岩石润湿性的测定实验报告
研究岩石的实验报告(3篇)
第1篇一、实验目的本次实验旨在通过岩石力学实验，研究岩石的力学性质，包括抗压强度、抗拉强度、变形性能、水理性质等，为岩土工程设计和施工提供理论依据。
二、实验原理岩石力学实验主要包括以下几种：1. 岩石单轴抗压强度试验：在岩石试件上施加轴向压力，当试件破坏时，记录破坏时的最大轴向压力，以此确定岩石的单轴抗压强度。
2. 岩石抗拉强度试验（劈裂试验）：将岩石试件沿劈裂面进行拉伸，当试件破坏时，记录破坏时的最大拉伸力，以此确定岩石的抗拉强度。
3. 岩石变形试验：通过施加轴向压力，观察岩石的变形情况，分析岩石的变形规律。
4. 岩石水理性质试验：测定岩石的吸水性、软化性、抗冻性和透水性等水理性质。
三、实验仪器与材料1. 实验仪器：岩石力学试验机、万能试验机、岩样制备设备、量筒、天平等。
2. 实验材料：岩石试件、砂、水等。
四、实验步骤1. 岩石单轴抗压强度试验：（1）将岩石试件加工成标准尺寸，并对试件表面进行打磨。
（2）将试件放入岩石力学试验机，调整试验机夹具，使试件轴向压力方向与试件轴线一致。
（3）启动试验机，以一定的加载速度对试件施加轴向压力，当试件破坏时，记录破坏时的最大轴向压力。
2. 岩石抗拉强度试验（劈裂试验）：（1）将岩石试件加工成标准尺寸，并对试件表面进行打磨。
（2）将试件放入万能试验机，调整试验机夹具，使试件劈裂面与试验机轴线一致。
（3）启动试验机，以一定的拉伸速度对试件施加拉伸力，当试件破坏时，记录破坏时的最大拉伸力。
3. 岩石变形试验：（1）将岩石试件加工成标准尺寸，并对试件表面进行打磨。
（2）将试件放入岩石力学试验机，调整试验机夹具，使试件轴向压力方向与试件轴线一致。
（3）启动试验机，以一定的加载速度对试件施加轴向压力，记录试件的变形情况。
4. 岩石水理性质试验：（1）测定岩石的吸水性：将岩石试件放入量筒中，加入一定量的水，记录试件吸水后的质量。
（2）测定岩石的软化性：将岩石试件浸入水中，记录试件饱和后的抗压强度。
润湿性
3.2 聚表剂改变岩石润湿性能力评价储层岩石润湿性是一种综合特性，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，润湿性的变化将影响毛管压力、相对渗透率、束缚水饱和度、残余油饱和度。
在注水的情况下，岩石孔隙内有油水两相共存，究竟是水附着到岩石表面把油驱出，还是水只能把孔隙中部的油挤出，这主要是由岩石的润湿性决定的。
3.2.1 润湿性的基本概念润湿性的定义为：一种流体在其它非混相流体存在条件下，在固体表面展开或粘附的趋势。
在岩石-油-水体系中，其中一种流体在其分子力的作用下，沿固体表面驱走另一种流体的现象，它反映了固体表面对液体的亲合或憎离特性。
将一滴液体滴在物体表面上，如果液体能在表面迅速铺开，说明液体润湿固体表面，如果液滴不散开，则说明液体不能润湿固体表面。
在讨论润湿现象时，通常总是指三相体系：一相为固体，另一相为液体，第三相为气体或另一种液体。
说某种液体润湿固体与否，总是相对于另一相气体（或液体）而言的。
如果某一相液体能润湿固相，则另一相就不润湿固相。
润湿具有选择性和相对性[76]。
3.2.1.1 润湿程度的表征润湿性是岩石的基本特性之一，对油气水在孔隙中的分布、驱油效率、最终采收率都有明显的影响。
因此，需要定性或定量的描述岩石润湿程度，一般用润湿角或附着功来表示。
（1）润湿角通过液-液-固或气-液-固三相交点作液-液或液气界面的切线，切线与固-液界面之间的夹角成为润湿接触角，用θ表示，并规定θ从极性大的液体一面算起，它的大小表征岩石表面为液体选择润湿的程度。
按照润湿角的不同将岩石润湿性分为以下几种情况：①当θ<90°时，水可以润湿岩石，岩石亲水性好或称水湿；②当θ=90°时，油、水润湿岩石的能力相当，岩石既不亲水也不亲油，为中性润湿；③当θ>90°时，油可以润湿岩石，岩石亲油性好或称油湿。
（2）附着功27附着功是指将单位面积的固-液界面在非湿相流体中拉开所作的功。
实验八 矿物润湿性的测定—接触角法
实验八矿物润湿性的测定—接触角法一、实验目的本实验包括矿物润湿接触角和溶液表面张力测定两部分内容。
通过测定与计算，了解和掌握：(1)不同的矿物具有不同的天然可浮性；(2)矿物表面的润湿性是可以调节的；(3)从实验认识矿物表面润湿性与可浮性的关系，并通过调节来改变各种矿物表面的润湿性；(4)测定接触角和溶液表面张力的实验技术。
二、实验原理1．润湿角测定原理本实验测定方法是：分别在洁净的矿物磨光片表面和经过选矿剂处理的矿物磨光片表面上滴上一个水滴，在固—液—气三相介面上，由于表面张力的作用，形成接触角。
然后用聚光灯通过显微镜在屏幕上放大成像，用量角器直接量得接触角的大小。
2．溶液表面张力测定原理—最大气泡压力法设毛细管的半径为r且毛细管刚好浸入液面，则气泡由毛细管中逸出时的最大附加压力为：(8－1)(8－2)式中Dh为U形压力计所显示的液柱高差；r为U形压力计内的液体密度；g为重力加速度。
对于直径一定的毛细管有：(8－3)该式是最大泡压法测定表面张力的基本关系式。
式中K称为仪器常效。
其值可用已知表面张力的液体（如水）标定出。
三、实验仪器与药剂1、润湿角测定仪（见图8-1）；2、最大气泡压力法表面张力测定装置（见图8-2）；3、样品：方铅矿（黄铜矿）和萤石矿磨光片；4、药剂：丁黄药、油酸钠、NaOH等；5、工具：各种玻璃器皿。
图8-1润湿角测定仪结构图1-测微鼓轮，2-调焦手轮，3-测量显微镜，4-升降手轮，5-固定手轮，6-底座，7-调平手轮，8-横向移动手轮，9-样品盒，10-照明光源，12-电源图8-2最大气泡压力法测量表面张力装置图1-毛细管；2-有支管的玻璃试管；内装溶液2a ；支管2b与压力计及控压系统相连；3-恒定2a 温度的水槽；4-双管压务计；5-滴水减压系统；6-体系压力调整夹子；7-烧杯四、实验步骤1．润湿角测定步骤(1)清洗矿样：将萤石、方铅矿（黄铜矿）的磨光片在2000号金相砂纸上擦干净（抛光、去氧化膜）放入2-5％的NaOH溶液中煮沸2~5分钟，然后用蒸馏水冲洗干净，置入存有蒸馏水的烧杯中待用；(2)配药：取丁黄药和油酸钠分别配成浓度为3克／升水溶液备用；(3)矿物在纯水中接触角的测定：将净化后的光片用滤纸吸干其表面水份，放在样品盒子上，接通电探11，调焦距2，找出矿物表面成像图。
油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究
油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究近年来，随着世界能源消费的不断增加，维持世界经济发展的能源问题日益突出。
油气储量的持续利用，是维持能源安全的重要措施之一。
在油气藏开发中，油藏岩石表面的润湿性是实现有效抽取的关键因素，也是影响油藏油气储量利用率的重要因素。
因此，控制油藏岩石表面润湿性已成为提高油藏储量利用率的研究重点。
油藏岩石表面润湿性控制主要包括对自然条件影响因素进行控制，采用技术手段改善岩石表面润湿性，并利用化学药剂对岩石表面润湿性进行处理。
首先，应掌握油藏岩石表面的自然条件。
油藏区的温度、压力、化学环境等因素，可以影响油藏岩石表面的润湿性。
其次，应采取有效的技术措施来改变岩石表面的润湿性。
