大港油田公司2020年防膨剂、预交联凝胶体膨颗粒调剖剂、油溶性暂堵剂及无固相修井液集中采购项目招标公告

招标编号：DGYT-2020-0392

一、招标条件

本招标项目大港油田公司2020年防膨剂、预交联凝胶体膨颗粒调剖剂、油溶性暂堵剂及无固相修井液集中采购项目已完成审批，以DGYT-2020-0392批准，招标人为中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司。具备招标条件，现对其进行公开招标。

二、项目概况与招标范围

2.1项目背景概况：本项目为石油工程研究院及采油一厂、三厂、四厂、五厂需求，纳入大港油田集采物资管理。该产品预计项目需求金额约564.852万元。

2.2标段划分：本项目共分为5个标段（本次公告只可报名标段三、四）。

一、二标段不允许兼中兼得，若一个投标人在一、二标段中均排名第一，仅可选择其中一个标段中标，其余标段顺延。

2.3招标范围

标段	物料组	物料组描述	物料编码（11位）	物料描述	计量单位	技术规格书	数量	最高限价（元/吨）（含13%增值税的落地价）
一	12010301	粘土防膨剂	吨	技术规格书	150	3825
二	12061501	防膨剂	吨	技术规格书	150	4346
三	12010811	预交联凝胶体膨颗粒调剖剂	吨	技术规格书	50	8953
四	12051003	油溶性暂堵剂	吨	技术规格书	7000	115.89
五	12061902	无固相修井液	10002196173	无固相修井液 1.00-1.15g/cm3	吨	技术规格书	2000	173.84
	12061902	无固相修井液	11000678170	无固相修井液 1.16-1.20g/cm3	吨	技术规格书	3000	189.29
	12061902	无固相修井液	11000678171	无固相修井液 1.21-1.25g/cm3	吨	技术规格书	3000	278.16
	12061902	无固相修井液	11000678172	无固相修井液 1.26-1.30g/cm3	吨	技术规格书	3000	471.32

2.4交货地点：大港油区范围内（含采油二、三厂、六厂地区）指定地点 ；

2.5交货期：按招标人要求分批交货 ；

2.6产品质保期和服务要求：从交货之日起计算，标段一至四产品质保有效期一年以上。标段五现配现用。

2.7包装要求：按需求单位要求执行。

2.8本次招标采取单价招标，最终结算以实际发生数量为准。此项目为集中采购招标项目，经组长单位对产品质量、供货保障情况、市场价格等进行分析，确定达到延标资格后，再报物资装备处，通过评审后可延续使用。

2.9其它需要说明事项：中标人提供的产品在应用中出现质量问题，由大港油田检测评价中心检测，根据检测结果承担相应的经济损失。

三、投标人资格要求

本次招标要求投标人须具备：

（1）本次招标不接受联合体投标。

（2）本次招标不接受分支机构投标。

（3）资质条件：具备独立法人资格的生产制造商（经营范围包含招标产品或类似产品的制造及销售）。标段一至四要具有包含此产品的中国石油天然气集团公司产品质量认可证书。提供2017年1月1日至今国家认可检测机构或市、县级及以上检测机构出具的满足技术规格书要求的检验报告。

投标人应取得大港油田公司（物资类）准入资格，标段三准入范围应包含：12010811预交联凝胶体膨颗粒调剖剂，标段四准入范围应包含：12051003油溶性暂堵剂；不具备大港油田公司准入资格的中标候选人7个工作日内凭中标结果公示，向建设单位申请办理大港油田公司准入资格，取得准入资格后发放中标通知书。资质查询网站： http://10.76.3.36/GFGL/

（4）其他要求：没有处于被责令停业，财产被接管，冻结或破产状态，以及投标人的供应商资格没有被中石油冻结、中止、终止等情况。

四、招标文件的获取

4.1请潜在投标人于2020年5月28日至2020年6月2日17时30分前（北京时间）①登录中国石油电子招标投标交易平台http://ebidmanage.cnpcbidding.com/bidder/ebid/base/login.html在线报名(具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”相关章节，有关交易平台操作的技术问题，请在工作时间咨询本公告第九条指定的电子招标运维单位)；②按本公告第九条规定的账号电汇购买招标文件款，不接受现金业务。

4.2 招标文件每套（不分标段）售价1500元（售后不退），如不满足开标条件需第二次报名时，请投标人务必自行登录中国石油电子招标投标交易平台报名，否则视为放弃投标，招标文件售后不退。

