周尚文，刘洪林，闫　刚，薛华庆，郭　伟

[1.中国石油 勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007;　2.中国石油非常规油气重点实验室，河北 廊坊 065007；3.国家能源页岩气研发(实验)中心，河北 廊坊 065007]



中国南方海相页岩储层可动流体及T2截止值核磁共振研究

周尚文1,2,3，刘洪林1,2,3，闫刚1,2,3，薛华庆1,2,3，郭伟1,2,3

[1.中国石油 勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007;2.中国石油非常规油气重点实验室，河北 廊坊 065007；3.国家能源页岩气研发(实验)中心，河北 廊坊 065007]

为了分析中国南方海相页岩气储层的可动流体及T2截止值特征，结合低场核磁共振和高速离心实验进行了页岩可动流体测试。实验结果表明：页岩饱和水状态和束缚水状态的建立至关重要，中国南方海相页岩建立饱和水状态的最佳压力为12 MPa，建立束缚水状态的最佳离心力2.76 MPa。其可动流体T2截止值为1.07～3.22 ms，平均值为1.8 ms，明显小于致密砂岩的T2截止值。使用经验值13 ms来进行页岩可动流体的计算将会产生很大误差。结合饱和水状态和束缚水状态的核磁共振T2谱，得到可动流体饱和度为23.19%～30.84%，平均值为27.28%，束缚水饱和度高，超低含水饱和度现象明显。将核磁共振T2谱转换成孔径分布，得到页岩孔隙半径主要分布在20～200 nm。

T2截止值；孔隙半径；核磁共振；可动流体；页岩气；海相页岩；中国南方

页岩气主要以游离态和吸附态赋存于页岩储层中，近年来，随着非常规油气藏勘探开发的深入，页岩由于储集丰富的油气资源而突破了将其作为盖层和烃源岩的认识。与砂岩储层相比，我国南方海相页岩气储层岩性极为致密，主要发育的是纳米级的孔隙，孔隙度一般小于6%，渗透率一般小于1×10-3μm2[1-3]。基于致密油气开发设备和技术的进步，美国在页岩气资源开发上已经取得了成功，而随着中国石化在涪陵地区页岩气开采取得重大突破，中国也开始进入页岩气的商业开发阶段。

核磁共振技术是一种快速无损检测技术，目前该技术在石油工业中的应用主要集中在两方面，一是核磁共振测井及解释评价，二是低场核磁共振室内岩心分析。利用核磁共振技术测试常规储层的可动流体以及评价其开发潜力，前人已经做了大量的研究，并且确定了可动流体饱和度是决定低渗透油气田开发效果好坏的关键物性参数之一[4-8]。但对于页岩气储层而言，对其可动流体的研究较少，并且未能准确选取适用于页岩的T2截止值。本文以我国南方海相龙马溪组页岩气储层为研究对象，利用核磁共振技术结合离心实验对其可动流体饱和度进行定量研究，并确定了适用于页岩的可动流体T2截止值，研究结果对于核磁共振技术在页岩气开发中的应用具有指导作用。

1　可动流体核磁共振测试原理

在对岩心进行核磁共振测试时，采用较多的是T2测量法。在快扩散条件下，孔隙中流体的表观弛豫时间T2可近似的表示为[9-11]：

(1)

式中:T2b为流体固有的弛豫时间，ms；ρ2为流体所处孔隙的表面弛豫率，μm/ms；S/V为流体所处孔隙的表面积与体积之比，与孔径大小成反比。

(2)

式中:Fs为孔隙几何形状因子，对于球状孔隙，Fs=3，对于柱状喉道，Fs=2;r为孔隙半径，μm。对于固有弛豫时间较长的流体，如水、轻质油，1/T2b可以忽略不计，则有：

(3)

对于一块岩样，表面弛豫率ρ2可近似看作常数，因此由式(3)可知，T2谱能够反映岩石孔隙半径的分布情况，较大孔隙对应的T2弛豫时间较长，较小孔隙对应的T2弛豫时间较短。当孔隙半径减小时，渗流阻力增大，当孔隙半径减小到一定程度时，孔隙中的流体受到较大渗流阻力，难以流动。在T2谱上，该孔隙半径对应的T2弛豫时间界限称为可动流体T2截止值，该值将赋存在岩石孔隙中的流体分为可动流体和束缚流体，可动流体饱和度即为可动流体占总赋存流体的比值，反映了岩石孔隙中可动流体的含量。如图1所示，即有：

(4)

(5)

式中：Swm为可动流体饱和度，%；Swi为束缚水饱和度，%；T2c为T2截止值。

图1　典型页岩样品核磁共振T2谱Fig.1　NMR T2 spectrum of typical shale samples

2　实验材料与方法

使用低场核磁共振岩心分析仪以及岩样专用离心机，选取12块我国南方海相志留系龙马溪组页岩样品进行可动流体T2截止值标定及可动流体饱和度测试。岩样物性资料如表1所示，孔隙度分布为2.12%～3.18%，平均值为2.69%；渗透率分布为0.000 041×10-3～0.002 410×10-3μm2，平均为0.000 832×10-3μm2，为典型的南方海相页岩样品。其具体实验步骤如下：

