頁巖巖心氣測孔隙度測量參數初探與對比

付永紅，司馬立強，張楷晨，王 亮，鄧 茜

(1.西南石油大學，四川 成都 610500；2.福建中國石油油品倉儲有限公司，福建 泉州 362700；3.中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610041)

0 引 言

頁巖氣儲層孔隙度是頁巖氣儲層勘探層位選取、資源潛力評價、儲量計算等最基本的參數[1-2]，由于頁巖氣儲層的納米孔隙以及復雜的孔隙結構[3]，增加了其孔隙度準確測量的難度。目前，孔隙度測量方法較多，主要包含GRI[4]、GIP[5]、WIP[6]、DLP[7]、核磁共振法[8]等。孔隙度測量結果的準確性很大程度上取決于孔隙度測量時樣品的預處理方法及測量參數的設置。對于常規儲層，較小的注入壓力(0.8 MPa)能使氣體很快進入巖心孔隙，并達到設置的平衡狀態。頁巖氣儲層由于其極低的滲透率、復雜的礦物成分，較低的注入壓力并不能使氣體完全進入頁巖微孔隙；同時，由于微孔隙的復雜化，高壓條件下的氣體理想平衡狀態缺乏相關研究，即頁巖巖心孔隙度測量的平衡條件并無判別依據，使得不同實驗室間孔隙度的測量結果差異較大。

為明確頁巖孔隙度測量結果差異較大的原因，選取焦石壩地區龍馬溪組頁巖氣儲層為研究對象，開展多方法孔隙度測量對比研究，分析巖心預處理(干燥溫度)、參數設置(測量的壓力)、測量方法等對孔隙度測量結果的影響。

1 樣品特征及實驗流程

1.1 樣品特征

實驗選取6組樣品，均取自焦石壩地區龍馬溪組富有機質頁巖氣儲層井下巖心，巖心樣品TOC含量分布在2.11%～4.66%，具有較高的勘探開發潛力，樣品編號及礦物組成詳見表1。其中，每組樣品分為2個(如0803-1和0803-2)相似的平行樣，來源于全直徑巖心上的同一柱塞樣，分別用于不同溫度(60、80、90、100、110、150、200 ℃)和不同充注壓力(0.1、0.2、0.4、0.6、0.8、1.5、2.0、2.5、3.0 MPa)的孔隙度測試。

表1 巖心樣品編號及礦物組成特征

1.2 實驗方法

孔隙度測量方法多樣，該研究主要選取常用的3種方法進行實驗測試，即氦氣孔隙度法、飽和液體法和核磁共振分析法。氦氣孔隙度測量的測試儀器為美國生產的AccuPyc II 1340系列氣體置換法真密度儀，測試原理為波義耳氣體膨脹定律。該儀器的主要優勢是注入壓力比常規孔隙度測量儀高出2.5 MPa，即最高壓力可達3.5 MPa。飽和液體法測量孔隙度時，飽和介質為油(十二烷)和水(去離子水)，通過高精度(小于0.1 mg)天平測量巖心質量、空氣中巖心飽和質量、飽和介質中巖心飽和質量，計算巖心總體積和孔隙體積，進而計算孔隙度。核磁共振法測量巖心孔隙度參照謝然紅等提出的相關測試流程[9]，相關測試參數設置如下：等待時間為6 s、回波間隔為0.1 ms、掃描次數為64次、回波個數為10 000個。

實驗先測試不同干燥溫度下和不同注入壓力條件下的氣測孔隙度，再飽和油(水)，測量飽和液體法孔隙度和核磁孔隙度。所有實驗測試均在恒溫(25 ℃)實驗室環境下測量，以減小溫度變化對測量結果的影響。