4.3 本次招标文件采取电汇购买后，电子招标投标交易平台下载文件的发售方式。潜在投标人须在本公告4.1规定的时间内完成在线报名和银行汇款，报名截止日前将电汇底单，收款、开票信息承诺书（可编辑Excel版及盖章签字扫描件，格式详见公告附件1）和确认后的投标人特别提示发送至招标代理机构联系人电子邮箱（应与招标代理机构联系人确认），否则视为报名不成功，电汇款到达指定账号的次日，招标代理机构工作人员在电子招标平台解锁，潜在投标人自行下载招标文件。

五、投标文件的递交

此次招标为全流程电子招标平台操作，潜在投标人需要使用中国石油电子招标投标交易平台U-key才能完成投标工作。

5.1投标截止时间：2020年6月5日14时30分（北京时间）。

5.2本次投标采取电子招标平台电子版投标文件递交

5.2.1提交时间和方式：潜在投标人应在不迟于投标截止时间，将电子投标文件提交至中国石油电子招标投标交易平台（考虑投标人众多，避免受到网速影响，请于投标截至时间前24小时完成电子招标平台电子版投标文件的递交)；

5.2.2投标截止时间前未完成投标文件传输的，视为撤回投标文件，投标截止时间后送达的投标文件，电子平台拒收。

5.3潜在投标人应在投标截止时间三天前，向本公告第九条规定的账号提交投标保证金，标段三：0.8万元人民币，标段四：1.6万元人民币（若报名多个标段，各标段保证金分别汇款，请勿合并汇款），缴纳方式为银行汇款且必须从投标人基本账户转出。

六、发布公告的媒体

本次招标公告同时在以下信息平台发布：

中石油招标投标网：www.cnpcbidding.com

电子交易平台（外网）：https://ebidmanage.cnpcbidding.com

电子交易平台（内网）：https://ebidmanage.cnpcbidding.cnpc

国家指定发布媒介\。

本公告如有修改和补充也在以上网站同时公布。

七、开标

开标时间：2020年6月5日14时30分（北京时间）；

开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标交易平台。

八、投标费用

中标人须交纳招标代理费，费率参考发改价格[2014]1573号文件，具体要求见招标文件。

九、联系方式

招标人：中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司

招标代理机构：天津大港油田工程咨询有限公司（大港油田招标中心）

地 址：天津滨海新区大港油田创业三路邮编：300280

联 系 人：余佳程 电 话：022-25928101，13516262980

邮 箱：dg_yujcheng@petrochina.com.cn

账户名称：天津大港油田工程咨询有限公司

开户银行：中国建设银行天津油田支行

账 号：12001765001052508570

异议受理部门：大港油田招标中心 联系电话：022-25913109

投诉受理部门：大港油田公司企管法规处 联系电话：022-25925313

意见与建议：大港油田招标中心 联系电话：022-25977051

电子招标运维单位：中油物采信息技术有限公司

电子投标技术咨询电话：4008800114语音导航“电子招标”

天津大港油田工程咨询有限公司

2020年5月

全指标*号

粘土防膨剂技术规格书

1、产品适用范围

产品主要应用于防砂工艺措施前的地层预处理作业。

油气层中含有的多种敏感性矿物（蒙脱石、伊利石等），与入井液相遇时会发生水敏、速敏等现象，从而造成油气层孔隙堵塞，同时，与不配伍的地层流体相遇时，会在油气层中发生反应，引起沉淀，导致渗透率下降，因此需要在防砂工艺措施前应用固砂剂对地层进行先期处理，解除粘土矿物遇水伤害，水锁、水敏膨胀、运移对地层造成的伤害，达到恢复有效渗透率、保护油层、提高油气开发效果的目的。

2、技术要求

项 目	指 标
外观	透明溶液
pH值	6.0～8.0
表观粘度（30℃），mPa·s ≥	10.0
固含量，% ≥	20.0
抑砂能力（流量600mL/h）,g/mL ≤	0.003
防膨率，% ≥	85

