储层润湿性与流体粘度评价

润湿性评价

  润湿性是“一种液体与另一种不相容的液体接触的情况下,其在固体表面扩散或吸附的趋势”。这种“扩散或吸附的行为”被称作润湿。润湿性一般被分为油湿、水湿和中间润湿三类,它是储层中的流体与储层岩石之间相互作用的结果,对储层的毛管力、相对渗透率以及剩余油饱和度等参数都有着的影响。储层润湿性的准确评价对于制定合理的油田开发方案及提高采收率措施具有重要的指导作用。
  常用的储层润湿性评价方法有三种,分别为润湿角测定法,自吸法(Amott法)以及离心机法(USBM法),但这三种方法都有其各自的局限性。而核磁共振技术能够快速无损地获取岩石孔隙的物性信息,可以通过岩石表面性质变化引起所测量的弛豫时间的改变,来对润湿性进行评价,具有其独特的优越性。储层岩性的不同,润湿性评价的结果也大不相同,因而根据不同岩性对核磁共振评价储层润湿性的方法进行了归纳整理。


流体粘度评价

  流体的粘度被定义为流体中任一点上单位面积的剪应力与速度梯度的比值,它是流体(气体或液体)内摩擦而引起的阻力。因此,流体的粘度即为流体内部某一部分相对于另一部分流动时摩擦阻力的量度。流体粘度的大小对于它在地层中或管路中的流动计算是很重要的参数。粘度的高低表明流体流动的难易,粘度愈大,流动阻力愈大,越难流动。
  核磁共振测井是目前为止唯一能够提供油的粘度信息的测井方法。油的一个很重要的NMR性质就是它的T1或T2与粘度和扩散系数有关,利用这个关系可由核磁共振测井得到的T2值,估算油的粘度。Vinegar通过实验认为纵向驰豫时间T1或横向驰豫时间T2与原油粘度 η有较好的相关性,其关系式为 :

\[T_{1,2lm} =\frac{C_{1}T_{K}}{298\eta}\]

式中,T1,2lm为T1或T2的对数平均数,ms;TK为绝对温度,K;η为粘度,cP;C1为经验常数。
  Vinegar 也建立了扩散系数D与粘度η的关系:

\[D=\frac{C_{2}T_{K}}{298\eta}\]

式中,D为扩散系数,10-5cm2/s ;TK为绝对温度,K;η为粘度,cP;C2为经验常数。

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