岩石润湿性的测定方法

岩石润湿性的测定方法1、文字。Emw'5dD1.1岩石润湿性定量测定方法。9g('g14CQ1.1.1接触角测量法。(推荐使用)文字C`H9X*ue?\原理：接触角法主要用于纯净流体和人造岩心系统润湿性的测定。通常根据水在固体表面的角度θ的测定来定义系统的润湿性,一般定义θ75°时为水润湿;105°θ75°时为中性润湿;当θ105°时为油润湿。tC`NO:udl测量接触角的方法有：倾板法、圆筒法、液滴法、张力测量法、垂杆法、固滴法以及Washburn方法。石油工业常用的是液滴法、改进型液滴法和固滴法。j=P^vgqe优点：简单、直观。ay)HUJeZq缺点：1.滞后现象。2.为考虑岩石表面的非均质性。3.无法直接取得数据。iJ$}-+1.1.2Amott法。（推荐使用）z}-!a_)vnJ原理：润湿流体一般将自动渗吸进入岩心,驱替非润湿流体,结合渗吸和强制驱替来测量岩心的平均润湿性,在实验测定中可使用油藏岩心和流体F!.TqAmott--Harvey相对驱替指数I等于水驱替比减去油驱替比。一般地,+0.3≤I≤+1时为水湿,-0.3I+0.3时为中性润湿,-1≤I≤-0.3时为油湿[14],完全水湿时指数为+1,完全油湿时指数为-1。:!+cYWHtp优点：适合于测量岩心的平均润湿性,测量结果比较接近油藏的实际情况。#s]?|a]'缺点：1.在接近中性润湿时不敏感。当接触角在60—120°时,并非任何流体都将自动驱替另一种流体。2.超过后即不发生自动渗吸的极限接触角取决于岩心的初始饱和度。2,GIR?1.1.3USBM法。（推荐使用）t5Gm6%x通过作功使一种流体驱替另一种流体,润湿流体从岩心中驱替非润湿流体所需要的功要小于相反驱替所需要的功。222#-?h已经证明,所需要的功正比于毛管压力曲线下面对应的面积。这样,通过离心求得吸入和驱替毛细管压力曲线,并用曲线下的面积之比的对数W=lg(A1/A2)即润湿指数来表示孔隙介质的润湿性。式中的A1和A2分别是油驱和盐水驱油曲线下面的面积。当W大于零时岩心为水湿,当W小于零时岩心为油湿。润湿性指数接近于零表明岩心具有中性润湿性。W的绝对值越大,润湿性偏向越大。kEQd#^{3z优点；它能快速地测定,并且在接近中性润湿性时非常敏感;n],|-|[缺点：1.只能用岩心塞测量。2.不能确定一个系统是否属于分润湿性和混合润湿性,而Amott法此时是敏感的。[?d[OCkuj1.1.4自动渗吸法。K!e&]3@自吸速度和自吸量的关系,由于在自动渗吸中毛管压力是驱动力,自吸曲线下的面积与相应于自动渗吸表面自由能的下降的驱替功密切相关,从标定自吸曲线可以得到拟自吸毛管压力曲线,以曲线下相对面积为基础而得到的润湿性指数WR，定义为相对拟吸吮功.WR可以确定Amott测试和USBM测试不能确定的系统的润湿性。K5w_优点：对于一个系统,Amott润湿指数IW相当高时,用自动渗吸法可测定其润湿性。Morrow等测定了水驱ST286原油及精制油自吸曲线,通过自吸及注水采收率计算而得到的IW都接近1,但它们的自吸曲线却有明显的差别。Ma等计算了ST286原油系统的WR为0.75,而精制油系统WR大于0.9。这样WR可以定量区分两系统的润湿性,而IW则不能。{85@_o}1.1.5NMR张弛法。（推荐使用）`^(ip原理：润湿和非润湿表面分子间引力对分子运动影响的程度不同,通过观测表面上流体分子的动态行为来测定液/固体系的润湿性。由于流体与固体间的分子间力的作用,固体表面的流体的分散系数远小于体系内的流体。润湿表面比非润湿表面有更强的作用力,会引起分散系数更大的降低,因此,流体分子在润湿表面AM^=(CC的张弛速率要大于非润湿表面。根据流体分子的NMR张弛速率就可判断体系的润湿性。u=WyP优点；NMR法简单、快速,克服了传统的Amott和USBM法费时和难度大的缺点,还可以非常灵敏地从油湿表面区分出水湿表面,可用于分润湿性的测定。r-&dn{8NG缺点：该方法的准确度极大地依赖于表面的处理。VTL/!4+1.2岩石润湿性定性测定方法。qUqA]8e1.2.1Cryo—SEM法。C!Y%MIw原理：通过观察油藏岩石不同孔隙和不同矿物上的油和水的微观分布情况,进而判断其润湿性。