CN109030292A - 一种致密岩石润湿性确定的新方法 - Google Patents

Abstract

非常规油气藏，尤其是致密油气藏的勘探开发已成为近年来石油勘探开发的亮点以及未来石油勘探开发的主战场。润湿性是认识致密油气藏特征的重要参数之一。有效确定岩石润湿性对油藏的采出程度、水窜后的油水比、提高采收率以及剩余油饱和度的研究都有重要意义。本发明公开了一种致密岩石润湿性确定的新方法，克服了传统的自吸法计量不准和很难区分核磁共振油水信号的不足，有效地利用氯化锰屏蔽了水的核磁信号，结合岩石的T2谱曲线及其称重和重量变化特征，准确地获取了自吸水排油量、水驱油量、自吸油排水量和油驱水量，实现了致密岩石润湿性的有效确定。本发明具有现受人为因素影响小、数据可靠性高、简单方便的有益效果。

Description

一种致密岩石润湿性确定的新方法

技术领域

本发明涉及一种致密岩石润湿性确定的新方法，属于油气勘探技术领域。

背景技术

非常规油气，致密油气的勘探开发已成为近年来石油勘探开发的亮点。润湿性是认识致密油气藏特征的重要参数之一，有效确定岩石润湿性对油藏的采出程度、水窜后的油水比、提高采收率以及剩余油饱和度的研究都有重要意义。因此，从20世纪30年代开始，众学者开展了大量针对油藏润湿性的研究，在分析水-油-岩石体系相互作用关系的基础上，形成了多种评价润湿性的方法，目前实验室判断岩石的润湿性常采用以下几种方法。

(1)Amott自吸法是依据岩石、水、油三者之间的界面能差异，一种液体较另一种液体更容易润湿岩石表面，并可以自发的从岩石表面排替另一种液体。该方法主要包括五个步骤：饱和岩样、自吸水排油、水驱油、自吸油排水和油驱水，通过比较岩样在残余油(束缚水)状态下，毛管自吸油(自吸水)的数量计算相对润湿指数，根据相对润湿指数的分布区间判断润湿性。

(2)USBM法是依据润湿相与非润湿相在离心力的作用下发生驱替置换时，润湿相驱替非润湿相所需的能量比非润湿相驱替润湿相要低。通过离心机交替进行水驱油和油驱水，得到毛管压力曲线，而不同毛管压力曲线下所围的面积代表不同驱替方式做的功，用油驱水面积与水驱油面积之比的对数数值来度量润湿性。

(3)自动渗吸法主要是依据自吸速度与自吸量的关系，由于在自动渗吸过程中毛管压力是动力，而自吸曲线下的面积与相应的自动渗吸表面自由能的下降的驱替功密切相关，通过标定自吸曲线可以获取拟自吸毛管压力，以该曲线下的相对面积为基础而得到润湿指数。

(4)Amott-USBM组合法是由USBM法和Amott法组合改进而来，可同时获取USBM润湿指数和Amott比值。它包括六个步骤：岩心饱和水、油驱水至束缚水状态、岩心自吸水、用水驱油、岩心自吸油、油驱水，水驱油和油驱水曲线下的面积用于计算USBM指数，而自动渗吸和总的水驱和油驱体积计算Amott指数。

(5)核磁共振法依据流体与固体间的分子间作用力不同，润湿相表面比非润湿相表面有更强的作用力，会大幅降低分散系数，所以，流体在润湿相表面的张弛速率大于非润湿相的张弛速率，通过张弛速率的大小可以判断岩样的润湿性。另一种采用核磁共振判断润湿性的方法是2D核磁共振法,它主要依据油和水的扩散系数不同,利用油峰和水峰在D-T2曲线上的位置不同，有效的区分油水信号，从而准确的判断岩样的润湿性。

