岩石的润湿性对油气层的损害
周杨
摘要: 储层岩石的润湿性决定流体的流动性, 对油藏岩石润湿性的研究可以有效的指导油藏的开发, 提高油藏采收率。本文从岩石的润湿性对剩余油饱和度分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等方面的影响, 具体分析油气层损害原因在现象, 为推荐和制定各种油气层保护和解除油气层损害方案提供借鉴。
关键字：岩石润湿性剩余油饱和度分布渗透率毛管力微粒运移采收率油气层损害
引言
油田进入中后期开发, 油气藏地层都受到了不同程度的损害, 不仅降低了油气井的产出或注入能力及油气的采收率, 还可能损失宝贵的油气资源, 增加勘探开发成本。因此了解生产过程中造成的油气层损害的机理, 不但有助于采取保护油气层的措施,而且也是判断油气层损害程度的基础。润湿性是研究外来工作液注入（或渗入）油层的基础，是岩石—流体间相互作用的重要特性。了解岩石的润湿性是对储层最基本的认识之一，它至少是和岩石孔隙度、渗透率、饱和度、孔隙结构等同样重要的一个储层基本特性参数。特别是油田注水时，研究岩石的润湿性，对判断注入水是否能很好地润湿岩石表面，分析水驱油过程水洗油能力，选择提高采收率方法以及进行油藏动态模拟试验等方面都具有十分重要的意义。本文通过对岩石润湿性油水的微观分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等可能产生的各种影响分析其对油气层的损害。
1 润湿机理
液体和固体接触时, 会产生不同的形状。如果我们在固体表面上滴一滴液体, 这液滴可能沿固体表面立即扩散开来, 也可能仍以液滴形状附着于固体表面。我们将液滴或气体在固体表面的扩散现象称为润湿作用, 当液滴在固体表面立即扩散, 即称给该种液体润湿固体表面, 当液滴呈圆球状, 不沿固体表面扩散, 则称为该液体不润湿固体表面。在一般情况下, 水可以润湿固体表面, 而油则不润湿固体表面
[ 1]( 见图 1) 。
液体对固体的润湿程度用润湿接触角表示,它是固体表面与液体——空气或液体——液体界面之间的夹角, 并规定从密度大的液体一方算起。当< 90°, 液体润湿固体( 见图 1a) , = 0°, 为完全润湿;当 > 90°, 液体不润湿固体, ( 见图1b) ; = 180°, 为完全不润湿。凡能被液体所润湿的, 称亲液性固体, 常见的是水, 在这种情况下, 就说固体是亲水的; 不能液体所润湿的, 称憎液性固体, 对水来说就是憎水的。
2 影响润湿性的因素
岩石润湿性是岩石与地层流体在特定条件下综合作用的结果, 同一岩石的润湿性也不是一成不变的, 它会随着各种外在条件( 如润湿顺序, 时间, 地层压力和温度等) 的不同而改变, 但影响岩石润湿性的
因素主要包括以下三点：
2. 1 岩石的矿物成分
储层岩石的矿物成分以硅酸盐矿物为主。这类矿物在表面洁净的情况下, 一般是亲水的, 但其润湿程度并不相同。有机物质是憎水亲油的。如果岩石中( 特别是生油岩) 含有较多的有机物质将使颗粒表面局部亲油。铁具有从原油中吸附表面活性物质的能力, 因此富含铁的矿物的岩石也可以局部亲油, 但大部分沉积岩含铁矿物不多, 故铁的影响没有重要意义。粘土矿物, 特别是蒙脱石, 是吸水的。泥质胶结物的存在应当增加岩石的亲水性。总之, 不同的矿物成分具有不同的润湿程度。储油岩石的矿物成分十分复杂, 并且在宏观和微观上都是非均质的。因此矿物成分的复杂性和非均质性可能导致岩石各部分之间的润湿性的差异。
2. 2 流体成分
表1是一些纯烃类液体在四氟乙烯光面上的润湿接触角。聚四氟乙烯虽不是矿物, 但可以侧面说明各种烃组分润湿性的差异行。它告诉我们, 石油中的烃类成分虽然是非极性的, 但其润湿程度并不相同。因此, 流体成分的变化可以影响油层的润湿性。
2. 3 石油中的极性物质
当石油中含有极性物质时, 会对石油在矿物表面上的润湿性产生复杂的影响。实验结果表明, 极性物质对各种矿物表面的润湿性都有影响, 但影响程度不同, 并不一定都能改变矿物表面的润湿性。
综上所述, 储油岩石的矿物成分, 矿物表面的粗糙程度, 流体成分, 特别是流体中的极性物质是影
响油层润湿性的主要因素。
3 岩石润湿性对油水渗流规律的影响
3.1 岩石润湿性决定孔道中毛管力的大小和方向
在水驱油过程中，油水在岩石孔道中的动态分布在很大程度上也受润湿性的控制和影响。润湿性直接影响着束缚水饱和度、残余油饱和度、水驱油效率、毛管压力、相对渗透率曲线、水驱动态和电阻率。
在亲水毛管中，毛管力的方向和注入水驱替压差方向一致，毛管力为动力；在亲油毛管中，毛管力与注入水驱油方向相反，毛管力为阻力。当生产压差或注入水压差很小时，毛管力对驱油起着重要的作用。
岩石的润湿性不同, 在地层中有亲水孔道和亲油孔道, 不同的润湿性, 润湿接触角的大小不同,
弯液面凹凸形状和方向也不同, 其结果所产生的毛管方向也不同。在亲水毛管中( 见下图2) , 毛管力 pc 的方向与主睡驱替压差△p 方向一致, 毛管力pc为动力; 相反, 在亲油毛管中, 毛管力pc与注水驱油方向△p 相反, 毛管力 pc为阻力。流动阻力的大小直接影响着油、水的流动。在实际生产中,当生产压差或注水压差很小时, 毛管力对与驱油将起着重要的作用。
图2
因此，当润湿性导致毛管力为阻力时，就影响油的运移，对油气开采造成影响。
3.2 润湿性影响地层中微粒的运移
油藏开发初期，地层中只有油流动，以束缚水存在的水相不流动，亲水微粒在束缚水膜的保护下不参与油的流动，整个地层没有微粒运移；油层一旦注水，油水同时流动，此时在束缚水膜保护下的微粒也开始随水流动。油水同时流动时，亲水微粒一般不会在空隙喉道处形成桥堵；对于具有混合润湿的微粒，由于微粒部分表面亲油，部分表面亲水，使微粒处于束缚水膜和油相表面，其运动直接受油流及束缚水膜两者的影响。处于这种界面上的微粒虽可以移动，但并不是能被油流带走，只能在界面上作不同的移动，有时会在空隙窄口处形成桥堵，造成堵塞地层，降低储层的渗透率，影响油藏开发。
3.3 润湿性对油气水三相相对渗透率的影响
下面三幅图是用实验得来的：
图3 水的相对渗透率曲线
图4 油的相对渗透率曲线
图5气的相对渗透率曲线
