核磁共振T2谱构建页岩储层孔隙结构研究——以张家界柑子坪地区下寒武统牛蹄塘组的页岩为例

曹淑慧,汪益宁,黄小娟,倪 军，,展转盈,欧阳静芸,王 晖

(1.中国兵器工业集团振华石油控股有限公司，北京，100031；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京，100083；3.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安，710075))

核磁共振T2谱构建页岩储层孔隙结构研究
——以张家界柑子坪地区下寒武统牛蹄塘组的页岩为例

曹淑慧1,汪益宁1,黄小娟2,倪 军2，3,展转盈3,欧阳静芸1,王 晖1

(1.中国兵器工业集团振华石油控股有限公司，北京，100031；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京，100083；3.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安，710075))

针对页岩储层低孔低渗、非均质性较强的特点，通过联合应用压汞法与气体吸附法，分段构建实验条件下页岩的孔隙分布，其中宏孔部分由高压压汞实验计算，微介孔部分通过N2气体吸附实验再由BJH方程换算。借助于低磁场核磁共振岩样分析仪，从页岩核磁共振T2谱响应特征出发，将研究区页岩样品T2谱分为3种类型，构建了T2谱与压汞-气体吸附联合法建立的页岩孔隙分布的幂函数关系。通过岩样样品的核磁共振T2谱与实验测得孔隙分布的幂函数拟合，发现各样品T2谱拟合的孔隙分布与实验测得孔隙分布相关系数均较高，各岩块样品对应参数数值均较为接近，适合研究区应用，由此建立了研究区牛蹄塘组的页岩核磁共振T2谱与孔隙半径对应关系。

核磁共振 T2谱 页岩 孔径分布 牛蹄塘组

页岩储层中相互连通的与基质相关的纳米—微米级孔隙，以及为烃类流动提供天然渗流通道的裂隙构成了页岩气流动的通道[1-2]。页岩纳米级储层以低孔低渗以及较强的非均质性为特征，页岩气的赋存状态、渗流方式有别于常规天然气储层，这使得限。随着新技术和新方法的不断发展和引入，使得纳米—微米级孔隙的页岩储集空间的描述得以实现，形成了较为完善的页岩孔隙系统表征方法，如图像分析技术、流体注入技术以及非流体注入技术[3]。图像分析技术[4-5]和流体注入技术[6-7]在对页岩孔隙系统描述过程中均存在一定的局限性。相对于前两者而言，核磁共振技术具有显著的优势，其不仅可以得到孔隙度、渗透率等常规物性参数，而且与气水离心、多相渗流实验相结合还可以获得可动流体饱和度、残余油饱和度等参数[8-10]。目前，核磁共振岩心实验、录井及测井技术在砂岩和碳酸盐岩储层中应用较多，但在页岩气藏开发中的应用较少，相关研究仅处于探索阶段[3]。

通过高压压汞以及吸附实验联合建立起页岩微孔至宏孔范围的孔隙组成，再通过低磁场核磁共振分析，得到页岩核磁共振T2谱响应特征，从而构建起T2谱与压汞-气体吸附联合法建立的页岩孔隙分布的相关关系，以期实现通过T2谱特征反演页岩储层的孔隙结构。

1 样品

选取研究样品来源于张家界柑子坪剖面的下寒武统牛蹄塘组，实验页岩样品有机质丰度较高，页岩TOC为0.728%～12.4%，平均为4.3%；有机质类型基本为Ⅰ型；样品的总体成熟度较高，其Ro为1.7%～2.6%，平均值可达2.3%，属于过成熟阶段。在这6块岩心样品孔隙度平均值为4.73%，空气渗透率为(0.06～90.4)×10-6μm2，平均值为10.17×10-6μm2。样品孔隙较发育，溶蚀孔、晶间孔、屑间孔、粒间孔等均有发育，其中以方解石粒内孔、伊利石晶间孔、有机质气孔最为发育。

实验前选取了其中6个相对质地均匀的页岩样品作为实验分析样品，将这6个样品分别分隔成均匀的三份，随机送样分别进行高压压汞实验、N2吸附实验以及低磁场核磁共振实验分析，实验室收到样品再对页岩样品进一步处理。

2 页岩储层孔隙结构实验法构造表征

2.1 高压压汞法对页岩储层的表征

由于常规压汞仪器的最大进汞压力较低，液态汞难以进入到纳米级页岩孔隙中，不能有效地描述页岩中纳米级的孔径的分布特征。高压压汞实验是获取页岩储层孔隙结构特征的常用手段[7,11]，通过高压使液态汞(Hg)注入岩块样品中，注汞过程中，满足：

(1)

