低渗透储层润湿性测量方法研究进展

赵立翠

（中国石化东北油气分公司松原采油厂，吉林长春 130062）

专论与综述

低渗透储层润湿性测量方法研究进展

赵立翠

（中国石化东北油气分公司松原采油厂，吉林长春 130062）

当前低渗透油气资源发挥着越来越重要的作用，尤其是非常规页岩油气，其以巨大的资源量成为了当今油气藏领域研究的热点内容。低渗透储层润湿性是油气藏开发过程中最重要也是最难获得的储层物性参数之一，因此能否准确判断润湿性是制约低渗透储层有效开发的瓶颈之一。文章对国内外常规低渗透储层和非常规页岩储层润湿性的测量方法进行了广泛深入地调研，详细阐述了各种方法的实验原理、实验步骤、润湿性判断标准及优缺点，为国内该领域的研究提供了一定的理论基础。

低渗透储层；页岩油气；润湿性；测量方法

润湿性是岩石矿物与油藏流体相互作用的结果，是储层基本物性参数之一，它与岩石孔隙度、渗透率、饱和度和孔隙结构同样重要。岩石的润湿性决定着油藏流体在岩石孔道内的微观分布和原始分布状态，也决定着地层注入流体渗流的难易程度及驱油效率等，因此其在提高油田开发效果以及提高采收率研究等方面都具有十分重要的意义[1]。目前，低渗透储层以其巨大的资源量在油气资源中发挥着越来越重要的作用，我国油气藏探明储量中，低渗透储层的累计储量占到了2/3以上，许多学者对低渗透储层孔隙度和渗透率测量方法进行了广泛深入的总结和研究[2]，而对低渗透储层润湿性的研究相对较少，因此本文主要针对这一问题，在简要介绍常规储层润湿性测量方法的基础上，总结了目前国内外常规低渗透储层及非常规页岩储层润湿性的测量方法，分别对每种方法的实验原理、实验步骤、润湿性判断标准及优缺点进行了详细介绍，希望能够对今后低渗透储层润湿性研究起到一定的参考作用。

1 常规储层润湿性测量方法

国内外测量常规储层润湿性的方法主要包括三种：接触角法、Amott法、USBM法及其一系列改进方法。Amott法也称自吸法，最早由美国学者Amott[3]于1958年提出，随后，Boneau等[4]在1977年对此方法进行了改进，得到了改进的Amott法，也称为Amott-Harvey法；1969年，Donaldson等[5]根据离心法测毛管压力循环线特点，提出了USBM法，随后Sharma等[6]于1985年提出了改进的USBM法，可以同时计算出USBM和Amott两种润湿指数。上述三类方法能定量测定储层润湿性，得到了国内外常规储层润湿性测量的广泛应用，其测量参数、计算方法、判断标准和优缺点（见表1）。

除上述三种方法外，许多学者针对储层润湿性提出了许多其他的测量方法，这些方法总体上可分为两大类：定量测定法和定性测定法，其中定量测定方法包括：自吸速率法、核磁共振法和相对渗透率法等；定性测定法包括：低温电子扫描法、玻璃片法、Wihelmy动力板法、微孔膜法、自动渗吸法、测井法、浮选法和染色法等[7]。

2 常规低渗透储层润湿性测量方法

2.1 正庚醇吸附法

段秋者等[8]提出了利用岩石亲油百分数来确定润湿性的新方法，这种方法最早由Trbelsi[9]提出，该法通过计算岩石表面对正庚醇分子的吸附程度来判断其润湿性，因此适用于低渗透储层。

表1 常规储层润湿性测量方法统计表

该方法的原理为：正庚醇分子中包括一个亲水基（-OH）和一个憎水基（-CH3），在有憎水固体和水同时存在的条件下，正庚醇分子中的憎水基首先吸附到憎水固体表面，亲水基朝向水体，从而达到亲水-憎水平衡。已知每个正庚醇分子占据的表面积为40×10-20m2，若岩石表面100%憎水，正庚醇分子密度为：

因此，若岩石表面吸附正庚醇分子的密度为a μmol/m2，则憎水表面百分数 F为：

实验过程中，将岩样放入到一定体积和浓度的正庚醇水溶液中，并在室温下振荡一段时间，使岩样、正庚醇分子和水三者之间达到热力学平衡后取溶液上层清液测定正庚醇的密度，则被测样品上正庚醇的吸附密度为：

