CN104230298A - 人造储层物理模型的制备方法及其专用胶结剂 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种人造储层物理模型的制备方法及其专用胶结剂。本发明的胶结剂组成包括：水玻璃70-80重量份，固化剂10-25重量份、加强剂5-10重量份，其中所述加强剂为硅铝酸盐。本发明采用所述专用胶结剂制备人造储层物理模型，首先将专用胶结剂与矿物原料以20-30：100的重量比混匀，得到混合料；再将混合料装入模具中压制成型，成型的混合料脱模后在不高于80℃的温度下烘干，制得人造储层物理模型。本发明制备的人造储层物理模型机械强度高、稳定性好，由于没有改变及破坏矿物原料的组成，因此能够较为真实地反映所模拟的天然储层，可广泛应用于石油和/或天然气开发研究领域。
Description
技术领域
本发明涉及一种人造储层物理模型的制备方法，尤其涉及一种人造油气田储层物理模型的制备方法其专用胶结剂，属于人造储层物理模型技术领域。
背景技术
天然岩心由于存在资源短缺、重复性差、无法模拟储层的非均质性等缺陷，从而导致油气田开发物理模拟实验对人造储层物理模型的需求十分迫切，人造储层物理模型因此成为油气田开发科学研究中必不可少的基础。目前常用的人造储层物理模型的制备方法主要包括环氧树脂胶结石英砂和磷酸铝石英砂烧结两种。然而，采用环氧树脂胶结工艺制备人造储层模型时，环氧树脂完全包覆在石英砂等矿物原料的表面，利用此模型进行模拟实验时，大部分注入液会进入环氧树脂的孔隙中，从而导致储层模型的孔隙表面特性与真实储层差异较大；而采用磷酸铝石英砂烧结技术会破坏矿物原料成分从而改变其组成，同样会导致制备的储层模型不能够真实准确地反映油气田储层的各种特性。
水玻璃是由碱金属氧化物和二氧化硅结合而成的可溶性碱金属硅酸盐材料，因其具有良好的粘结能力而被广泛应用于胶结剂组分上。现有技术中通常会向水玻璃中加入无机盐（如氯化铝、氯化镁、氯化钙、硅酸钙等）来对其进行固化，加入氯盐的主要目的是利用其水解产生的H+来与水玻璃中的OH-发生中和反应，从而使水玻璃的水解向生成硅酸溶胶的方向进行，进而使水玻璃固化。虽然此过程中产生的新化学键(如-Si-O-Al-)或新化合物(如硅酸钙)能够增加水玻璃固化后的强度和耐水性，但是固化后的水玻璃中仍然存在大量的羟基(如HO-Si-O-Si-、HO-Al-O-Si-)，这些羟基通过氢键与水分子结合，会使水玻璃固化所产生的交联网络结构发生溶胀，从而无法经受长时间的水流冲刷，这显然不能满足石油与天然气开发研究领域中对模型稳定性的要求。
中国发明专利CN102757212A公开了一种砂岩储层低渗透人造岩心的制作方法，采用配比为100：1.1-1.8：1.5-2.5的硅酸钾、氟硅酸钠和硅酸钙作为胶结剂，在与矿物原料按比例充分混合均匀后，在26MPa下预压0.5min，经脱模、碾碎、再次过筛后，采用分质分压的制作方法在26-80MPa下运用液压系统持续加压30min-60min，最后在变温、定时条件下烘干，烘干的温度和时间依次为40℃16h、80℃8h、120℃16h、160℃8h、200℃20h。然而此方法工艺相对复杂，而且制备的人造岩心的裸压承压能力仅达到7.5MPa，无法满足高压驱替需求；另外，其要求的烘干温度较高，容易改变或破坏矿物原料的晶格结构，无法较好地模拟天然储层的各种真实特性；再者，其胶结剂中所采用硅酸钙组分会使制备的储层模型在模拟水驱或化学驱时产生诸多不可控因素（如增加水的pH值、导致表面活性剂析出等），均不利于储层模型的实际应用。
发明内容
本发明提供一种人造储层物理模型专用胶结剂，其具有普遍的适用性，可用于各种不同组成的矿物原料，利用其制备人造储层物理模型时所需的烘干温度低，不会破坏矿物原料的组成，制备的模型机械强度高、稳定性好。
本发明还提供一种人造储层物理模型及制备该人造储层物理模型的方法，其操作简单，工艺易于控制，可以根据需要来调整工艺，从而制备出具有不同机械强度并且能够较好地模拟天然储层的各种真实特性的均质或非均质的物理模型。
根据本发明提供的人造储层物理模型专用胶结剂，其组成包括：水玻璃70-80重量份，固化剂10-25重量份、加强剂5-10重量份，其中所述加强剂为硅铝酸盐。