式(1)中：r为孔隙半径，μm；D为孔隙直径，μm；σ为汞的表面张力，10-3N/m；θ为汞与孔隙表面的浸润角，(°)；P为注入压力，MPa。

根据Young-Duper方程[11]，外加压力达到浸没颗粒表面的孔隙张力时，汞才可以进入介质孔隙，由此可以得到样品的比表面积，进一步结合孔容参数估算平均孔隙半径。高压压汞仪探测的最小孔径取决于其最大工作压力，理论上压汞仪的探测孔径范围可达7.5～75 000 nm[12]。但是页岩中微孔占有相当的比例，液汞极难进入纳米级微隙中，过高汞压将会造成人工裂缝，使得测定的孔隙结果虚高，脱离地质实际，一般仅宏孔范围(>50 nm)的孔隙分析才采用压汞实验分析法[7]。

压汞实验前，对选取的6块页岩样品高速离心6 h，再在110 ℃的恒温条件下烘干2 h，以除去实验样品中的自由水与吸附水。通过这6个页岩样品的高压压汞实验获取了各自的进汞压力曲线(图1)。从图1中可看出，页岩样品的排替压力整体较高，6块样品的阈压可达8.8～14.2 MPa，平均值为11.3 MPa，对应的最大连通孔喉直径可达50.7～81.8 nm，平均值为63.7 nm，排替压力远大于常规储层，说明页岩物性极差，影响了储层流体渗流。从页岩样品的毛管压力曲线特征来看，毛管压力曲线整体向右上方偏移，主进汞段相对平缓，反映其初始进汞压力大，整体孔隙直径相对较小且分布均匀，近90%的进汞量集中在毛管压力为40 MPa附近，对应的孔隙半径为18 nm，反映出孔隙高度集中，孔隙半径细小，平均孔隙半径为14～26 nm，进汞效率较高，总体进汞饱和度均大于60%(图1和图2)。

图1 页岩样品毛管压力曲线

图2 高压压汞实验算得页岩样品孔隙分布

2.2 气体吸附法对页岩储层的表征

气体吸附法对压汞法难以测定的微介孔分布区域的测量具有良好效果[13]。低温低压(温度小于-196 ℃，压力小于0.127 MPa)条件下，N2气体的等温吸附数据主要用以反映介孔(2～50 nm)孔径的分布规律，由BET方程[14]来确定比表面积，BJH方程[15]以计算孔隙体积分布。目前对于孔径小于2 nm的微孔结构难以寻求合适的实验加以分析。一般来说，小于2 nm的微孔所占的孔隙比例不到10%，多数仅在5%以内，其对油气储集能力以及其对渗透率的贡献也相对有限，故本次吸附研究以介孔(孔径分布为2～50 nm)分析为主，微孔(孔径小于2 nm)分布特征仅作为参考。

页岩样品的N2气体吸附-解吸等温线如图3所示。实验样品吸附曲线和解吸曲线在较高相对压力(p/p0=0.5～0.8)附近发生分离，形成滞后回线，吸附-解吸实验依据其滞后回线的形态主要分为两种类型，即H3型滞后回线和H2型滞后回线[16-17]；其中YP-6的分离区的相对压力为0.6～0.2，明显低于其他样品。YP-3和YP-4样品的吸附量随着相对分压的增大呈稳步上升，在相对压力为0.3时解吸与吸附曲线分离，形成宽大的滞后回环，反映出大量较强非均质性的无定形孔隙类型，表现为H2型滞后回线特征。YP-1、YP-2及YP-5样品的吸附和解吸量随着相对压力的增大响应较弱，但当相对压力接近1时吸附-解吸量对相对分压的影响极为敏感，表明这些样品孔隙大小相对均匀，且孔隙较为连通，有利于油气的运移，表现为H3型滞后回线特征。

图3 页岩样品N2气体吸附-解吸等温线

图4 N2气体吸附测得页岩样品孔隙分布

通过各页岩样品N2气体吸附-解吸数据，结合BET方程[14]以及BJH方程[15]联合计算出页岩样品孔隙特征(图4)。各页岩样品的孔径组成差异较大，一般孔径峰值分布为10～90 nm，孔径主要分布为14～52 nm，其平均值为18 nm，其中YP-1的平均孔径值最大且其孔径分布较为集中，其平均孔径达52 nm。各页岩样品比表面积分布为5～38 m2/g，平均为17.84 m2/g，比表面积较大，较大的比表面积增大了气体吸附存储几率；孔体积为14～45 mm3/g，平均为28.37 mm3/g。

