油气储层岩石孔隙分析

2．2．4．1　CT扫描技术（XRCT）

X射线CT扫描技术目前广泛应用于生物医学、材料科学、药物开发和制造业、合成工业、医学研究、地质学、动植物学、建筑材料、造纸业等研究领域。在研究多孔介质结构方面，国外已有20多年的应用历史，但研究精度远远高于实际天然岩心的孔隙尺度。随着技术的进步，CT图像质量有了质的飞跃，国外研究者已实现空间分辨率达到小于10μm。近年来，随着技术的进步与石油勘探和生产中低孔、低渗油田比例不断增加，对低渗透岩石的微观孔隙结构研究的任务更加紧迫。通过CT扫描技术来表达岩石孔隙的分布和变化，不仅样品选取灵活、大小相宜、快速、干扰少，而且具有一定的大尺度、立体性和直观效果。

CT扫描（计算机辅助层析成像法）是一种非破坏性技术，它提供了在流体流动过程（如钻井液通过岩心）中固结和非固结岩样的一种详细的二维和三维图像分析，并确定诸如原子序数、孔隙度、体密度和流体饱和度等有关数据。

X射线源可以围绕着静止不动的样品旋转，或是围绕岩心旋转，X射线源保持静止不动。按不同角度、不同岩心横截面，测量穿过样品的X射线强度，并以此重现孔隙物质的特殊性质。这些图形考虑到了垂向、水平、横剖面的图像重现，对认识和理解不同作用形成的孔隙岩石很有价值（图2－6）。

图2－6　CT扫描显示的岩石导通性效果

CT扫描技术可以检测和评估岩心的内部结构、层理面、裂缝和结核、岩性变化、体积密度等。CT扫描技术作岩相学分析和矿物测定以及对地层伤害的诊断，可以得到流体饱和度、岩石密度和孔隙度资料及钻井液侵入后清晰的三维图像，三维图像是由一套连续的岩心剖面图像切片再组合而获得的。对井壁取心的岩心做CT扫描能提供钻井流体和固相颗粒侵入程度及压实程度方面有价值的资料。在测试油气层岩石（常规岩心）伤害时，CT扫描还能用来监测钻井液或具有强光子吸收的钻井液添加剂的侵入状况，借以确定油气层伤害的类型和程度。

2．2．4．2　电镜扫描技术（SEM）

引起地层伤害的岩石和流体的相互作用，是含油气地层孔隙空间中的孔隙充填的和孔壁附着的矿物直接接触的结果。运用扫描电子显微镜可以阐述矿物分析，观察这些矿物的丰度、大小、拓扑结构和形态。SEM分析能提供定性和定量的化学分析，但因为非晶物质没有清晰的形态特征，因此，必须结合偏振光显微镜（PCM）和X射线衍射等其他技术来描述结晶和非结晶相。在SEM分析中，可以用能量色散光谱仪器及附件来测定含铁矿物，用环境SEM来直接观察因沉积物在孔隙介质中滞留造成孔隙结构的变化，用低温扫描电子显微镜来直接观察相对于孔隙空间中颗粒和黏土的形状和空间展布的流体分布。SEM也用来研究储层岩石润湿性及其反转情况。

SEM工作原理是基于检测和分析高能量电子束聚焦在样品上所发射出的辐射（图2－7）。它考虑到了包括其成分和拓扑结构在内的各种各样的样品性质的检测。SEM扫描电镜能大大增进对孔隙结构及其孔隙充填和孔壁附着物特征变化的认识，对认识敏感性矿物的大小、产状分布、岩石的孔隙形状、喉道大小、颗粒表皮层和孔喉壁的结构等有其独到之处（图2－8），它直观、快速和有效。同时，它还能观察与流体接触后孔喉堵塞的情况等，配合能谱仪，还能进行与地层伤害有关的Fe离子鉴定等单元素分析，因此，在保护油气层中，SEM也是不可缺少的一项关键技术。

图2－7　扫描电镜成像原理

2．2．4．3　薄片岩石学技术（TSP）

薄片岩石学技术通过鉴定岩样薄片来确定结构、分选、组构、原生与次生孔隙度、裂缝类型、碎屑岩和自生黏土矿物的位置及相对丰度、基质矿物分布、胶结物质和孔隙结构。岩石薄片鉴定与数字成像系统相结合的岩石薄片显微图像分析是近年来发展起来的一项新技术，包括岩石薄片的鉴定、荧光薄片和铸体薄片的图像分析。

