专利名称：一种判断储层岩石的润湿性的方法
技术领域：
本发明涉及石油勘探技术，尤其涉及一种判断储层岩石的润湿性的方法。
背景技术：
润湿性是存在于固体和液体表面的一种特性，当不相溶的两相流体(油和水或水 与气)与岩石固相接触时，其中的某一相流体沿着岩石的表面铺开的现象为润湿现象，岩 石的润湿性一般分为油湿、水湿和中间润湿三类。储层的润湿性控制着储层流体的分布，影 响流体的导电途径。在相同饱和度下，油湿储层的电阻率会比水湿储层的电阻率要高。储 层岩石的润湿性以水湿居多，这就使得建立在储层是水湿基础上的阿尔奇公式在过去几十 年中能够很好的识别油层和水层。随着石油勘探的不断深入，出现很多油湿储层，在测井资 料中出现“高阻水层”和“低阻油层”，难以利用现有资料来识别油层和水层，有必要加强对 储层岩石润湿性的研究。前人在研究储层岩石润湿性时，采用接触角测量法、Amott法(自吸法)和USBM 法(自吸离心驱替法)等方法，这两种方法的操作程序较为复杂，尤其是USBM法需使用专 用岩心设计的超高速离心机，由于设备条件限制而较少被采用，故上述方法难以在测井上 进行储层岩石润湿性判断。

发明内容
本发明实施例提供一种判断储层岩石的润湿性的方法，以较简便地判断所述储层 岩石的润湿性。一方面，本发明实施例提供了一种判断储层岩石的润湿性的方法，所述方法包括 分别测量油和水的自由弛豫时间；分别测量所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间；利用 核磁共振技术测量所述油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信号，并记录所述油和水两 相共存时的含油饱和度值和含水饱和度值；通过添加顺磁离子技术，将所述油和水两相共 存时的储层岩石的岩心浸泡于大于或等于20000ppm浓度的顺磁溶液中，等待至少48小时， 将所述油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信号分离，分别获取所述油和水两相共存时 反映油湿和水湿面积大小的所述油和水的横向弛豫时间；根据所述油和水的自由弛豫时 间、所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间、所述油和水的横向弛豫时间、所述含油饱和度 值和含水饱和度值计算所述油和水两相共存时的润湿性指数，以判断所述储层岩石的润湿 性。上述技术方案具有如下有益效果本发明实施例主要利用核磁共振技术确定油和 水两相共存时岩石的核磁共振信号，通过添加顺磁离子技术，将油和水核磁共振信号分离， 从而利用核磁共振技术分别确定油和水共存时反映油湿和水湿面积大小的油和水的横向 弛豫时间，最终计算所述油和水两相共存时的润湿性指数，为实现核磁共振测井技术较简 便地判断储层的润湿性奠定基础。


为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现 有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本 发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可 以根据这些附图获得其他的附图。图1为本发明实施例判断储层岩石的润湿性的方法流程图；图2为本发明实施例实验油和水的横向自由弛豫T2分布示意图；图3为本发明实施例不同饱和度岩心的T2分布示意图；图4为本发明实施例油和水共存岩心的油和水信号T2分布示意图；图5为本发明实施例利用核磁共振分析技术确定的三块岩心润湿性大小示意图。