2.3 实验法构造页岩储层的孔隙结构

根据高压压汞法和N2气体吸附这两种孔隙测定方法对页岩孔隙段的测定效果的差异，分别选取各自方法中测定效果较好的孔径段进行拼接组合分析：其中页岩中的微介孔(<50 nm)段的孔隙分布描述采用N2气体吸附法测定的数据，而宏孔(>50 nm)段孔径分布的描述采用高压压汞法获取的实验数据(图2和图4)。通过将两种方法所测得的数据进行拼合发现(图5)，页岩样品孔隙直径主要为10～60 nm，其中，YP-1样品孔隙直径相对较大，平均孔隙直径为41 nm；且分布较为集中，主要分布范围为20～55 nm；YP-4、YP-5以及YP-6样品的孔隙直径相对较小，孔径平均值为16～18 nm。整体上看，页岩孔隙中微介孔的比例较大，其所占总孔隙比例高达80%以上，构成了页岩气赋存的主体。

图5 压汞-N2气体吸附联合法建立的页岩孔隙分布

3 研究区页岩储层岩样核磁共振响应 特征

对6块页岩样品进行低磁场核磁共振实验(表1)，实验仪器型号为RecCore04型核磁共振仪，该核磁共振仪由中石油研究院廊坊分院所研制，主要用于岩样分析孔隙结构分析。实验流程中确定的扫描次数为128次，设置的等待时间为5 000 ms，回波间隔定为0.6 ms，回波个数NE为1 024。

依据页岩T2谱发育形态特征，可以将实验研究的页岩岩心核磁共振T2谱分为3种类型，即单峰型、分离双峰型及连续双峰型等(图6)。对于双峰型T2谱(包括连续双峰和分离双峰)来说，其T2谱右峰主要由孔隙相对较大的微米级孔隙或者裂缝贡献。页岩孔隙的连通性普遍较差，一般页岩储层孔隙度与渗透率之间并不具有明显的正相关关系，但对于宏孔及微裂缝相对发育页岩，由于其流体在宏孔或者裂缝中的渗流阻力较小，宏孔和裂缝极大地增大了页岩储层的渗透能力，核磁共振T2谱右峰发育的页岩储层总孔隙度与其他页岩相当，但其渗透率可以高出其他页岩储层1～2个数量级。

单峰型T2谱的峰值对应的弛豫时间约为2 ms，最大T2弛豫时间一般小于10 ms，核磁共振T2谱弛豫时间几何平均值T2g约为2.85 ms，该类岩石T2谱以单峰峰值为中心具有较好的几何对称性。

图6中连续双峰型核磁T2谱曲线呈连续的双峰态分布，T2弛豫时间较小的左峰分布较宽且核磁信号幅度较大，左峰峰值对应的T2弛豫时间约为2 ms，左峰最大T2弛豫时间约为25 ms。T2谱右峰峰值对应的T2弛豫时间约为60 ms，最大T2弛豫时间约为120 ms。该种类型核磁T2谱反映出实验岩心具有相对较宽的孔径分布，储层中不同大小孔隙均有发育，对应的储层渗透率也相对较大。

与单峰型T2谱不同，分离双峰型T2谱(YP-1岩样)除具有几何对称的左峰外，还具有一与左峰完全分开的右峰，其左右峰之间见明显的T2谱波谷，但其右峰核磁信号幅度远小于左峰，反映弛豫时间较长的宏孔或裂缝在页岩中的比例较小。分离双峰型T2谱的左峰弛豫时间与单峰型T2谱基本相同，其最大T2弛豫时间仍小于10 ms。T2谱右峰峰值对应的T2弛豫时间约为40 ms，其最大T2弛豫时间一般小于100 ms。

通过页岩岩样离心前后的核磁共振实验对比可知，页岩样品中处于自由状态的游离气主要分布于孔径大于1 μm(对应T2弛豫时间约为10 ms)的孔隙或裂缝中。离心实验表明，这6块页岩样品的游离气饱和度平均值约为10.47%，但在页岩气开发过程中，由于酸化压裂等增产措施的实施，游离气饱和度将得到进一步提升[18]。

图6 页岩样品核磁共振T2谱特征

4 核磁共振T2谱对页岩储层孔径分 布表征

采用核磁共振T2谱来研究常规储层的孔径分布，前人已经做了大量的工作。李海波等[19]通过天然砂岩的核磁共振数据分析，建立了核磁共振T2谱与孔隙半径的换算方法，提出天然砂岩表面弛豫与孔隙半径的换算公式，见式2:

(2)

王学武等[20]在低渗透储层孔隙结构研究中发现，核磁共振T2谱的分布与孔径之间存在着相关性较好的幂函数关系，即

T2=Crn

(3)

从式(3)可以看出，当n=1时，则T2与孔隙半径r是线性关系的转化，是幂率关系的一个特例，王学武等提出的模型[20]为基于幂率关系的非线性转化是线性转化的改进，具有更强适用性。本次拟采用该方法定量化T2谱和孔隙半径r的关系。