岩石憎水表面百分数为：

若F＞50%，则说明岩样亲油，反之岩样亲水。

式中：Co－正庚醇的初始浓度，μmol/L；Ce－吸附后水溶液中正庚醇的浓度，μmol/L；V－溶液体积，L；S－岩样表面积，m2。

2.2 水膜稳定法

石京平等[10]提出了测量储层润湿性的水膜稳定法，这种方法根据储层表面水膜稳定性来判断其润湿性，无需对岩样进行油水自吸和驱替实验来比较两者间的差异，因此同样适用于低渗透储层润湿性的测定。

水膜稳定法将油、水、固三相的性质、毛管压力及固体表面曲率联系起来，测量原理简单，即：假设储层被水所饱和，当原油进入到含水孔隙后，若岩石表面的水膜保持稳定，将油与矿物隔开，说明储层亲水；反之，若岩石表面的水膜发生破裂，原油取代水而吸附到矿物表面上时，说明储层亲油。油水在平面和曲面上水膜的受力分析图（见图1），当油水系统位于固相平面上时，水膜受到向下的毛管力Pc和向上的分离压力Π的作用，当油水系统位于曲面上时，除受到上述两个力的作用外，还受到油水界面附加压力Hσ的作用。

图1 平面（左图）和曲面（右图）上水膜受力分析图

分离压力Π的求解过程为：

式中：PD-范德华力，N；PeL-双电层力，N；A123-Hamarker常数；h-液膜厚度，m；λ-波长，m；Cb-离子摩尔浓度，mol/m3；NA-阿伏伽德罗常数，6.02×1023；k-Boltzmann 常数，1.381×10-23J/K；T-绝对温度，K；n-折射率；κ-Debye 长度的倒数，m-1；z-离子价数；e-电子电荷，1.602×10-19C；ζ1、ζ2-油/水、固/水界面上的 Zeta 电势，V；ε-介电常数，8.854×10-12C2/J·m。

实验步骤为：首先测量原油和岩样在水中的电位ζ值，随后根据公式（5）～（8）计算出水膜分离压力等温线（不同液膜厚度h与分离压力Π之间的关系曲线），从曲线中找出分离压力极大值Πmax，若Πmax+Hσ≥Pc，则曲面上存在稳态水膜，岩石亲水；反之，曲面表面的水膜会被油排开，岩石亲油。

2.3 改良自吸法

自吸法（Amott法）是常规储层润湿性测量的常用方法，对于低渗透储层来说，在样品自吸油驱水和自吸水驱油过程中，排出的水量和油量相对较少，水滴和油滴极易粘附在样品表面和容器壁上，且在独立液滴运移过程中易发生水包油和油包水现象，这些均会使驱替出的油滴或水滴难以进入到计量管中，计量的油量或水量比实际的驱出量偏小，有时甚至为零；与此同时，在自吸法强制驱油和驱水阶段，驱替出来的液体量也会极少，这同样增加了计量难度，导致储层润湿性的错误判断。

林光荣等[11]针对上述低渗透储层自吸法实验中的计量问题，提出了一种有效的改进方法，他认为通过测量样品自吸前后和驱替前后的质量差计算得到的油（水）体积会比直接计量准确得多，而且选用多块同一性质的平行岩样进行实验可以有效地提高自吸效率。基于上述因素，改进的方法中将多块平行岩样放在同一容器中进行吸水或吸油实验，自吸一段时间后，通过自吸前后天平称重结果计算样品的自吸量，同样运用天平称量计算得到驱替阶段的累计驱油量和驱水量，进而判断储层润湿性。

该方法原理为：样品自吸阶段的吸水体积等于排开油的体积，吸油的体积等于排开水的体积，则样品的自吸水量W吸水和自吸油量W吸油可以用下式进行计算，同理可以得到驱替过程中的油量和水量。

式中：W1、W3-自吸法中油驱和水驱后多块平行样品的总质量，g；W2、W4-自吸水和自吸油后多块样品的总质量，g；Vo、Vw-吸油和吸水体积，cm3；ρo、ρw-实验用油和实验用水的密度，g/cm3。

2.4 各方法对比分析

正庚醇吸附法和水膜稳定法是定性测定低渗透储层润湿性的方法，其中正庚醇吸附法测量原理和实验方法简单、操作方便且实验耗时短，但是这种方法只能单纯反映岩石表面的润湿性，不能代表岩石整体的润湿特征；水膜稳定法将油、水、固三相的性质、毛管压力及固体表面曲率联系起来，能准确判断岩石润湿性，但是参数计算过程复杂；改良自吸法是定量测量润湿性的有效方法，该方法与自吸法原理相同，只是计量方法进行了改进，使自吸和强制驱替阶段的计量更为准确，但是这种方法操作繁琐，受人为因素影响大，且易受样品表面颗粒掉落及表面浮液处理不当的影响。

