技术领域
[0001] 本
发明涉及非均质润湿孔隙介质润湿性表征领域，具体涉及一种用核磁共振技术表征非均质润湿孔隙介质润湿性的方法。
背景技术
[0002]
流体与固体表面的相互作用来源于流体和固体表面的相互作用
力，包括范德华力、结构力以及
电子力。这些力导致流体在孔隙介质的固体表面有不同的分布。一相流体在另一相不相容的流体中，在固体表面的
吸附或者展布叫做润湿性。润湿性根据固体表面的性质主要分为均质性润湿和非均质性润湿。均质性润湿和非均质性润湿的区别在于非均质润湿是有不同的润湿的斑点组成。非均质润湿形成的原因主要有三种：一种是由于孔隙介质的矿物(固体)组分的影响；另外一种是
原油中的极性组分通过扩散沉积到
岩石孔隙表面；或者
水膜破坏，使原油中的极性组分沉积到孔隙骨架表面，形成非均质润湿。
[0003] 研究孔隙介质的润湿性对于油气开发布置和提高油气采收率有着很重要的作用，其影响毛管压力、相对渗透率以及剩余油和
多相流体在孔隙介质中的分布。但是由于复杂的孔隙结构，非均质润湿以及多相流体的分布等因素，测量润湿性仍然是个难点。目前，很多学者提出应用核磁研究润湿性的方法，但他们所给出的表征润湿性指数由于忽略了每个润湿斑点的润
湿强度，不能直接用来描述多孔介质的润湿性，更不能直接用在提高采收率上。
发明内容
[0004] 本发明的目的在于提供一种新型的核磁方法表征非均质润湿孔隙介质润湿性的方法，并为此提供了一种用核磁共振技术测量非均质润湿孔隙介质润湿性的方法。本发明的方法引入了视
润湿角的概念来表征非均质润湿。视润湿角主要由润湿斑点的面积比例和润湿强度两个主要因素决定。因此可以用于表征非均质润湿。本发明的方法借助核磁共振技术测得润湿斑点的面积比例和润湿强度，获得了一种准确、全面地评价孔隙介质的润湿性的方法。
[0005] 为了实现上述目的，本发明提供一种用核磁共振技术表征非均质润湿孔隙介质润湿性的方法，该方法包括：
[0006] (1)将非均质润湿孔隙介质同时饱和第一流体和第二流体；其中，第一流体
接触所述非均质润湿孔隙介质中润湿斑点形成的润湿角定义为θ1；第二流体接触所述非均质润湿孔隙介质中润湿斑点形成的润湿角定义为θ2；
[0007] (2)利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量所述非均质润湿孔隙介质的D-T2分布及T1/T2比值；
[0008] (3)分别根据所述非均质润湿孔隙介质的D-T2分布计算得到第一流体接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率和第二流体接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率，从而计算得到润湿角为θ1的润湿斑点的比例f1；
[0009] (4)将同种材质的非均质润湿孔隙介质样品改变其润湿性后经第三流体润湿后得到参照非均质润湿孔隙介质，并利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量该参照非均质润湿孔隙介质的T1/T2比值，而后将该参照非均质润湿孔隙介质磨成片状，测量该片状参照非均质润湿孔隙介质的润湿角，从而计算出T1/T2比值和润湿角间的线性关系；
[0010] (5)根据步骤(4)所得的线性关系式，通过步骤(2)所得的T1/T2比值计算出润湿角θ1和润湿角θ2；
[0011] (6)通过以下公式(1)计算出非均质润湿孔隙介质的视润湿角θA以用于表征非均质润湿孔隙介质润湿性：
[0012] 公式(1)：cosθA＝f1cosθ1+(1-f1)cosθ2。
[0013] 本发明的优点是：
[0014] 1、本发明方法能准确、全面地利用视润湿角评价孔隙介质的润湿性，其不仅考虑了润湿斑点的面积所在比例，还考虑到了流体和固体表面的润湿强度。
[0015] 2、本发明量化了T1-T2和润湿性强度之间的关系，建立了有效表面驰豫与润湿斑点的面积比例之间的关系，实现了用核磁测量视润湿角，评价孔隙介质的润湿性。
附图说明
[0016] 图1是核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列。
[0017] 图2是Padé插值拟合D-T2分布的曲线图。
[0018] 图3是T1/T2比值和润湿角间的线性关系图。
具体实施方式
[0019] 在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
[0020] 本发明提供一种用核磁共振技术表征非均质润湿孔隙介质润湿性的方法，该方法包括：
[0021] (1)将非均质润湿孔隙介质同时饱和第一流体和第二流体；其中，第一流体接触所述非均质润湿孔隙介质中润湿斑点形成的润湿角定义为θ1；第二流体接触所述非均质润湿孔隙介质中润湿斑点形成的润湿角定义为θ2；
