油层物理学学习.pptx

第三章 饱和多相流体时岩石的物理性质第1页/共246页 储油气层岩石内饱和着油、气、水多相流体，因而存在着错综复杂的流体之间以及流体和孔隙壁面之间的界面关系，它直接影响流体在孔隙中的分布和渗流。在研究饱和多相流体的岩石物理性质时，通常是以研究油层中与界面现象有关的表面性质为基础。与界面现象有关的表面张力、吸附作用、润湿作用以及毛细管现象将对流体渗流产生重大影响。此外，多相流体在岩石孔隙中的渗流性质相渗透率也取决于上述表面性质。运用表面物理化学的研究成果，研究油层中的各种界面现象，对于认识油层，寻找油气运移富集的规律以及提高油层石油采收率均具有重要的理论和实际意义。第2页/共246页第一节 表面张力和表面能一 表面张力和表面能的基本概念 度量分子表面现象的物理性质是表面张力和表面能，并由表面张力过渡到润湿性。第3页/共246页对含有多相流体的孔隙介质的特性来说，必须考虑到两个互不相溶的“相”的分界面上力的影响。如果一相是液体而另一相是气体时，它们的分界面实际上就是液体表面。其界面分子的受力状况如图3-1-1所示。图图3-1-1 界面分子受力状况示意图界面分子受力状况示意图第4页/共246页 作用于表面层分子上的力都指向水的内部和沿着分界面的方向。所以它们的总的相互作用力不等于零，而是垂直于分界面并指向液体的内部。在构成1平方厘米液面的全部分子上所受到的这一个力，称为分子压力或内压力。用达因平方厘米或公斤平方厘米量度。分子压力的大小取决于它的物理化学性质。厚度等于分子间相互作用力的作用半径的分子层，称为表面层。第5页/共246页因为在表面层上存在着分子压力，所以为了形成新的表面，就需要消耗一定的功，把分子从液体内部移入表面层。这些功就转化成表面层的能量表面能。刚刚形成的1平方厘米表面所带有的功，称为比自由表面能或表面张力():或 第6页/共246页对于储油（气）层来说，表面张力可以存在于以下各个界面上。即油水（）、油气（）、气水（）、油岩石（）、水岩石（）和气岩石（）的界面上。第7页/共246页 表面张力产生的根本原因是分子间引力。由于相同分子或不同分子之间分子引力的差异，不同物质之间具有不同的表面张力（表3-1-1、表3-1-2)。表表3-1-1 不同液体在室温条件下与本身蒸气及空气接触时的表面张力值不同液体在室温条件下与本身蒸气及空气接触时的表面张力值物物 质质表面张力（表面张力（20）达因达因/厘米厘米物物 质质表面张力（表面张力（20）达因达因/厘米厘米n已烷已烷18.4苯苯29.0乙醚乙醚17.0三氯甲烷三氯甲烷28.5n辛烷辛烷21.8二氯乙烷二氯乙烷32.2四氯化碳四氯化碳26.9二硫化碳二硫化碳32.3m二甲苯二甲苯28.9水水72.8甲苯甲苯28.5水银水银484第8页/共246页表3-1-2 水及水银与不同物质接触时的表面张力值第一相第一相第二相第二相表面张力表面张力达因达因/厘米厘米水水 银银本身蒸气本身蒸气471.6水水 银银酒酒 精精364.3水水 银银苯苯362.0水水本身蒸气本身蒸气73.8水水苯苯32.6水水戊戊 醇醇4.42水水丁丁 醇醇1.76第9页/共246页二 流体的极性 在物理化学中论述有关表面现象时，通常是把作用于该相流体上的分子间力的强度单位，称为液体的极性。液体的分子压力越大，则其极性也就越大。随着流体极性的增加，也就是随着其分子压力的增加，液体分子的结合强度及介电常数就增大，而压缩性则变小。相互接触之各相彼此在极性上的差别愈大，在它们分界面上的表面张力也就愈大。第10页/共246页结结 论：论：各种石油与水接触时的表面张力值不同，是各种石油与水接触时的表面张力值不同，是因为它们两者的极性不同。或者更准确地说，是因为它们两者的极性不同。或者更准确地说，是因为各种石油中极性组分的含量不同。水相对于因为各种石油中极性组分的含量不同。水相对于各种石油来说，是一种极性最大的流体，因此，各种石油来说，是一种极性最大的流体，因此，随着石油极性的减少，它们分界面上的表面张力随着石油极性的减少，它们分界面上的表面张力就变大。就变大。显然，当两种流体相接触时，流体的极性是显然，当两种流体相接触时，流体的极性是决定它们之间表面张力的内在因素。决定它们之间表面张力的内在因素。第11页/共246页三 温度和压力对表面张力的影响当纯质液体与蒸汽相接触时，如与蒸汽的临界点相差很远，则表面张力的大小与温度变化呈线性关系。压力对表面张力的影响则与温度的影响不同。