致密油是全球非常规油气勘探开发的一个新热点，它是指油以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集(贾承造等，2012).致密油和常规油气藏的差别，使二者的评价指标不一致.以储层测井评价为例，致密油的评价在传统参数评价的基础上，扩展了地球化学性质和力学性质两个方面.由于岩石性质的复杂性以及传统常规测井的局限性，先进的测井技术在非常规油气层的应用备受关注.

核磁共振(NMR)测井是在20世纪90年代成熟并广泛用于地层评价的一种测井方法.评价储层的孔隙结构是NMR测井一个重要应用(Coates et al.，1999；Volokitin et al.，1999，2001；何雨丹等，2005；邓克俊，2010).然而，中国西部某盆地某地区致密油储层孔隙结构很差，但NMR测井T₂谱较宽.虽然致密油储层由于其渗透性差，残余油饱和度高，但是这种宽的T₂分布特征并不仅仅是由高含油性造成的.前人做了大量的岩石NMR特性研究，但利用这些研究成果不能合理地解释研究工区的NMR测井响应特征.因此，致密油储层复杂的NMR测井响应特征认识不清，响应机理也不够明确.

通常而言，亲水碎屑岩的NMR T₂谱与孔隙结构密切相关，饱水T₂谱能够反映孔隙分布(Straley et al.，1991；Kleinberg，1996；Borgia et al.，1996).而碳酸盐岩中，由于其表面弛豫率低于碎屑岩的弛豫率，大小不一的孔隙通过扩散耦合，合并产生一个中间状态的弛豫时间分布，因此，很多情况下碳酸盐岩储层的T₂谱不能反映岩石的孔隙结构(Ramakrishnan et al.，1999；邓克俊，2010).

Brown和Fatt(1956)首次研究了不同润湿性条件下多孔介质中水的NMR响应特征，发现亲水砂岩中水的T₁弛豫时间小于亲油砂岩中水的T₁弛豫时间.之后Saraf等(1970)、Howard和Spinler(1995)、Guan等(2002)、Siqveland和Skjaeveland(2005)的研究均表明NMR技术可提供定性的润湿性信息.Looyestijn和Hofman(2006)提出了利用NMR T₂谱定量计算润湿性指数的方法.近年来，对于与致密油岩石相似的富含有机质页岩NMR研究逐渐增多，Odusina等(2011)和Sulucarnain等(2012)应用NMR实验研究了页岩储层的润湿性，NMR测量结果用来反映页岩自吸油和水的体积，利用岩样自吸油、水量的大小确定页岩的润湿性.Sigal和Odusina(2011)研究Barnett页岩样品饱和甲烷状态下的T₂谱，试图研究吸附气对T₂响应的贡献.Tinni等(2014)分析了油和盐水在页岩中的NMR特征，水的信号主要在T₂时间小于1 ms的范围分布，油的信号主要在6~20 ms范围分布.

致密油储层与常规油气储层相比，岩性复杂，既含有碎屑岩矿物又含有碳酸盐岩矿物，并且有机质的存在使润湿性变得复杂.因为碳酸盐岩和亲油岩石的饱水T₂谱均不能反映孔隙结构，所以考察碳酸盐岩矿物含量和复杂的润湿性对T₂谱的影响，是解释致密油储层的NMR测井响应特征，综合研究NMR测井响应机理的重点.鉴于此，本文通过三组岩样不同系列的实验测量，包括NMR、压汞毛管压力、X衍射矿物含量分析和Amott指数润湿性实验，研究了碳酸盐岩矿物含量对T₂谱的影响和复杂润湿性决定的核磁共振弛豫机制.通过实验结果分析、讨论，明确了致密油岩石核磁共振响应影响因素及孔隙流体的弛豫机制，并合理地解释了致密油储层的NMR测井响应特征.

为便于分析或说明本文对实验及测井结果所观察到的现象，在此简单介绍所使用到的理论.

NMR测井探测岩石孔隙中流体的弛豫信号(Coates et al.，1999；邓克俊，2010).由NMR弛豫机制可知，观测到的横向弛豫时间T₂由表面弛豫、体弛豫和扩散弛豫表示.在均匀磁场中，扩散弛豫可忽略不计，于是有

当岩石孔隙中含有两相流体油和水，且岩石不是单一的流体润湿时，根据(1)式，水和油的T₂表达式分别为(Looyestijn and Hofman，2006)

由油层物理学知，毛管压力与毛管半径之间的关系为(杨胜来和魏俊之，2004)

当岩石亲水且完全含水时，水的体弛豫要比表面弛豫时间大得多，体弛豫分量可忽略.T₂与孔径r的关系式为

联立式(4)和式(5)，得

实验样品取自西部某盆地某地区几口致密油的探评井，样品深度均在3000 m以下，层位为二叠系.本次实验岩样总数83块，第一组实验进行NMR和毛管压力曲线联测，样品数30块，并对其中的12块样品进行了矿物含量测量；第二组和第三组岩样进行了不同状态下的NMR测量，岩样数分别为8块和35块.同时测量了上述岩样的氦气孔隙度和渗透率.另外，选取了与核磁实验样品深度非常接近的10块样品进行润湿性测量.

