曾 隽，易明华，聂 军，张婷婷，杨媛媛，李小越

（中国石油化工股份有限公司 华东油气分公司，江苏 扬州 225008）

润湿性是指岩石表面对特定流体的亲和力。由于页岩孔隙系统的低渗透性和复杂性，强制驱替技术很难用于测定其润湿性，目前储层岩石的润湿性通常用Amott 润湿性指数、美国矿务局(USBM)润湿性指数、流体/岩石接触角测量法以及岩石样品中流体自吸实验定量确定，或使用核磁共振和Zeta 电位测量定性确定。在国内，接触角的测量及自吸实验被广泛应用于页岩润湿性的特征表征。润湿程度的表征参数主要有附着功和界面张力，其中界面张力在致密岩石开发中有着重要意义。但目前尚没有文献将接触角与界面张力建立直接联系，这些方法仅能单纯宏观测量评价。

为了进一步深化实验意义，准确评价页岩润湿性，该研究采用德国KRUSS 公司生产的视频光学接触角测量仪， 基于接触角法评价岩石润湿性，以水、白油为实验流体，得出不同流体条件下页岩接触角，随后根据杨氏方程，计算液体和固体表面分子的极性力及色散力，得出岩石表面能，基于界面张力计算模型得出固液界面张力，可定量表征页岩润湿性特性。

1 实验设备与材料

实验采用德国KRUSS 公司生产的视频光学接触角测量仪DSA100。

DSA100 视频光学接触角测量仪通过光学视频的原理，采用悬滴法来测量液体的静态接触角及液体的表面、界面张力，以及计算固体的表面自由能及分布等参数，最大样品体积（300×∞×150）mm；样品尺寸（105×105）mm ；接触角测量范围0°～180°，分辨率±0.1°；表面张力测量范围1×10-2～100 mN/m，分辨率0.1 mN/m ;光学系统7-fold Zoom；视野范围FOV3.2～22.5 mm，光漂离补偿；聚焦模块；摄像系统用高性能的取景器，最大1 000 桢/秒。

2 实验步骤及结果

打开 ADVANCE 软件，点击进入样品测试界面，输入测试名称、温度及测试液体信息。调节样品台高度，使基线（样品表面）处于合适位置；调整 DSA100 仪器上的 Focus 和Zoom 旋钮，得到清晰图像。

选择合适的拟合方法，控制滴定系统，产生适当体积液滴，通过调节针头升降，将液滴轻轻放置在样品表面。提升针头使其脱离液体，读取测试结果。

表1 不同井水/岩石及白油/岩石间的接触角对比Table 1 Comparison of contact angles between different well water/rock and oil/rock

根据实验结果可以看出，JY194-3 井、SY1 井、NY1 井、LY2 井和PY1 井既亲油又亲水，其中NY1井第三小层水/岩石的接触角为43.28°，相较于其他井的每个层位，水的接触角最低，白油的接触角最高，意味着其更具有亲水性；LY2 井第一小层白油/岩石的接触角为31.67°，相较于其他井的每个小层，白油的接触角最低，意味着其更具有亲油性。

将不同压力体系、不同解析速率下的井进行对比，发现不管是常压还是超压，页岩的水/岩石的接触角均高于白油/岩石的接触角，说明实验样品更具有亲油性，其中常压井的白油/岩石的接触角相对较低，即更具有亲油性；超压井的水/岩石的接触角较低，即更具有亲水性。在解析速率方面，发现高解析速率的页岩气井其亲水、亲油的程度均高于低解析速率的页岩气井，如图1 所示。

图1 接触角与压力系数及解析速率之间的相关性对比Fig.1 Correlation between contact angle and pressure coefficient and analytic rate

3 讨论与分析

3.1 润湿性与黏土含量的关系

岩石的润湿性受不同矿物相对含量的影响，石英、绿泥石和伊利石亲水，方解石和长石为中间润湿型，白云石、伊蒙混层和高岭石属于亲油型。图2所示为接触角与黏土含量之间的相关性对比情况。

图2 接触角与黏土含量之间的相关性对比Fig.2 Correlation between contact angle and clay content

通过对每口井目标层位全岩黏土含量分析，发现黏土含量最高的为NY1 井第三小层，其水/岩石的接触角为43.28°，白油/岩石的接触角为59.07°。黏土含量最低的为LY2 井第一小层，其水/岩石的接触角为45.08°，白油/岩石的接触角为31.67°，图2 分析结果与前述内容中NY1 井第三小层更具有亲水性，LY2 井第一小层更具有亲油性的实验结果一致，也就意味着岩石的润湿性与黏土矿物含量有关。但是，图中LY2 井第二小层与第三小层几乎含有相同的矿物含量，却呈现不同的润湿性特点。可以发现页岩的润湿性特性具有复杂性和唯一性，无法单一从矿物成分来界定。