例如，针对湿性油藏，采用喷气钻井工艺，利用高压气体将水洗和海绵岩中的水去除，以减少岩石表面润湿性；针对干性油藏，可应用气雾剂等表面活性剂来增加岩石表面的润湿性；采用岩石剥蚀抑制剂对深层活性岩石表面进行润湿性控制等。
最后，可采用化学药剂处理，利用溶剂或渗透剂等，对油藏岩石表面进行润湿性控制，以改善油藏开发效果。
采用上述方法，可以有效控制油藏岩石表面润湿性，进而提高油藏储量利用率。
研究表明，正确控制油藏岩石表面润湿性可以节省投入，提高油藏抽油率。
因此，应在油藏开发过程中，通过测量和控制岩石表面的润湿性，分析其影响因素，实现油藏开发效果的提高。
针对油藏岩石表面润湿性控制，技术手段有很多，但不同的技术手段适用的油藏类型、操作条件和投入量都是不同的。
为此，可以考虑利用数学方法，建立油藏类型、技术手段、投入量与表面润湿性之间的评价模型，以辅助决策。
另外，还要考虑建立相关的技术规范，明确油藏岩石表面润湿性控制方法的要求，以保证油藏开发效果。
对于应用经济高效的技术和手段提高油藏储量利用率，应进一步加强研究。
今后，可重点研究岩石表面的自然条件变化规律，全面掌握岩石表面润湿性的影响因素；研究新科技技术手段，结合测量和模拟技术，发展新型有效技术，改进岩石表面润湿性控制方法；研究不同操作条件下，化学药剂选择和使用方法，发展理论和实践技术，提高油藏储量利用率；加强技术管理，建立科学、合理的技术规范，并采取有效的现场控制措施，以保证技术及时有效地应用于油藏开发中。
岩石润湿性测定实验
中国石油大学 渗流物理 实验报告实验日期:成绩:班级: 学号: 姓名: 教师:同组者: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 htg22=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， esn n d d S =式中，σ—界面张力，mN/m ；2egd Hρσ∆=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 n10高度处液滴的直径，cm ；n S —液滴e d n10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。
岩石前三个实验报告
岩石天然含水率、吸水率及饱和吸水率试验一、试验目的通过测定岩石天然含水率、吸水率及饱和吸水率，了解岩石的水理性质，并可计算得到饱水系数，判断岩石中大、小开孔隙的相对比例关系。
二、试验原理1.天然含水率是指天然条件下岩石自身所含有的水的质量与试样固体质量比的百分数。
2.岩石吸水率是指烘干试样在大气压和室温条件下，岩石吸水量与试样固体质量比的百分数。
3.岩石饱和吸水率试验是指试样在强制状态下，岩石吸水量与试样固体质量比的百分数。
三、试验方法岩石天然含水率试验采用烘干法，岩石吸水率采用自由浸水法测定，岩石饱和吸水率采用煮沸法或真空抽气法测定。
对于天然含水率的试件应采取保水措施，在采取运输储存和制备过程中含水率的变化不应超过1%，每个试件的尺寸应大于组成岩石最大颗粒的10倍，每个试件的质量不得小于40g，每组试验试件的数量不宜少于5个。
对于吸水率试验每组试验试件的数量不得少于3个。
四、仪器设备1.钻石机、切石机、磨石机、砂轮机等；2.烘箱和干燥器；3.天平，精度0.01g；4.真空抽气设备等。
五、操作步骤1. 岩石天然含水率试验（1）在天然状态下制备试样，并对试验进行描述包括：岩石名称、颜色、矿物成分、结构风化程度、胶结物性质等。
（2）天然试样称重后，置于烘箱内，在105-110℃的恒温下烘24小时，取出放入干燥器内冷却至室温后称量。
（3）重复（2）程序，直到将试样烘干至恒量为止，即相邻24小时两次称量之差不超过后一次称量的0.1%。
2. 吸水率及饱和吸水率试验（1）将烘干称重后的试样逐步浸水，首先淹没试样高度的1/4，然后每隔两小时升高水面至试样的1/2和3/4处，六小时后全部浸没试样。
（2）试样在水下自由吸水48小时，取出后擦去表面水分，称重。
（3）用沸煮法或真空抽气法对试样进行强制饱和。
（4）当采用煮沸法饱和试件时，煮沸容器内的水面应始终高于试件，煮沸时间不得少于6小时。
经煮沸的试件，应放置在原容器中冷却至室温取出，并沾去表面水分称量。
岩石体积密度、吸水率测试实验报告 -回复
岩石体积密度、吸水率测试实验报告-回复1. 测定样品的岩石体积密度；2. 测定样品的吸水率。
实验原理：1. 岩石体积密度：将已知质量的岩石样品称重，然后根据样品的几何形状计算其体积，最后计算岩石的体积密度。
2. 吸水率：将干燥的岩石样品放入水中浸泡，并定时记录吸水过程中样品的质量变化，最后根据质量变化计算吸水率。
实验步骤：1. 测量样品的质量，并记录为m（g）。
2. 测量样品的几何形状（如长、宽、高），并计算出样品的体积V（cm³）。
3. 计算样品的岩石体积密度ρ（g/cm³），公式为ρ= m / V。
4. 用干燥的样品重量m1（g）并记录。
5. 将样品放入水中浸泡，计时开始。
6. 每隔一段时间（如10分钟）记录一次样品的质量，并持续浸泡一段时间（如1小时）。
7. 计算各个时间点的样品吸水量Δm（g），公式为Δm = m - m1。
8. 计算各个时间点的样品吸水率R（%），公式为R = Δm / m1 ×100%。
实验数据记录：样品质量m = 50g样品体积V = 30cm³第10分钟的吸水量Δm1 = 5g第20分钟的吸水量Δm2 = 7g第30分钟的吸水量Δm3 = 9g第40分钟的吸水量Δm4 = 10g第50分钟的吸水量Δm5 = 11g第60分钟的吸水量Δm6 = 12g数据处理与结果分析：1. 岩石体积密度的计算：岩石体积密度ρ= m / V = 50g / 30cm³= 1.67 g/cm³2. 吸水率的计算：第10分钟的吸水率R1 = Δm1 / m1 ×100% = 5g / 50g ×100% = 10% 第20分钟的吸水率R2 = Δm2 / m1 ×100% = 7g / 50g ×100% = 14% 第30分钟的吸水率R3 = Δm3 / m1 ×100% = 9g / 50g ×100% = 18% 第40分钟的吸水率R4 = Δm4 / m1 ×100% = 10g / 50g ×100% = 20% 第50分钟的吸水率R5 = Δm5 / m1 ×100% = 11g / 50g ×100% = 22% 第60分钟的吸水率R6 = Δm6 / m1 ×100% = 12g / 50g ×100% = 24%实验结论：1. 样品的岩石体积密度为1.67 g/cm³。
油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究
油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究1、油藏开发阶段岩石表面润湿性的测试目的和意义岩石的表面润湿性指的是油藏开发阶段岩石中原油与水分及酸液之间的相互作用，而岩石表面润湿性对原油开采过程中产生的各种现象也会产生较大影响。
因此对岩石表面润湿性进行监测是非常重要的，在实际应用时，要从以下几个方面入手：一是油藏开发阶段岩石表面润湿性在油藏开发中的变化情况；二是油藏开发阶段岩石表面润湿性与原油流动特征之间的关系；三是油藏开发阶段岩石表面润湿性的污染机理；四是可能引起岩石表面润湿性变化的相关因素。
