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ICS 75.100 E12 DB61 陕西省地方标准 DB 61/T 10182016 生物活性驱油剂性能测试方法 Methods of performance tests for bioactivity oil-displacing agent 2016-05-09发布 2016-08-01实施陕西省质量技术监督局 发布 DB61/T 10182016 I 目 次 前言.II1 范围.12 规范性引用文件.13 术语和定义.14 取样.15 pH 值测定.16 固含量测定.27 界面张力测定.28 耐盐性能测试.39 稳定性能测试.410 驱油效率测试.511 生物降解度测试.712 静态吸附量测试.8附录 A（规范性附录）测试报告表格文件格式.9 图 1 岩心驱替实验流程示意图.6 表A.1 测试报告.9表A.2 pH值测定原始记录.9表A.3 固含量测定原始记录.10表 A.4 界面张力测定原始记录.10表 A.5 耐盐性能测试原始记录.10表 A.6 稳定性能测试原始记录.11表 A.7 驱油效率测试原始记录.11表 A.8 生物降解度测试原始记录.12表A.9 吸附量测试原始记录.12 DB61/T 10182016 II 前 言 本标准根据GB/T 1.1-2009 给出的规则起草。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司提出。本标准由陕西省能源局归口。本标准起草单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司。本标准主要起草人：洪玲、高瑞民、田宗武、王蓓蕾、王前荣、周晔、王成俊、申哲娜、金志。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司负责解释。本标准首次发布。联系信息如下：单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司 电话：029-88899559 地址：陕西省西安市科技二路75号 邮编：710075 DB61/T 10182016 1 生物活性驱油剂性能测试方法 1 范围 本标准规定了生物活性驱油剂性能测试的术语和定义以及pH值测试、固含量测试、界面张力测试、耐盐性能测试、稳定性能测试、驱油效率测试、生物降解度测试和静态吸附量测试等理化性能的测试方法。本标准适用于生物活性驱油剂的性能测试。2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是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 6368 表面活性剂 水溶液 pH 值的测定 电位法 GB/T 6680 液体化工产品采样通则 GB/T 158182006 表面活性剂生物降解度试验方法 GB/T 291722012 岩心分析方法 SY/T 53701999 表面及界面张力测定方法 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。3.1 生物活性驱油剂 bioactivity oil-displacing agent 生物活性驱油剂是由生物类驱油剂和其他类型表面活性剂复配而成的新型驱油剂。它具有改变岩石润湿性、降低油水界面张力、解堵、阻垢等作用，达到疏通油层、降低原油流动阻力、提高驱油效率的目的。4 取样 应符合GB/T 6680的要求。5 pH值测定 5.1 测定方法 按GB/T 6368的规定的方法执行。5.2 报告及原始记录格式 DB61/T 10182016 2 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.2所示。6 固含量测定 6.1 仪器设备 6.1.1 电子天平：感量 0.001g。