因为随着压力的升高，气体和液体的相互溶解度也提高，此时液体和气体分界面上的表面张力将随着压力之升高而下降。第12页/共246页在表33中有不同温度及压力下水与气体分界面上的表面张力数据。表3-1-3 在各种温度及压力下，水与气体分界面上的表面张力值压压 力力MPa表面张力（达因表面张力（达因/厘米）厘米）压压 力力MPa表面张力（达因表面张力（达因/厘米）厘米）25652565074.167.57.0555.950.40.7171.163.210.5051.646.51.7666.558.814.0047.942.33.5261.855.519.0044.139.5第13页/共246页在油层情况下，当存在油、气、水三在油层情况下，当存在油、气、水三相时，油和水之间的表面张力的变化主要相时，油和水之间的表面张力的变化主要取决于气体在油中的溶解度。压力越高，取决于气体在油中的溶解度。压力越高，气体在石油中的溶解度也就越大，致使油气体在石油中的溶解度也就越大，致使油和水的极性差变大，油水的表面张力也和水的极性差变大，油水的表面张力也随之增大。随之增大。第14页/共246页如果加在系统上的压力高于石油被天如果加在系统上的压力高于石油被天然气所饱和时的压力，也就是说在全部气然气所饱和时的压力，也就是说在全部气体都溶解于石油中以后还继续提高压力，体都溶解于石油中以后还继续提高压力，在这种情况下，由于石油被压缩而使分子在这种情况下，由于石油被压缩而使分子间力增大，油水界面上的表面张力也将间力增大，油水界面上的表面张力也将随之降低。随之降低。第15页/共246页 在有溶解气存在的情况下，油水表面张力与压力的实验关系如图3-1-2所示。图3-1-2 在有溶解气的条件下油水表面张力与压力的关系第16页/共246页四 吸附与表面张力在液体中可溶物质在体积内部以及在表面层之间的分布是不一样的。与可溶性物质在表面层中的分布有关的现象，被称为吸附作用。每平方厘米表面吸附的可溶性物质的克数称为比吸附，用以定量描述吸附量的大小。比吸附的大小可用克平方厘米或摩尔平方厘米来表示。若在表面层中有过剩的可溶物质就把它称为正吸附，而过少时则称为负吸附。第17页/共246页吸附作用既可发生在液体表面，也可发生在固体表面。固体表面的吸附有如下规律：1.固体表面对被吸附物质的吸附量随着吸附表面的加大而增加。2.表面物质成份也不均一，固体的吸附具有选择性。固体表面的不同部位其吸附效果常有较大差异；3吸附作用都是放热的，所以随着温度升高，其吸附量要降低；4吸附量与被吸附物质的浓度成正比，浓度越大，吸附量越大。5.固体表面既可以吸附溶剂（液体本身），也可以吸附其中的被溶物质。第18页/共246页固体表面吸附层的厚度根据实际测量，固体表面吸附层的厚度根据实际测量，液体和气体分子在固体表面的吸附层厚度为液体和气体分子在固体表面的吸附层厚度为0.0010.001微米微米0.210.21微米。不同固体表面和液微米。不同固体表面和液体（气体）的吸附层厚度如表体（气体）的吸附层厚度如表3-1-43-1-4所示。所示。研究指出，这种吸附层是十分牢固的，在研究指出，这种吸附层是十分牢固的，在一般压力差下是不能除去的，水被吸附在岩一般压力差下是不能除去的，水被吸附在岩石颗粒表面常形成不可流动的束缚水。石颗粒表面常形成不可流动的束缚水。第19页/共246页表3-1-4 固体表面液体（气体）吸附层厚度固固 体体液液 体体吸附层厚度吸附层厚度（微米）（微米）玻玻 璃璃水水 溶溶 液液0.010.001石石 英英水水 溶溶 液液0.02石石 英英水水0.1玻玻 璃璃水水0.075玻璃毛管玻璃毛管庚庚 基基 酸酸0.21固固 体体N2，CO20.001第20页/共246页液体中溶解有各种可溶物质，这些溶液体中溶解有各种可溶物质，这些溶解物质的存在会改变液体原来的界面性解物质的存在会改变液体原来的界面性质。例如，水中溶有醇、酸等有机物质，质。例如，水中溶有醇、酸等有机物质，可以使表面张力降低；而当溶入某些无可以使表面张力降低；而当溶入某些无机盐类时，如机盐类时，如NaClNaCl、MgClMgCl2 2、CaClCaCl2 2等则等则可提高其表面张力。可提高其表面张力。第21页/共246页五 表面张力的测定方法表面张力的测定方法很多，如毛细管上升法、液滴重量法、悬挂液滴（气泡）法、液滴（气泡）最大压力法、吊板及吊环法等等。液滴重量法，在重力作用下，一个液滴要脱离毛细管末端，必须克服表面张力。