CN115746816B - 一种温敏性纳米微球乳液协同黄原胶复合调驱剂的制备及应用 - Google Patents

Abstract

一种温敏性纳米微球乳液协同黄原胶复合调驱剂的制备及应用，属于石油开采的调剖调驱领域，通过反相微乳液聚合制备乳液微球，将温敏性单体N‑异丙基丙烯酰胺与丙烯酰胺共聚赋予微球温敏特性。该乳液体系组成不同于已经报导的微球体系，体系中除油相、表面活性剂以外，含有温敏性微球和高流变性高分子黄原胶。该乳液体系地层中油与岩层固体的剥离以及孔喉封堵。

Description

一种温敏性纳米微球乳液协同黄原胶复合调驱剂的制备及 应用

技术领域

本发明属于油田调剖调驱领域，具体涉及一种温敏性纳米微球乳液协同黄原胶复合调驱剂的制备及应用。

背景技术

目前我国大部分油田已经进入高含水开发阶段，地层呈现出严重的非均质性，聚合物驱是三次采油的常规技术手段，通过调整注水剖面，扩大波及体积提升原油采收率。聚合物注入存在的问题是在某些低渗、超低渗油藏，注入困难，且聚合物粘度经过孔喉反复剪切，作用效果降低。黄原胶是唯一具有高剪切流变性的天然高分子，能快速在水中溶解，并且具有显著的增加体系粘度和形成弱凝胶结构的特点。通过分子内和分子间的非共价健，以及分子链间的缠结形成的聚集态结构具有高度缠绕的网络结构，加上硬直的分子链，使其在低剪切下具有很高的黏度。逐渐增加剪切速率能使其黏度逐步下降，剪切停止后，黄原胶溶液的黏度会迅速恢复，即剪切力和粘度的关系是完全可塑的，不会因为剪切而造成黏度大幅度损失，利用这一特性，将黄原胶用于油田调剖调驱领域，既保证了调驱剂在细微孔喉处的通过性能够注入低渗透区域，通过孔喉后在体相状态下粘度还能恢复。此外，作为天然多糖，对地层的损害远低于聚丙烯酰胺等合成聚合物。

聚合物微球乳液作为聚合物驱之后的另一种新型的调剖剂具有良好的亲水性和膨胀性能，在注入地层之后，在低渗储层孔喉处形成有效封堵，使得液流转向，提高波及效率和采收率，有效抑制了采出液的含水率，提升采收率。目前在胜利油田、大庆油田、长庆油田等已经取得初步进展。虽然关于纳米微球的作用机理目前尚无统一定论。但是该领域过去多年对于微凝胶封堵孔喉方面的机理有大量报导。一方面，微凝胶可以通过封堵孔喉实现液流转向，另一方面，微球乳液中的表面活性剂可以有效乳化原油。此外，在研究领域中，可以借鉴胶体颗粒在水-油-固体岩层三相介质的界面对于油滴的剥离机理，结合国外相关报导，聚合物微球在油水界面可以发挥其热运动的功效，进一步降低油水界面张力，促进原油的乳化，加速油滴从岩层上剥离。