但是，现有的技术存在以下不足：

(1)致密储层岩石孔隙度较小，孔隙空间比常规储层要小，传统的计量装置无法准确的计量岩样的产水量与产油量。

(2)致密储层岩石孔喉半径小，在离心过程中需要较大的离心力，因此在采用USBM法和Amott-USBM组合法时需要较大转速的离心机，而传统的离心装置无法满足如此高的转速。

(3)自吸法判断润湿性时，在自吸水排油和自吸油排水过程中，排出的液体易吸附在自吸管壁，使得最终的自吸管上的读数与实际出液量相差较大，导致解释结果与实际不符。

(4)二维核磁共振法虽然可以准确的识别油水信号，但其原理和计算过程十分繁琐且对设备要求高。

发明内容

针对上述问题和不足，本发明所要解决的技术问题是：提供一种润湿性确定的新方法。

为了解决上述问题，本发明采用了以下的技术方案。

一种致密岩石润湿性确定的新方法，其特征在于，按以下步骤进行：

S1、按国家标准GB/T 29172-2012测量样品的孔隙度，同时测量样品的长度、直径和质量，分别记为φ_He、L、D和m₀；将样品抽真空，并使用MnCl₂溶液对样品进行饱和处理，待饱和完成后将岩样称重，其质量记为m₁；将饱和后的样品装入岩心夹持器中，并连接驱替流程，用老化用油驱替样品至束缚水状态；将驱替后的样品浸没在老化用油中，在地层温度下老化恢复不少于10天；

S2、将完成老化的样品装入岩心夹持器中，用实验油替换老化用油，所选取的驱替压差记为Δp₀；待驱替完成后卸载内压和围压，并将样品取出擦去表面油后称重，质量记为m₂；打开核磁共振仪，设定核磁共振仪的参数，用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S3、将驱替完成后的样品放入吸水仪中，并在吸水仪中注入一定量的MnCl₂溶液，进行自吸水排油，在实验初期加密记录自吸水排油量，当吸水排油量连续24小时稳定不变时结束自吸水排油，记录自吸水排油量V_o1，将样品取出擦去表面水后称重，质量记为m₃，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S4、将经步骤S3处理完成的样品放入岩心夹持器中，并在夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用MnCl₂水溶液进行水驱油实验，所选驱替压差记为Δp₁；在实验初期加密记录水驱油量，随着出油量的降低，逐渐延长记录的时间间隔；当驱至含水率达到99.95％时，记录水驱排油量V_o2；数据记录完成后卸载内压和围压，将样品取出除去表面水后称重，记为m₄，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S5、将经步骤S4驱替完成后的样品放入吸油仪中，并在吸油仪中装入实验用油，进行自吸油排水，在实验初期加密记录自吸油排水量，当吸油排水量连续24小时稳定不变时，结束自吸油排水，记录自吸油排水量V_w1，取出样品称重，记为m₅，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S6、将经步骤S5处理完成的样品放入岩心夹持器中，并在夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用实验用油进行油驱水实验，选取的驱替压差记为Δp₂，当驱至含油率达到99.95％时，记录油驱排水量V_w2，待数据记录完成后卸载内压和围压，将样品取出除去表面油后称重，记为m₆，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S7、润湿性判定：

(A)当样品饱和完成后根据式(1)、式(2)判定岩样的饱和程度：

根据称重法计算样品的有效孔隙体积与有效孔隙度：

式中：

V_peff-岩样的有效孔隙体积，cm³；

ρ_w-饱和水的密度，g/cm³；

φ_p-岩石的有效孔隙度，小数；

V-岩石的总体积，cm³；

当获取的孔隙度与气体法获取的孔隙度满足式(2)时，判定样品抽真空饱和达到要求；若不满足式(2)，则判定岩样抽真空饱和没有达到要求，则需重新饱和岩样，直到满足式(2)