早期的岩石薄片鉴定报告只有文字描述，没有显微镜图片，随着显微镜技术的进步，利用摄像技术可以获得影像，把偏光显微镜成像方法和数码照相技术有机结合起来，对岩石薄片中有代表性、具有普遍意义和特征性的部位，进行多物镜、多光性、多视域的图像采集并记录于电脑中，形成反映地质特征的系列数字照片，进行图文信息的统一管理，对信息保存和利用具有重要的价值。

图2－8　某海上油田2396．77～2396．87m岩心扫描电镜（放大100倍／显示100μm）

岩石薄片显微图像技术原理是借助显微镜，与数字成像系统相结合，在透射光下进行常规薄片的矿物鉴定、岩石定名及铸体薄片的孔、缝、喉的观察，在落射光下对荧光薄片进行烃类物质的状态及其与储层关系的观察、研究，对岩石薄片代表性视域进行显微数字图像采集。在此基础上，导入分析系统对图像进行分析计算，观察储层中岩石成分、结构、构造，研究储集空间有效程度及油气在岩石中的赋存状态，从而对油气显示进行识别和确认，对油水进行量化评价。

薄片岩石技术可以在单偏光镜下观察造岩矿物的晶形、解理、颜色、突起等级、包裹体特征、多色性及吸收性；在正交偏光镜下观察矿物的最高干涉色、消光类型及消光角、测定延性符号以及观察双晶类型；在锥光镜下选择近于垂直光轴的颗粒，由干涉图的特征确定非均质体矿物的轴性、光性、光轴角等；通过岩石薄片观察，来确定造岩矿物的种类、大致含量、结构、构造特征，以便协助全面地了解岩石的类型及矿物属性。

薄片岩石学（TSP）在大部分情况下就是岩石图像分析（PIA）理论的一部分，只是薄片岩石学更明确了分析对象的属性，而岩石图像分析代表了更加广泛意义上的图像分析方法。都采用连接显微镜的标准照相机或数字摄像机，采用计算机辅助数字图像储存和分析，并通过分析确定结构属性，得出含油气层岩石特征，推测包括结构参数、颗粒大小和分布、拓扑结构、结构特征定向属性、孔隙体、孔喉大小、孔隙度、渗透率、毛细管压力和地层因子在内的一些重要岩石物理参数，为开发方案和储层保护提供依据。

2．2．4．4　核磁共振法（NMR）

核磁共振波谱法是一种非破坏性技术，它借助于磁场中质子的射频共振方法来测量自旋－晶格和自旋－自旋的弛豫时间，以便用专门推导的关系式来得出包括孔隙度、渗透率、游离液体和束缚流体在内的岩石物理参数。由于孔隙介质中细粒的移动、运移和滞留使孔隙度发生变化，因此NMR方法也可用来鉴定细粒侵入过程中的岩心塞检测。利用NMR图像技术，可以鉴定黏土颗粒悬浮液注入导致黏土颗粒在天然沉积岩石内部的侵入，不同时间测量的质子自旋－晶格的弛豫时间剖面实际上表明黏土细粒侵入岩心塞的影响程度。这种信息可用来确定黏土细粒的穿透深度和细粒侵入对渗透率的影响。

核磁共振成像（NMRI）和核磁共振弛豫（NMRR）可以证实恢复渗透率试验所得到的实测结果，有助于认识和理解储层岩石孔隙中由固体和滤液渗入所引起的地层伤害机理。

当含有油、水的岩样处在均匀分布的静磁场中时，流体中所含的氢核（1　H）就会被磁场极化，产生一个磁化矢量。此时若对样品施加一定频率的射频场，就会产生核磁共振。撤掉射频场，可以接收到氢核在孔隙中做弛豫运动的幅度随时间以指数函数衰减的信号。纵向弛豫时间T1和横向弛豫时间T2两个参数可以用来描述核磁共振信号衰减的快慢。因T2测量速度快，在核磁共振测量中，多采用T2测量法。氢核在孔隙中做横向弛豫运动时会与孔隙壁产生碰撞，碰撞过程造成氢核的能量损失，使氢核从高能级跃迁到低能级。碰撞越频繁，氢核的能量损失越快，也就加快了氢核的横向弛豫过程。孔隙的大小决定了氢核与孔隙壁碰撞次数的多少。孔隙越小，氢核横向弛豫中与孔隙壁碰撞的几率越大。由此得出孔隙大小与氢核弛豫率的反比关系，这就是应用核磁共振谱（T2谱）研究岩石孔隙结构的理论基础。即：