[0022] (2)利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量所述非均质润湿孔隙介质的D-T2分布及T1/T2比值；
[0023] (3)分别根据所述非均质润湿孔隙介质的D-T2分布计算得到第一流体接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率和第二流体接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率，从而计算得到润湿角为θ1的润湿斑点的比例f1；
[0024] (4)将同种材质的非均质润湿孔隙介质样品改变其润湿性后经第三流体润湿后得到参照非均质润湿孔隙介质，并利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量该参照非均质润湿孔隙介质的T1/T2比值，而后将该参照非均质润湿孔隙介质磨成片状，测量该片状参照非均质润湿孔隙介质的润湿角，从而计算出T1/T2比值和润湿角间的线性关系；
[0025] (5)根据步骤(4)所得的线性关系式，通过步骤(2)所得的T1/T2比值计算出润湿角θ1和润湿角θ2；
[0026] (6)通过以下公式(1)计算出非均质润湿孔隙介质的视润湿角θA以用于表征非均质润湿孔隙介质润湿性：
[0027] 公式(1)：cosθA＝f1cosθ1+(1-f1)cosθ2。
[0028] 根据本发明，本发明的方法能够通过上述视润湿角θA的计算来表征非均质润湿孔隙介质的润湿性，θA越大表示非均质润湿孔隙介质的润湿强度越小，θA越小表示非均质润湿孔隙介质的强度越大。其中，这样的非均质润湿孔隙介质例如可以是待测的具有孔隙的非均质岩石，特别是油藏地取出的具有孔隙的非均质岩石。这些带有孔隙的非均质岩石，由于油藏地的不同，或者相同油藏地不同的深度等，与岩石接触的油质组成和水含量不同，都会对非均质岩石的润湿性带来不同的影响，从而表现出不同润湿性，其中，这样的非均质岩石中，水相和油相将基于各自的润湿情况，在非均质岩石中产生各自的润湿斑点，这便为分辨不同岩石润湿性提供的必要的分辨特征。
[0029] 根据本发明，步骤(1)中，将待测的非均质润湿孔隙介质先同时饱和第一流体和第二流体，例如可以是通过驱替的方式进行饱和的，其过程例如可以包括首先岩样饱和第一流体(或者第二流体)，然后将岩样放入夹持器里用加压驱替第二流体(或者第一流体)，控制驱替压力，得到不同
饱和度，从而实现同时饱和第一流体和第二流体的处理。其中，所述第一流体通常为水相，而第二流体为油相，也即所述第一流体为水，所述第二流为油。优选地，所述第二流体为轻质油，例如可以是
汽油、
煤油、轻柴油，或者它们的馏分油、
抽余油，以及在重油精制工艺中得到的轻质馏分油等。那么受到待测的非均质润湿孔隙介质自身的润湿性影响，在饱和第一流体和第二流体过程中，第一流体(也即水)倾向于与原本存在于非均质润湿孔隙介质中的水润湿斑点接触，同样第二流体(也即油)倾向于与原本存在于非均质润湿孔隙介质中的油润湿斑点接触，其中，第一流体在相应的水润湿斑点上形成的润湿角定义为θ1，第二流体在油润湿斑点上形成的润湿角定义为θ2。也即，同时饱和第一流体和第二流体后的非均质润湿孔隙介质中具有润湿角为θ1的润湿斑点和具有润湿角为θ2的润湿斑点。以下将基于这些润湿斑点的强度(也即润湿角θ)以及占比面积(f1)来表征非均质润湿孔隙介质润湿性。
[0030] 根据本发明，步骤(2)中，本发明将利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量所述非均质润湿孔隙介质的D-T2分布及T1/T2比值，其中，IR-CPMG脉冲序列如图1所示的，该IR-CPMG脉冲序列为本领域常规的IR-CPMG脉冲序列，本发明便是利用这样的IR-CPMG脉冲序列对所述非均质润湿孔隙介质进行测量。采用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量孔隙介质的D-T2分布及T1/T2比值是本领域常规的测量手段，本发明对此并无特别的限定。其中，第一流体接触的润湿斑点和第二流体接触的润湿斑点将在核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量结果中显示出不同的图谱分布，从而便可得到第一流体接触润湿斑点和第二流体接触润湿斑点产生的对应的D-T2分布及T1/T2比值。
[0031] 根据本发明，由于本发明的表征非均质润湿孔隙介质润湿性是采用的是非均质润湿孔隙介质的视润湿角θA表示，且该视润湿角θA是根据公式(1)计算得到，公式(1)：cosθA＝f1cosθ1+(1-f1)cosθ2。为此，需要得到所述非均质润湿孔隙介质中润湿角为θ1的润湿斑点的比例f1，以及润湿角为θ1和θ2。其中，本发明的步骤(3)将通过D-T2分布计算得到f1。
[0032] 尽管比例f1是通过有效表面驰豫率计算得到，本发明优选地，步骤(3)中，润湿角为θ1的润湿斑点的比例f1通过以下公式(2)计算得到：