即液滴重量G应和表面张力成正比，即第22页/共246页测定仪器如图3-1-4所示：。图图33第23页/共246页当液滴在重力作用下要脱离毛细管末端时，表面张力也与脱落时的液滴形状成比例。将正要滴出的液滴进行拍照，然后在照片上测量液滴的最大直径d1，以及距离液滴顶端为d1处的直径d2，根据下面的公式计算表面张力第24页/共246页悬挂液滴法即液滴（气泡）最大压力法。当毛细管末端的液滴（或气泡）需要施加一定压力才能使液滴（或气泡）脱离时，则所施加的压力与表面张力成比例（图3-1-6）。测量液滴（或气泡）脱离时的最大压力，可以计算表面张力。图3-1-6 施于一定压力使气泡脱离第25页/共246页图3-1-7是用液滴（气泡）最大压力法测定表面张力装置的示意图 图36图3-1-7 液滴气泡最大压力法测表面能力示意图第26页/共246页六 地层条件下界面张力的确定方法1根据实验室测定结果确定斯坦丁(Standing,M.B.）和霍考特（Hocott,E.W.）等学者曾在实验室测定过在高温高压下气水和油水之间的界面张力，其测定结果如图3-1-8所示。根据实验确定的地层条件下的气水表面张力一般在3050达因厘米，油水界面张力则在3035达因厘米。当温度超过1500F，以及压力超过40MPa时，在实验室内没有得出分析结果。第27页/共246页图3-7图3-1-8 表面张力或界面张力作为温度与压力的函数第28页/共246页2.地层条件下气水界面张力的确定在大气温度和压力下，甲烷气地层水的界面张力约为70达因厘米。随着温度的变化，在压力增高每0.68MPa时，气水界面张力降低510达因厘米。随着压力的不同，在温度增加时气水界面张力约降低0.11.0达因（厘米F）。已作出温度和压力对甲烷水系统影响的诺模图（图3-1-9)，可以估算一定的地下温度和压力下的甲烷水的界面张力。图38图3-1-9 不同温度和压力下甲烷水界面张力的诺模图第29页/共246页3地层条件下油水界面张力的确定如果所研究的油水系统只有在地表温度下测定的界面张力值，那么，根据估算油藏温度下的油水界面张力的诺模图（图3-1-10），可以查出在地层温度下的油水界面张力。图3-1-10 估算储层温度时的油水界面张力的诺模图假定增加1F温度时减少0.1达因/厘米。例(1)：界面张力不知，温度17F，油水系统平均地下界面张力10达因/厘米；例(2)：界面张力28达因/厘米（70F时平均值），温度150F，地下界面张力20达因/厘米（Schowalter,1979）第30页/共246页 下面列出一些数据，反映了国内外油气田的界面张力值（表3-1-5)。表表3-1-5 国内外部分油田的油水界面张力值国内外部分油田的油水界面张力值油田名称油田名称油水界面张力油水界面张力达因达因/厘米厘米测测 定定 条条 件件乌赫金石油乌赫金石油33.3地地 面面杜依玛兹石油杜依玛兹石油30.2地地 面面伊利诺夫斯克石油伊利诺夫斯克石油23.9地地 面面罗马什金石油罗马什金石油25.6地地 面面老格罗兹内老格罗兹内/H26.0地地 面面老格罗兹内老格罗兹内/HB25.2地地 面面老格罗兹内老格罗兹内/HB27.4地地 面面得克萨斯得克萨斯34个油田个油田13.634.3地地 面面胜利油田胜利油田233170辽河油田辽河油田9244585大庆油田大庆油田3036地地 下下长庆油田长庆油田28.651任丘油田任丘油田40地地 面面第31页/共246页第二节 润湿性一 润湿作用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，即称为该种液体润湿固体表面；当液滴呈圆珠状，不沿固体表面扩散，则称为该种液体不润湿固体表面。第32页/共246页在讨论润湿作用时，总是指“三相”体系，其中一相是固体，另一相为液体，第三相为气体或另一种液体。在油层中是油水，岩石三相，而在气层中则为气水岩石三相。在三相体系中，两种流体相中其中一相可以优先地润湿固体表面，这一现象称为选择性润湿。图3-2-2表示水相选择性地润湿固体表面。对于油气储层岩石来说，水相选择性润湿固体表面时，称为亲水性；而油相选择性润湿固体表面时，则称为憎水相。第33页/共246页图3-2-1 液体对固体表面的润湿作用图3-2-2 油水固体接触的情况第34页/共246页二 附着张力和润湿接触角液体对固体的润湿程度可用润湿接触角来度量，图3-2-1和图3-2-2中的角即为润湿接触角。