聚丙酰胺基微球已经初步在低渗透油田应用并且取得初步效果，受到极大的关注。关于微球的尺寸、溶胀性以及强度相关的研究，目前已有一些专利报道。专利申请号为201610852275.7公开了一种发明涉及用于油藏调驱的调驱用增强聚丙烯酰胺微球及其制备方法，通过改性纤维素与PAM结构单元形成结构相互穿插形成网络结构，有效减缓了微球的溶胀速率，赋予微球缓膨特性。专利申请号为201510922491.X公开了一种多分散聚丙烯酰胺微球体系及其制备方法，针对严重非均质地层，通过调控水油比，分批次加入水相实现了纳米、微米、毫米级聚丙烯酰胺微球同时存在于同一体系中。专利申请号为201610181559.8公开了一种粉末型、便于储存的三层结构聚合物微球，包括阳离子内核，中间亲油壳层、外层阴离子亲水壳层。随水化时间的延长，外层和中间层逐渐降解，内核具有优良的吸水膨胀性能，尺寸最高可达30～1500μm。专利申请号为202011461319.6公开了一种调驱用无机增强聚合物凝胶微球乳液的制备方法，通过引入无机增强剂来提高聚丙烯酰胺微球的强度与弹性，从而提升了微球的封堵性能。专利申请号为201410009263.9公开了一种核壳结构聚丙烯酰胺微球调剖驱油剂及其制备方法，通过将丙烯酰胺与阳离子单体共聚形成具有互穿网络的，粒径在1-100μm的微球，吸水后形成粘弹性体，能够承受超过5MPa的压力。专利申请号为201410009259.2公开了一种核壳型阳离子阴离子聚丙烯酰胺调剖驱油微球及其制备方法，通过采用分散聚合的方法制备了1-200μm的微球。专利申请号为201110449375.2公开了一种聚丙烯酰胺微球，利用水包水聚合技术制备了聚丙烯酰胺微球，成本低廉，不使用任何有机溶剂和乳化剂。专利申请号为201010282518.0公开了一种含有核壳结构凝胶微球的乳液深部调驱剂的制备方法及乳液深部调驱剂，通过多批次加料方法合成了正负电荷核壳结构型微球。

目前对于聚丙烯酰胺微球的研究开发主要是针对提升封堵性能而进行的研究，聚焦在微球尺寸、膨胀性能、电荷属性等，几乎很少有研究是针对微球降低油水界面张力，促进原油乳化剥离而展开的，特别是将聚合物驱与纳米微球协同发挥作用的报导很少。本专利通过反相乳液聚合制备了聚(N-异丙基丙烯酰胺-丙烯酰胺)P(NIPAM-AM)微球乳液与黄原胶溶液复合分别设计了两种乳液体系，以黄原胶为主的水包油体系和以微球为主的油包水体系，两者巧妙结合了微球体系封堵性能、增强原油乳化剥离和黄原胶体系高流变性的特点，通过改善封堵率、降低油水界面张力、扩大注水波及体积、从而实现控水增油的目的。

发明内容

本发明的目的在于提供一种主要针对低渗透和超低渗透油藏乳液微球协同黄原胶复合调驱剂及其制备方法。通过单体NIPAM与AM共聚得到赋予微球温敏特性然后与黄原胶溶液复合，实现油田地层中油与岩层固体的剥离以及孔喉封堵。

本发明的技术方案如下：

一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂的制备方法，其特征在于：利用温度的变化来调节微球的溶胀性能和亲疏水性，利用黄原胶的高流变性增加对低渗、超低渗储层的注入性和注入后经孔喉反复剪切后调驱剂的粘度，以满足低渗透油藏调驱的需要，提高采收率。制备方法包括以下步骤：

(1)油相制备，称取20-40份油性介质，10-20份表面活性剂1，5-10份表面活性剂2于30-70℃混合并搅拌20-50分钟，之后将该油相温度降低至室温。

(2)水相制备，称取1-4份丙烯酰胺，1-4份温敏性单体，0.05-0.1份交联剂，依次溶于10-20份水中；优选1-3份丙烯酰胺对应1-4份温敏性单体。

(3)纳米微球乳液的制备，待水相完全溶解后将其倒入油相混合在300-1100rpm下搅拌20-30分钟；然后向所得混合液中通入氮气5-15分钟后加入0.05-0.1份浓度为10wt.％的用于引发的氧化剂溶液；再通气5-15分钟，加入0.01-0.06份浓度为5wt.％的用于引发的还原剂溶液引发反应。持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液。

(4)黄原胶溶液的配制，称取0.1-0.5份黄原胶在30-70℃条件下完全溶解到100份水中，形成黄原胶水溶液。

(5)复合调驱剂的制备，取100份纳米微球乳液，10-500份黄原胶溶液，0.1-5份表面活性剂3混合均匀，得到温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂。依据黄原胶溶液的多少，会出现油包水乳液状态和水包油乳液状态两种不同的形式。

