低滲透儲層潤濕性測量方法研究進展

趙立翠

（中國石化東北油氣分公司松原采油廠，吉林長春 130062）

專論與綜述

低滲透儲層潤濕性測量方法研究進展

趙立翠

（中國石化東北油氣分公司松原采油廠，吉林長春 130062）

當前低滲透油氣資源發揮著越來越重要的作用，尤其是非常規頁巖油氣，其以巨大的資源量成為了當今油氣藏領域研究的熱點內容。低滲透儲層潤濕性是油氣藏開發過程中最重要也是最難獲得的儲層物性參數之一，因此能否準確判斷潤濕性是制約低滲透儲層有效開發的瓶頸之一。文章對國內外常規低滲透儲層和非常規頁巖儲層潤濕性的測量方法進行了廣泛深入地調研，詳細闡述了各種方法的實驗原理、實驗步驟、潤濕性判斷標準及優缺點，為國內該領域的研究提供了一定的理論基礎。

低滲透儲層；頁巖油氣；潤濕性；測量方法

潤濕性是巖石礦物與油藏流體相互作用的結果，是儲層基本物性參數之一，它與巖石孔隙度、滲透率、飽和度和孔隙結構同樣重要。巖石的潤濕性決定著油藏流體在巖石孔道內的微觀分布和原始分布狀態，也決定著地層注入流體滲流的難易程度及驅油效率等，因此其在提高油田開發效果以及提高采收率研究等方面都具有十分重要的意義[1]。目前，低滲透儲層以其巨大的資源量在油氣資源中發揮著越來越重要的作用，我國油氣藏探明儲量中，低滲透儲層的累計儲量占到了2/3以上，許多學者對低滲透儲層孔隙度和滲透率測量方法進行了廣泛深入的總結和研究[2]，而對低滲透儲層潤濕性的研究相對較少，因此本文主要針對這一問題，在簡要介紹常規儲層潤濕性測量方法的基礎上，總結了目前國內外常規低滲透儲層及非常規頁巖儲層潤濕性的測量方法，分別對每種方法的實驗原理、實驗步驟、潤濕性判斷標準及優缺點進行了詳細介紹，希望能夠對今后低滲透儲層潤濕性研究起到一定的參考作用。

1 常規儲層潤濕性測量方法

國內外測量常規儲層潤濕性的方法主要包括三種：接觸角法、Amott法、USBM法及其一系列改進方法。Amott法也稱自吸法，最早由美國學者Amott[3]于1958年提出，隨后，Boneau等[4]在1977年對此方法進行了改進，得到了改進的Amott法，也稱為Amott-Harvey法；1969年，Donaldson等[5]根據離心法測毛管壓力循環線特點，提出了USBM法，隨后Sharma等[6]于1985年提出了改進的USBM法，可以同時計算出USBM和Amott兩種潤濕指數。上述三類方法能定量測定儲層潤濕性，得到了國內外常規儲層潤濕性測量的廣泛應用，其測量參數、計算方法、判斷標準和優缺點（見表1）。

除上述三種方法外，許多學者針對儲層潤濕性提出了許多其他的測量方法，這些方法總體上可分為兩大類：定量測定法和定性測定法，其中定量測定方法包括：自吸速率法、核磁共振法和相對滲透率法等；定性測定法包括：低溫電子掃描法、玻璃片法、Wihelmy動力板法、微孔膜法、自動滲吸法、測井法、浮選法和染色法等[7]。

2 常規低滲透儲層潤濕性測量方法

2.1 正庚醇吸附法

段秋者等[8]提出了利用巖石親油百分數來確定潤濕性的新方法，這種方法最早由Trbelsi[9]提出，該法通過計算巖石表面對正庚醇分子的吸附程度來判斷其潤濕性，因此適用于低滲透儲層。

表1 常規儲層潤濕性測量方法統計表

該方法的原理為：正庚醇分子中包括一個親水基（-OH）和一個憎水基（-CH3），在有憎水固體和水同時存在的條件下，正庚醇分子中的憎水基首先吸附到憎水固體表面，親水基朝向水體，從而達到親水-憎水平衡。已知每個正庚醇分子占據的表面積為40×10-20m2，若巖石表面100%憎水，正庚醇分子密度為：

因此，若巖石表面吸附正庚醇分子的密度為a μmol/m2，則憎水表面百分數 F為：

實驗過程中，將巖樣放入到一定體積和濃度的正庚醇水溶液中，并在室溫下振蕩一段時間，使巖樣、正庚醇分子和水三者之間達到熱力學平衡后取溶液上層清液測定正庚醇的密度，則被測樣品上正庚醇的吸附密度為：

