SY/T 7876-2025 非均相驱油技术规范

ICS 75.020 CCS E 12

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 7876—2025

非均相驱油技术规范

Technical specification for enhanced oil recovery by heterogeneous phase system flooding

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

目次

前言 Ⅲ

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 1

4 油藏筛选 1

5 驱油体系设计 2

5.1 驱油体系性能指标 2

5.2 仪器设备及实验材料 2

5.3 驱油体系配制 3

5.4 评价内容 3

5.5 性能评价方法 4

6 油藏工程方案设计 7

6.1 目标区选择 7

6.2 油藏描述 7

6.3 开发状况评价 7

6.4 层系井网调整 8

6.5 非均相驱油体系配方优化 8

6.6 数值模拟 8

6.7 注采优化设计 9

6.8 方案效果预测 9

6.9 方案实施要求 10

7 动态分析与效果评价 10

7.1 动态分析 10

7.2 效果评价 11

附录A(资料性)黏弹性颗粒驱油剂性能评价 12

附录B(资料性)驱油用表面活性剂性能评价 15

附录C(资料性)黏弹性颗粒驱油剂与油藏匹配性 18

参考文献 20

I

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由石油工业标准化技术委员会油气田开发专业标准化委员会(CPSC/TC7) 提出并归口。

本文件起草单位：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、大庆油田有限责任公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司勘探开发研究院、中国石油大学(华东)。

本文件主要起草人：孙焕泉、曹绪龙、张世明、姜祖明、祝仰文、元福卿、陈晓彦、侯健、李勃、王莉、王海涛、赵方剑、杜庆军、张莉、刘国超、魏翠华、潘斌林、宋敏。

Ⅲ

1 范围

本文件规定了非均相驱油体系设计、油藏工程方案设计、动态分析与效果评价等技术要求，并描述了相应的证实方法。

本文件适用于已开发碎屑岩油藏非均相驱提高采收率，其他类型油藏参考使用。

2 规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

GB/T 6682 分析实验室用水规格和试验方法

SY/T 5579.2 油藏描述方法第2部分：碎屑岩油藏

SY/T

5740

聚合物驱油开发方案设计与效果评价技术要求

5862

驱油用聚合物技术要求

6102

油田开发监测及资料录取规范

6225

油田动态分析技术规范

6424

复合驱油体系性能测试方法

6511

油田开发方案及调整方案经济评价技术规范

6744

油气藏数值模拟应用技术规范

7378

油气藏三维定量地质模型建立技术规范

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

黏弹性颗粒驱油剂 viscoelastic preformed particle gel

由多官能团引发剂引发，通过控制交联度与支化度，形成部分交联部分支化结构、具有黏弹性且在多孔介质中可变形运移的聚丙烯酰胺类等颗粒型驱油剂。

3.2

非均相驱油体系 heterogeneous phase system

黏弹性颗粒驱油剂(3.1)与聚合物、表面活性剂等两种或多种化学药剂以一定比例配制成的水分散体系。

4 油藏筛选

油藏筛选技术要求应符合表1的规定。

表1非均相驱油藏筛选技术要求

序号

油藏参数

指标

1

岩性

碎屑岩

2

空气渗透率，mD

≥150

3

地层温度，℃

≤85

4

地层水矿化度，mg/L

≤100000

5

地层水钙镁离子含量，mg/L

≤2000

6

地层原油黏度，mPa · s

5 驱油体系设计

5.1 驱油体系性能指标

驱油体系的性能指标应满足表2的规定。

表2驱油体系性能指标要求

性能

指标要求

黏弹性能

驱油体系表观黏度依据水油黏度比界限值判定，弹性模量≥1.0 Pa

界面张力

<1.0×10-²mN/m

热稳定性

30d黏度保留率≥80%,粒径中值保留率≥70%,界面张力<1.0×10-²mN/m

注入性能

目标区块油藏条件下，阻力系数≥15,残余阻力系数≥5,注入压力呈波动平衡形态

驱油性能

物理模拟水驱后提高采收率≥20%,聚合物驱后提高采收率≥15%

5.2 仪器设备及实验材料

5.2.1 仪器设备

5.2.1.1 电子天平：感量分别为0.0001g、0.001g、0.01g。

5.2.1.2 流变仪：MCR系列流变仪或同类产品，具备同轴圆筒和平板测量模式，扭矩范围0.02 μNm~ 230mNm, 频率范围10-⁴ Hz～100 Hz。

