CN117110349A - 一种页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法 - Google Patents

一种页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及是一种页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法。包括如下步骤：1、确定岩心干样核磁T2谱Pg；2、确定岩心自吸水分布对应的核磁T2谱Pwr；3、确定岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱Pwsr；4、确定岩心自吸油分布对应的核磁T2谱Por；5、确定岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱Posr；6、确定岩心的孔喉分布；7、对其润湿性开展定量评价。这种方法用于解决现有的岩心实验与核磁联测润湿性评价方法未考虑页岩油储层岩心难以形成有效的油水驱替且重水或顺磁离子溶液与地层水的差异性可改变流体在黏土储集空间内分布进而影响润湿性评价结果，因而无法应用于页岩油储层岩心润湿性测定的问题。

Description

一种页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法
技术领域
本发明涉及的是石油工程中的储层岩石润湿性研究领域，具体涉及的是页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法。
背景技术
润湿性是指当岩石孔隙中存在两种非混相流体时，其中某一相流体相对于另一相流体对于岩石孔隙表面具有更强的亲和力或铺展性。润湿性是影响流体在页岩孔隙中的微观分布状态和流体与岩石之间相互作用的关键因素，准确评价页岩油储层岩石润湿性对渗吸剂选择、提高采收率方法设计、合理的开发方案制定具有极为重要的指导作用。
目前最常用的岩石润湿性评价方法有接触角测量法、自发渗吸实验法、Amott法、USBM法、岩心实验与核磁共振联测法和相对渗透率法。页岩油储层黏土含量高，富含纳米级孔隙，基质致密，页理及微裂缝发育，且具有复杂的非均匀混合润湿性特征，黏土水化作用及毛管力作用显著，基质与页理、微裂缝渗透率差异大，岩心常规油水驱替时流体主要沿页理及微裂缝运移，难以进入基质内孔隙，因此，对于页岩岩心无法采用以油水驱替实验为基础的Amott法、USBM法及相对渗透率法进行岩心整体润湿性评价，同时，在毛管力作用下页岩油储层岩心能够自吸油和水，导致采用接触角测量法评价页岩油储层岩心润湿性时难以捕捉到稳定的润湿角图像，给准确评价其润湿性带来了困难，并且测定的润湿角是岩心端面润湿角，不能够客观反映页岩整体的润湿性。自发渗吸实验法通过对比油和水的吸入量或吸入率来评价页岩的整体润湿性，但无法考虑页岩非均匀混合润湿性特征对页岩油储层不同尺度储集空间的润湿性进行表征。岩心实验与核磁联测方法可以同时评价岩心整体润湿性及不同尺度储集空间的润湿性，但当前已有的方法多未考虑页岩油储层岩心内难以形成有效的油水驱替，且需采用重水或含有顺磁离子的溶液代替地层水进行润湿性评价以避免油水核磁信号重叠，而重水或顺磁离子溶液与地层水理化性质的差异可改变流体在页岩黏土储集空间内的分布，进而影响页岩润湿性评价结果。因此目前现有的岩心实验与核磁联测润湿性评价方法难以应用于页岩油储层岩心，需要进一步的改善。
发明内容
本发明的目的是提供一种页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，这种方法用于解决现有的岩心实验与核磁联测润湿性评价方法未考虑页岩油储层岩心难以形成有效的油水驱替且重水或顺磁离子溶液与地层水的差异性可改变流体在黏土储集空间内分布进而影响润湿性评价结果，因而无法应用于页岩油储层岩心润湿性测定的问题。
本发明所解决的技术问题采用以下技术方案来实现：
一种页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，具体包括如下步骤：
(1)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，对烘干后的岩心进行核磁T2谱测试，确定岩心干样核磁T2谱Pg；
(2)、将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入地层水，当水面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸地层水实验，每隔24h将岩心取出，去掉热塑膜将岩心表面多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，对自吸地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，确定岩心自吸水状态下核磁T2谱Pw，将Pw减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸水分布对应的核磁T2谱Pwr；
(3)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将烘干后岩心的环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入地层水，保证地层水浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜将岩心表面多余液体除去，对饱和地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，确定饱和水状态下的岩心的核磁T2谱Pws，将Pws减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱Pwsr；
(4)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入正癸烷，当液面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸正癸烷实验，实验过程中若液面下降应及时补充正癸烷，每隔24h将岩心取出，将岩心上多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，对自吸正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，确定岩心自吸油状态下核磁T2谱Po，将Po减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸油分布对应的核磁T2谱Por；
