徐宏光熊钰王永清周文胜王玲蒋倩

1.西南石油大学石油与天然气工程学院；2.中海油研究总院

特高渗疏松砂岩人造岩心的制作及评价

徐宏光1熊钰1王永清1周文胜2王玲1蒋倩1

1.西南石油大学石油与天然气工程学院；2.中海油研究总院

由于疏松砂岩胶结程度低、结构疏松、强度小，现场取心成本昂贵且难以成型，不适用于室内实验，因此提出制作特高渗疏松岩心代替部分储层岩心。为评价人造岩心的可靠性及代表性，从岩样的粒度组成、矿物成分、孔隙度、渗透率、胶结方式、胶结指数、孔隙结构、压缩系数、力学性质以及渗流特性等方面进行了研究。结果表明，压制压力越小、胶结物含量越少、水驱强度越大，岩石强度越低，岩石越疏松越容易破坏。岩心屈服应力随压制压力的减小呈幂函数降低，随胶结剂含量的减小呈对数降低，随水驱强度的增加呈对数减小。制备具有一定强度的特高渗疏松岩心至少需要压制压力4 MPa，胶结剂含量在5%左右。研制的疏松岩心在各方面与储层岩心相似，可代替储层岩心进行相关实验，同时为特高渗疏松岩心的研究提供借鉴。

特高渗；疏松砂岩；人造岩心；物理特性；力学性质

岩心实验是解决油田开发过程中遇到问题的重要手段，但由于受到储层岩心来源的限制，室内实验研究中多数采用人造岩心。人造岩心的制作经历了50多年的发展，岩心类型、制备方法多种多样。人造岩心主要包含常规岩心与非常规岩心：常规岩心分为胶结岩心与疏松岩心，非常规岩心包含水合物岩心、泥页岩岩心等［1-2］。程林峰等采用磷酸铝胶结石英砂制作高渗抗压强度高的岩心，但制作的岩心没有黏土矿物，与储层岩心性质存在较大差异［3］。Simandoux等采用直接压制疏松砂岩人造岩样的方法，但是其岩样强度差，较难成型［4］。B. W. Hum等使用丙烯酸树脂、水泥和石英砂制作了具有一定强度的人造岩样，但此种岩心与储层岩心差距较大［5］。唐仁骐等制作的HNT人造岩心，有一定的抗压强度，抗压强度达到10 MPa以上［6］。赵群等考虑了温度的对岩石抗压强度的影响，温度过低，岩石颗粒胶结程度不够，固结强度较低；温度过高，岩样将变得松散，抗压强度明显降低［7］。张国新、邱建君等采用储层松散岩心制作了疏松砂岩岩样，但其主要适合杨楼、新庄油田［8-9］。蒋志斌、王志勇等以河砂、石英砂为原料，采用不锈钢管填砂的方式模拟疏松岩样，但这种方法制作的岩心承压能力较弱［10-11］。梁万林考虑了环氧树脂环氧值对岩石强度的影响，制备了不同压力、温度和石英砂配比下的岩心［12］。韩学辉等在覆膜法的基础上，开发了一种分散泥质胶结疏松人工岩样的新方法［13］。熊钰等考虑地层水对人造岩心的影响，采用三种方法获得疏松砂岩岩样，其中人工压制和液压机压制的岩样承压能力和抗变形能力较弱［14］。综上所述，国内外的学者对人造岩心的制作进行了广泛的研究，但对具有一定强度的特高渗疏松人造岩心的研究相对较少。

目标区块为海上疏松砂岩稠油油藏，油田储层岩石胶结性差、结构疏松、强度小且非均性严重，常规取心条件下储层岩心获取困难，有些区块没有探井无法取得岩心，还有些区块取得的储层岩心松散、不易成型，洗油后一般为散砂，难以满足实验要求。储层岩心匮乏给室内研究工作带来诸多困难，因此制作一种具有一定强度的特高渗疏松岩心十分必要。在国内外学者研究的基础上，研究了一种在粒度组成、矿物成分、孔隙度、渗透率、胶结方式、胶结指数、压缩系数以及力学特征等方面与储层岩心相似的人造岩心，该方法制作的疏松岩样性质稳定，可为室内实验研究提供满意的样品，并为后续疏松岩心的制作提供技术支撑。