从图中可以看出,油水的相对渗透率在油湿和水湿条件下明显不同。在水湿岩中,.水的等渗线为一组直线,油的等渗线为一组凹向100 % s。点的曲线;在油湿岩石中,油水的相对渗透率与所有三相的饱和度有关,它们的等渗线均为凸向1 0 0%各自饱和度点的曲线而气的等渗线均为一组凸向100 % S:点的曲线,润湿性仅影响气相相对渗透率数值的大小。在水湿岩石中,水是润湿相,油是中间润湿相,气是非润湿相,水主要占据岩石中的小孔道和孔隙表面,气体占据大孔道,而油分布在中间的孔道,这样可以把油气看作一相,为非润湿相。因此油气水三相系统中的水相对渗透率与油水两相系统相同,只是Sw 的函数,即水等渗线为直线。由于油占据中间的孔道,Sw增加,Sg下降会引起油向大孔道中流动,使流动阻力发生变化,同时,由于油相对气体是润湿相,在原来气体占据的孔道中捕捉部分气体,形成贾敏效应,使油的流动阻力增加。另外,S,增加,进入较大孔道中的水会捕捉部分油,使油的相对渗透率下降,如 s。一 0.04,Sw从0.42 增加到0.04 时,油的相对渗透率从0.51 降到0.0 3。气体的等渗线是一组凸向l 00% Sg点的曲线,这主要是由于进入大孔道中的油捕捉部分气体所造成的。在油湿岩石中,油是润湿相.水是中间润湿相,水占据中间的孔道,随着S,个S。今凡告,液体饱和度增加,液体进入原来气体占据的孔道,并在大孔道中捕捉部分气体,增加了水进入大孔道的阻力。同时,随着水饱和度增加,油气饱和度降低,尽管S,增加一定,会使水在孔道中的分布不同,因此.水所受到的阻力不同。由此可见,水的相对渗透率不仅与Sw有关,也与油、气饱和度有关。由于初始水处于小孔道的中心,并被油所包围,为不连续的水滴,在孔隙中增加了油流动的阻力。随着水饱和度的增加,这种阻力也发生变化,油的相对渗透率也随之改变,因此,油的相对渗透率与所有相饱和度有关。对于气体来说,在水湿和油湿岩石中均为非润湿相。当Sg下降、液体饱和度增加时,都存在着被润湿相捕捉的现象.但由于油、水的性质不同,捕捉气体的多少不同,形成的阻力不同,所以,在相同气体饱和度情况下,气相相对渗透率不同。
因此，润湿性对相对渗透率有很大影响，其影响总趋势为：随着岩心由亲水向亲油转化，油相相对渗透率趋于降低。亲水岩石，水通常分布于细小空隙和岩石避面处，对油的渗流妨碍较小，而亲油岩石，在同样条件下，水既不在小空隙中，也不以薄膜状附着在固体表面，当含水饱和度较小时，以液滴形式分布在孔道中。由于孔隙结构的复杂性，这种水滴流动到孔道窄口时便遇阻，产生贾敏效应，阻碍油相的渗流，使油相的相对渗透率降低。
3.4 润湿性对采收率的影响
以下几个代表性试验的结论是:弱水湿水驱油效率最高。
用的是直径1英寸(2 5.4 m m ),长3英寸(7 6.Zm m )的规则岩柱(切自同一块O hio砂岩),这些岩样的润湿性和水驱油效率是相同的。接着将另一些岩样进行高温焙烤和硅酮处理，使它们具有不同的润湿性。然后用同一种原油和盐水饱和岩样,并以0.s m L / m ni的速度( 足以克服末端效应)进行水驱油实验。当注入2.4倍孔隙体积盐水时,32 块岩样的水驱油效率如图6所示。由图1可见,中间润湿和弱水湿岩样的水驱油效率强水湿和油湿的都高,图中的Iw和 Io。
图6水驱油采收率随润湿性的变化
在微模型中直接观察了强水湿(I*= 1.。少和弱水湿(IW~ 0.3 2一0.3 7 )系统中水驱油实验结果,见图3。发现强水湿系统中的残余油主要被获在大孔道中;而弱水湿系统中的残余油主要被俘获在喉道中。由图中还可以看出,强水湿系统中的残余油明显多于弱水湿系统中的。
图7 强水湿与弱水湿
在玻璃微模型中润湿性对残余油饱和度的影响：
将切自同一块 Be r e a砂岩的6 5块岩样(直径3.7 9em,长约cs m )处理成不同的润湿性,然后进行低速水驱油实验。分别记录下岩样出口端见水时、注入3倍孔隙体积时、注入 20 倍孔隙体积时的采出程度,结果见图4。由此可看出,当润湿指数IW~一I*一I。一0.2 4 (弱水湿)时,水驱采收率最高。在文献〔幻中,他们还综合了不同润湿条件下的水驱油资料,绘出了不同注水孔隙体积倍数下的采出程度曲线,见图5。由图中可以看出,弱水湿 I(, _。~ 0.3一0.)1的采收率最高;强水湿I(, 一一1.)0时的采收率最低。以上几组实验表明,弱水湿岩样的水驱油效率明显高于强水湿的。
图8 原油采收率与润湿指数Iw-o的关系
由上述三个实验中可知道在各种润湿类型的岩石中，弱亲水岩石的水驱采收率最高，强亲水岩石水驱采收率最低。
3.5 润湿性对水驱油藏剩余油饱和度分布的影响
油藏二次开采结束后，其采收率较低，地下仍存在大量的剩余油。润湿性是控制这些剩余油的一个重要因素，它强烈控制着油藏水驱动态、毛管力和相对渗透率。润湿性通过毛管压力和相对渗透率曲线影响着剩余油饱和度分布；当油层厚度小于毛管压力转化高度时，毛管压力起主要作用，当油层厚度大于毛管压力转化高度时，重力起主要作用；毛管压力作用能引起强水湿与油湿油藏饱和度分布的显著差异；强水湿油藏剩余油饱和度对油层厚度和渗透率参数较为敏感。
通常，人们认为：亲水岩石的残余油饱和度低，亲油岩石的残余油饱和度高，原因是：
1）亲水岩石表面不附粘油膜，水洗油干净，而亲油岩石表面油不易被洗净，而是粘附于岩石颗粒表面。
2）从油水的分布来看，亲水岩石中存在于较大的孔隙内，而大孔隙往往是连通性好，处在其中的油往往容易被驱出来，亲油岩石则不然。
3）亲水岩石低渗透率部位和小孔隙族，都有较强的自发吸水能力。处于这里面的油可以依靠毛管力的自吸作用采出一部分，弥补了粘滞力大，不容易驱到的地方。因而扩大了宏观和微观的波及体积，而亲油岩石则不存在这一问题。
4）亲水岩石，水驱油活塞性强，而亲油岩石水驱油非活塞性强，那么在相同采油量的条件下，亲油岩石比亲水岩石的耗水量大。
上面讨论了润湿性对油水分布和残余油饱和度的影响，除此之外，润湿性对毛管压力、、水驱特性、电特性等都有影响
结论
（1）润湿反转通过改变岩石表面的润湿性，使得岩石表面由油湿变为水湿，有利于油膜的聚集和流动，提高渗吸效率，从而提高原油的采收率。润湿反转不但可以改变岩石的润湿性，还可以降低油水界面张力，通过这两方面的作用，使得润湿反转剂呈现更好的驱油效果。
（2）目前，对于改变油藏润湿性提高采收率的研究存在以下问题：①室内实验手段的限制。岩石润
湿性非常敏感，在原油开采、钻井液污染、岩心钻取以及运输过程中，岩石润湿性会发生很大变化，很难通过现有的室内实验手段完全恢复到油藏原始状态下的润湿性。②润湿性改变及驱油机理的研究。大部
分实验结果都已经证实油藏岩石润湿性与油水相对渗透率、水驱采收率以及驱油效率之间具有密切的关系，但对润湿性改变的机理以及主控因素的确定还缺乏强有力的理论支持。③改善油藏润湿性的方法。改变
润湿性确实可以影响相对渗透率和采收率，但目前还没有一种行之有效的方法将油藏的润湿性控制在弱水湿状态的一个合理的范围内。应加大润湿性改变方面的研究，从而促进通过改善润湿性提高采收率的方法在技术和经济上能够尽快的满足实际生产应用的要求。
参考文献
