页岩气岩心核磁共振T2与孔径尺寸定量关系

李军, 金武军, 王亮, 武清钊, 路菁

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室, 北京 100083;2.中国石化石油勘探开发研究院, 北京 100083; 3.西南石油大学, 四川 成都 610500)

0 引 言

对于砂岩,通过饱和盐水岩心的核磁共振(NMR)横向弛豫时间(T2)谱与压汞实验(MICP)确定的孔径分布对比,确定两者定量关系,并用于孔隙结构评价,这种技术比较成熟,得到普遍推广和应用[1-3]。页岩气储层储集空间类型多,孔隙尺寸分布跨度大,从纳米级到微米级[4-6]。从成因上,页岩气储层孔隙分为有机孔和无机孔[7],它们具有不同润湿性,有机孔具有油润湿性,无机孔具有水润湿性。利用核磁共振技术评价页岩气储层目前尚在不断探索中,大多还处在实验室研究阶段。受有机孔、无机孔及微裂缝多重孔隙类型影响,T2谱呈现多峰态分布特点,有机孔、无机孔具有各自的谱带范围和主峰位置[8-9]。在前期成果基础上[9],作者设计系统配套实验,建立页岩气储层T2谱与孔径分布定量关系,为利用核磁共振技术定量评价页岩气储层孔隙结构奠定基础。

页岩中由于微观孔隙组分润湿性差异,水或油单独难以充分饱和岩石中所有类型孔隙,其核磁共振T2谱不能反映岩石中所有孔隙分布全貌,导致T2与孔径定量关系错误。采用水、油交替方式对页岩岩心孔隙进行流体饱和,并测量核磁共振T2谱,能够反映岩心中孔隙分布全貌,与高压压汞(MICP)确定的孔径分布对比,确定二者定量关系。

1 实验方法

样品来自四川盆地涪陵地区志留系龙马溪组页岩气岩心。实验过程中各种处理手段(如洗油、干燥等)对页岩微观孔隙结构造成伤害,导致采用重复岩心实验结果的不一致,实验中尽量采用平行样品,即对同一深度的大块岩样,分成若干个子样,对各个子样进行相应的配套实验。实验把同一深度点的全直径岩样分成5个子样,确保每1个子样具有相同的物性和孔隙结构,分别进行物理性质、NMR、有机碳含量及X衍射测试等。详细实验方案及流程见图1。

图1 实验方法及流程

图2 页岩气岩心自吸及加压饱和水与自吸及加压饱和油核磁共振T2分布*非法定计量单位,1 psi=6 894.757 Pa,下同

2 实验结果分析

2.1 饱和水、饱和油核磁共振T2谱对比分析

图2展示页岩气岩心自吸及加压饱和水与自吸及加压饱和油核磁共振T2谱。样品为2个深度点的2对平行样品,H8-1和H8-2对应于一个深度点,H10-1和H10-2对应于另一个深度点。H8-1和H10-1进行原始状态、自吸及加压饱和水核磁共振T2谱观测,H8-2和H10-2进行原始状态、自吸及加压饱和油T2谱观测。水为盐水,矿化度为40 000 mg/L,油为十二烷,实验温度为25 ℃。

可以看出,页岩饱和水与饱和油的T2谱差异显著。自吸及加压饱和油的T2谱分布较窄,主要分布在0.01～1 ms,主峰位置为0.2 ms左右,且随着饱和压力增大峰值幅度变化不大,表明孔隙具有强烈亲油性质,在自吸状态下很快达到饱和。这一谱峰称为亲油峰,对应有机质孔隙。在自吸及加压饱和水T2谱图上,T2谱分布较宽,主峰位置在1 ms左右,随着饱和压力加大,峰值变大,谱带变宽,表明孔隙具有亲水性质。这一谱峰称为亲水峰,对应无机孔隙。