2

式中：ρ——岩石表面弛豫强度常数；

　　　S／V——孔隙的表面积与体积的比值。T2反映岩石孔隙内S／V的大小，与孔隙半径成正比。储层岩石多孔介质是由大小不同的孔隙组成的，存在多种指数衰减信号，总的核磁弛豫信号S（t）是不同大小孔隙核磁弛豫信号的叠加：

式中：T2i——第i类孔隙的L弛豫时间（s）；

　　　Ai——弛豫时间为T2i孔隙所占的比例，对应于岩石多孔介质内的S／V或孔隙半径r的分布比例。

在获取T2衰减信号叠加曲线后，反演计算出不同弛豫时间（T2）的流体所占份额，即所谓的T2弛豫时间谱。

孔隙度：T2较长的流体存在于较大的孔隙中，弛豫时间较短的流体存在于较小的孔隙中。T2谱的油层物理学含义为岩心中不同大小孔隙占总孔隙的比例。弛豫时间谱积分面积的大小，与岩心中所含流体的多少成正比，只要对T2谱进行适当刻度，即可获得岩心的核磁孔隙度。

渗透率：T2谱代表了储层孔隙半径的分布，而储层渗透率又与孔喉有一定的关系。因此，可以从T2谱中计算出储层渗透率。

可动流体与束缚流体：流体在岩石中的分布存在一个弛豫时间界限，大于这个界限，流体处于自由状态，即为可动流体，小于这个界限，孔隙中的流体被毛细管力或黏滞力所束缚，处于束缚状态，为束缚流体。不同储层其弛豫时间界限（也称可动流体T2截止值）不同。

当流体（如油或水）在岩样孔隙内饱和后，流体分子会受到孔隙固体表面的作用力，作用力的大小取决于孔隙（孔隙大小、孔隙形态）、矿物（矿物成分、矿物表面性质）和流体（流体类型、流体黏度）等。对饱和流体（水或油）的岩样进行核磁共振T2测量时，得到的T2大小取决于流体分子受到孔隙表面作用力的强弱。T2的大小是孔隙、矿物和流体等的综合反映。

利用T2谱可对岩样孔隙内流体的赋存状态进行分析，可对岩样内的可动流体和可动油进行分析。饱和地层水或模拟地层水状态下岩样的T2谱可用于可动流体分析。饱和油束缚水状态下的油相T2谱可用于可动油分析。由于T2弛豫时间的大小取决于孔隙、矿物和流体等，因此，岩样内可动流体和可动油含量的高低就是孔隙大小、孔隙形态、矿物成分、矿物表面性质等多个变量的函数。

2．2．4．5　声波技术

声波技术可简化声波－速度特征及岩石声波特性的相关关系，以便制作反映形变引起岩石伤害的声波速度层析成像，例如弹性和膨胀形变、孔隙破坏和正常的固结作用过程（Soott等，1998）。Soott等描述了储层岩样压实过程中声波速度特征。

2．2．4．6　压汞技术

由毛管压力曲线可以获得描述孔喉分布及大小的系列特征参数，确定各孔喉区间对渗透率的贡献。压汞法由于其仪器装置固定、测定快速准确，并且压力可以较高，便于测量更微小的孔隙，因而它是目前国内外测定岩石毛管压力曲线的主要手段。使用压汞仪测定岩样的毛管压力曲线，原理是汞对大多数造岩矿物为非润湿，对汞施加压力后，当汞的压力和孔喉的毛管压力相等时，汞就能克服阻力进入孔隙，计量进汞量和压力，根据进入汞的孔隙体积百分数和对应压力就得到毛管压力曲线（图2－9）。压力和孔喉半径的关系为：