巖石憎水表面百分數為：

若F＞50%，則說明巖樣親油，反之巖樣親水。

式中：Co－正庚醇的初始濃度，μmol/L；Ce－吸附后水溶液中正庚醇的濃度，μmol/L；V－溶液體積，L；S－巖樣表面積，m2。

2.2 水膜穩定法

石京平等[10]提出了測量儲層潤濕性的水膜穩定法，這種方法根據儲層表面水膜穩定性來判斷其潤濕性，無需對巖樣進行油水自吸和驅替實驗來比較兩者間的差異，因此同樣適用于低滲透儲層潤濕性的測定。

水膜穩定法將油、水、固三相的性質、毛管壓力及固體表面曲率聯系起來，測量原理簡單，即：假設儲層被水所飽和，當原油進入到含水孔隙后，若巖石表面的水膜保持穩定，將油與礦物隔開，說明儲層親水；反之，若巖石表面的水膜發生破裂，原油取代水而吸附到礦物表面上時，說明儲層親油。油水在平面和曲面上水膜的受力分析圖（見圖1），當油水系統位于固相平面上時，水膜受到向下的毛管力Pc和向上的分離壓力Π的作用，當油水系統位于曲面上時，除受到上述兩個力的作用外，還受到油水界面附加壓力Hσ的作用。

圖1 平面（左圖）和曲面（右圖）上水膜受力分析圖

分離壓力Π的求解過程為：

式中：PD-范德華力，N；PeL-雙電層力，N；A123-Hamarker常數；h-液膜厚度，m；λ-波長，m；Cb-離子摩爾濃度，mol/m3；NA-阿伏伽德羅常數，6.02×1023；k-Boltzmann 常數，1.381×10-23J/K；T-絕對溫度，K；n-折射率；κ-Debye 長度的倒數，m-1；z-離子價數；e-電子電荷，1.602×10-19C；ζ1、ζ2-油/水、固/水界面上的 Zeta 電勢，V；ε-介電常數，8.854×10-12C2/J·m。

實驗步驟為：首先測量原油和巖樣在水中的電位ζ值，隨后根據公式（5）～（8）計算出水膜分離壓力等溫線（不同液膜厚度h與分離壓力Π之間的關系曲線），從曲線中找出分離壓力極大值Πmax，若Πmax+Hσ≥Pc，則曲面上存在穩態水膜，巖石親水；反之，曲面表面的水膜會被油排開，巖石親油。

2.3 改良自吸法

自吸法（Amott法）是常規儲層潤濕性測量的常用方法，對于低滲透儲層來說，在樣品自吸油驅水和自吸水驅油過程中，排出的水量和油量相對較少，水滴和油滴極易粘附在樣品表面和容器壁上，且在獨立液滴運移過程中易發生水包油和油包水現象，這些均會使驅替出的油滴或水滴難以進入到計量管中，計量的油量或水量比實際的驅出量偏小，有時甚至為零；與此同時，在自吸法強制驅油和驅水階段，驅替出來的液體量也會極少，這同樣增加了計量難度，導致儲層潤濕性的錯誤判斷。

林光榮等[11]針對上述低滲透儲層自吸法實驗中的計量問題，提出了一種有效的改進方法，他認為通過測量樣品自吸前后和驅替前后的質量差計算得到的油（水）體積會比直接計量準確得多，而且選用多塊同一性質的平行巖樣進行實驗可以有效地提高自吸效率?；谏鲜鲆蛩?，改進的方法中將多塊平行巖樣放在同一容器中進行吸水或吸油實驗，自吸一段時間后，通過自吸前后天平稱重結果計算樣品的自吸量，同樣運用天平稱量計算得到驅替階段的累計驅油量和驅水量，進而判斷儲層潤濕性。

該方法原理為：樣品自吸階段的吸水體積等于排開油的體積，吸油的體積等于排開水的體積，則樣品的自吸水量W吸水和自吸油量W吸油可以用下式進行計算，同理可以得到驅替過程中的油量和水量。

式中：W1、W3-自吸法中油驅和水驅后多塊平行樣品的總質量，g；W2、W4-自吸水和自吸油后多塊樣品的總質量，g；Vo、Vw-吸油和吸水體積，cm3；ρo、ρw-實驗用油和實驗用水的密度，g/cm3。