式中：

φ_He-孔隙度，％；

(B)当步骤S3完成后可根据式(3)、式(4)、式(4)、式(5)、式(6)和式(7)验证核磁共振仪的参数设置：

根据物质平衡方程计算自吸水量ΔV：

其中，V_o1＝V_o-ΔV_o

V_w1＝V_w+ΔV_w

式中：

V_o-自吸水排油前样品中的含油量，mL；

V_w-自吸水排油前样品中的含水量，mL；

V_o1-自吸水排油后样品中的含油量，mL；

V_w1-自吸水排油后样品中的含水量，mL；

ΔV-自吸水排油量，mL；

ρ_o-原油的密度，g/cm³；

ρ_w-水的密度，g/cm³；

式中：

φ_NRM-核磁孔隙度，％；

ΔS_w1-自吸水排油过程中油饱和度变化值，小数；

V_NRMpeff-核磁法获取的有效孔隙体积，cm³；

D-岩心的直径，cm；

L-岩心的长度，cm；

V-岩石的总体积，cm³；

A₁-自吸水排油前T2谱曲线对应的面积，小数；

A₂-自吸水排油后T2谱曲线对应的面积，小数；

当核磁法孔隙度与按行业标准获取的孔隙度满足式(7)时，判定核磁共振仪的参数设置满足要求；若不满足式(7)，则判定核磁共振仪的参数设置没有达到要求，须重新设定核磁共振仪的参数，直到满足式(7)

式中：

φ_He-孔隙度，％；

(C)根据式(8)、式(9)、式(10)、式(11)、式(12)计算饱和度：

(a)根据式(8)计算水驱油过程中的可动流体饱和度：

式中：

A₂-自吸水排油后T2谱曲线对应的面积，小数；

A₃-水驱油T2谱曲线对应的面积，小数；

ΔS_w2-水驱油过程中油的饱和度变化值，小数；

(b)根据式(9)计算油驱水过程中的可动流体饱和度：

式中：

A₄-油驱水T2谱曲线对应的面积，小数；

A₆-自吸油排水前T2谱曲线对应的面积，小数；

ΔS_w3-油驱水过程中油的饱和度变化值，小数；

(c)根据式(10)至式(12)计算岩样总的可动流体饱和度

S_w1＝ΔS_w1+ΔS_w2 (10)

S_w2＝ΔS_w3+ΔS_w4 (11)

式中：

S_w1-自吸水排油、水驱油两个过程所反映的可动流体饱和度，小数；

S_w2-自吸油排水、油驱水两个过程所反映的可动流体饱和度，小数；

A₅-自吸油排水前T2谱曲线对应的面积，小数；

(C)根据式(13)、式(14)、式(15)计算样品的相对润湿指数，并结合行业标准中规定的相对润湿指数的范围判断岩样的润湿性：

I＝W_w-W_o (15)

式中：

W_w：水湿指数，小数；W_o：油湿指数，小数；I：相对润湿指数，小数。

进一步的，所述岩样为圆柱状的柱塞形样品。

所述柱塞形样品的端面为与柱塞形样品的轴线垂直的表面。

更进一步的，所述柱塞形样品的长度L范围为：4cm至5cm；柱塞形样品的直径D范围为：2.3cm至2.8cm。

本发明具有如下有益效果：

在石油工程领域核磁共振以快速、高效、无损的优点广泛用于实验室内岩心分析和现场测井研究，其主要原理是：在对处于外部磁场中的流体施加一定频率的射频信号时，流体中的氢核吸收射频的能量，产生共振的现象，氢原子的核质子由不平衡状态到平衡状态的弛豫过程是横向弛豫和纵向弛豫的结合，对应即为横向弛豫时间T2和纵向弛豫时间T1。而目前研究发现顺磁离子可以缩短水相氢质子的弛豫时间，对油相氢质子无影响，利用该原理，本发明使用氯化锰有效的屏蔽了水的核磁信号，根据T2谱曲线的面积和岩石重量及重量变化特征，准确的获取了岩石的孔隙度、饱和度和相对润湿指数，实现了致密岩石润湿性的有效确定。综上，本发明具有现受人为因素影响小、数据可靠性高、简单方便的有益效果。具体而言：

