CN114716987A - 一种纳米油基堵水剂及制备方法与应用 - Google Patents

Abstract

本发明“一种纳米油基堵水剂及制备方法与应用”属于油气田开发领域。所述纳米油基堵水剂，其特征在于，包括：改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液；所述改性疏水纳米多孔混合物包括：预改性疏水纳米粉混合物和疏水性纳米多孔颗粒；所述预改性疏水纳米粉混合物为纳米粉颗粒依次经无水乙醇、十二胺或三乙胺或三乙烯四胺、二环己基碳酰亚胺改性得到的混合物；所述油基硅烷混合液包括：塔河自产稀油或煤油，和硅烷偶联剂。该纳米堵水剂粒径小、初始溶液粘度适中，注入性好，封堵能力强，有较强疏水能力，在高温(110℃)高盐(22×10⁴mg/L)条件下表现出长期稳定性，最终实现堵水增油。

Description

一种纳米油基堵水剂及制备方法与应用

技术领域

本发明涉及油气田开发领域，具体涉及一种纳米油基堵水剂及制备方法与应用。

背景技术

我国碎屑岩油藏探明储量丰富，除了新疆部分油田为碳酸盐岩油藏外，大部分油藏为碎屑岩油藏，开发潜力巨大，塔河碎屑岩油藏与我国东部油藏相比，为典型的高温高盐大底水油藏，是塔河油田的主要产油区之一。

碎屑岩油藏地层温度105～137℃，地层水总矿化度20-22×10⁴mg/L，钙镁离子含量约1.0×10⁴mg/L。特殊的油藏条件极大限制了堵水技术的发展。常规的低温、低盐堵剂适应性差，在高含水油井逐渐增多的情况，对控堵水带来严峻挑战。

塔河油田碎屑岩油藏目前综合含水80％，高含水油井近200口，整体开发效果变差，造成极大的经济损失，因此亟需开展高效的治理手段，解决油井高含水问题，堵水技术是控制水窜通道的最好措施。

但碎屑岩油藏堵水面临诸多技术难题，如油藏非均质强、水油比500：1，表现为“水上漂油”，多轮次堵水后出水形态和剩余油变复杂，高温、高盐油藏条件水基堵剂堵水效果不理想，导致常规堵水工艺适应性变差；

专利CN102618228A(用于碎屑岩油藏水平井的堵剂、制备方法及堵水方法)报道了一种碎屑岩油藏水平井的堵剂、制备方法及堵水方法，主要针对碎屑岩高温高矿化度油藏条件，该方法主要利用塔河自产原油、非离子乳化剂、阴离子表面活性剂以及清水混配，形成混合乳液，将混合乳液注入碎屑岩高含水油井中，将已动用的分散剩余油并聚起来，形成连续相，同时利用低界面张力顺利采出原油，实现增油效果。

专利CN103232839A(一种适用于高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂)报道了一种适用于高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂，该方法将主剂磺化栲胶或腐殖酸钠和辅助药剂醛类交联剂和酚类交联剂不同比例混合，形成堵水剂，主要利用堵水在高温下进入含水饱和度高的通道产生膨胀，在含油饱和度高的通道收缩的特点，对地层产生选择性封堵。现场控水取得一定效果。

文献(何星.聚合物微球在高温高盐碎屑岩水平井堵水中的应用[J].复杂油气藏，2012，5(4)：82-84)，报道了聚合物微信体系在碎屑岩油藏的应用，评价聚合物微球的耐盐性，耐高温性能，以及物模驱替封堵实验，封堵率高，取得一定堵水效果。

文献(蒋建勋.耐高温高盐水平井堵水剂的研究与应用[J].应用化工，2019，48(1)：48-51)，报道了一种适合水平井堵水剂体系，以丙烯酰胺基-甲基丙磺酸为单体，亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，甲醛合次硫酸钠-过硫酸铵为引发剂，形成高效堵剂，堵剂具有耐温抗盐特性，有一定的油水选择性，现场取得了一定效果。

综上所述，现有报道的堵剂主要针对碎屑岩油藏堵水用剂，涉及体积膨胀封堵的聚合物微球，油水选择性的冻胶，以及塔河自产原油形成的乳化油堵剂等，这些堵剂在塔河取得了一定的效果，但也存在许多问题。上述堵剂有的封堵能力不强，热稳定性差，有的油水选择性不强，注入性差。最终在现场的应用中适应性逐渐变差。