具体实施例方式下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完 整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于 本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他 实施例，都属于本发明保护的范围。核磁共振弛豫时间依赖于原子核的自旋和周围介质的相互作用。在固液两介质的 接触面上，由于润湿性这种界面现象的存在，在接触面附近形成了一个特殊的区域，该区域 内的流体分子运动速度比自由流体要慢，受磁场影响偏转的原子核更容易的把能量传递到 周围的环境中，这种影响的量度取决于固体表面对孔隙内流体润湿的程度。表面弛豫发生 在固液两介质的接触面上，表面弛豫与岩石的润湿性有着密切的关系，因此可以核磁共振 技术作为识别润湿性的一项方法。本发明实施例采用核磁共振测量技术，采用添加顺磁离 心技术实现油和水核磁共振信号分离，确定油和水两相共存时的相对面积大小(即反映油 湿和水湿面积大小的油和水的横向弛豫时间)，最终实现了储层岩石的润湿性判断，该发明 为最终利用测井资料判断储层岩石的润湿性奠定基础，为复杂储层识别和油层和水层评价 提供重要参数。本发明实施例的目的是针对利用储层岩石润湿性判断的难题，以岩石物理配套实 验为指导，利用核磁共振分析技术，从中分别获得油和水核磁共振信号，利用核磁共振横向 弛豫时间反映油和水两相润湿面积，从而实现利用核磁共振技术判断润湿性，为探索核磁 共振测井技术直接判断储层润湿性奠定基础。如图1所示，为本发明实施例判断储层岩石 的润湿性的方法流程图，包括步骤101、分别测量油和水的自由弛豫时间根据选取岩心层位的地层水分析 资料和PVT(压力体积温度)分析资料，配制与实际地层矿化度接近的盐水，并选择与地 层原油粘度和成分接近的实验油，分别利用低场核磁共振分析仪采用自旋回波脉冲序列 (Carr-PurcelI-Meiboom-Gi 11, CPMG)测量油、水的核磁共振的自由弛豫信号，通过SVD (奇 异值分解)法数据反演(下面的数据反演方法一样，不再详细描述)，将时间域的回波信息 转换为横向弛豫信息，以获得自由弛豫时间T2分布；该步骤101中分别测量油和水的自由弛豫时间T2，此时要求测量时有足够的极化 时间(12秒)，以确保测量测量信号能反映流体信息。PVT为压力体积温度。
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步骤102、分别测量所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间将岩心饱和油或水， 分别测量饱和油或水时状态下岩心的核磁共振信号，通过数据反演获得饱和状态下横向弛 豫时间T2分布；该步骤102中分别测量油或水饱和状态的横向弛豫时间T2，此时要求测量时有足 够的极化时间(12秒)，以确保测量测量信号能反映孔隙结构以及流体信息。需要说明是 的是，步骤101和步骤102并无严格的时间先后顺序，先执行步骤101或先执行步骤102均可。步骤103、利用核磁共振技术测量所述油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信 号，并记录所述油和水两相共存时的含油饱和度值和含水饱和度值将饱和单相流体(油 或者水)的岩心驱替到一定的饱和度状态，记录油和水两相共存时的含油饱和度值和含水 饱和度值，并测量油和水两相共存的核磁共振横向弛豫信号，并通过数据反演处理获得油 和水共存时的横向弛豫时间T2分布。步骤104、通过添加顺磁离子技术，将所述油和水两相共存时的储层岩石的岩心浸 泡于大于或等于20000ppm浓度的顺磁溶液中，等待至少48小时，将所述油和水两相共存时 储层岩石的核磁共振信号分离，分别获取所述油和水两相共存时反映油湿和水湿面积大小 的所述油和水的横向弛豫时间将油和水两相共存的岩心浸泡于高浓度的顺磁溶液(氯化 锰或硫酸铜)中，等待至少48小时，使顺磁离子充分进入孔隙中水，此时测量该岩心核磁共 振信号。由于顺磁离子的存在，此时测量岩心的核磁信号没有水信号，只有油的核磁共振信 号，通过数据反演即可获得含油岩心的核磁共振横向弛豫时间T2分布；步骤104中将岩心浸泡于高浓度(大于或等于20000ppm)的顺磁溶液(氯化锰或 硫酸铜)中，需等待至少48小时，顺磁离子会扩散岩心中水中，测量的核磁共振信号只有 油信号的影响，从而获取所述油和水两相共存时反映油湿面积大小的所述油的横向弛豫时 间。具体为将所述油和水两相共存时的储层岩石的岩心浸泡于大于或等于20000ppm浓度 的顺磁溶液中，等待至少48小时后再次测量所述油和水两相共存时的储层岩石的岩心，获 取所述油和水两相共存时的所述油的核磁共振信号，利用所述油和水两相共存时储层岩石 的核磁共振信号和所述油的核磁共振信号进行时域差谱分析，获取所述油和水两相共存时 的所述水的核磁共振信号，根据所述油的核磁共振信号通过数据反演获取所述油和水两相 共存时反映油湿面积大小的所述油的横向弛豫时间T2，并根据所述水的核磁共振信号通过 数据反演获取所述油和水两相共存时反映水湿面积大小的所述水的横向弛豫时间。