6.1.2 真空干燥箱：温度范围：2321002,控温精度：2，真空度小于 133Pa。6.1.3 称量瓶：50mL。6.2 测定方法 于干燥恒质的称量瓶中称取样品2.000g，将盛有样品的称量瓶放入真空干燥箱中，控制温度552、真空度-0.1MPa，干燥2h，放空，取出置于干燥器中冷却30min，称量，重复上述操作至恒重后记录其质量。6.3 结果计算 6.3.1 固含量以质量百分数表示，应按公式(1)计算。%10001 mm.(1)式中：固含量，用百分数表示；1m残留固形物的质量，单位为克（g）；0m称取样品的质量，单位为克（g）。6.3.2 在重复条件下获得的两次独立测定结果的相对偏差应不大于 1%。6.4 报告及原始记录格式 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.3所示。7 界面张力测定 7.1 仪器设备 7.1.1 界面张力仪：旋转滴法。测量范围 10-5mN/m1mN/m，读数精度 0.001mm；转速 0r/min10000r/min，精度 0.1；温度 090，精度0.1。7.1.2 密度计：精度 0.0001g/cm3。7.1.3 电子天平：感量 0.001g。7.1.4 容量瓶：250mL。7.1.5 烧杯：100mL,200mL,500mL。7.2 试剂 7.2.1 实验用水：注入水、地层水或以相应分析数据配制的模拟水。7.2.2 实验用油：地面脱水脱气原油。DB61/T 10182016 3 7.3 溶液配制 在烧杯中称取2.500g样品，加少许实验用水溶解，转入250mL容量瓶，稀释至刻度，摇匀。或按实验设计浓度来配制。7.4 界面张力测定 7.4.1 应在实验温度下测定实验溶液和原油的密度。7.4.2 界面张力应按照所用仪器说明书进行测定，测定原理、计算方法、测量精度应符合 SY/T 5370-1999中3.3 的要求。7.5 报告及原始记录格式 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.4所示。8 耐盐性能测试 8.1 仪器设备 8.1.1 界面张力仪：测量范围 10-5mN/m102mN/m，读数精度 0.001mm。8.1.2 密度计：精度 0.0001g/cm3。8.1.3 电子天平：感量 0.001g。8.1.4 容量瓶：100mL，1000mL。8.1.5 烧杯：50mL，100mL，200mL。8.1.6 比色管：25mL。8.2 试剂 8.2.1 化学试剂：NaCl、CaCl2均为分析纯。8.2.2 实验用油：地面脱水脱气原油。8.3 样品配制 8.3.1 实验用盐水 依次称取NaCl试剂20.000g、40.000g、60.000g、80.000g、100.000g、120.000g、150.000g于7只烧杯中，用适量蒸馏水溶解，完全溶解后转入1000mL容量瓶中，用蒸馏水稀释至刻度，摇匀，即成矿化度分别为20g/L、40g/L、60g/L、80g/L、100g/L、120g/L、150g/L的系列盐水。若油田地层水矿化度超过150g/L则增加一个级别。8.3.2 Ca2+离子水 分别称取无水CaCl2试剂2.770g、5.540g、8.310g、11.080g、13.850g、16.620g、22.160g于7只烧杯中，各加入适量蒸馏水，完全溶解后转入1000mL容量瓶中，用蒸馏水稀释至刻度，摇匀，即成Ca2+浓度分别为1000mg/L、2000 mg/L、3000 mg/L、4000 mg/L、5000 mg/L、6000 mg/L、8000mg/L的系列溶液。若油田地层水二价离子浓度超过8000mg/L则增加一个级别。8.3.3 耐盐试液 称量1.000g样品7份，分别用8.3.1中的系列盐水溶解并稀释至100mL，摇匀。DB61/T 10182016 4 8.3.4 耐Ca2+试液 称量1.000g样品7份，分别用8.3.2中的系列Ca2+离子水溶解并稀释至100mL，摇匀。