因此，现有的堵剂在技术和性能上仍有较大的改进提升余地。

发明内容

基于本领域现有技术存在的上述不足，本发明提供一种纳米油基堵水剂及制备方法与应用，所述纳米油基堵水剂的封堵能力强、热稳定性好、油水选择性强、注入性好。

本发明的技术方案如下：

一种纳米油基堵水剂，其特征在于，包括：改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液；

所述改性疏水纳米多孔混合物包括：预改性疏水纳米粉混合物和疏水性纳米多孔颗粒；

所述预改性疏水纳米粉混合物为纳米粉颗粒依次经无水乙醇、十二胺或三乙胺或三乙烯四胺、二环己基碳酰亚胺改性得到的混合物；

所述油基硅烷混合液包括：塔河自产稀油或煤油，和硅烷偶联剂。

无水乙醇可作为均匀分散溶剂，能够使纳米粉颗粒更好的均匀分散，不团聚。无水乙醇可以用无水乙醇替代。

十二胺或三乙胺或三乙烯四胺可以使纳米粉颗粒表面亲水性减少，提高堵剂的产品的疏水能力，提高堵剂性能。

二环己基碳酰亚胺是作为干燥，脱水用的，因此上述改性用到的无水乙醇、十二胺或三乙胺或三乙烯四胺、二环己基碳酰亚胺的添加顺序不能改变。

塔河自产稀油为西北油田分公司自己生产的稀油，也就是粘度较低的原油，成分是碳氢化合物，统称"烃类"，可商购获得，也可用煤油替代

预改性疏水纳米粉混合物在纳米油基堵水剂中所起的作用是：纳米粉是堵水剂的内核(母粒1)，起到后期封堵地层(多孔介质)的目的。

疏水性纳米多孔颗粒在纳米油基堵水剂中所起的作用是：作为堵水剂的内核(母粒2)，起到封堵地层(多孔介质)孔喉的作用。

塔河自产稀油或煤油在纳米油基堵水剂中作为分散介质，起到两个作用，一是携带堵水剂顺利进入地层，二是进入地层后可以与地层中分散的剩余油混溶，形成连续相，顺利采出原油。不建议替换，因为成本高。对堵水剂性能有影响。

硅烷偶联剂在纳米油基堵水剂中所起的作用是：在堵水剂中能够更好适应地层温度变化，适应范围和适用范围广，有机硅化合物中应用最多且非常容易水解的一种物质，其黏度也比较低，该物质直接与水发生反应形成硅醇，对出水层实施全面的封堵。可以采用的硅烷偶联剂有：KH-550、KH-560、KH-570，均可商购获得。