5.2.1.3 界面张力仪：测量范围10-5mN/m～10²mN/m, 读数精度0.001 mm。

5.2.1.4 恒温箱：最高温度不低于150℃,控温精度±2℃。

5.2.1.5 激光粒度仪：粒度检测范围0.02 μm～2000 μm。

5.2.1.6 恒速搅拌器：磁力搅拌器或桨式搅拌器，最高转速不低于1000r/min。

5.2.1.7 密封耐温样品瓶：50 mL (安瓿瓶，或带有聚四氟乙烯内衬的金属罐)。

5.2.1.8 物理模拟驱油装置：至少包括注入系统、控温系统和计量系统。注入系统的中间容器具备搅拌功能，压力表精度0.25级，最高工作压力不低于20 MPa; 控温系统的最高温度不低于90℃,控温精度±2℃;计量系统的油水分离器精度0.1mL。

5.2.2 实验材料

5.2.2.1 去离子水：GB/T6682, 三级。

5.2.2.2 实验用水：目标区块注入水或室内配制的模拟地层水，目标区块注入水用中速定性滤纸过滤后使用。

5.2.2.3 实验用油：目标区块脱水原油或模拟油，模拟油采用精制油或新鲜脱气、脱水原油与中性煤油配制。

5.2.2.4 岩样：目标区块孔渗特征相近的天然岩心、贝雷岩心或人造岩心。天然岩心，直径2.5 cm、 长度不小于5cm 的圆柱体;贝雷岩心，直径2.5 cm、长度不小于10 cm的圆柱体;人造岩心，柱状人造岩心尺寸要求与天然岩心相同，长方体人造岩心尺寸30 cm×4.5cm×4.5 cm。

5.2.2.5 黏弹性颗粒驱油剂：参照附录A给出的指标选定，室温密封存放。

5.2.2.6 驱油用表面活性剂：参照附录B 给出的指标选定，室温密封存放。

5.2.2.7 驱油用聚合物：按照SY/T 5862的技术要求选定，室温密封存放。

5.3 驱油体系配制

5.3.1 聚合物母液配制

按照SY/T 5862的规定配制聚合物母液。

5.3.2 非均相驱油体系配制

5.3.2.1 按照非均相驱油体系配方和使用说明配制化学药剂溶液。

5.3.2.2 用感量0.0001 g的电子天平称取黏弹性颗粒驱油剂。用恒速搅拌器在500 r/min转速下搅拌

5.3.2.1溶液，形成漩涡，缓慢而均匀地将称取的黏弹性颗粒驱油剂撒入漩涡肩部，搅拌30 min。

5.3.2.3 用感量0.001g 的电子天平称取聚合物母液并加入5.3.2.2中，用恒速搅拌器在500 r/min 转速下搅拌90 min 至体系均匀，得到试样A, 待测。

5.4 评价内容

5.4.1 驱油剂评价

5.4.1.1 黏弹性颗粒驱油剂

应包括表观黏度、弹性模量、网络结构物含量、溶胀后粒径中值与油藏匹配性。表观黏度、弹性模量、网络结构物含量的指标及评价方法见附录A, 溶胀后粒径中值与油藏匹配性的评价方法见附录C。

5.4.1.2 驱油用聚合物

应包括水解度、滤过比、特性黏数、表观黏度、残余单体含量、溶解性，评价方法按照SY/T 5862的规定执行。

5.4.1.3 驱油用表面活性剂

应包括界面张力、抗吸附性、洗油率、热稳定性，指标及评价方法见附录B。

5.4.2 驱油体系评价

应包括非均相驱油体系的弹性模量、表观黏度、界面张力、热稳定性、注入性能、驱油性能。如

无明确说明，评价体系的测试温度、矿化度按照目标油藏条件设定。

5.5 性能评价方法

5.5.1 弹性模量

5.5.1.1 开启流变仪，选择平板模式，设定温度为25℃,转子型号为PP50 或同类型流变仪转子，平板间隙为200 μm, 应力为0.1 Pa, 频率为1.0 Hz。

5.5.1.2 将试样A 用恒速搅拌器在500 r/min转速下搅拌5min, 取适量溶液于流变仪平板上测定弹性

模量。

5.5.1.3 重复测量，取3次结果相近数值的算数平均值作为测量结果。

5.5.2 表观黏度

5.5.2.1 开启流变仪，选择同轴圆筒模式，设定温度为实验温度，转子型号为CC27 或同类型流变仪转子，剪切速率为7.34s- ¹。

5.5.2.2 将试样A 用恒速搅拌器在500 r/min转速下搅拌5 min, 取适量溶液于流变仪测量筒内测定表观黏度。

5.5.2.3 重复测量，取3次结果相近数值的算数平均值作为测量结果。

5.5.3 界面张力

按照SY/T 6424的规定执行。

5.5.4 热稳定性

5.5.4.1 测定试样A 热老化前表观黏度(记为η)、热老化前界面张力、热老化前粒径中值(记为

Dso)。

5.5.4.2 将试样A 分装到至少5个密封耐温样品瓶中，按照SY/T 5862 的规定充氮除氧封口，置于恒温箱中热老化。

5.5.4.3 热老化1d、3d、7d、15d、30d 后，分别取出密封耐温样品瓶，测定试样A 热老化后表观黏度(记为n₂)、热老化后界面张力、热老化后粒径中值(记为D50老化后)。