式中：pc——毛管压力（MPa）；

　　　r——毛管半径（μm）。

压汞试验所用岩样一般为直径2．5cm、长2．5cm左右的柱塞，测定前将柱塞用油清洗干净，测定岩石总体积、氦气法孔隙度、岩石密度和渗透率。

图2－9　毛管压力曲线
I—注入曲线；W—退出曲线

恒速压汞技术：Gate在1959年就在室内用汞孔隙仪测定溶洞性碳酸盐岩样时观察到了压力波动。1966年，Crawford和Hoover在人造多孔介质的注水过程中记录下了压力波动。1970年，Morrow对非润湿相以极低的速度驱替润湿相的情况进行了详细讨论，并且还引入了一些术语来描述压力波动特征。1971年，Gaulier也发表了类似的实验技术文章，但测试精度较低。真正实际应用恒速压汞实验的是Yuan和Swanson在孔隙测定仪APEX（adpparatus for examination）上首先开展的。其关键设备是与高分辨率压力测量相结合的自动数据采集系统。该实验是以极微小的速度向多孔介质中注入汞，假定注入的过程中接触角和界面张力保持不变，通过监测注入过程中汞的压力波动，提供孔隙空间结构的详细信息。对于相同大小的喉道半径所呈现的不同孔隙类型，将会有不同的压力反应。

与常规压汞不同，恒速压汞是以极低的恒定速度（通常为0．000　05mL／min），向岩样喉道及空隙内进汞，实现对喉道数量的测量，克服了常规压汞的缺陷。因进汞速度低，可近似保持准静态进汞过程，根据进汞的压力涨落来获取孔隙结构方面的信息。汞液在岩石多孔介质内的流动过程较好地模拟了油气藏内流体的渗流过程。利用恒速压汞技术所得到的喉道、孔隙等的信息能较好地反映油气藏内流体渗流过程中动态的孔、喉特征。其基本的理论假设是：进汞过程中，界面张力与接触角保持不变；汞液前缘经历的每个空隙形状的变化，都会引起弯液面形状的改变，从而引起毛细管压力的改变；汞侵入岩石孔隙的过程受喉道控制，依次由一个喉道进入下一个喉道。在这样的准静态过程中（汞的饱和度在某瞬时可以认为不变），当汞突破喉道的限制进入孔隙体的瞬时，汞在孔隙空间内以极快的速度发生重新分布，从而产生压力降落，之后压力回升至把整个孔隙填满，然后进入下一个压力降落。其具体过程如图2－10、图2－11所示。

图2－10　恒速压汞孔隙结构示意图

图2－11　恒速压汞原理示意图

图2－10为孔、喉群及汞液突破孔隙、喉道的过程示意图，图2－11为汞注入过程中所记录的压力涨落对应的进汞体积曲线。当汞首先进入主喉道l时，压力逐渐上升到一定值后，汞突破该喉道进入孔隙l，压力降低，如图2－11中的第一个压力降落O（1）。汞逐渐将孔隙1充满后压力回升，汞进入下一个次级喉道，汞突破喉道2进入空隙2，压力再次降低，产生第二个次级压力降落O（2）。依此类推，逐渐将主喉道控制的所有空隙填满，直到压力上升到主喉道处的压力为一个完整的孔隙喉道单元。主喉道半径由突破点的压力确定，孔隙大小由进汞体积确定。喉道大小及数量在进汞压力曲线上可得到明确的反映。

恒速压汞实验的最高进汞压力为6．21MPa，与之对应的喉道半径为0．12μm。通常将半径小于0．12μm的喉道及其所控制的孔隙称为渗流过程中的无效喉道或无效孔隙。恒速压汞所分析的喉道与孔隙可以认为是渗流过程中的有效喉道和有效孔隙。储层中的最小喉道半径远小于0．12μm，因恒速压汞仪所能提供的最高进汞压力远远低于高压压汞的最高进汞压力，因此，这里最小喉道半径较大。压汞分析数据在储层保护方面具有广泛的应用：

（1）储层岩石的分类评价。储层岩石分类是评价油气层伤害的前提，同一伤害因素在不同类型的储层岩石中的表现存在差异。根据毛管压力的曲线特征参数，用统计法求特征值，结合岩石孔隙度、渗透率、孔隙类型、岩性等可以对储层岩石进行综合分类。

（2）油气层伤害机理分析。油气层微粒的粒度分析、微粒在孔隙中的空间分布及与孔喉大小的匹配关系是分析油气层损害的关键。例如相同间层比的伊利石／蒙皂石间层矿物，对细孔喉型油层的水敏损害比中、粗孔喉型油气层严重。