研究表明,页岩气岩心中存在有机孔隙和无机孔隙2类孔隙。有机孔隙具有强烈油润湿性,而无机孔隙具有强烈水润湿性,由此导致饱和水和饱和油后T2谱分布显著差异。

2.2 干燥抽真空处理后加压饱和水与饱和油核磁共振响应

为消除样品中束缚水对核磁共振响应影响,对样品进行干燥和抽真空处理,然后加压饱和水或饱和油,再进行T2谱观测。结果表明,干燥抽真空-加压饱和水的T2谱形态与原始状态加压饱和水的T2谱几乎一致,谱峰位置在1 ms左右,两者幅度几乎不变(见图2)。其原因是微细无机孔隙具有强烈的水润湿性,通过干燥抽真空去除微细无机孔隙中的束缚水后,再加压饱和水,水分子仍然可以充分饱和微细无机孔隙,因此核磁共振T2分布不变。

干燥抽真空-加压饱和油与原始状态加压饱和油的T2主峰位置相同,仍在在0.2 ms左右,但谱幅度发生涨跌变化,在0.1～1 ms之间,谱幅度减小,在1～10 ms之间谱幅度变大(见图2)。其原因是通过干燥抽真空去除微细无机孔隙中的束缚水后,再加压饱和油,油分子很难进入具有水润湿性的微小无机孔隙中,但能进入较大无机孔隙中,因此小孔隙部分核磁共振响应幅度减小,而较大孔隙部分核磁共振响应幅度变大。

页岩气储层有机孔和无机孔润湿性不同,在自吸条件下油优先饱和有机孔隙,水优先饱和无机孔隙,即使采用干燥加压饱和,油或水很难单独饱和整个岩心孔隙空间,造成T2谱不同。图3中无论是主峰位置还是幅度都有很大差异。油峰位置在0.2 ms,水峰位置在1 ms左右。

图3 干燥抽真空-加压饱和油与干燥抽真空-加压饱和水T2谱对比

2.3 交替饱和水、油后核磁共振响应

图4 盐水、油交替饱和与单独饱和水或油的T2谱对比

基于页岩中有机孔和无机孔润湿性差异,首先利用盐水饱和岩心,水可以进入无机孔隙中,然后再对岩心进行油饱和,油可以进入有机孔隙中,因此交替使用盐水、油饱和岩心的T2谱更能反映岩石整个孔隙特征全貌。图4显示交替饱和盐水和油的核磁共振T2谱与单独饱和盐水或油的核磁共振T2谱对比。可以看出,盐水和油交替饱和后的岩石T2谱与单独采用自吸油和自吸水饱和的T2谱包络线形态一致,表明交替盐水、油饱和的岩石T2谱反映了孔隙全貌分布特征。可以利用这种T2谱确定页岩气储层中孔隙大小与分布。

3 T2与孔径大小定量关系

研究表明,在地层孔隙条件下,忽略流体扩散弛豫的影响,核磁共振T2与孔径大小呈正比例关系[9-10]:T2随孔径增大而增大、随孔径减小而减小。比例系数确定后便可以借助T2谱确定岩石孔径分布。该研究采用超高压(压力达到413.4 MPa)汞注入实验确定孔径分布,并与核磁共振T2谱对比,确定两者转换关系。

测定岩心孔径分布的方法包括汞注入(MICP)、液氮吸附、二氧化碳吸附和聚焦离子-电镜扫描(FIB-SEM)等。各种实验测量方法适用不同的孔径范围。CO2吸附适用于孔径小于2 nm的微孔孔径分布测定;液氮吸附适于孔径2～50 nm的介孔(中孔)的孔径分布测定,MICP测量的孔径范围较宽[11]。页岩气储层孔隙以nm级孔隙为主,普通汞注入实验的注入压力较小,使汞难以进入页岩中小孔隙部分,普通汞注入实验不适于页岩孔径分布测定。现代汞注入实验技术的注入压力可达到413.4 MPa,测量孔径下限可达到3.6 nm,研究采用超高压汞注入实验方法测定页岩孔径分布。图5展示了H8及H10样品由不同测量方法得到的孔径分布。二氧化碳吸附确定2 nm以下的孔径分布,峰值为0.6 nm;液氮吸附反映的孔径范围为2～20 nm,峰值在3.8 nm;超高压汞注入实验反映孔径大于3.8 nm的孔径分布,峰值位置为10 nm。可以看出,超高压汞注入实验测定的孔径分布范围宽,能够整体描述页岩岩心孔径分布特征。