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中国石油大学 渗流物理 实验报告 实验日期: 2017.9.12 成绩: 班级: 石工1504 学号: 1502010404 姓名: 张蕾 教师: 张俨彬 同组者: 宋学玲 岩石润湿性测定实验 一．实验目的 1．了解光学投影法测定岩石润湿角的原理及方法； 2．了解界面张力的测定原理及方法； 3．加深对岩石润湿性、界面张力的认识。 二．实验原理 1．光学投影法测定岩石润湿角 液体对固体表面的润湿情况可以通过直接测定接触角来确定。将待测矿物磨成光面，浸入油(或水)中，如图1所示，在矿物光面上滴一滴水(或油)，直径约1～2mm ，然后通过光学系统将一组光线投射到液滴上，将液滴放大、投影到屏幕上，直接测出润湿角，或测量液滴的高度h 和它与岩石接触处的长度D ，按下式计算接触角θ： D h tg 22= θ 式中， θ—润湿角，°； h —液滴高度，mm ； D —液滴和固体表面接触的弦长，mm 。 图1 投影法润湿角示意图 2．悬滴法测定液滴界面张力 悬滴法适用于密度差较大的测定液-液或气-液之间的界面张力，测量范围为 10-1～10-2 mN/m 。 液体自管口滴落时，当液滴接近最大直径时，用光学设备记录下液滴图像。测量液滴的相关参数，利用下式计算界面张力： ， 21ρρρ-=Δ ， e sn n d d S = 式中，σ—界面张力，mN/m ； 2 e gd H ρσ?=
21ρρ、—待测两相流体的密度，g/cm3； ρ?—两相待测试样的密度差，g/cm3； e d —实际液滴的最大水平直径，cm ； sn d —从液滴底部算起，高度为e d n 10高度处液滴的直径，cm ； n S —液滴e d n 10高度处的直径与最大直径的比值； H —液滴形态的修正值，由n S 查表得到。 a ）烧杯中气泡或液滴形状 （ b ） 气泡或液滴放大图 图2 悬滴法测界面张力示意图 三．实验仪器 图3 HARKE-SPCA 接触角测定仪器
本科生实验报告 实验课程 学院名称 专业名称 学生姓名 学生学号 指导教师 实验地点 实验成绩 二〇年月二〇年月
填写说明 1、适用于本科生所有的实验报告（印制实验报告册除外）； 2、专业填写为专业全称，有专业方向的用小括号标明； 3、格式要求： ①用A4纸双面打印（封面双面打印）或在A4大小纸上用蓝黑色水笔书写。 ②打印排版：正文用宋体小四号，1.5倍行距，页边距采取默认形式（上下 2.54cm，左右2.54cm，页眉1.5cm，页脚1.75cm）。字符间距为默认值（缩 放100%，间距：标准）；页码用小五号字底端居中。 ③具体要求： 题目（二号黑体居中）； 摘要（“摘要”二字用小二号黑体居中，隔行书写摘要的文字部分，小4 号宋体）； 关键词（隔行顶格书写“关键词”三字，提炼3-5个关键词，用分号隔开，小4号黑体)； 正文部分采用三级标题； 第1章××(小二号黑体居中，段前0.5行) 1.1 ×××××小三号黑体×××××（段前、段后0.5行） 1.1.1小四号黑体（段前、段后0.5行） 参考文献（黑体小二号居中，段前0.5行），参考文献用五号宋体，参照《参考文献著录规则（GB/T 7714－2005）》。
实验一岩石物理学及岩石物理性质 第1章矿物和岩石的概念 1.1矿物的定义 矿物是天然产出的，通常由无机作用形成的，具有一定化学成分和特定的原子排列（结构）的均匀固体。组成矿物的元素其原子多是按一定的方式在三维空间内周期性重复排列而形成的具有特定结构的晶体。在外界条件合适时，晶体可以得到正常的发育，生长为规则的几何多面体；但很多情况下，没有足够良好的条件形成这样规则的外貌，矿物的均匀性，则表现在不能用物理的方法把它分成在化学上互不相同的物质，这正是矿物与岩石的根本差别。 矿物千姿百态，但多表现为颗粒状(grain)，其大小悬殊，小的要借助于显微镜辨认，大的颗粒直径可达几厘米，仅凭肉眼即可看见。由此可见，矿物在地质上是建造地球的非常小的材料单元。地球上已知的矿物有3300多种。岩石中常见的矿物只有20几种，其中又以长石、石英、辉石、闪石、云母、橄榄石、方解石、磁铁矿和黏土矿物为多。 1.2岩石的定义 岩石是由一种或几种造岩矿物按一定方式结合而成的矿物的天然集合体。它是在地球发展到一定阶段时，经各种地质作用形成的坚硬产物，它是构成地壳和地幔的主要物质，具有自己特定的比重、孔隙度、抗压强度等许多物理性质。岩石虽由矿物组成，但岩石所表现出来的特性，却常常是不能用单独的一种或几种矿物的特性加以替代或描述的岩石是具有稳定外形的固体，那些没有一定外形的液体如石油、气体如天然气以及松散的沙、泥等，都不是岩石。。 岩石圈主要有三大类岩石： 火成岩（火成岩一般指岩浆在地下或喷出地表冷凝后形成的岩石，又称岩浆岩，是组成地壳的主要岩石。）； 沉积岩（沉积岩是在地壳表层的条件下，由母岩的风化产物，火山物质、有机物质等沉积岩的原始物质成分，经搬运作用、沉积作用以及沉 积后作用而形成的一类岩石。）； 变质岩（地球内部高温或高压条件下，先已存在的岩石发生各种物理、化学
第二章
第二章 储层岩石物性参数的确定 及应用
第三节
特殊岩心分析
1、油水界面张力
研究内容
第一节 取心及分析方法 第二节 常规岩心分析 第三节 特殊岩心分析
2、岩石润湿性 3、岩石毛管力曲线 4、岩石相对渗透率曲线
第三节 特殊岩心分析
第二章
第三节 特殊岩心分析
第二章
1、油水界面张力测定
1)界面张力定义
1、油水界面张力测定
σ
a
(1)吊板法：
吊板平衡时受到的拉力为：
定义1：界面单位面积上所具有的界面能的大 小。 U σ = s 焦耳= 1牛? m = 牛 m A m2 m2
b
F = σ1.2COS ? L θ
L——吊板的周长；
定义2： 作用于单位界面长度上的
收缩力，亦称为界面张力。 注：吊板为亲水的表 面光滑的人造或天然 材料；所用油、水及 温度应保持与油藏条 件相同。
2)界面张力测定
界面张力的测定方法很多，如液滴(气泡)最大压力法、 吊板法,悬滴法等。
第三节 特殊岩心分析
第二章
第三节 特殊岩心分析
第二章
(2)最大气泡法原理：
2、岩石润湿性测定 (1)吊板法测润湿角 Pc = 2 δ cos θ r (2)光学投影法测润湿角
Pc max =
2δ r
P max = ρghamx c
Pcmax－液滴形成过程中的最大压差，达因/厘米2 测量时控制分液漏斗的开关，控制气泡或液珠形成的速 度，记录压差计的最大压力。 如何设计测定高温高压下的界面张力？
tg
θ
2
=
2h D
?矿物表面要求十分光滑、洁净，液体必须模拟油藏条件；常用 石英代表砂岩；用方解石表面代表碳酸岩。 ?液滴要有一定的稳定时间(几天，甚至数月),否则润湿角相差很 大。
1