1 人造岩心的制作

Preparation of arti fi cial core

1.1 制作材料的选取

Material selection

人造岩心的构成主要包含骨架颗粒、黏土矿物以及胶结剂。其中，人造砂岩的骨架以砂粒为主，其来源较广，常用的骨架颗粒以石英砂和河砂为主；黏土矿物通常包含高岭石、蒙脱石、伊利石等，黏土矿物的选择以储层岩心的矿物组成为依据；常用的胶结剂主要有树脂类胶结剂、磷酸铝胶结剂和复合胶结剂。目标区块的砂岩沉积相以水下分流河道、河口坝、远砂坝及前缘席状砂微相为主，储层岩石多属于岩屑长石砂岩，其次为岩屑长石石英砂岩。胶结物为泥质，含量小于10%。黏土矿物中蒙脱石含量 45%～94%，高岭石 3%～51%，伊利石 1%～20%。根据目标区块沉积相及物性特征，经过反复试验，考虑岩心的相似性、制作的难易性和重复性等方面，最终选用河砂、膨润土以及环氧树脂为原料进行岩心制备。

1.2 制作步骤

Preparation procedure

（1）根据储层岩心粒度分析结果（如图1 所示），筛选不同粒径（40～60目、60～100目、100～200目）的岩石骨架颗粒，按照一定比例4∶5∶1和5∶4∶1混合均匀。

图1 储层岩心粒度组成分布Fig.1 Distribution of size composition of reservoir core

（2）加入合适比例（6%～10%）的黏土矿物。

（3）加入适量（3%～5%）的环氧树脂胶结剂混合均匀，而后加入地层水润湿并搅拌均匀。

（4）将混合均匀的材料装入标准柱塞岩样模具，采用液压机进行压实并在一定的压力下（4～10 MPa）压制5 min。

（5）将模具放入烘箱，在105 ℃下烘烤3 h，使胶结剂与骨架颗粒充分胶结，烘箱冷却至常温，取出成型岩心（如图2所示）。

图2 成型疏松人造岩心Fig. 2 Man-made shaped unconsolidated core

2 岩心的基本特性

Basic characteristic of core

人造岩心岩性设计以储层岩心为依据，由于制作材料纯度、压力和温度等因素影响，其特性必然与储层岩心存在一定差别，因此需要对比人造岩心与储层岩心的基本特性。文中研究了岩心的粒度组成、矿物成分、孔隙度、渗透率、胶结方式、胶结指数、孔隙结构、岩石压缩系数以及力学性质。其中，岩心的粒度组成、矿物成分、孔隙度、渗透率、胶结方式等依据石油天然气行业标准中的岩心分析方法进行。胶结指数测试采用SCMS-E型高温高压岩心多参数仪，依据岩石电阻率参数实验室测量及计算方法进行。孔隙结构研究采用GS-1型压汞仪，依据岩石毛管压力曲线的测定标准进行。岩石压缩系数依据岩石孔隙体积压缩系数测试方法进行。力学性质测试采用美国GCTS公司RTR-1000型三轴岩石力学测试系统，依据工程岩体试验方法标准进行测试。

2.1 岩心的粒度组成与矿物成分

Size composition and mineral composition

制作人造岩心，首先要保证岩石的粒度组成和矿物成分与储层岩心相似。研究中采用马尔文激光粒度分析仪与X’PertPROX射线衍射仪对储层岩心的粒度与矿物成分进行分析，根据粒度组成（如图1所示）和矿物成分分析（见表1）结果制作人造岩心，而后对人造岩心粒度与矿物成分进行测试并与储层岩心对比以保证二者的相似性。人造岩心粒度主要分布在180～630 μm（如图3所示），与储层岩心相似。人造岩心的主要矿物为石英和长石，且各矿物在测验标本中的平均百分含量都比较接近，人造岩心矿物可以较好代表目标区块矿物组成成分（见表1）。

2.2 岩心的孔隙度与渗透率

Porosity and permeability

图3 人造岩心粒度组成分布曲线Fig. 3 Distribution curve of size composition of artifcial core

表1 人造岩心矿物成分Table 1 Mineral composition of artifcial core

在保证了岩心的粒度组成和矿物成分之后，要满足人造岩心的孔隙度、渗透率与储层岩心的相似性。制作中主要考虑了压力的影响，压制压力越高，岩石孔隙度、渗透率越低。目标区块储层物性较好，孔隙度在25%～45%之间，渗透率从几百毫达西到十几达西之间，平均渗透率为3 000 mD。根据储层分类标准，孔隙度大于30%、渗透率大于2 000 mD为特高孔特高渗储层。而人造岩心的孔隙度介于31%～41%之间，渗透率超过2 000 mD（见表2），达到特高孔特高渗级别，与储层岩心相似。