所述改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液的质量比为1:100-1:80；

优选地，疏水性纳米多孔颗粒选自碳系气凝胶或者硅系气凝胶；

优选地，纳米粉颗粒选自疏水型固体二氧化硅纳米粉，纳米石墨，纳米碳酸钙。

碳系气凝胶或者硅系气凝胶，疏水型固体二氧化硅纳米粉，纳米石墨，纳米碳酸钙均可商购获得。

所述预改性疏水纳米粉混合物和疏水性纳米多孔颗粒的质量比为5:1-10:1。

所述塔河自产稀油或煤油，和硅烷偶联剂的质量比为100:1-100:3。

一种纳米油基堵水剂的制备方法，其特征在于，包括：

(1)将纳米粉颗粒与无水乙醇混合得到纳米粉分散液，在纳米粉分散液中加入十二胺或三乙胺或三乙烯四胺并与二环己基碳酰亚胺混合，得到预改性疏水纳米粉混合物；

(2)将预改性疏水纳米粉混合物与疏水性纳米多孔颗粒混匀，得到改性疏水纳米多孔混合物；

(3)将塔河自产稀油或煤油，与硅烷偶联剂混合，得到油基硅烷混合液；

(4)将改性疏水纳米多孔混合物和油基硅烷混合液混合。

所述混合指混合后超声分散。

超声分散主要作用是，通过打开仪器中的超声波，能够是混合液中的颗粒均匀的分散开来，防止混合液中的颗粒团聚在一起。

步骤(1)中，纳米粉颗粒与无水乙醇的质量比为1：100～1：200，

优选地，纳米粉分散液与十二胺或三乙胺或三乙烯四胺的质量比为8：1～10：1；

优选地，二环己基碳酰亚胺的用量为纳米粉分散液质量的0.02～0.06倍；

优选地，在纳米粉分散液中加入十二胺或三乙胺或三乙烯四胺并与二环己基碳酰亚胺混合后搅拌反应、静置、除去上层液、过滤、洗涤、干燥得到预改性疏水纳米粉混合物；

优选地，所述搅拌反应的搅拌转速为500-1000r/min，搅拌时间为40-60min；

优选地，所述静置时间为4-6h,直到溶液中的颗粒均匀分散在下层溶液中；

优选地，所述洗涤指用无水乙醇清洗，目的是去除有机溶剂的残留，例如，无水乙醇、十二胺或三乙胺或三乙烯四胺、二环己基碳酰亚胺。

步骤(2)中，预改性疏水纳米粉混合物与疏水性纳米多孔颗粒的质量比为5:1-10:1；

优选地，所述混匀指，以500-1000r/min机械搅拌器快速搅拌；

优选地，混匀后静置以形成改性疏水纳米多孔混合物；优选地，静置2-3h，作用是能够是疏水纳米粉混合物与疏水性纳米多孔颗粒更好的均匀混合。

优选地，步骤(3)中，塔河自产稀油或煤油，与硅烷偶联剂的质量比为100:1-100:3。

优选地，步骤(4)中，改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液的质量比为1:100-1:80；

优选地，所述混合后，以500-1000r/min机械搅拌器快速搅拌，去除上层液即得纳米油基堵水剂；

优选地，所述搅拌时间为40-60min。

制得的纳米油基堵水剂为流体形态，是以塔河自产稀油或煤油为载体，堵水剂中含有疏水颗粒的流体，堵水剂常温下为流体状态，进入高温高盐地层以后遇见地层水有一个化学反应时间(大于8小时)，最终形成沉淀和高强度界面膜，两者协同作用封堵地层。

所述的一种纳米油基堵水剂，和/或，所述的制备方法制得的纳米油基堵水剂在采油方面的应用。

所述的应用，其特征在于，将所述纳米油基堵水剂注入受效井内；

在受效井中注入所述纳米油基堵水剂，受效井见效采出。在受效井中注入的纳米油基堵水剂，基于极差选择性原理，堵水剂会优先进入压差小的水窜通道，本领域技术人员熟知，一般而言，地层存在优势通道(也就是孔喉空间大或者裂缝宽的地方)和劣势通道(孔喉小或者裂缝窄的地方)，这样的情况就存在压差，水一般会优先进入压差小的通道。例如同时存在大裂缝和小裂缝，流体一定会优先进入大裂缝，从而实现对受效井水的封堵。

优选地，所述注入采取段塞式注入；

更优选地，先注入小粒径的纳米油基堵水剂，再注入中粒径的纳米油基堵水剂，再注入大粒径的纳米油基堵水剂；

优选地，所述小粒径指粒径为400-500nm；中粒径为600-700nm；大粒径为1.55-36μm。

针对前期水基控堵水技术选择性差、油水同堵、堵后有效期短的问题，研究形成了超疏水纳米油基堵水剂，该堵剂为纳米级多孔颗粒，塔河自产稀油或煤油携带，具有超疏水特性，油水选择性强。主要机理：超疏水纳米油基堵剂封堵地层后，油水通过封堵产层，水相接触纳米多孔堵剂后发挥超疏水特性，对水相形成强大排斥力，阻止水相通过。油相接触纳米多孔堵剂发挥亲油特性，排斥力归零，油相无阻通过，实现“过油不过水”，达到控堵水，提高采收率目的。性能优良的纳米堵水剂的研发，对高温、高盐碎屑岩油藏开发产生积极的作用，以及对最终的经济效益，都将产生重要影响。

本发明公开了一种纳米油基堵水剂及制备方法，属于高分子材料领域技术领域。将预改性疏水纳米粉混合物与疏水性纳米多孔颗粒按质量比5:1-10:1混合，以100-300r/min机械搅拌器快速搅拌，静置，形成改性疏水纳米多孔混合物。塔河自产稀油或煤油，与硅烷偶联剂按质量比100:1-100:3混合，超声分散，均匀搅拌反应，清除上层液，形成油基硅烷混合液。最后将改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液按质量比1:100-1:80混合，超声分散，以500-1000r/min机械搅拌器快速搅拌反应，除去上层液，形成纳米油基堵水剂。