(1)本发明利用氯化锰溶液有效的屏蔽了样品中的水信号，使核磁共振的T2谱曲线单一的反映样品中油的信号，省去了区分油水信号的繁琐步骤。

(2)本发明优化了润湿性的实验方法，将传统的自吸法和核磁共振相结合，有效的克服了传统方法计量不准的缺陷，准确的判断致密岩样的润湿性。

(3)本发明每个环节都具有相应的验证方法，所获取的实验数据具有很高的可靠性。

(4)本发明还具有实验方法简单、操作环节少、受人为因素小的有益效果。

附图说明

图1为岩样自吸水排油与水驱油过程的T2谱曲线示意图；

图2为岩样自吸油排水与油驱水过程的T2谱曲线示意图；

具体实施方式

一、实验方法

S1、按国家标准GB/T 29172-2012测量样品的孔隙度，同时测量样品的长度、直径和质量，并分别记为φ_He、L、D和m₀；将样品抽真空，并使用MnCl₂溶液对样品进行饱和处理，待饱和完成后将岩样称重，其质量记为m₁；将饱和后的样品装入岩心夹持器中，并连接驱替流程，用老化用油驱替样品至束缚水状态；将驱替后的样品浸没在老化用油中，在地层温度下老化恢复不少于10天；

S2、将完成老化的样品装入岩心夹持器中，用实验油替换老化用油，所选取的驱替压差记为Δp₀；待驱替完成后卸载内压和围压，并将样品取出擦去表面油后称重，质量记为m₂；打开核磁共振仪，设定核磁共振仪的参数，用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S3、将驱替完成后的样品放入吸水仪中，并在吸水仪中注入一定量的MnCl₂溶液，进行自吸水排油，在实验初期加密记录自吸水排油量，当吸水排油量连续24小时稳定不变时结束自吸水排油，记录自吸水排油量V_o1，将样品取出擦去表面水后称重，质量记为m₃，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S4、将经步骤S3处理完成的样品放入岩心夹持器中，并在夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用MnCl₂水溶液进行水驱油实验，所选驱替压差记为Δp₁；在实验初期加密记录水驱油量，随着出油量的降低，逐渐延长记录的时间间隔；当驱至含水率达到99.95％时，记录水驱排油量V_o2；数据记录完成后卸载内压和围压，将样品取出除去表面水后称重，记为m₃，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S5、将经步骤S4驱替完成后的样品放入吸油仪中，并在吸油仪中装入实验用油，进行自吸油排水，在实验初期加密记录自吸油排水量，当吸油排水量连续24小时稳定不变时，结束自吸油排水，记录自吸油排水量V_w1，取出样品称重，记为m₄，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S6、将经步骤S5处理完成的样品放入岩心夹持器中，并在夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用实验用油进行油驱水实验，选取的驱替压差记为Δp₂，当驱至含油率达到99.95％时，记录油驱排水量V_w2，待数据记录完成后卸载内压和围压，将样品取出除去表面油后称重，记为m₅，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

二、润湿性确定方法

S1、判定岩样的饱和程度

当样品饱和完成后根据式(1)、式(2)判定岩样的饱和程度：

根据称重法计算样品的有效孔隙体积与有效孔隙度：

式中：

V_peff-岩样的有效孔隙体积，cm³；

ρ_w-饱和水的密度，g/cm³；

φ_p-岩石的有效孔隙度，小数；

V-岩石的总体积，cm³；

当获取的有效孔隙度与按行业标准获取的孔隙度满足式(2)时，判定样品抽真空饱和达到要求；若不满足式(2)，则判定岩样抽真空饱和没有达到要求，则需重新饱和岩样，直到满足式(2)