2、岩石表面润湿性的测试装置水槽和试油管2.1试油管由内径为160mm的硬聚氯乙烯塑料管（ 1.6米）和支架构成。
通过向试油管中注入适量水（称之为试油管液），记录其内外表面所形成的水膜面积（单位m2）和破坏时间（称之为试油管损），通过公式：试油管损=(实际接触面积（ m2）-实际破坏面积（ m2）)×100/(实际接触面积( m2)-1)，即可得出试油管表面润湿性，并根据这一数值估算出地层水沿试油管的润湿运移能力。
2.2水槽它主要有底座、上口盖、两端、侧壁等部分组成。
将不同质量分数的（一般为30%）的水倒入水槽后，静止沉降4～6小时后取出观察其上表面水膜的厚度。
实验结果表明，水越清，粘滞性越强，则所形成的水膜越薄，且运移时间越短，说明岩石表面润湿性越好。
3、岩石表面润湿性控制技术3.1利用岩心样品来评价岩石表面润湿性3.1.1方法一首先需要选取一些较为典型的砂岩或者是页岩作为试件，将岩心切成薄片，然后再放入相应的润湿剂中浸泡，使其完全浸入润湿剂中，以改善岩石表面润湿性。
2.2水槽它主要有底座、上口盖、两端、侧壁等部分组成。
将不同质量分数的（一般为30%）的水倒入水槽后，静止沉降4～6小时后取出观察其上表面水膜的厚度。
试验结果表明，水越清，粘滞性越强，则所形成的水膜越薄，且运移时间越短，说明岩石表面润湿性越好。
用亚甲基蓝吸附法测量油层岩石的润湿性
用亚甲基蓝吸附法测量油层岩石的润湿性用亚甲基蓝吸附法测量油层岩石的润湿性摘要：储层岩石润湿性影响油、水在储层中的分布，对原油开采过程均具有至关重要的作用。
测量储层岩石润湿性的标准方法（Amott and USBM法）属于经验方法，包括在润湿相和非润湿相共存时让油、水两相相互驱替。
测量结果可能与流体的饱和度和实验过程有关，而产生某些不确定性。
本文提出根据亚甲基蓝在储层岩石表面的吸附面积分数，测量固体表面的润湿性。
该法具有一定的理依据，测量结果不受流体的饱和度和实验过程的影响。
关键词：储层岩石润湿性亚甲基蓝吸附一、前言储层润湿性表示油、水两相流体对固体表面粘附或铺展趋势的相对大小，如果油在储层岩石表面粘附或铺展趋势比水大，则为亲油；反之则为亲水。
储层润湿性决定了油、水在储层中的分布，对毛管压力和油、水的相渗透率具有重要影响，在储层评价、动态分析和制定开发方案中是一重要的物性参数[1，2]。
研究储层润湿性主要有接触角法 [3]、润湿指数法[1]和油滴粘附法[4]。
还有选择性吸附等方法[5-74] ，似未引起研究者足够的重视。
接触角法适合于平滑的单晶的矿物表面，有可靠的热力学依据，但不确定性因素太多，受润湿滞后等因素的影响。
润湿指数法根据油、水在储层岩石中相互驱替能力的差异，归纳出的各种润湿性指数来量度储层的润湿性，具有较好的重现性和对比性而广为应用，但属于经验方法，难以在理论上加以发展。
油滴粘附法和接触角法类似，仅适合于平滑的矿物表面和有一定的理论依据，不受润湿滞后等因素的影响，比接触角法简便易行，可用著名的DLVO理论加以说明[8，9]。
在选择性吸附法方面，Torske Lisa和 Skauge Arne[5]基于正庚醇仅吸附于亲油性固体粉末表面，亚甲基蓝仅吸附于亲水性固体粉末表面，而且均服从Langmuir单分子吸附规律，提出根据它们各自在固体表面的吸附面积测量固体表面的润湿性。
Trbelsi [6]将其简化为测量固体表面与原油接触后正庚醇吸附面积的变化，测量固体表面的润湿性。
岩石润湿性测定
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：Dhtg22=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。
岩石力学实验-煤和岩石吸水性测定实验
实验八、岩石吸水性测定一、实验目的煤和岩石吸水率分为强制吸水率和自然吸水率，煤和岩石自然吸水率是指煤和岩石在标准大气压力和室温条件下吸入水的质量与试件固体质量的比值，煤和岩石强制吸水率是指煤和岩石在强制状态下最大吸入水的质量与试件固体质量的比值。
通过本实验，要了解煤（岩石）自然吸水率测试程序及测试仪器设备，掌握煤（岩石）自然吸水率测试过程及计算方法。
二、实验仪器及工具1、干燥器2、天平3、水盆三、实验原理实验的自然吸水率应按照下式计算：−1)×100%ωz=(M1M式中ωz—煤或岩石的自然吸水率；M—试件烘干后的质量，g；M1—试件自然饱和吸水后的质量，g。
四、实验步骤自然吸水率的测定（1）将试件放在105~110°C的烘箱中干燥24h，取出试件，放在干燥器中冷却至室温，称重得M。
（2）在盛水容器中放置几根直径相同的玻璃棒，每根玻璃棒间距1~2cm，将岩块架在玻璃棒上，每个试件间距1~2cm。
（3）向容器中注水至试件的四分之一高度，以后每隔2h注水一次，每次注水量为使容器液面升高数值等于试件高度的四分之一，直至最后液面高出试件1~2cm为止。
（4）24h后将试件取出，用湿毛巾擦去表面水分，第一次称重。
称重后仍放回盛水容器中，以后每隔24h称重一次，直至前后两次质量差不超过0.01g为止。
最后一次的称重即为试件吸水后的质量M1。
五、实验现象及数据记录六、实验结果及数据分析将实验数据带入上述公式得：−1)×100%ωz=(M1M=1.56%即所测试件的自然饱和吸水率为1.56%。
七、心得体会通过本次实验，我学会了如何测定煤和岩石的含水率，并对所得数据进行处理，且了解到自然吸水率与强制吸水率的不同之处。
煤岩物理性质的研究对于井下环境的判断有重大影响，做好基础研究是矿山安全的重要保障。
岩石前三个实验报告
岩石天然含水率、吸水率及饱和吸水率试验一、试验目的通过测定岩石天然含水率、吸水率及饱和吸水率，了解岩石的水理性质，并可计算得到饱水系数，判断岩石中大、小开孔隙的相对比例关系。
二、试验原理1.天然含水率是指天然条件下岩石自身所含有的水的质量与试样固体质量比的百分数。
2.岩石吸水率是指烘干试样在大气压和室温条件下，岩石吸水量与试样固体质量比的百分数。
3.岩石饱和吸水率试验是指试样在强制状态下，岩石吸水量与试样固体质量比的百分数。
三、试验方法岩石天然含水率试验采用烘干法，岩石吸水率采用自由浸水法测定，岩石饱和吸水率采用煮沸法或真空抽气法测定。
对于天然含水率的试件应采取保水措施，在采取运输储存和制备过程中含水率的变化不应超过1%，每个试件的尺寸应大于组成岩石最大颗粒的10倍，每个试件的质量不得小于40g，每组试验试件的数量不宜少于5个。
对于吸水率试验每组试验试件的数量不得少于3个。
四、仪器设备1.钻石机、切石机、磨石机、砂轮机等；2.烘箱和干燥器；3.天平，精度0.01g；4.真空抽气设备等。
五、操作步骤1. 岩石天然含水率试验（1）在天然状态下制备试样，并对试验进行描述包括：岩石名称、颜色、矿物成分、结构风化程度、胶结物性质等。
（2）天然试样称重后，置于烘箱内，在105-110℃的恒温下烘24小时，取出放入干燥器内冷却至室温后称量。
（3）重复（2）程序，直到将试样烘干至恒量为止，即相邻24小时两次称量之差不超过后一次称量的0.1%。
2. 吸水率及饱和吸水率试验（1）将烘干称重后的试样逐步浸水，首先淹没试样高度的1/4，然后每隔两小时升高水面至试样的1/2和3/4处，六小时后全部浸没试样。
（2）试样在水下自由吸水48小时，取出后擦去表面水分，称重。
（3）用沸煮法或真空抽气法对试样进行强制饱和。