润湿角的测量是从具有比较大的密度的液相算起，角可以从0变化到180。固体表面的润湿性也可以用附着张力来度量。所谓附着张力就是油固体界面和水固体界面的界面张力之差。它表示水或油对固体表面的附着能力，可以表示为：为固体表面上油、水、固三相交点切于液体界面之间的夹角，亦即润湿接触角。第35页/共246页当附着张力A是正值时，此时90，表示油是有选择地润湿固体表面。如果附着张力A0，则两相具有相同润湿固体的能力（或称中性）。第36页/共246页实际含油气层是十分复杂的，它存在有多种矿物成分组成的固体表面，以及多种多样的两相流体组合，它们都会影响岩石的润湿性。图3-2-3表示不同固体表面对不同油和水两相系统的润湿情况。三 不同固体表面对不同油和水两相系统的润湿性第37页/共246页这个例子指出了岩石矿物成分的改变以及液相本身的属性，均可影响润湿接触角及它们的界面张力。图图3-2-3 水和不同油类在石英和方解石面上的润湿接触角水和不同油类在石英和方解石面上的润湿接触角第38页/共246页对油水岩石系统来说，根据不同的油、水化学成分以及岩石的矿物成分，可以把岩石表面划分为亲水表面，或称水湿表面以及憎水表面，或称油湿表面，对于两种流体相，可以分别称为润湿相和非润湿相。第39页/共246页四 润湿滞后 将固体表面倾斜一个角度，则发现三相周界不能立刻向前移动，它有一迟缓时间，从而使得原始的接触角发生改变，如图3-2-4所示，水驱油的1，油驱水的22是润湿滞后的结果。润湿滞后，即三相润湿周界沿固体表面移动的迟缓。图3-2-4 润湿滞后的前进角1和后退角2第40页/共246页影响润湿滞后的因素（1）与三相周界的移动方向有关；（2）与三相周界的移运速度有关；（3）与固体表面的粗糙度和表面活性物质的吸附有关。第41页/共246页 固体的棱角和尖锐凸起对润湿滞后有很大影响。试验表明，尖棱对三相周界的移动阻力很大，三相周界到达尖棱处则遇阻，如图3-2-7所示，此时的接触角看来还应加上“棱角”才能反映滞后情况，棱角越大滞后也越大。图3-2-7 固体尖棱的接触角和形角第42页/共246页五 实际油层的润湿性 实际储油（气）层的油水岩石系统中，有两个极为重要的因素需要考虑第一个因素是流体成分不纯，或者在驱替或迁移过程中被污染了。这些不纯物质即使很少，也能够改变理想系统的润湿接触角；第二个因素是所谓的前进接触角和后退接触角。通常认为实际上流体在平的固体表面受到一种力的作用后就是不对称的，它不是呈现一个对称的液滴，而是呈现一个偏心的小滴（图3-2-8)。第43页/共246页对于大多数实际的油层情况，由于流体不可避免要被污染，或者是由于固体表面粗糙不平，这种润湿滞后现象不可避免地会产生，而且其前进接触角总是大于后退接触角的。图313图3-2-8 润湿流体的一滴在受力作用下，可以造成前进的和后退的接触角A：前进接触角R：后退接触角（Morrow,1976）第44页/共246页在储油（气）层中，所感兴趣的是在孔隙一喉道中的前进和后退接触角。这时，可以把由非润湿相排驱润湿相（排驱过程）时所形成的界面接触角定义为后退接触角；而把由润湿相排驱非润湿相（吸入过程）时所形成的界面接触角定义为前进接触角。图3-2-9a表示由于管壁粗糙引起在吸入和排驱时，。图3-2-9b表示不仅由于管壁粗糙，而且孔隙毛细管是可变断面的情况时，其视前进接触角大于视后退接触角。第45页/共246页图3-14图3-2-9 由于孔隙喉道管壁粗糙引起的接触角滞后a两根相同直径的毛细管（管壁粗糙），A AR，b两支可变断面的毛细管（管壁粗糙），A AR，（Morrow,1976）第46页/共246页 孔隙喉道通常是可变断面的。在光滑的可变断面孔隙中，流体在毛细管中的排驱和吸入同样会发生润湿滞后（图3-2-10)。如果定义光滑、清洁的固体表面的流体接触角为 ，那么，在排驱过程中，由于孔隙断面的变化，其接触角要进行校正，校正后的数值等于（）；而在吸入过程中，同样，校正后的数值等于（）。其中是孔隙为圆锥形时的半锥角。第47页/共246页图315图3-2-10 由于孔隙喉道断面形态不同引起的接触角滞后a光滑表面，不同半径的圆管的毛细管滞后，b光滑表面，孔隙为圆锥形时的毛细管滞后，（是圆锥形孔隙的半锥角；E是光滑表面的清洁流体的接触角）（Morrow,1976）第48页/共246页 Treiber等（1972)和Morrow（1976)按流体的前进接触角和后退接触角对55个储油层进行的定量分类（表3-2-1)。