[0033] 公式(2)：f1＝(ρeff1/ρeff2)/(ρeff1/ρeff2+T21/T22)，
[0034] 其中，ρeff1表示的是第一流体接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率，ρeff2表示的是第二流体接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率，T21表示的是核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量的第一流体接触润湿斑点的T2值，T22表示的是核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量的第二流体接触润湿斑点的T2值。其中，T21和T22都是通过核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列得到的测量值，而ρeff1和ρeff2可以通过其他测量有效表面驰豫率的方式得到。
[0035] 优选地，所述有效表面驰豫率通过Padé插值拟合D-T2分布得到。更优选地，Padé插值拟合D-T2分布基于以下公式(3)以求取最小值时的有效表面驰豫率：
[0036] 公式(3)：
[0037] 其中，wi是根据T2所占的权重，D(T2i,ρeff)是D-T2分布几何平均值，Di是根据Padé插值结算结果。
[0038] 该D(T2i,ρeff)是利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量得到的D-T2分布的几何平均值。wi是可由公式 表示，以根据变量T2来计算得到。
[0039] 根据本发明，Di表示的Padé插值是一个关于T2和ρeff的函数。优选地，Di由以下公式(4)表示：
[0040] 公式(4)：
[0041] 其中，D(t)＝Di，
[0042] ρeff＝(S接触/S总)ρ，γ＝1-D∞/D0，
[0043]
[0044] LM表示孔隙介质的非均质长度，LD表示测量扩散时间内，分子运动距离，由于LM远大于LD，为此(LD/LM)2近似为0，S接触是指流体与孔隙壁接触的面积，S总是指孔隙壁的总面积，TEL表示测量扩散时间，D0表示流体体相扩散系数，D∞表示当扩散测量时间内流体分子远大于孔隙尺寸时，测得的视扩散系数(计算时不用特别给出)。
[0045] 上述公式(4)中，Padé近似插值的表示是将长时扩散和短时扩散整合成一个公式即公式(4)中。
[0046] 上述公式(4)中，T2和ρeff是变量，由此得到关于T2和ρeff与D(t)的曲线图(例如图2所示的Padé插值曲线)，当该曲线最接近D-T2分布时，也即公式(3)：取最小值时，得到的ρeff便是待测的有效表面驰豫率。
[0047] 其中，D0可测的常量，其中，D0是体相流体扩散系数，这个可以用PFG序列直接得到，或者查相关资料；D∞是认为当扩散测量时间内分子运动距离远大于孔隙尺寸时，在孔隙介质中测得流体视扩散系数，可以通过饱和
岩心PFG测量得到。
[0048] 根据本发明，步骤(4)中，将基于T1/T2比值和润湿角间呈线性关系，来通过对T1/T2比值进行刻度，可以得到润湿斑点的润湿角。该T1/T2比值和润湿角间呈线性关系可通过以下过程所证明：
[0049] 固体表面流体分子运动和润湿性之间的关系如下式(6)所示：
[0050] 式(6)：
[0051] 式中τm是表面扩散相关时间，τs是表面扩散分子和体扩散的分子之间交换时间。
[0052] 如果流体和孔隙壁之间作用力强的话，τs值会比较大τm变化小。因此ln(τs/τm)可以用来表示固体表面和流体分子之间作用强度，也即可认为ln(τs/τm)等于润湿角θ。其中，将T1/T2和ln(τs/τm)进行作图，可见T1/T2比值和润湿角间呈线性关系。
[0053] 为此，优选地，T1/T2比值和润湿角间的线性关系由式(5)所表示：
[0054] 式(5)：T1/T2＝n cosθ+b，
[0055] 其中，T1/T2比值是利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列测量该参照非均质润湿孔隙介质的T1/T2比值，θ为该片状参照非均质润湿孔隙介质的润湿角，n和b为常数。
[0056] 那么，可以采用多个同种材质的非均质润湿孔隙介质，经过不同组成的油品进行处理，以获得各种润湿性的非均质润湿孔隙介质作为测定该公式(5)的样品，而后用
指定的第三流体对这些具有不同润湿性的非均质润湿(或饱和)孔隙介质得到多个参照非均质润湿孔隙介质，利用核磁共振技术IR-CPMG脉冲序列分别测定它们的T1/T2比值，而后将这些参照非均质润湿孔隙介质磨成片状，测量该片状参照非均质润湿孔隙介质的润湿角，得到多组T1/T2比值和润湿角θ，而后绘图，并线性拟合，便可得到该材质的非均质润湿孔隙介质的T1/T2＝n cosθ+b的关系式，得到n和b值的具体值，如图3所示的。