2 實驗結果分析

2.1 巖心氣測孔隙度結果分析

2.1.1 不同干燥溫度孔隙度測試結果分析

頁巖中3種典型的水主要包含自由水、毛管束縛水、黏土束縛水(CBW)，其中，自由水為毛管壓力作用下的可動流體，毛管束縛水和黏土束縛水為不可動流體。毛管束縛水靠毛管壓力和潤濕性差異將水束縛于孔隙表面，黏土束縛水主要通過離子電化學作用將水吸附于黏土表面，該部分空間可儲集大量的烴。因此，為準確測量頁巖總孔隙度，這兩部分束縛水都應被去除,且不能破壞以OH-形式存在的結合水。

分析了不同干燥溫度對頁巖孔隙度測量的影響(圖1)。由圖1可知：干燥溫度小于90 ℃時，孔隙度值增長幅度較大；干燥溫度為90～110 ℃時，孔隙度值分布較穩定；干燥溫度大于110 ℃時，孔隙度值又出現了明顯上升。該現象表明：干燥溫度小于110 ℃時，頁巖干燥過程主要去除了孔隙中的游離水和束縛水；當干燥溫度大于110 ℃后，主要去除黏土束縛水和結合水，該部分水被蒸發后可能引起孔隙度結構的改變，使孔隙度值明顯增大。

為進一步確定最佳干燥溫度，測量了2塊巖心(0803-2和0806-2)在不同干燥溫度下干燥后的核磁T2譜(圖2)。由圖2可知，2塊巖心的核磁T2譜隨干燥溫度的增加具有相似的變化趨勢，當溫度升至80 ℃后，巖心的核磁T2譜降幅明顯變緩，說明干燥80 ℃能去除絕大部分游離水和束縛水。TestamantiM等指出，美國Perth盆地頁巖氣儲層干燥60 ℃能完全去除黏土束縛水，且高溫會改變頁巖孔隙結構[10]。考慮到焦石壩地區龍馬溪組頁巖氣儲層埋深較大，地層溫度較高(大于100 ℃)，故推薦使用110 ℃干燥巖心。

圖1 6組樣品不同干燥溫度下的孔隙度測試結果

圖2 巖心0803-2和0806-2在不同干燥溫度下的核磁T2譜

2.1.2 不同注入壓力孔隙度測試結果分析

Luffel等人認為，充注壓力越大，氦氣分子越易進入孔徑相對較小的孔隙中[4]。李新等指出，頁巖平均孔喉半徑較小，平均為2.8 nm[11]。因此，頁巖發育大量的納米微孔，使低壓氦氣分子難以快速進入頁巖的所有孔隙中，甚至不能進入更細小的微孔。由于頁巖孔隙度測量過程中，壓力參數的不確定性，使測量結果多樣化，因此，研究設置了不同充注壓力以確定測量頁巖孔隙度的最小充注壓力(圖3)。由圖3可知：當充注壓力小于2.0 MPa時，孔隙度測量值隨充注壓力的增大而增大；當充注壓力大于2.0 MPa時，孔隙度測量值趨于穩定。即當壓力小于2.0 MPa時，氦氣無法充注于頁巖微孔中；當壓力大于2.0 MPa時，孔隙度測量值基本不變，表明氦氣分子在該壓力下能快速進入頁巖微孔并達到平衡。故推薦使用2.0 MPa作為測量頁巖孔隙度的最小充注壓力。

2.2 核磁共振孔隙度

選取去離子水和油為飽和介質，抽真空加壓飽和后，測量巖心樣品的核磁T2譜，通過對核磁T2譜面積的積分進而計算巖心孔隙度(表2)。由表2可知，巖心飽和水的核磁孔隙度明顯大于巖心飽和油的核磁孔隙度。這是因為：①巖心的潤濕性更偏向于水濕[12]，飽和過程中水進入更多的孔隙；②黏土具有較強的親水能力，吸水后由于水化作用產生微裂縫[13-15]，使核磁孔隙度偏大。李新等指出，頁巖飽和水核磁孔隙度明顯偏大的原因很大程度源于黏土含量的影響[11]。因此，利用核磁共振測量的孔隙度由于誤差大而不能代表巖心真實孔隙度。

