2019, Vol. 36 
2. 黑龙江科技大学 矿业工程学院, 黑龙江 哈尔滨 150022;
3. 太原理工大学 原位改性采矿教育部重点实验室, 山西 太原 030024;
4. 广州市市政工程试验检测有限公司, 广东 广州 510060
2. School of Mining Engineering, Heilongjiang University of Science and Technology, Harbin 150022, China;
3. Key Laboratory of In-situ Property-Improving Mining of Ministry of Education, Taiyuan University of Technology, Taiyuan 030024, China;
4. Guangzhou Municipal Engineering Testing Co. Ltd., Guangzhou 510060, China
我国油页岩资源品位较低，埋藏深度较大[1]，地面干馏技术存在诸多制约，而原位开采因可采深度大、采油率高、占地面积少和环保等优点成为开采技术发展的新趋势[2, 3].油页岩原位注热开采过程中，孔隙内流体的赋存状态及流动特征与油页岩孔隙结构，尤其是孔隙连通性密切相关，直接影响载热介质的流动行为和传热效率，更影响着油气产物的扩散和流动行为.因此，关注油页岩原位开采过程中孔隙连通性及其演化规律尤为重要.
有关油页岩热解过程中孔隙连通性的研究，多以渗透性这一宏观指标进行测量与表征[4-8]，而对油页岩孔隙结构的微细观表征关注不足.Geng等[9]和Yang等[10]通过高压压汞实验，采用二次压汞的方法对热解前后油页岩孔隙特征进行了研究，认为油页岩总孔隙率和有效孔隙率随热解升温而增大.Kang等[11, 12]利用高精度电子计算机断层扫描（CT）试验机对油页岩热解过程中孔裂隙结构进行了系统研究，并通过三维逾渗理论对多孔介质内部最大连通孔隙团的分布程度进行了判定，发现油页岩在热解温度为300~400 ℃、孔隙率为8%~12%时，存在逾渗阈值.以上研究从细观上揭示了油页岩热解过程中孔隙结构的连通性演化规律，但因实验方法的限制，存在如压汞法在高压阶段对孔隙结构的破坏性影响、CT扫描识别中对阈值的依赖性影响等不足.低场核磁共振（LF NMR）技术作为一种非常重要的储层分析和评价手段，因快速无损的检测特点已在石油地质及地球物理领域得到广泛应用[13-15].近年来，其应用范围逐渐由常规储层研究[16-18]发展到煤储层[19-23]、页岩储层[24-26]，但对油页岩储层物性，特别是原位热解后孔隙连通性演化的研究较少[27, 28].温度作用使油页岩孔隙形态、孔径分布等发生改变，因此反映在横向驰豫时间（T2）上的束缚流体和可动流体特征也会不同.基于此，可以通过NMR T2谱对岩芯孔隙内流体的赋存状态进行分析，进而分析孔隙间的连通性能以及温度响应.
本研究通过对原位热解后抚顺油页岩的NMR T2谱研究，定量反映流体微观渗流参量和渗流特征，系统分析油页岩有效孔隙度、自由流体和束缚流体体积等相关参数，并探讨微观流体渗流特征的控制和影响因素.
1 NMR实验原理NMR的测试原理在于氢核具有净磁距和角动量，流体分子中所含的氢核在外部磁场作用下被磁场极化，此时对样品施加一定频率的射频脉冲，就会产生NMR现象[29, 30].当射频场撤除以后，激发态的氢核在孔隙中与孔隙壁产生碰撞，产生驰豫运动.氢核由高能状态逐渐恢复为低能状态，变化幅度是随时间以指数函数衰减的信号[31]，据此可得到不同孔隙结构样品的驰豫时间.弛豫时间是NMR实验中的一个重要参数，由岩石物性和流体特征共同决定.驰豫时间包含纵向驰豫时间（T1）和横向驰豫时间（T2）[32].常用T2表征岩石孔隙中的信号衰减速度，T2由体积弛豫（T2B, ms）、表面弛豫（T2S, ms）和梯度场下引起的扩散弛豫（T2D, ms）组成，可以表示为[33, 34]：
| $\frac{1}{{{T_2}}} = \frac{1}{{{T_{2{\rm{S}}}}}} + \frac{1}{{{T_{2{\rm{B}}}}}} + \frac{1}{{{T_{2{\rm{D}}}}}}$ | (1) |
本文使用的是LF NMR仪器，磁场梯度可忽略不计；而对流体而言，T2B远大于T2S.因此(1)式可简化为：
| $\frac{1}{{{T_2}}} \approx \frac{1}{{{T_{2{\rm{S}}}}}} = {\rho _2}\frac{S}{V}$ | (2) |
(2) 式中，
由于较小的孔隙具有较高的S/V值，氢核在越小的孔隙中做横向弛豫运动时与孔壁的碰撞就越频繁，其能量损失也越快，对应的横向弛豫过程也越短，故T2与孔隙半径呈正比[35].可以利用这一关系，通过NMR实验来研究油页岩内部孔隙大小及其连通性.而且由NMR驰豫机理可知，驰豫时间随介质中流体所处孔隙类型的不同，在T2分布曲线上的位置亦不相同.根据T2谱图信号峰值的分布，可以判断油页岩孔隙的发育特征，峰值位置反映了孔径的大小，峰的面积反映了对应于某大小孔径的孔隙体积的大小，峰的宽度反映了对应孔隙的分选情况，峰的个数反映了各级孔隙的连续情况.