实验五 土壤容重、比重和孔隙的测定 土壤容重是指土壤在未破坏自然结构的情况下，单位体积的土壤重量（以克／立方厘米表示）。土壤容重的大小与土壤质地、结构、有机质含量和土壤紧实度等有关。土壤比重是指土壤固体部分的重量与在4℃时同体积的水重之比。土壤比重的大小与土壤的矿物组成、有机质含量以及母岩、毋质的特性等有关。利用土壤的比重和容重可以计算土壤总孔隙度、非毛管孔隙度、三相比和孔隙比等项目。因此，它们是土壤物理性质重要测定项目和指标。 一、土壤容重的测定（环刀法） 1．方法原理。利用一定体积的环刀切割自然状态的土壤，使土壤充满环刀。烘干后称重、计算。 测定土壤容重的方法很多，如环刀法、蜡封法等。本次实验采用环刀法． 2．仪器设备。 （1）环刀（用无缝钢管制成，一端有刀口，便于压入土中（图14）。 （2）环刀托（上有两个小孔，在环刀采样时，空气由此排出）。 （3）削土小刀（刀口要平直）、小铁铲、木锤等。 （4）天平（感量 0.1克和 0.01克）。 3．操作步骤。 （1）测量并计算环刀之容积（A ）（A ＝πr 2 h ，式中r 为环刀的内半径，h 为环刀高度），并称重（B ），准确至0.1克（记录环刀号码）。 （2）选择好土壤剖面后，按土壤剖面层次，自上至下用环刀在每层的中部采样，均衡地用力把环刀托垂直压入土中（土壤较硬，可用木锤轻轻敲打环刀托把），待整个环刀全部压入土中后停止下压。用铁铲把环刀周围土壤挖去，并使其下方留有一些多余的土壤，取出环刀，用削土刀刮去粘附在环刀壁上的土壤，并削平环刀两端的土面，使之适与刃口齐平。并在同一地点采土样约100克置于铝盒之中，带回测定土壤比重之用。 （3）用干布擦净粘附于环刀外面的土壤，称重（C ），并放入烘箱内在 105℃下烘6一8 小时，冷却后称重（D ）。 测定表层土壤容重要做5个重复，底层做3个，测定表层土壤含水量要做3个重复，底层做2个。 4．结果计算。 土壤容重= A B D （克/立方厘米） 图14 环刀采样示意图
中国石油大学《油层物理》实验报告 实验日期： 成绩： 班级：石工11-1班 学号： 姓名：李悦静 教师： 同组者： 徐睿智 实验一 岩石孔隙度测定 一、实验目的 1. 掌握气测孔隙度的流程和操作步骤。 2. 巩固岩石孔隙度的概念，掌握其测定原理。 二、实验原理 根据玻义尔定律，在恒定温度下，岩心室一定，放入岩心杯岩样的固相（颗粒）体积越小，则岩心室中气体所占体积越大，与标准室连通后，平衡压力越低；反之，当放入岩心室内的岩样固相体积越大，平衡压力越高。 绘制标准块的体积（固相体积）与平衡压力的标准曲线，测定待测岩样平衡压力，根据标准曲线反求岩样固相体积。按下式计算岩样孔隙度： 100%f s f V V V ?-= ? 测定岩石骨架体积可以用①气体膨胀法 11221()()Po Vo Vs PV P Vo V V -+=-+ ②气体孔隙度仪 三．实验流程
图1 实验流程图 图2 QKY-Ⅱ型气体孔隙度仪 四、实验操作步骤 1. 将钢圆盘从小到大编号为1、2、3、4； 2. 用游标卡尺测量各个钢圆盘和岩样的直径与长度，并记录在数据表中； 3. 打开样品阀及放空阀，确保岩心室气体为大气压； 4. 将2号钢圆盘装入岩心杯，并把岩心杯放入夹持器中，顺时针转动T形转柄，使之密封。 5. 关样品阀及放空阀，开气源阀、供气阀，调节调压阀，将标准室压力调至某一值，如560kPa。待压力稳定后，关闭供气阀，并记录标准室气体压力。 6. 开样品阀，气体膨胀到岩心室，待压力稳定后，记下此平衡压力。 7. 开放空阀至大气压，关样品阀，逆时针转动T形转柄一周，将岩心室向外推出，取出钢圆盘。 8. 用同样方法将3号、4号、全部（1号-4号）及两两组合的三组钢圆盘装入
中国石油大学油层物理实验报告 实验日期：2010年11月22日成绩： 班级：资源（中石化）07-1班学号：07131419姓名：武鑫彪教师：张丽丽同组者：无 实验内容：岩石孔隙度测定 一、实验目的 1.悉知岩石孔隙度的概念，掌握其测定原理(膨胀法测定孔隙度)。 2.掌握气测孔隙度的流程与操作步骤。 二、实验原理 根据波义耳定律，在恒定温度下，岩心室体积一定，放入岩心室样品的固相(颗粒)体积越小，则岩心室中气体所占体积越大，与标准室连通后，平衡压力越低；反之，当放入岩心室内的岩样固相体积越大，平衡压力越高。 绘制标准块的体积（固相体积）与平衡压力的标准曲线，测定待测岩样平衡压力，据标准曲线反求岩样固相体积。按下式计算岩样孔隙度： % 100×?=f s f V V V φ三、实验流程与设备 图1.流程图 图2.控制面板
设备：QKY-II型气体孔隙度仪 仪器部件组成： 1气源阀：供给孔隙度仪调节器低于1000KPa的气体。当供气阀开启时，调节器通过常泄，使压力保持稳定。 2调节阀：将1000KPa的气体准确地调节到指定压力（小于1000KPa）。 3供气阀：连接经调节阀后的气体到标准室和压力传感器。 4压力传感器：测量体系中气体压力，用来指示准确标准室的压力，并指示体系的平衡压力。 5样品阀：能使标准室的气体连接到岩心室。 6放空阀：使岩心室中的初始压力为大气压，也可使平衡后的岩心室与标准室的气体放入大气。 四、实验步骤 1.用游标卡尺测量各个钢圆盘和岩样的直径与长度(为了便于区分，将钢圆 盘从小到大编号为1、2、3、4)，并记录在数据表中。 2.将2号钢圆盘装入岩心杯，并把岩心杯放入夹持器中，顺时针转动T形 转柄，使之密封。打开样品阀及放空阀，确保岩心室气体为大气压。 3.关样品阀及放空阀，开气源阀和供气阀。调节调压阀，将标准室气体压 力调至某一值（如560KPa）。待压力稳定后，关闭供气阀，并记录标准 室气体压力。 4.开样品阀，气体膨胀到岩心室，待压力稳定后，记录平衡压力。 5.打开放空阀，逆时针转动T形转柄，将岩心杯向外推出，取出钢圆盘。 6.用同样的方法将3号、4号及全部（1-4）钢圆盘装入岩心杯中，重复步 骤2~5，记录平衡压力。 7.将待测岩样装入岩心杯，按上述方法测定装岩样后的平衡压力。 8.将上述数据填入原始记录表。 五、数据处理与计算 1.计算各个钢圆盘体积和岩样外表体积。 2.绘制标准曲线：以钢圆盘体积为横坐标，相应的平衡压力为纵坐标绘制 标准曲线。 P——平衡压力，KPa； V ——岩样固相体积，cm3； s V ——岩样外表体积，cm3； f d——岩样直径，cm； L——岩样长度，cm； Ф——孔隙度，%。
润湿性的测量方法 测量润湿性的方法很多，按测量目的的不同可分为两大类，即定性方法和定量方法。其中定量方法主要有接触角法、渗吸与排驱法（Amott方法）和USBM（美国矿物局）方法。定性测量方法种类很多，包括渗吸率、显微镜检测、浮选法、玻璃滑动法、相对渗透率曲线法、渗透率与饱和度关系曲线、毛管压力曲线、毛细测量法、排驱毛管压力、油藏测井曲线、核磁共振法以及染色吸附法。 一润湿性的定量测量方法 一般定量测量常用以下三种方法：（1）接触角法；（2）Amott方法（渗吸和排驱）；（3）USBM 方法。 1．接触角法： 接触角法测量的是一个特定表面的润湿性。在油水系统中就是测量光滑矿物表面上油和水的润湿性。 石油工业中一般用悬滴法测量接触角，第一步要全部彻底的清洗仪器，因为即使微量的杂质也能改变润湿性。当用纯净流体和人造岩心时接触角法是最好的测量方法。此法也用来检验实验条件对润湿性的影响，如压力、温度和水的化学性质。 润湿角测量的一个问题是滞后现象。测量的接触角有前进角和后退角两种，前进角是向前推液滴边缘测得的，而后退角是向后拉测得的，二者之差就是接触角滞后。