一种基于CT扫描的油‑盐水接触角测量系统的制作方法

本实用新型关于石油工程技术领域，特别是关于石油工程领域的测量技术，具体的讲是一种基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统。

背景技术：

随着油田的日益开采，油田整体进入高含水时期，采油效率日渐下降。因此，清楚了解油藏特性、提高原油采收率迫在眉睫。油藏岩石在长期的水驱过程中，孔隙结构、壁面化学性质和界面张力的改变，导致油藏的润湿性发生改变。而地层多孔介质中的毛管力和相对渗透率在很大程度上受到润湿角的影响，它们是控制多相流中流动特征极其重要的参数。因此，如何准确实际的测量油水两相接触角，对于研究油层孔隙介质特性以及提高采收率技术的发展具有重大意义。

油水两相接触角的影响因素很多，如温度、压力、矿物组成、流体组成以及岩石表面粗糙度等。传统的油-盐水-岩石体系接触角的测量系统存在以下不足：

(1)、测量部位简单且单一，数据稀少，结论不统一；

(2)、实验采用理想光滑材料或人造材料，未考虑实际岩石的表面粗糙度、矿物组成多样性和孔隙结构非均质性等因素；

(3)、大多数系统在常温常压条件下进行接触角测量，未能考虑油藏高温高压条件；

(4)、一次实验只能测量一次接触角，实验过程复杂，实验装置要求条件高，测量误差大。

因此，如何研究和开发出一种新的测量系统，其可以更准确的测量油水两相接触角，在油田整体进入高含水时期，采油效率日渐下降现状下显得尤为急迫。

技术实现要素：

为了克服传统油-盐水系统的接触角测量系统的局限性与不足，本实用新型提出了一种基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统，可以实现对油水两相接触角的测量。

本实用新型的目的是，提供一种基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统设备，所述基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统包括：

第一水罐1；

注入泵2，所述注入泵2的入口与所述第一水罐1相连接；

盐水注入泵4，所述盐水注入泵4的一端与所述注入泵2的出口通过软管相连接，另一端与一岩心夹持器6的入口相连接；

油相注入泵3，所述油相注入泵3的一端与所述注入泵2的出口通过软管相连接，另一端与一岩心夹持器6的入口相连接；

所述岩心夹持器6内部设置有岩心7，一X射线源5用于扫描所述岩心7，一信号接收器9与所述X射线源5相连接；

围压泵12，与所述岩心夹持器6的围压口相连接；

毛细计量器8，与所述岩心夹持器6的出口端相连接；

回压泵10，与所述毛细计量器8相连接；

第二水罐11，与所述回压泵10相连接；

所述围压泵12，还与所述第二水罐11相连接。

在本实用新型的优选实施方式中，所述基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统还包括CT载物台，所述岩心夹持器6放置于所述CT载物台上。

在本实用新型的优选实施方式中，所述X射线源5放置于所述CT载物台。

在本实用新型的优选实施方式中，所述信号接收器9为平板接收器。

在本实用新型的优选实施方式中，所述基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统还包括显示器13，与所述信号接收器9相连接。

在本实用新型的优选实施方式中，所述盐水注入泵4中设置有质量分数为8％碘化钾的盐水

在本实用新型的优选实施方式中，所述油相注入泵3中设置有染色煤油。

在本实用新型的优选实施方式中，所述基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统还包括：

设置于所述第一水罐1与所述注入泵2之间的第一阀门14；

设置于所述注入泵2与所述盐水注入泵4以及油相注入泵3之间的第二阀门15；

设置于所述第二阀门15与所述盐水注入泵4之间的第三阀门16；

设置于所述第二阀门15与所述油相注入泵3之间的第四阀门17；

设置于所述岩心夹持器6与所述盐水注入泵4以及油相注入泵3之间的第五阀门20；

设置于所述第五阀门20与所述盐水注入泵4之间的第六阀门18；

设置于所述第五阀门20与所述油相注入泵3之间的第七阀门19；

设置于所述毛细计量器8与所述回压泵10之间的第八阀门21；

设置于所述回压泵10与所述第二水罐11之间的第九阀门23；

设置于所述第二水罐11与所述围压泵12之间的第十阀门25；

设置于所述岩心夹持器6与所述围压泵12之间的第十一阀门24；

与所述回压泵10相连接的第十二阀门22；

与所述围压泵12相连接的第十三阀门26。

本实用新型的有益效果在于，提供了一种基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统，实现了在模拟地层温度下对油-盐水接触角的测量、孔隙尺度下测量不同位置的接触角、岩芯不同含水饱和度下测量动态接触角。

为让本实用新型的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本实用新型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实用新型的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本实用新型实施例提供的一种基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统的示意图；

