利用核磁共振技術研究泥頁巖微觀孔隙結構及含油性

綦艷麗

（中石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東 東營257015）

泥頁巖油氣作為非常規油氣藏的代表，對于確保我國東部老油田的可持續發展具有重要的現實意義，當前已經成為各油田關注的焦點[1]。

勝利油田濟陽坳陷多套層系普遍發育泥頁巖，泥頁巖孔隙結構復雜，導致頁巖油氣的儲集與運移系統同樣非常復雜，因而對頁巖孔隙結構特征的研究十分重要。但是以往對孔隙結構的描述方法通常是常規的巖性，泥頁巖由于其發育的大量納米級孔隙且孔徑大小變化范圍很大導致表征其孔隙結構難度很大。核磁共振技術在表征儲層孔隙結構、大小等方面具有較大的優勢。為此，本文從勝利油田針對泥頁巖的密閉取心井資料分析入手，選取濟陽坳陷沙三下與沙四上亞段泥頁巖發育層段的實驗樣品，開展泥頁巖核磁共振實驗研究，以期對泥頁巖勘探研究有所幫助。

1 實驗方法

1.1 核磁共振分析

核磁共振，就是指在特定的條件下, 氫原子核在外加磁場的作用下發生強烈的相互作用，即共振現象，利用此特性, 可以檢測到流體的核磁共振信號強弱及T2弛豫時間的長短。礦物巖石中孔徑與其中流體的馳豫時間（T2）間存在著孔徑越大則弛豫時間越大的相關性關系，通過這些信號的差別就可以直觀反映巖石孔隙結構的變化特征。

實驗的具體步驟如下：（1）泥頁巖樣品粉碎至0.5cm 左右的顆粒，將樣品烘干，去除孔隙流體；（2）對巖樣進行抽真空處理，然后加入蒸餾水飽和水24h；（3）飽水后用擰干的濕布吸去樣品表面的水，立即放入聚四氟乙烯試管里進行核磁共振弛豫測量。核磁共振法所用儀器為蘇州紐邁電子科技有限公司生產的AniMR-150 巖心（巖屑）核磁共振分析儀，測試參數為：測試溫度32℃, 等待時間2s, 回波間隔0.1094ms，掃描次數64，回波個數4096。

流體馳豫時間（T2）與孔徑正相關，弛豫時間越大則孔徑越大，但弛豫時間曲線僅能反映孔徑的分布趨勢，不能反映孔隙絕對大小。由于不同地區的頁巖表面弛豫率不同，對泥頁巖，我們采用壓汞法和氮氣吸附法校正核磁共振法來求取表面弛豫率，得到經驗公式r=10*T2，可以進行孔徑分布的定量研究。

1.2 模擬實驗與核磁共振分析相結合

對于常規巖心內的可動流體，測定一般采用離心法，使得流體甩出，離心前后的流體信號的差值，即認為是可動流體量。但對于泥頁巖來說，離心機所不能甩出的流體，也并不一定完全是束縛流體，因此本次研究首先進行頁巖的原油流動模擬實驗，原始樣品核磁共振測定的含油量與模擬后測定的含油量之差即為游離油量，通過模擬實驗與核磁共振分析相結合，可以初步確定出頁巖樣品束縛流體與可動流體的T2界限值，即T2截止值，從而明確游離油與吸附油之間的孔徑界限。

實驗過程主要分為三個步驟：（1）將樣品在氯化錳溶液中浸泡，使得猛離子進入巖石內部的水中，抑制水的核磁共振信號，測定油的核磁共振信號；（2）將浸泡氯化錳后并進行了核磁共振實驗的樣品裝入可動油模擬實驗裝置，進行可動油模擬實驗；（3）將模擬實驗后的頁巖樣品取出，再加入氯化猛溶液浸泡，再測定模擬實驗后頁巖內油的核磁共振信號。

2 實驗結果及分析

濟陽坳陷沙四上- 沙三下亞段泥頁巖主要發育富有機質紋層狀泥質灰巖相、富有機質紋層狀灰質泥巖相、富有機質層狀泥質灰巖相、富有機質層狀灰質泥巖相、含有機質塊狀泥巖相和含有機質紋層狀泥質灰巖相6 種巖相。為確定不同巖相儲集空間的特征，利用核磁共振技術對不同巖相泥頁巖孔徑分布進行定量測定，結果表明，礦物成分對孔隙結構的影響不大，由圖1 可看出對于相同巖相的泥頁巖來說，泥質灰巖與灰質泥巖的孔徑分布基本沒有差別，說明礦物成分的影響很小。而圖2顯示：塊狀泥頁巖分布具有前峰型結構，主峰為2nm，孔徑以微孔及細介孔為主；層狀泥頁巖的孔隙分布具有前峰型結構，其中前峰明顯高于后峰，主峰為5nm 和100nm 左右，說明孔徑以介孔為主，大孔為輔；紋層狀泥頁巖孔隙分布具有單峰型和后峰型結構，相對于層狀而言，孔徑明顯偏大，孔徑以大孔為主。說明孔隙結構主要受成熟演化與巖石結構的影響。

圖1 不同礦物組成孔徑分布圖

圖2 不同泥頁巖巖相孔徑分布圖

通過模擬實驗與核磁共振分析相結合，可以初步確定出泥頁巖樣品束縛流體與可動流體的T2界限值，即T2截止值，該實驗獲得的泥頁巖樣品幾個樣品的T2截止值一般為1 至3ms 之間（表1）。考慮到在模擬實驗過程中，仍有可能存在一定量的游離油由小孔隙進入大孔隙，使得T2截止值偏高，因此選擇幾個樣品中，受游離油滯留影響較小的，即T2截止值低的作為游離油與吸附油的劃分界限值，即1ms 作為區分游離油吸附油的T2界限值，即泥頁巖中孔隙半徑為10nm 為研究區泥頁巖中游離油與吸附油的分界，該結果與鏡下觀察在孔隙半徑為12nm 見溢油點結果一致，即研究區游離油所需孔隙半徑下限為10nm。

表1 模擬前后頁巖樣品核磁共振分析數據

根據小于10nm 的孔隙所占的比例隨埋深的變化圖（圖3）可看出，羅69 樣品埋深大致在2900-3200 米，小于10nm 的孔隙所占的比例，層狀泥頁巖明顯高于紋層狀泥頁巖的；樊頁1 品埋深大致在3000-3500 米，小于10nm 的孔隙所占的比例，層狀泥頁巖略高于紋層狀泥頁巖；隨深度增大，利頁1 品埋深大致在3500-3900 米，小于10nm 的孔隙所占的比例，層狀泥頁巖與紋層狀泥頁巖10nm 以下的孔隙所占的比例已經相差不大。說明孔隙為游離油量提供了賦存的有效空間，埋深小于3500m，紋層狀巖相泥頁巖游離油量明顯高于層狀泥頁巖，但當到達3500m以后，兩者差異減小，并趨于一致。我們認為，在淺部位（3500m以上）紋層狀泥頁巖為頁巖油勘探的有利巖相，在深部位（3500m 以下）紋層狀及層狀泥頁巖，都是頁巖油氣主要富集的巖石類型。

圖3 小于10nm 的孔隙所占的比例隨埋深的變化圖