠檬酸的组合；
所述溶液II选自水、乙醇、甲苯、二甲基甲酰胺中的至少一种。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述第一反应的条件至少满足：温度为120-200℃，时间为10-48h。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述第一混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为5-20min，搅拌转速为100-500r/min。
5.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述第二混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为5-20min，搅拌转速为100-500r/min。
6.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述第三混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为5-20min，搅拌转速为100-500r/min。
7.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(3)中，所述最佳激发波长测定的操作包括：在10-30℃下，应用荧光光谱仪测定待测溶液的最佳激发波长。
8.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(4)中，所述第四混合的条件至少满足：温度为10-30℃，时间为3-10min，搅拌转速为100-500r/min。
9.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述岩心驱替实验的条件包括：温度为20-100℃，所述水为矿化度为0-10000ppm的模拟盐水，所述待测油相为模拟油或原油，所述纳米粒子的水溶液的浓度为0.05-1质量％。
10.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述微观模型驱替实验的条件包括：温度为10-30℃，所述待测油相为模拟油或原油，所述纳米粒子的水溶液的浓度为0.05-1质量％。
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