3、检测仪器和器皿

仪器和器皿包括：

（1）天平：感量0.0001 g；

（2）酸度计；

（3）NP-01岩心膨胀仪；

（4）钠搬土，粒径：0.42mm-0.25mm；

（5）电热恒温干燥箱：工作温度200℃±1℃；

（6）称量瓶：φ25mm×20mm；

（7）电热恒温水浴锅：工作温度100℃±1℃；

（8）500ml烧杯、三角瓶、玻璃棒。

4、检测方法

4.1 外观

将试样100ml盛入无色透明量筒中，在自然光下目测。

4.2 pH值测定

用广泛pH试纸测定。

4.3 表观粘度测定

用六速粘度计测定，样品温度为（30±1）℃，在600r/min的转速下进行测定。

4.4 固含量测定

4.4.1 测定步骤

将样品摇匀，称取样品2.0g试样（精确到0.0001g），置于已烘至质量恒重的称量瓶中，放入115℃烘箱中烘干后，移入干燥器中，冷却到室温后称量。如此反复烘干称量，直到质量恒定为止。

4.4.2 结果表示

固含量按（1）式计算：

X=〔（m₂－m₁）/m〕×100…………………………………………（1）

式中：

X——固含量，%；

m₂——称量瓶与样品烘干后残余物质量之和，g；

m₁——称量瓶质量，g；

m——样品质量，g。

4.5 抑砂能力试验

4.5.1称取质量比7：3的石英砂和高岭土，混合均匀装入岩芯筒中，制成直径25.00mm长100mm的岩芯，反通1.5PV10%的防膨剂，放置30min。

4.5.2正通油田净化水、污水或清水，流量600mL/h，10min后，等时取样5次，每次30mL，共计150mL。

4.5.3将所取样摇匀，吸取10mL已恒重过（准确到0.0001g）的滤纸过滤，将滤纸连同滤出物移入烧杯中，放入烘箱，直至恒重。

4.5.4含砂量按（2）式计算：

X=（M₂－M₁）/Y………………………………………………（2）

式中：

X—含砂量，g/mL；

M₂—蒸干残余物与滤纸的质量，g；

M₁—滤纸质量，g；

Y—取样体积，mL；

4.6 防膨率的测定

取清水或当地油田净化污水450g，加入DK-1防膨剂50g，搅拌均匀并充分溶解后，按SY/T 5971－1994中第4章离心法方法测定。

1.1　5包装、标志、运输、贮存

5.1 包装

本产品采用50kg大口塑料桶(或根据用户需求)包装，包装桶要严密紧封，不得有破损与泄露。且包装应当符合法律、行政法规、规章的规定以及国家标准、行业标准的要求。

5.2 标志

标志应注明产品名称、规格、产品标准编号、出厂批号、生产日期与生产厂家。

5.3 运输和贮存

本品应存放在通风、阴凉处，防止阳光暴晒，装卸和运输过程中应轻装、轻放，防止货桶挤压和相互碰撞。

防膨剂技术规格书

1.技术要求

防膨剂产品技术要求应符合表1规定要求

表1

项目	指标
外观	无色或淡黄色液体
溶解性,	易溶于水无不溶物
固含量，%	≥20
pH值	4～7
粘度（25℃），MPa·s	≥20
防膨率，%	≥87

2.检验仪器及材料

2.1检验仪器

标准中所用的主要检验仪器如下：

比色管：50mL锥形瓶：250mL称量瓶：15mL100mL量筒：分度值为1mL；500mL量筒：分度值为5mL；2mL移液管：分度值为0.02mL；容量瓶：100mL电热恒温干燥箱；控温范围为室温～300℃，精度±1℃；离心机：转速0—3000r/min；分析天平：感量0.0001g(即0.1mg）；离心管：容量10mL，分度值为0.05 mL；LP-05C平流泵；NDJ-Ig型粘度计；恒温水浴锅；表面皿

2.2检验材料

煤油：经无水氯化钙处理；

b)一级膨润土；

c）pH试纸

3 检验方法

3.1 外观测定

在比色管中加入20mL～25mL样品，目测

3.2 溶解性测定

称取10g试样于三角烧瓶中，加入蒸馏水100mL，用力摇匀（约1min），然后对着太阳光或灯光目测，看是否有不溶物存在。

3.3 固含量测定

3.3.1 测定步骤

将样品摇匀，称取1.5g试样（精确到0.0001g）于已烘至质量恒定的称量瓶中，放入烘箱，在115℃条件下烘干后，移入干燥器中，冷却到室温后称量，如此反复烘干与称量直到质量恒定为止。