（4）当采用煮沸法饱和试件时，煮沸容器内的水面应始终高于试件，煮沸时间不得少于6小时。
经煮沸的试件，应放置在原容器中冷却至室温取出，并沾去表面水分称量。
油层物理-岩石润湿性测定实验
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：2tan=2hD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=e gdHρσ∆ 12=ρρρ∆- S =snn ed d 式中 σ—界面张力，mN/m ；1ρ、2ρ—待测两相流体的密度，g/cm 3；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10e nd 高度处液滴的直径，cm ；n S —液滴10e nd 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、实验流程图3 接触角测定仪四、实验操作步骤1.打开接线板的电源开关。
2.顺时针旋转仪器后面的光源旋钮，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。
油气藏动态分析：-储层岩石润湿性分析
三、油水在岩石孔道中的分布
亲油岩石：
油水分布：水从大孔道进入小孔 道，油以油膜形式存在。 水驱油：孔道中留下大量的残余 油，水驱采收率较低。
1.2.4储层岩石润湿性分析
谢谢欣赏
1.2.4储层岩石润湿性分析
1.2.4储层岩石润湿性分析
【学习目标】
1.掌握润湿性的定义及储层岩石润湿性的判断 方法；
2.了解影响储层岩石润湿性的因素； 3.会判断、分析岩石的润湿性。
1.2.4储层岩石润湿性分析
润湿性：当固体表面存在不相溶流体时，某相流体优先附着到固体表面 的趋势。
1.2.4储层岩石润湿性分析
亲油岩石
油不容易驱替，水利用率低， 无水采收率低。
大庆油田储层岩石润湿性与渗透率有一定的关系:空气渗透率小于300毫达西的 油层一般是偏亲水的;渗透率大于1200毫达西的油层,一般是偏亲油的。
1.2.4储层岩石润湿性分析
三、油水在岩石孔道中的分布
亲水岩石：
a图：油呈迂回状连续分布 在孔隙中间。
b图：油水共存。 c图：油呈“孤滴状”。
定 义 ： 过气液固或液液固三相交点对液滴表面作切线,切线与液固表面的夹角即为 润湿接触角θ。
1.2.4储层岩石润湿性分析
一、储层表面的原始润湿性
2. 润湿接触角θ
润湿性：亲水、亲油和中性
1.2.4储层岩石润湿性分析
二、注水过程中润湿性的转化
亲水岩石
水与岩石内壁可接触， 驱替效果好，无水采收率高。
一、储层表面的原始润湿性
1. 润湿性
润湿性：指油藏未开发前或者注水开发过程中,注入水到达之前的润湿性。
润 湿 ： 自由界面能存在于任何两相的界面上,在固-液界面上的界面能是以润湿作 用体现出来的。液、固两相接触后,若体系的自由能降低,即为润湿。
中国石油大学(华东)+++岩石润湿性地测定
中国石油大学油层物理实验报告实验日期： 2013/10/11 成绩：班级： 石工 学号： ： 教师： 俨彬同组者：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．了解界面力的测定原理及方法； 3．加深对岩石润湿性、界面力的认识。
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：Dhtg22=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-液之间的界面力，测量围为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，利用下式计算界面力：， 21ρρρ-=Δ ， esn n d d S =式中，σ—界面力，mN/m ；21ρρ、—待测两相流体的密度，g/cm 3；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 悬滴法测界面力示意图2e gd Hρσ∆=三．实验仪器图3 HARKE-SPCA接触角测定仪四．实验步骤1．将直流电源的插头一端插入接线板另一端插入仪器后面的电源插座。
2．将通讯线连接主机与计算机COM2通讯口。
4班 五组 岩石润湿性评价
定性测定方法------Wilhelmy
动力板法
该方法测得的是粘附力，可将这种力直接与油层其它离作比 较，使油藏润湿性以力的形式反映出来。实验测中用地层油代表 油相，地层水代表水相，用模拟矿物片代表固相，测量矿物片通 过油水界面时的前进粘附力和后退粘附力。两者之和大于零者为 水，小于零者为亲油，二者符号相反为混合润湿性。通过粘附力 和界面张力求得接触角，非常适合于接触角滞后情形的研究。通 过动力板法可以证实在一个平的、均相的、干净的表面只存在在 一个接触角，它是测定小接触角的最可靠的方法. 阿莫科公司推荐将此法、Amott 法和相对渗透率曲线法并 列为主要的三种常规方法，用于岩心润湿性的综合鉴定，使润湿 性测得的结果更客观、更真实。
定量测定方法------自吸法
测量参数：Wr=W/Wsww Wr为相对拟吮吸功，无量纲； W 为自吸后拟毛管压力曲线的下包面积； Wsww为强水湿样品自吸后拟毛管压力曲线的下包面积。
测试特点：过程简单，周期短，仅适用于强水湿到中性润湿岩样，需 要强水湿参考样品，边界明确，对强水湿样品敏感，不推荐使用。
结论
(2 ) 定性方法的评价
①Wilhelmy 动力板法将润湿性以力的形式用于油藏中，它适用于 研究接触角滞后时的情形。 ② 相对渗透率法是许多润湿性定性测量方法的基础，因而常被使 用。
(3)现场测定法的评价
润湿性
中国石油大学 渗流物理 实验报告实验日期:成绩:班级: 学号: 姓名:教师:同组者: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 htg22=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， esn n d d S =式中，σ—界面张力，mN/m ；2egd Hρσ∆=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； ed —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 n10高度处液滴的直径，cm ；n S —液滴e d n10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。
岩石润湿性的核磁共振表征方法与初步实验结果