1) 钻取直径2.5 cm的柱塞岩样，烘干，称干重，测量长度和直径；测量岩样的气测孔隙度与脉冲渗透率。

2) 将岩样抽真空，分别用10，12，15 MPa压力饱和模拟地层水，每次饱和水后称重并进行核磁共振T2测试。主要测试参数为：回波间隔时间为100μs，等待时间为3 000 ms，回波个数为1 024，扫描次数为32，增益为50。

3) 分别用1.38，2.06，2.76 MPa离心力对12块岩样连续进行高速离心，每次离心后称重并进行核磁共振T2测试，测量参数与步骤2)相同。

3　实验结果与分析

3.1核磁共振T2截止值标定

要准确测定可动流体饱和度的大小，T2截止值的确定至关重要。国内外学者对于砂岩和碳酸盐岩储层的T2截止值进行了大量实验研究，对于碳酸盐岩储层，推荐使用92 ms作为T2截止值，对于中、高渗砂岩储层，Schlumberger公司推荐使用33 ms作为T2截止值，对于致密砂岩储层，王为民等人推荐使用13 ms作为T2截止值[12-13]。

表1　样品来源岩样物性资料Table 1　Statistics of physical properties of samples

核磁共振可动流体T2截止值的确定基于岩心的两个状态：饱和水状态和束缚水状态。由于页岩岩性致密且主要发育纳米级的孔隙，所以其饱和水状态和束缚水状态不易建立。本文分别采用围压递增(10，12，15 MPa)和离心力递增(1.38，2.06，2.76 MPa)的方法来建立页岩样品的饱和水状态和束缚水状态，并测试岩心在各个状态的核磁T2谱(图2)。

根据岩心核磁T2谱面积可以得到不同状态含水饱和度的变化量，当饱和水压力和离心力逐渐增大时，若岩心内含水饱和度的变化量在5%以内，则可认为增大的饱和水围压和离心力为最佳压力。岩心在饱和水压力和离心力递增过程中含水饱和度的变化量如表2所示。可以看出，在页岩饱和地层水的过程中，当饱和水压力从10 MPa增加到12 MPa时，岩心含水量变化较大，说明地层水已经进入岩心孔隙内部。当饱和水压力从12 MPa增加到15 MPa时，岩心含水量变化很小，并且还可能出现负值(负值表示减少)，这是因为当围压加到15 MPa后，页岩开始出现破碎，会产生小部分的岩屑或者整体裂开，从而使得核磁信号减小，增大实验误差。所以，最终选择12 MPa作为页岩岩样建立饱和水状态的最佳压力。在饱和水状态的页岩离心过程中，当离心力从1.38 MPa增加到2.06 MPa时，岩心含水量有大幅度的减小，说明岩心孔隙内部的水已经部分驱替出来。当离心力从2.06 MPa增加到2.76 MPa时，岩心含水饱和度变化幅度减小达到实验要求。所以，最终选择2.76 MPa作为页岩样品建立束缚水状态的最佳离心力。

利用12 MPa饱和水后的核磁T2谱和2.76 MPa离心后的核磁T2谱，得到12块页岩岩心的可动流体T2截止值为1.07～3.22 ms，平均值为1.8 ms，明显小于致密砂岩的T2截止值。

图2　1号和5号页岩岩样不同状态下的核磁共振T2谱Fig.2　NMR T2 spectrums of No.1 and No.5 samples under different statesa.1号页岩样品；b.5号页岩样品表2　样品来源岩心含水饱和度变化量统计Table 2　Water saturation changes of core samples

类型压力变化量/MPa含水饱和度变化量/%平均变化量/%饱和水压力10～126.52～18.308.4712～15-0.82～5.252.37离心力1.38～2.06-4.21～-25.32-13.212.06～2.76-1.06～-12.51-4.45

3.2可动流体含量

根据12 MPa饱和水后和2.76 MPa离心后两种状态下的页岩核磁共振信号量，可以计算各实验样品的可动流体饱和度，计算得到其可动流体饱和度为23.19%～30.84%，平均值为27.28%。与致密砂岩相比较，我国南方海相页岩气储层的可动流体含量明显更低，束缚水饱和度很高，流体可动用性较差。如果采用致密砂岩的经验T2截止值13 ms来计算实验样品的可动流体饱和度，得到其可动流体饱和度平均值仅为12.34%。说明目前采用经验值13 ms来测试页岩可动流体饱和度的方法明显低估了其可动流体含量，高估了其束缚流体含量，致密砂岩的经验T2截止值13 ms并不适用于页岩。

根据测试结果，我国南方海相页岩气储层的束缚水饱和度平均为70%，但是在页岩气超压核心区，其含水饱和度平均仅为30%～45%[14-15]，这是非常明显的“超低含水饱和度现象”。产生该现象的主要原因是富含气页岩气储层中存在生烃排水作用、生烃化学反应以及汽化携液等作用。随着页岩气的大量生成及运移，“原始”束缚水含量急剧减少，最终导致含水饱和度小于束缚水饱和度，说明“超低含水饱和度现