表表3-2-1 流体在光滑矿物表面的润湿角及其分类流体在光滑矿物表面的润湿角及其分类润湿性分类水 湿中 性油 湿Treiber等划分的接触角范围07575105105180（在光滑矿物表面上的A）砂岩储集层的数目13（43%）2（7%）15（50%）碳酸盐储集层的数目2（8%）2（8%）21（84%）总数15（27%）4（7%）36（66%）Morrow划分的接触角范围A62A133R133A=R砂岩储集层的数目12（40%）10（33%）8（27%）碳酸盐储集层的数目2（8%）16（64%）7（28%）总数14（26%）26（47%）15（27%）第49页/共246页 实际储油层的孔隙内部的流体分布特征也就随润湿性的不同而有很大的变化。例如；对于油湿岩石，油分布在岩石颗粒表面以及微细的孔隙喉道之中；对于水湿岩石，水则分布在岩石颗粒表面和细孔隙喉道之中。对于中间润湿性的岩石来说，流体的分布还与流体的饱和顺序有关，如果原来是石油占据细小的孔隙，那么目前仍然是石油占据在岩石颗粒表面和细孔隙喉道中。如果原来是水占据细小的孔隙，那么目前仍然是水占据在岩石赖粒表面和孔隙喉道中。第50页/共246页 每一种润湿性都可能是不均一的，因为同一种流体对不同矿物表面具有不同的润湿性，这就形成了所谓的“斑状”润湿（图316)，对于那些矿物成份复杂、来源广泛的沉积区来说，斑状润湿的现象就更为普遍。在油田开采和开发中，润湿性是流体微观分布的决定性因素，同时也是残余油微观分布的决定因素。图3-2-11 斑状润湿示意图油：油湿 水：水湿 1、2、3：表示油湿或水湿的程度差异第51页/共246页六 油层润湿性的改变 通常，我们把溶解于液体后发生正吸附的物质称为表面活性物质，而发生负吸附的物质称为非表面活性物质。所有的有机液体可以分为两类，即具有对称分子结构的液体和具有不对称分子结构的液体。某些液体的分子结构是对称的，分子两端都是非极性的碳氢基团，这些有机物质不会富集在界面上，也因而不会降低两种液体间的界面张力，它们是非表面活性物质。另一些液体的分子结构是不对称的，分子的一端是非极性基团，另一端是极性基团。非极性基团可以与非极性的石油相吸引，故称为亲油基；而极性基团则与水相吸引，则称为亲水基。第52页/共246页 常见的表面活性剂如肥皂，其分子结构就是不对称的。钠肥皂的分子结构如下：碳氢链（非极性）羟基（极性）当把肥皂溶于水中，肥皂分子可以通过两种形式达到稳定，一种形式是肥皂分子吸附于液体表面（假定水与空气接触），极性端向水，非极性端朝向非极性的空气（图3-2-12)，从而使水一空气界面上的极性差减小，其表面张力降低，另一种形式，肥皂留在水中并聚集在一起，憎水的非极性端向内互相靠拢，亲水基向外，形成所谓胶束，它可以稳定地溶于水中。第53页/共246页 图3-2-12是表面活性物质随浓度变化在水中的分布情况图317图3-2-12 表面活性物质在水中的分布与浓度的关系第54页/共246页 图3-2-13是处在孔隙中的油滴被采出的示意图。图3-2-13（A）是在注水开采后，在孔隙空间中的油滴状况，它的大部分表面和岩石表面相接触，处于油润湿状态，图3-2-13（B）是在水中加入表面活性剂后，水可以优先润湿固体表面，亦即水中的表面活性物质的极性基团吸附在固体表面，致使油脱离固体表面而被水所代替。图3-2-13(C）则表明油滴脱离固体表面、且油水界面张力降低，而沿敞开的孔隙流出而被采到地表。图3-18图3-2-13 润湿性改变的示意图A A残余状态，油滴粘附在颗粒表面；B B加入表面活性剂后，油滴脱离颗粒表面；C C油滴沿较大喉道被采出第55页/共246页 在水中加入表面活性物质使岩石表面由亲油转变为亲水的机理如图3-2-14所示。图3-2-14 润湿性改变的机理第56页/共246页 七 油层润湿性的测定方法1测定润湿接触角的方法 测定润湿接触角来确定润湿性的方法是目前最简单、应用最广泛的方法。将欲测矿物磨成光面，放在油或水中，再在岩片光面上滴一滴直径为12毫米的油或水，用某种光学系统或显微镜将液滴放大，拍照下液滴形状，便可直接在照片上量出接触角。如果将岩石光片倾斜，再滴上液滴，就可以测出前进接触角和后退接触角（见图3-2-15）。第57页/共246页 为了使测定的接触角更接近油层条件，可以将矿物及液体置于承高压的透明小室内，在不同的地层温度、压力条件下进行测量。