2 实验样品与方法 2.1 样品准备实验所用油页岩样品采自抚顺东露天矿，取样点距地表400m，为防止暴露于空气中风化变质，现场取样后及时密封运至实验室.在实验室将样品加工成2×2×2.5 cm3左右的立方体试件，共计8个. 采用SGL-1700精密真空气氛管式炉对其中7个样品进行热解处理，按设定梯度分批加热至目标温度（100 ℃、200 ℃、300 ℃、400 ℃、500 ℃、600 ℃、650 ℃），升温速率为2 ℃/min.为使油页岩充分受热并尽量减少冷却过程导致的孔隙结构变化，样品在目标温度保温6 h后以相同速率降温至常温.剩余一个样品用于常温（23 ℃）实验.
2.2 NMR实验所用仪器为纽迈MicroMR12-025V LF NMR分析仪.共振频率为11.793 MHz，探头线圈直径为25 mm，实验温度为35.00±0.02 ℃.采用CPMG序列，其主要参数为：回波间隔（TE）= 0.1 ms，重复采样间隔（TW）= 1 500 ms，回波个数（NECH）= 2 000，累加采样次数（NS）= 128.
在T2谱测试前，为去除样品中的残留水分，将样品在室温下抽真空24 h，放入上海精密DHG-9076电热恒温鼓风干燥箱内干燥至恒重后称量样品干重，并测量体积；然后将样品放入南通华兴ZYB-Ⅱ型真空加压饱和装置中12 h，以达到100%的饱和水状态，称量样品湿重，计算样品称重孔隙度=[(温重-干重)/水密度]/岩样体积.将饱和水后的样品置于低场NMR分析仪内，进行饱和水NMR实验，通过反演计算获得饱和水状态下T2谱.在完成饱和水样品NMR测试后，依石油天然气行业标准SY/T5336-2006，以6 500（转/分）的转速（离心力为1.42 MPa）对样品进行高速离心处理以排出其中的可动水，对离心后的样品再次进行NMR测试，得到束缚水状态下的T2谱.
3 结果与分析 3.1 热解终温对孔隙结构连通性的影响不同热解终温下，离心前后的油页岩样品的NMR信息如表 1所示，T2谱图如图 1所示.结果显示随着热解终温的升高，饱和水和束缚水状态下油页岩T2谱的谱峰面积及形态均出现了较大改变.在23~650 ℃热解温度区间，饱和水状态下油页岩T2谱峰呈双峰分布，结合文献[3, 9]可知在此热解终温范围内，饱和水状态下的油页岩孔隙以 < 1 μm孔隙为主，大孔部分发育，这与NMR饱和水状态的T2谱双峰分布一致.