5.5.4.4 按照公式(1)计算热老化黏度保留率。

 

……………………………………

(1)

式中：

N₁——热老化黏度保留率，用百分数表示;

n₂——热老化后表观黏度，单位为毫帕秒(mPa·s); η1——热老化前表观黏度，单位为毫帕秒(mPa · s)。

5.5.4.5 按照公式(2)计算热老化粒径中值保留率。

…………………………………

(2)

N₂——热老化粒径中值保留率，用百分数表示;

D50老化后——热老化后粒径中值，单位为微米(μm);

D₅o——热老化前粒径中值，单位为微米(μm)。

5.5.5 注入性能

5.5.5.1 按照SY/T 5862的规定抽真空及饱和水。

5.5.5.2 根据目标区块油藏水驱推进速度确定注入速度。

5.5.5.3 恒速注入实验用水，待注入压力持续稳定1.0 PV时间以上，测定水驱平衡压力。

5.5.5.4 恒速注入非均相驱油体系，中间容器的搅拌速率为300 r/min。每15 min记录一次压力。若压力持续升高且上升速度加快，则停止实验;若压力呈波动平衡，则持续注入非均相驱油体系，当压力在连续注入1.0 PV时间内仍保持波动平衡时，采用平均值法确定非均相驱平衡压力。

5.5.5.5 恒速注入实验用水，当压力在连续注入1.0 PV 时间内仍保持稳定时，测定后续水驱平衡压力。

5.5.5.6 按照SY/T 5862的规定计算阻力系数和残余阻力系数。

5.5.6 驱油性能

5.5.6.1 制备不同渗透率的2组岩样，按照SY/T 5862的规定分别将岩样饱和水及饱和油，按照图1 将岩样并联连接。

7

1——注入泵;

2 ——中间容器;

3——压力表;

4——相对高渗透率岩样;

5——相对低渗透率岩样;

6——恒温箱;

7——液体收集容器。

图 1 非均相驱物理模拟驱替流程示意图

5.5.6.2 根据目标区块油藏水驱推进速度确定注入速度。

5.5.6.3 恒速注入实验用水，分别记录压差、阶段产液量与阶段产油量，计算产出液含水率。每 15min 记录一次。连续3个记录点含水率均达到98%时，结束水驱实验。

5.5.6.4 恒速注入非均相驱油体系，中间容器的搅拌速率为300 r/min。分别记录压差、阶段产液量与阶段产油量，计算产出液含水率。每15 min 记录一次。当累计注入量达到实验设计的注入体积时， 结束非均相驱油实验。

5.5.6.5 恒速注入实验用水，分别记录压差、阶段产液量与阶段产油量，计算产出液含水率。每

15 min 记录一次。连续3个记录点均达到实验设计含水率时，结束后续水驱实验。

5.5.6.6 若进行聚合物驱后非均相驱油实验，则在5.5.6.4前注入聚合物段塞，后续水驱至连续3个记录点含水率均达到98%时，结束聚合物驱油实验。

5.5.6.7 按照公式(3)计算产出液含水率：

fw— 含水率，用百分数表示;

V₁——两组岩样阶段产液量之和，单位为毫升 (mL);

V₂——两组岩样阶段产油量之和，单位为毫升 (mL)。 按照公式(4)计算水驱采收率：

(3)

(4)

Ew——水驱采收率，用百分数表示;

V₃——两组岩样水驱累计产油量之和，单位为毫升(mL);

V₄——两组岩样初始饱和油量之和，单位为毫升( mL)。

按照公式(5)至公式(8)计算总采出程度、水驱后非均相驱提高采收率及高、低渗透率岩样阶段产液分流率。

E=—×1009%6

Er——总采出程度，用百分数表示;

V₅——两组岩样累计产油量之和，单位为毫升(mL)。

ERw=E₁-Ew

……………………………………(5)

…………………………………… (6)

ERw——水驱后非均相驱提高采收率，用百分数表示。

(7)

QH——相对高渗透率岩样阶段产液分流率，用百分数表示; V₆——相对高渗透率岩样阶段产液量，单位为毫升(mL)。

…………………………………… · (8)

Q——相对低渗透率岩样阶段产液分流率，用百分数表示; V₁——相对低渗透率岩样阶段产液量，单位为毫升(mL)。

按照公式(9)和公式(10)计算聚合物驱采收率、聚驱后非均相驱提高采收率。

……………………………………(9)

Ep——聚合物驱采收率，用百分数表示;

V₈——两组岩样聚合物驱累计产油量之和，单位为毫升(mL)。

ERp=E-Ep ……………………………………(10)