8.4 耐盐性能测试 8.4.1 分别移取 20mL 8.3.3 中耐盐试液于 7只 25mL 具塞比色管中，观察并记录溶液的性状变化（沉淀或分相），以澄清溶液中最高矿化度作为该试样的最高耐盐度，必要时使用内插法精确求出。8.4.2 用 7.4 给出的方法测试 8.4.1 中澄清溶液和原油间的界面张力，计算平衡界面张力，绘制界面张力盐度曲线。8.5 耐 Ca2+性能测试 8.5.1 分别移取 8.3.4 中的耐 Ca2+试液20mL于 7 只25mL具塞比色管中，观察并记录溶液的性状变化（沉淀或分相），以澄清溶液中最高 Ca2+离子浓度作为该试样的最高耐二价阳离子的浓度，必要时使用内插法精确求出。8.5.2 用 7.4 给出的方法测试 8.5.1 中澄清溶液和原油间的界面张力，计算平衡界面张力，绘制界面张力Ca2+浓度曲线。8.6 报告及原始记录格式 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.5所示。9 稳定性能测试 9.1 仪器设备 9.1.1 界面张力仪：测量范围 10-5mN/m102mN/m，读数精度 0.001mm。9.1.2 密度计：精度 0.0001g/cm3。9.1.3 电子天平：感量 0.001g。9.1.4 恒温干燥箱：温度范围 2322502，控温精度2。9.1.5 烧杯：100mL,200mL,500mL。9.1.6 具塞试管 30mL 或安培瓶30mL。9.2 试剂 9.2.1 实验用水：地层水或模拟地层水。9.2.2 实验用油：地面脱水脱气原油。9.3 样品配制 称量5.000g样品，加少许实验用水溶解，转入500mL容量瓶，稀释至刻度，摇匀。9.4 测试 9.4.1 取 10 只干燥洁净的 30mL具塞试管或者安培瓶，各加入 9.3配制的溶液 25mL。9.4.2 将加入样品的具塞试管或者安培瓶（烧结密封）置于恒温箱中老化,设定实验温度。9.4.3 定期观察恒温箱中样品有无沉淀、浑浊与分层等现象，记录其稳定性状态。9.4.4 每隔 1d、3d、5d、10d、15d、20d、30d 取出1 个样，用 7.4 给出的方法测试样品和实验用油间的界面张力，计算平衡界面张力，绘制动态界面张力曲线以及界面张力老化时间曲线。DB61/T 10182016 5 9.5 报告及原始记录格式 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.6所示。10 驱油效率测试 10.1 仪器设备 10.1.1 驱替实验装置：含岩心夹持器、中间容器、环压泵、压力表、温度控制系统、油水计量系统、精密注射泵、采出液数据采集系统等。10.1.2 岩心饱和装置：含真空泵、岩心室、中间容器、压力表、电子天平、柱塞泵等。10.2 实验材料 10.2.1 实验用水：注入水、地层水或模拟地层水。10.2.2 实验用油：根据地层原油特性，将地面脱水原油与去极性煤油配制成地层模拟油。10.2.3 岩心：天然或人造岩心柱，直径 2.5cm或 3.8cm，长度 6cm10cm，烘干并编号，测量岩心长度、直径及干重，按 GB/T 291722012 中7.3.1 规定的方法测试岩心空气渗透率。存于干燥器中备用。10.3 样品配制 称取5.000g生物活性驱油剂于烧杯中，用注入水溶解，转入500mL容量瓶中，加注入水至刻度，摇匀备用。或按实验设计浓度来配制。10.4 实验步骤 10.4.1 饱和地层水 将岩心放入岩心室中，在-0.1MPa真空度条件下抽真空4h，加入地层水或模拟地层水，加压至原始油藏压力，1h后取出岩心，称重，由岩心干重、湿重以及水的密度，按公式（2）和公式（3）计算岩心的孔隙体积及孔隙度。水2 1m mVp.(2)式中：PV 岩心孔隙体积，单位为立方厘米（cm3）；1m 岩心湿重，单位为克（g）；2m 岩心干重，单位为克（g）；水 水的密度，单位为克每立方厘米（g/cm3）。%100b VVP.(3)式中：岩心孔隙度，用百分数表示；PV 岩心孔隙体积，单位为立方厘米（cm3）；bV 岩心总体积，单位为立方厘米（cm3）。