由于油 和水两种流体的核磁共振信号受孔隙表面积的影响，而油和水两相的表面积反映了润湿性 的大小，因此可以通过核磁共振的横向弛豫时间计算油和水两相共存时的润湿性指数，以 此来判断储层的润湿性。上述将所述油和水两相共存时的储层岩石的岩心浸泡于大于或等 于20000ppm浓度的顺磁溶液中，等待至少48小时后再次测量所述油和水两相共存时的储 层岩石的岩心，获取所述油和水两相共存时的所述油的核磁共振信号，利用所述油和水两 相共存时储层岩石的核磁共振信号和所述油的核磁共振信号进行时域差谱分析，以获取所 述油和水两相共存时的所述水的核磁共振信号，可以更加准确地获取所述油和水两相共存 时反映油湿面积大小的所述油的横向弛豫时间和所述油和水两相共存时反映水湿面积大 小的所述水的横向弛豫时间，在判断储层的润湿性时，准确度更高。步骤105、根据所述油和水的自由弛豫时间、所述油和水饱和状态下的横向弛豫时
6间、所述油和水的横向弛豫时间、所述含油饱和度值和含水饱和度值计算所述油和水两相 共存时的润湿性指数，以判断所述储层岩石的润湿性。前人利用式⑴可以定量判断岩石的润湿性，润湿指数的范围在[-1，1]之间，润 湿指数在[-1，0)之间，表示岩石是油湿的，越接近-ι表示油湿程度越强；而润湿指数在 (0，1]之间，表示岩石是水湿，越接近1表示水湿程度越强；润湿指数在0附近时，岩石是中 间润湿。将式(1)中的润湿表面积转换为核磁共振横向弛豫时间所得的润湿面积，核磁共 振岩心分析的结果可以反映润湿表面积，如式(2)所示，将式(2)代入式(1)中得式(3)，故 可以利用式(3)来定量判断储层岩石润湿性。々二^1^^^^“)
Aw +Ao其中，Iw表示润湿指数，无量纲-A表示水湿面积，m2 ；A。表示油湿面积，m2。T2+ρ-式(2)
1I^bν其中，T2,f表示流体的横向弛豫时间，ms ；T2jb表示流体的自由弛豫时间，ms ； P表 示流体的表面弛豫强度，cm/s ；A表示流体的润湿面积，m2 ；V表示流体体积m3。S.. /w =-
1 1 λ
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i.bo J其中Cp=么=^^式⑷
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^2,o,100 T2,b。其中，Sw表示含水饱和度值，％;T2,W表示该含水饱和度值Sw下水峰的横向弛豫时 间，ms ；S。表示含油饱和度值，％ ；T2j0表示该含油饱和度值S。下油峰的横向弛豫时间，ms ； T2jbw表示水的自由弛豫时间，ms ;T2jb0表示油的自由弛豫时间，ms ;CP表示水与油表面弛豫 率比值，无量纲，T2,w, 100表示饱和水时的横向弛豫时间，ms ；T2,。, 100表示饱和油时的横向弛豫 时间，ms ； P w表示水表面弛豫率，mm/ms ； P。表示油表面弛豫率，mm/ms。本发明实施例采用核磁共振测量技术，采用添加顺磁离心技术实现油和水核磁共 振信号分离，确定油和水两相共存时的相对面积大小，最终实现了储层岩石的润湿性判断， 该发明为最终利用测井资料判断储层岩石的润湿性奠定基础，为复杂储层识别和油层和水 层评价提供重要参数。本发明实施例实验选取某油田天然岩心3块，对岩心进行处理，使其恢复到原始 润湿性油湿状态，具体步骤为首先，清洗岩心；其次，建立岩心的初始油和水饱和度；最 后，将岩心浸泡在变压器煤油中，在油藏温度下“老化” 14天以上，将岩心的润湿性状态恢复 到油湿状态。本次实验是利用MARAN-2S的核磁共振仪器。实验温度为25°C，采用自旋回波脉 冲序列(CPMG)测量岩石的横向弛豫时间，设置回波间隔(TE)为0.4ms，等待时间(TW)为 6s、2s、0. 5s。当等待时间为6s时，润湿相流体和非润湿相流体都能够完全极化，而在2s和 0. 5s时，润湿相流体能够完全极化，非润湿相流体不能完全极化。为了保证所得到的数据具