根据本发明提供的人造储层物理模型专用胶结剂，其中所述水玻璃可以选自钠水玻璃（Na2O·nSiO2）或钾水玻璃（K2O·nSiO2），优选为钠水玻璃。本发明对所述水玻璃的质量参数没有严格要求，本领域常规使用的水玻璃（如模数为2.2-3.7、玻美度为35-52Be、密度为1.31～1.56g/mL的水玻璃）均适用于本发明。基于易操作性方面的考虑，可以使用模数2.2-2.5、玻美度40-46Be的钠水玻璃。
根据本发明提供的人造储层物理模型专用胶结剂，其中所述固化剂是可以使水玻璃固化的物质，可以使用例如氯化铝、氯化镁、氯化钙、硅酸钙等常规固化剂，但优选地是，该固化剂能够水解产生H+，通过其与水玻璃中的OH-发生的中和反应，使水玻璃的水解向生成硅酸溶胶的方向进行，进而使水玻璃固化。发明人的研究显示，采用氟硅化物作为固化剂，所形成的胶结剂用于制备人造储层物理模型，不仅机械强度高，用于石油和/或天然气开发模拟研究时，其良好的稳定性更利于相关的研究应用，该结果应该是源于氟硅化物对水玻璃进行固化时不会产生无机碱，制备的人造储层物理模型呈中性，在采用此模型进行石油和/或天然气开发模拟研究时不会改变驱油剂的酸碱性，因此不会给模拟研究带来不可控因素的影响。所以，本发明的固化剂优选为氟硅化物，尤其可以是氟硅酸盐类，例如可以是氟硅酸钠。
根据本发明提供的人造储层物理模型专用胶结剂，其中所述加强剂为硅铝酸盐，例如硅铝酸钠。硅铝酸盐中的铝原子能够与水玻璃中的羟基完全结合，形成Si-O-Al键，从而加强了水玻璃所形成的网络结构，利于提高所制备的物理模型的抗压强度。由于羟基被完全结合，网络结构中不再含有羟基，因此可以避免模型在与水的长期接触过程中发生溶胀，有利于提高模型的稳定性。可以根据实际需要，通过调节加强剂硅铝酸盐的浓度来调节所制备的人造储层物理模型的机械强度，适用性好，应用范围广泛。
在本发明中，人造储层物理模型专用胶结剂的优选组成为：水玻璃70-80重量份，氟硅化物10-25重量份、硅铝酸盐5-10重量份。具体实施方案中，该人造储层物理模型专用胶结剂的组成为：水玻璃75-80重量份，氟硅化物10-15重量份、硅铝酸盐6-8重量份。按照此组成的胶结剂，在相同的制备工艺下能够制得较高抗压强度的人造储层物理模型。上述人造储层物理模型专用胶结剂所采用的原料均可商购得到。
本发明还提供一种制备人造储层物理模型的方法，包括以下步骤：
将上述人造储层物理模型专用胶结剂与矿物原料以20-30：100的重量比混匀，得到混合料；
将混合料装入模具中压制成型，成型的混合料脱模后在不高于80℃的温度下烘干，制得人造储层物理模型。
根据本发明的方法，当采用单一组成的矿物原料进行制备时，可以制得均质的人造储层物理模型。本发明还可以分别将人造储层物理模型专用胶结剂与含有不同组分的矿物原料以20-30：100的重量比混匀后制得相应的混合料，再将相应的混合料分层装入模具中压制成型，烘干后制得人造储层物理模型，此时制得的物理模型是非均质的，能够更好地模拟非均质地藏的真实情况。本发明还可以采用本领域常规其它的方法制备非均质的人造物理模型，如采用单一组成的矿物原料，通过分层控制压制的压力及压制时间来制备非均质人造物理模型。
根据本发明的方法，所述矿物原料的组分可以根据其所模拟的天然岩心的组成或者实际应用的需要进行选择，其可以包括但不限于石英砂、长石、粘土矿物、方解石、白云石中的一种或多种，并且可以根据实际应用的需要，选择具有适当粒径的矿物原料，一般情况下，石英砂的粒径为20-1000目，长石的粒径为400-1000目，粘土矿物的粒径为400-1000目，方解石的粒径为400-1000目。本发明矿物原料的组成可以根据其所模拟的天然岩心组成或者根据模拟试验对人造模型的需要进行选配，例如在制备大庆某油田储层物理模型时，其天然岩心的组成为（质量含量）：石英砂85%，长石10%，粘土矿物5%，本发明制备人造储层物理模型时选配的矿物原料组成可以为（质量含量）：石英砂85%，长石10%，粘土矿物5%；矿物原料中各组分的粒径根据所模拟的天然岩心的渗透率大小或者根据模拟试验对人造模型的需要进行选择。