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表 1 不同热解终温处理时，饱和水和束缚水状态下抚顺油页岩T2谱的谱峰面积 Table 1 The peak areas of Fushun oil shales at saturated and bound water states treated with differentfinal pyrolysis temperatures |
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图 1 不同热解终温处理时，抚顺油页岩饱和水和束缚水状态的T2谱. (a)~(h)的热解终温分别是23 ℃、100 ℃、200 ℃、300 ℃、400 ℃、500 ℃、600 ℃、650 ℃ Fig. 1 T2 spectra of Fushun oil shales at saturated and bound water states treated with different final pyrolysis temperatures. The final pyrolysis temperatures in Fig. (a)~(h) were 23 ℃, 100 ℃, 200 ℃, 300 ℃, 400 ℃, 500 ℃, 600 ℃, 650 ℃, respectively |
当热解终温≤300 ℃时，由图 1可知饱和水状态下油页岩的T2谱中两峰为相互孤立状态，表明不同级别孔径间的连通性较差，热解温度升高并不能有效促进不同尺度孔隙间的连通性能.由表 1可知，饱和水的峰面积随热解温度升高大体呈增加趋势，由23 ℃时4 572.47 ms增加至300 ℃时6 149.56 ms，此温度区间内孔隙体积有所增长，幅度为初始温度的34.49%.离心后，油页岩的T2谱峰仍呈双峰分布，从整体上看可动水峰面积逐渐增加，由23 ℃时的1 041.93 ms增加至300 ℃时1 436.18 ms，增幅为37.84%，表明该温度阶段连通的孔隙数量增加.300 ℃时，饱和水T2谱峰左峰向右展宽，说明孔隙结构受温度影响后，由小尺度孔径向更大尺度孔径扩展.上述结果表明温度的升高在促进孔隙数量增加的同时也促进了孔隙的扩展，二者是同步发生的动态过程.当热解温度为400~500 ℃时，饱和水状态下的T2谱中两峰之间相互孤立的状态发生了改变，两峰之间有所融合，表明受原位热解影响，不同级别孔径间的连通性能明显提高.由NMR驰豫机制分析可知，此时油页岩的孔隙结构发生明显改变，出现了峰值孔径明显增加、孔体积增大、孔径分布范围扩展等现象.束缚水状态下的T2谱右侧峰消失，呈单峰分布.热解终温达到400 ℃以后，可动水面积大幅度提升，这是由于热解阶段剧烈的物理化学反应所导致的.从束缚水状态下的T2谱峰还可以得出，与较低热解温度相比，此时大孔隙中的水分基本可以离心排出，同级别孔径连通性显著增强.该温度范围内，可动水面积极大提高，至650 ℃时，达到11 333.82 ms，为23 ℃时的10.88倍.
3.2 热解终温对油页岩可动流体T2截止值的影响T2谱与孔径分布相对应：孔径较小时，孔隙中的流体被毛管力束缚而无法流动，而当孔径较大时，孔隙中的流体可自由流动，反应在T2谱上则是存在一个驰豫时间界限，即可动流体截止值（或称T2截止值）.T2截止值可由饱和水T2谱和离心后的束缚水T2谱获得.常用作图法求取T2截止值，具体方法为：对离心前后的T2谱分别作累积孔隙度曲线，从离心后的T2谱累积孔隙度曲线最大处作平行于X轴的直线，交离心前的累积曲线于一点，自交点引垂线到X轴，其与X轴的交点即为T2截止值[29, 36]，如图 2所示.图 2以650 ℃热解终温处理的抚顺油页岩样品为例，图中阴影区域表示束缚水状态下的T2谱.饱和水信号与束缚水信号的差值即图中饱和水T2谱与束缚水T2谱间的区域表示油页岩孔隙中的可动水信号.利用上述方法求得样品的T2截止值为0.98 ms.同理可获得所有热解终温处理的样品的T2截止值.
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图 2 T2截止值的求取方法 Fig. 2 Method for calculating T2 cut-off value |
抚顺油页岩T2截止值随热解终温变化关系如图 3所示.23~650 ℃范围内抚顺油页岩T2截止值在0.42~0.98 ms之间；T2截止值随温度升高出现阶段性波动变化，但整体呈现增大的趋势；在400 ℃时出现最大峰值，且在300℃和600 ℃时分别出现两个拐点.分析认为，T2截止值随温度的变化规律与其热解特性密切相关.由文献[3, 37]可知，350~540 ℃为抚顺油页岩有机质热解阶段，457 ℃为其最大热解速率.300 ℃为有机质热解前夕，受基质软化作用的影响，孔隙变化较剧烈，孔隙数量开始明显增多，但微小孔数量增多数量要多于中孔、大孔和裂隙数量，导致T2截止值在增长过程中出现了第一个降低值.在600 ℃时T2截止值再次降低，这是由于该温度下油页岩有机质热解反应已基本完成，高温使矿物骨架进一步产生孔隙裂隙的同时，余下的黏土矿物在温度作用下破坏收缩导致孔隙坍塌堵塞，孔隙出现闭合趋势，导致T2截止值降低.
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图 3 抚顺油页岩T2截止值随热解终温的变化 Fig. 3 T2 cut-off value of Fushun oil shales changes with final pyrolysis temperatures |
一般而言，多孔材料中的孔隙包含连通孔隙与封闭孔隙两类.由NMR原理可知，NMR信号强度是油页岩样品中氢核数目的具体表征，而氢核数量又是流体总量的体现，故可通过NMR测量油页岩的孔隙度.具体方法为：对样品饱和水状态下的T2谱求累积信号幅度，将其标定为称重法所测孔隙度（即总孔隙度，
NMR孔隙度也可由其各组成部分按相对饱和度[38]进行表征为：
| ${\varphi _{\rm{B}}} = {\varphi _{{\rm{NMR}}}} \times \frac{{BVI}}{{BVI + FFI}}$ | (3) |
| ${\varphi _{\rm{F}}} = {\varphi _{{\rm{NMR}}}} \times \frac{{FFI}}{{BVI + FFI}}$ | (4) |
上式中，BVI和FFI分别为束缚流体饱和度和可动流体饱和度（%）.油页岩孔隙度及计算所得饱和度见表 2.