通过对数据的回归，确定了地区性经验参数(图7)，利用幂函数关系，分别拟合了这6块岩样的转化系数C和幂率n。从拟合效果来看，各岩样样品的核磁共振T2谱拟合孔隙分布与实验测得孔隙分布相关系数均较高，R2为0.69～0.91，整体拟合效果较好。从拟合参数来看，转化系数C的数值范围为64～82，平均值为72；幂率n的数值范围为1.01～1.11，平均值为1.05。无论是转化系数C还是幂率n，各岩样样品对应参数数值均较为接近，可以由其转化系数C和幂率n的平均值建立适合本地区核磁共振T2谱与孔隙半径的关系，即T2=72r1.05。

图7 页岩样品核磁共振T2谱拟合孔隙直径与实验所测孔隙直径关系

5 结论

(1)通过压汞-N2气体吸附联合法建立的页岩样品孔隙直径主要分布为10～60 nm，其中，YP-1样品孔隙直径相对较大，平均孔隙直径为41 nm；且分布较为集中，主要分布范围为20～55 nm；YP-4、YP-5以及YP-6样品的孔隙直径相对较小，孔径平均值为16～18 nm。整体来看，页岩孔隙中微介孔的比例较大，其所占总孔隙比例高达80%以上，构成了页岩气赋存的主体。

(2)核磁共振响应特征表明，研究区页岩样品T2谱分为3种类型，即单峰型、分离双峰型及连续双峰型。单峰型T2谱的峰值对应的弛豫时间约为2 ms，最大T2弛豫时间一般小于10 ms，核磁共振T2谱弛豫时间几何平均值T2g约为2.85 ms，T2谱以单峰峰值为中心具有较好的几何对称性；连续双峰型核磁T2谱曲线呈连续的双峰态分布，T2弛豫时间较小的左峰分布较宽且核磁信号幅度较大，左峰峰值对应的T2弛豫时间约为2 ms，左峰最大T2弛豫时间约为25 ms，T2谱右峰峰值对应的T2弛豫时间约为60 ms，最大T2弛豫时间约为120 ms；分离双峰型T2谱(YP-1岩样)除具有几何对称的左峰外，还具有一与左峰完全分开的右峰，其左右峰之间见明显的T2谱波谷，但其右峰核磁信号幅度远小于左峰。

(3)通过核磁共振T2谱与实验测得孔隙分布的幂函数拟合，发现各样品T2谱拟合的孔隙分布与实验测得孔隙分布相关系数均较高，R2为0.69～0.91。从拟合参数来看，转化系数C的数值范围为64～82，平均值为72；幂率n的数值范围为1.01～1.11，平均值为1.05。无论是转化系数C还是幂率n，各岩样样品对应参数数值均较为接近，可以由其转化系数C和幂率n的平均值建立适合本地区核磁共振T2谱与孔隙半径的关系，即T2=72r1.05。

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(编辑 韩 枫)

Pore structure of shale reservoir built by NMR T2spectrum： taking Niutitang shale of lower Cambrian in Zhangjiajie Ganziping area as an example

Cao Shuhui1,Wang Yining1,Huang Xiaojuan2,Ni Jun2,3, Zhan Zhuanying3,Ouyang Jingyun1,Wang Hui1

(1.ChinaZhenhuaOilCo.，Ltd.，CNIGC，Beijing100031,China;2.SchoolofEnergyResources，ChinaUniversityofGeosciences，Beijing100083，China; 3.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.，Ltd.，Xi’an710075，China)

In view of the low porosity and low permeability and strong heterogeneity of shale reservoirs，combined by mercury injection method and gas adsorption method，the pore of shale under the experimental conditions was constructed，in which the macro-pores was calculated by the high pressure mercury injection test，and the micro-mesopores was got by the N2gas adsorption experiment and then converted by the BJH equation.With low magnetic field nuclear magnetic resonance rock analyzer，from the point of NMR T2spectrum response characteristic，the T2spectrum of the shale samples was divided into three types ，and then the power function of the T2spectrum and pore distribution got from pressure mercury - gas adsorption was constructed，which shows a high correlation between the pore distribution of T2spectrum and the experimental result，and the corresponding parameters of rock samples are close，which is suitable for the application in the study area.Thus，the corresponding relationship of nuclear magnetic resonance T2spectrum and pore radius of shale of Niutitang Formation was established.

NMR;T2spectrum;shale;pore size distribution;Niutitang Formation

2016-02-27；改回日期：2016-04-18。

曹淑慧(1977—)，女，助理研究员；从事油气田开发地质研究工作。电话：010-63210185，E-mail：caoshuhui@zhenhuaoil.com。

国家科技重大专项课题“新一代油藏数值模拟软件”(2011ZX05009-006)；国家科技重大专项“中西部地区碎屑岩储层预测、保护与改造技术”(2011ZX05002-005)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.03.005

TE 135.6

A