3.2 润湿性与TOC 的关系

页岩有机碳含量（TOC）是衡量页岩气产量的重要参数，一般认为TOC大于2%才具有商业开采价值[7]。通过对比不同井、不同层位的接触角与TOC含量数据，发现TOC相对较高的是JY194-3 井与LY2 井，其水/岩石的平均接触角分别为49.2°，51.24°；白油/岩石的平均接触角分别为44.13°，38.89°，均小于其余3 口井，由此可以发现，页岩TOC越高，其白油/岩石的接触角越低，即亲油的程度越高；但水/岩石的接触角变化不大，即对亲水性影响不大，如图3 所示。

图3 接触角与TOC 之间的相关性对比Fig.3 Correlation between contact angle and TOC

3.3 界面张力定量表征

水-油-固体系统中的三相交界处，其表面能的平衡关系符合杨-裘比原理，见式（1）。

式中：δos为油与固体间的界面张力， mN/m；δws为水与固体间的界面张力， mN/m；δow为油与水间的界面张力， mN/m；θ为接触角，（°）。

为了进一步利用实验资料，引入界面张力计算模型，对岩石的润湿性进行定量表征。1968 年Fowkes 提出不同介质之间存在表面张力，介质的性质决定了表面张力的大小。Owens 和Wendt 等在此基础上提出液体与固体的表面存在表面自由能，是极性力和色散力的总和，两相介质之间存在界面张力。并且提出了计算方程，即

式中：δ1为固体表面能，分为极性力及色散力；δ2为液体表面能，分为极性力及色散力；为固液间的界面张力。

采用粗选II的泡沫作为给矿进行二段精选试验，主要考察了再磨细度对精矿指标的影响。再磨细度试验结果见图11。从图中可知，随着再磨细度的增加，精矿产品中铜、钼品位逐渐升高，但是作业回收率呈下降趋势，可见再磨细度在-0.043mm占82%左右时选矿指标较好。

极性力主要来自偶极作用、氢键作用及路易斯酸碱作用；色散力主要来自范德法力[8]。通过已知液体表面能以及液体和固体接触角，可以计算出固体表面能，从而得出固液间的界面张力。两相物质间分离需要做功，其接触类似于2 只手抓握——只有相似性质的2 只手才能紧紧握住对方，其界面张力就小。

根据Owens 和Wendt 等的理论及计算模型，假设在两相界面中，上部A 的表面能和下部B 的表面能均为50 mN/m，上部A 的极性力为40 mN/m，色散力为10 mN/m，下部B 的极性力为10 mN/m，色散力为40 mN/m。若接触角为53°，通过OWRK 方程计算得出两者界面张力为20 mN/m[4]。这里界面张力的计算采用几何法——OWRK 法。

当实验结果出现2 个相似的角度，无法通过接触角来判断页岩润湿性特性的情况下，引入表面自由能计算模型，计算出界面张力，可以更加直观地评价页岩润湿性特性。实验中，NY1 井第一小层与NY1井第三小层，其水/岩石的接触角分别为43.23°，43.28°，将其代入以上的计算公式进行换算，得出界面张力分别为4.03 mN/m，4.95 mN/m，界面张力对比见表2，从而可以直观地评价其润湿性情况。

表2 界面张力对比Table 2 Interfacial tension contrast

4 结论

1）根据实验结果得出结论：JY194-3 井、SY1井、NY1 井、LY2 井、PY1 井既亲油又亲水，但程度均有所不同，其中NY1 井第三小层其水/岩石的接触角为43.28°，相较于其他井的每个层位，水的接触角最低，白油的接触角最高，意味着更具有亲水性；LY2 井第一小层其白油/岩石的接触角为31.67°，更具有亲油性。结合解析速率发现，在相同条件下，亲油程度越高其含气量越高；

2）通过对比不同井不同层位的接触角与TOC数据，发现TOC相对较高的JY194-3 井与LY2 井，其水/岩石的平均接触角分别为49.2°，51.24°；白油/岩石的平均接触角分别为44.13°，38.89°，均小于其余3 口井，由此可知页岩TOC越高，其亲油的程度越高，但水的润湿性无影响；

3）通过对每口井目标层位全岩黏土含量分析，发现黏土含量最高的为NY1 井第三小层，其水/岩石的接触角为43.28°，白油/岩石的接触角为59.07°；黏土含量最低的为LY2 井第一小层，其水/岩石的接触角为45.08°，白油/岩石的接触角为31.67°。可见页岩的润湿性与黏土含量有关，但不能单独用矿物含量参数来衡量页岩润湿性的大小；

4）文中NY1 井第一小层与NY1 井第三小层，其水/岩石的接触角分别为43.23°，43.28°，差别较小，无法判别其润湿性，将其代入以上的计算公式进行换算，得出界面张力分别4.03 mN/m，4.95 mN/m。通过界面张力的计算模型，发现其润湿程度存在明显差异，相对于接触角，界面张力可以更直观地判断页岩的润湿性特征。