(5)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将岩心环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入正癸烷，保证正癸烷浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜将岩心表面多余液体除去，对饱和正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，确定饱和油状态下的岩心的核磁T2谱Pos，将Pos减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱Posr；
(6)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，对岩心进行高压压汞测试，确定岩心的孔喉分布，依据Pwsr、Posr及高压压汞测试结果完成T2w-r的对标及T2o-r的对标，选用T2＝Cfrn f为转换关系式，根据T2w-r、T2o-r对标结果分别确定T2w-r转换关系式中Cf及nf值、T2o-r转换关系式中Cf及nf值，确定T2w-r、T2o-r的转换关系式Rw、Ro。T2w-水信号的T2值，T2o-油信号的T2值；上式中Cf、nf为与岩心性质、孔隙结构及流体性质相关的常数；
(7)、基于Rw由Pwr经T2w-r转换得到自吸水分布Dw及其自吸水分布累积曲线Sw；
(8)、基于Ro由Por经T2o-r转换得到自吸油分布Do及其自吸油分布累积曲线So；
(9)、以r<0.0125μm的孔隙为微孔，0.0125μm≤r<0.05μm的孔隙为小孔，以0.05μm≤r<0.5μm的孔隙为中孔，r>0.5μm的孔隙为大孔，由Sw分别确定0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸水总孔隙度V1、V2、V3、V4，由So分别确定0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸油总孔隙度Va、Vb、Vc、Vd，分别确定岩心的微、小、中、大孔及岩心整体自吸水及自吸油所占孔隙的孔隙度分量Vw-mic及Vo-mic、Vw-min及Vo-min、Vw-med及Vo-med、Vw-mac及Vo-mac、Vw及Vo，分别计算岩心的微、小、中、大孔及岩心整体润湿指数Imic、Imin、Imed、Imac及I，依据Imic、Imin、Imed、Imac及I对页岩岩心微、小、中、大孔及整体润湿性进行评价，评价标准为：0～0.4为油湿，0.4～0.6为中性，0.6～1为水湿。
上述步聚(9)中确定岩心的微、小、中、大孔及岩心整体自吸水及自吸油所占孔隙的孔隙度分量Vw-mic及Vo-mic、Vw-min及Vo-min、Vw-med及Vo-med、Vw-mac及Vo-mac、Vw及Vo采用的公式如下：
Vw-mic＝V1 (1)
Vw-min＝V2-V1 (2)
Vw-med＝V3-V2 (3)
Vw-mac＝V4-V3 (4)
Vw＝V4 (5)
Vo-mic＝Va (6)
Vo-min＝Vb-Va (7)
Vo-med＝Vc-Vb (8)
Vo-mac＝Vd-Vc (9)
Vo＝Vd (10)
其中，V1为Sw上0.0125μm对应的孔隙度累积值，V2为Sw上0.05μm对应的孔隙度累积值，V3为Sw上0.5μm对应的孔隙度累积值，V4为自吸水总孔隙度累积值，Va为So上0.0125μm对应的孔隙度累积值，Vb为So上0.05μm对应的孔隙度累积值，Vc为So上0.5μm对应的孔隙度累积值，Vd为自吸油总孔隙度累积值，Vw-mic为岩心微孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-mic为岩心微孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-min为岩心小孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-min为岩心小孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-med为岩心中孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-med为岩心中孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-mac为岩心大孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-mac为岩心大孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw为岩心整体自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo为岩心整体自吸油所占孔隙的孔隙度分量。
上述步聚(9)中计算岩心的微、小、中、大孔及岩心整体润湿指数Imic、Imin、Imed、Imac及I采用的公式如下：
Imic＝Vw-mic/(Vw-mic+Vo-mic) (11)
Imin＝Vw-min/(Vw-min+Vo-min) (12)
Imed＝Vw-med/(Vw-med+Vo-med) (13)
Imac＝Vw-mac/(Vw-mac+Vo-mac) (14)
I＝Vw/(Vw+Vo) (15)
其中，Imic为岩心微孔的润湿指数，Imin为岩心小孔的润湿指数，Imed为岩心中孔的润湿指数，Imac为岩心大孔的润湿指数，I为岩心整体的润湿指数。
本发明的有益效果为：
依据核磁T2谱在单一流体存在于岩心的情况下能够表征页岩岩心内正癸烷、水分布本发明建立了一种页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，这种方法通过表征页岩岩心自吸正癸烷和自吸地层水分布实现页岩油储层岩心不同尺度孔隙空间润湿性定量评价，解决了现有的基于核磁测试的岩心润湿性评价方法要求采用重水或顺磁离子溶液代替地层水开展驱替实验，而页岩油储层岩心内难以建立有效油水驱替，且重水或顺磁离子溶液与地层水的物性差异将致使流体在黏土储集空间分布变化，因而难以应用于页岩油储层岩心的问题。