根据本发明的方法，所述压制成型具体为：在室温下、在15-28MPa的绝对压力下持续压制4-16小时进行成型。相比于现有技术的工艺，本发明压制温度低，压制压力和时间适宜，可以较好地保证模型中应力的传导，制得的人造物理模型质地均匀，稳定性好。
根据本发明的方法，所述烘干的温度一般控制为50-80℃，利于得到满足需要的模型。本发明在较低的烘干温度下制备模型，不会造成矿物原料组成的改变及破坏，能够保证制得的人造物理模型与天然岩心组成基本相同，因此能够较为真实地反映所模拟的油气田储层的各种特性。本发明对烘干时间没有严格限制，以至少使模型达到固化的程度为准，根据烘干温度的设置，一般控制烘干时间为24-48h可以达到要求。
本发明还提供一种按照上述方法制得的人造储层物理模型以及所述人造储层物理模型在石油和/或天然气开发研究领域中的应用。
本发明方案的实施，至少具有以下优势：
1、本发明提供的专用胶结剂组成配方科学合理，其中固化剂对主要胶粘成分水玻璃进行固化，加强剂不仅可以加强固化形成的网络结构，还可以结合多余的羟基，从而提高制得的物理模型的机械强度和稳定性，适用性好。
2、本发明提供的人造储层物理模型的制备方法操作简单、工艺要求低、易于控制、安全环保，特别是较低的烘干温度可以避免矿物组成的改变及破坏，可以方便地通过调节工艺参数来制备满足不同需求的均质或非均质的人造模型。
3、本发明提供的人造储层物理模型机械强度高、耐酸耐水、pH值呈中性、并且稳定性好，不仅能满足高压驱替需求，还能较好地反映天然储层的真实情况，在驱替模拟实验中不易堵塞、不会因模型的pH值给模拟研究带来不可控因素的影响，能够满足石油和/或天然气开发研究领域对人造物理模型的需求。
附图说明
图1为本实施例1所模拟的天然岩心的X射线衍射图；
图2为本实施例1制备的人造储层物理模型的X射线衍射图；
图3为本实施例2所模拟的天然岩心的X射线衍射图；
图4为本实施例2制备的人造储层物理模型的X射线衍射图；
图5为本实施例1制备的人造储层物理模型进行稳定性测试时的压力与驱替时间的关系曲线图；
图6为本实施例2所模拟的天然岩心进行模拟水驱油试验时的进出口压差、含水率及累积采收率与驱替剂注入PV数的关系曲线图；
图7为本实施例2制备的人造储层物理模型进行模拟水驱油试验时的进出口压差、含水率及累积采收率与驱替剂注入PV数的关系曲线图；
图8为本实施例3制备的人造储层物理模型进行模拟复合驱油试验时的进出口压差、含水率及累积采收率与驱替剂注入PV数的关系曲线图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明实施例中所采用的各种粒径范围的矿物原料均购自北京太行石英砂公司。
实施例1制备模拟大庆某一储层天然岩心的均质人造储层物理模型
1、天然岩心组成及物性参数测定
天然岩心来源于大庆油田，采用Ｘ射线衍射仪对其进行XRD全岩分析，XRD图谱见图1，其相应的组成结果见表1；采用SY/T5336-2006行业标准中所述方法测定其气测渗透率、孔隙度和孔隙体积，结果见表2。
2、制备均质人造储层物理模型
将450g氟硅酸钠加入到2.31kg水玻璃中，在室温下搅拌至氟硅酸钠均匀分散后，再加入240g硅铝酸钠，在室温下搅拌至硅铝酸钠分散均匀后，制得3kg人造储层物理模型专用胶结剂，其中各组分的质量含量分别为：水玻璃77%，氟硅酸钠15%，硅铝酸钠8%。
根据上述天然岩心的气测渗透率，分别取40-400目的石英砂12.75kg，400-1000目的长石1.5kg，400-1000目的粘土矿物0.75kg，混合均匀后，制得气测渗透率与天然岩心相同或相近的矿物原料15kg，其中各组分的质量含量分别为：石英砂85%，长石10%，粘土矿物5%。
将上述制备的3kg专用胶结剂与15kg矿物原料混合均匀，得到混合料；将混合料装入模具中，在室温下、在27.8MPa的绝对压力下持续压制8小时进行成型，成型的混合料脱模后在50-60℃下烘干至胶结剂完全固化，经钻取制得Φ2.5cm×10cm的均质人造储层物理模型，其XRD图谱见图2，相应的组成结果见表1，气测渗透率、孔隙度和孔隙体积结果见表2。
此外，采用SY/T5276-2000行业标准中所述方法测定制得的人造储层物理模型的抗压强度，结果见表2。