岩石润湿性的核磁共振表征方法与初步实验结果梁灿; 肖立志; 周灿灿; 郭龙; 胡法龙; 廖广志; 宋先知; 戈革【期刊名称】《《地球物理学报》》【年(卷),期】2019(062)011【总页数】10页(P4472-4481)【关键词】储层岩石; 润湿性; 核磁共振; T1-T2二维弛豫谱; T1/T2比值【作者】梁灿; 肖立志; 周灿灿; 郭龙; 胡法龙; 廖广志; 宋先知; 戈革【作者单位】油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学(北京) 北京 102249; 常州工学院土木建筑工程学院江苏常州 213000; Harvard SEAS-CUPB Joint Lab.on Petroleum Science Cambridge MA 02138 USA; 中国石油勘探开发研究院北京 100083; 中国科学院深圳先进技术研究院广东深圳 518000【正文语种】中文【中图分类】P6310 引言油藏岩石润湿性是岩石物理必须面对的重要特征之一，它影响孔隙流体分布状态，决定岩石微观驱替效率，制约采收率方案的制定和实施，对渗透率、饱和度等参数评价具有重要作用(Anderson,1986a; Anderson,1987a；Meng et al.，2018；Zaeri et al.，2018).随着石油勘探领域的不断扩大，发现的油湿储层越来越多，该类储层的岩石物理响应规律和解释方法与常规水湿储层大相径庭.因此，研究储层岩石润湿性识别和评价的新方法，为井下储层润湿性连续性判别及不同润湿性储层的测井解释建模打下基础，是非常紧迫的科学技术问题.目前，实验室确定润湿性的常用方法：自吸法(Amott)和离心法(USBM)无法为测井技术所用.而低场核磁共振(NMR)技术适用于实验室岩心分析和井下测量，能够提供孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等岩石物理参数以及观测流体分布状态(Song，2013)，是复杂油气藏储层评价的重要手段之一.人们常用核磁共振T2谱反映亲水岩石孔径分布，但当岩石润湿性改变，基于流体相对于岩石孔隙表面位置的核磁共振响应将发生变化(赵培强等，2016；冯程等，2017；Wang et al.，2018，2019).Brown和Fatt(1956)发现多孔介质中水的纵向弛豫速率1/T1随着亲油砂粒比例的增加而线性减小.Borgia等(1991，1992)、Hsu等(1992)、Hirasaki等(2000)等通过测量天然岩石的T1弛豫，提供定性的润湿性信息.后来，人们逐渐采用快速测量得到的横向弛豫T2对油藏岩心进行润湿性表征.Howard(1998)将饱和水的弛豫移动与含水饱和度和润湿性建立联系，Fleury和Deflandre(2003)基于亲油或亲水表面积定义了NMR润湿性指数；但是这两种方法需要油、水的T2弛豫完全分离.Guan 等(2002)、Al-Mahrooqi等(2006)、Johannesen等(2006)根据大量岩心实验，相继提出了NMR润湿性指数的经验公式，却受地区经验限制.Looyestijn和Hofman(Looyestijn and Hofman, 2006; Looyestijn，2008)假设储层含水饱和度和润湿性均是孔隙半径的函数，建立了核磁共振T2弛豫表征储层润湿性的正演模型，但是该方法的准确性需要强大的实验室数据库支撑.随着二维核磁共振的出现和发展，扩散-弛豫(D-T2)图谱成为解释储层流体类型的有力工具，Chen等(2006)、Minh等(2015)利用受限扩散模型和D-T2分布建立了岩石润湿性评价方法，但是在具有极短弛豫组分信息的致密砂岩中进行应用时，往往存在局限性.由此可知，充分发挥弛豫信息进行润湿性评价依然是核磁共振润湿性研究的一个重要方向.本文是岩石润湿性系列探索的初步结果，根据多孔介质孔隙表面二维扩散模型，推导了孔隙表面与流体分子相互作用强度与T1/T2比值的关系，然后采用一阶近似的方法模拟孔隙表面流体分子的扩散，获得吸附层分子的核磁共振弛豫特征，最后选取玻璃珠和油藏岩石进行实验验证，尝试建立岩石润湿性的核磁共振T1-T2表征方法.1 理论基础在快扩散范围内，均匀磁场条件下，孔隙介质中流体的核磁共振纵向弛豫T1和横向弛豫T2通常是由体弛豫和表面弛豫构成(Kleinberg and Horsfield, 1990)(1)其中，S/V是孔隙比表面积，ρ是与孔隙介质属性相关的表面弛豫率.由于润湿这种现象的存在，在固-液接触面特定区域范围内，流体分子运动的速度要慢于自由流体状态，也就是1/T1,2bulk≪1/T1,2surf，此时，体弛豫项能够忽略不计，弛豫行为主要是表面弛豫的贡献.因此，一般情况下，只有润湿相流体才存在表面弛豫机制.然而，为了研究固体颗粒表面流体分子的动力学特征，常用的界面模型不再适用，需要一个新模型对表面弛豫行为进行定义.因此，J Korb团队提出有限表面二维扩散模型(Korb et al., 1999，2003，2009; Korb，2011)，认为表面弛豫行为是流体分子在固体表面吸附过程中的受限扩散运动，如图1a所示.一部分流体分子吸附于骨架表面，进行表面扩散运动；另一部分流体分子离开颗粒表面，返回体相流体中.这两个过程同时发生，动态平衡.这个模型产生两个相关时间：平动扩散相关时间τm和表面停留相关时间τs，表征固体表面分子动力学特征.τm与单个分子在吸附表面“跳跃”频率有关；τs描述吸附分子与体相流体之间的交换.模型定义A=τs/τm为吸附指数，表征孔隙表面流体分子的平均表面停留时间，反映在固体表面进行扩散的时间和能量.A越大，描述“吸附”作用越强；A越小，表示“解吸”作用.图1b描述了在硅质颗粒表面，流体分子的能量交换以及两个相关时间的分子属性.SiO2矿物颗粒有极强的亲水性，通过Si原子或顺磁性离子携带的H核，与水的H核相互作用形成吸附层.吸附是分子的物理或化学作用，润湿性是宏观现象.因此，吸附指数A也可以称作润湿性指数.根据此模型和相应的约束条件(Korb et al.，2003)，可以得到(2)其中，α是与流体分子的比表面Ns/N，顺磁性离子的表面密度σS，以及氢核-电子相互作用距离δ有关的函数.Godefroy等(2001)推导了上述模型的谱密度函数：(3)JL表示谱密度函数，那么，纵向弛豫速率和横向弛豫速率分别表示为(McDonald et al.，2005)ћ2S(S+1)[(ωI-ωS)+3(ωI)+6(ωI+ωS)],(4)(5)其中，γI、γS(γS=658.21γI)分别是氢核和电子的旋磁比，ћ是普朗克常量，S表示电子自旋，ωI、ωS分别是氢核和电子的频率，ωS=658.21ωI.将上述两个式子相除，并代入A=τs/τm，可以得到：图1 (a) 吸附在孔隙表面的流体分子运动的示意图; (b) 描述硅质表面吸附水分子和体相水分子之间的能量交换体相流体分子吸附到孔隙表面进行扩散运动，τm决定了其运动的时间和能量，在经历τs时间后回到体相流体中.Fig.1 (a) Schematic of the two-dimensional diffusion of water molecules on the solid-liquid pore surface interface；(b) Schematic diagram of the limited energy exchange between the proton species of water and bulk water on a silica surface(6)低磁场范围内，体弛豫与频率无关(Mitchell et al.，2013)，而且通常流体体弛豫远大于表面弛豫，因此，T1/T2比值近似表面弛豫的比值，与两个相关时间有关，如公式(6)所示.一定频率条件下，润湿性指数A增大，T1/T2比值增大，如图2a；当吸附或润湿程度A相同，磁场频率f增加，T1/T2随之增加，见图2b.由此说明，T1/T2比值与磁场频率、润湿程度呈正相关.