3.3.2计算

固含量按下列公式计算：

m₂-m₁

X= —————× 100 ………………………………（1）

m

式中: X——固含量（ %）

m₁——称量瓶质量（g）

m₂——称量瓶与样品烘干后残余质量之和（g）

m——样品质量（g）

3.4粘度

3.4.1测定步骤

将样品摇匀后倒入500mL烧杯中，上盖表面皿，在25℃水浴锅中直至恒温后，从水浴中取出，用NDJ-Ig型粘度计测量。

3.4.2计算

粘度按照下列公式计算：

D=A×B…………………………………………………（2）

式中：

D—样品粘度（MPa.s）

A—粘度计指针读数（MPa.s）

B—相对较正系数（无量钢）

3.5pH值测定

用广泛pH试纸测定。

3.6防膨率的测定

按SY/T 5971-2016规定的离心法测定5%防膨剂溶液的防膨率。

4.标志、包装、贮存和运输

4.1 标志

产品可根据需要采用指定规格的桶装或罐装，产品包装应标有牢固、清晰的标志，应标明产品名称、代号、商标、净重、执行标准、生产厂名称和厂址、生产日期、保质期及合格产品标识。

4.2包装

本产品采用50kg大口塑料桶包装，包装桶要严紧密封，不得有破损与泄漏。

4.3运输和储存

装卸和运输过程中应轻装、轻放，防止货桶挤压和相互碰撞，本产品应存放在通风、阴凉处，防止阳光曝晒。

预交联凝胶体膨颗粒调剖剂技术规格书

产品适用范围

本产品适用于常规水井调剖、调驱、油气修井暂堵措施，封堵地层水流优势通道，扩大注水波及体积，适应地层温度（40-120℃）。

2 技术要求

预交联粘弹颗粒调驱剂Ⅱ型技术要求

项 目	指 标
外观	橘红粘弹颗粒
粒径符合率（1-5mm），%（可按地层匹配粒径范围）	≥60
密度，g/cm3	1.10-1.50
吸水倍数，倍	≥5
水分散体系粘度，mPa.s	≥300

3 检测方法

3.1试验仪器设备和材料

电子天平：分度值 0.0001g；分度值 0.01g；恒温干燥箱：可控制在 60℃±2℃；恒温干燥箱：可控制在105℃±2℃；干燥器：装有干燥剂；数字旋转粘度计：NDJ-9S广口瓶：1000mL；标准分析筛：孔径分别为 1mm、5mm；筛盖、底盘；数显磁力搅拌器：配不同型号的转子；量筒：1000mL；烧杯：500mL；恒速搅拌器：（0～2000）r/min。容量瓶：250ml

试剂和溶液包括如下：

氯化钠，AR；无水氯化钙，AR；无水硫酸钠，AR；无水乙醇；目标区块模拟水：在10 kg 天平上放置一个5 L 细口瓶，向细口瓶中加入4967.457g 蒸馏水，放入磁力搅拌子后将其置于磁力搅拌器上，开动搅拌器，使溶液形成旋涡，按顺序加入以下物质：硫酸钠0.3480g、氯化钠30.9550 g、无水氯化钙1.2070 g。每加入一种试剂待其完全溶解后再加入另一种试剂。用磁力搅拌器搅拌15min 后待用。配制的模拟水应均质透明，不应有沉淀现象，有效期7 d。测试液: 准确称取60g粘弹性颗粒驱油剂样品，精确至0.0001 g。称取300g模拟水于500 mL 广口瓶中，开启恒速搅拌器在（400±20）r/min 下沿漩涡壁30 s 内慢慢加入试样，然后在搅拌速率为（500±20）r/min 下搅拌1h，所得溶液浓度为20%。