实施例2制备模拟大庆某一储层天然岩心的均质人造储层物理模型
1、天然岩心组成及物性参数测定
天然岩心来源于大庆油田，其XRD图谱见图3，相应的组成结果见表1，气测渗透率、孔隙度和孔隙体积结果见表2。
2、制备均质人造储层物理模型
将540g氟硅酸钠加入到2.772kg水玻璃中，在室温下搅拌至均匀分散后，再加入288g硅铝酸钠，在室温下搅拌至分散均匀后，制得3.6kg人造储层物理模型专用胶结剂，其中各组分的质量含量分别为：水玻璃77%，氟硅酸钠15%，硅铝酸钠8%。
根据上述天然岩心的气测渗透率，分别取40-400目的石英砂6kg，400-1000目的长石4.5kg，400-1000目的粘土矿物1.5kg，400-1000目的方解石3kg，混合均匀后，制得15kg矿物原料，其中各组分的质量含量分别为：石英砂40%，长石30%，粘土矿物10%，方解石20%。
将上述制备的3.6kg专用胶结剂与15kg矿物原料混合均匀，得到混合料；将混合料装入模具中，在室温下、在27.8MPa的绝对压力下持续压制10小时进行成型，成型的混合料脱模后在70-80℃下烘干24h（此时胶结剂完全固化），经钻取制得Φ2.5cm×10cm的均质人造储层物理模型，其XRD图谱见图4，相应的组成结果见表1，抗压强度、气测渗透率、孔隙度和孔隙体积结果见表2。
实施例3制备非均质人造储层物理模型
将429g氟硅酸钠加入到2.64kg水玻璃中，在室温下搅拌至均匀分散后，再加入231g硅铝酸钠，在室温下搅拌至分散均匀后，制得3.3kg人造储层物理模型专用胶结剂，其中各组分的质量含量分别为：水玻璃80%，氟硅酸钠13%，硅铝酸钠7%。
按照850mD的气测渗透率要求，分别取40-120目的石英砂5.09kg、400-1000目的长石185g、400-1000目的粘土矿物185g，混合均匀后，制得5.46kg高渗矿物原料（其中石英砂、长石、粘土矿物的质量配比为27.5：1：1）；
按照330mD的气测渗透率要求，分别取20-100目的石英砂3.19㎏、400-1000目的长石1.37㎏、400-1000目的粘土矿物638g、400-1000目的方解石272g，混合均匀后，制得5.47kg中渗矿物原料（其中石英砂、长石、粘土矿物、方解石的质量配比为35：15：7：3）；
按照120mD的气测渗透率要求，分别取120-1000目的石英砂4.47㎏、400-1000目的长石700g、400-1000目的粘土矿物300g，混合均匀后，制得5.47kg低渗矿物原料（其中石英砂、长石、粘土矿物的质量配比为45：7：3）；
分别将1.1kg上述制备的专用胶结剂加入到上述制得的高、中、低渗矿物原料中，混合均匀，得到高、低、中渗混合料；再依次将高、低、中渗混合料放入模具中，形成上、中、下三层，在室温下、在24MPa的绝对压力下压制12h进行成型，脱模后，将模型在70-80℃下烘干48h（此时胶结剂完全固化），烘干后的模型钻取成4.5cm（长）×30cm（宽）×4.5cm（高，其中上、中、下各层的厚度均为1.5cm），制得人造非均质方形岩心模型，其平均气测渗透率、孔隙度和孔隙体积结果见表2。
表1天然岩心及制备的相应人造储层物理模型的组成
图1-4表明：实施例1和实施例2制备的人造储层物理模型XRD图谱中衍射峰的位置及峰高与其所模拟的天然岩心基本相同；表1的结果同时表明本发明制备的人造储层物理模型的组成与其所模拟的天然岩心基本相同，由此说明本发明的胶结剂及制备工艺不会改变和破坏矿物原料的组成，制得的模型能较好地反映天然储层的真实情况。
表2天然岩心及制备的相应人造储层物理模型的物性参数测定结果
注：“/”表示未测定；“＊”：相应的理论平均气测渗透率为433mD。
表2结果表明：本发明实施例1和2制备的均质人造储层物理模型的各项物性参数与其相应模拟的天然岩心基本相似，并且抗压强度高，说明其能够较好地替代天然岩心进行石油和/或天然气开发领域中的各项研究，适用性好；实施例3制备的非均质人造储层物理模型的平均气测渗透率与理论值相近，说明其能够较好地模拟天然的非均质储层。
试验例1稳定性测试
