应用核磁共振技术研究页岩气储层可动流体

李太伟，郭和坤，2，李海波，2，路 岩，薛小佳

(1.中科院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007;2.中油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007;3.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034;4.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710021)

应用核磁共振技术研究页岩气储层可动流体

李太伟1，郭和坤1，2，李海波1，2，路 岩3，薛小佳4

(1.中科院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007;2.中油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007;3.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034;4.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710021)

国内对页岩气储层特征及评价的工作开展得相对较少，在调研大量国内外文献的基础上，从常规储层研究思路入手，应用核磁共振技术对不同区块的34块页岩气储层岩样进行可动流体测试。研究结果表明:页岩气储层可动流体含量低，具有非均质性;可动流体百分数与气测孔隙度和渗透率具有一定相关性，且孔渗越大相关性越好;分析了裂缝微裂缝含量对可动流体百分数的影响，裂缝微裂缝含量大于2%时，与可动流体百分数具有较好相关性;可动流体百分数和裂缝微裂缝百分数可以表征页岩气储层物性特征，是评价页岩气储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数。

页岩气;可动流体百分数;核磁共振;裂缝;离心

引 言

全球页岩气资源量为456.24×1012m3，主要分布在北美、中亚、中国、拉美、中东、北非和前苏联［1－2］。中国拥有丰富的页岩气资源，初步计算页岩气资源量约为15×1012～30×1012m3，开发前景广阔［3－6］。页岩储层不仅孔渗物性极差，而且黏土矿物含量较高，页岩储层的矿物组成除常见的黏土矿物(伊利石、蒙皂石、高岭石)外，还混杂有石英、长石、云母、方解石、白云石、黄铁矿、磷灰石等矿物［7］，除此之外，页岩气还不同程度的发育有裂缝微裂缝。应用核磁共振技术，能定量检测外来水相进入岩心后引起的束缚水增加量和可动水相滞留量，不但能准确给出水锁伤害程度，实现对水锁伤害的客观评价，而且能建立束缚水增加量与黏土吸水伤害、可动水相滞留量与水锁伤害之间的对应关系［8］。因此，有必要搞清楚页岩气岩心中水的可动性。

1 实验材料

对不同地区34块页岩气岩心进行孔渗测试，气测孔隙度分布在0.14% ～7.14%之间，平均为1.44%;水测孔隙度分布在0.0024% ～5.5100%之间，平均为1.89%;气测渗透率分布在0.029×10－3～6.87 ×10－3μm2之间，平均为 0.95 ×10－3μm2;脉冲法所得的克氏渗透率分布在0.029×10－3～1.620 ×10－3μm2，平均为 0.150 ×10－3μm2。

2 实验步骤

核磁共振实验使用中国科学院渗流流体力学研究所开发研制的国内第二代核磁产品RecCore－04型低磁场核磁共振岩样分析仪，对岩心进行可动流体百分数测试;离心实验采用PC－1型石油岩心离心机。其具体测试步骤和方法如下。

(1)钻取直径为2.5 cm的柱塞岩样，称干重，测量长度和直径;采用皂沫法以及脉冲法测量渗透率;采用气测法以及水测法测量孔隙度。

(2)将100%饱和模拟地层水的岩样进行核磁共振T2测试并反演得到T2谱。

(3)对所有岩心在1.38 MPa(1.38 MPa离心力对应的喉道半径为0.1 μm)离心力下离心并进行核磁共振测量，选取其中一部分具有代表性的岩心在2.76 MPa(2.76 MPa离心力对应的喉道半径为0.05 μm)离心力下离心并进行核磁共振测量。

3 实验结果分析

3.1 可动流体百分数与孔隙度关系

如图1所示，可动流体百分数与岩心孔隙度相关性较差。这是由于页岩气岩心物性较差，孔隙度较低，并且页岩气岩心具有较强的吸附性。但可动流体百分数与气测孔隙度的相关性要好于与水测孔隙度的相关性。水测孔隙度受岩心表面吸附水的影响，在水测孔隙度过程中，岩心表面吸附的水量较多，这部分吸附水存在不同程度的挥发，此外，在水测孔隙度过程中，要将岩心表面水擦拭干净，岩心表面水的擦拭在一定程度上受人为因素影响，具有一定误差。

图1 可动流体百分数与孔隙度关系

观察可动流体百分数与气测孔隙度之间的关系发现，孔隙度小于1%的岩心，可动流体百分数分布在1.47% ～39.43%之间，分布具有随机性;孔隙度大于1%的岩心，可动流体百分数分布在12.46%～28.16%之间，两者之间具有一定相关性，但相关性很小，这是因为孔隙度主要表征储层的有效孔隙所占的比例，不能很好地表征孔隙之间的连通性，而可动流体百分数受到孔隙大小及其连通性的影响，所以导致孔隙度低的岩心可动流体百分数可能很高，孔隙度高的岩心可动流体百分数可能很低，但总体而言，可动流体百分数随着孔隙度的增加而增加。

3.2 可动流体百分数与渗透率关系

渗透率与可动流体百分数的相关性较差(图2)。渗透率小于0.05×10－3μm2的岩心可动流体分布在1.47% ～39.43%之间，不具有任何相关性。随着渗透率的增加，可动流体百分数趋于稳定，分布在13.26% ～25.80%之间。这是因为不同大小孔喉分布比例对可动流体百分数影响较大，大孔喉所占比例越高，可动流体百分数越高，而不同孔喉分布的岩心可能具有相同的渗透率，由此可以看出，两者相关性较差。