本发明的纳米油基堵水剂的堵水机理在于：堵水剂进入高温高盐油藏条件下后，一是纳米颗粒自身的疏水性，对地层中的水有一个排斥力，造成地层水通过困难，二是堵水剂还可以于地层水发生化学反应，在地层水上部形成一层界面膜，这界面膜也可以对水形成封堵。这样就把水的通道堵住了，而堵水剂在地层中遇到原油后，堵水剂与原油混为一体，不发生任何化学反应，原油就可以顺利采出，然封堵了水的通道，油通道没有封堵，这就是堵水不堵油。最后效果体现在降水增油上。

该纳米堵水剂可以采用塔河自产稀油或煤油配置，粒径小、初始溶液粘度适中，注入性好，封堵能力强，有较强疏水能力，在塔河油田高温(110℃)高盐(22×10⁴mg/L)条件下表现出长期稳定性。

目前主要在塔河油田碎屑岩油藏边底水油藏广泛应用，包含1区、9区等13个碎屑岩区块，地质储量6558万吨，298口油井，其中高含水油井95口。该堵剂可推广应用至新疆或者其他具有高温、高盐条件的底水油藏，例如塔里木油田边底水油藏的堵水需求，为我国边底水油藏开发水平提供了宝贵的技术支持和方向。

附图说明

为了更清楚地说明本发明情况，下面将对发明机理做示意图，基本能够直观反映纳米油剂堵剂砂芯对油相、水相的作用机理，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些砂芯模型示意图，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1纳米油基堵剂砂芯对油水的选择性示意图，图中的漏斗里盛放的白色物质是用本发明的堵水剂处理过的砂芯，这个砂芯模拟地层中的岩心；左图是蓝色水相滴入用堵水剂处理过后砂芯中后，蓝色水相没有浸润进入到砂芯中，即水相不浸润；右图是红色油相滴入用堵水剂处理过的砂芯中后，红色油相顺利的侵润进入到砂芯中，即油相浸润。

图2为TH145H井油基纳米堵水剂堵水效果。

图3为TH108H井油基纳米堵水剂堵水效果。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的一个最具体的实施例提供的制备方法包括如下步骤：

1、将纳米粉颗粒与无水乙醇按质量比1：100～1：200混合，超声分散，得纳米粉分散液，将纳米粉分散液与十二胺或三乙胺或三乙烯四胺按质量比8：1～10：1混合，并加入纳米分散液质量0.02～0.06倍的二环己基碳酰亚胺，超声分散后，搅拌反应，静置。除去上层液，过滤，洗涤，干燥得预改性疏水纳米粉混合物。

2、将预改性疏水纳米粉混合物与疏水性纳米多孔颗粒按质量比5:1-10:1混合，以500-1000r/min机械搅拌器快速搅拌，静置，形成改性疏水纳米多孔混合物。

3、将塔河自产稀油或煤油，与硅烷偶联剂按质量比100:1-100:3混合，超声分散，均匀搅拌反应，清除上层液，形成油基硅烷混合液。

4、将改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液按质量比1:100-1:80混合，超声分散，以500-1000r/min机械搅拌器快速搅拌反应，除去上层液，形成纳米油基堵水剂。

除“背景技术”部分记载的内容外，本文中的“堵剂”、“堵水剂”、“纳米油基堵水剂”均指本发明要保护的“纳米油基堵水剂”。

相比最接近的现有技术(专利申请201810817176.4)最大的区别有几点：一是使用的疏水纳米颗粒不一样(文件1使用的是氧化石墨烯)，改性的物质不一样(本发明改性的是纳米粉颗粒和疏水性多孔颗粒表面润湿性)。二是纳米粉颗粒(小颗粒)和疏水性多孔颗粒(大颗粒)是不同粒径的颗粒，大小尺度颗粒搭配对地层出水通道封堵能力更强。