3.2 外观

在自然光下，目测样品的外观。

3.3 粒径符合率

3.3.1 选择1mm、5mm的标准分样筛，并配有筛盖和底盘，称量1mm标准分样筛，精确至0.01g，记为m1。

3.3.2 称量样品约50g，航空煤油10g，混合均匀呈分散状后取50g,精确至0.0001g，记为m2 ,置于5mm标准分样筛中。

3.3.3 盖上筛盖并固定在振筛机上。

3.3.4 启动振筛机，振动20min。

3.3.5 振筛结束，精确称量1mm分样筛及筛出物，精确至0.01g，记为m3 。

3.3.6 做三个平行样，然后以算术平均值作为测定结果。

3.3.7 粒径符合率F按式（1）计算：

式中：

m1 ——标准分样筛的质量，g；

m2 ——筛分前样品质量，g；

m3 ——载有筛留物的标准分样筛的质量，g。

3.4 密度

称取100g左右样品放入105℃恒温干燥箱中烘至恒重，取出常温下放置0.5小时。称取烘干后的样品20g±1g（精确至0.01g），记为m₄，放入250ml容量瓶中；将容量瓶置于电子天平上按归零键，先向容量瓶中倒入约100ml无水乙醇，然后将直立的瓶子放在两手掌间快速转动，以除去样品间夹带的空气。将容量瓶再放在天平上，继续倒入无水乙醇至250ml,此时天平上所显示的数为容量瓶中无水乙醇的质量(精确至0.01g)，记为m₅。

密度按式（2）计算：

式中：

ρ——样品密度，g/cm³；

m₄——样品的质量，g；

m₅——天平显示的无水乙醇的质量，g；

3.5吸水倍数

3.5.1 在三个500ml烧杯中分别称取3.3.5中的筛出物5g±1g（精确至0.01g）,记为m₆,各加入400ml目标驱块模拟水，将烧杯口用塑料薄膜密封，防止水分挥发。

3.5.2将烧杯置于60℃±2摄氏度的恒温箱中恒温6小时，取出烧杯，用方孔边长1mm的筛网滤出颗粒试样，静置5min，称其吸水后的质量（精确至0.01g）,记为m₇。

吸水倍数按式（3）计算：

M=（m₇- m₆）/m₆………………………………………….(3)

式中：

M₆——样品吸水前的质量，g；

M₇——样品吸水后的质量，g；

3.6 水分散体系粘度

3.6.1取100g配制的测试液加入到100ml蓝盖试剂瓶中，并将置于温度调至60℃的干燥箱中，恒温96h。

3.6.2取3.6.1中试样搅拌10min，用数字旋转粘度计（型号：NDJ-9S或类似粘度计、转子：2#、转速：30rpm）测量其粘度。

3.6.3做三个平行样，然后以算术平均值作为测定结果。

4 标志、包装、运输和储存

1）标志、包装

产品标志应符合GB/T 191要求，产品包装件上应有清晰、牢固的标志，标明产品名称、型号、重量、生产日期、保质期、产品执行标准编号、生产厂名、厂址及合格质量标记。

产品采用三合一牛皮纸袋包装每袋20kg或用40kg塑料桶或根据客户要求包装。

2）运输

产品运输过程中应防止曝晒、雨淋。

3）储存

本产品应存放于通风、干燥、阴凉处，密封存放。

产品优点：1 颗粒强度好，比重轻，耐温，耐矿化度，注入变形虫性能。

2 设计不需要考虑颗粒粒径与地层的配伍性，因为随着颗粒在地层深部运移，温度的提升，颗粒表面变粘，颗粒之间互相粘连成柱，随之吸附性增强，达到深部调驱的效果。

3 膨胀速度可控，粘连强度可调，也可达到交联聚合物凝胶体系的效果。

4 颗粒不存在无机物，调剖驱后对底层无二次污染。

油溶性暂堵剂技术规格书

1、技术规格

项目	指标
外观	粘稠状含固体颗粒流动液体，有颗粒沉淀
密度，g/cm3	1.00-1.10
油溶率，%≥	85.0
暂堵率，%≥	90.0
渗透率恢复率，%≥	90.0

2、实验方法：

1仪器和器具

所用检验仪器如下：

天平：感量0.0001g；恒温水浴：控温精度±1℃；电热鼓风干燥箱：300±1℃；量筒；10mL、20mL；密度计：刻度0.01，测量范围0.90g/cm³-1.20g/cm³；岩芯流动试验仪；标准筛：孔径2mm；振动筛；秒表。

2试剂和材料

所用检验试剂和材料如下：

快速滤纸；标准盐水：2%的氯化钾水溶液。人造岩芯：渗透率在（0.3-0.5）um²

3外观

在自然光下目测

4密度测定

按GB/T 1884-2000《原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计）》测定。

5油溶率的测定

5.1称取150-200g暂堵剂样品，用200目筛过滤，将筛上的过滤物用500mL蒸馏水分5次洗涤后，转入烧杯中，放入60±2℃的烘箱中烘至恒重，然后取10g（称准至0.0001g）记作W₀。

