CN109142154A - 一种计算页岩气储层润湿角的方法 - Google Patents

Abstract

公开了一种计算页岩气储层润湿角的方法。该方法包括以下步骤：1)进行页岩气储层岩心收集并制备样品；2)测量所述样品的接触角θ_w；3)测量所述样品的自吸油量与自吸水量的比值I；4)基于步骤2)和步骤3)的数据进行回归分析确定润湿角的计算模型θ＝c*I+d(1)，其中c和d为常数；5)将步骤4)计算得到的润湿角与实际测得的润湿角进行比较，如果相对误差大于设定值，则重复执行步骤1)‑4)；如果相对误差小于设定值，则使用步骤4)确定的计算模型对页岩气储层润湿角进行计算。本发明提供了一种操作简单、迅速评价页岩润湿角的方法，有效解决了常规方法难以评价页岩气储层润湿性的问题。

Description

一种计算页岩气储层润湿角的方法

技术领域

本发明涉及页岩气勘探领域，更具体地，涉及一种计算页岩气储层润湿角的方法。

背景技术

润湿性是描述页岩气储层特征的重要岩石物理参数，是指当岩石孔隙中存在两种非混相流体时，其中某一相流体相对于另一相流体对于岩石孔隙表面具有更强的亲和力或铺展性，对毛细管力、相对渗透率、剩余油气饱和度等有重要影响。另外，润湿性对页岩地层井壁稳定及钻井液优选同样有重要影响。通常，页岩气储层岩石无机矿物表面表现为水润湿，而有机质表面表现为油润湿。因此，相对于常规储层而言，页岩气储层中有机质的存在增加了页岩气储层孔隙表面润湿性的复杂性。

目前对于常规储层评价润湿性的常用方法有：润湿角法(接触角法)、Amott法(自吸驱替法)、USBM法(离心法/毛管压力比面积法)、相对渗透率曲线法及核磁共振法等。其中，Amott法、USBM法、相对渗透率曲线均是测定自发(强制)吸水量和自发(强制)吸油量确定页岩的润湿性指数。这些实验要求储层具有较好的孔隙结构及渗透率。接触角法可以运用于页岩气储层润湿性的评价中，但是对实验操作要求较高，难以大规模的推广应用。核磁共振(NMR)技术具有操作简单、迅速、对样品无损、实验结果可靠、重复性高等优点。但是缺乏针对页岩润湿性的评价模型与方法。

Amott法(SY/T 5153--2007)：在毛管压力作用下，润湿流体具有自发吸入岩石孔隙中并排驱其中非润湿流体的特性。通过测量并比较油藏岩石在残余油状态(或束缚水状态)下，毛细管自吸油(或自吸水)的数量和水驱替排油量(或油驱替排水量)，可以判别油藏岩石对油(水)的润湿性。Amott法包括油驱、自吸水排油、水驱、自吸油排水、二次油驱等实验步骤。然而，该种方法对岩心的孔隙结构及渗透性要求较高。然而，由于页岩气储层纳米级别的孔隙结构导致储层渗透性极差，页岩中流体的驱替困难，限制了Amott法在润湿性测量中的应用。

USBM法(SY/T 5153--2007)：当储层岩石内部的润湿相和非润湿相在离心力作用下发生驱替置换时，润湿相驱替置换非润湿相所作的功要比非润湿相驱替置换润湿相所作的功小。驱替所作的功是相应过程离心毛管压力曲线同饱和度坐标轴所围的面积。USBM法是通过比较同一块岩心油驱水和水驱油两个过程所得到的离心毛管压力曲线所围面积的大小判断该储层岩石的润湿性，即用油驱水和水驱油的离心毛管压力曲线所围面积之比的对数来表示储层岩石的润湿性。该种方法与Amott法相似，因页岩气储层渗透性极差，离心油驱水或者水驱油困难，限制了该法的应用。

