人造岩心的研制及渗透率影响因素研究
周春玲;朱趁安;王妍琼;吕俊华;叶智
【摘 要】本文研究了胶结法制备人造岩心的研制方法.采用石英砂与环氧树脂压制胶结法制备的人造岩心模拟天然岩心,对渗透率、孔隙度模拟度高,具有良好的实验重复性,能够很好地进行化学剂岩心驱油试验评价.制备中对胶结物的配比、石英砂的砂型粒度、压制压力、胶结物占石英砂的比例含量、固化时间等进行试验调整,发现石英砂的砂型粒度、压制压力、胶结物的比例含量是影响渗透率的主要因素.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2017(036)009
【总页数】5页(P85-)
【关键词】环氧树脂;石英砂;人造岩心;渗透率;固化时间
【作 者】周春玲;朱趁安;王妍琼;吕俊华;叶智
【作者单位】西安长庆化工集团有限公司,陕西西安710018;西安长庆化工集团有限公司,陕西西安710018;西安长庆化工集团有限公司,陕西西安710018;西安长庆化工集团有限公司,陕西西安710018;西安长庆化工集团有限公司,陕西西安710018
【正文语种】中 文
【中图分类】TE39
在石油领域的科学研究中，常常需要使用岩心进行室内物理模拟实验。化学剂驱油是在注水达到经济极限后所采用的提高采收率的方法，为了更好地模拟化学剂地下驱油情况，模拟地层驱油条件，进行室内岩心物理模拟驱油实验；用化学剂来改变水的波及面积、降低与岩石的界面张力及一定的乳化洗油性等达到驱油效果，为长庆油田提高原油采收率提供依据。
由于天然岩心受来源不易得到，绝大多数实验采用人造岩心，以及长庆油田低渗透油层的特性，天然岩心的体积小，其渗透率低，则孔隙体积小，岩心饱和油量少，进行化学剂评价时岩心驱替后的驱出液太少，使试验结果无法评判；另外由于天然岩心的非均质性，使驱替试验结果无重现性，无法进行化学剂性能对比，因而使人造岩心的使用变得极为普遍。在低渗透情况下，可以将人造岩心体积做大使得孔隙体积增大，通过改变模具就可任意改变人造岩心的外观大小；在非均质的情况下，可以通过固定人造岩心制备的各项试验条件，制备出均质的人造岩心。通过人造岩心物理模型实验探索开发规律,用天然岩心来验证规律是否正确，用矿场试验决定是否大范围推广，人造岩心永远以天然岩心为参照。
人造岩心的制作通常有石英充填、磷酸铝石英烧结、环氧树脂压制胶结法三种，从所制作岩心孔隙结构与天然岩心的相近程度、岩心制作的难易性和重复性等方面看，环氧树脂压制胶结法具有更大的优越性[1]。
试验中用不同粒径配比的石英砂与一定比例的环氧树脂胶结物进行胶结，搅拌均匀，装入岩心模具内，在一定压力下用ZX-2型人造岩心制备装置压制一定时间，固化后从模具中取出即可得到人造岩心。
1.2.1 胶结物配比 试验所用胶结物主要为环氧树脂，胶结物配比是把环氧树脂用丙酮稀释（丙酮约占15%）为易流动的溶液，加入固化剂、软化剂，使胶结物在室温下较快达到固化。软化剂的加入影响胶结物的固化时间，并且影响胶结物的塑形，固化剂的加量多少影响固化快慢（见表1）。
综合固化时间及固化现象按环氧树脂溶液1 g所需固化剂0.16 g，软化剂0.1 g配比胶结物为基准，进行适当调配。
1.2.2 胶结物占石英砂的比例及对渗透率的影响 胶结物占石英砂的比例与石英砂砂型粒度大小有关，石英砂砂型粒度大时需要的胶结物量少，砂型粒度小时需要的胶结物量多。根据多次试验得出：每100 g石英砂所需胶结物含量根据砂型调整，胶结物在5 g～15 g之间变化，即石英砂和胶结物质量百分比为：胶结物5%～15%，石英砂85%～95%。
胶结物加入到石英砂中比例过少则拌料太干，岩心不能成型，或压出后的岩心松散易碎。胶结物加入过多则压出的人造岩心过于致密，胶结物容易聚在人造岩心的底部，造成不均匀，因此胶结物与砂型一定要配比合适，再根据渗透率大小调整胶结物比例，需要渗透率大的人造岩心则适当减少胶结物，需要渗透率小则增加胶结物量。