引起滞后的原因有三种：a、表面粗糙度；b、表面非均质性；c、大分子水垢的表面固定性。 将接触角用于油藏岩石的第二个问题是它仅仅反映岩石局部的润湿性，不能考虑岩石表面的非均质性。第三个限制是得不到有关岩石上是否存在永久连接有机覆盖物的信息。2．Amott方法 USBM方法和Amott方法测量的是岩心的平均润湿性。当测量天然状态岩心或恢复原态岩心时，这两种方法要好于接触角法。确定岩心是否清洗完全必须用USBM方法或Amott方法。USBM方法有时要优于Amott方法，因为后者在中性润湿附近不敏感。改进的USBM 方法可以进行USBM和Amott两种方法的指数计算。 Amott方法是把渗吸和驱替结合起来测量岩石的平均润湿性。测量之前，所用的岩心先要在水中通过离心作用直至达到残余油饱和度（ROS），然后才可进行Amott方法实验。 Amott方法主要由以下四步组成： ①将岩心浸入油中，20小时后测量被油的自发吸入所排出的水的体积； ②岩心在油中离心达到束缚水饱和度（IWS），测量排出的水的总量； ③将岩心浸入水中，20小时后测量被水的自吸排出的油的体积； ④在水中离心直至达到残余油饱和度，测量排出的油的总量。 注意：岩心可能是通过流动而不是离心达到ROS和IWS，尤其对于不能用离心机的非固态物质必须如此。 分别引入油驱比和水驱比的定义如下： 油驱比： 水驱比： 其中δo--- 油驱比 δw--- 水驱比 Vwsp--- 通过油的自吸所排出的水的体积 V osp--- 通过水的自吸所排出的油的体积
实验二 给水度、孔隙度、持水度测定实验 一、实验目的 1．加深理解松散岩石的孔隙度、给水度和持水度的概念。 2．熟练掌握实验室测定孔隙度、给水度和持水度的方法。 3．熟悉给水度仪并对仪器进行标定。 4．测定三种松散岩石试样的孔隙度、给水度和持水度。 二、实验原理 给水度就是饱水岩石在重力作用下，能从岩石中自由流出来的水的体积与整个岩石体积之比。在数值上相当于岩石饱和容水度（简称容水度）与最大分子水容度（持水度）之差。其计算公式为32V V =μ。 孔隙度是指某一体积岩石（包括孔隙在内）中孔隙体积所占的比例。其计算公式为 31V V n =。 持水度是指饱水岩石在重力作用下释水后，岩石中保持的水的体积与岩石体积之比。其计算公式为μ-=n S r 。 式中：—水充满砂样孔隙的体积（进水量体积）（）； 1V 3 cm 2V —重力作用下，饱水砂中自由流出的水体积（退水量体积）（）； 3 cm 3V —饱水砂样的总体积（试样体积）（） 3cm 给水度、孔隙度和持水度的测定有两种方法：体积法和差值法。体积法适用于碎石、砾和砂等粗粒岩土。差值法适用于砂、粉砂和粘性土等细粒岩土。 本实验要求掌握体积法测定砂的给水度、孔隙度和持水度。 体积法（1） 一、仪器设备 1．给水度仪（图2—1）。 2．十二指肠减压器，或大号吸耳球，用以抽吸气体。 3．量筒（25ml ）和胶头滴管。 4．松散岩石试样：砾石（粒径为5~10mm ，大小均匀，磨圆好）；砂（粒径为0.45mm~0.6mm ）；砂砾混合样（指把上述砂样完全充填进砾石样的孔隙中得到的一种新试样）。
图2-1 给水度仪图 图2-2 胶头滴管调整三通管液面示意图 二、实验室准备工作 1—装样筛；2—筛板；3—试样筒；4—透水石；5—固定连接板；6—试样筒底部漏斗；7—弹簧夹；8—硬塑料管；9—滴定管；10—三通管 1—H 为三通管液面到透水石底面的距离； 2—三通管液面 1．标定透水石的负压值 透水石是用一定直径的砂质颗粒均匀胶结成的多孔板。透水石的负压值是指在气、液、固三相介质界面上形成的弯液面产生的附加表面压强。标定方法如下： 首先，饱和透水石并使试样筒底部漏斗充满水（最好用去气水，即通过加热或蒸馏的方法去掉水中部分气体后的水）。具体做法是：将试样筒与底部漏斗一起从开关a 处卸下（见图2-1），浸没于水中并倒置，将漏斗管口与十二指肠减压器抽气管连接，抽气使透水石饱水，底部漏斗全充满水。用弹簧夹在水中封闭底部漏斗管，倒转试样筒，将装有水（可以不满）的试样筒放回支架。同时打开a 、b 两开关，在两管口同时流水的情况下连接塑料管。关闭a 、b 开关，倒去试样筒中剩余的水，将A 滴定管液面调至零刻度，并与透水石底面水
岩石润湿性测定实验 一、实验目的 1、了解光学投影法测定岩石润湿角的原理和方法； 2、了解界面张力的测定原理和方法； 3、加深对岩石润湿性、界面张力的认识。 二．实验原理 1．光学投影法测定岩石润湿角 液体对固体表面的润湿情况可以通过直接测定接触角来确定。将待测矿物磨成光面，浸入油(或水)中，如图1所示，在矿物光面上滴一滴水(或油)，直径约1～2mm，然后通过光学系统将一组光线投射到液滴上，将液滴放大、投影到屏幕上，直接测出润湿角，或测量液滴的高度h和它与岩石接触处的长度D，按下式计算接触角θ： 2h tg= 2D 式中，θ—润湿角，°； h—液滴高度，mm； D—液滴和固体表面接触的弦长，mm。 图1 投影法润湿角示意图 2．悬滴法测定液滴界面张力 悬滴法适用于密度差较大的测定液-液或气-液之间的界面张力，测量范围为10-1～10-2mN m。
液体自管口滴落时，当液滴接近最大直径时，用光学设备记录下液滴图像。测量液滴的相关参数，利用下式计算界面张力： 2 gd =H ερσ? ，12=ρρρ?- ，sn n d =d S ε 式中，σ—界面张力，mN m ； 12ρρ、 —待测两相流体的密度，3 g cm ； ρ?—两相待测试样的密度差，3g cm ； d ε—实际液滴的最大水平直径，cm ； sn d —从液滴底部算起，高度为n d 10 ε高度处液滴的直径，cm ； n S —液滴 n d 10 ε高度处的直径与最大直径的比值； H —液滴形态的修正值，由n S 查表得到。 （a ）烧杯中气泡或液滴形状 （b ）气泡或液滴放大图 图2 悬滴法测界面张力示意图 三、实验仪器