式中：

φ_He-孔隙度，％；

S2、验证所设核磁共振仪参数的合理性

自吸水排前样品中的含油量为V_o、含水量为V_w，在自吸后岩样中含油V_o1、含水V_w1，其中V_o1＝V_o-ΔV_o、V_w1＝V_w+ΔV_w。

根据物质平衡方程：

式中：

V_o-自吸水排油前样品中的含油量，mL；

V_w-自吸水排油前样品中的含水量，mL；

V_o1-自吸水排油后样品中的含油量，mL；

V_w1-自吸水排油后样品中的含水量，mL；

ΔV-自吸水排油量，mL；

ρ_o-原油的密度，g/cm³；

ρ_w-水的密度，g/cm³；

自吸水排油前T2谱曲线对应的面积为A₁，自吸水排油后的T2谱曲线对应的面积为A₂，水驱油T2谱曲线对应的面积为A₃，自吸水排油前后T2谱曲线变化反映水信号的损失量，即ΔV对应的饱和度变化值。

式中：

φ_NRM-核磁孔隙度，小数；

ΔS_w1-自吸水排油过程中油饱和度变化值，小数；

V_NRMpeff-核磁法获取的有效孔隙体积，cm³；

D-岩心的直径，cm；

L-岩心的长度，cm；

V-岩石的总体积，cm³；

A₁-自吸水排油前T2谱曲线对应的面积，小数；

A₂-自吸水排油后T2谱曲线对应的面积，小数；

当核磁孔隙度与按行业标准获取的孔隙度满足式(7)时，判定核磁共振仪的参数设置满足要求；若不满足式(7)，则判定核磁共振仪的参数设置没有达到要求，须重新设定核磁共振仪的参数，直到满足式(7)

式中：

φ_He-孔隙度，％；

S3、饱和度计算

(a)水驱油过程中的可动流体饱和度：

由S3和S4扫描的T2谱曲线可以看出，自吸水排油后与水驱油T2谱曲线面积的变化值为水驱油过程中的可动流体饱和度，因此可用(8)式计算该过程的可动流体饱和度。

式中：

A₂-自吸水排油后T2谱曲线对应的面积，小数；

A₃-水驱油T2谱曲线对应的面积，小数；

ΔS_w2-水驱油过程中油的饱和度变化值，小数；

(b)油驱水过程中的可动流体饱和度：

由S5和S6扫描的T2谱曲线可以看出，自吸油排水后与油驱水T2谱曲线面积的变化值为油驱水过程中的可动流体饱和度，因此可用(9)式计算该过程的可动流体饱和度。

式中：

A₄-油驱水T2谱曲线对应的面积，小数；

A₆-自吸油排水前T2谱曲线对应的面积，小数；

ΔS_w3-油驱水过程中油的饱和度变化值，小数；

(c)可动流体饱和度

图1中自吸水排油前和自吸水排油后的T2谱曲线变化反映了岩样自发流动的饱和度ΔS_w1，自吸水排油后和水驱油后的T2谱曲线的变化反映了驱替过程中的可动流体饱和度ΔS_w2，所以岩样总的可动流体饱和度由(11)式计算。

S_w1＝ΔS_w1+ΔS_w2 (10)

同理，自吸油排水前和自吸油排水后的T2谱曲线变化反映了岩样自发流动的饱和度ΔS_w3，自吸油排水后和油驱水后的T2谱曲线的变化反映了驱替过程中的可动流体饱和度ΔS_w3，所以岩样总的可动流体饱和度由(11)式计算。

S_w2＝ΔS_w3+ΔS_w4 (11)

其中：

式中：

A₅-自吸油排水前T2谱曲线对应的面积，小数；

S4、润湿的判断

结合图1、图2获取的T2谱曲线可准确获取自吸水排油量、自吸油排水量、水驱排油量和油驱排水量，结合润湿性评价方法，可由(13)-(15)式计算样品的相对润湿数。

可由下式计算水湿指数(W_w)和油湿指数(W_o)

所以，相对润湿性指数(I)为

I＝W_w-W_o (15)