所述步骤(1)中的油性介质选自硅油、石蜡、白油、汽油、柴油、煤油、花生油、菜籽油、大豆油、蓖麻油中的一种或几种。

所述步骤(1)中的表面活性剂1选自司盘-20、司盘-40、司盘-60、司盘-65、司盘-80、丙二醇单月桂酸酯、羟基化羊毛脂、聚氧乙烯山梨醇蜂蜡衍生物、丙二醇脂肪酸酯和二乙二醇单硬脂酸酯中的一种或几种。

所述步骤(1)中的表面活性剂2为壬基酚聚氧乙烯醚、聚氧乙烯失水山梨醇单硬脂肪酸酯、脂肪酸甲酯乙氧基化物、聚氧乙烯油醇醚、聚氧乙烯单油酸酯、聚氧乙烯单月桂酸酯、聚氧乙烯(20EO)失水山梨醇三油酸酯中的一种或几种。

所述步骤(2)中的温敏性单体为N-异丙基丙烯酰胺。

所述步骤(2)中的交联剂为多官能团水溶性交联剂，选自聚乙二醇双丙烯酸酯、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵中的至少一种。

所述步骤(3)中的氧化剂选自过硫酸钾、过硫酸铵、过硫酸钠、重铬酸钾中的一种。

所述步骤(3)中的还原剂选自亚硫酸氢铵、亚硫酸氢钠、硫酸亚铁、硫代硫酸钠、氯化亚锡中的一种。

所述步骤(3)中的惰性气体为氩气或氮气。

所述步骤(4)中的表面活性剂3为表面活性剂1或表面活性剂2中的一种或几种。

本发明所得纳米微球的粒径为30nm至800nm；室温下水溶液中体积溶胀率在1-60之间。

本复合调驱剂以0.1wt％分散在水中的粘度为10-500mPa·s，具有优异的注入性。封堵实验结果发现其驱油效率可达50-70％。

本发明复合调驱剂的应用，室温分散到水溶液中溶胀，浓度优选1％，然后用于温度大于等于60℃油田地层中油与岩层固体的剥离以及孔喉封堵。在室温条件下温敏性纳米微球吸水溶胀，微球进入地层后由于温度变高，吸水溶胀性相对减弱，粒径相对室温溶胀后的粒径减小，同时由于温度升高亲水性降低，两因素叠加提高自行剥离能力。

本复合调驱剂在低于PNIAM(即NIPAM自身聚合)相变(分子构象变化)温度32℃下微球具有良好的水分散性和注入稳定性。当微球进入地层后(一般大于60℃)，除发挥封堵孔喉作用外，温敏性组份发生分子构象转变，抑制微球溶胀，使微球具有更小的粒径，能够进入更深层次的低渗储层，有利于其在水、油、岩层固体的界面发挥其振荡特性(粒径越小振荡越强)，起到促进油滴剥离的效果。其次构象转变使微球亲水性降低，趋向于油水界面分布，进一步降低油水界面张力，促进原油的乳化，提高原油流动性。同时，黄原胶组分具有高流变性(经过长时间剪切后，粘度可以恢复到初始值或略有降低)，可以避免调驱剂在注入过程中因剪切导致的粘度大幅度降低的问题，使得调驱剂在注入地层后，还具有较高的粘度保留，降低了水油流度比，增大了波及体积提高了波及效率，从而提升采收率。

附图说明

图1为复合纳米微球的透射电镜图；a为实施例1，30nm微球；b为实施例3，800nm微球。

图2为微球界面行为；a对应25℃，b对应60℃。

图3为微球乳液界面活性；a对应实施例1，b对应实施例2。

图4为复合调驱剂剪切前后粘度测试结果；a为实施例3，b为实施例6。

图5为复合调驱剂的封堵性能；a对应实施例5，b对应实施例6。

图6为复合调驱剂的驱油性能；a对应实施例6，b对应实施例7。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明作进一步详述，以下实施例只是描述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。