图320图3-2-15 测定润湿接触角的方法第58页/共246页2自动吸入法 自动吸入法的原理如下:将饱和原油的岩样浸入水中（图3-2-16)，如果岩石亲水，则水在毛管力的作用会自吸进入岩石孔隙，而将孔隙中的原油驱替出来。驱出之油浮于仪器顶部，其体积可以直接在刻度管上读出。图3-2-16 吸入法测岩石润湿性装置第59页/共246页 实验时，如果岩石吸水，表明岩石具有一定的亲水能力。相反，如果把饱和水的岩样浸入油中，假若岩样亲油，就会发生油驱水的现象，此时将图3-2-16的仪器倒置，驱出之水沉于底部，其量也可以直接在刻度管中读出。实际测量时，将同一块岩样重复作吸水驱油和吸油驱水实验，由于岩石润湿性的非均质性，岩样往往既可以吸水，也可以吸油。若吸水量大于吸油量，则定岩石为亲水，反之，定为亲油。吸水量和吸油量大致相等，则定为中性润湿。第60页/共246页 它只能确定油层的相对润湿性。很多研究结果表明，在钻井、取心、岩石保存及实验过程中，岩心的污染对润湿性影响很大，往往可以完全改变原来的润湿性，从而大大降低了这种测定方法的可靠性。因此，如何保证岩样不受污染，在地层温度，压力条件进行测量，是提高吸入法测量精度的关键。第61页/共246页3离心机驱替法 这是一种半定量的方法，将一块岩心切成两块，在抽提后其中一块饱和水用油来排驱，另一块则饱和油用空气来排驱，这一排驱过程在离心机中进行，然后对上述两种系统分别测出毛管压力曲线，并在曲线上读出门槛压力值。然后使用公式计算视接触角和润湿数。第62页/共246页对于空气油固体系统，有:对于油水固体系统，有:第63页/共246页 W为润湿系数 油水的润湿接触角为：称为视接触角 第64页/共246页 Slobod（1952）对砂岩和石灰岩用上述方法测定润湿性的结果如表32-2所示。表表3-2-2 不同岩样的润湿性对比（不同岩样的润湿性对比（Slobod等，等，1952）岩样编号岩 类门槛压力（磅/平方英寸）润 湿 性空气油油水润湿系数W视接触角（度）BTL6.56.10.8433BTNDlvonian6.86.20.8136BTO石灰岩6.256.00.8531BTP6.43.90.545715880.860.320.38711589Yatis0.850.30.31711590砂岩0.850.310.327115911.000.40.366915920.720.240.30731593Clearfork0.540.320.53581594石灰岩1.580.320.188615952.900.450.148216200.860.210.22781621Tensleep0.860.210.22781622砂 岩0.680.120.168116230.860.270.1874第65页/共246页4USBM法 Donaldson（1969)提出了一种利用毛细管压力曲线资料来确定润湿性的定量方法。这种方法称为USBM法。这是使用离心机测定包括吸入和排驱的毛管压力曲线的对比资料，将储油岩石的润湿性用定量表示出来。第66页/共246页 岩心首先在真空下用盐水(0.1NaC1）饱和，在离心机中用油驱水，测定其毛细管压力饱和度关系曲线，测得的是全毛管压力曲线（图3-2-17中曲线I）。然后，将这块岩心放入另一个充满盐水的夹持器中，亦即用盐水来排驱石油，同样可以测定出吸入毛管压力曲线（图3-2-17中的曲线）。再将这块岩心放入一个充满油的夹持器中，即用油来排驱盐水，又可以测出重新排驱的毛管压力曲线（图3-2-17中的曲线）。第67页/共246页图3-2-17 毛管压力曲线所包围的面积比的对数值和润湿值A.岩样经过水湿处理 B.岩样用塑胶作亲油处理C.岩样反复处理成中性(Donaldson,1969)第68页/共246页 将上述三条曲线都绘在一张图上，分别求出曲线和所包围的面积，这两个面积比的对数值即为润湿程度。对于水湿系统，则油排盐水的毛管压力曲线（）下面的面积A1大于盐水排驱油的毛管压力曲线（）下面的面积A2，所以有 ，这种情况表示岩石为水湿系统；相反如A2大于A 1，则 ，则表示岩石为油湿系统；当A2=A1，此时，表示岩石为中性。第69页/共246页第三节 毛细管压力 如果有一支直径很小的毛细管，这支管子的一端插入装有自由液面的容器，那么液体将沿着这支管子自动上升，并超过这个容器中的自由液面，在管子中的液面和容器中的液面差生了液面差。