1.2.3 石英砂砂型比例及对渗透率的影响 不同粒径的石英砂配比影响人造岩心的渗透
率和孔隙结构，试验中选用了以下几种不同配比制备人造岩心（见表2）。
选择的石英砂粒度越大，制备出的人造岩心孔隙度越大，渗透率就越高。选择粒度0.15mm～0.1mm与0.1mm～0.05mm的石英砂作为主要比例是制作较低渗透率人造岩心的首选。
1.2.4 试验压力及对渗透率的影响 在向模具内装入岩心配料时，先将石英砂与胶结物搅拌均匀，将搅匀的配料一边向模具内加入，一边给以一定压力，直至装完所有配料，压力大小影响岩心渗透率大小及制出的岩心是否致密光滑。压制中平均给出压力分别为10MPa、30MPa左右，在此压力下用ZX-2型人造岩心制备装置保持恒压一段时间，直至固化前从装置中取出。
在其他条件相同时试验压力低于10MPa的岩心孔隙度大于试验压力高于10MPa的人造岩心孔隙度，渗透率随压力升高而减小。
1.2.5 试验固化时间 固化时间受胶结物配比、温度、稀释剂及软化剂的影响。稀释剂及软化剂的加入会使固化时间变长；温度越高，固化时间越短，在温度为27℃时岩心固化时间为4 h～5 h，在室温21℃时岩心固化时间为6 h～7 h。在制备岩心中一定要估算固化时间，超过固化时间从模具内取人造岩心时，岩心容易出现和模具固化在一起，取不出岩心，一旦取不出岩心，环氧树脂胶没有可逆性，无法用稀释剂溶解已固化的配料，只有采用高温烧制才能取出；当在固化前取出岩心时会出现岩心松散、变形，制取不成功。所以当配料在模具内固化时要根据估算的大约固化时间，提前进行两头交替倒换压制活动，这样岩心不易粘接在模具内，并且防止了胶结物沉在岩心底部。
选择一定的胶结物比例及上面的不同石英砂配比在一定压力下压制一定时间获得不同渗透率的人造岩心，各试验条件（见表3）。
通过试验，共制得比较成功的人造岩心9块，在各试验条件下制得的人造岩心外表光滑，直径为2.5 cm、长度不等的圆柱状（见图1）。
从图1 中可以看出，4#、5#、6#、7#人造岩心均出现不同程度的胶结物不均匀现象，7#胶结物与石英砂没有拌匀最明显，4#、5#、6#出现胶结物沉在岩心一头，而8#以后经过改进后制出的岩心整体较均匀。
将制备出的人造岩心用切片机进行两头切割，称重，105℃烘干2 h以上，冷却后称重，量取直径与长度后测量气测渗透率，各岩心渗透率（见表4）。
从表4及结合表2、表3分析所得结果，9#岩心致密是胶结物比例含量多、石英砂砂型粒度小及压制压力大的原因，4#、5#岩心在压力不同其他条件都相同情况下，渗透率差别很大。所以在制备中要得到相同或相近的岩心，必须控制好各个条件。
加大胶结物占石英砂比例含量、石英砂砂型粒度小或压制时增大压力可以降低人造岩心的渗透率。
将4#、6#两块渗透率较大的人造岩心分别进行表面活性剂驱油评价试验，以及5#、13#两块较低渗透率的人造岩心进行聚合物驱油试验，并与渗透率较相似的天然岩心进行驱油对比试验，用北三区模拟原油试验，试验结果是人造岩心与北三区天然岩心驱替效果相似，岩心驱油试验流程（见图2）。
（1）使用环氧树脂压制胶结法制备人造岩心，石英砂粒度越大，制备出的人造岩心孔隙度越大，渗透率就越高，针对长庆低渗透区块，一般选择粒度0.15mm～0.1mm与0.1mm～0.05mm的石英砂。
（2）制备人造岩心压力一般控制在10MPa、30MPa左右。
（3）制备温度在27℃时固化时间为4 h～5 h，21℃时固化时间为6 h～7 h。
（4）影响岩心渗透率的因素是石英砂砂型比例、压制压力、胶结物的比例含量。
（5）按照以上参数制备的人造岩心与天然岩心进行驱油对比试验，驱替效果相似。
【相关文献】
［1]卢祥国.提高石油采收率理论与实践文集［M］.北京：石油工业出版社，2011.
［2]张玄奇.石油工程油藏物理实验［M］.西北大学出版社，2004.