表2 人造岩心基本参数Table 2 Basic parameters of artifcial core

2.3 岩心的胶结类型与胶结指数

Consolidation type and index

岩心胶结类型和胶结程度的模拟也是制作人造岩心的重要因素。疏松人造岩心的制作难点在于既要满足颗粒间的胶结类型、较弱的胶结程度，又要满足一定的承压能力。岩心的胶结类型可采用铸体薄片和CT扫描技术测试。岩石的胶结程度可以通过胶结指数判断，胶结指数通过岩电关系实验测量岩石含水时的电阻率和岩石完全含水时的电阻率并由阿尔奇公式计算得到，其计算公式为

式中，F为地层因素，小数；Ro为含水岩石电阻率，Ω·m；Rw为岩石所含水的电阻率，Ω·m；φ为岩石孔隙度；m为岩石的胶结指数。

强胶结岩石的胶结指数通常在2以上，中等胶结岩石的胶结指数为1.8～1.9，弱胶结岩石的胶结指数为1.6～1.7，极弱胶结岩石的胶结指数为1.4～1.5，未胶结岩石的胶结指数为1.2～1.3。

储层岩心的铸体薄片显示岩心孔隙非常发育，分选较好，磨圆度为次圆～次棱状，颗粒间以接触式胶结和孔隙式胶结为主（如图4所示）。人造岩心的CT扫描图像显示岩心孔隙连通性好，以孔隙式胶结和接触式胶结为主，与天然岩心的胶结方式比较相似，能够较好的模拟天然储层（如图5所示）。

图4 储层岩心铸体薄片Fig. 4 Cast thin section of reservoir core

图5 人造岩心CT扫描Fig. 5 CT scanning of artifcial core

储层岩心胶结程度不一，胶结指数介于1.27～1.74，平均值为1.45，其中特高渗岩石胶结程度介于未胶结到极弱胶结之间。不同批次人造岩心的胶结指数介于1.2～1.6之间，岩石胶结程度与储层特高渗岩心相似（如图6所示），胶结程度能够较好地模拟天然储层。

图6 人造岩心岩电测试结果Fig. 6 Rock electricity test results of artifcial core

2.4 岩心孔隙结构

Pore structure

制作的岩心在粒度、矿物、孔隙度、渗透率、胶结程度等方面接近储层岩心，其孔隙结构是否与真实岩心接近。为探明人造岩心的孔隙结构，对不同批次不同渗透率的岩心进行压汞实验（如图7所示）。针对测试岩心，其主要喉道分布区间为5～30 μm，喉道峰值最大为19.2 μm，最小为6.3 μm。渗透率介于1 900 mD到3 600 mD储层岩心的主要喉道分布区间为 4～35 μm，喉道峰值最大为 32.7 μm，最小为 14 μm。人造岩心的主要喉道分布区间均落在储层岩心的范围之内，喉道峰值总体上略小于储层岩心，个别岩心呈现双峰态。说明人造岩心的孔隙结构与储层岩心接近。

图7 人造岩心喉道半径分布曲线Fig. 7 Distribution curve of throat radius of artifcial core

2.5 岩心压缩系数

Compressibility coef fi cient

岩石压缩系数是岩石弹性能量的度量参数，也是油藏工程的重要参数之一，广泛应用于油藏工程中的计算，但以往的岩心制作中大都忽略了岩石压缩系数的研究。岩石压缩系数通过改变岩石所受净有效应力，造成孔隙体积减小，采用压力和孔隙体积数据计算得到。为保证人造岩心的压缩性，测试了不同批次岩心的压缩系数并与储层岩心进行对比。储层岩心的压缩系数主要在（30～200）×10-4MPa-1（见图8）。通过对比，人造岩心的压缩系数范围主要为（20～370）×10-4MPa-1（如图9所示）。储层岩心的压缩系数数量级在10-2～10-3MPa，远大于流体的压缩系数，疏松砂岩储层在流体压力下降时具有较大的可压缩性，而人造岩心的压缩系数范围覆盖储层岩心，说明人造疏松岩心也有较大的可压缩性。