堵水剂封堵地层机理不同，本发明堵水剂堵水有两个主要机理，一是疏水性机理，遇水排斥力增大，阻水通过；二是堵水剂与地层水反应形成界面膜对水封堵。

实验例1、本发明的纳米油基堵水剂在TK145H井的应用

(1)油井概况：TK145H位于塔河油田采油一区，油井位于构造中部位，油层厚度11m，避水高度8.5m，含水率台阶上升，累计产油4.7万吨，采出程度22％。

(2)注入段塞：

TK145H井累计注入堵剂228.5方，其中先注入100方小颗粒纳米油基堵水剂，在紧接注入63.5方中粒径油基堵水剂，再紧接注入65方大颗粒纳米油基堵水剂，这样操作因为为了注入的安全性，小颗粒注入后，能够对地层的压力有一个初步的掌握，后续注入中颗粒或者大颗粒可以预测出地层注入压力。对施工安全性有好处。

堵水剂的注入量是根据地层的孔隙度，渗透率等地层参数测算出来的，一般现场施工用量和理论公式测算用量会有一定的差别。堵水剂注入量的计算为本领域技术人员可根据现场实际情况运用已知计算规则计算得出，例如，可参考《底水油藏选择性堵水堵剂用量计算方法探讨》一文记载的方法计算得出。

并不是堵剂越多堵水增油效果越好，一方面因为经济成本上不合算，另一方面堵剂太多可能会将地层堵死掉，造成既不出水也不出油。

(3)堵水效果：

TH145H井油基纳米堵水剂堵水效果如图2所示。TK145H井井现场应用该发明堵水剂后产状日产油由1吨上升至8吨，含水由95％下降至60％，累计增油4500吨，有效期360d。

这个有效期是指第一次注入堵水剂的有效期，也就是第一次注入堵水剂可持续360天都有增油效果。一般有效期都是指一次注入堵水剂后持续增油效果的时间。从目前现场施工和后续评价看，本发明的堵水剂没有对地层造成污染。

实验例2、本发明的纳米油基堵水剂在TH108H井的应用

(1)油井概况：

TK108H井位于构造中高部位，油层厚度24.6m，避水高度17.5m；水平段渗透率分布分段明显，中部低渗，渗透率在50-100md，跟端和趾端高渗，渗透率＞200md；水平段钻遇1号夹层，夹层沿砂顶方向展布，在水平段中部尖灭；综合分析：TK108H井属于中孔中渗储层。

(2)设计段塞：

TK108H井累计注入堵剂228.5方，其中170方小颗粒纳米油基堵水剂+120方中粒径油基堵水剂+60方大颗粒纳米油基堵水剂。

(3)堵水效果：

TH108H井油基纳米堵水剂堵水效果如图3所示。TK108H井井现场应用该发明堵水剂后产状日产油由1吨上升至6吨，含水由98％下降至88％，累计增油920吨，有效期280d。

实验例3、本发明的纳米油基堵水剂的性能测试

纳米油基堵水剂携带液为原油，室内物膜驱替实验结果显示：

(1)纳米油基堵剂粒径尺度可调，马尔文粒径测定仪检测结果为D50：0.4-15μm(表观尺度为微米级，内部微孔为纳米级)，D90:1.55-36.1μm。

(2)利用多功能长岩心驱替装置做驱替实验结果显示，纳米油基堵剂堵水率95％(对水相封堵)，堵油率5％(对油相封堵)。

(3)基于相似准则，设计油水同时供给，驱替同一水侵通道的物理模型，结果显示，与优势砂体相比(未注入纳米堵剂)，1-5％纳米油基堵剂封堵砂体后，连续产油过程由1PV延长至4-5PV，换油率最高达到349.8％，具有较强的疏水开关作用。

表1、堵水剂典型配方主要性能

纳米油基堵水剂	主要性能指标
		外观粒径(μm)	D50:0.4-15、D90:1.55-36.1
初始粘度(mpa.s)	20-30
		密度(g/cm<sup>3</sup>)	0.85
阻力系数	2.1-4.6
		成胶时间(h)	8-16
堵水率(％)	95％
		堵油率(％)	5％
换油率(倍)	3-4

本发明上述任一实施例提供的堵水剂都具备如下封堵能力、热稳定性、注入性数据：

封堵能力强：指的是堵水剂进入高温高盐油藏后，一是自身疏水性能高效封堵地层，二是堵水剂与地层水反应产生封堵物质，对地层水通道进行封堵。

热稳定性好指：将堵水剂置于高温高盐油藏条件下，一般是110℃，22×10⁴mg/L矿化度下，堵水剂120天以上保持稳定，不会分解，不失去堵水能力。

注入性：指配出来的堵水剂初始溶液能够安全的注入到地层中，而不提前成胶。

注入性的评价指标为：初始溶液的粘度20-30mpa.s，常温下不成胶，高温下成胶时间＞8h。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种纳米油基堵水剂，其特征在于，包括：改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液；