7有可比性，整个实验采用相同的测量参数。实验步骤如下1、测量实验油和水的自由弛豫时间，测量结果如图2所示，其峰值分别120ms和 2082ms。2、对饱和油状态的岩心进行核磁共振测量，分别测量饱和油或水时状态下岩心的 核磁共振信号，通过数据反演获得饱和状态下的横向弛豫时间T2分布，测量结果见图3所
7J\ ο3、将饱和油岩心放在夹持器中，连入驱替设备，用一定矿化度(根据底层状况决 定矿化度大小)的水进行驱替，驱替速率为0. OOlml/min，最终使岩心处于残余油状态，即 油和水两相共存的状态，记录油和水两相共存时的含油饱和度值和含水饱和度值，并测量 该状态下长等待时间(TW = 6s)的核磁共振信息，结果见图4所示。4、将油和水两相共存的岩心浸泡于高浓度(大于或等于20000ppm)的顺磁溶液氯 化锰中，等待至少48小时，使顺磁离子充分进入孔隙中水，此时测量该岩心核磁共振信号。 由于顺磁离子的存在，此时测量岩心的核磁信号没有水信号，只有油的核磁共振信号，通过 数据反演即可获得油的核磁共振的横向弛豫时间T2分布，测量结果见图4。5、利用核磁共振信号进行时域差谱分析(TDA)，TDA差谱分析的结果如图4所示， 差谱分析的T2分布反映了水的核磁共振信号，其谱的特征和图2中水谱存在一定差别，这 是因为水并非完全为自由弛豫状态，部分信号来受水的表面弛豫影响，通过数据反演即可 获得水的核磁共振的横向弛豫时间T2分布，测量结果见图4。此时可以根据上述油和水的 自由弛豫时间、所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间、所述油和水的横向弛豫时间、所述 含油饱和度值和含水饱和度值计算所述油和水两相共存时的润湿性指数，以判断所述储层 岩石的润湿性。获得油和水两相的相对润湿表面积大小，利用式(3)和(4)可以计算并确 定岩石的润湿性指数。本发明实施例对3块岩心进行实验以获得岩样的润湿性程度，结果见图5所示。通 过实验分析可知该实验结果与岩心的润湿性程度一致，可见利用核磁共振岩心分析技术可 以定量确定岩心的岩石的润湿性指数，以较简便地判断岩石的润湿性。本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤是可以 通过程序来指令相关硬件来完成，所述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中，该 程序在执行时，包括上述全部或部分步骤，所述的存储介质，如R0M/RAM、磁盘、光盘等。以上所述的具体实施方式
，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步 详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式
而已，并不用于限定本发明 的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含 在本发明的保护范围之内。
权利要求
一种判断储层岩石的润湿性的方法，其特征在于，所述方法包括分别测量油和水的自由弛豫时间；分别测量所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间；利用核磁共振技术测量所述油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信号，并记录所述油和水两相共存时的含油饱和度值和含水饱和度值；通过添加顺磁离子技术，将所述油和水两相共存时的储层岩石的岩心浸泡于大于或等于20000ppm浓度的顺磁溶液中，等待至少48小时，将所述油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信号分离，分别获取所述油和水两相共存时反映油湿和水湿面积大小的所述油和水的横向弛豫时间；根据所述油和水的自由弛豫时间、所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间、所述油和水的横向弛豫时间、所述含油饱和度值和含水饱和度值计算所述油和水两相共存时的润湿性指数，以判断所述储层岩石的润湿性。