而管子中的液柱重量为：一 毛细管压力的基本概念第70页/共246页 在毛细管中，气一液分界面以下的液相压力小于在这个界面以上的气相压力（亦即图3-3-1上的PBr2 b.毛细管半径相等，21(Amyx等，1960)第75页/共246页n 当改变润湿特征时，增大附着张力将导致上升平衡当改变润湿特征时，增大附着张力将导致上升平衡高度的增大。当仅仅改变固体的润湿特征时（并当毛高度的增大。当仅仅改变固体的润湿特征时（并当毛细管半径不变时），润湿角细管半径不变时），润湿角的数值越小，则附着张的数值越小，则附着张力越大，毛细管液柱上升高度也越大。力越大，毛细管液柱上升高度也越大。n 1)两相液体中，密度较高的一相与固体表面的亲和力两相液体中，密度较高的一相与固体表面的亲和力越大，则对该半径的管子的毛细管压力越大；越大，则对该半径的管子的毛细管压力越大；n 2)当液体、固体性质确定时，毛细管半径越小，则毛当液体、固体性质确定时，毛细管半径越小，则毛细管压力越大。细管压力越大。第76页/共246页二 理想介质中的毛细管压力 图3-3-4表示两个颗粒之间的通道在两个相互垂直的平面上有两个不同的曲率半径R1和R2。润湿相分布在颗粒接触处，而非润湿相则分布在孔隙中央。图3-3-4 两个圆形颗粒接触点中润湿相的分布（Amyx等，1960）第77页/共246页 即为拉普拉斯方程 式中RM为平均曲率半径 第78页/共246页 对于由相同半径的球形颗粒组成的理想介质，其孔隙系统内部的润湿相（水）可以有两种不同的分布形式液环状分布和连续带状分布（图3-3-5）。图3-3-5 球形颗粒孔隙空间中润湿相和 非润湿相的理想分布a.液环状分布 b.连续带状分布(Amyx等，1960)第79页/共246页 当呈液环状分布时，润湿相是不连续的，它占据孔隙空间中比较小的边角部分，而非润湿相则在孔隙空间的中央部分，并且它也有一部分与砂子颗粒表面接触。当呈现连续带状分布时，润湿相是连续的，它完全掩盖了岩石固体表面，而非润湿相则仅仅占据孔隙空何中心的一小部分，而且是不连续的分散分布状态。第80页/共246页 很明显，液环状分布比起连续带状分布来说，其润湿相的数量要小得多，其R1和R2值也相应要小。而当R1，R2减小时，相应的毛细管压力就增大。也就是说，毛细管压力是随润湿相（或非润湿相）饱和度（数量）的改变而改变的。于是，毛细管压力可以表示成润湿相（或非润湿相）的饱和度的函数。即：Pc=f(s)。这就给以后研究毛细管压力饱和度资料奠定了理论基础。同时，对任何给定的饱和度的数值，毛细管压力的大小又取决于孔喉半径。这就把孔喉大小和分布、饱和度和毛细管压力三者相互联系起来。第81页/共246页三 饱和顺序对毛细管压力的影响 毛细管压力是饱和度的函数。然而，饱和度本身不仅是毛细管压力的函数，而且还取决于多孔介质的饱和顺序。图3-3-6表示一种连续变化直径的可变断面毛细管当其中润湿相饱和度不同时的毛细管压力变化情况。第82页/共246页n 如果孔隙形状相同，流如果孔隙形状相同，流体特征相同，润湿特征相体特征相同，润湿特征相同（润湿接触角相同），同（润湿接触角相同），只有饱和度不同时，则意只有饱和度不同时，则意味着流体在孔隙中的充满味着流体在孔隙中的充满程度不同，其弯月面的曲程度不同，其弯月面的曲率半径率半径R也随之改变。图也随之改变。图3-3-6a中的油率半径中的油率半径R明明显地大于图显地大于图3-3-6b的曲率的曲率半径。很明显，在这种情半径。很明显，在这种情况下，图况下，图3-3-6a所相应的所相应的毛细管压力比图毛细管压力比图3-3-6b所所相应的毛细管压力来得小。相应的毛细管压力来得小。图3-3-6 在可变断面孔隙中弯月面曲率半径R和饱和度的关系假设：a、b两种情况孔隙相同，润湿性相同，而只有饱和度不同（Amyx等，1960）第83页/共246页 这就意味着，如果在图3-3-6a的情况下，在其弯月面上再加上附加的毛细管压力，那么就可以使弯月面下降而达到如图3-3-6b所示的新的平衡。所以这个过程也就是饱和度下降，毛细管压力增高的过程。毛细管压力和润湿相饱和度是一种反比函数的关系。当润湿相的饱和度比较低时，它的弯月面相应是很小的分界表面曲率半径。第84页/共246页 图3-3-7是一种收缩扩张相间的可变断面孔隙。图3-3-7 可变断面孔隙中平衡饱和度与饱和顺序的关系假定孔隙介质和液体特性相同，润湿角都等于（Morrow,1976）第85页/共246页 图3-3-7a(1)的原始润湿相饱和度等于100，浸没在非润湿相中之后，非润湿相开始排驱润湿相，一直到新的平衡如a（2)所示的情况为止。