相对渗透率曲线法：储层岩石的润湿性影响着油水在岩石孔隙空间中的微观分布，是油水相对渗透率的主要影响因素。同一含水饱和度下，水湿岩石的水相相对渗透率要比油湿岩石的水相相对渗透率低；随着油湿性的增加，水相相对渗透率K_rw增加，而油相相对渗透率K_ro则下降。不同润湿性岩石的相对渗透率曲线有其特有的形态和特征值。因此，可利用储层岩石的相对渗透率曲线判断储层岩石的润湿性。该种方法相对渗透率曲线法利用非稳态恒压油水相对渗透率测定法测定的相对渗透率实验数据、实验曲线判断储层岩石的润湿性。根据相对渗透率曲线获得储层岩石的束缚水饱和度S_wi、两相相对渗透率交点处的含水饱和度S_w(K_rw＝K_ro)和残余油饱和度下水相相对渗透率与束缚水饱和度下油相相对渗透率的比值K_rw(S_or)K_ro(S_wc)，并用这些参数判断储层岩石的润湿性。然而，由于页岩气储层极差的渗透性，相对渗透率曲线难以获得，限制了该法在判断润湿性中的应用。

润湿角法(SY/T 5153--2007)：接触角大小与固体的润湿性有关，因此测量油—水—岩石系统的接触角可了解储层岩石的润湿性。接触角法是一种直接测量方法，在实验中选用典型的矿物模拟储层岩石，油样和水样尽量选用直接取自油层的新鲜样品，若无新鲜样品也可用模拟油和模拟地层水作为油样和水样。接触角法确定储层润湿性的优点在于原理简单，结果直观。但此方法也存在缺点：①对测量要求较高，即测量时要求矿物表面要求十分光滑、干净、不受污染，且操作时间长；②用单一矿物来代表储层岩石进行测量，不是直接测量储层岩石的润湿接触角，所测的接触角与储层岩石的接触角会有一定的出入；③由于页岩气储层中有机质与无机矿物分布的分均匀性，利用该种方法测量页岩接触角时，测量结果与被测岩石几何形态或测试位置密切相关。

核磁共振(NMR)技术具有操作简单、迅速、对样品无损、实验结果可靠、重复性高等优点。利用核磁共振研究润湿性的研究始于1956年，Brown(1956)发现水润湿岩石T1弛豫时间小于油润湿岩石T1时间，即多孔介质中流体弛豫时间小于其自由状态体弛豫时间的现象，为核磁共振技术应用于科学技术和工业领域奠定了理论基础。Howard等人(1958)年，利用Amott指数研究了白垩岩的润湿性，并建立了基于核磁共振预测储层润湿指数的模型。Guan(2003)研究测量了不同润湿性砂岩Amott指数，建立了核磁T2谱特征参数与Amott指数之间的关系，得到了预测砂岩Amott指数的模型。同时，他的研究结果给出了室内岩心核磁共振实验评价储层润湿性的较为精确的定量方法，其仅通过饱和油与残余油2个状态的核磁共振弛豫谱就可以给出较为精确的润湿性评价结果。Al-Mahrooqi(2005)等使用核磁共振技术研究了渗透率相对较低的露头砂岩不同温度和压力条件下的老化过程中孔隙流体微观分布的变化规律及其所反映的岩石润湿性的动态变化过程。研究发现，岩心高温老化过程中T2弛豫时间较短的核磁信号变化幅度较小，而T2弛豫时间较长的核磁信号变化较为明显，认为老化过程中岩石润湿性变化主要发生在较大孔隙中。根据核磁共振T2谱计算的T2几何均值能够较好地反映岩石润湿性动态变化过程。Looyestijin(2006)假设碳酸盐岩储层饱和度与润湿性是孔径的函数，建立了基于核磁T2谱评价储层岩石润湿性的正演模型。Johannesen(2007)等对中、高孔低渗的石灰岩不同润湿性状态的核磁共振弛豫谱特征进行了对比研究，提出将饱和油状态核磁共振弛豫谱右峰峰值对应的弛豫时间作为储层岩石润湿性的评价参数。Odusina(2011)等通过页岩自吸油、水的核磁T2谱特征，定性比较了Eagle Frod shale、Barnett shale、Floyd shale、以及Woodford shale润湿性的差异。整体而言，现有核磁共振方法评价润湿性可以总结为：①根据岩心含不同流体状态核磁谱(T1、T2)的差异，定性判断岩心的相对润湿性；②提取谱特征参数，如T2几何均值，建立谱特征参数与Amott指数的关系，进而评价润湿性。然而，这些研究根据谱特征的差异判别润湿性，人为性较大，需要得到定量的判断关系式；然而，由于页岩气储层Amott润湿指数无法获得，也就无法建立谱特征参数与Amott指数的关系式，进而判别润湿性的方法。因此，有必要提出一种确定页岩气储层润湿性的方法。