将实施例1制备的均质人造储层物理模型放入真空容器中抽真空饱和水，将饱和水后的模型放入岩心夹持器中，施以20MPa的围压，并将夹持器入口端与驱替泵连接，开动驱替泵，以3m/d的驱替速度开始进行水驱，记录不同时间所对应的驱替压力，作驱替压力与时间的关系曲线图，结果见图5。
图5结果表明：在模型出口端未出水之前，由于注入压力在模型中传递，从而使注入压力随着时间的增加而增加；当模型进、出口端液流达到平衡时，压力基本保持不变，说明模型中没有出现胶结剂吸水膨胀剥落而导致模型堵塞的现象，模型稳定性好。
试验例2模拟水驱油试验
按照SY/T6311-1997所述方法分别将实施例2的天然岩心及相应制备的均质人造储层物理模型依次抽真空、饱和水、饱和油，然后进行水驱；记录驱替剂注入孔隙体积倍数（PV数）及其所对应的进出口压差、采出液含水率及累积石油采收率，制作相应的关系曲线图，结果见图6、7。
图6、7结果表明：采用制得的人造模型模拟水驱时，在出水端未出水之前，进出口压差随着水的不断注入而增加；当模型进、出口端液流达到平衡时，进出口压差基本保持不变，说明本发明提供的胶结剂耐水，利用其制得的模型在模拟水驱油试验时性能稳定；此外，人造模型与所模拟的天然岩心进行模拟水驱时的曲线图相似，说明本发明制备的人造模型的各项物理性质与天然岩心接近，其能够替代相应的天然岩心进行实际应用。
试验例3模拟复合驱油试验
按照SY/T6311-1997所述方法将实施例3制备的非均质人造储层物理模型依次抽真空、饱和水、饱和油，然后依次进行水驱、泡沫驱及后续水驱；记录驱替剂注入孔隙体积倍数及其所对应的进出口压差、采出液含水率和累积石油采收率，制作相应的关系曲线图，结果见图8。
图8结果表明：在水驱阶段，进出口压差随着水的不断注入而增加，随后基本保持不变；当注入泡沫时，压差和采收率随着泡沫的不断注入而升高，同时由于泡沫在模型中形成叠加的贾敏效应，采出液的含水率不断降低；在后续水驱阶段，随着水的不断注入，破坏了前期泡沫驱阶段形成的封堵，此时采出液含水率上升，进出口压差降低，由此说明本发明提供的胶结剂化学性质稳定，不仅耐水，而且不会与驱替剂发生反应，利用其制得的模型在模拟复合驱油试验时性能稳定。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种人造储层物理模型专用胶结剂，其组成包括：水玻璃70-80重量份，固化剂10-25重量份、加强剂5-10重量份，其中所述加强剂为硅铝酸盐。
2.根据权利要求1所述的人造储层物理模型专用胶结剂，其特征在于，所述固化剂为氟硅化物。
3.根据权利要求2所述的人造储层物理模型专用胶结剂，其特征在于，所述氟硅化物为氟硅酸盐。
4.一种制备人造储层物理模型的方法，包括以下步骤：
将权利要求1至3中任一所述的人造储层物理模型专用胶结剂与矿物原料以20-30：100的重量比混匀，得到混合料；
将混合料装入模具中压制成型，成型的混合料脱模后在不高于80℃的温度下烘干，制得人造储层物理模型。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，分别将人造储层物理模型专用胶结剂与含有不同组分的矿物原料以20-30：100的重量比混匀后制得相应的混合料，再将所述相应的混合料分层装入模具中压制成型，烘干后制得人造储层物理模型。
6.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，所述矿物原料的组分选自石英砂、长石、粘土矿物、方解石、白云石中的一种或多种。
7.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，所述压制成型具体为：在室温下、在15-28MPa的绝对压力下持续压制4-16小时进行成型。
8.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，所述烘干的温度为50-80℃。
9.根据权利要求4至8中任一所述方法制得的人造储层物理模型。
10.权利要求9所述的人造储层物理模型在石油和/或天然气开发研究领域中的应用。
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