结合行业标准SY/T 5153-2007(表1)中规定的相对润湿指数的范围判断岩样的润湿性：

表1：行业标准SY/T 5153-2007中规定的相对润湿指数的范围

非常规油气，致密油气的勘探开发已成为近年来石油勘探开发的亮点。

润湿性是认识致密油气藏特征的重要参数之一，有效确定岩石润湿性对油藏的采出程度、水窜后的油水比、提高采收率以及剩余油饱和度的研究都有重要意义。

基于以上实验方法和数据计算方法的本发明具有以下主要特点：

该方法有效的利用MnCl₂溶液屏蔽了岩样中水的核磁信号；通过核磁共振仪采集了自吸水排油、水驱油、自吸油排水和油驱水过程中的T2谱曲线，将核磁共振T2谱曲线和岩样称重及重量变化特征相结合获取了岩样的孔隙度；利用该孔隙度和T2谱曲线计算出岩样的可动流体饱和度，根据可动流体饱和度准确获取岩样的相对润湿指数，实现了致密岩石润湿性的有效确定。

具体的：

(1)结合核磁共振法和岩样称重及重量变化特征验证岩样的饱和程度和所设核磁共振仪参数的合理性。

(1)将传统的自吸法和核磁共振仪相结合，有效的利用MnCl₂溶液屏蔽了岩样中水的核磁信号，结合T2谱曲线的面积和岩样称重及重量变化特征准确的计算了岩样的孔隙度和可动流体饱和度。

(3)利用可动流体饱和度计算了岩样的水湿指数、油湿指数及相对润湿指数，结合行业标准判断岩样的润湿性。

需要说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (4)

1.一种致密岩石润湿性确定的新方法，其特征在于，按以下步骤进行：

S1、按行业标准测量样品的孔隙度，同时测量样品的长度、直径和质量，分别记为φ_He、L、D和m₀；将样品抽真空，并使用MnCl₂溶液对样品进行饱和处理，待饱和完成后将岩样称重，其质量记为m₁；将饱和后的样品装入岩心夹持器中，并连接驱替流程，用老化用油驱替样品至束缚水状态；将驱替后的样品浸没在老化用油中，在地层温度下老化恢复不少于10天；

S2、将完成老化的样品装入岩心夹持器中，用实验油替换老化用油，所选取的驱替压差记为Δp₀；待驱替完成后卸载内压和围压，并将样品取出擦去表面油后称重，质量记为m₂；打开核磁共振仪，设定核磁共振仪的参数，并获取样品的T2谱曲线；

S3、将驱替完成后的样品放入吸水仪中，并在吸水仪中注入一定量的MnCl₂溶液，进行自吸水排油，在实验初期加密记录自吸水排油量，当吸水排油量连续24小时稳定不变时结束自吸水排油，记录自吸水排油量V_o1，将样品取出擦去表面水后称重，质量记为m₃，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S4、将经步骤S3处理完成的样品放入岩心夹持器中，并在夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用MnCl₂水溶液进行水驱油实验，所选驱替压差记为Δp₁；在实验初期加密记录水驱油量，随着出油量的降低，逐渐延长记录的时间间隔；当驱至含水率达到99.95％时，记录水驱排油量V_o2；数据记录完成后卸载内压和围压，将样品取出除去表面水后称重，记为m₄，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S5、将经步骤S4驱替完成后的样品放入吸油仪中，并在吸油仪中装入实验用油，进行自吸油排水，在实验初期加密记录自吸油排水量，当吸油排水量连续24小时稳定不变时，结束自吸油排水，记录自吸油排水量V_w1，取出样品称重，记为m₅，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S6、将经步骤S5处理完成的样品放入岩心夹持器中，并在夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用实验用油进行油驱水实验，选取的驱替压差记为Δp₂，当驱至含油率达到99.95％时，记录油驱排水量V_w2，待数据记录完成后卸载内压和围压，将样品取出除去表面油后称重，记为m₆，同时用核磁共振仪获取样品的T2谱曲线；