ERP——聚驱后非均相驱提高采收率差值，用百分数表示。

6 油藏工程方案设计

6.1 目标区选择

按照表1的规定选择目标区。

6.2 油藏描述

6.2.1 地质特征

按照SY/T 5579.2的规定对油藏的构造、储层、流体分布及性质、温度及压力系统等进行描述。 重点描述储层孔喉特征、非均质性。根据取心井资料，描绘储层孔喉半径分布图，统计不同孔喉半径所占百分数，确定储层平均孔喉半径。

6.2.2 地质建模

按照SY/T 7378的规定执行。

6.3 开发状况评价

6.3.1 开发历程

按照产量、开发技术、含水率或采出程度划分开发阶段，分阶段描述开采时间、井数、开采层位、井网井距、措施及效果、各阶段生产特点及阶段末开发指标等。

6.3.2 开发现状

包括目前开发层系、井网井距、生产井数、注入压力、注入量、吸水指数、产液量、产油量、综合含水率、注采比、采出程度、储量控制及动用状况、地层压力、井筒状况和出砂等。

6.3.3 动态非均质性

利用油水井动态开发数据、示踪剂监测资料、吸水剖面资料、测井资料、取心井资料及开发历史措施调整资料，结合沉积相、孔渗特征、储层非均质性等，描述历史注采流线分布、平面及纵向动态非均质性，综合识别优势渗流通道发育状况及分布特征。

6.3.4 剩余油分布特征

6.3.4.1 利用密闭取心井、测井、生产动态、动态监测等资料，结合油藏数值模拟结果，定量描述平

面、层间和层内采出程度、剩余油饱和度、剩余储量丰度等。

6.3.4.2 平面上描述不同部位剩余油分布特征，分析分流线、井间滞留区、砂体边部、断层遮挡及井网不完善区等部位剩余油潜力。

6.3.4.3 纵向上描述层间、层内剩余油分布特征，分析薄差层及厚油层内部剩余油潜力。

6.4 层系井网调整

6.4.1 层系组合与划分

按照SY/T 5740的规定执行。

6.4.2 井网优化设计与部署

6.4.2.1 综合分析构造形态、断层、沉积特征、隔夹层发育状况、边底水分布、与现有井网的协调利用、流线转变与流场重整、非均相复合驱注采能力等因素，合理部署井网。

6.4.2.2 最大限度利用老井降低投资，通过钻新井、老井侧钻等措施提高井网控制程度、转变注采流线。

6.4.2.3 应设计多套变流线井网部署方案，结合数值模拟开发指标预测结果及经济效益分析，优选出最佳井网部署方案。确定目标区新钻井数及井别、老井利用井数及井别、措施工作量等。

6.5 非均相驱油体系配方优化

6.5.1 黏弹性颗粒驱油剂与油藏匹配性

黏弹性颗粒驱油剂与储层匹配关系见附录C, 结合目标油藏驱替压力梯度、平均孔喉直径，确定符合目标油藏条件的黏弹性颗粒驱油剂粒径与弹性模量范围，选择黏弹性颗粒驱油剂粒径和类型。

6.5.2 体系与油藏匹配性

在目标油藏条件下，依据水油黏度比界限值判定非均相驱油体系的合理黏度范围，开展黏弹性颗粒驱油剂与聚合物的配比与浓度设计，优选非均相驱油体系配方，评价方法按照5.5的要求执行。

6.6 数值模拟

6.6.1 模拟软件选择

选择能够描述非均相驱油体系物化特性和驱油机理的油藏数值模拟软件。

6.6.2 模型建立

基于6.2.2建立的地质模型，建立油藏静态模型、岩石流体模型、开发动态模型等。

6.6.3 非均相驱物化特性参数获取

通过室内物化测试实验确定弹性模量、表观黏度、界面张力等物化特性参数，通过拟合驱油实验结果确定阻力系数、残余阻力系数等物化特征参数。

6.6.4 开发历史拟合

按照SY/T 6744的规定执行。

8

6.7 注采优化设计

6.7.1 注入参数优化

6.7.1.1 注入浓度

依据6.5非均相驱油体系配方优化结果，确定聚合物、表面活性剂和黏弹性颗粒等驱油剂浓度范围。设计多种驱油剂浓度组合方案并进行数值模拟计算，综合分析技术及经济指标，确定最佳驱油剂注入浓度组合方案。

6.7.1.2 段塞用量

在注入浓度优化基础上，设计多个不同段塞用量方案，通过数值模拟计算，综合分析技术及经济指标，确定最佳段塞用量。

6.7.1.3 注入速度

应用油藏工程方法，依据注采能力、体系性能、注入压力、地层压力、油层破裂压力等因素， 确定合理注入速度范围;在合理范围内设计多个注入速度方案，通过数值模拟计算，确定最佳注入速度。