2.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述分别测量油和水的自由弛豫时间，包括分别测量极化时间大于或等于12秒时油和水的自由弛豫时间。
3.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述分别测量所述油和水饱和状态下的横向 弛豫时间，包括分别测量极化时间大于或等于12秒时所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间。
4.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述通过添加顺磁离子技术，将所述油和水两 相共存时的储层岩石的岩心浸泡于大于或等于20000ppm浓度的顺磁溶液中，等待至少48 小时，将所述油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信号分离，分别获取所述油和水两相 共存时反映油湿和水湿面积大小的所述油和水的横向弛豫时间，包括将所述油和水两相共存时的储层岩石的岩心浸泡于大于或等于20000ppm浓度的顺磁 溶液中，等待至少48小时，再次测量所述油和水两相共存时的储层岩石的岩心，获取所述 油和水两相共存时的所述油的核磁共振信号，利用所述油和水两相共存时储层岩石的核磁 共振信号和所述油的核磁共振信号进行时域差谱分析，获取所述油和水两相共存时的所述 水的核磁共振信号，根据所述油的核磁共振信号通过数据反演获取所述油和水两相共存时 反映油湿面积大小的所述油的横向弛豫时间，并根据所述水的核磁共振信号通过数据反演 获取所述油和水两相共存时反映水湿面积大小的所述水的横向弛豫时间。
5.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述顺磁溶液包括如下之一氯化锰、硫酸铜。
6.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述根据所述油和水的自由弛豫时间、所述油 和水饱和状态下的横向弛豫时间、所述油和水的横向弛豫时间、所述含油饱和度值和含水 饱和度值计算所述油和水两相共存时的润湿性指数，包括首先根据所述油和水的自由弛豫时间、所述油和水饱和状态下的横向弛豫时间通过如 下公式计算所述水和油的表面弛豫率比值 1 __Cp=^= ^00 ，其中，T2, bw表示水的自由弛豫时间，ms ;T2, b0表示油的自由弛Po---^2,o,100 T2,b。豫时间，ms ;CP表示水与油表面弛豫率比值，无量纲；T2,w,1(1(1表示水饱和状态下的横向弛豫时间，ms ;T2jOj100表示油饱和状态下的横向弛豫时间，ms ； Pw表示水表面弛豫率，mm/ms ； P。 表示油表面弛豫率，mm/ms ；然后根据所述油和水的自由弛豫时间、所述水和油的表面弛豫率比值、所述油和水的 横向弛豫时间、所述含油饱和度值和含水饱和度值计算所述油和水两相共其中，Sw表示含水饱和度值，％;T2,W表示该含水饱和度值Sw下水的横向弛豫时间，ms ；S。表示含油饱和度值，％ ;T2,。表示该含油饱和度值 S。下油的横向弛豫时间，ms。
全文摘要
本发明提供一种判断储层岩石的润湿性的方法，包括分别测量油和水的自由弛豫时间；分别测量油和水饱和状态下的横向弛豫时间；利用核磁共振技术测量油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信号，并记录油和水两相共存时的含油饱和度值和含水饱和度值；将油和水两相共存时的储层岩石的岩心浸泡于大于或等于20000ppm浓度的顺磁溶液中，等待至少48小时，将油和水两相共存时储层岩石的核磁共振信号分离，分别获取反映油湿和水湿面积大小的油和水的横向弛豫时间；根据油和水的自由弛豫时间、油和水饱和状态下的横向弛豫时间、油和水的横向弛豫时间、含油饱和度值和含水饱和度值计算油和水两相共存时的润湿性指数，以判断储层岩石的润湿性。
文档编号G01N24/08GK101915716SQ201010226290
公开日2010年12月15日 申请日期2010年7月6日 优先权日2010年7月6日
发明者刘忠华, 周灿灿, 徐红军, 李潮流, 胡法龙 申请人:中国石油天然气股份有限公司