岩石的润湿性对油气层的损害 周杨 摘要: 储层岩石的润湿性决定流体的流动性, 对油藏岩石润湿性的研究可以有效的指导油藏的开发, 提高油藏采收率。本文从岩石的润湿性对剩余油饱和度分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等方面的影响, 具体分析油气层损害原因在现象, 为推荐和制定各种油气层保护和解除油气层损害方案提供借鉴。 关键字：岩石润湿性剩余油饱和度分布渗透率毛管力微粒运移采收率油气层损害 引言 油田进入中后期开发, 油气藏地层都受到了不同程度的损害, 不仅降低了油气井的产出或注入能力及油气的采收率, 还可能损失宝贵的油气资源, 增加勘探开发成本。因此了解生产过程中造成的油气层损害的机理, 不但有助于采取保护油气层的措施,而且也是判断油气层损害程度的基础。润湿性是研究外来工作液注入（或渗入）油层的基础，是岩石—流体间相互作用的重要特性。了解岩石的润湿性是对储层最基本的认识之一，它至少是和岩石孔隙度、渗透率、饱和度、孔隙结构等同样重要的一个储层基本特性参数。特别是油田注水时，研究岩石的润湿性，对判断注入水是否能很好地润湿岩石表面，分析水驱油过程水洗油能力，选择提高采收率方法以及进行油藏动态模拟试验等方面都具有十分重要的意义。本文通过对岩石润湿性油水的微观分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等可能产生的各种影响分析其对油气层的损害。 1 润湿机理 液体和固体接触时, 会产生不同的形状。如果我们在固体表面上滴一滴液体, 这液滴可能沿固体表面立即扩散开来, 也可能仍以液滴形状附着于固体表面。我们将液滴或气体在固体表面的扩散现象称为润湿作用, 当液滴在固体表面立即扩散, 即称给该种液体润湿固体表面, 当液滴呈圆球状, 不沿固体表面扩散, 则称为该液体不润湿固体表面。在一般情况下, 水可以润湿固体表面, 而油则不润湿固体表面 [ 1]( 见图 1) 。 液体对固体的润湿程度用润湿接触角表示,它是固体表面与液体——空气或液体——液体界面之间的夹角, 并规定从密度大的液体一方算起。当< 90°, 液体润湿固体( 见图 1a) , = 0°, 为完全润湿;当 > 90°, 液体不润湿固体, ( 见图1b) ; = 180°, 为完全不润湿。凡能被液体所润湿的, 称亲液性固体, 常见的是水, 在这种情况下, 就说固体是亲水的; 不能液体所润湿的, 称憎液性固体, 对水来说就是憎水的。 2 影响润湿性的因素 岩石润湿性是岩石与地层流体在特定条件下综合作用的结果, 同一岩石的润湿性也不是一成不变的, 它会随着各种外在条件( 如润湿顺序, 时间, 地层压力和温度等) 的不同而改变, 但影响岩石润湿性的
中国石油大学 油层物理 实验报告 实验日期： 2010.12.17 成绩： 班级： 石工10-15班 学号： 10131504 姓名： 于秀玲 教师： 王玉靖 同组者： 秘荣冉 宋文辉 岩石润湿性的测定 一．实验目的 1．了解光学投影法测定岩石润湿角的原理及方法； 2．加深对岩石润湿性的认识。 二．实验原理 液体对固体表面的润湿情况可以通过直接测定接触角来确定。将待测矿物磨成光面，浸入油(或水)中，如图1所示，在矿物光面上滴一滴水(或油)，直径约1～2mm ，然后通过光学系统将一组光线投射到液滴上，将液滴放大、投影到屏幕上，直接测出润湿角，或测量液 滴的高度h 和它与岩石接触处的长度D ，按下式计算接触角θ： D h tg 22 = θ 式中， θ—润湿角，°； h —液滴高度，mm ； D —液滴和固体表面接触的弦长，mm 。
三．实验仪器 HARKE-SPCA接触角测定仪如图2所示 四．实验步骤 1．将直流电源的插头一端插入接线板内另一端插入仪器后面的电源插座内。 2．将通讯线连接主机与计算机COM2通讯口。 3．打开接线板的电源开关。 4．旋转仪器后面的光源旋钮，顺时针旋转，看到光源亮度逐渐增强。 5．打开接触角软件图标。 6．开启视频。 7．调整滴液针头。初次使用接触角测定仪对焦比较繁琐，首先向下移动滴液针头，停在变倍显微镜水平线以下的位置，然后旋转固定在上下移动器上的水平移动旋钮，左右调整针头，当软件图像显示窗口出现针头虚影时停止。 8．调整调焦手轮，直到图像清晰。 9．将显微镜放大倍数调整到1.5倍。 10．将吸液管吸满液体安装在固定夹上。旋转测微头，液体将缓缓流出，形成液滴。11．用脱脂巾擦干针头上的液体，再在工作台上放置被测的固体试样。最好是长条的20×60mm左右。 12．点击配置栏，在试验设置对话框，在相关栏添入相关数值。 13．上升移动工作台至界面上红色水平线的下方（1mm左右），见图3。 14．旋转测微头，当针头流出大约3-5ul左右的液体时停止。 15．旋转工作台升降手轮，使试样表面接触液滴，然后下降一点。液滴显示在视窗内，见图4。 16．点击开始试验绿色三角形图标，试验将按照设置的时间间隔自动拍摄图像，直至完毕。17．关闭视频，点击软件界面下面的电影图片任意一张，图片将显示在大窗口中，见图5。 图3 图4 图5五．接触角分析方法 1. 切线法
油层物理实验报告
目录 实验一岩石孔隙度的测定 (3) 实验二岩石比面的测定 (6) 实验三岩心流体饱和度的测定 (9) 实验四岩石碳酸盐含量的测定 (11) 实验五岩石气体渗透率的测定 (14) 实验六压汞毛管力曲线测定 (17)
中国石油大学（油层物理）实验报告 实验日期：2010/10/20 成绩： 班级：石工08-X班学号：0802XXX ：XX 教师：XXX 同组者： 实验一岩石孔隙度的测定 一．实验目的 1．巩固岩石孔隙度的概念，掌握其测定原理； 2．掌握测量岩石孔隙度的流程和操作步骤。 二．实验原理 根据玻义尔-马略特定律，在恒定温度下，岩心室体积一定，放入岩心室岩样的固相(颗粒)体积越小，则岩心室中气体所占体积越大，与标准室连通后，平衡压力越低；反之，当放入岩心室的岩样固相体积越大，平衡压力越高。 绘制标准块的体积（固相体积）与平衡压力的标准曲线，测定待测岩样平衡压力，据标准曲线反求岩样固相体积。按下式计算岩样孔隙度： 式中，Φ－孔隙度，％； Vs－岩样固相体积，cm3；Vf－岩样外表体积，cm3。 三.实验流程与设备 （a）流程图
（b）控制面板 图1 QKY-Ⅱ型气体孔隙度仪 仪器由下列不见组成： ①气源阀：供给孔隙度仪调节低于10kpa的气体，当供气阀开启时，调节器通过常泄，使压力保持恒定。 ②调节阀：将10kpa的气体压力准确的调节到指定压力（小于10kpa）。 ③供气阀：连接经调节阀调压后的气体到标准室和压力传感器。 ④压力传感器：测量体系中气体压力，用来指示准确标准室的压力，并指示体系的平衡压力。 ⑤样品阀：能使标准室的气体连接到岩心室。 ⑥放空阀：使岩心室中的初始压力为大气压，也可使平衡后岩心室与标准室的气体放入大气。 四．实验步骤 1．用游标卡尺测量各个钢圆盘和岩样的直径与长度（为了便于区分，将钢圆盘从小到大编号为1、2、3、4），并记录在数据表中； 2．将2号钢圆盘装入岩心杯，并把岩心杯放入夹持器中，顺时针转动T形转柄，使之密封。打开样品阀及放空阀，确保岩心室气体为大气压； 3．关样品阀及放空阀，开气源阀和供气阀。调节调压阀，将标准室气体压力调至某一值，如560kPa。待压力稳定后，关闭供气阀，并记录标准室气体压力； 4．开样品阀，气体膨胀到岩心室，待压力稳定后，记录平衡压力； 5．打开放空阀，逆时针转动T形转柄，将岩心杯向外推出，取出钢圆盘； 6．用同样方法将3号、4号及全部（1～4号）钢圆盘装入岩心杯中，重复步骤2～5，记录平衡压力； 7．将待测岩样装入岩心杯，按上述方法测定装岩样后的平衡压力。 8．将上述数据填入原始记录表。 五．数据处理与计算