6.7.1.4 注入方式

以最大程度扩大波及和提高驱油效率为原则，设计多套段塞组合方案，通过数值模拟计算，综合分析技术及经济指标，确定最佳注入方式。

6.7.2 配产配注设计

按照注入参数优化设计结果，考虑全区及井组注采平衡、油层发育情况、油层连通状况、剩余油及优势渗流通道分布特征等个性化设计井组配产配注方案。

6.8 方案效果预测

6.8.1 技术效果预测

6.8.1.1 原开发方式指标预测

在开发历史拟合基础上，应用数值模拟预测原开发方式的开发指标，预测结束时含水应高于经济极限含水。预测指标应包括累积注入量、累积产液量、累积产油量、累积产水量、全过程含水率、采收率等。

6.8.1.2 非均相驱油开发指标预测

在开发历史拟合基础上，应用数值模拟预测非均相驱开发指标，预测结束时含水应高于经济极限含水。预测指标应包括累积注入量、累积产液量、累积产油量、累积产水量、全过程含水率、阶段采出程度、采收率等。

6.8.1.3 非均相驱油技术效果评价

评价非均相驱油技术效果，计算累积增油量、提高采收率、增加可采储量、折合吨聚增油量(黏弹性颗粒驱油剂和表面活性剂用量按价格折算为聚合物用量)等。

9

6.8.2 经济效益预测

按照SY/T 6511的规定执行。

6.9 方案实施要求

6.9.1 驱油剂产品质量检测要求

6.9.1.1 取样要求

对现场接收的每一批次的黏弹性颗粒驱油剂、聚合物、表面活性剂产品取样检测。

6.9.1.2 检测要求

6.9.1.2.1 黏弹性颗粒驱油剂产品检测固含量、网络结构物含量、溶胀后粒径中值、弹性模量、表观黏度、热稳定性，检测方法见附录A。

6.9.1.2.2 聚合物产品检测固含量、粒度、特性黏数、水解度、表观黏度等，检测方法按照SY/T 5862 的规定执行。

6.9.1.2.3 表面活性剂产品检测外观、pH 值、水溶性、固含量、界面张力、抗吸附性、洗油率、热稳定性，检测方法见附录B。

6.9.2 监测资料录取要求

按照SY/T 6102的规定执行。

6.9.3 生产资料录取要求

按照SY/T 5740的规定执行，增加对注入体系黏弹性颗粒驱油剂浓度、表面活性剂浓度、注入体系界面张力及采出液表面活性剂浓度等资料的录取，录取密度按照SY/T 5740的规定执行。

7 动态分析与效果评价

7.1 动态分析

7.1.1 注入状况

按照SY/T 6225的规定执行。对比分析目标区单井、单元的注入压力、注入能力变化，分析非均相驱不同阶段阻力系数、启动压力、吸水指数、注入剖面等变化。

7.1.2 采出状况

按照SY/T 6225的规定执行。

7.1.3 层系及井网适应性分析

分析层间、层内非均质性，评价开发层系划分与组合的适应性;分析油水井井况、注采对应状况等，评价注采井网的适应性。

7.1.4 综合动态分析及优化调整

基于非均相驱动态分析，与方案设计进行对比，并采用跟踪数值模拟手段，提出相应优化调整方

10

案，包括改善注入质量、高压/低压/低液/窜剂井治理、注入浓度及段塞调整、注采结构调整、油井端配套引效等。

7.2 效果评价

7.2.1 技术效果评价

评价非均相驱结束后技术效果，应包括综合含水下降幅度、累积产油量、累积增油量、阶段采出程度、提高采收率、增加可采储量等，并与方案设计进行对比。

7.2.2 经济效益评价

11

附录 A

(资料性)

黏弹性颗粒驱油剂性能评价

A.1 评价内容及指标

黏弹性颗粒驱油剂的评价内容及指标见表A.1。

表A.1黏弹性颗粒驱油剂评价内容及指标

编号

项目

PPG

B-PPG

工

固含量，%

≥86.0

网络结构物含量，%

≥20

≥70

溶胀后粒径中值，μm

≥500

弹性模量，Pa

≥0.5

≥15

表观黏度，mPa · s

≥50

≥10

热稳定性(无氧条件下30d后粒径中值),μm

注：将黏弹性颗粒驱油剂用筛分仪筛出100 μm300 μm粒径范围进行测试。黏弹性颗粒驱油剂分为PPG和

B-PPG两种类型。PPG适用于地层温度不大于70℃、地层水矿化度不大于20000 mg/L的油藏;B-PPG 适用于地层温度不大于85℃、地层水矿化度不大于100000 mg/L的油藏。