图2 可动流体百分数与渗透率关系

3.3 核磁共振T2谱分析孔隙中可动流体百分数

页岩储层中的可动流体大部分存在于裂缝中，裂缝多以微裂缝形式存在。对页岩岩样而言，核磁共振T2谱右峰通常对应于裂缝或微裂缝，这里定义裂缝/微裂缝百分数为T2弛豫时间大于10 ms各点的T2谱幅度和占T2谱总幅度和的百分数，依据此种方法所计算得出的1号和31号岩样中裂缝/微裂缝所占的百分数分别为 30.81%和0%［9－12］。图3为1号岩心和31号岩心的经归一化处理后的核磁共振T2谱，2块岩样的气测孔隙度都为0.33%，渗透率分别为0.020×10－3μm2和0.014 ×10－3μm2，经1.38 MPa离心后所得岩心可动流体百分数分别为39.34%和1.47%，相差37.87%。孔隙中所含可动流体百分数(流体饱和度)等于岩心可动流体百分数分减去裂缝/微裂缝百分数，即孔隙中所含可动流体百分数分别为8.53%和1.47%。

图3 1号和31号岩心饱和状态和束缚水状态下核磁共振T2谱

1号样和31号岩心渗透率相差无几，但其孔隙中的可动流体百分数却相差较大。因此，相比于孔隙度和渗透率，可动流体百分数可以更好地表征页岩气储层物性特征，是评价页岩气储层渗流能力及开发潜力的1个重要物性参数。

3.4 可动流体百分数与裂缝/微裂缝关系

图4 可动流体百分数与裂缝/微裂缝百分数关系

可动流体百分数与岩心裂缝/微裂缝相关性(图4)明显高于与孔隙、渗透率的相关性。当裂缝/微裂缝百分数小于2%的时候，可动流体分布具有随机性;当裂缝/微裂缝百分数大于2%的时候，可动流体百分数分布具有一定规律性。总体来说，可动流体随着裂缝/微裂缝百分数的增加而增加。当获得页岩气岩心核磁共振T2谱之后，结合岩心孔渗资料，在一定程度上可以对可动流体百分数做出准确预测，因而，裂缝/微裂缝百分数也可以作为评价页岩气储层渗流能力及开发潜力的1个重要参数。此外，34块岩样中有27块岩样不同程度的发育裂缝微裂缝，说明页岩气岩心非均质性较强，在以后的研究中有必要对全直径岩心进行可动流体测试。

4 结论

(1)应用核磁共振技术对34块页岩气岩心分析结果表明，页岩气储层岩石孔渗极小，物性较差;页岩储层属于特低渗致密储层，具备一定储集能力且不同程度的有裂缝微裂缝发育，非均质性较强。

(2)对于页岩气储层，相比于孔隙度、渗透率等参数，可动流体百分数可以更好地评价储层渗流能力及开发潜力。

(3)页岩气储层可动流体含量较低，非均质性强，可动流体百分数与孔渗相关性较差，当孔隙度小于1%，渗透率小于0.5×10－3μm2的时候，可动流体分布具有随机性;当孔隙度大于2%，渗透率大于0.5×10－3μm2的时候，可动流体的分布分布具有一定规律性。总体而言，可动流体百分数随着孔渗的增大而增大。

(4)应用核磁共振技术分析了页岩气岩心中裂缝/微裂缝百分数，与可动流体百分数有较好相关性，通过裂缝微裂缝的发育程度，可以在一定程度上对可动流体百分数做出准确预测。

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Research on movable fluids in shale gas reservoirs with NMR technology

LI Tai － wei1，GUO He － kun1，2，LI Hai － bo1，2，LU Yan3，XUE Xiao － jia4
(1．Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics，Chinese Academy of Sciences，Langfang，Hebei065007，China;
2．Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Langfang，Hebei065007，China;
3．China National Oil＆Gas Exploration and Development Corporation，CNPC，Beijing100034，China;
4．Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi710021，China)

Researches on shale gas reservoir characteristics are limited in China．This research conducted movable fluid tests with 34 core samples from different shale gas reservoirs using NMR technology based on conventional reservoir study concepts and investigation of a great number of literatures at home and abroad．The results indicate that shale gas reservoirs have less movable fluids and are heterogeneous;the percentage of movable fluids is correlated with porosity and permeability，and the higher the porosity and permeability，the closer the correlation is．The impact of the percentage of fractures and microfractures on the percentage of movable fluids is also analyzed．When the percentage of fractures and microfractures is over 2%，there is a good correlation with the percentage of movable fluids．Movable fluid percentage and fracture and microfracture percentage can be used to characterize and evaluate shale gas reservoirs for flow capability and development potential．

shale gas;movable fluid percentage;NMR;fracture;centrifuge

TE122.2

A

1006－6535(2012)01－0107－03

20110729;改回日期20111030

国家科技重大专项“页岩气开发机理及技术政策研究”(2011ZX05018－005)

李太伟(1986－)，男，2009年毕业于中国石油大学(华东)船舶与海洋工程专业，现为中国科学院渗流流体力学研究所油气田开发专业在读硕士研究生，主要从事渗流理论、储层伤害评价以及核磁共振技术应用等方面的研究。

编辑 周丹妮