利用核磁共振技术研究泥页岩微观孔隙结构及含油性

綦艳丽

（中石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营257015）

泥页岩油气作为非常规油气藏的代表，对于确保我国东部老油田的可持续发展具有重要的现实意义，当前已经成为各油田关注的焦点[1]。

胜利油田济阳坳陷多套层系普遍发育泥页岩，泥页岩孔隙结构复杂，导致页岩油气的储集与运移系统同样非常复杂，因而对页岩孔隙结构特征的研究十分重要。但是以往对孔隙结构的描述方法通常是常规的岩性，泥页岩由于其发育的大量纳米级孔隙且孔径大小变化范围很大导致表征其孔隙结构难度很大。核磁共振技术在表征储层孔隙结构、大小等方面具有较大的优势。为此，本文从胜利油田针对泥页岩的密闭取心井资料分析入手，选取济阳坳陷沙三下与沙四上亚段泥页岩发育层段的实验样品，开展泥页岩核磁共振实验研究，以期对泥页岩勘探研究有所帮助。

1 实验方法

1.1 核磁共振分析

核磁共振，就是指在特定的条件下, 氢原子核在外加磁场的作用下发生强烈的相互作用，即共振现象，利用此特性, 可以检测到流体的核磁共振信号强弱及T2弛豫时间的长短。矿物岩石中孔径与其中流体的驰豫时间（T2）间存在着孔径越大则弛豫时间越大的相关性关系，通过这些信号的差别就可以直观反映岩石孔隙结构的变化特征。

实验的具体步骤如下：（1）泥页岩样品粉碎至0.5cm 左右的颗粒，将样品烘干，去除孔隙流体；（2）对岩样进行抽真空处理，然后加入蒸馏水饱和水24h；（3）饱水后用拧干的湿布吸去样品表面的水，立即放入聚四氟乙烯试管里进行核磁共振弛豫测量。核磁共振法所用仪器为苏州纽迈电子科技有限公司生产的AniMR-150 岩心（岩屑）核磁共振分析仪，测试参数为：测试温度32℃, 等待时间2s, 回波间隔0.1094ms，扫描次数64，回波个数4096。

流体驰豫时间（T2）与孔径正相关，弛豫时间越大则孔径越大，但弛豫时间曲线仅能反映孔径的分布趋势，不能反映孔隙绝对大小。由于不同地区的页岩表面弛豫率不同，对泥页岩，我们采用压汞法和氮气吸附法校正核磁共振法来求取表面弛豫率，得到经验公式r=10*T2，可以进行孔径分布的定量研究。

1.2 模拟实验与核磁共振分析相结合

对于常规岩心内的可动流体，测定一般采用离心法，使得流体甩出，离心前后的流体信号的差值，即认为是可动流体量。但对于泥页岩来说，离心机所不能甩出的流体，也并不一定完全是束缚流体，因此本次研究首先进行页岩的原油流动模拟实验，原始样品核磁共振测定的含油量与模拟后测定的含油量之差即为游离油量，通过模拟实验与核磁共振分析相结合，可以初步确定出页岩样品束缚流体与可动流体的T2界限值，即T2截止值，从而明确游离油与吸附油之间的孔径界限。

实验过程主要分为三个步骤：（1）将样品在氯化锰溶液中浸泡，使得猛离子进入岩石内部的水中，抑制水的核磁共振信号，测定油的核磁共振信号；（2）将浸泡氯化锰后并进行了核磁共振实验的样品装入可动油模拟实验装置，进行可动油模拟实验；（3）将模拟实验后的页岩样品取出，再加入氯化猛溶液浸泡，再测定模拟实验后页岩内油的核磁共振信号。

2 实验结果及分析

济阳坳陷沙四上- 沙三下亚段泥页岩主要发育富有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质纹层状灰质泥岩相、富有机质层状泥质灰岩相、富有机质层状灰质泥岩相、含有机质块状泥岩相和含有机质纹层状泥质灰岩相6 种岩相。为确定不同岩相储集空间的特征，利用核磁共振技术对不同岩相泥页岩孔径分布进行定量测定，结果表明，矿物成分对孔隙结构的影响不大，由图1 可看出对于相同岩相的泥页岩来说，泥质灰岩与灰质泥岩的孔径分布基本没有差别，说明矿物成分的影响很小。而图2显示：块状泥页岩分布具有前峰型结构，主峰为2nm，孔径以微孔及细介孔为主；层状泥页岩的孔隙分布具有前峰型结构，其中前峰明显高于后峰，主峰为5nm 和100nm 左右，说明孔径以介孔为主，大孔为辅；纹层状泥页岩孔隙分布具有单峰型和后峰型结构，相对于层状而言，孔径明显偏大，孔径以大孔为主。说明孔隙结构主要受成熟演化与岩石结构的影响。

图1 不同矿物组成孔径分布图

图2 不同泥页岩岩相孔径分布图

通过模拟实验与核磁共振分析相结合，可以初步确定出泥页岩样品束缚流体与可动流体的T2界限值，即T2截止值，该实验获得的泥页岩样品几个样品的T2截止值一般为1 至3ms 之间（表1）。考虑到在模拟实验过程中，仍有可能存在一定量的游离油由小孔隙进入大孔隙，使得T2截止值偏高，因此选择几个样品中，受游离油滞留影响较小的，即T2截止值低的作为游离油与吸附油的划分界限值，即1ms 作为区分游离油吸附油的T2界限值，即泥页岩中孔隙半径为10nm 为研究区泥页岩中游离油与吸附油的分界，该结果与镜下观察在孔隙半径为12nm 见溢油点结果一致，即研究区游离油所需孔隙半径下限为10nm。

表1 模拟前后页岩样品核磁共振分析数据

根据小于10nm 的孔隙所占的比例随埋深的变化图（图3）可看出，罗69 样品埋深大致在2900-3200 米，小于10nm 的孔隙所占的比例，层状泥页岩明显高于纹层状泥页岩的；樊页1 品埋深大致在3000-3500 米，小于10nm 的孔隙所占的比例，层状泥页岩略高于纹层状泥页岩；随深度增大，利页1 品埋深大致在3500-3900 米，小于10nm 的孔隙所占的比例，层状泥页岩与纹层状泥页岩10nm 以下的孔隙所占的比例已经相差不大。说明孔隙为游离油量提供了赋存的有效空间，埋深小于3500m，纹层状岩相泥页岩游离油量明显高于层状泥页岩，但当到达3500m以后，两者差异减小，并趋于一致。我们认为，在浅部位（3500m以上）纹层状泥页岩为页岩油勘探的有利岩相，在深部位（3500m 以下）纹层状及层状泥页岩，都是页岩油气主要富集的岩石类型。

图3 小于10nm 的孔隙所占的比例随埋深的变化图