（3）钻井完井液设计。屏蔽暂堵型钻井完井液技术中架桥粒子的选择，就是依据由压汞曲线获得的孔喉分布数据决定的。通过对一个油组或油气层不同物性级别岩样的毛管压力曲线测定，构制平均毛管压力曲线。架桥粒子即根据平均毛管压力曲线，考虑到出现的最大孔喉半径，按2／3架桥原理设计的。暂堵型酸化、压裂过程中，暂堵剂粒度的筛选也要参考孔喉分布数据。

（4）入井流体悬浮固相控制。压井液、洗井液、射孔液、修井液、注入水和压裂液等都涉及固相颗粒的含量和粒径大小控制问题，而控制标准则视油气层储渗质量、孔喉参数而定。研究表明，当颗粒直径大于平均孔喉直径的1／3时形成外泥饼，1／3～1／10时会侵入孔喉形成内泥饼，小于1／10时颗粒能自由移动。

（5）评价和筛选工作液。油气层损害的实质是岩石孔隙结构的改变，通过测定岩石与工作液作用前后的岩样毛管压力曲线就能对配伍性有明确的认识。应用高速离心机法可以快速测定毛管压力曲线和储层岩石润湿性及润湿性变化，了解工作液作用前后储层岩石孔喉分布参数和润湿性变化。

2．2．4．7　脉冲技术

确定储层岩石的渗透率和孔隙度一直是研究油气储量的基础，泥页岩主要以纳米—微米级孔隙为主，具有超低渗特性，其渗透率值低至微达西甚至纳达西级别。传统的稳态法测试技术主要利用达西定律，基于稳定压差条件下单位时间内的气体流量来计算渗透率，但受控于流量计精度，难以满足泥页岩渗透率精确测试需求。对于渗透率大于10－5μm2的构造岩石可用常规稳流技术，即流体通过样品的流量Q和岩样两端的压力降测量渗透率，样品渗透率可以通过达西公式得到。对于渗透率低于10－5μm2的储层岩石样品，利用瞬时脉冲技术进行渗透率的测量。

脉冲衰减渗透率仪在一系列孔隙压力下将岩心饱和，然后通过样品传递一个脉冲差压值。随着压力瞬间传递经过样品，计算机数据采集系统记录经过样品的差压值、下游压力和时间，并绘制出压差和平均压力与时间的对数曲线，以观察渗透率测量的过程。利用软件通过对压力和时间数据的线性回归计算渗透率。

非稳态的脉冲衰减法渗透率测试技术可规避流量计计量，利用岩心前后端压差－时间变化曲线来计算渗透率，更适合泥页岩测试。但目前该技术相应的设备及软件被国外公司垄断，国内尚未出现成型的自主研发设备。无锡石油地质研究所推出的脉冲衰减法超低渗透率仪，配备有高压三轴夹持器和保温机箱，采用进口的气动阀、高精度的压力传感器及差压传感器，能够模拟埋藏条件开展渗透率测试，最高可加载70MPa围压，孔隙流体压力可控制在3．5～14MPa，测试范围为1nD至10mD。脉冲衰减法液体渗透率仪可用于测定煤岩、页岩、含气致密砂岩以及其他极低渗透率岩心样品的液体渗透率。

2．2．4．8　岩石润湿性

油藏岩石的润湿性控制着油藏中油水的分布，也影响着毛管压力数据、电阻率指数和注水试验数据的应用。确定岩石的润湿性有助于评价某些特殊的岩心分析结果和强化采油设计。对岩心的润湿性研究是为了确定岩心在实验室条件下的润湿性特性而不是在油藏中的润湿性特性。因此，润湿性的测定通常是在室内条件下测定的，但某些地层的润湿性也表现出对温度的敏感性。岩心润湿性与岩石性质、油的性质、取心液中的添加剂和岩心的保存方法有着复杂的关系，同时也与时间有关。

孔隙界面的润湿性是影响各种流体相分布和运移、含油气地层伤害程度的重要因素之一。由于岩石润湿性因岩石和流体的相互作用以及储层流体条件的变化而反转，因此，预测润湿性反转对地层伤害的影响是一个非常复杂的课题。虽然，形成储层岩石的矿物质通常是水湿的和重有机物质的沉积物，例如沥青质和石蜡，在油藏长期开采过程中，可能使其变为混合润湿或油湿，这取决于原油的组成和储层条件。润湿性可用各种方法表示，包括Amott和USBM指数。在油藏的开采过程中，润湿性可随着各种不同的情况而变化。