图3-3-7b则是在可变断面孔隙中，开始是充填非润湿相，然后再把它插入装满润湿相的容器中的情况。b(3）是原始非润湿相饱和度等于100（润湿相饱和度为0）；当插入润湿相流体所充满的容器中后，由于附着张力的作用，润湿相将自动沿毛细管上升（吸入），一直到当附着张力和上升液柱的重量相平衡时为止，即b(4)。第86页/共246页 图3-3-7a(2)和b(4)的情况相比较，虽然其润湿相饱和度可以差别很大，但两者由干曲率半径相同而其毛管压力也相等。例子说明，毛细管压力与润湿相饱和度之间的关系还取决于流体的饱和顺序。并且说明从孔隙系统中排替润湿相时，与向孔隙系统中吸入润湿相时相比较；即使是同样的毛细管压力，排驱时所得出的润湿相饱和度要比吸入时来得大。排驱时的毛细管压力所相应的是喉道半径，而在吸入时的毛细管压力所相应的则是孔隙半径。第87页/共246页 综合上面所述，毛细管压力饱和度的关系取决于以下三个因素：1)孔喉大小及其分布 2)矿物成分和流体性质 3)流体的饱和顺序第88页/共246页四 毛细管压力的测定方法毛细管压力的测定方法很多，包括：(1)半渗透隔板法（状态恢复法）(2)离心机法 (3)水银注入法（或称压汞法）(4)动力毛细管压力法(5)蒸汽压力法第89页/共246页 1、半渗透隔板法 半渗透隔板法测定毛细管压力的装置如图3-3-8所示。所测得的毛管压力饱和度关系曲线如图3-3-9所示。图3-3-8 半渗透隔板法测定毛管压力的装置1.玻璃漏斗 2.半渗透隔板 3.滤纸 4.岩样 5.弹簧 6 接氮气瓶 7.油 8.刻度管 9.润滑油 10.水(Musket,1949)图3-3-9 毛细管压力曲线（Musket,1949）第90页/共246页测定原理如下：将所要求测定的岩样抽提干净之后，饱和润湿液体（通常是地层水）。并将岩样放在漏斗(1)内的多孔隔板(2)的上面。玻璃漏斗的下部和刻度管(8)的一部分都充满了这种润湿液体。用弹簧(5)把岩心(4)紧紧压在隔板上之后，再将非润湿流体（通常是油或气）引入漏斗。用压缩氮气来提高漏斗中的压力，以迫使非润湿液体进入岩样并在克服了毛细管压力之后将饱和在岩样中的润湿液体排驱出来。第91页/共246页 逐步提高压力，并将岩样中的润湿液体进一步排出。每次提高压力时，必需要等到刻度管（8)中的弯液面不再向前推进，亦即达到岩样内润湿相与非润湿相的压力平衡时为止。这时读出刻度管(8)中的数值。这个读数就是在该压力间隔下所排出的润湿液体体积。不断提高压力，一直到润湿液不再自岩心中被驱出时为止。第92页/共246页 半渗透隔板(2)是经过处理的、亲润湿相（水）的隔板，因此当隔板中充满水时，在一定的压力范围内，非润湿相液体不能侵入。所以，非润湿相液体始终在隔板(2)上部而不会浸到隔板下部的漏斗中。第93页/共246页 把润湿液体从某一个孔隙大小间隔中排驱出来所需要的压力就等于附加的毛细管压力。根据所施加的压力（即毛细管压力）和相应排出的润湿相液体积，就可以绘出毛管压力与水饱和度（即PcSw)的关系图。这个图上的曲线就称为该岩样的毛细管压力曲线（图3-3-9)图3-3-9 毛细管压力曲线（Musket,1949）第94页/共246页 由于这种方法能够使用近似于地层条件下的流体，能比较接近并摸拟油层实际的情况，因此，这种方法被公认为“经典的毛管压力测定方法”。第95页/共246页2、水银注入法（压汞法）水银注入法是目前国内外用以测定毛管压力最常用的方法。该方法的原理如下：如果把一种非润湿相液体注入于多孔介质的孔隙中去，由于非润湿相液体与固体所形成的接触角大于90度，这时，其表面张力的作用是阻止液体进入孔隙介质内。因此，必须在外部对非润湿相液体施加压力，才能将非润湿相液体注入到岩石的孔隙中去。所施加的压力就是附加的毛细管压力。第96页/共246页 水银是一种非润湿流体，将水银注入被抽空的岩样孔隙空间中去时，一定要克服岩石孔隙系统对水银的毛细管压力。显然，注入水银的过程就是测量毛细管压力的过程。注入水银的每一点压力就是代表一个相应的孔喉大小下的毛细管压力。在这个压力下进入孔隙系统的水银量就代表这个相应的孔喉大小在系统中所连通的孔隙体积。随着注入压力不断增加，水银就不断进入较小的孔喉。在每一个压力点待岩样中达到毛细管压力平衡时，同时记录注入压力和注入岩样的水银量。第97页/共246页 将若干压力点的压力和水银饱和度关