DB61/T 10182016 6 10.4.2 饱和油 将饱和地层水后的岩心装入如图1所示的驱替实验装置中，设定实验温度，模拟原油驱替地层水过程，至不出水时结束。按公式（4）计算含油饱和度。%100 pOoVVS.(4)式中：OS 岩心含油饱和度，用百分数表示；OV 饱和油总体积，单位为立方厘米（cm3）；PV 岩心孔隙体积，单位为立方厘米（cm3）。图1 岩心驱替实验流程示意图 DB61/T 10182016 7 10.4.3 水驱油 注入水驱油，至采出液含水率达98%，结束水驱油。每隔一定注入时间记录注入压力、累积产油量和累积产液量。10.4.4 生物活性驱油剂驱 注入10.3配制的生物活性驱油剂溶液至实验设计体积。每隔一定时间记录注入压力、累积产油量和累积产液量。10.4.5 后续水驱 注入水驱油，至采出液含水率 98%，结束实验。每隔一定注入时间记录注入压力、累积产油量和累积产液量。10.5 数据处理 10.5.1 用公式（5）和公式（6）计算驱油效率（）及驱油效率增加幅度（RE）。%1000 VVx.(5)水 终(%)RE.(6)式中：0V 原始饱和原油体积，单位为毫升（mL）；xV 水驱结束或整个驱替试验结束时累积产出油体积，单位为毫升（mL）；终最终驱油效率，用百分数表示；水水驱驱油效率，用百分数表示。10.5.2 平行试验绝对偏差应小于 3%。根据需要绘制驱替曲线（驱油效率注入孔隙体积分数、含水率注入孔隙体积分数、注入压力注入孔隙体积分数）。10.6 注意事项 采出液出现乳化现象时，应破乳后再读数。10.7 报告及原始记录格式 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.7所示。11 生物降解度测试 11.1 测试方法 按标准GB/T 158182006规定的方法测试执行。11.2 报告及原始记录格式 DB61/T 10182016 8 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.8所示。12 静态吸附量测试 12.1 仪器设备 12.1.1 恒温摇床：转速 25r/min400 r/min。12.1.2 电子天平：感量 0.001g。12.1.3 离心机：转速不大于 3500r/min。12.1.4 具塞三角瓶：100mL。12.1.5 容量瓶：100mL。12.1.6 移液管：10mL，50mL。12.1.7 烧杯：50 mL。12.2 实验材料 12.2.1 实验用水：模拟地层水。12.2.2 松散洗油油砂：目标区块洗油油砂（100 目150 目），105烘干 2h，存于干燥器中备用。12.3 样品配制 称取1.000g表面活性剂样品，用模拟地层水溶解，转入100mL容量瓶中，用模拟地层水稀释至刻度，摇匀备用。12.4 实验方法 12.4.1 称取 10.000g 松散洗油油砂放入 100mL 具塞三角瓶中，用移液管加入 12.3配制的溶液 50mL。12.4.2 将密封后的三角瓶放在恒温摇床中，在设定温度下均匀摇 24h 后，离心分离，取出上层清液。12.4.3 根据表面活性剂的类型，按 GB/T 15818-2006 附录 A附录D规定的分析方法测试吸附前后表面活性剂的浓度。12.5 吸附量计算 用公式（7）计算吸附量：GV C C 1 0.(7)式中：表面活性剂的吸附量，单位为毫克每克（mg/g）；0C 吸附前表面活性剂的浓度，单位为毫克每升（mg/L）；1C 吸附后表面活性剂的浓度，单位为毫克每升（mg/L）；V 所取表面活性剂溶液的体积，单位为升（L）；G所取油砂的质量，单位为克（g）。12.6 报告及原始记录格式 报告格式如表A.1所示，原始记录格式如表A.9所示。