自吸法、离心法和接触角法可以测定岩石的润湿性。润湿性可以定量测定，也可以定性测定。定量测定法包括接触角测量法、Amott法、USBM法、自动渗吸法、NMR张弛法。

（1）接触角测量法。接触角测定润湿性主要依据油水二相的不相容性来判断岩石的润湿性能，一般在纯净流体和人造岩心的情况下使用。根据水在固体表面的铺展角度θ的大小来获得固液表面的润湿性，一般定义接触角θ＜75°时为水润湿，这时，水在固体表面具有较好的铺展，以水膜形式存在；接触角75°＜θ＜105°时为中性润湿，水以半圆珠存在；而当接触角θ＞105°时为油润湿，水在固体表面呈现水珠状态。测量接触角的方法有多种，包括倾板法、圆筒法、液滴法、张力测量法、垂杆法、固滴法以及Washburn法。岩石润湿性分析中常用的方法是液滴法、改进型液滴法和固滴法。

（2）Amott法。岩石的润湿性流体在与岩心接触时，一般将自动地渗吸进入岩心，驱替非润湿流体。Amott法是结合渗吸和强制驱替来测量岩心的平均润湿性的方法，实验测定时可采用现场岩心和地层流体。Amott－Harvey相对驱替指数I等于水驱替比减去油驱替比。一般＋0．3≤I≤＋1时为水湿，－0．3＜I＜＋0．3时为中性润湿，－1≤I≤－0．3时为油湿，完全水湿时指数为＋1，完全油湿时指数为－1。Amott法可以较为真实地反映地层岩石的平均润湿性。

测试方法：基本依据为润湿流体一般将自动渗吸进入岩心，驱替非润湿流体，结合渗吸和强制驱替来测量岩心的平均润湿性。将岩心浸入盐水中，离心达到残余油饱和度，再把岩心浸没在油中，测量原油自动渗吸后驱替出的水的体积，然后在油中用离心法处理岩心，直到达到束缚水饱和度，测量被驱替出水的总体积，包括自动渗吸驱替出的体积；再把岩心浸没在盐水中，测量盐水自动渗吸后驱替出的油的体积及离心法处理后测得的总体积。

（3）USBM法。通过做功使一种流体驱替另一种流体，润湿流体从岩心中驱替非润湿流体所需要的功要小于相反驱替所需要的功。已经证明，所需要的功正比于毛管压力曲线下对应的面积。这样，通过离心求得吸入和驱替毛细管压力曲线，并用曲线下的面积之比的对数W＝lg（A1／A2）即润湿指数来表示孔隙介质的润湿性。式中的A1和A2分别是油驱和盐水驱油曲线下的面积。当W＞0时岩心为水湿，当W＜0时岩心为油湿。润湿性指数接近于零表明岩心具有中性润湿性。W的绝对值越大，润湿性偏向越大。

（4）自动渗吸法。自吸速度和自吸量的关系，由于在自动渗吸中毛管压力是驱动力，自吸曲线下的面积与相应于自动渗吸表面自由能的下降的驱替功密切相关，从标定自吸曲线可以得到拟自吸毛管压力曲线，以曲线下相对面积为基础而得到的润湿性指数WR，定义为相对拟吸吮功。WR可以确定Amott测试和USBM测试不能确定的系统的润湿性。对于一个系统，Amott润湿指数IW相当高时，用自动渗吸法可测定其润湿性。

（5）NMR张弛法。润湿和非润湿表面分子间引力对分子运动影响的程度不同，通过观测表面上流体分子的动态行为来测定液／固体系的润湿性。由于流体与固体间的分子间力的作用，固体表面的流体分散系数远小于体系内的流体。润湿表面比非润湿表面有更强的作用力，会引起分散系数更大的降低，因此，流体分子在润湿表面的张弛速率要大于非润湿表面。根据流体分子的NMR张弛速率就可判断体系的润湿性。NMR法简单、快速，克服了传统的Amott和USBM法费时和难度大的缺点，还可以非常灵敏地从油湿表面区分出水湿表面，可用于分润湿性的测定。