如果确定某个磁场频率，T1/T2比值就能评价固液表面的润湿强度，从而能够指示孔隙亲水或者疏水(亲油)的性质.通常，T1/T2比值通过T1-T2二维核磁共振实验获得，因此可以建立二维弛豫谱表征孔隙介质润湿性的方法.实验室采用IR-CPMG(Inverse Recovery Carr-Purcell-Meiboom-Gill)脉冲序列：[180°-τ1-90°]- [τ2/2-180°-τ2-180°-回波]n采集核磁共振回波串信号，通过反演获得T1-T2二维弛豫图谱.其中，第一部分(第一个括号)用来编辑T1弛豫，第二部分(第二个括号)编辑T2弛豫，τ1为等待时间，τ2为回波间隔，n是回波个数(Song et al.，2002).图2 T1/T2比值与(a)ωIτm (b)A 的相关关系Fig.2 Relationship between the ratio T1/T2 and (a) ωIτm (b) A, respectively2 正演模拟采用一阶近似的方法模拟扩散方程，可以直接计算一段时间空间内的磁化矢量平均值，获得核磁共振二维弛豫谱，展示表面润湿性对弛豫图谱的影响.基于有限表面二维扩散模型，将孔隙表面流体分成两种：一种是表面流体，另一种是体相流体.它们各自具有核磁共振衰减曲线，和各自的T1，T2弛豫特征.表面流体的T1，T2由于顺磁性离子的影响，明显小于体相.前文已经指出，这两种流体之间存在交换，因此孔隙表面流体的扩散现象可以由图3进行描述，Db是体相扩散系数，Deff是表面扩散系数.一定数目的氢核随机吸附在固体颗粒表面，它们以时间间隔τm扩散或运动到下一个新的表面位置；经历一段表面停留时间τs后，这些氢核离开颗粒表面回到体相流体中.这种运动一直是动态平衡的.氢核分子交换取决于这两个相关时间，而两个相关时间取决于壁面吸附能和温度(Godefroy et al.，2001).图3 孔隙表面粒子交换过程中各位置的扩散系数分布Fig.3 Diffusion coefficient in each site in exchange process on the pore surfaces孔隙表面的扩散系数都带有方向性，每个方向的扩散系数不同.在体相中的扩散系数是各方向同性的.首先讨论随机过程中的扩散过程.设想粒子在一维空间上作连续随机运动(布朗运动)，这种运动并不受其他维度空间的影响.根据爱因斯坦一维扩散公式的推导，某时刻t某位置x的粒子浓度u可以表示为(7)将所有粒子在下一时刻到达x处的概率密度进行积分，即可得到x处下一时刻的粒子浓度变化量.这里y为积分变量，与坐标轴无关，有：=(8)根据上述推导可知，一阶近似模拟扩散的方法即将相邻格子内的粒子以u(x,t)×0.5×σ2的浓度进行相互交换，交换时的扩散系数定义为D(x,t)=0.5×σ2/Δt (μm2/μs)(Einstein，1905).那么，表面处和体相中粒子的扩散系数在进行模拟时分别取为(9)(10)(11)其中，Δx ≈σ为粒子游走步长的距离，Δt为体相中的模拟时间步长.由于吸附作用，灰色相邻格子粒子相互交换的扩散系数为Deff，时间步长是Δτm；白色相邻格子粒子相互交换的扩散系数为Db；灰色与白色格子间的扩散系数是Ds，时间步长是Δτs.下面模拟每个格子的粒子采用IR-CPMG方法进行核磁共振采集时磁化矢量发生的变化.在初始时刻(t=0)，灰色和白色格子内的单位浓度磁化矢量为Mz=Mmax, Mxy=0,(12)其中，外加静磁场B0平行于正z轴方向，Mz表示平行于B0的磁化矢量，Mxy表示垂直于B0、在xy平面上的磁化矢量，Mmax表示初始最大的磁化矢量.第一个180°脉冲使磁化矢量从正z轴方向扳转到负z轴方向，Mz=-Mmax.注意，此处涉及的x,y,z坐标系统与图3不同.在[t，t+Δt]时间内，考虑到Δt足够小，一阶近似认为ΔM/Δt=dM/dt，Mz按照如下方式演化(Bloch，1946)：Mz(t+Δt)=Mz(t)+(Mmax-Mz(t))Δt/T1,(13)其中，假设吸附层内不考虑交换的情况下粒子具有较小的T2(小于体相的T2)，且这个T2可以被指定或测量得到.在灰色格子内吸附层的T1由公式(6)计算得到；在白色格子内的T1和T2与流体体相的T1和T2完全一致.假设Δt足够小，则可以用一阶的近似方法模拟扩散对磁化矢量的影响.在此处，纵向弛豫时间受到磁场不均匀影响很小，可以忽略.格子内的平均纵向磁化矢量和粒子的密度变化一致(粒子的磁化矢量叠加的结果)，则相邻格子间的磁化矢量演化过程可以写为Mz(x,t+Δt)=Mz(x,t)+∑Δx(Mz(x+Δx,t)DΔt 2-Mz(x,t)DΔt 2),(14)其中x+Δx为相邻格子的坐标，减法表明坐标为x的格子和x+Δx的格子的磁化矢量发生了部分交换.交换的比例由两个格子之间的扩散系数决定，即D应代入公式(9)—(11)中的一个.公式(13)和(14)模拟一个Δt时间内的演化过程，演化到最后一步在t时刻磁化矢量搬转至平面内进行测量：Mxy=Mz, Mz=0,(15)然后采用CPMG脉冲序列测量横向磁化矢量的衰减过程.在[t，t+Δt]时间内，Mxy 按照如下方式演化(Torrey，1956)：Mxy(t+Δt)=Mxy(t)-Mxy(t)Δt/T2,(16)每Δt时间内扩散对其产生影响主要为其路径Δx上的不均匀性，这里设置一个系数z，表明两个格子间的磁场不均对扩散后的磁化矢量产生的平均影响.则扩散在一阶近似的迭代演化过程为M xy(x,t+Δ t)=M xy(x,t)+∑ΔxZ(M xy(x+Δx,t)DΔ t 2-Mxy(x,t)DΔt2),(17)同样，这里D也为公式(9)—(11)中的一个.公式(16)和(17)在Δt时间内采集一个回波，nΔt时间内采集一个回波串.以上整个过程重复m次(m个不同的τ1)后，记录每一次Δt时间内迭代的平均磁化矢量然后进行反演，则可以得到T1-T2二维谱.在模拟过程中，表面弛豫衰减曲线来自于所有动态交换氢核弛豫的总和.该方法很好地模拟和预测吸附在孔隙表面流体分子的核磁共振弛豫特征.结果如图4所示，吸附在孔隙表面的水分子T1/T2值明显大于体相水的T1/T2，表明利用核磁共振二维弛豫图谱可以区分孔隙介质的润湿相流体.图4 模拟得到的孔隙表面水分子的T1-T2相关图谱Fig.4 Simulated T1-T2 distribution of water molecules on pore surface3 实验与讨论基于理论推导和正演模拟，本文选择由玻璃珠堆积而成的孔隙介质模型和油藏岩心作为被测样品，选择蒸馏水和正十二烷作为孔隙流体进行核磁共振二维弛豫谱表征润湿性的实验研究.核磁共振仪器采用新西兰Magritek公司生产的2 MHz岩心分析仪，二维弛豫图谱测量采用IR-CPMG脉冲序列.3.1 玻璃珠的润湿性研究玻璃珠由二氧化硅构成，是良好的孔隙介质，其接触角、粒径等参数容易获取.本文选择60目(粒径250 μm)玻璃珠进行实验.为去掉杂质对实验的影响，制备亲水玻璃珠：在强酸中浸泡24 h后清洁干燥，接触角约为40°～50°(孟小海等，2012).选择蒸馏水(T2体弛豫等于2.7 s)和十二烷(T2体弛豫等于1 s)为孔隙流体，两者都是低粘度纯流体，自由状态下T1=T2(Jia et al., 2016)，保证流体自身弛豫性质不会影响被测样品的T1-T2图谱分析.经历酸洗的玻璃珠，具有良好的亲水性.