DB61/T 10182016 9 A A 附 录 A（规范性附录）测试报告表格文件格式 表A.1 测试报告 样品名称 送（取）样人 送（取）样日期 取样地点 样品数量 样品外观 送（取）样单位 检测单位 执行标准 检测日期 检测结果 pH值 固含量/%界面张力/mNm-1 最高耐盐度/gL-1 最高耐钙离子浓度/gL-1 稳定性能 驱油效率增加幅度%（和水驱相比）生物降解度DT-90/d 生物降解度第7天的降解度/%静态吸附量/mgg-1 备注：分析人：审核人：表A.2 pH值测定原始记录 样品名称：检测日期：pH值 实验编号 样品质量/g 溶液体积/mL 测定温度/检测值 平均值 1 2 3 分析人：审核人：DB61/T 10182016 10 表A.3 固含量测定原始记录 样品名称：检测日期：固含量/%实验编号 称量瓶 质量/g 称量瓶样品 质量/g 样品 质量/g烘干后称量瓶样品质量/g 烘干后样品 质量/g 实测值 平均值 1 2 3 4 备注：固含量（）烘干后样品质量/样品质量100%分析人：审核人：表A.4 界面张力测定原始记录 样品名称：测量温度：仪器型号：油样密度：水样密度：检测日期：界面张力/mNm-1 实验编号 样品质量/g 溶液体积/mL 样品浓度/mgL-1 检测值 平均值 1 2 3 备注：分析人：审核人：表A.5 耐盐性能测试原始记录 样品名称：实验温度：仪器型号：检测日期：耐盐性能测试结果 NaCl浓度/gL-1 20 40 60 80 100 120 150 溶液外观 界面张力/mNm-1 备注：耐Ca2+测试结果 Ca2+浓度/gL-1 1000 2000 3000 4000 5000 6000 8000 溶液外观 界面张力/mNm-1 备注：分析人：审核人：DB61/T 10182016 11 表A.6 稳定性能测试原始记录 样品名称：实验温度：仪器型号：检测日期：老化时间/d 0 1 3 5 10 15 20 30 溶液外观 界面张力/m N m-1 备注：分析人：审核人：表A.7 驱油效率测试原始记录 样品名称：检测日期：试验参数 岩心编号 岩心长度/cm 岩心直径/cm 岩心干重/g 岩心湿重/g 孔隙体积/mL 岩心孔隙度/%饱和油量/mL 含油饱和度/%模拟油密度/gcm-3 模拟油粘度/mPas 气测渗透率/10-3m2 注入水矿化度/gL-1 地层水密度/gcm-3 实验温度/驱油剂浓度/mgL-1 驱油剂设计注入体积/mL 驱替速度/mLmin-1 岩心驱替数据记录 驱替时间 注入孔隙体积 压力/MPa 累积产液量/mL 累积产油量/mL 驱油效率/备注 分析人：审核人：DB61/T 10182016 12 表A.8 生物降解度测试原始记录 样品名称：检测日期：生物源：生物源取样日期、时间：参照物（十二烷基苯磺酸钠）工作曲线测试 活性剂浓度 P/mgL-1 吸光度 A 线性回归：PabA，相关系数 r，其中 a、b为回归系数。试样工作曲线测试 活性剂浓度 P/mgL-1 吸光度 A 线性回归：PabA，相关系数 r，其中 a、b为回归系数。生物降解度测试 降解时间t d 0 1 2 3 4 5 6 7 8 参照物吸光度 A 参照物浓度 P mg/L 参照物降解度 D 待测物 1吸光度 A 待测物 1浓度 P mg/L 待测物 1降解度 D 待测物 2发泡体积V mg/L 待测物 2降解度 D 生物降解度计算公式：D（P0Px）/0100，其中 P0、Px为降解前及降解 x天后活性剂的浓度，mg/L。或 D（V0Vx）/V0100，其中 V0、Vx为降解前及降解 x天后生物表活剂的发泡体积，mL。备注：1、如果参照物直链十二烷基苯磺酸钠的生物降解度低于97.5，以及第7天和第8天的降解度之差大于2.0时，则试验无效。需重新试验。2、绘制生物降解度D降解时间t曲线，求出生物降解度为90%时的降解时间DT-90。3、待测物 1为普通表面活性剂，待测物 2 为生物表面活性剂。分析人：审核人：表A.9 吸附量测试原始记录 样品名称：检测日期：分析人：审核人：吸附滞留量测试 实验温度/离心速率/rmin-1 油砂质量 G/g 溶液体积/V mL 吸附前浓度 C0/mgL-1 吸附后浓度 C1/mgL-1 吸附滞留量 m g g-1 备注：吸附量计算公式：（C0C1）V/G _
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