圖3 6組樣品不同充注壓力下的孔隙度測試結果

為進一步研究壓力變化對頁巖孔隙度的影響，記錄了不同壓力條件下氦氣進入巖心后系統的壓力變化過程。研究表明：較小的壓力充注于頁巖孔隙時，氦氣分子能很快注入較大孔隙并達到平衡，卻無法進入微孔；當充注壓力增加，氦氣平衡時間出現明顯的延長，更難達到平衡。這主要因為微孔具有較大的比表面積，吸附能力較強，使氦氣在常溫高壓條件下出現了明顯的吸附現象。為了減小吸附現象對孔隙度測量的影響，應選取較小的充注壓力，故推薦使用2.0 MPa作為測量頁巖孔隙度的充注壓力。

表2 樣品孔隙度測量結果統計

2.3 飽和液體法孔隙度

飽和液體法測量頁巖孔隙度時，首先應對巖心進行干燥、洗油洗鹽，隨后抽真空加壓飽和，使巖心完全達到飽和，以免低估其孔隙度。飽和液體法測量孔隙度對飽和流體的選擇依賴性較大，必須考慮潤濕性和水敏性的影響。該研究中，分別計算了飽和去離子水和油的孔隙度(表2)。結果顯示，飽和水的孔隙度明顯比飽和油的孔隙度大，主要原因是頁巖巖心含有大量的黏土礦物，自身膨脹加大了對水的吸入，使其孔隙度偏大。

3 結果對比分析

為分析孔隙度的可靠性，對比了不同測量方法的孔隙度測量值的差異性(表2)。由表2可知，氦氣測孔隙度略大于飽和油孔隙度，明顯小于飽和水孔隙度。通過測量結果對比發現，飽和水時，黏土礦物過量吸水使含水孔隙度明顯大于氦氣測孔隙度。由于頁巖礦物組分復雜，通常有機質具有明顯的油潤濕性，非有機質具有親水性(如石英、長石、方解石，尤其是黏土礦物[16-17])，使油分子難以完全進入水潤濕的黏土孔隙，導致飽和油孔隙度略低于氦氣測孔隙度。為此，分別采用飽和水計算巖心體密度和飽和油計算巖心骨架密度[6-7]，進而計算出巖心的有效孔隙度(DLP孔隙度)(表2)。通過對比發現，DLP孔隙度分布于飽和水孔隙度和飽和油孔隙度之間，與氦氣測孔隙度更為接近，有效克服了黏土吸水膨脹的影響，更接近于巖心的真實孔隙度。

頁巖巖心孔隙度中包含大量的微孔，尤其是有機孔和黏土孔，都是能儲集天然氣的有利孔隙。有機孔發育程度主要受TOC含量影響，黏土孔受控于黏土礦物含量和黏土礦物類型。孔隙度測量時，這2類孔隙均為必須測量的孔隙。分析表明，飽和水孔隙度與黏土礦物含量具有明顯的正相關關系(圖4a)，進一步證實含水孔隙度偏大主要受黏土礦物的影響，而飽和油孔隙度與TOC含量存在較好的相關性(圖4b)。同時，分析了氣測孔隙度與TOC含量和黏土礦物含量之間的關系(圖4c、d)，發現氣測孔隙度與TOC含量和黏土礦物含量均具有正相關關系，表明氦氣分子既能進入頁巖中發育的有機孔隙，也能進入大量的黏土孔隙，進一步證實了氣測孔隙度的可靠性。

圖4 飽和水(油)、氣測孔隙度與TOC、黏土礦物含量關系

為有效測量頁巖總孔隙度，推薦使用110 ℃進行干燥，以免高溫破壞巖心孔隙結構。同時，利用氦氣法測量孔隙度時，最佳注入壓力為2.0 MPa，過低會低估頁巖孔隙度，過高可能會高估頁巖孔隙度。DLP孔隙度和氣測孔隙度與TOC含量和黏土礦物含量具有較好的相關性，更接近于真實值。