因此实验中，水为润湿相流体，油为非润湿相流体.通过图5实验结果的对比可知：随着含油饱和度的增加，T1-T2图谱发生了明显的变化.100%含水条件下，水作为润湿相，具有明显的表面弛豫特征，见图5a，T1-T2分布成长条形展布，说明水与玻璃珠接触面较大，吸附在颗粒表面，不易进行扩散运动，1<T1/T2<2，对角线蓝色点线是T1=T2，红色点线是T1=1.6T2.油水体积各占一半和完全含油条件下，油作为非润湿相，与玻璃珠表面基本不接触，弛豫信号完全表现体弛豫特征T1=T2，如图5(b,c)右上角；而水相在饱和度50%时，与玻璃珠表面仍有一部分接触，信号形态相对图5a有所聚拢，此时水相T1/T2=1.6.由此可知，在亲水玻璃珠孔隙介质中，润湿相流体随着饱和度的变化，T1-T2形态会发生一定变化，但是比值均大于1；而非润湿相流体，表现体弛豫的特征T1=T2.由于轻质油和水扩散系数比较接近，其吸附在固体表面上的分子和未被吸附的分子交换速度很快，在玻璃珠这种连通性很好的孔隙介质中，这两种流体T1/T2比值差异并不是特别大.为进一步研究不同润湿性孔隙介质的核磁共振属性，在此实验基础上采购了两种表面属性完全不同的硅微粉(粒径75 μm)进行核磁共振实验.图6a是油湿硅微粉完全饱和十二烷的弛豫图谱，T2值小于十二烷的体弛豫1s，说明骨架颗粒与十二烷具有表面弛豫作用，T1/T2=2.1；而相同质量的水湿硅微粉100%饱和蒸馏水，孔隙水具有表面弛豫，图6b显示T1/T2=2.5；将等质量不同属性的硅微粉饱和50%蒸馏水和50%十二烷时，弛豫谱出现两个峰(图6c)，左侧信号对应孔隙水，右侧信号是十二烷，他们均与骨架发生了接触，2<T1/T2<3.从三个T1-T2图谱可以发现，孔隙介质饱和润湿相流体表现出明显的表面弛豫作用，T1/T2比值大于1(体弛豫)，而实际T1/T2比值大小与多孔材料性质有关.图5 相同质量饱和不同体积流体的玻璃珠介质T1-T2分布(a) 含水饱和度100%；(b) 含水饱和度50%； (c) 十二烷饱和度100%.Fig.5 T1-T2 maps of the glass-bead porous media with different water saturation(a) Water saturation is 100%； (b) Water saturation is 50%； (c) Dodecane saturation is 100%.3.2 油藏岩石的润湿性研究第一组实验选择已知偏油湿、物性相近的砂岩样品A(孔隙度8.7%，渗透率1.510×10-3μm2)和B(孔隙度8.4%，渗透率0.244×10-3μm2)，进行自吸实验，观察它们核磁共振二维弛豫谱的变化.样品烘干后，A饱和十二烷，B饱和蒸馏水.然后分别将A放置于蒸馏水，B放置于十二烷中自发渗吸.样品A饱和十二烷，如图7a，大孔中的油信号T1/T2=5.2，根据前文推断可知，样品A中十二烷具有表面弛豫作用.将该样品放置于蒸馏水自发吸水两个月，T1-T2图谱出现两个信号峰(图7b)，左下角为水峰，通过孔径的毛管力作用将水吸入小孔隙中，大孔部分对应油峰，两个峰的T1/T2值不同，水峰为1.6，油峰为4.6.自吸水4个月后，图7c展示出水峰信号越来越强，油峰信号变弱，油峰和水峰的T1/T2值明显不同.从三个状态的T1-T2图谱的变化可以看出，样品A孔隙中油相T1/T2值始终大于水相，尽管水峰T1/T2比值达到1.6，但是相对而言，水仍以体弛豫为主，油以表面弛豫为主.样品B饱和水，水相信号沿着T1=T2展布宽.自吸油2个月后，孔隙水被十二烷替换，弛豫谱主峰向右上方移动，信号峰值T1/T2=3.6(图7e).自吸油4个月弛豫图谱(图7f)与图7e相似，对比A、B两块样品相同时间的自吸能力发现，等时间内岩心吸油排水能力较强，这应该是由岩心的亲油性决定的.因此，从以上两个亲油岩石的自吸实验可知，十二烷作为润湿相流体表现表面弛豫作用，T1/T2远大于孔隙水的T1/T2.基于以上实验结果，第二组实验选取水湿的砂岩GS(孔隙度14.8%，渗透率64.60×10-3μm2)进行驱替实验.为了便于讨论样品不同饱和度状态的T1-T2图谱变化，同时测量了扩散-弛豫(D-T2)图谱，通过扩散系数差异区分油、水信号(Hürlimann et al., 2003).采用Amott方法测量了样品的润湿性指数.实验流体选择盐水(矿化度8000 mg·L-1)和原油(密度0.7 g·cm-3 @ 29 ℃).样品GS在完全饱和水状态下，如图8(a,d)，D-T2图谱显示水信号接近水固有扩散系数线，孔隙水的T1/T2比值大于1.6；残余油状态时，油水共存，水信号位于水扩散线，油信号位于油扩散线，油水信号连在一起，但以大孔水为主，如图8b，此时孔隙流体(油水信号总和)主峰位于T1/T2=2(图8e)；油驱至束缚水状态，如图8(c,f)，孔隙流体以原油为主，此时T1/T2明显减小，向T1=T2移动.对比样品GS三种状态不难发现，孔隙水的T1/T2比值大于孔隙原油，这种现象在Sor状态与Swirr状态对比中更为明显.实验结果显示出，该样品孔隙水和油都具有表面弛豫作用，但是水的润湿作用的特征更为明显，所以预测样品总体应该表现为水湿特征.通过Amott测试，样品GS的Amott相对润湿指数是0.39，与核磁共振二维弛豫谱的分析预测结果一致.说明通过孔隙原油或水信号T1-T2的变化能够用来判断岩样润湿性.图6 相同质量饱和不同流体的两种属性硅微粉介质T1-T2分布(a) 油湿样品完全饱和十二烷； (b) 水湿样品完全饱和度蒸馏水； (c) 水湿和油湿质量各占一半的样品饱和相同体积的蒸馏水和十二烷.Fig.6 T1-T2 maps of silica powder model samples with different water saturation(a) Oil-wet sample saturated with dodecane； (b) Water-wet sample saturated with distilled water； (c) 50% oil-wet silica powders and 50% water-wet silica powders sample saturated with the same volume of distilled water and dodecane.图7 偏油湿砂岩(A)和(B)不同状态的T1-T2谱(a) 饱和油； (b) 自吸水2个月； (c) 自吸水4个月； (d) 饱水水； (e) 自吸油2个月； (f) 自吸油4个月.Fig.7 T1-T2 maps of oil-wet sandstone A and B in different states(a) Saturated with dodecane; (b) Spontaneous imbibition of distilled water for two months; (c) Spontaneous imbibition of distilled water for four months; (d) Saturated with distilled water; (e) Spontaneous imbibition of dodecane for two months; (f) Spontaneous imbibition of dodecane for four months.