附图说明
图1是实施例所采用的页岩岩样照片。
图2是实施例所采用的页岩岩心干样核磁T2谱。
图3是实施例所采用的页岩岩心自吸水状态下的核磁T2谱。
图4是实施例所采用的页岩岩心内自吸水分布对应的核磁T2谱。
图5是实施例所采用的页岩岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱。
图6是实施例所采用的页岩岩心自吸油状态下的核磁T2谱。
图7是实施例所采用的页岩岩心内自吸油分布对应的核磁T2谱。
图8是实施例所采用的页岩岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱。
图9是实施例所采用的页岩岩心孔喉分布高压压汞测试结果。
图10是实施例所采用的页岩岩心内自吸水分布及其累积曲线图。
图11是实施例所采用的页岩岩心内自吸油分布及其累积曲线图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例：
选择取自松辽盆地青一段页岩岩样1块，岩样长度为4.14cm、直径为2.5cm，对其开展多尺度储集空间润湿性定量评价。实验用页岩岩样参见附图1。
(1)、在110℃条件下对岩心进行烘干，每隔24h测定岩心质量，当连续48h内岩心质量恒定时停止烘干并取出岩心，依据标准《SY/T 6490-2014岩样核磁共振参数实验室测量规范》对烘干后的岩心进行核磁T2谱测试，得到岩心干样核磁T2谱(见附图2)。
(2)、将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入地层水，当水面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸地层水实验，实验过程中若液面下降应及时补充地层水，每隔24h将岩心取出，去掉热塑膜并依据标准《GB/T29172-2012岩心分析方法》将岩心表面多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当连续48h内岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，依据标准《SY/T 6490-2014岩样核磁共振参数实验室测量规范》对自吸地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，得到岩心自吸水状态下核磁T2谱(见附图3)，将Pw减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸水分布对应的核磁T2谱Pwr(见附图4)；
(3)、在110℃条件下对岩心进行烘干，每隔24h测定岩心质量，当连续48h内岩心质量恒定时停止烘干并取出岩心，将岩心环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入地层水，保证地层水浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当连续48h内注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜并依据标准《GB/T 29172-2012岩心分析方法》将岩心表面多余液体除去，依据标准《SY/T 6490-2014岩样核磁共振参数实验室测量规范》对饱和地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，得到饱和水状态下的岩心的核磁T2谱，将饱和水状态下的岩心核磁T2谱减去岩心干样核磁T2谱，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分得到岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱(见附图5)；
(4)、在110℃条件下对岩心进行烘干，每隔24h测定岩心质量，当连续48h内岩心质量恒定时停止烘干并取出岩心，将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入正癸烷，当液面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸正癸烷实验，实验过程中若液面下降应及时补充正癸烷，每隔24h将岩心取出，依据标准《GB/T 29172-2012岩心分析方法》将岩心上多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当连续48h内岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，依据标准《SY/T6490-2014岩样核磁共振参数实验室测量规范》对自吸正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，确定岩心自吸油状态下核磁T2谱(见附图6)，将Po减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸油分布对应的核磁T2谱Por；(见附图7)
(5)、在110℃条件下对岩心进行烘干，每隔24h测定岩心质量，当连续48h内岩心质量恒定时停止烘干并取出岩心，将岩心环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入正癸烷，保证正癸烷浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当连续48h内注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜并依据标准《GB/T 29172-2012岩心分析方法》将岩心表面多余液体除去，依据标准《SY/T 6490-2014岩样核磁共振参数实验室测量规范》对饱和正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，得到饱和油状态下的岩心的核磁T2谱，将饱和油状态下的岩心核磁T2谱减去岩心干样核磁T2谱，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分得到岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱(见附图8)；
