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最近的研究成果表明,核磁共振作为一种非侵入技术,在研究富含有机质的源岩和储集层中表现出较大的潜力.对于地下或者取芯岩石,目前核磁共振较多的是对弛豫时间T2的测量.对于常规储层来说,岩石中的氢绝大多数与孔隙流体有关,然而对于非常规源岩和储集层,因其含有较少的流体,其大多数氢来源于固体有机质和矿物结合水,这使得一维核磁技术在解释非常规源岩的含氢相时受到限制,为了获得更高的分辨率,二维核磁技术逐渐发展起来.因油气水具有不同的扩散速率,根据此差异可以帮助识别岩石中的流体类型,对于常规储集层来说,最常见的二维核磁是关于扩散-横向弛豫(D-T2)的测量,对于致密页岩气,虽然一些研究取得了成功,但由于页岩较为致密,这种测量方法通常收到限制.相反,T1-T2相关谱已被用来获取页岩样品中更多的成分信息.通常,致密泥页岩中通常含有多种富氢的相,包括有机质(干酪根,高粘性沥青和油、气)和水(可动的孔隙水和不可动的毛细管水及粘土束缚水),鉴于这些成分的区别和解释很复杂,国外学者尝试通过T1-T2相关谱技术实现上述成分的分离,但并未见到一个统一的标准.M.Fleury(2014)通过对岩石中分离的有机质、干样、饱和甲烷的样品、饱和水的样品等进行T1-T2测试,并证实页岩样品中存在4种组分存在氢核:粘土结构中的羟基、有机质、水以及天然气,同时建立图版来识别流体和氢核类型.Ravinath Kausik等(2014)通过对岩石样品进行饱和流体实验并进行2-DNMR测试,把T2谱细分成三个组分:粒间孔和粒内孔的流体,T2＞10ms,T1/T2～1,该部分孔为混合润湿性孔,流体为可动的和可生产的;油湿的有机孔内的轻质油,T2:1～10ms,T1/T2:3～6,该部分油仅部分是可以生产的;束缚水或沥青,T2＜1ms,T1/T2:4～8,此外,在2015年,Ravinath Kausik通过对比饱和原油和饱和正十二烷等样品的T2及T1-T2测试分析发现,二者的相似程度很高.M.JONES等(2014)通过对人工合成的含油砂岩(已知岩石内流体组成)的二维核磁共振分析,定性的识别出T1-T2谱中的可动水、沥青及粘土束缚水信号的位置,并应用于其他样品(未知流体组成)的分析,判断出粘土束缚水和沥青的位置:粘土束缚水,T2＜1ms,T1/T2～3;沥青:T2＜6ms,T1/T2＞100.Zhang Boyang等(2014)通过对不同有机质含量的样品进行核磁共振测试,并结合蒸馏的方法,认为有机质含量较低的样品内的油含量较少,且在低温时就可以分离开来,其T2＞10ms,T1/T2＜5,而对于有机质含量较高的样品,油大部分赋存与干酪根孔隙中,其T2＜4ms,T1/T2＞10.Jameson Gips(2014)通过结合NMR、TGA和PY-GC-MS实验方法对不同成熟度的页岩样品进行分析,认为随着干酪根的成熟,T1-T2谱图中的峰的位置发生相应的变化,并得出随着分子链和流体的粘度的增加,T1/T2出现增大的趋势.Hugh Daigle等(2014)通过对Bakken和Eagle Ford的样品的核磁测试,使用不同的回波序列进行核磁测试并计算T1/T2和secular relaxation rate,基于T1/T2和secular relaxation rate对有机孔和无机孔进行了区分,其转化成T1-T2谱中分成7个区域.Erik Rylander等(2013)通过对10块页岩样品的二维核磁测试,对四种组分进行了区域划分:干酪根中的油或沥青,T2＜10ms,T1/T2＞7;大的有机孔中的油,T2:10～100ms,T1/T2＞7;粘土束缚水(不可动),T2＜3ms,T1/T2＜7;粒间孔中的水,T2＞3ms,T1/T2＜7.此外,Tianmin Jiang等(2013)认为:T1/T2＜3时,T2＜0.5ms时为粘土束缚水,T2介于10-100ms之间为孔隙水;T1/T2＞10,T2＜1ms为束缚油或沥青;而T1/T2介于3-10,T2介于1-10ms之间的为油水共存区域,很难区分.此外,Justin E.Birdwell和Kathryn E.Washburn两位学者在T1-T2相关谱上区分油气水及沥青质等均做了相应定性描述,在此不作一一赘述.为什么T1-T2相关谱在区分油气水等各流体组分时存在着一定的差异性,笔者认为原因主要有以下几点:核磁测试受仪器条件影响很大,不同的仪器测试出来的T2谱和T1-T2谱各有差异;实验条件的差异,这其中包括实验测试的温度和核磁共振频率等;测试的流体组分及岩石基质的性质不同,油的密度粘度,基质的矿物组成(特别是顺磁性物质)等均会对核磁共振的测试有一定的影响.