3 非常规页岩储层润湿性测量方法

页岩油气资源在当今非常规能源中占据着极其重要的地位[12]，目前对页岩储层润湿性的测定仍处于探索阶段，不同学者所持观点不同：Passey等[13]认为页岩储层是由沉积于海洋环境中的富有机质黏土发育而来的，因此最初是水湿的；Borysenko等[14]认为矿物和有机质成分控制页岩储层的润湿性，成熟的有机质会使其向油湿方向转变。目前国外页岩储层润湿性测量方法主要有以下几类：核磁共振法、分离压力-接触角法及常规的接触角法和Amott-Harvey法，下面分别对这些方法进行论述。

3.1 核磁共振法（NMR）

核磁共振法测量储层润湿性最早是由Brown等[15]于1956年提出的，半个多世纪以来，该方法经历了三个发展阶段[1]，即：针对人造多孔介质的定性研究阶段、针对天然岩样的定性研究阶段和定量评价阶段。该方法判断储层润湿性的原理简单：每种流体均有一个特定的体弛豫时间，如水在自由状态时的体弛豫时间为3 s左右，若岩石表面憎水，则水与固体表面作用力较弱，此时流体的弛豫时间与其体弛豫时间相近，也为3 s左右；反之，若岩石表面亲水，则水与固体表面作用力较强，此时水的弛豫时间会比其自由状态时的体弛豫时间要小得多，因此通过对比两个状态的流体弛豫时间便可判断储层的润湿性。

Eligah等[16]在2011年运用核磁共振法（NMR）测量了页岩储层的润湿性，样品分别取自Eagle Ford、Floyd、Barnett和Woodford页岩储层，实验开始前不对页岩样品进行任何清洗和干燥处理，即保持“as received”状态，实验步骤为：（1）测量样品初始状态的核磁共振T2谱；（2）将样品放入到25 000 mg/L的NaCl溶液中，在室内条件（常温常压）下自吸48 h后再测量核磁共振T2谱，用TDA分析技术将自吸盐水后的T2谱减去样品初始时的T2谱，得到自吸盐水后的净T2谱；（3）再将样品放入十二烷（实验用油）中自吸48 h后取出，测量核磁共振T2谱，同样用TDA分析技术将其减去样品自吸盐水后的T2谱，得到自吸十二烷后的净T2谱，实验流程（见图2），若有2块平行样品，可以在实验过程中交换油水自吸顺序，从而进行对比分析。

实验结果表明：大部分样品自吸盐水和自吸十二烷量大致相同，自吸盐水后的净弛豫谱峰值出现在0.1 ms～1 ms，自吸十二烷后的净弛豫谱峰值主要出现在1 ms～10 ms，两者均小于盐水和十二烷自由状态时的体弛豫时间，因此样品表现出混合润湿性，这类样品主要取自 Eagle Ford、Floyd和 Barnett储层，而Woodford页岩储层自吸水量较小，仅为其自吸十二烷的一半，亲油性较强，运用重力分析法得到的结果与上述结果具有较好的一致性。

图2 核磁共振法测量页岩储层润湿性实验流程图

Ismail等[17]同样运用核磁共振法与重力分析法相结合的手段测量了10块Ordovician页岩储层的润湿性，同时提出了一种判断储层润湿性的指标-NMRIw，其计算公式如式（11）所示，实验结果表明：运用核磁共振法、重力分析法和润湿指数法判定结果相一致：10块页岩样品中大部分表现出中性润湿，有3块样品表现出了较强的亲油性。

式中：NMRIw-核磁共振润湿指数；NMR（Sw）-运用核磁共振法得到的岩心吸水量；NMR（Sdo）-运用核磁共振法得到的岩心吸油量，若NMRIw＜0，岩样亲油，当润湿指数为-1时，岩样为强油湿；同理若NMRIw＞0，岩样亲水，当润湿指数为1时，岩样强水湿。

核磁共振法是判断页岩储层润湿性的一种准确有效方法，该方法只需将岩样自吸油/水后的流体弛豫时间与其体弛豫时间对比便可得到储层润湿性，实验原理和操作简单，但是这种方法也存在一定的不足：每个自吸阶段时间长达2 d，实验效率低；样品只进行了自发渗吸阶段，没有进行强制自吸阶段，因此对于致密的页岩储层来说，润湿性测量结果不能代表岩样的整体特征。