(5)、在110℃条件下对岩心进行烘干，每隔24h测定岩心质量，当连续48h内岩心质量恒定时停止烘干并取出岩心，依据标准《GB/T 21650.1 2008压汞法和气体吸附法测定固体材料孔径分布和孔隙度第1部分：压汞法》对岩心进行高压压汞测试，得到岩心的孔喉分布(见附图9)，依据岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱、岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱及高压压汞测试结果完成T2w-r的对标及T2o-r的对标(见附图5、附图8及附图9)，T2w-r对标结果为：0.40ms-0.004μm、10.00ms-0.63μm，T2o-r的对标结果为：0.50ms-0.004μm、12.50ms-0.63μm，选用T2＝Cfr n f(Cf、nf为与岩心性质、孔隙结构及流体性质相关的常数)为转换关系式，根据T2w-r、T2o-r对标结果分别确定了T2w-r转换关系式中Cf＝13.42，nf＝0.64、T2o-r转换关系式中Cf＝16.72，nf＝0.64，进而确定了T2w-r、T2o-r的转换关系式Rw：T2＝13.42r0.64、Ro：T2＝16.72r0.64；
(6)、基于Rw将T2谱中的T2值转换为r得到自吸水分布及其累积曲线(见附图10)；
(7)、基于Ro将T2谱中的T2值转换为r得到自吸油分布及其累积曲线(见附图11)；
(8)、以r<0.0125μm的孔隙为微孔，0.0125μm≤r<0.05μm的孔隙为小孔，以0.05μm≤r<0.5μm的孔隙为中孔，r>0.5μm的孔隙为大孔，基于自吸水分布及其累积曲线得到0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸水总孔隙度分别为：4.10％、4.10％、4.34％、4.49％，则由公式1-5可计算得到岩心的微、小、中、大孔自吸水所占孔隙的孔隙度分别为4.10％、0％、0.24％、0.15％；
Vw-mic＝V1 (1)
Vw-min＝V2-V1 (2)
Vw-med＝V3-V2 (3)
Vw-mac＝V4-V3 (4)
Vw＝V4 (5)
基于自吸油分布及其累积曲线得到0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸油总孔隙度分别为：3.31％、3.90％、4.62％、5.22％，则由公式6-10可计算得到岩心的微、小、中、大孔自吸油所占孔隙的孔隙度分别为3.31％、0.59％、0.72％、0.60％。
Vo-mic＝Va (6)
Vo-min＝Vb-Va (7)
Vo-med＝Vc-Vb (8)
Vo-mac＝Vd-Vc (9)
Vo＝Vd (10)
基于公式11-15计算得到了岩心的微、小、中、大孔及岩心整体润湿指数分别为0.55、0、0.25、0.2及0.46，本发明采用的评价标准为：0～0.4为油湿，0.4～0.6为中性，0.6～1为水湿，由此可得：该岩心微孔为中性润湿，小孔为油湿，中孔为油湿，大孔为油湿，岩心整体为中性润湿。
Imic＝Vw-mic/(Vw-mic+Vo-mic) (11)
Imin＝Vw-min/(Vw-min+Vo-min) (12)
Imed＝Vw-med/(Vw-med+Vo-med) (13)
Imac＝Vw-mac/(Vw-mac+Vo-mac) (14)
I＝Vw/(Vw+Vo) (15)

Claims (3)

1.一种页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，具体包括如下步骤：
(1)在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，对烘干后的岩心进行核磁T2谱测试，确定岩心干样核磁T2谱Pg；
(2)将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入地层水，当水面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸地层水实验，每隔24h将岩心取出，去掉热塑膜将岩心表面多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，对自吸地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，确定岩心自吸水状态下核磁T2谱Pw，将Pw减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸水分布对应的核磁T2谱Pwr；
(3)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将烘干后岩心的环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入地层水，保证地层水浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜将岩心表面多余液体除去，对饱和地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，确定饱和水状态下的岩心的核磁T2谱Pws，将Pws减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱Pwsr；
(4)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入正癸烷，当液面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸正癸烷实验，实验过程中若液面下降应及时补充正癸烷，每隔24h将岩心取出，将岩心上多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，对自吸正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，确定岩心自吸油状态下核磁T2谱Po，将Po减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸油分布对应的核磁T2谱Por；