体积溶胀率测试方法：使用透射电子显微镜(TEM)获得初始粒径d₀，在水中溶胀之后，再使用TEM获得溶胀平衡粒径d_t,溶胀率

微球界面行为测试方法：将微球以5wt.％分散到水中，装入玻璃瓶中，上层加入原油，在25和65℃条件下，记录油水界面变化情况。

调驱剂界面活性(界面张力)测试方法：吊环法测试，将一定量的调驱剂分散在水相中，将铂金环浸入，然后加入油相，测试开始，铂金环平稳穿过油水界面，记录。所用油相是由胜利油田提供的原油与白油按照1：5混合得到的，测试温度分别为25和60℃。

高流变性表征：采用流变仪测试样品的水分散液在循环剪切过程中粘度变化。将复合调驱剂以1％的比例分散到矿化水中，记录初始粘度。在60℃条件下从0.01s^-1到1000s^-1剪切循环10次。记录第10次剪切后的粘度值。粘度保留率为剪切后粘度比上初始粘度。

室内岩心封堵率和驱油率测试方法：岩芯的长度和直径分别为8厘米和2.5厘米。将岩芯注入饱和矿化水，然后使用原油注入岩芯直至无矿化水流出，得到原油饱和度，得到初始含油量Q；测试前，将实施例所制的复合调驱剂以1wt％的浓度加入阳离子浓度为100000mg/L(Na⁺：94000mg/L，Ca²⁺：4000mg/L，Mg²⁺：2000mg/L)的盐水溶液中并在60℃下溶胀48小时。在测试过程中，首先将无添加复合调驱剂的盐水注入岩芯中至压力达到稳定P₀，然后注入2PV的上述添加复合调驱剂的盐水分散液；最后再次注入无添加复合调驱剂的盐水至压力达到平衡状态P′；持续测量并记录整个过程的注入压力P_t和出油量Q_t，测试环境温度保持在60℃，液体的注入速度均为0.5mL/min。岩心的初始渗透率约为30毫达西。封堵率驱油效率即采收率/>

单体简称：丙烯酰胺AM，N-异丙基丙烯酰胺NIPAM。

实施例1

称取4份AM，1份NIPAM，0.05份乙二醇双丙烯酸酯以此溶于20份去离子水中形成水相，称取40份煤油，20份司盘80，10份烷基酚聚氧乙烯醚倒入烧瓶中在70℃下搅拌混合50分钟后冷却至室温。将上述水溶液加入油相中在1100rpm下搅拌30分钟后，持续通入氮气15分钟后，然后加入0.05份浓度为10wt.％过硫酸铵溶液，再通气15分钟后，加入0.01份浓度为5wt.％亚硫酸氢钠溶液引发聚合反应，持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液。将乳液分散到环己烷中经透射电镜观察到微球粒径为30-60nm。图1a所示为该实施例制备所得的聚合物凝胶微球。在25和60℃下，微球在水中的体积溶胀率分别为39和40。取0.1份黄原胶在70℃下溶解在100份去离子水中。取100份上述微球乳液，10份黄原胶水溶液，5份聚氧乙烯单月桂酸酯混合均匀，得到复合调驱剂。图3a显示了该调驱剂的界面活性，在60℃条件下，1wt.％的复合调驱剂的浓度能将油水界面张力降低至4.1mN/m。经过10个剪切循环，粘度保留率为76％。所得复合调驱剂的岩芯封堵率为68％，驱油效率为58％。