2.4 各方法對比分析

正庚醇吸附法和水膜穩定法是定性測定低滲透儲層潤濕性的方法，其中正庚醇吸附法測量原理和實驗方法簡單、操作方便且實驗耗時短，但是這種方法只能單純反映巖石表面的潤濕性，不能代表巖石整體的潤濕特征；水膜穩定法將油、水、固三相的性質、毛管壓力及固體表面曲率聯系起來，能準確判斷巖石潤濕性，但是參數計算過程復雜；改良自吸法是定量測量潤濕性的有效方法，該方法與自吸法原理相同，只是計量方法進行了改進，使自吸和強制驅替階段的計量更為準確，但是這種方法操作繁瑣，受人為因素影響大，且易受樣品表面顆粒掉落及表面浮液處理不當的影響。

3 非常規頁巖儲層潤濕性測量方法

頁巖油氣資源在當今非常規能源中占據著極其重要的地位[12]，目前對頁巖儲層潤濕性的測定仍處于探索階段，不同學者所持觀點不同：Passey等[13]認為頁巖儲層是由沉積于海洋環境中的富有機質黏土發育而來的，因此最初是水濕的；Borysenko等[14]認為礦物和有機質成分控制頁巖儲層的潤濕性，成熟的有機質會使其向油濕方向轉變。目前國外頁巖儲層潤濕性測量方法主要有以下幾類：核磁共振法、分離壓力-接觸角法及常規的接觸角法和Amott-Harvey法，下面分別對這些方法進行論述。

3.1 核磁共振法（NMR）

核磁共振法測量儲層潤濕性最早是由Brown等[15]于1956年提出的，半個多世紀以來，該方法經歷了三個發展階段[1]，即：針對人造多孔介質的定性研究階段、針對天然巖樣的定性研究階段和定量評價階段。該方法判斷儲層潤濕性的原理簡單：每種流體均有一個特定的體弛豫時間，如水在自由狀態時的體弛豫時間為3 s左右，若巖石表面憎水，則水與固體表面作用力較弱，此時流體的弛豫時間與其體弛豫時間相近，也為3 s左右；反之，若巖石表面親水，則水與固體表面作用力較強，此時水的弛豫時間會比其自由狀態時的體弛豫時間要小得多，因此通過對比兩個狀態的流體弛豫時間便可判斷儲層的潤濕性。

Eligah等[16]在2011年運用核磁共振法（NMR）測量了頁巖儲層的潤濕性，樣品分別取自Eagle Ford、Floyd、Barnett和Woodford頁巖儲層，實驗開始前不對頁巖樣品進行任何清洗和干燥處理，即保持“as received”狀態，實驗步驟為：（1）測量樣品初始狀態的核磁共振T2譜；（2）將樣品放入到25 000 mg/L的NaCl溶液中，在室內條件（常溫常壓）下自吸48 h后再測量核磁共振T2譜，用TDA分析技術將自吸鹽水后的T2譜減去樣品初始時的T2譜，得到自吸鹽水后的凈T2譜；（3）再將樣品放入十二烷（實驗用油）中自吸48 h后取出，測量核磁共振T2譜，同樣用TDA分析技術將其減去樣品自吸鹽水后的T2譜，得到自吸十二烷后的凈T2譜，實驗流程（見圖2），若有2塊平行樣品，可以在實驗過程中交換油水自吸順序，從而進行對比分析。

實驗結果表明：大部分樣品自吸鹽水和自吸十二烷量大致相同，自吸鹽水后的凈弛豫譜峰值出現在0.1 ms～1 ms，自吸十二烷后的凈弛豫譜峰值主要出現在1 ms～10 ms，兩者均小于鹽水和十二烷自由狀態時的體弛豫時間，因此樣品表現出混合潤濕性，這類樣品主要取自 Eagle Ford、Floyd和 Barnett儲層，而Woodford頁巖儲層自吸水量較小，僅為其自吸十二烷的一半，親油性較強，運用重力分析法得到的結果與上述結果具有較好的一致性。

圖2 核磁共振法測量頁巖儲層潤濕性實驗流程圖

Ismail等[17]同樣運用核磁共振法與重力分析法相結合的手段測量了10塊Ordovician頁巖儲層的潤濕性，同時提出了一種判斷儲層潤濕性的指標-NMRIw，其計算公式如式（11）所示，實驗結果表明：運用核磁共振法、重力分析法和潤濕指數法判定結果相一致：10塊頁巖樣品中大部分表現出中性潤濕，有3塊樣品表現出了較強的親油性。