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表 2 不同热解终温处理时，抚顺油页岩NMR孔隙度和流体饱和度 Table 2 NMR porosity and fluid saturation of Fushun oil shales treated with different final pyrolysis temperatures |
根据表 2中数据可得抚顺油页岩孔隙度随热解终温变化关系曲线如图 4所示.
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图 4 抚顺油页岩孔隙度随热解终温的变化 Fig. 4 Porosity of Fushun oil shales changes with finalpyrolysis temperatures |
由图 5可知，可动流体饱和度随热解终温升高逐渐增大，500 ℃时增速减缓，到650 ℃时可动流体饱和度达到46.98%，孔隙连通性得到显著改善.结合图 4可以看出，虽然
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图 5 抚顺油页岩流体饱和度随热解终温的变化 Fig. 5 Fluid saturation of Fushun oil shales changes with final pyrolysis temperatures |
油页岩热解过程引起内部孔隙结构产生相应变化，进而导致油页岩渗透率发生改变.利用LF NMR虽不能直接测得渗透率，但可以通过经验公式进行预测.结合本文研究对象及Cai等[21]的研究，利用平均T2模型（SDR模型）计算NMR渗透率（K1，10-3μm2）的表达式为：
| ${K_1} = A \times \varphi _{{\rm{NMR}}}^{\rm{4}} \times T_{2{\rm{m}}}^2$ | (5) |
(5) 式中A为与油页岩特征相关的未确定系数；T2m为T2分布的几何平均值（ms）.经计算获得各热解终温处理下的K1如表 2所列，NMR渗透率随热解终温变化关系曲线如图 6所示.
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图 6 抚顺油页岩的NMR渗透率（K1）随热解终温的变化 Fig. 6 K1 value of Fushun oil shales changes with final pyrolysis temperatures |
由图 6可知，在23~650 ℃的热解终温处理区间，抚顺油页岩NMR渗透率随热解温度升高而增加，各温度区间内NMR渗透率的增长率差异较大：23~300 ℃热解温度区间，因孔隙较少且连通性差，渗透率增幅微弱；从400 ℃开始，热解终温的作用使孔隙数量急剧增多，孔径变大，尤其是可动流体孔隙度的增加使孔隙连通性得到改善，NMR渗透率加速增长；到650 ℃时，NMR渗透率达到22.234 5×10-3 μm2.本文NMR渗透率随热解终温变化的趋势与文献[39]一致，说明SDR模型预测结果的可靠性.
4 结论通过NMR实验，测试了23~650 ℃热解终温处理时，抚顺油页岩饱和水与束缚水状态下的T2谱，研究了热解终温对油页岩孔隙连通性和可动流体运移规律的影响，得到以下主要结论：
（1）热解终温对油页岩孔隙连通性的变化起控制作用，孔隙的连通程度具有阶段性特征：热解终温≤300 ℃时，不同级别孔径的孔隙间连通性较差，此时热解终温升高并不能有效促进不同尺度孔隙间的连通性能.热解终温 > 300 ℃时，同级别孔隙连通性增强，不同级别孔径间的连通性能明显提高.
（2）在23~650 ℃热解终温范围，抚顺油页岩孔隙度随温度升高总体上呈增大趋势.23~300 ℃总孔隙度随温度升高缓慢增加，但增幅较低，总孔隙度的增加以可动流体孔隙度贡献为主.当热解终温 > 300 ℃时，总孔隙度、束缚流体孔隙度及可动流体孔隙度均显著增大，束缚流体孔隙度和可动流体孔隙度对总孔隙度的增加均有贡献，但可动流体孔隙度对总孔隙度的增加起主要促进作用，这也说明了热解终温增加有利于油气产物的析出.
（3）可动流体饱和度随热解终温升高逐渐增大，而束缚流体饱和度随热解终温升高呈降低趋势.
（4）利用SDR模型可有效预测油页岩的NMR渗透率.NMR渗透率在23~300 ℃热解温度段变化微弱，400 ℃开始随热解终温升高，并且加速增长.说明热解处理在使孔隙结构和连通性发生改变的同时，也使NMR渗透率得到大幅提高.
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