中国石油大学油层物理实验报告 实验日期: 201４、1０、10成绩: 班级：石工学号: 姓名:教师: 同组者： 岩石润湿性测定实验 一、实验目得 1.了解光学投影法测定岩石润湿角得原理及方法; 2.了解界面张力得测定原理及方法; 3.加深对岩石润湿性、界面张力得认识。 二、实验原理 1.光学投影法测定岩石润湿角 液体对固体表面得润湿情况可以通过直接测定接触角来确定。将待测矿物磨成光面,浸入油(或水）中,如图1所示,在矿物光面上滴一滴水（或油),直径约１～2mm,然后通过光学系统将一组光线投射到液滴上,将液滴放大、投影到屏幕上,直接测出润湿角,或测量液滴得高度ｈ与它与岩石接触处得长度D,按下式计算接触角θ: 式中θ—润湿角，()； h—液滴高度，ｍm; Ｄ—液滴与固体表面接触得弦长，mｍ。 图1 投影法测润湿角示意图 2.悬滴法测定液滴界面张力 悬滴法适用于密度差较大得测定液－液或气－液之间得界面张力,测量范围为10-1～1０-2 mＮ／m。 液体自管口滴落时,当液滴接近最大直径时，用光学设备记录下液滴图像。测量液滴得相关参数,利用下式计算界面张力: 式中—界面张力,mN/ｍ; 、—待测两相流体得密度,g/cm3; —两相待测试样得密度差，g／cm3; —实际液滴得最大水平直径,ｃm; —从液滴底部算起,高度为高度处液滴得直径，cm; —液滴高度处得直径与最大直径得比值; —液滴形态得修正值,由查表得到。
(a)烧杯中气泡或液滴形状（b)气泡或液滴放大图 图2 悬滴法测界面张力示意图 三、实验流程 图3接触角测定仪 四、实验操作步骤 １、打开接线板得电源开关。 2、顺时针旋转仪器后面得光源旋钮,光源亮度逐渐增强。 3、打开接触角软件图标,开启视频。 4、调整滴液针头:先向下移动滴液针头,停在变倍显微镜水平线以上得位置，然后旋转固定在上下移动器上得水平移动旋钮,左右调整针头,当软件图像显示窗口出现针头虚影时停止。 5、调整调焦手轮，直到图像清晰。 ６、将显微镜放大倍数调整到１、5倍。 7、将吸液管吸满液体安装在固定夹上。旋转测微头，液体将缓缓流出,形成液滴。 8、用脱脂巾擦干针头上得液体,再在工作台上放置被测得固体试样。 ９、上升移动工作台至界面上红色水平线得下方(１ｍm左右),见图4。
中国石油大学（油层物理）实验报告 实验日期：2010.12.6 成绩： 班级：石工学号：08054213 姓名： 同组者： 实验六压汞毛管力曲线测定 一．实验目的 1．了解压汞仪的工作原理及仪器结构； 2．掌握毛管力曲线的测定方法及实验数据处理方法。 二．实验原理 岩石的孔隙结构极其复杂，可以看作一系列相互连通的毛细管网络。汞不润湿岩石孔隙，在外加压力作用下，汞克服毛管力可进入岩石孔隙。随压力增加，汞依次由大到小进入岩石孔隙，岩心中的汞饱和度不断增加。注入压力与岩心中汞饱和度的关系曲线即为毛管力曲线，如图4-1所示。 图1 典型毛管压力曲线 三．实验设备
图2 压汞仪流程图 (岩心尺寸：φ25×20--25mm，系统最高压力50MPa) 全套仪器由高压岩心室，汞体积计量系统，压力计量系统，补汞装置，高压动力系统，真空系统六大部分组成。 1、高压岩心室：该仪器设有一个岩心室，岩心室采用不锈钢材质，对称半螺纹密封，密封可靠，使用便捷；样品参数：φ25×20--25mm岩样；可测孔隙直径范围：0.03~750μm。 2、汞体积计量系统：采用高精度差压传感器配合特制汞体积计量管进行计量，精度高、稳定性好；汞体积分辨率：≤30μl；最低退出压力：≤0.3Psi(0.002MPa)。 3、压力计量系统：采用串联阶梯式计量的方法，主要由四个不同量程的压力表串联连接，由压力控制阀自动选择不同量程的压力表计量不同压力段的压力值，提高了测量的准确性；压力表量程：0.1、1、6、60MPa各一支；可测定压力点数目：≥100个。 4、补汞装置：主要由调节系统，汞面探测系统及汞杯组成，并由指示灯显示汞面位置。
中国石油大学油层物理实验报告 实验日期： 2014.9.24 成绩： 班级： 石工12-7班 学号： 12021307 姓名： 李东杰 教师： 张俨彬 同组者： 董希鹏 岩石润湿性测定实验 一．实验目的 1．了解光学投影法测定岩石润湿角的原理及方法； 2．了解界面张力的测定原理及方法； 3．加深对岩石润湿性、界面张力的认识。 二．实验原理 1．光学投影法测定岩石润湿角 液体对固体表面的润湿情况可以通过直接测定接触角来确定。将待测矿物磨成光面，浸入油(或水)中，如图1所示，在矿物光面上滴一滴水(或油)，直径约1～2mm ，然后通过光学系统将一组光线投射到液滴上，将液滴放大、投影到屏幕上，直接测出润湿角，或测量液滴的高度h 和它与岩石接触处的长度D ，按下式计算接触角θ： D h tg 22 = θ 式中， θ—润湿角，°； h —液滴高度，mm ； D —液滴和固体表面接触的弦长，mm 。 图 1 投影法润湿角示意图 2．悬滴法测定液滴界面张力 悬滴法适用于密度差较大的测定液-液或气-液之间的界面张力，测量范 围为10-1～10-2 mN/m 。 液体自管口滴落时，当液滴接近最大直径时，用光学设备记录下液滴图像。测量液滴的相关参数，利用下式计算界面张力： ， 21ρρρ-=Δ ， e sn n d d S = 式中，σ—界面张力，mN/m ； 21ρρ、—待测两相流体的密度，g/cm 3； 2 e gd H ρσ?=
ρ?—两相待测试样的密度差，g/cm 3 ； e d —实际液滴的最大水平直径，cm ； sn d —从液滴底部算起，高度为e d n 10 高度处液滴的直径，cm ； n S —液滴e d n 10 高度处的直径与最大直径的比值； H —液滴形态的修正值，由n S 查表得到。 （a ）烧杯中气泡或液滴形状 （b ） 气泡或液滴放大图 图2 悬滴法测界面张力示意图 三．实验仪器 图3 HARKE-SPCA 接触角测定仪 四．实验步骤 1．打开电源开关。 2．顺时针旋转仪器后面的光源旋钮，看到光源亮度逐渐增强。
第二节油藏岩石的润湿性 一.名词解释 1．润湿性(wettability)： 2．附着功(adhesive power)： 3．润湿滞后(wetting hysteresis)： 4．润湿反转(wetting reciprocal)： 5．润湿接触角(wetting contact angle)： 6．斑状润湿(dalmatian wettability)： 7．混合润湿(mixed wettability)： 8．吸吮过程(imbibition process)： 9．驱替过程(drainage process)：