图2为岩芯CT扫描后油-盐水两相接触角测量示意图。

附图标记：

第一水罐 1

注入泵 2

油相注入泵 3

盐水注入泵 4

X射线源 5

岩心夹持器 6

岩心 7

毛细计量器 8

信号接收器 9

回压泵 10

第二水罐 11

述围压泵 12

显示器 13

第一阀门 14

第二阀门 15

第三阀门 16

第四阀门 17

第六阀门 18

第七阀门 19

第五阀门 20

第八阀门 21

第十二阀门 22

第九阀门 23

第十一阀门 24

第十阀门 25

第十三阀门 26

具体实施方式

下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型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实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，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，都属于本实用新型保护的范围。

近年来，CT技术在石油工程领域的广泛应用，终于使精确获得孔隙结构及其流体分布的二维或三维信息图像成为了可能。通过孔隙结构的提取以及各相流体的分离，可以精确测量油-盐水-岩石系统的接触角。

图1为本实用新型实施例提供的一种基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统的示意图，请参阅图1，该系统包括：

第一水罐1；

注入泵2，所述注入泵2的入口与所述第一水罐1相连接；

盐水注入泵4，所述盐水注入泵4的一端与所述注入泵2的出口通过软管相连接，另一端与一岩心夹持器6的入口相连接；

油相注入泵3，所述油相注入泵3的一端与所述注入泵2的出口通过软管相连接，另一端与一岩心夹持器6的入口相连接；

所述岩心夹持器6内部设置有岩心7，一X射线源5用于扫描所述岩心7，一信号接收器9与所述X射线源5相连接。在本实用新型的其他实施方式中，该系统还可包括CT载物台，所述岩心夹持器6放置于所述CT载物台上，所述X射线源5放置于所述CT载物台。可调整X射线源5与岩芯7的距离，以保证扫描图像的清晰度和分辨率。在具体的实施方式中，所述信号接收器9为平板接收器。X射线源扫描岩心7，射线的强度会降低，且不同的孔隙结构会造成不同程度的强度降低，因此平板接收器会接收到一系列强度值。

围压泵12，与所述岩心夹持器6的围压口相连接；

毛细计量器8，与所述岩心夹持器6的出口端相连接；

回压泵10，与所述毛细计量器8相连接；

第二水罐11，与所述回压泵10相连接；

所述围压泵12，还与所述第二水罐11相连接。

在本实用新型的其他实施方式中，该系统还包括显示器13，与所述信号接收器9相连接。在具体的实施方式中，所述信号接收器9为平板接收器。X射线源扫描岩心7，射线的强度会降低，且不同的孔隙结构会造成不同程度的强度降低，因此平板接收器会接收到一系列强度值。显示器将不同的强度值通过附图显示出来，从附图上可见油-盐水的接触角。在其他实施方式中，后续还可借助其他工具更精确的从附图上测量接触角的具体数值。

在本实用新型的其他实施方式中，所述盐水注入泵4中设置有质量分数为8％碘化钾的盐水，所述油相注入泵3中设置有染色煤油。

在本实用新型的其他实施方式中，所述基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统还包括：

设置于所述第一水罐1与所述注入泵2之间的第一阀门14；

设置于所述注入泵2与所述盐水注入泵4以及油相注入泵3之间的第二阀门15；

设置于所述第二阀门15与所述盐水注入泵4之间的第三阀门16；

设置于所述第二阀门15与所述油相注入泵3之间的第四阀门17；

设置于所述岩心夹持器6与所述盐水注入泵4以及油相注入泵3之间的第五阀门20；

设置于所述第五阀门20与所述盐水注入泵4之间的第六阀门18；

设置于所述第五阀门20与所述油相注入泵3之间的第七阀门19；

设置于所述毛细计量器8与所述回压泵10之间的第八阀门21；

设置于所述回压泵10与所述第二水罐11之间的第九阀门23；

设置于所述第二水罐11与所述围压泵12之间的第十阀门25；

设置于所述岩心夹持器6与所述围压泵12之间的第十一阀门24；

与所述回压泵10相连接的第十二阀门22；

与所述围压泵12相连接的第十三阀门26。

通过上述多个阀门可以控制各个部件之间的开断。其中第十二阀门22、第十三阀门26用于排水。

下面详细介绍本实用新型提供的基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统的工作流程。在该实施例中，所述盐水均为质量分数为8％碘化钾的盐水。所述油相均为染色煤油，具体工况要求可根据不同的使用场景进行设置。