公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。

发明内容

针对常规Amott法、USBM法、相对渗透率曲线法无法确定页岩气储层润湿性，核磁共振法缺乏针对页岩润湿性评价的模型与方法，以及接触角法实验操作要求较高难以在页岩气大规模推广应用等问题，本发明提出一种基于核磁共振计算页岩气储层润湿角的新方法。

根据本发明的计算页岩气储层润湿角的方法。该方法主要包括以下步骤：

1)进行页岩气储层岩心收集并制备样品；

2)测量所述样品的接触角θ_w；

3)测量所述样品的自吸油量与自吸水量的比值I；

4)基于步骤2)和步骤3)的数据进行回归分析确定润湿角的计算模型θ＝c*I+d(1)，其中c和d为常数；

5)将步骤4)计算得到的润湿角与实际测得的润湿角进行比较，如果相对误差大于设定值，则重复执行步骤1)-4)；如果相对误差小于设定值，则使用步骤4)确定的计算模型对页岩气储层润湿角进行计算。

优选地，将所收集的页岩气储层岩心粉碎为至少200目，并在100℃下烘干至恒重，在50MPa压强下压制成具有光滑平面的圆柱体。

优选地，通过以下步骤测量所述样品的接触角θ_w：

在恒湿室内，在所述样品上滴落蒸馏水水滴，基于所拍摄的蒸馏水水滴的高度h和底面半径a，通过以下公式求取接触角θ_w：

θ_w＝2tan^-1(h/a) (2)。

优选地，所述蒸馏水水滴的质量小于4mg。

优选地，通过以下步骤测量所述样品的自吸油量与自吸水量的比值I：

3.1)从同一块样品制备出平行样a、平行样b；

3.2)对平行样a、平行样b进行核磁共振测量，得到平行样a原始状态核磁孔隙度和平行样b原始状态核磁孔隙度

3.3)使平行样a自吸盐水形成自吸水状态平行样a，使平行样b自吸油形成自吸油状态平行样b；

3.4)对自吸水状态平行样a、自吸油状态平行样b进行核磁共振测量，得到平行样a自吸水状态核磁孔隙度和平行样b自吸油状态核磁孔隙度

3.5)得到自吸水量和自吸油量以及自吸油量与自吸水量的比值

优选地，通过以下步骤从同一块样品制备出平行样a、平行样b：

将圆柱状样品从中间切割，制备为端面平整、长度相近的一组平行样，其中一块编号为平行样a，另一块编号为平行样b。

优选地，所述圆柱状样品的直径为2.54cm或3.81cm，长度大于6cm。

优选地，在步骤3.2)和步骤3.4)中进行核磁共振测量的参数实验测量规范为SY/T6490-2007。

优选地，在步骤3.3)中平行样a自吸的盐水为40000ppm的氯化钠溶液，平行样b自吸的油为十二烷。

优选地，在步骤3.3)中平行样a和平行样b自吸时间为48小时。

相比于常规的润湿角测量法，本发明提供了一种操作简单、迅速评价页岩润湿角的方法，有效解决了常规方法难以评价页岩气储层润湿性的问题；本发明可以在页岩气储层接触角的评价中推广应用，并且利用本发明确定的接触角精度较高。