A.2 仪器设备和试剂溶液

A.2.1 仪器设备

A.2.1.1 电子天平：感量分别为0.0001g、0.001g、0.01g。

A.2.1.2 恒温箱：最高温度不低于150℃,控温精度±2℃。

A.2.1.3 激光粒度仪：粒度检测范围0.02 μm～2000μm。

A.2.1.4 流变仪：MCR系列流变仪或同类产品，具备同轴圆筒和平板测量模式。

A.2.1.5 筛分仪：拍击式或振动式，配标准试验筛，孔径分别为0.10 mm、0.30 mm。 A.2.1.6 磁力搅拌器：最高转速不低于1000 r/min, 配聚四氟乙烯磁力搅拌转子。

A.2.1.7 干燥器。

A.2.1.8 称量瓶：60 mm×30 mm。

A.2.1.9 烧杯：容量200 mL、1000 mL。

A.2.1.10 磨口玻璃瓶：5L。

A.2.2 试剂溶液

A.2.2.1 试剂

A.2.2.1.1 氯化钠：分析纯。

12

A.2.2.1.2 无水氯化钙：分析纯。

A.2.2.1.3 无水硫酸钠：分析纯。

A.2.2.1.4 六水合氯化镁：分析纯。

A.2.2.1.5 无水乙醇：分析纯。

A.2.2.1.6 去离子水：GB/T 6682, 三级。

A.2.2.2 溶液

A.2.2.2.1 PPG 实验用模拟水。称取4901.03g 去离子水加入5 L 磨口玻璃瓶中，置于磁力搅拌器搅拌使溶液形成漩涡，按顺序加入以下试剂：无水氯化钙5.7155g、六水合氯化镁4.3201 g、氯化钠 88.9340g。每加入一种试剂待其完全溶解后再加入另一种试剂。全部加完后继续搅拌至完全溶解，有效期为7 d。

A.2.2.2.2 B-PPG 实验用模拟水。称取4831.75g 去离子水加入5L 磨口玻璃瓶中，置于磁力搅拌器搅拌使溶液形成漩涡，按顺序加入以下试剂：无水氯化钙9.7144 g、六水合氯化镁7.3442g、氯化钠 151.1887 g。每加入一种试剂待其完全溶解后再加入另一种试剂。全部加完后继续搅拌至完全溶解， 有效期为7d。

A.2.2.2.3 黏弹性颗粒驱油剂待测液。用感量0.0001g 的电子天平称取(0.5/S)g黏弹性颗粒驱油剂 (S 为固含量),用感量0.01g 的电子天平称取(100-0.5/S)g 实验用模拟水于烧杯中，在500 r/min转速下搅拌实验用模拟水，形成漩涡，缓慢而均匀地将称取的黏弹性颗粒驱油剂撒入漩涡肩部，搅拌2h。

A.3 评价方法

A.3.1 固含量

按照SYT 5862的规定执行。

A.3.2 网络结构物含量

A.3.2.1 用感量0.0001g 的电子天平称取(0.5/S)g 黏弹性颗粒驱油剂( S 为固含量),记为m。

A.3.2.2 用感量0.0001g 的电子天平称取称量瓶质量，记为m, 加入适量实验用水于1000 mL烧杯中，开启恒速搅拌器，调整转速至300 r/min, 形成漩涡，缓慢而均匀地将称取的黏弹性颗粒驱油剂撒入漩涡肩部，搅拌15 min至试样分散均匀。

A.3.2.3 加实验用水至1000 mL, 每隔10 min用玻璃棒轻微搅拌，重复三次。

A.3.2.4 静置2h, 至充分溶胀后的黏弹性颗粒驱油剂与上层水溶液出现明显界面分层。缓慢倾倒上层水溶液，倾倒溶液过程中，注意保持黏弹性颗粒驱油剂与水溶液分界面。

A.3.2.5 重复A.3.2.3、A.3.2.4步骤3次。

A.3.2.6 将烧杯内的黏弹性颗粒沉淀物用无水乙醇洗涤，得到白色不溶物，移除烧杯内乙醇溶液，连续加入无水乙醇洗涤2次，静置10 min, 转移白色不溶物至称量瓶中，置于恒温箱中110℃烘干2h 至恒重。

A.3.2.7 取出称量瓶，置于干燥器中冷却30 min, 用感量0.0001g 的电子天平称量，记为m₂。

A.3.2.8 网络结构物含量按公式(A.1) 计算：

13

……………………………(A.1)

N₃——网络结构物含量，用百分数表示;

m₂——洗涤沉淀后黏弹性颗粒驱油剂与称量瓶质量，单位为克(g); m₁——称量瓶质量，单位为克(g);

mo——黏弹性颗粒驱油剂质量，单位为克(g)。

A.3.3 溶胀后粒径中值

A.3.3.1 按照激光粒度仪测量要求测定试样溶胀后粒径中值。

A.3.3.2 重复测量3次，取算术平均值作为测量结果。

A.3.4 弹性模量

按照5.5.1的规定执行。 A.3.5 表观黏度

按照5.5.2的规定执行。 A.3.6 热稳定性

按照5.5.4的规定执行。

14

附录 B

( 资料性 )