5.2量取100mL经脱水过滤的煤油于500mL烧杯中，加入10.0g样品（W₀，称准至0.0001g），加热至75±5℃，搅拌2h，使其溶解，然后用烘干称量后的滤纸W₁，过滤，用500mL蒸馏水分5分冲洗滤纸上的残渣。过滤后的滤纸及残渣G₁。在100±2℃下烘至恒重按公式（1）计算暂堵率。

…………………………(1)

式中：G₁—滤纸及残渣质量，g；

W₁—滤纸质量，g；

W₀—样品质量，g；

6暂堵率的测定

6.1量取5%的油溶性暂堵剂500mL，备用。选择渗透率在（300-500）×10^-3um²人造岩芯，将岩芯用盐水饱和，按SY/T 5971-1994《注水用粘土稳定剂性能评价方法》中的6.2.2和6.2.3测定其孔隙体积V_p。

6.2将处理的岩芯装入岩芯流动试验装置中，正向通盐水，待压力稳定后测定岩芯原始水相渗透率K₀；正向通入配置好的5%的油溶性暂堵剂的水溶液5V_p，测定岩芯水相渗透率K_d。并按公式（2）计算暂堵率。

………………………………(2)

式中：K—暂堵率，%

K₀—岩芯原始水相渗透率，um²；

K_d—加入暂堵剂后岩芯水相渗透率，um²。

7渗透率恢复率的测定

渗透率恢复率按SY/T 5971-1994《注水用粘土稳定剂性能评价方法》中方法测定。

3、贮存

本产品应在常温下贮存，保持通风干燥、隔绝火源。

无固相修井液技术规格书

产品适用范围：

产品广泛适用于各类油水井，针对新老井射孔补层，修井作业时起下管柱压井、补孔、检泵、洗井、冲砂等作业中。起到降滤失，抑制粘土矿物遇水膨胀，防膨率高，水敏伤害低；改变油层颗粒表面的界面张力；改变油层润湿性，岩芯渗透率恢复率高；与地层流体配伍性好；无固相体系，不会造成固相伤害，不形成乳化堵塞；有利于作业后返排，减少排液周期。

技术要求

表1 产品技术指标

序号	项目	技术指标
1	外观	粘稠状均匀液体
2	pH	7～8
3	密度 g/cm3	1.00～1.40
4	马氏漏斗粘度 s	≥30.0
5	低温低压滤失量 mL	≤25.0
6	界面张力 mN/m	≤8.0
7	防膨率 %	≥90.0
8	渗透率恢复率 %	≥85.0

检测仪器和器皿

仪器和器皿包括：

a）分析天平：精度0.001g；

b）电热鼓风干燥箱：控温精度±2℃；

c）钻井液密度计：±0.01 g/cm³；

d）广泛pH试纸；

e) 马氏漏斗粘度计；

f) 中压滤失仪；

g) 超低界面张力测定仪；XZD-SP型；

h）高速离心机；

i) 岩心流动试验仪；

j) 人造岩心：300～1000×10^-3μm²；

k) 钠土:钻井用实验室钠土；

l) 脱色煤油。

4、 检测方法

4.1外观

目测为粘稠状均匀液体。

4.2 pH值测定

用精密pH值试纸测定。

4.3 密度测定

取试样按标准GB/T 16783.1中4测定。测定温度为30℃

4.4粘度测定

取试样按标准GB/T 16783.1测定。

4.5 低温低压滤失量测定

取试样按标准GB/T 16783.1中7测定低温低压滤失量。

4.6界面张力测定

用4.2.5测完滤失量的滤液，用超低界面张力测定仪测定其与煤油的界面张力。

4.7 防膨率测定

取试样按标准SY/T 5971中4进行测定。

4.8渗透率恢复率测定

4.8.1 岩心孔隙体积测定

用φ2.5cm，空气渗透率为500～1000×10^-3μm²的人造岩心，按SY/T 5971中的6.2.2和6.2.3测定其孔隙体积V_P。

4.8.2 将测完孔隙体积的岩心装入岩心流动实验装置中，室温下，排量控制在5mL/min,正向注蒸馏水（大于2Vp），待压力稳定后测定岩心原始渗透率K₀。

4.8.3 反向注2V_P的试样。

4.8.4 正向注蒸馏水，待压力稳定后测定岩心处理后的渗透率K₁。

4.8.5 渗透率恢复率按如下公式计算：

R_K＝ ×100