(4)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将岩心环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入正癸烷，保证正癸烷浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜将岩心表面多余液体除去，对饱和正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，确定饱和油状态下的岩心的核磁T2谱Pos，将Pos减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱Posr；
(5)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，对岩心进行高压压汞测试，确定岩心的孔喉分布，依据Pwsr、Posr及高压压汞测试结果完成T2w-r的对标及T2o-r的对标，选用T2＝Cfrn f为转换关系式，根据T2w-r、T2o-r对标结果分别确定T2w-r转换关系式中Cf及nf值、T2o-r转换关系式中Cf及nf值，确定T2w-r、T2o-r的转换关系式Rw、Ro,T2w-水信号的T2值，T2o-油信号的T2值；
上式中Cf、nf为与岩心性质、孔隙结构及流体性质相关的常数；
(6)、基于Rw由Pwr经T2w-r转换得到自吸水分布Dw及其自吸水分布累积曲线Sw；
(7)、基于Ro由Por经T2o-r转换得到自吸油分布Do及其自吸油分布累积曲线So；
(8)、以r<0.0125μm的孔隙为微孔，0.0125μm≤r<0.05μm的孔隙为小孔，以0.05μm≤r<0.5μm的孔隙为中孔，r>0.5μm的孔隙为大孔，由Sw分别确定0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸水总孔隙度V1、V2、V3、V4，由So分别确定0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸油总孔隙度Va、Vb、Vc、Vd，分别确定岩心的微、小、中、大孔及岩心整体自吸水及自吸油所占孔隙的孔隙度分量Vw-mic及Vo-mic、Vw-min及Vo-min、Vw-med及Vo-med、Vw-mac及Vo-mac、Vw及Vo，分别计算岩心的微、小、中、大孔及岩心整体润湿指数Imic、Imin、Imed、Imac及I，依据Imic、Imin、Imed、Imac及I对页岩岩心微、小、中、大孔及整体润湿性进行评价，评价标准为：0～0.4为油湿，0.4～0.6为中性，0.6～1为水湿。
2.根据权利要求1所述的页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，其特征在于：所述步聚(9)中确定岩心的微、小、中、大孔及岩心整体自吸水及自吸油所占孔隙的孔隙度分量Vw-mic及Vo-mic、Vw-min及Vo-min、Vw-med及Vo-med、Vw-mac及Vo-mac、Vw及Vo采用的公式如下：
Vw-mic＝V1 (1)
Vw-min＝V2-V1 (2)
Vw-med＝V3-V2 (3)
Vw-mac＝V4-V3 (4)
Vw＝V4 (5)
Vo-mic＝Va (6)
Vo-min＝Vb-Va (7)
Vo-med＝Vc-Vb (8)
Vo-mac＝Vd-Vc (9)
Vo＝Vd (10)
其中，V1为Sw上0.0125μm对应的孔隙度累积值，V2为Sw上0.05μm对应的孔隙度累积值，V3为Sw上0.5μm对应的孔隙度累积值，V4为自吸水总孔隙度累积值，Va为So上0.0125μm对应的孔隙度累积值，Vb为So上0.05μm对应的孔隙度累积值，Vc为So上0.5μm对应的孔隙度累积值，Vd为自吸油总孔隙度累积值，Vw-mic为岩心微孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-mic为岩心微孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-min为岩心小孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-min为岩心小孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-med为岩心中孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-med为岩心中孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-mac为岩心大孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-mac为岩心大孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw为岩心整体自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo为岩心整体自吸油所占孔隙的孔隙度分量。
3.根据权利要求1所述的页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，其特征在于：所述步聚(9)中计算岩心的微、小、中、大孔及岩心整体润湿指数Imic、Imin、Imed、Imac及I采用的公式如下：
Imic＝Vw-mic/(Vw-mic+Vo-mic) (11)
Imin＝Vw-min/(Vw-min+Vo-min) (12)
Imed＝Vw-med/(Vw-med+Vo-med) (13)
Imac＝Vw-mac/(Vw-mac+Vo-mac) (14)
I＝Vw/(Vw +Vo) (15)
其中，Imic为岩心微孔的润湿指数，Imin为岩心小孔的润湿指数，Imed为岩心中孔的润湿指数，Imac为岩心大孔的润湿指数，I为岩心整体的润湿指数。
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