驱油用表面活性剂性能评价

B.1 评价内容及指标

驱油用表面活性剂的评价内容及指标见表B.1。

表B.1驱油用表面活性剂评价内容及指标

外观

均匀液体，无刺激性气味

pH值

6.0～8.0

水溶性

溶解均匀，不分层，无絮凝、沉淀

≥40.0

界面张力，mN/m

<1.0×10-²(浓度0.3%)

抗吸附性

吸附后界面张力<1.0×10-²mN/m

洗油率，%

热稳定性(无氧条件下30d)

<1.0×10-²

黏度保留率，%

≥90.0

B.2 仪器设备和试剂材料

B.2.1 仪器设备

B.2.1.1 电子天平：感量分别为0.0001g、0.001g。

B.2.1.2 界面张力仪：测量范围10-5mN/m～10²mN/m, 读数精度0.001 mm。

B.2.1.3 恒温箱：最高温度不低于150℃,控温精度±2℃。

B.2.1.4 磁力搅拌器：最高转速不低于1000 r/min, 配聚四氟乙烯磁力搅拌转子。

B.2.1.5 恒温振荡水浴：最高温度不低于90℃,精度±1℃,振荡频率0次/min～200 次/min。

B.2.1.6 离心机：最高转速不低于15000 r/min。

B.2.1.7 旋转黏度计：布氏旋转黏度计(带UL 转子)或同类型黏度计。

B.2.1.8 干燥器。

B.2.1.9 烧杯：150 mL、250 mL、1000 mL。

B.2.1.10 锥形瓶：100 mL。

B.2.1.11 安瓿瓶：50mL。

B.2.2 试剂材料

B.2.2.1 无水氯化钙：分析纯。

15

B.2.2.2 石油醚：馏程60℃~90℃,分析纯。

B.2.2.3 去离子水：GB/T 6682, 三级。

B.2.2.4 精密pH 试纸：5.5～9.0、8.2～10.0、9.5～13.0。

B.2.2.5 实验用油：目标区块脱水原油。

B.2.2.6 实验用水：目标区块注入水，用中速定性滤纸过滤后使用。

B.2.2.7 模拟地层砂：组成见表B.2, 石英砂为工业级，经过分筛、洗净和烘干处理;高岭土为分析纯。 表B.2模拟地层砂的组成

材料

石英砂

高岭土

粒径，μm

380～550

250～380

180～250

150～180

质量，g

40.0

50.0

90.0

100.0

30.0

B.3 评价方法

B.3.1 外观

在光线充足条件下目测，将试样瓶盖打开，用招气入鼻法测味。

B.3.2 pH 值

去离子水配制质量浓度为1.0%的表面活性剂溶液，用精密pH试纸测试并记录溶液的pH值。

B.3.3 水溶性

用目标区块注入水配制质量浓度为10%的表面活性剂溶液，静置后观察溶液有无悬浮物或沉淀。 B.3.4 固含量

按照SY/T 5862的规定执行。

B.3.5 界面张力

B.3.6 抗吸附性

B.3.6.1 称取质量浓度为0.3%的表面活性剂溶液90.0g, 与30.0g 模拟地层砂混合，置于恒温振荡水浴(油藏温度，振荡频率170 r/min) 中振荡24h。

B.3.6.2 将振荡后试样静置30 min, 取上层清液。若溶液浑浊，可用离心机分离。按照SY/T 6424的规定测定吸附后表面活性剂溶液与目标区块原油之间的界面张力。

B.3.7 洗油率

B.3.7.1 将模拟地层砂与目标区块原油按4:1比例(质量比)混合，搅拌均匀后放入恒温箱在油藏温度下恒温老化7d, 每天搅拌1次。

B.3.7.2 称取老化的油砂5.0g 置于锥形瓶中称重，称量洗油前锥形瓶与老化油砂质量，记为m₃ ( 精确至0.001 g)。

16

B.3.7.3 加入质量浓度为0.3%的表面活性剂溶液50.0g, 充分混合后在油藏温度下静置48h。

B.3.7.4 将静置后试样中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油移除，倒出表面活性剂溶液，将锥形瓶置于 120℃恒温箱中烘至恒重，称量洗油后锥形瓶与老化油砂质量，记为m₄。

B.3.7.5 用石油醚对试样进行原油洗脱，直至石油醚无色。

B.3.7.6 将洗脱尽原油的锥形瓶置于120 ℃恒温箱中烘至恒重，称量锥形瓶与原油洗脱后老化油砂质量，记为m₅。

B.3.7.7 洗油率按公式(B.1) 计算：

………………………………(B.1)