1.将岩芯7抽真空，饱和盐水，加压至具体工况要求，静止24小时，使岩芯7初步被盐水充分饱和。

2.将岩芯7装入岩芯夹持器6，第一水罐1与注入泵2的入口相连。盐水注入泵4和油相注入泵3的一端都与注入泵2的出口相连，另一端都与岩芯夹持器6的入口相连。岩芯夹持器6的出口端与毛细计量器8相连后接入回压泵10，岩芯夹持器6的围压口与围压泵12通过软管线路相连，回压泵10和围压泵12与水罐11相连，并检查整个装置的气密性，并排出管内空气。

3.将整个岩芯夹持器6垂直放置到CT载物台上，调整X射线源5与岩芯7中轴线的距离，以保证扫描图像的清晰度和分辨率，将信号接收器9与显示器13相连。

4.启动注入泵2，通过中间油相注入泵3注入100倍孔隙体积的盐水，确保岩芯7被盐水100％饱和，对于岩芯夹持器6缓慢增加温度和压力至具体工况要求，并通回压泵10和围压泵12设置适当回压和围压，静置24小时，使盐水与孔隙颗粒表面之间达到饱和状态下的化学平衡。

5.进行油-盐水两相平衡接触角的测量：启动注入泵2，同时开启盐水注入泵4和油相注入泵3，保证流速较低且相等，使毛管数不超过10^-6，同时注入10倍孔隙体积的盐水和10倍孔隙体积的油，静置12小时，然后进行CT三维扫描。

6.进行饱和油过程中接触角的测量：启动注入泵2，打开油相注入泵3，在保证毛管数不超过10^-6时，以较低流量分别注入达到1倍、5倍、10倍、20倍孔隙体积的油，均进行CT三维扫描。

7.进行饱和盐水过程中接触角的测量：启动注入泵2，打开盐水注入泵4，保证毛管数不超过10^-6，以较低流量分别注入达到1倍、5倍、10倍、20倍孔隙体积的盐水时，均进行CT三维扫描。油相此时以残余相状态附存在孔隙内。

8.CT扫描后，步骤5得到的是油-盐水两相平衡接触角。当岩芯亲水时，步骤6得到的是油-盐水后退平衡接触角，步骤7得到的是油-盐水前进接触角；当岩芯亲油时，步骤6得到的是油-盐水前进平衡接触角，步骤7得到的是油-盐水后退接触角。

9.利用显示器可以显示步骤5得到的油-盐水两相平衡接触角，当岩芯亲水时，显示步骤6得到的油-盐水后退平衡接触角，步骤7得到的油-盐水前进接触角。当岩芯亲油时，显示步骤6得到的油-盐水前进平衡接触角，步骤7得到的油-盐水后退接触角。如图2所示，为岩芯CT扫描后油-盐水两相接触角测量示意图。

后续在实际的使用过程中，还可以利用计算机对CT扫描得到的数据进行图像重建，在调整对比度和滤镜处理后，既可以得到岩芯孔隙结构以及不同位置的油-盐水分布状态，从而可以对油盐水两相接触角进行测量。

综上所述，本实用新型提出了一种基于CT扫描的油-盐水接触角测量系统，可以在模拟地层高温高压的条件下在孔隙内原位置对油-盐水两相接触角进行测量，并且采用天然岩芯，考虑了孔隙壁面非均质性、矿物组成以及粗糙度等对油-盐水两相接触角的影响，可以测量岩芯不同含水饱和度下的油-盐水两相接触角，并且一次扫描下同一含水饱和度下可以测量多个位置的接触角，测量数据多，准确度高，测量数据可以直接作为孔隙级别有限元数值模拟的参数输入。实现了在模拟地层温度下对油-盐水接触角的测量、孔隙尺度下测量不同位置的接触角、岩芯不同含水饱和度下测量动态接触角。

本实用新型的有益效果在于：

(1)利用X射线CT扫描技术，实现了在孔隙尺度下对油-盐水的原始位置状态下的两相接触角的测量。

(2)CT扫描精度高，扫描范围大，一次扫描后可以得到大范围的油-盐水分布状态，从而可以进行不同位置的多次油-盐水两相接触角的测量，相比传统已有的方法更加省时省力且误差更小。

(3)岩芯为油藏地层岩芯，考虑了孔隙表面的粗糙度、矿物组成以及孔隙结构非均质性等对油-盐水接触角的影响。

(4)考虑了地层温度和压力的影响。

(5)测量润湿角的同时，可以获得岩芯的含水饱和度和含油饱和度。

(6)可以测量整个驱替过程中任意含水饱和度下油-盐水两相接触角，可以测量油-盐水两相的平衡接触角、前进接触角以及后退接触角，可以测量岩芯孔隙在长期水驱过程中润湿角的变化。

本实用新型中应用了具体实施例对本实用新型的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本实用新型的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本实用新型的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本实用新型的限制。