图8 储层岩心压缩系数曲线Fig. 8 Compressibility coeffcient curve of reservoir core

图9 人造岩心压缩系数曲线Fig. 9 Compressibility coeffcient curve of artifcial core

2.6 岩石力学性质研究

Rock mechanical property

岩石在储层中饱和了流体，受力状态比较复杂，岩石同时受到地层压力与上覆岩石压力的共同作用。岩石力学实验中通过施加围压与轴压模拟储层岩石的三维应力状态，改变轴压模拟地层压力的变化，岩石在力的作用下发生形变。根据测试数据，绘制出岩石的应力-应变关系曲线，求取岩石的力学参数，得到岩石的强度特征。

2.6.1 压制压力对岩石力学性质的影响 天然疏松岩样洗油后一般为散砂，几乎没有承压能力，难以用于室内实验，但储层岩心在地层中受到上覆岩石压力与地层压力的共同作用，具有一定承压能力。因此，需要对不同压制压力下制作的岩心进行力学性质研究（如图10所示）。研究表明随着压制压力的增加，岩石的屈服应力增加，岩石强度越大，屈服应力与压制压力存在较好的幂函数关系（如图11所示），而对于2 MPa下压制的疏松岩心，承压能力较弱，施加压力后即产生塑性变形。为了保证制作的疏松岩心有一定的承压能力，在进行岩心制作时压制压力不能太低，否则实验中岩心极易变形破坏，难以反映真实的实验规律。其中合适的压制压力需要根据目标岩心的主要物性以及结合力学性质进行试验确定。

图10 不同压制压力下岩石应力-应变曲线Fig. 10 Rock stress-strain curve under different pressing pressure

图11 岩心屈服应力与压制压力曲线Fig. 11 Core yield stress and pressing pressure curve

2.6.2 胶结物含量对岩石力学性质的影响 疏松储层岩心的胶结程度主要受黏土矿物以及压实作用的影响，而人造岩心中胶结物的含量和压力都会影响岩石的力学特性。为研究胶结物含量对岩石力学性质的影响，在制作同一批次岩心时加入不同质量的胶结剂，分别为1.5 g、2 g、3 g，其他因素相同，而后对岩心进行力学实验，研究胶结物含量与岩心强度的关系。针对测试的特高孔特高渗岩心，发现一定范围内的胶结物含量对岩心的孔隙度、渗透率没有太明显的影响，但岩心的力学强度随着胶结物含量的减少而变弱（如图12所示）。胶结物含量与岩心屈服应力存在较好的对数关系（如图13所示），胶结物含量由4.76%变为2.44%时，屈服应力降低，降幅达到65.4%，表明随着胶结物含量的减少，岩石胶结程变差，岩石强度变小，岩石越容易被破坏。

图12 不同胶结物含量下岩石应力-应变曲线Fig. 12 Rock stress-strain curve under different cement contents

图13 胶结物含量与屈服应力关系曲线Fig. 13 Relationship between cement content and yield stress

2.6.3 注水强度对岩石力学性质的影响 目标区块疏松砂岩油藏以注水开发方式为主，长期注水以后，岩石物性会发生变化，影响注水效率以及油井产能。为了解注水对岩石的影响，实验中采用同一批次物性相近的岩心，设定不同的水驱速度进行长时间水驱，将水驱后的岩心进行力学实验。实验显示随着水驱强度的增加岩石的强度变小（如图14所示），岩石屈服应力与水驱强度存在较好的对数关系，水驱强度由0.5 mL/min增加到1 mL/min的过程中，岩石屈服应力降幅明显，达到23.4%（如图15所示）。说明长时间高强度水驱会导致岩石颗粒之间的胶结变弱，引起砂粒运移和出砂加重，使得疏松岩石更容易破坏。

2.7 岩心的渗流特性

Percolation characteristic

渗流特性主要体现在流体各相之间、流体与岩石颗粒之间存在多种界面，表现出与界面现象有关的界面张力、润湿作用等，对流体在岩石中的分布和流动产生重大影响。人造岩心的渗流特性是制作中模拟的重要因素。其中，人造岩心的润湿性对提高采收率等方面的实验有着重要作用，润湿性的相似性是岩心制作的重要指标之一。人造岩心的润湿性主要受黏土含量与添加剂的影响。黏土含量从5%升至15%时，润湿性基本呈中性。黏土含量为15%时，认为是极弱亲水性。在制作材料中添加硅油、油溶性活性剂时，岩心的润湿性是亲油的。岩心制作中的材料为经过长期流水冲蚀的河砂以及含量6%～10%的黏土，岩心的润湿性呈中性、亲水性，与储层岩心的润湿性（相对润湿指数介于0.06～0.48）相似，二者的润湿性在相渗实验中得到验证。同时，两种岩心相渗曲线的形态相似（如图16所示），表明流体在岩心中的渗流过程相似。说明人造岩心的渗流特性与储层岩心接近。