象”是评价页岩气储层是否富含气的一个重要因素。但是，只有在准确选取页岩气储层的T2截止值基础上，才能准确评价其超低含水饱和度特征。所以，本文推荐采用1.8 ms作为页岩的T2截止值，以更准确的计算页岩气储层的束缚水饱和度和可动流体饱和度。

实验样品可动流体饱和度与孔隙度、渗透率的相关关系如图3所示。可以看出，可动流体饱和度与渗透率的相关性较好，与孔隙度的相关性较差。因为可动流体饱和度主要表征的是孔隙中流体的可动用性，依赖于孔隙间的连通性，而孔隙度主要表征的是储层有效孔隙所占的比例，并不能很好地表征孔隙之间的连通性，但是渗透率却能较好表征孔隙间的连通性，连通性好的岩心渗透率相对较高。

3.3页岩孔隙半径分布特征

由公式(3)可知，在快扩散条件下，岩石孔隙半径与T2弛豫时间成正比，比值为表面弛豫率。对于页岩，Sondergeld和Curtis等均推荐使用表面弛豫率ρ2=50 nm/ms[16-17]，并假设形状因子Fs=2。所以，根据公式(3)可以把页岩饱和水状态下的核磁T2谱转化为其孔径分布。选取不同渗透率级别的三块代表性样品(2号，4号与10号)，把其T2谱转换为孔径分布图(图4)。通过统计12块样品的孔径分布区间及其百分比，得到在10～20，20～50，50～100，100～200，200～1 000和大于1 000 nm这六个孔径分布区间内，其所占比例平均为6.71%，22.09%，39.82%，15.23%，6.26%与10.10%，说明我国南方海相页岩主要发育纳米级孔径，孔径主要分布在20～200 nm。

图3　页岩可动流体饱和度与孔隙度、渗透率相关关系Fig.3　Relationship between movable fluid saturation and porosity & permeability of samples

图4　页岩样品核磁孔径分布Fig.4　NMR pore size distribution of shale samples

4　结论

1) 页岩样品建立饱和水状态的最佳压力为12 MPa，建立束缚水状态的最佳离心力为2.76 MPa。利用饱和水状态和束缚水状态的核磁T2谱，得到12块页岩样品的可动流体T2截止值分布在1.07～3.22 ms，平均值为1.8 ms，明显小于致密砂岩的T2截止值，使用致密砂岩的经验值13 ms来进行页岩可动流体的计算将会产生很大的误差。

2) 根据饱和水状态和束缚水状态的核磁T2谱，可以计算各实验样品的可动流体饱和度，其可动流体饱和度分布为23.19%～30.84%，平均值为27.28%。我国南方海相页岩气储层的可动流体含量很低，束缚水饱和度很高，超低含水饱和度现象明显。

3)根据页岩表面弛豫率的经验值，将核磁共振T2谱转化为孔径分布，发现南方海相页岩主要发育纳米级孔隙，孔隙半径主要分布在20～200 nm。

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(编辑董立)

NMR research of movable fluid andT2cutoff of marine shale in South China

Zhou Shangwen1,2,3,Liu Honglin1,2,3,Yan Gang1,2,3,Xue Huaqing1,2,3,Guo Wei1,2,3

[1.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development-Langfang,Langfang,Heibei065007,China;2.CNPCKeyLaboratoryofUnconventionalOil&Gas,Langfang,Heibei065007,China;3.NationalEnergyShaleGasR&D(Experiment)Center,Langfang,Heibei065007,China]

Low field Nuclear Magnetic Resonance was combined with high speed centrifugal experiments to study movable fluids andT2cutoff values of marine shale in South China.The experiments reveal the importance of establishing water saturated state and irreducible water state for the calculation of movable fluids.For marine shale from South China,the optimum pressure for establishing water saturated state is 12 MPa,and the optimum centrifugal force for establishing irreducible water state is 2.76 MPa.TheT2cutoff values range between 1.07 ms and 3.22 ms,averaging at 1.8 ms,significantly less than that of tight sandstone.Therefore,using empirical value (13 ms) for the calculation of movable fluids may result in great error.To deal with the problem,we integrated theT2spectrums of both saturated water state and irreducible water state to calculate movable fluid saturation.The result ranges between 23.19% and 30.84% (averaging at 27.28%),indicating high irreducible water saturation and ultra-low water saturation.we also converted the NMRT2spectrum into pore size distribution,revealing the pore radius of shale to be within 20 and 200 nm range.

T2cutoff，pore size，NMR，movable fluid，shale gas，marine shale，South China

2014-10-14;

2016-06-06。

周尚文(1987—)，男，硕士、工程师，页岩气实验测试方法和技术。E-mail:zhousw10@petrochina.com.cn。

国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2013CB2281)；国家科技重大专项(2011ZX05018)。

0253-9985(2016)04-0612-05

10.11743/ogg20160420

TE135

A