实施例2

称取1份AM，4份NIPAM，0.1份乙二醇双丙烯酸酯以此溶于20份去离子水中形成水相，称取40份煤油，20份司盘80，10份烷基酚聚氧乙烯醚倒入烧瓶中在70℃下搅拌混合50分钟后冷却至室温。将上述水溶液加入油相中在1100rpm下搅拌30分钟后，持续通入氮气15分钟后，然后加入0.05份浓度为10wt.％过硫酸铵溶液，再通气15分钟后，加入0.01份浓度为5wt.％亚硫酸氢钠溶液引发聚合反应，持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液。在25和60℃下，微球在水中的体积溶胀率分别为37和1.4。取0.1份黄原胶在70℃下溶解在100份去离子水中。取100份上述微球乳液，10份黄原胶水溶液，5份聚氧乙烯单月桂酸酯混合均匀，得到复合调驱剂。该微球的界面行为如图2所示，在25℃下，微球在水相中均匀分散，在60℃下，微球趋于油水界面处分布。图3b显示了该调驱剂的界面活性，在60℃条件下，1wt.％的复合调驱剂的浓度能将油水界面张力降低至2.1mN/m，。经过10个剪切循环，粘度保留率为78％。所得复合调驱剂的岩芯封堵率61％，驱油效率为59％。

实施例3

称取1份AM，4份NIPAM，0.1份二甲基二烯丙基氯化铵以此溶于20份去离子水中形成水相，称取20份白油，10份司盘60，5份烷基酚聚氧乙烯醚倒入烧瓶中在30℃下搅拌混合20分钟后冷却至室温。将上述水溶液加入油相中在300rpm下搅拌30分钟后，持续通入氮气5分钟后，加入0.1份浓度为10wt.％过硫酸铵溶液，再通气5分钟，加入0.06份浓度为5wt.％亚硫酸氢钠溶液引发聚合反应，持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液。使用乙醇洗涤微球乳液并经过干燥后得到白色粉末，由扫描电镜测试表明，微球粒径600-800nm。图1b所示为该实施例制备所得的聚合物凝胶微球。在25和60℃下，微球在水中的体积溶胀率分别为37和1.4。取0.5份黄原胶在30℃下溶解在100份去离子水中。取100份上述微球乳液，10份黄原胶水溶液，0.1份司盘-65，混合均匀，5份脂肪酸甲酯乙氧基化物得到复合调驱剂。在60℃下，1wt.％的复合调驱剂的浓度能将油水界面张力降低至1.9mN/m。高流变性表征结果如图4a所示，初始粘度为1471mP·s，经过10个剪切循环后，粘度为739mP·s粘度保留率为50％。所得复合调驱剂的岩芯封堵率为55％，驱油效率为56％。

实施例4

称取2份AM，3份NIPAM，0.05份N,N-亚甲基双丙烯酰胺以此溶于10份去离子水中形成水相，称取30份柴油，15份丙二醇单月桂酸酯，8份烷基酚聚氧乙烯醚倒入烧瓶中在40℃下搅拌混合40分钟后冷却至室温。将上述水溶液加入油相中在900rpm下搅拌30分钟后，持续通入氮气10分钟后，加入0.06份浓度为10wt.％过硫酸铵溶液，再通气10分钟，加入0.03份浓度为5wt.％亚硫酸氢钠溶液引发聚合反应，持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液。经过电镜测试表明，微球粒径60nm。在25和60℃下，微球在水中的体积溶胀率分别为37和17。取0.4份黄原胶在40℃下溶解在100份去离子水中。取100份上述微球乳液，30份黄原胶水溶液，5份司盘-80混合均匀，得到复合调驱剂，在60℃下，1wt.％的复合调驱剂的浓度能将油水界面张力降低至3.3mN/m。经过10次剪切循环粘度保留率为53％。所得复合调驱剂的岩芯封堵率为64％。驱油效率为57％。