图8 水湿砂岩GS (Amott润湿性指数0.39)在饱和水(Sw=1.0)(a)(d)、残余油(Sor)(b)(e)和束缚水(Swirr)(c)(f)三种状态下的D-T2, T1-T2图谱Fig.8 D-T2 and T1-T2 maps in saturated with brine state, residual oil state, and irreducible water state of sandstone GSD-T2 maps for sample GS: (a)at Sw state,(b)at Sor state,(c)at Swirr state. T1-T2 maps for sample GS: (d)at Sw state,(e)at Sor state,(f)at Swirr state.4 结论润湿性是反映储层油水分布状况的一个重要特征，对研究油气开采具有重要意义.本文初步结果表明，二维核磁共振弛豫谱对孔隙流体与骨架颗粒表面的接触关系有一定的相关性.通过理论推导、正演模拟及实验验证，得到如下初步结论：(1)孔隙介质中，孔隙表面流体具有更高的T1/T2值；(2)当岩石饱和双相流体时，润湿相流体具有表面弛豫机制，其T1/T2比值高于饱和非润湿相流体；(3)结合扩散-弛豫图谱，能更好的区分孔隙流体T1/T2比值的变化，从而提高对岩石润湿性特征的判别效果.当然，岩石润湿性十分复杂，并受到多重因素的影响.后续研究工作，将在多种影响因素中设计相应的单因素模型，并针对不同的岩性和具体应用目标，进一步探索核磁共振定量表征岩石润湿性的方法(Liang et al., 2019 February和July ). References【相关文献】Al-Mahrooqi S H, Grattoni C A, Muggeridge A H, et al. 2006. Pore-scale modelling of NMR relaxation for the characterization of wettability. Journal of Petroleum Science and Engineering, 52(1): 172-186.Anderson W G. 1986a. Wettability literature survey—Part 1: rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability. Journal of Petroleum Technology, 38(10): 1125-1144.Anderson W G. 1986b. Wettability literature survey—Part 3: the effects of wettability on the electrical properties of porous media. 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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
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
该法适应于小液滴，忽略重力影响，也叫小液滴法。
点击图标，在液体一端点击一下，然后拉向另一端点击，液滴地平线中点有一个小竖线，鼠标移动到地平线中点点击一下，竖向拉向液体的最高点，接触角值自动显示出来。
点击右键将结果保存在图片上。
见图8。
图8
3. 圆环法
圆环法，该方法较上述方法精度准确。
选取此方法图标，按提示在液滴一端点击一下，再在圆环上选择第二点，最后在液滴的另一端点点击一下。
拖动鼠标返回到第一端点点击鼠标，松开后拉向另一端点，接触角自动显示。
点击右键将结果保存在图片上。
见图9。
图9
4. 基线圆环法
打开保存的接触角图像照片，点击方法图标，显示一条水平线，将其移动到液体的底面。
在液体轮廓上点击两点，包括液体外线，点击一下。
接触角值自动显示。
点击右键保存测量值即可。
见图10。
图10
六．数据记录
表1 润湿角数据记录
图片处理方法润湿角/(°)
切线法51.248
高宽法50.438
圆环法51.000
基线圆环法52.915
表2 高宽法测量润湿角数据记录表
测试方法固体
性质
液滴与固体
接触时间/s
液滴高度
h/mm
弦长
D/mm
润湿角/(°)
计算值切线法值
座滴法亲水性 3 7.3 31 50.438 51.248
图1 切线法测量的结果
图2 高宽法投影结果
图3 圆环法投影结果
图4 基线圆环法投影结果高宽法的计算方法：
量得：
h=7.3mm,D=31mm
471.031
3.7222tan =⨯==D h θ 438.50471.0arctan 2==θ°
所以高宽法测得的θ=50.438°
七．思考题
1、影响储层岩石润湿性的因素？
（1） 矿物的组成
储层岩石主要是砂岩和碳酸盐岩，组成储层岩石的主要矿物的表面在洁净的情况 下一般都是亲水的，但亲水程度不同。
（2）流体组成的影响
不同储层的油水的组成有差异，油水之间及油水自身与固体分子间引力不同，界面张力不同，导致不同油藏岩石的润湿性不同。
（3）石油中的极性物质 石油中除含有非极性烃类外，还不同程度的含有极性物质。
石油的极性物质对各种矿物表面都有影响，但程度不同。
（4）矿物表面的粗糙程度
矿物表面的尖棱对三相周界的移动阻力很大，因此在接触角的测定过程中，若有矿物表面不平滑就不能反映岩石的真实润湿性。
（5）岩石的微观结构的影响
会产生混合润湿现象，大小不同的孔道的润湿性不同，小孔隙不含油保持水润湿，大孔隙由于长期和油接触而为油润湿的现象。
（6）活性物质的影响
活性物质可大大降低界面张力，可以改变润湿性，甚至发生润湿反转。
（7)温度的影响
吸附是吸热的，温度升高吸附量降低，对润湿性有影响。
2、岩石润湿性的测量方法及原理是什么？ （1）自吸驱替法
原理：岩心自吸水（或自吸油）后，用水（或油）驱至残余油饱和度（或束缚水饱和度），然后根据润湿指数半定量的判断岩石的润湿性。
（2）自吸吸入法
原理：将已饱和油的岩样放入吸水仪中，测出吸入水量；将已饱和水的岩样放入吸油仪中，测出吸入油量。
若吸入水量大于吸入油量，则岩石亲水。
若吸入水量小于吸入油量，则岩石亲油。
(3）自吸离心法
与自吸驱替法相似。
（4）相对渗透率曲线法
当等渗点对应的湿相饱和度大于50%，岩石亲水；当等渗点对应的湿相饱和度小于50%，岩石亲油。
（5)毛管力曲线下包面积法
用A2、A1分别表示水驱油和二次油驱水毛管力曲线的下包面积，若A1>A2,岩石亲水；反之则亲油。
（6)吊板法
通过吊板法测得岩石的润湿角来判断。
（7）润湿指数和润湿角法
将岩心一分为二，一块饱和油后用气驱，另一块用水驱，测定各自的毛管力曲线，分别求出两条毛管力曲线的阈压，按指标判断岩石润湿性。
八．实验总结
通过此次实验，我了解光学投影法测定岩石润湿角的原理及方法，加深对岩石润湿性的认识。
感觉光学投影法测润湿角比较简单，而且比较准确，用四种方法测得的结果比较相近。
实验操作比较简单，关键是将图像调节清楚，拍照要迅速，数据采集过程中需要仔细小心。
后期处理较简单。
同时也掌握了其他判断岩石润湿性的方法。
在此感谢老师的精彩讲解和悉心指导。