图14 不同注水强度下岩石应力-应变曲线Fig. 14 Rock stress-strain curve under different water fooding strength

图15 注水强度与屈服应力关系曲线Fig. 15 Relationship between water fooding strength and yield stress

图16 储层岩心和人造岩心相渗曲线Fig. 16 Relative permeability curves of reservoir core and artifcial core

3 结论

Conclusions

（1）制备的具有一定强度的特高渗疏松岩心在粒度组成、矿物成分、孔隙度、渗透率、胶结方式、胶结指数、孔隙结构、压缩系数、力学性质以及渗流特性方面与储层岩心相似，重复性好，成功率高，可代替部分储层岩心进行室内实验。人造岩心与储层岩心的差异表现在个别岩心的孔喉分布曲线呈现双峰态，认为是河砂与储层岩心颗粒的磨圆程度和球度差异所致，建议加入露头岩石颗粒或储层岩石颗粒调整人造岩心的孔隙结构。

（2）压制压力与胶结物含量对岩石强度有较大影响，压制压力越小、胶结物含量越少，岩石强度越小。制备具有一定强度的疏松岩心时压制压力至少保持4 MPa，胶结物的含量在5%左右。岩心屈服应力随压制压力的减小呈幂函数降低，随胶结剂含量的减小呈对数降低。

（3）疏松砂岩在注水开发时，水驱速度越大，疏松砂岩越容易被破坏，砂岩岩石强度随注水强度的增加呈对数减小。因此，建议在对疏松砂岩油藏进行注水开发时选取合适的注入速度以保护储层物性。

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（修改稿收到日期 2017-05-11）

〔编辑 李春燕〕

Preparation and evaluation on arti fi cial core of extra high permeability unconsolidated sandstone

XU Hongguang1, XIONG Yu1, WANG Yongqing1, ZHOU Wensheng2, WANG Ling1, JIANG Qian1
1. College of Petroleum & Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, Sichuan, China;2. CNOOC Research Center, Beijing 100027, China

Unconsolidated sandstone is characterized by low consolidation degree, loose structure and low strength. And besides,its coring cost is high and the cores cannot be shaped easily. As a result, the cores are not applicable to laboratory experiments. In this paper, it was proposed to make unconsolidated cores of extra high permeability to replace some reservoir cores. To evaluate the reliability and representativeness of artifcial cores, the rock samples were investigated from the aspects of size composition, mineral composition,porosity, permeability, consolidation mode, consolidation index, pore structure, compressibility coeffcient, mechanical property and percolation characteristic. It is indicated that the lower the pressing pressure and cement content are and the higher the water fooding strength is, the lower the rock strength is, the looser the rock is and the more easily it can be damaged. The yield stress decreases exponentially with the decreasing of pressing pressure, and logarithmically with the decreasing of cement content and the increasing of water fooding strength. To prepare extra high permeability unconsolidated cores with certain strength, the pressing pressure shall be at least 4 MPa and the cement content shall be about 5%. It is demonstrated that the artifcial unconsolidated core is similar with reservoir cores all around, and it can replace the reservoir core for experiments. It can be used as the reference for the investigation of ultra high permeability unconsolidated cores.

extra high permeability; unconsolidated sandstone; artifcial core; physical characteristic; mechanical property

徐宏光，熊钰，王永清，周文胜，王玲，蒋倩.特高渗疏松砂岩人造岩心的制作及评价［J］ .石油钻采工艺，2017，39（4）：477-483.

TE135

A

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0477 – 07

10.13639/j.odpt.2017.04.015

:XU Hongguang, XIONG Yu, WANG Yongqing, ZHOU Wensheng, WANG Ling, JIANG Qian. Preparation and evaluation on artifcial core of extra high permeability unconsolidated sandstone［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4):477-483.

国家科技重大专项“海上稠油高效开发新技术”（编号：2016ZX05025-001-004）。

徐宏光（1990-），西南石油大学在读博士研究生，主要从事油气田开发研究工作。通讯地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学石油与天然气工程学院。 E-mail：627633471@qq.com