实施例5

称取3份AM，2份NIPAM，0.1份N,N-亚甲基双丙烯酰胺以此溶于20份去离子水中形成水相，称取30份大豆油，18份二乙二醇单硬脂酸酯，6份脂肪酸甲酯乙氧基化物倒入烧瓶中在30℃下搅拌混合25分钟后冷却至室温。将上述水溶液加入油相中在600rpm下搅拌20分钟后，持续通入氮气10分钟后，加入0.08份浓度为10wt.％过硫酸铵溶液，再通气10分钟，加入0.05份浓度为5wt.％亚硫酸氢钠溶液引发聚合反应，持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液。在25和60℃下，微球在水中的体积溶胀率分别为38和12。取0.1份黄原胶在40℃下溶解在100份去离子水中。取100份上述微球乳液，200份黄原胶水溶液，4份脂肪酸甲酯乙氧基化物，1份司盘-60混合均匀，得到复合调驱剂。经过10次剪切循环后，粘度保留率为81％。在60℃下，1wt.％的复合调驱剂的浓度能将油水界面张力降低至2.7mN/m。图5a显示了所得复合调驱剂封堵实验结果，封堵率为51％。所得复合调驱剂的驱油效率为60％。

实施例6

称取3份AM，3份NIPAM，0.04份乙二醇双丙烯酸酯以此溶于20份去离子水中形成水相，称取40份硅油，35份司盘80，12份烷基酚聚氧乙烯醚倒入烧瓶中在50℃下搅拌混合50分钟后冷却至室温。将上述水溶液加入油相中在1000rpm下搅拌30分钟后，持续通入氮气15分钟后，然后加入0.02份浓度为10wt.％过硫酸铵溶液，再通气15分钟后，加入0.02份浓度为5wt.％亚硫酸氢钠溶液引发聚合反应，持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液。经过电镜测试表明，微球粒径40-150nm。在25和60℃下，微球在水中的体积溶胀率分别为38和12。取0.15份黄原胶在60℃下溶解在100份去离子水中。取100份上述微球乳液，500份黄原胶水溶液，1份聚氧乙烯单月桂酸酯，4份聚氧乙烯油醇醚混合均匀，得到复合调驱剂。高流变性测试结果如图4b所示，初始粘度为3179mP·s经过10次剪切循环后，粘度为3581mP·s，粘度保留率为89％。在60℃下，1wt.％调驱剂能将界面张力降低至3.8mN/m。图5b显示了所得复合调驱剂封堵实验结果，封堵率为71％。图6a显示了所得复合调驱剂的驱油实验结果，驱油效率为62％。

实施例7

该实施例为例2的对照例，体系中只含有微球乳液，不含有黄原胶。在25和60℃下，微球在水中的体积溶胀率分别为38和1.4。该体系分散液的10次剪切粘度保留率30％。所得复合调驱剂的岩芯封堵率为45％。图6b显示了所得复合调驱剂的驱油实验结果，驱油效率为56％。

附表1实施例及测试结果

该乳液体系组成不同于已经报道的微球体系，体系中除油相、表面活性剂以外，含有温敏性微球和高流变性高分子黄原胶。该乳液体系对于调剖调驱有三大作用，一是微球堆积封堵孔喉，调整注水剖面，扩大波及体积；二是油田地层温度一般高于60℃，高于聚N-异丙基丙烯酰胺的构象转变温度(～32℃)，利用地层温度触发构象转变，降低微球粒径和降低亲水性，使其从注入水体相趋于分布在油水界面，降低油水界面张力的同时，通过微球的热运动，促进原油乳化剥离。三是在乳液体系中，除微球外，黄原胶组分的存在起到了高流变性聚合物调驱剂的作用。在低渗透油藏、超低渗透油藏，常规聚合物如聚丙烯酰胺等存在注入难题，以及经孔喉剪切，聚合物粘度降低，大大降低使用效果。黄原胶溶液的高流变性，在通过孔喉时，分子链解缠结并趋向取向，粘度降低，顺利注入。经过孔喉之后，重新恢复体相状态，在保证聚合物注入性的同时保持其体相粘度，增大了注水波及效率，由于聚合物驱发挥的作用，调整注水剖面，可及时给与微球体系紧随其后发挥作用的时间和空间，完全不同于聚合物驱和微球驱段塞分别注入的方式，上述协同作用可显著提升原油采收率。