σ——洗油率，用百分数表示;

m₃——洗油前锥形瓶与老化油砂质量，单位为克(g);

m₄——洗油后锥形瓶与老化油砂质量，单位为克(g);

m₅——锥形瓶与原油洗脱后老化油砂质量，单位为克 (g)。

B.3.8 热稳定性

B.3.8.1 配制质量浓度为0.18%的聚合物溶液。

B.3.8.2 配制质量浓度为0.3%的表面活性剂溶液。

B.3.8.3 配制聚合物质量浓度为0.18%、表面活性剂质量浓度为0.3%的聚合物—表面活性剂复配溶液。

B.3.8.4 分别将聚合物溶液、表面活性剂溶液、聚合物—表面活性剂复配溶液分装到至少5个安瓿瓶中，按照SY/T 5862的规定充氮除氧封口，置于恒温箱中。

B.3.8.5 热老化1d、3d、7d、15d、30d 后，分别取出安瓿瓶，测定聚合物溶液、聚合物—表面活性剂复配溶液的表观黏度，按照公式(1)计算热老化后黏度保留率;分别测定表面活性剂溶液与聚合物—表面活性剂复配溶液的界面张力。

17

附录 C

黏弹性颗粒驱油剂与油藏匹配性

C.1 根据目标区块平均驱替压力梯度和单位长度孔喉数量，计算确定该区块黏弹性颗粒驱油剂变形通过孔喉临界压力。利用黏弹性颗粒驱油剂与储层匹配关系图版(见图C.1), 确定不同弹性模量黏弹性颗粒驱油剂对应的颗粒粒径与孔喉直径比，进而依据目标油藏平均孔喉直径，确定符合目标油藏条件的黏弹性颗粒驱油剂粒径与弹性模量范围，选择黏弹性颗粒驱油剂粒径和类型。

颗粒变形通过孔喉临界压力,Pa

50

颗粒粒径与孔喉直径比

图 C.1 黏弹性颗粒驱油剂与储层匹配关系图版

C.2 利用选择的黏弹性颗粒驱油剂按照实验设计配制水分散体系。

C.3 根据目标区块油藏条件确定岩样，制备不同渗透率的2组岩样，按照SY/T 5862的规定抽真空及饱和水，按照图1将岩样并联连接。

C.4 根据目标区块油藏水驱推进速度确定注入速度。

C.5 恒速注入实验用水，每15 min 记录一次注人压力，按照公式(7)和公式(8)分别计算高、低渗透率岩样的阶段分流率。在连续注入1.0 PV 时间内仍保持稳定时，结束水驱实验。

C.6 恒速注入黏弹性颗粒驱油剂水分散体系，中间容器的搅拌速率为300 r/min。每15 min记录一次注入压力，按照公式(7)和公式(8)分别计算高、低渗透率岩样的阶段分流率。当累计注入量达到实验设计时，结束黏弹性颗粒驱油剂注入实验。

C.7 恒速注入实验用水，每15 min 记录一次注入压力，按照公式(7)和公式(8)分别计算高、低渗透率岩样的阶段分流率。在连续注入1.0 PV时间内仍保持稳定时，结束后续水驱实验。

C.8 若进行聚合物驱后驱替实验，则在C.6前注入聚合物段塞，注入体积以实验设计为准。绘制分流率随注入量的变化曲线。

C.9 按照公式(C.1) 计算注入黏弹性颗粒驱油剂后高、低渗透率岩心的液流转向系数d,d 不大于1,表明发生液流转向。

18

d——液流转向系数，无量纲;

……………………………………(C.1)

Q高渗mn— 高渗管岩样最低阶段分流率，用百分数表示;

Q低 max——低渗管岩样最高阶段分流率，用百分数表示。

19

参考 文献

[1]孙焕泉，曹绪龙，李宗阳，等.基于储层孔喉匹配的非均相复合驱技术研究与矿场实践—— 以胜坨油田一区沙二段1-3砂组聚合物驱后单元为例[J].油气地质与采收率，2020, 27(5):53-61.

[2] 曹伟东，戴涛，于金彪，等.非均相复合驱数值模拟方法研究与应用[J].石油与天然气地质，2016,37(4):606-611.

[3] Kang Zhou, Jian Hou,Qicheng Sun,et al.Study on the flow resistance of the dispersion system of deformable preformed particle gel in porous media using LBM-DEM-IMB method[J].Journal of Dispersion Science and Technology,2019,40(10):1523-1530.

[4]孙焕泉，曹绪龙，等.非均相复合驱油技术[M].北京：科学出版社，2016:1-2.

[5]孙焕泉.聚合物驱后井网调整与非均相复合驱先导试验方案及矿场应用——以孤岛油田中一区Ng3单元为例[J].油气地质与采收率，2014,21(2):1-4.

[6] 曹绪龙，刘煜，曹伟东.非均相复合驱中黏弹性颗粒驱油剂与储层孔喉匹配关系[J].石油学报，2022(02),262-269.