本发明的方法和装置具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施例中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施例中进行详细陈述，这些附图和具体实施例共同用于解释本发明的特定原理。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。

图1为根据本发明的示例性实施方案的计算页岩气储层润湿角的方法的流程图；

图2a、图2b分别为岩心H8-1、H8-2岩心原始状态核磁共振T2谱；

图3a、图3b分别为岩心H8-1、H8-2自吸水核磁共振T2谱分布图；

图4为接触角与自吸油、自吸水比值回归分析确定接触角的计算模型示意图；

图5为岩心测量接触角与核磁计算接触角对比图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

以下参考图1详细描述根据本发明示例性实施例的各向异性介质定位方法的流程图。该方法主要包括：

步骤1：进行页岩气储层岩心收集并制备样品。

将所收集的页岩气储层岩心粉碎为至少200目，并在100℃下烘干至恒重，利用加压成型模具在50MPa压强下压制成具有光滑平面的圆柱体试片。

步骤2：测量所述样品的接触角θ_w。

在恒湿室内，在所述样品上滴落不足4mg蒸馏水水滴，用快速照相法对其进行拍照，基于测量照片上液滴的高度h和底面半径a，通过以下公式求取接触角θ_w：

θ_w＝2tan^-1(h/a) (2)。

常规接触角测量方法中因磨平抛光、测量面粗糙度、测量位置、样品几何心态等使得测量结果精度较差，采样步骤1)的样品制备方法和步骤2)的接触角测量方法，可以避免上述问题。

步骤3：测量所述样品的自吸油量与自吸水量的比值I。

可以通过以下步骤测量所述样品的自吸油量与自吸水量的比值I：

3.1)从同一块样品制备出平行样a、平行样b；

钻取直径为2.54cm或3.81cm、长度大于6cm的圆柱状页岩油气储层样品；将该样品从中间切割，制备为端面平整，长度相近的一组平行样，两块岩心编号分别为a、b。

3.2)对平行样a、平行样b进行核磁共振测量，得到平行样a原始状态核磁孔隙度和平行样b原始状态核磁孔隙度

可以按照岩样核磁共振参数实验测量规范SY/T 6490-2007对该状态(原始状态)岩心开展核磁测量。

3.3)使平行样a自吸盐水形成自吸水状态平行样a，使平行样b自吸油形成自吸油状态平行样b；

在得到原始状态核磁共振孔隙度后，平行样a自吸盐水(40000ppm的Nacl溶液)、平行样b选择自吸油(十二烷)，岩心自吸时间为48小时。

3.4)对自吸水状态平行样a、自吸油状态平行样b进行核磁共振测量，得到平行样a自吸水状态核磁孔隙度和平行样b自吸油状态核磁孔隙度

3.5)得到自吸水量和自吸油量以及自吸油量与自吸水量的比值

即，将岩心自吸水孔隙度减去原始状态孔隙度，得到自吸水量将岩心自吸油孔隙度减去原始状态孔隙度，得到自吸油量通过以下共识计算自吸油量与自吸水量的比值I＝φ_o/φ_w。

步骤4：基于步骤2和步骤3的数据进行回归分析确定润湿角的计算模型θ＝c*I+d(1)，其中c和d为常数。

步骤5：将步骤4计算得到的润湿角与实际测得的润湿角进行比较，如果相对误差大于设定值，则重复执行步骤1-步骤4；如果相对误差小于设定值，则使用步骤4)确定的计算模型对页岩气储层润湿角进行计算。