[0057] 然后，得到该T1/T2＝n cosθ+b的关系式后，通过带入第一流体接触润湿斑点产生的T2值，得到cosθ1；通过带入第二流体接触润湿斑点产生的T2值，得到cosθ2；由此便可获得公式(1)：cosθA＝f1cosθ1+(1-f1)cosθ2中的全部参数，从而计算得到视润湿角θA。
[0058] 其中，第三流体可以具有多种选择，例如可以为水或油，该油可以是轻质油，具体选择如上所述。
[0059] 本发明的方法引入了视润湿角的概念来表征非均质润湿，借助核磁共振技术测得润湿斑点的面积比例和润湿强度，获得了一种准确、全面地评价孔隙介质的润湿性的方法。
[0060] 以下将通过
实施例对本发明进行详细描述。
[0061] 以下实施例中：
[0062] 实施例1的岩石样品采用的是水和油(轻质油，
粘度为7cp)饱和度为50％的中性润湿岩样，其他的实施例2-6采用的岩样都是将实施例1的岩石样品经过油品处理后，得到润湿性规律性改变的岩样。
[0063] 实施例1
[0064] 本实施例用于说明本发明的用核磁共振技术表征非均质润湿孔隙介质润湿性的方法。
[0065] (1)具有孔隙的岩石样品采用水和油(轻质油，粘度为7cp)进行饱和，得到水和油(轻质油，粘度为7cp)饱和度为50％的非均质润湿孔隙介质；
[0066] (2)采用核磁共振仪的IR-CPMG脉冲序列(如图1所示的序列)测量该非均质润湿孔隙介质的D-T2分布及T1/T2比值；
[0067] (3)Padé插值拟合D-T2分布基于以下公式(3)以求取最小值时的有效表面驰豫率：
[0068] 公式(3)：
[0069] 其中， Di由以下公式(4)表示：
[0070] 公式(4)：
[0071] 其中，D(t)＝Di，
[0072] γ＝1-D∞/D0，
[0073]
[0074] 其中，D0＝0.1μm2/ms；
[0075] 其Padé插值拟合D-T2分布的曲线如图2所示，求得ρeff1，该ρeff1是水接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率；
[0076] 其Padé插值拟合D-T2分布的曲线求得ρeff2，该ρeff2是轻质油接触润湿斑点产生的有效表面驰豫率。
[0077] 将所得的ρeff1、ρeff2、以及步骤(2)测得的T2值带入到公式：f1＝(ρeff1/ρeff2)/(ρeff1/ρeff2+T21/T22)中，计算得到润湿角为θ1的润湿斑点的比例f1。
[0078] (4)准备17个上述岩石样品经过不同的油品进行润湿性改性后，分别采用水进行浸湿，得到17个润湿的岩石样品，而后采用核磁共振仪的IR-CPMG脉冲序列测量该17个润湿的岩石样品T1/T2比值，而后再将该17个润湿的岩石样品磨成片状，测量其润湿角，得到17组T1/T2比值和润湿角θ的数据，作图并进行线性拟合，得到图3所示的曲线，由此可见，该岩石中：
[0079] T1/T2比值＝-1.7379cosθ+2.2197。
[0080] 将步骤(2)所得的T1/T2比值带入该公式，得到：
[0081] 水接触润湿斑点产生的润湿角θ1的cosθ1为；
[0082] 轻质油接触润湿斑点产生的润湿角θ2的cosθ2为；
[0083] (5)将该cosθ1和cosθ2，以及步骤(3)所得的f1入以下公式(1)：
[0084] 公式(1)：cosθA＝f1cosθ1+(1-f1)cosθ2；
[0085] 结果如表1所示。
[0086] 实施例2-6
[0087] 本实施例用于说明本发明的用核磁共振技术表征非均质润湿孔隙介质润湿性的方法。
[0088] 根据实施例1所述的方法，不同的是，采用的具有孔隙的岩石样品被水和油饱和度不同，结果见表1所示。
[0089] 表1
[0090] 实施例1 实施例2 实施例3 实施例4 实施例5 实施例6
cos(θ1) 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
cos(θ2) 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
水的T1/T2 2.2 2.5 2.9 3.2 3.6 3.9
油的T1/T2 2.2 2.5 2.9 3.2 3.6 3.9
水的f1 0.45 0.43 0.64 0.62 0.54 0.49
油的f2 0.55 0.57 0.36 0.38 0.46 0.51
cos(θA) 0 -0.028 0.112 0.144 0.064 -0.02
[0091] 注：水的T1/T2表示水接触润湿斑点产生的的T1/T2，油的T1/T2表示轻质油接触润湿斑点产生的T1/T2，f2表示润湿角为θ2的润湿斑点的比例，也即f2＝1-f1。
[0092] 以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