Claims (9)

1.一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂的制备方法，其特征在于，制备方法包括以下步骤：

(1)油相制备，称取20-40份油性介质，10-20份表面活性剂1，5-10份表面活性剂2于30-70℃混合并搅拌20-50分钟，之后将该油相温度降低至室温；

(2)水相制备，称取1-4份丙烯酰胺，1-4份温敏性单体，0.05-0.1份交联剂，依次溶于10-20份水中；温敏性单体为N-异丙基丙烯酰胺；

(3)纳米微球乳液的制备，待水相完全溶解后将其倒入油相混合在300-1100rpm下搅拌20-30分钟；然后向所得混合液中通入氮气5-15分钟后加入0.05-0.1份浓度为10wt.％的用于引发的氧化剂溶液；再通气5-15分钟，加入0.01-0.06份浓度为5wt.％的用于引发的还原剂溶液引发反应，持续反应20分钟后得到聚合物微球乳液；

(4)黄原胶溶液的配制，称取0.1-0.5份黄原胶在30-70℃条件下完全溶解到100份水中，形成黄原胶水溶液；

(5)复合调驱剂的制备，取100份纳米微球乳液，10-500份黄原胶溶液，0.1-5份表面活性剂3混合均匀，得到温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂；

所述步骤(1)中的表面活性剂1选自司盘-20、司盘-40、司盘-60、司盘-65、司盘-80、丙二醇单月桂酸酯、羟基化羊毛脂、聚氧乙烯山梨醇蜂蜡衍生物、丙二醇脂肪酸酯和二乙二醇单硬脂酸酯中的一种或几种；

所述步骤(1)中的表面活性剂2为壬基酚聚氧乙烯醚、聚氧乙烯失水山梨醇单硬脂肪酸酯、脂肪酸甲酯乙氧基化物、聚氧乙烯油醇醚、聚氧乙烯单油酸酯、聚氧乙烯单月桂酸酯、聚氧乙烯(20EO)失水山梨醇三油酸酯中的一种或几种；

所述步骤(4)中的表面活性剂3为表面活性剂1或表面活性剂2中的一种或几种。

2.按照权利要求1所述的一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂的制备方法，其特征在于：步骤(2)中丙烯酰胺1-3份。

3.按照权利要求1所述的一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂的制备方法，其特征在于：所述步骤(1)中的油性介质选自硅油、石蜡、白油、汽油、柴油、煤油、花生油、菜籽油、大豆油、蓖麻油中的一种或几种。

4.按照权利要求1所述的一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂的制备方法，其特征在于：所述步骤(2)中的交联剂为多官能团水溶性交联剂，选自聚乙二醇双丙烯酸酯、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵中的至少一种。

5.按照权利要求1所述的一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂的制备方法，其特征在于：所述步骤(3)中的氧化剂选自过硫酸钾、过硫酸铵、过硫酸钠、重铬酸钾中的一种；

所述步骤(3)中的还原剂选自亚硫酸氢铵、亚硫酸氢钠、硫酸亚铁、硫代硫酸钠、氯化亚锡中的一种；

所述步骤(3)中的惰性气体为氩气或氮气。

6.按照权利要求1-5任一项所述的方法制备得到的一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂。

7.按照权利要求1-5任一项所述的方法制备得到的一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂，其中纳米微球的粒径为30nm至800nm；室温下水溶液中体积溶胀率在1-60之间。

8.按照权利要求1-5任一项所述的方法制备得到的一种温敏性纳米微球协同黄原胶复合调驱剂的应用，用于地层中油与岩层固体的剥离以及孔喉封堵。

9.按照权利要求8所述的应用，复合调驱剂室温分散到水溶液中溶胀，浓度为1％，然后用于温度大于等于60℃油田地层中油与岩层固体的剥离以及孔喉封堵；驱油效率为50-70％。