图5 页岩岩心高压汞注入、CO2吸附和液氮吸附孔径分布

图6显示水、油交替饱和后的T2谱与MICP孔径分布对比,两者分布形态具有一致性。通过对比,确定T2时间与孔径大小关系为

rd=47T2

(1)

式中,rd为孔隙直径,nm;T2为核磁共振横向弛豫时间,ms。

同时,利用FIB-SEM技术确定页岩气储层各种孔隙大小及其分布(见图7)。FIB-SEM确定的孔径分布与核磁共振确定的孔径分布具有一致性,进一步表明利用交替饱和水和油核磁共振T2分布确定孔径大小分布是可信的。

图6 页岩交替饱和水和油T2谱与MICP孔径分布对比(H8)

图7 核磁共振孔径分布与FIB-SEM孔径分布对比(H8)

4 结 论

(1) 页岩气储层中孔隙分为有机孔和无机孔,有机孔具有强烈的油润湿性,无机孔具有强烈水润湿性。由于微观孔隙润湿性差异,导致岩心饱和水和油后具有不同核磁共振T2谱。

(2) 页岩中有机孔T2谱分布较窄,主峰位置在0.2 ms左右,而无机孔T2谱分布较宽,主峰位置为1 ms左右。

(3) 页岩气储层水、油交替饱和岩心的T2谱更能反映孔隙全貌,与高压汞注入实验测量的孔径分布具有很好的对比性,借此确定两者定量关系。

(4) 核磁共振技术能够进行全直径观测,从宏观层面反映岩石孔隙特征,是一种很有前景的技术。

参考文献:

[1] 刘天定, 赵太平, 李高仁, 等. 利用核磁共振评价致密砂岩储层孔径分布的改进方法 [J]. 测井技术, 2012, 36(2): 119-123.

[2] 薛苗苗, 章海宁, 刘堂宴, 等. 定量评价储层孔隙结构新方法 [J]. 测井技术, 2014, 38(1): 59-64.

[3] 陈国军. 核磁共振测井在致密油孔隙结构及储层综合评价中的应用 [J]. 测井技术, 2015, 39(1): 57-61.

[4] 聂海宽, 张金川, 包书景, 等. 四川盆地及其周缘上奥陶统-下志留统页岩气聚集条件 [J]. 石油与天然气地质, 2012, 33(3): 335-345.

[5] 薛冰, 张金川, 唐玄, 等. 黔西北龙马溪组页岩微观孔隙结构及储气特征 [J]. 石油学报, 2015, 36(2): 138-149, 173.

[6] 王秀平, 牟传龙, 葛祥英, 等. 川南及邻区龙马溪组黑色岩系矿物组分特征及评价 [J]. 石油学报, 2015, 36(2): 150-162.

[7] 李军, 路菁, 李争, 等. 页岩气储层“四孔隙”模型建立及测井定量表征方法 [J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(2): 266-271.

[8] Tinni A, Odusina E, Sulucarnain I, et al. NMR Response of Brine, Oil, and Methane in Organic Rich Shales [J]. SPE-168971-MS, 2014.

[9] 李军, 金武军, 王亮, 等. 利用核磁共振技术确定有机孔与无机孔孔径分布——以涪陵地区志留系页岩气储层为例 [J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(1): 129-134.

[10] Sondergeld C H, Ambrose R J, Rai C S, Moncrieff J. Micro-structural Studies of Gas Shale [J]. SPE 131771, 2010.

[11] 焦堃, 姚素平, 吴浩, 等. 页岩气储层孔隙系统表征方法研究进展 [J]. 高校地质学报, 2014, 20(1): 151-161.