4 結 論

(1) 為有效去除頁巖巖心中的游離水和束縛水，建議干燥溫度為110 ℃，以免高溫破壞頁巖孔隙結構。

(2) 利用氦氣法測量頁巖孔隙度時，建議最佳注入壓力為2.0 MPa，過低可能會低估頁巖孔隙度，過高可能會高估頁巖孔隙度。

(3) 由于黏土礦物過量自吸水，使頁巖含水孔隙度明顯偏大；由于孔隙組分潤濕性的差異，使頁巖含油孔隙度略低。

(4) 頁巖礦物組分復雜，潤濕性差異大，利用DLP法測量的孔隙度與氣測孔隙度具有較高的一致性，更接近于頁巖真實孔隙度。

[1] 張盼盼，劉小平，王雅杰，等.頁巖納米孔隙研究新進展[J].地球科學進展，2014，29(11)：1242-1243.

[2] 蔣裕強，董大忠，麒麟，等.頁巖氣儲層的基本特征及其評價[J].天然氣工業，2010，30(10)：7-12.

[3] LOUCKS R G，REED R M，RUPPEL S C，et al.Morphology，genesis，and distribution of nanometer-scale pores in siliceous mudstones of the mississippianbarnett shale[J].Journal of Sedimentary Research，2009，79(12)：848-861.

[4] LUFFEL D L，GUIDRY F K，CURTIS J B.Evaluation of devonian shale with new core and log analysis methods[J].Journal of Petroleum Technology，1992：44(11)：1192-1197.

[5] SUN Jianmeng，DONG Xu，WANG Jinjie，et al.Measurement of total porosity for gas shales by gas injection porosimetry(GIP) method[J].Fuel，2016，186：694-707.

[6] UTPALENDU K，DOUGLAS K M，ARKADIUSZ D，et al.Total porosity measurement in gas shales by the water immersion porosimetry(WIP) method[J].Fuel，2014，117： 1115-1129.

[7] TOMASZ T，ARKADIUSZ D，UTPALENDU K，et al.Dual liquid porosimetry：a porosity measurement technique for oil- and gas-bearing shales[J].Fuel，2016，183：537-549.

[8] RAMIREZ T R，KLEIN J D，RON J M，et al.Comparative study of formation evaluation methods for unconventional shale gas reservoirs：application to the Haynesville shale (Texas)[C]//SPE-144062.The Woodlands.USA：Society of Petroleum Engineers，2011：332-362.

[9] 謝然紅，肖立志，鄧克俊.核磁共振測井孔隙度觀測模式與處理方法研究[J].地球物理學報，2014，49(5)：1567-1572.

[10] TESTAMANTI M，REZAEER.Determination of NMR T2 cut-offfor clay bound water in shales：a casestudy of carynginiaformation，Perth Basin，Western Australia[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering，2017，149：497-503.

[11] 李新，劉鵬，羅燕穎，等.頁巖氣儲層巖心孔隙度測量影響因素分析[J].地球物理學進展，2015，30(5)：2181-2187.

[12] ODUSINA E，SONDERGELD C，RAI C.NMR study on shale wettability[C]// SPE-147371-MS.Canada Unconventional Resources Conference.Canada：Society of Petroleum Engineers，2011：15-17.

[13] BABADAGLIT.Scaling of co-current and counter-current capillary imbibition for surfactant and polymer injection in naturally fractured reservoirs[C].SPE62848，2000：1-13.

[14] KARPYN Z T，ALAJMI A，RADAELLI F，et al.X-ray CT and hydraulic evidence for a relationship between fracture conductivity and adjacent matrix porosity[J]. Engineering Geology，2009，103：139-145.

[15] HENSEN E J，SMIT B.Why clays swell[J].Journal of Physical Chemistry B，2002， 106：12664-12667.

[16] 劉向君，熊健，梁利喜，等.川南地區龍馬溪組頁巖潤濕性分析及影響討論[J].天然氣地球科學，2014，25(10)：1644-1652.

[17] CHENEVERT ME.Shale alteration by water adsorption[J].Journal Petroleum. Technology，1970，22(9)：1141-1148.