式中：NMRIw-核磁共振潤濕指數；NMR（Sw）-運用核磁共振法得到的巖心吸水量；NMR（Sdo）-運用核磁共振法得到的巖心吸油量，若NMRIw＜0，巖樣親油，當潤濕指數為-1時，巖樣為強油濕；同理若NMRIw＞0，巖樣親水，當潤濕指數為1時，巖樣強水濕。

核磁共振法是判斷頁巖儲層潤濕性的一種準確有效方法，該方法只需將巖樣自吸油/水后的流體弛豫時間與其體弛豫時間對比便可得到儲層潤濕性，實驗原理和操作簡單，但是這種方法也存在一定的不足：每個自吸階段時間長達2 d，實驗效率低；樣品只進行了自發滲吸階段，沒有進行強制自吸階段，因此對于致密的頁巖儲層來說，潤濕性測量結果不能代表巖樣的整體特征。

3.2 分離壓力-接觸角法

顧名思義，分離壓力-接觸角法是將上文中提到的分離壓力法與常規接觸角法相結合，綜合判斷儲層潤濕性的方法。Satoru等[18]首先將這種方法運用到了硅質頁巖儲層的潤濕性測量中，并分析了不同pH值的水溶液對巖樣潤濕性的影響，其中分離壓力的計算過程如上文所述，接觸角用下式進行計算：

用分離壓力法和接觸角法判斷儲層潤濕性結果具有較好的一致性，以pH=7為界，隨著水溶液pH值從2變化到14，計算得到的接觸角先增大后減小，且樣品表面的液膜從穩定-不穩定-穩定，進而判斷樣品的潤濕性從強水濕-中間潤濕-強水濕。

3.3 其他常規方法

3.3.1 接觸角法 Bai等[19]運用接觸角法測量了Fayetteville頁巖氣儲層潤濕性并分析了不同的壓裂液和表面活性劑對儲層潤濕性的影響。實驗時首先將巖樣切割成長方體薄片，然后將其分別在600目和300目的砂紙上磨平，減小由于樣品表面粗糙度而引起潤濕角滯后的程度，實驗結果表明：頁巖儲層最初表現為中性潤濕，當在水中加入壓裂液添加劑或表面活性劑后，潤濕角均減小，即儲層向親水方向轉變。

Lakatos等[20]同樣運用接觸角法測量了非常規氣藏儲層的潤濕性，實驗巖心取自BDGA儲層，樣品切割過程中，用5 000 mg/L的NaCl溶液作為冷卻液，切割完后置于100℃恒溫箱中烘干至質量不變為止。測量結果表明：20塊不同深度樣品的接觸角在7.1°～24.5°，說明該巖心具有較強的親水性。

3.3.2 Amott-Harvey法 Wang等[21]運用常規Amott-Harvey方法測量了Bakken油頁巖儲層的潤濕性。實驗在儲層溫度（90℃～120℃）下進行，所用水的礦化度為150 000 mg/L～300 000 mg/L，所用油為Bakken儲層原油，實驗樣品分為兩種，一種為未經任何處理并用錫箔紙進行密封的原始巖樣，一種為經過甲苯和甲醇清洗并烘干后的巖樣，為了保證測量結果準確可靠，運用四種不同的實驗裝置分別對同性質樣品進行測量，Amott-Harvey潤濕指數計算結果表明Bakken儲層巖樣主要表現為油濕和中間潤濕性。

4 結語

盡管測量低滲透儲層潤濕性存在一定的難度，但許多學者已經針對這類儲層提出了新方法或改進方法，但是總體來說，適用于低滲透儲層潤濕性的測量方法相對較少，而且每種方法均有其各自的局限性，這從一定程度上影響了低滲透儲層潤濕性的判斷，進而影響了油氣藏的開發效果。

雖然一些常規方法，如接觸角法和改進的Amott法已經成功運用到了低滲儲層潤濕性的測量中，但這些方法從理論上來說是不適用于低滲透儲層的，因此應該對這類方法的可靠性進行相關研究。

目前還沒有低滲透儲層潤濕性測量方法的行業標準，因此測量過程中易受到各種因素的影響，而且對實驗數據的數學處理方法也因人而異，這就導致不同實驗方法、不同實驗室所測同種樣品的潤濕性結果差距較大，因此有必要建立一套完善的行業標準來規范實驗過程和數據處理過程。

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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

趙立翠，女（1988-），碩士，助理工程師，2014年6月畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發工程專業，現主要從事油氣藏滲流與油氣田開發研究工作，郵箱：854128757@qq.com。