通过Cryo2SEM可以观察到无粘土情况下水以薄膜形式覆盖在矿物;Hl*T表面,而油以液滴的形式存在于孔隙中心,此岩心为水湿;现象相反则为油湿。含有粘土时可以观察高岭石的油湿行为和伊利石及长石等的水湿行为,由此可以解释岩石的中性润湿性的成因。MWoW_G'!优点：可以分辨原始多孔介质的矿物组成,同时可以研究不同参数(孔隙矿物形C#UI&R?JM+态、几何形态、表面化学性等)对润湿性的在位影响。尤其是能对油-盐水-岩石系统进行微观研究,从而更好地理解中性润湿性的成因,为解释某些油层岩石的宏观表现。=#z5'N缺点；它要求样品中的流体处于凝固状态并且只能给出润湿的静态情况。fgucPYb1.2.2Wilhelmy动力板法。1fOa原理：该方法测得的是粘附力,可将这种力直接与油层其它力作比较,使油藏润湿性以力的形式反映出来。实验测定中用地层油代表油相,地层水代表水相,用模拟矿物片代表固相,测量矿物片通过油水界面时的前进粘附力和后退粘附力,二者之和大于零者为亲水,小于零者为亲油,二者符号相反为混合润湿性。c{DjHL优点：通过粘附力和界面张力求得接触角,非常适合于接触角滞后情形的研究。通过动力板法可以证实在一个平的、均相的、干净的表面只存在一个接触角,它是测定小接触角的最可靠方法。pW}Ox1.2.3微孔膜测定法。2u\6+M0原理：用完整的毛管压力曲线测量岩心的润湿性。-2^%@RQK6优点：准确、可靠,到目前为止是唯一能给出完整毛管压力曲线的方法,实验结果已表明,在驱替毛管压力测量中用微孔膜代替孔隙板,可使实验时间大为减少。wJ(`4E1.2.4相对渗透率曲线法。O9H|~&b5~9原理：利用相对渗透率测定油藏润湿性的方法很多,概括起来主要有以下三种。第一种以Craig得出的经验法则为基础,可区分强水湿和强油湿岩心。第二种是油水相对渗透率和油气相对渗透率联合鉴定法,是阿莫科公司研究中心推荐的方法,将油水相对渗透率曲线和油气相对渗透率曲线的两条油相线画在同一张图上,如果两条油相线重合(或非常接近重合),则岩样亲油;如果油相线不重合,则岩样亲水。第三种是相对渗透率曲线回线鉴定法,相对渗透率曲线的形态与流体的微观分布状态有很大关系,而流体饱和次序的改变所形成的润湿滞后会影响流体的微观分布,使驱替相对渗透率曲线和吸入相对渗透率曲线在形态上产生很大差异。如果油相回线分开,而水相回线重合,岩样是亲水的;反之,如果油相回线重合,而水相回线分开,则岩样是亲油的。KthtYWe缺点：相对渗透率法是许多定性方法的基础,但是它们仅仅适用于区分强水湿和强油湿岩心,润湿性的小变化用这些方法很难检测出来。8ROnjt1.3岩石润湿性现场测定方法。w/{1y2c@1.1.1在位润湿性的测定。SDdO!mnW原理：在位润湿性是以基本的毛细原理为基础,根据如下方程来计算:1pL;M9|@,cosθ=g(ρe-ρo)Rmh/2γwo~wC#0By!式中θ为接触角,ρw为水的密度,ρo为油的密度,Rm为孔隙半径,h为孔隙中自由水位与油水界面间的差,γwo为油水界面张力。PF'%]6^a优点：该方法由于能给出真实地层润湿性的估计,并且可避免与处理过程、温度和压力,氧化等有关的许多问题,因此具有一定的应用价值。m}EJ.pJm缺点：该方法的准确性直接依靠地层压力数据的准确性和岩石的物理性质,如平均孔隙半径等,因此在某种情况下有可能导致润湿性的错误估计。kfZHG=3v1.3.2常规井中润湿性的测定。8nO^=(,原理：根据油藏的某一条件制备岩心,用室内岩心的自吸指数和电阻率指数与常规井测井所得信息相比较,来判断油藏润湿性。自吸指数SⅡ=Dsw/porosity0.24-Swi,当SⅡ=1时为强水湿,SⅡ=0时为中性或油润湿;电阻率指数RI=Rt/Ro,其中Rt为含油和水岩心的电阻率,Ro为只含水的岩心的电阻率。pttS优点；该方法可以快速地测定油藏润湿性,并可避免实验室润湿性测定中出现的一些问题。wwO,x`#2、岩石润湿性测定的实验岩样。rf`['nIfs玻璃模片M;~6C%X3、分子膜的润湿性。(b+ctr6My中性p)Ar-N\g4、实验仪器。0Yg/[显微镜、玻璃皿