二．判断题，正确的在括号内画√，错误的在括号内画× 1．附着功愈小，则润湿程度愈强。（）2．自吸吸入法测岩石润湿性时，若被水驱出的油相体积大于被驱出的水相体积，则岩石润湿性为亲水。（）3．自吸过程的毛管力必定大于驱替过程的毛管力。（）4．湿相流体与固体间的界面张力越大，则润湿程度越强。（）5．润湿现象的实质是表面张力的下降。（）6．亲油油藏的水驱效率高于亲水油藏。（）7．驱替过程的润湿接触角必定大于自吸过程。（） 三．选择题 1．在自吸法测定岩石的润湿性时，若吸入水量大于吸入油量，则岩石的润湿性为 A.亲水表面 B.亲油表面 C.中性表面 D.不确定( ) 2．按润湿接触角的定义，若接触角等于115度，则岩石表面润湿性为。 A.亲水表面 B.亲油表面 C.中性表面 D.不确定( ) 3．表面张力愈，附着功愈，则润湿程度愈强。 A.大，大 B.大，小 C .小，大 D.小，小( ) 4．岩石润湿性发生显著变化后，下列参数中测定结果将发生显著变化的是。 A. 比面， B. 孔隙度 C. 绝对渗透率， D. 相对渗透率( )
油藏岩石润湿性测定(征求意见稿) 修订说明 一.任务来源 本标准根据石油工业标准化技术委员会秘书处文件油标委字[2005]5号转发《关于下发2005年石油天然气行业标准制修订项目计划的通知》的通知修订本标准，序号为。（有待确定）二. 修订本标准的目的意义 油藏岩石的表面形式即润湿性是岩石与流体综合特性的体现，是油藏描述的重要内容之一，它影响油藏的原始油水分布、束缚水及残余油饱和度的大小，同时也对相对渗透率曲线、毛管压力曲线、油藏电性和三次采油具有一定的影响。因此准确测量油藏岩石的润湿性对于油田开发动态模拟和选择提高采收率方法具有重要意义。国内现行的油藏岩石润湿性测定行业标准为SY/T 5153-1999。该标准至今已使用6年，随着技术的发展，取芯方式不断改进，实验方法不断完善。 原标准已经不能适应当前生产和科研的需要，部分内容需要修改和增加，为了保持标准的综合性、完整性，将该标准进行修订是非常有必要的。 三. 起草工作的简要过程 中国石化胜利油田分公司地质科学研究院承担了原标准的修订工作，200 年月申请立项修订该行业标准。由于长期从事油藏岩石物理性质和渗流特性的测试与研究工作，了解掌握国内外本行业的现状和发展方向，从年月起到2006年6月，先后多次到油田、石油院校调研，向有关专家征求意见，收集资料。在原标准的基础上修订了油藏岩石润湿性测定行业标准，并完成了征求意见稿。于2006年7月13日分别给个标准化委员和有关专家寄去了标准的征求意见稿。 四.修订本标准的依据 本标准在原标准的基础上，根据油层物理学的基本概念和基本理论及国内同行业生产研究中对润湿性测定的要求，参考了美国岩心公司关于该参数测定的操作规程和质量控制方法进行修改。 五.新旧标准的比较 本标准与修订前的标准相比，新标准主要做了如下重要修订： 1.增加了弱胶结或未胶结油藏岩石类型的取样、样品制备及保存方式；
中国石油大学 油层物理 实验报告 岩石润湿性测定实验 一．实验目的 1．了解光学投影法测定岩石润湿角的原理及方法； 2．加深对岩石润湿性的认识。 二．实验原理 液体对固体表面的润湿情况可以通过直接测定接触角来确定。将待测矿物磨成光面，浸入油(或水)中，如图1所示，在矿物光面上滴一滴水(或油)，直径约1～2mm ，然后通过光学系统将一组光线投射到液滴上，将液滴放大、投影到屏幕上，直接测出润湿角，或测量液滴的高度h 和它与岩石接触处的长度D ，按下式 计算接触角θ： D h tg 22 = θ 式中， θ—润湿角，°； h —液滴高度，mm ； D —液滴和固体表面接触的弦长，mm 。
三．实验仪器 四．实验步骤 1．将直流电源的插头一端插入接线板内另一端插入仪器后面的电源插座内。 2．将通讯线连接主机与计算机COM2通讯口。 3．打开接线板的电源开关。 4．旋转仪器后面的光源旋钮，顺时针旋转，看到光源亮度逐渐增强。 5．打开接触角软件图标。 6．开启视频。 7．调整滴液针头。初次使用接触角测定仪对焦比较繁琐，首先向下移动滴液针头，停在变倍显微镜水平线以下的位置，然后旋转固定在上下移动器上的水平移动旋钮，左右调整针头，当软件图像显示窗口出现针头虚影时停止。 8．调整调焦手轮，直到图像清晰。 9．将显微镜放大倍数调整到1.5倍。 10．将吸液管吸满液体安装在固定夹上。旋转测微头，液体将缓缓流出，形成液滴。 11．用脱脂巾擦干针头上的液体，再在工作台上放置被测的固体试样。最好是长条的20×60mm左右。
12．点击配置栏，在试验设置对话框，在相关栏添入相关数值。 13．上升移动工作台至界面上红色水平线的下方（1mm左右）（见图3）。 14．旋转测微头，当针头流出大约3-5ul左右的液体时停止。 15．旋转工作台升降手轮，使试样表面接触液滴，然后下降一点。液滴显示在视窗内（见图4）。 16．点击开始试验绿色三角形图标，试验将按照设置的时间间隔自动拍摄图像，直至完毕。 17．关闭视频，点击软件界面下面的电影图片任意一张，图片将显示在大窗口中（见图5）。 图3 图4 图5 五．接触角分析方法 1. 切线法 将抓拍的图像在测量屏内进行测量。选择切线法，在液滴的一端左键点击一下松开，拉向另一端点点击一下，沿液体外轮廓做液体的切线，数值自动显示在图像的左上角上。点击右键将结果可以保存在图片上。（见图6、图7） 图6 图7 2. 高宽法
中国石油大学油层物理实验报告 实验一:岩石孔隙度的测定 一：实验目的 1. 巩固岩石孔隙度的概念，掌握其测定原理； 2. 掌握空隙的的流程和操作步骤； 二：实验原理 据波义尔定律，在恒定温度下，岩心室体积一定，放入岩心室岩样的固体体 积越小，则岩心室中气体所占体积越大，与标准室联通后吗，平衡压力越低；反之，当放入岩心室的岩样体积越大，平衡压力越大； 绘制标准块的体积与平衡压力的标准曲线，测定待测岩样的平衡压力，根据标准曲线反求岩样固体体积。按下式计算孔隙度： = 100% 三：实验流程与设备 平衡关系式：()()1021100V V V P V P V V P s s +-=+- 源 放空阀 流程图
（b）控制面板 QKY-Ⅱ型气体孔隙度仪 仪器由下列部件组成： ①气源阀：供给孔隙度仪调节器低于1000kP，但供气阀开启时，调节器通 过常泄， 保持压力恒定。 ②调节阀：将1000kP的气体压力准确的调节到指定的压力（小于1000kP）。 ③供气阀：链接经调解阀调压后的气体到标准室和压力传感器。 ④压力传感器：测量体系中气体压力，用来指示准确标准室中的压力，并 指示体系中 的平衡压力。 ⑤样品阀：能使标准室的气体连接到岩心室。 ⑥放空阀：使岩心室中的初始压力为大气压力，也可使平衡后岩心室与标 准室的气体 放入大气。 四：实验步骤 1.用游标卡尺测量各个钢圆盘和岩样的直径和长度（为了便于区分，将钢圆盘从小到大编号为1、2、3、4），并记录在数据表中。 2.将2号刚圆盘放入岩心杯，并把岩心杯放入夹持器中，顺时针转动T型转柄，使之密封，打开样品阀及放空阀，确保岩心室气体为大气压力。 3.关样品阀及放空阀，开气源阀及供气阀。调节调压阀，将标准室气体压力调至某一值，如560 kP,。待压力稳定后，关闭供气阀，并记录标准室气体压力。