大块固体润湿角的测定方法包括光学投影法、吊板法、液滴法、气泡法。

（1）光学投影法。将被测矿物磨成光面，浸入油（水）中，将矿物表面上滴一滴水（或油），其直径为1mm，然后通过光学系统，将液滴放大，投影到屏幕上，拍照后便可在照片上直接测出润湿角。

（2）吊板法。测量油水界面张力σow，然后用岩板测定其穿过空气－油－盐水界面时产生的力的变化，再根据相关公式算出cosθ和θ值。测量时，当油水界面开始上移时，由于润湿滞后则呈现前进角θ1，θ1＞θ，吊板失去平衡，此时产生下拉吊板的力，为使吊板重新平衡，在扭秤另一端需施加的平衡力为f1，当操作扭秤使吊板重新达到平衡时，读取施加力的大小进行计算。

（3）液滴法。用极细毛细管将液体滴加到固体表面上，有幻灯机射出的一束很强的平行光通过液滴和双凸透镜将放大的像投影到屏幕上，然后用铅笔描图，再用量角器直接测出θ的大小。

（4）气泡法。将预测液体盛入槽中，再把欲测之固体侵入槽内流体里，然后将小气泡由弯曲毛细管中放出，使气泡停留在被测固体的表面下，再用光学显微法测出润湿角。

液体与粉末润湿性：Wash－burn的动态法测量前进润湿角。此法是用一定量的粉末装入下端用微孔板密闭的玻璃管内，并压紧至某固定刻度。然后将测量管垂直放置，并使下端与液体接触，记录不同时间t时液体润湿粉末的高度h。

润湿性定性测定法包括Cryo－SEM法、Wilhelmy动力板法、微孔膜测定法、相对渗透率曲线法。

（1）Cryo－SEM法。通过观察油藏岩石不同孔隙和不同矿物上的油和水的微观分布情况，进而判断其润湿性。通过Cryo－SEM可以观察到无黏土情况下水以薄膜形式覆盖在矿物表面，而油以液滴的形式存在于孔隙中心，此岩心为水湿；现象相反则为油湿。含有黏土时可以观察高岭石的油湿行为和伊利石及长石等的水湿行为，由此可以解释岩石的中性润湿性的成因。该方法可以分辨原始多孔介质的矿物组成，同时可以研究不同参数（孔隙、矿物流体等）对润湿性的潜在影响。尤其是能对油－盐水－岩石系统进行微观研究，从而更好地理解中性润湿性的成因，解释某些油层岩石的宏观表现。

（2）Wilhelmy动力板法。该方法测得的是黏附力，可将这种力直接与油层其他力作比较，使油藏润湿性以力的形式反映出来。实验测定中用地层油代表油相，地层水代表水相，用模拟矿物片代表固相，测量矿物片通过油水界面时的前进黏附力和后退黏附力，二者之和大于零者为亲水，小于零者为亲油，二者符号相反为混合润湿性。通过黏附力和界面张力求得接触角，非常适合于接触角滞后情形的研究。通过动力板法可以证实在一个平的、均相的、干净的表面只存在一个接触角，它是测定小接触角的最可靠方法。

（3）微孔膜测定法。用完整的毛管压力曲线测量岩心的润湿性。达到准确、可靠的效果，是目前唯一能给出完整毛管压力曲线的方法，在驱替毛管压力测量中用微孔膜代替孔隙板，可使实验时间大为减少。

（4）相对渗透率曲线法。用相对渗透率测定油藏润湿性的方法很多，概括起来主要有以下三种：①以Craig得出的经验法则为基础，可区分强水湿和强油湿岩心；②油水相对渗透率和油气相对渗透率联合鉴定法，是阿莫科公司研究中心推荐的方法，将油水相对渗透率曲线和油气相对渗透率曲线的两条油相线画在同一张图上，如果两条油相线重合（或非常接近重合），则岩样亲油；如果油相线不重合，则岩样亲水；③相对渗透率曲线回线鉴定法，相对渗透率曲线的形态与流体的微观分布状态有很大关系，而流体饱和次序的改变所形成的润湿滞后会影响流体的微观分布，使驱替相对渗透率曲线和吸入相对渗透率曲线在形态上产生很大差异。如果油相回线分开，而水相回线重合，岩样是亲水的；反之，如果油相回线重合，而水相回线分开，则岩样是亲油的。