所述改性疏水纳米多孔混合物包括：预改性疏水纳米粉混合物和疏水性纳米多孔颗粒；

所述预改性疏水纳米粉混合物为纳米粉颗粒依次经无水乙醇、十二胺或三乙胺或三乙烯四胺、二环己基碳酰亚胺改性得到的混合物；

所述油基硅烷混合液包括：塔河自产稀油或煤油，和硅烷偶联剂。

2.根据权利要求1所述的一种纳米油基堵水剂，其特征在于，所述改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液的质量比为1:100-1:80；

优选地，疏水性纳米多孔颗粒选自碳系气凝胶或者硅系气凝胶；

优选地，纳米粉颗粒选自疏水型固体二氧化硅纳米粉，纳米石墨，纳米碳酸钙。

3.根据权利要求1所述的一种纳米油基堵水剂，其特征在于，所述预改性疏水纳米粉混合物和疏水性纳米多孔颗粒的质量比为5:1-10:1。

4.根据权利要求1所述的一种纳米油基堵水剂，其特征在于，所述塔河自产稀油或煤油，和硅烷偶联剂的质量比为100:1-100:3。

5.一种纳米油基堵水剂的制备方法，其特征在于，包括：

(1)将纳米粉颗粒与无水乙醇混合得到纳米粉分散液，在纳米粉分散液中加入十二胺或三乙胺或三乙烯四胺并与二环己基碳酰亚胺混合，得到预改性疏水纳米粉混合物；

(2)将预改性疏水纳米粉混合物与疏水性纳米多孔颗粒混匀，得到改性疏水纳米多孔混合物；

(3)将塔河自产稀油或煤油，与硅烷偶联剂混合，得到油基硅烷混合液；

(4)将改性疏水纳米多孔混合物和油基硅烷混合液混合。

6.根据权利要求5所述的一种纳米油基堵水剂的制备方法，其特征在于，所述混合指混合后超声分散。

7.根据权利要求5所述的一种纳米油基堵水剂的制备方法，其特征在于，步骤(1)中，纳米粉颗粒与无水乙醇的质量比为1：100～1：200，

优选地，纳米粉分散液与十二胺或三乙胺或三乙烯四胺的质量比为8：1～10：1；

优选地，二环己基碳酰亚胺的用量为纳米粉分散液质量的0.02～0.06倍；

优选地，在纳米粉分散液中加入十二胺或三乙胺或三乙烯四胺并与二环己基碳酰亚胺混合后搅拌反应、静置、除去上层液、过滤、洗涤、干燥得到预改性疏水纳米粉混合物；

优选地，所述搅拌反应的搅拌转速为500-1000r/min，搅拌时间为40-60min；

优选地，所述静置时间为4-6h；

优选地，所述洗涤指用无水乙醇清洗。

8.根据权利要求5所述的一种纳米油基堵水剂的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，预改性疏水纳米粉混合物与疏水性纳米多孔颗粒的质量比为5:1-10:1；

优选地，所述混匀指，以500-1000r/min机械搅拌器快速搅拌；

优选地，混匀后静置以形成改性疏水纳米多孔混合物；优选地，静置2-3h，

优选地，步骤(3)中，塔河自产稀油或煤油，与硅烷偶联剂的质量比为100:1-100:3。

优选地，步骤(4)中，改性疏水纳米多孔混合物与油基硅烷混合液的质量比为1:100-1:80；

优选地，所述混合后，以500-1000r/min机械搅拌器快速搅拌，去除上层液即得纳米油基堵水剂；

优选地，所述搅拌时间为40-60min。

9.权利要求1-4任一所述的一种纳米油基堵水剂，和/或，权利要求5-8任一所述的制备方法制得的纳米油基堵水剂在采油方面的应用。

10.根据权利要求9所述的应用，其特征在于，将所述纳米油基堵水剂注入受效井内；

优选地，所述注入采取段塞式注入；

更优选地，先注入小粒径的纳米油基堵水剂，再注入中粒径的纳米油基堵水剂，再注入大粒径的纳米油基堵水剂；

优选地，所述小粒径指粒径为400-500nm；中粒径为600-700nm；大粒径为1.55-36μm。

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