3.2 分离压力-接触角法

顾名思义，分离压力-接触角法是将上文中提到的分离压力法与常规接触角法相结合，综合判断储层润湿性的方法。Satoru等[18]首先将这种方法运用到了硅质页岩储层的润湿性测量中，并分析了不同pH值的水溶液对岩样润湿性的影响，其中分离压力的计算过程如上文所述，接触角用下式进行计算：

用分离压力法和接触角法判断储层润湿性结果具有较好的一致性，以pH=7为界，随着水溶液pH值从2变化到14，计算得到的接触角先增大后减小，且样品表面的液膜从稳定-不稳定-稳定，进而判断样品的润湿性从强水湿-中间润湿-强水湿。

3.3 其他常规方法

3.3.1 接触角法 Bai等[19]运用接触角法测量了Fayetteville页岩气储层润湿性并分析了不同的压裂液和表面活性剂对储层润湿性的影响。实验时首先将岩样切割成长方体薄片，然后将其分别在600目和300目的砂纸上磨平，减小由于样品表面粗糙度而引起润湿角滞后的程度，实验结果表明：页岩储层最初表现为中性润湿，当在水中加入压裂液添加剂或表面活性剂后，润湿角均减小，即储层向亲水方向转变。

Lakatos等[20]同样运用接触角法测量了非常规气藏储层的润湿性，实验岩心取自BDGA储层，样品切割过程中，用5 000 mg/L的NaCl溶液作为冷却液，切割完后置于100℃恒温箱中烘干至质量不变为止。测量结果表明：20块不同深度样品的接触角在7.1°～24.5°，说明该岩心具有较强的亲水性。

3.3.2 Amott-Harvey法 Wang等[21]运用常规Amott-Harvey方法测量了Bakken油页岩储层的润湿性。实验在储层温度（90℃～120℃）下进行，所用水的矿化度为150 000 mg/L～300 000 mg/L，所用油为Bakken储层原油，实验样品分为两种，一种为未经任何处理并用锡箔纸进行密封的原始岩样，一种为经过甲苯和甲醇清洗并烘干后的岩样，为了保证测量结果准确可靠，运用四种不同的实验装置分别对同性质样品进行测量，Amott-Harvey润湿指数计算结果表明Bakken储层岩样主要表现为油湿和中间润湿性。

4 结语

尽管测量低渗透储层润湿性存在一定的难度，但许多学者已经针对这类储层提出了新方法或改进方法，但是总体来说，适用于低渗透储层润湿性的测量方法相对较少，而且每种方法均有其各自的局限性，这从一定程度上影响了低渗透储层润湿性的判断，进而影响了油气藏的开发效果。

虽然一些常规方法，如接触角法和改进的Amott法已经成功运用到了低渗储层润湿性的测量中，但这些方法从理论上来说是不适用于低渗透储层的，因此应该对这类方法的可靠性进行相关研究。

目前还没有低渗透储层润湿性测量方法的行业标准，因此测量过程中易受到各种因素的影响，而且对实验数据的数学处理方法也因人而异，这就导致不同实验方法、不同实验室所测同种样品的润湿性结果差距较大，因此有必要建立一套完善的行业标准来规范实验过程和数据处理过程。

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Research progress in wettability measurement of low permeability reservoir

ZHAO Licui
（Oil Production Plant Songyuan，Northeast Oil&Gas Branch，SINOPEC，Changchun Jilin 130062，China）

Nowadays low permeability oil and gas resources are playing an important role.Shale oil and gas has become a hot spot in current research due to its huge resources.Wettability of low permeability reservoir is one of the most important parameters during oil/gas development which is difficult to obtain.Therefore,whether or not to measure precisely the wettability of low permeability reservoir is one of the bottlenecks to develop this reservoir effectively.Thus this paper extensively reviewed the domestic and international references related to the methods measuring conventional low permeability reservoir and unconventional shale reservoir wettability.The experimental principles,experimental procedures,the judg－ment standard of wettability,the advantages and disadvantages of each method were detailed presented.All those studies above can provide a theoretical basement for domestic investigation.

low permeability reservoir；shale oil and gas；wettability；measurement method

TE312

A

1673-5285（2017）08-0001-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.001

2017－06-17

赵立翠，女（1988-），硕士，助理工程师，2014年6月毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现主要从事油气藏渗流与油气田开发研究工作，邮箱：854128757@qq.com。