即，对于其他大量没有实测润湿角的岩心，可以应用上述计算模型来确定润湿角。

应用示例

为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。

为了验证本发明提出的方法对计算页岩气储层润湿角的适应性和有效性，将本方法应用于四川盆地龙马溪组海相页岩气储层，并与接触角岩心分析结果进行对比。例如，测量岩心H8接触角θ_w为40.5°。将H8切割，得到平行样H8-1、H8-2；进行岩心平行样H8-1、H8-2原始状态核磁共振测量(如图2a、图2b所示)，得到岩心核磁原始状态核磁孔隙度分别为2.89％、1.73％；进行岩心平行样H8-1、H8-2自吸水、油后核磁共振测量(如图3a、图3b所示)，得到岩心核磁原始状态核磁孔隙度分别为4％、4.43％；计算得到岩心平行样H8-1、H8-2自吸水、油量分别为1.11％、2.70％；计算自吸油与自吸水量比值I为2.43；对接触角θ_w与自吸油量与自吸水量的比值I进行回归分析，得到润湿角计算模型θ＝3.336×I+32.29，如图4所示。基于润湿角计算模型公式得到润湿角为40.4°，最终计算结果与实验结果吻合。利用同样的方法对多块岩心进行了比较，接触角计算结果与岩心测量结果吻合性较好，相对误差小于10％，如图5所示。

本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中的技术的改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。

Claims (10)

1.一种计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

1)进行页岩气储层岩心收集并制备样品；

2)测量所述样品的接触角θ_w；

3)测量所述样品的自吸油量与自吸水量的比值I；

4)基于步骤2)和步骤3)的数据进行回归分析确定润湿角的计算模型θ＝c*I+d(1)，其中c和d为常数；

5)将步骤4)计算得到的润湿角与实际测得的润湿角进行比较，如果相对误差大于设定值，则重复执行步骤1)-4)；如果相对误差小于设定值，则使用步骤4)确定的计算模型对页岩气储层润湿角进行计算。

2.根据权利要求1所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，通过以下步骤制备所述样品：

将所收集的页岩气储层岩心粉碎为至少200目，并在100℃下烘干至恒重，在50MPa压强下压制成具有光滑平面的圆柱体。

3.根据权利要求1所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，通过以下步骤测量所述样品的接触角θ_w：

在恒湿室内，在所述样品上滴落蒸馏水水滴，基于所拍摄的蒸馏水水滴的高度h和底面半径a，通过以下公式求取接触角θ_w：

θ_w＝2tan^-1(h/a) (2)。

4.根据权利要求3所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，所述蒸馏水水滴的质量小于4mg。

5.根据权利要求2所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，通过以下步骤测量所述样品的自吸油量与自吸水量的比值I：

3.1)从同一块样品制备出平行样a、平行样b；

3.2)对平行样a、平行样b进行核磁共振测量，得到平行样a原始状态核磁孔隙度和平行样b原始状态核磁孔隙度

3.3)使平行样a自吸盐水形成自吸水状态平行样a，使平行样b自吸油形成自吸油状态平行样b；

3.4)对自吸水状态平行样a、自吸油状态平行样b进行核磁共振测量，得到平行样a自吸水状态核磁孔隙度和平行样b自吸油状态核磁孔隙度

3.5)得到自吸水量和自吸油量以及自吸油量与自吸水量的比值

6.根据权利要求5所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，通过以下步骤从同一块样品制备出平行样a、平行样b：

将圆柱状样品从中间切割，制备为端面平整、长度相近的一组平行样，其中一块编号为平行样a，另一块编号为平行样b。

7.根据权利要求5所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，所述圆柱状样品的直径为2.54cm或3.81cm，长度大于6cm。

8.根据权利要求5所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，在步骤3.2)和步骤3.4)中进行核磁共振测量的参数实验测量规范为SY/T6490-2007。

9.根据权利要求5所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，在步骤3.3)中平行样a自吸的盐水为40000ppm的氯化钠溶液，平行样b自吸的油为十二烷。

10.根据权利要求5所述的计算页岩气储层润湿角的方法，其特征在于，在步骤3.3)中平行样a和平行样b自吸时间为48小时。