S7、润湿性判定：

(A)当样品饱和完成后根据式(1)、式(2)判定岩样的饱和程度：

根据称重法计算样品的有效孔隙体积与有效孔隙度：

式中：

V_peff-岩样的有效孔隙体积，cm³；

ρ_w-饱和水的密度，g/cm³；

φ_p-岩石的有效孔隙度，小数；

V-岩石的总体积，cm³；

当获取的孔隙度与按行业标准获取的孔隙度满足式(2)时，判定样品抽真空饱和达到要求；若不满足式(2)，则判定岩样抽真空饱和没有达到要求，则需重新饱和岩样，直到满足式(2)

式中：

φ_He-孔隙度，％；

(B)当步骤S3完成后可根据式(3)、式(4)、式(4)、式(5)、式(6)和式(7)验证所设置核磁共振仪的参数：

根据物质平衡方程计算自吸水量ΔV：

其中，V_o1＝V_o-ΔV_o

V_w1＝V_w+ΔV_w

式中：

V_o-自吸水排油前样品中的含油量，mL；

V_w-自吸水排油前样品中的含水量，mL；

V_o1-自吸水排油后样品中的含油量，mL；

V_w1-自吸水排油后样品中的含水量，mL；

ΔV-自吸水排油量，mL；

ρ_o-原油的密度，g/cm³；

ρ_w-水的密度，g/cm³；

式中：

φ_NRM-核磁孔隙度，％；

ΔS_w1-自吸水排油过程中油饱和度变化值，小数；

V_NRMpeff-核磁法获取的有效孔隙体积，cm³；

V-岩石的总体积，cm³；

D-岩心的直径，cm；

L-岩心的长度，cm；

A₁-自吸水排油前T2谱曲线对应的面积，小数；

A₂-自吸水排油后T2谱曲线对应的面积，小数；

当核磁法获取的孔隙度与按行业标准获取的孔隙度满足式(7)时，判定核磁共振仪的参数设置满足要求；若不满足式(7)，则判定核磁共振仪的参数设置没有达到要求，须重新设定核磁共振仪的参数，直到满足式(7)

式中：

φ_He-孔隙度，％；

(C)根据式(8)、式(9)、式(10)、式(11)、式(12)计算饱和度：

(a)根据式(8)计算水驱油过程中的可动流体饱和度：

式中：

A₂-自吸水排油后T2谱曲线对应的面积，小数；

A₃-水驱油T2谱曲线对应的面积，小数；

ΔS_w2-水驱油过程中油的饱和度变化值，小数；

(b)根据式(9)计算油驱水过程中的可动流体饱和度：

式中：

A₄-油驱水T2谱曲线对应的面积，小数；

A₆-自吸油排水前T2谱曲线对应的面积，小数；

ΔS_w3-油驱水过程中油的饱和度变化值，小数；

(c)根据式(10)至式(12)计算岩样总的可动流体饱和度

S_w1＝ΔS_w1+ΔS_w2 (10)

S_w2＝ΔS_w3+ΔS_w4 (11)

式中：

S_w1-自吸水排油、水驱油两个过程所反映的可动流体饱和度，小数；

S_w2-自吸油排水、油驱水两个过程所反映的可动流体饱和度，小数；

A₅-自吸油排水前T2谱曲线对应的面积，小数；

(D)根据式(13)、式(14)、式(15)计算样品的相对润湿指数，并结合行业标准中规定的相对润湿指数的范围判断岩样的润湿性：

I＝W_w-W_o (15)

式中：

W_w：水湿指数，小数；W_o：油湿指数，小数；I：相对润湿指数，小数。

2.根据权利要求1所述的一种致密岩石润湿性确定的新方法，其特征在于，所述岩样为圆柱状的柱塞形样品。

3.根据权利要求2所述的一种致密岩石润湿性确定的新方法，其特征在于，所述柱塞形样品的端面为与柱塞形样品的轴线垂直的表面。

4.根据权利要求2后者3所述的一种致密岩石润湿性确定的新方法，其特征在于，所述柱塞形样品的长度L范围为：4cm至5cm；柱塞形样品的直径D范围为：2.3cm至2.8cm。