本次研究所使用的NMR岩心分析仪工作频率为2 MHz，测量时采取等待时间10 s，回波间隔0.3 ms.毛管压力曲线的获取采用的是压汞法，最大进汞压力为164 MPa，矿物含量测量采用X射线衍射分析法，润湿性的测量使用了Amott指数法，氦气孔隙度和渗透率的测量是岩样经洗油后在5000 psi围压下进行的.由于致密油岩石T₂谱的多种控制或影响因素叠加在一起，因此在考虑单一影响因素时，需尽量排除其他的影响因素.根据此原则设计了不同系列的实验.

第一组实验用以研究碳酸盐岩矿物含量对岩样NMR T₂谱的影响.这组岩样首先进行洗油处理，然后对其饱水并测量NMR T₂谱(称为“洗油饱水状态”)，最后进行压汞毛管压力曲线的测量.同时取其中12块样品的平行样进行X衍射矿物含量分析.

第二组和第三组实验用以分析岩石核磁T₂谱与润湿性的关系，尽量做到对原始样品润湿性的破坏性小.第二组实验样品首先进行抽真空12小时以上，确保岩样孔隙中可动流体被完全抽出，再对其加压饱水处理(称为“抽真空后饱水状态”)，进行NMR测量.第三组样品共进行三次NMR测量，首先对未经处理的新鲜样品(称为“原样”)测量NMR信息；然后对样品直接饱水处理(称为“原样饱水状态”)，进行第二次NMR测量；最后对岩样洗油、饱水处理，进行第三次NMR测量.本组样品的第一次NMR测量用以反映岩心内残余流体的信息，第二次NMR测量用以反映驱入的水信号，第三次NMR测量用以对比含油谱和饱水谱的差别.这两组岩样的实验流程如图 1所示.样品的孔、渗测量是在不影响上述实验结果的情况下进行的，即选取合适的时机测量.

图 1

Fig. 1

图 1 分析润湿性对核磁T2弛豫影响的实验流程 (a) 第二组样品； (b) 第三组样品. Fig. 1 The experiment sequences for studying the effect of wettability on T2 relaxation signals (a) For Group 2 samples； (b) For Group 3 samples.

此外，还测量获得了地层原油在室内环境下的体弛豫分布，用于分析原油在岩样中的核磁弛豫机制．

X衍射分析结果表明，研究工区岩性和矿物很复杂，粘土、石英和长石及碳酸盐岩矿物平均含量分别为13.3%，46.3%和38.4%(图 2).由于碳酸盐岩矿物的表面弛豫率低于碎屑岩矿物的弛豫率，碳酸盐岩矿物含量又较高，本节考察碳酸盐岩矿物含量对NMR T₂谱的影响.

图 2

Fig. 2

图 2 研究区岩样X衍射矿物平均含量 Fig. 2 The average minerals contents from core XRD measurements in the study area

图 3为30块岩样的毛管压力曲线，表 1统计了其特征值分布范围及平均值.通过图 3和表 1可知，研究区致密油岩石排驱压力、中值毛管压力高，中值毛管半径低，其孔隙结构很差.

图 3

Fig. 3

图 3 岩样的压汞毛管压力曲线 Fig. 3 The mercury injection capillary curves

表 1(Table 1)

表 1 毛管压力曲线特征统计表 Table 1 The statistic characteristics of the mercury injection capillary curves 毛管压力特征 分布范围 平均值 排驱压力(MPa) 0.830~14.060 6.395 中值毛管压力(MPa) 4.960~116.030 39.407 中值毛管半径(μm) 0.0063~0.1482 0.039

表 1 毛管压力曲线特征统计表 Table 1 The statistic characteristics of the mercury injection capillary curves

利用式(4)将毛管压力曲线转换为孔喉半径分布，然后将之与相应的T₂谱分布作比较，发现几乎所有样品的孔径分布与T₂谱形态相似.对二者形态相似的样品，选取T₂分布和孔径分布的特征值(本次研究选取分布峰值，双峰形态则选择较高的峰)，利用式(6)确定转换系数C，再将此系数应用到整块样品的T₂谱，将其转化为孔隙半径分布.图 4所示为其中两块样品的孔径分布，图中虚线为压汞曲线转换的孔喉分布，实线是用T₂谱转换的孔隙半径分布，二者具有很强的相似性及相关性.

图 4

Fig. 4

图 4 由压汞毛管压力曲线和核磁T2谱转化的孔径分布 (a) A井2122号样品，覆压孔隙度12.5%，覆压渗透率0.028 mD； (b) A井1276号样品，覆压孔隙度12.9%，覆压渗透率0.044 mD. Fig. 4 The pore size distributions derived from mercury injection capillary curves and T2 spectra (a) No. 2122 sample of Well A. Porosity with confining pressure (Por_cp) is 12.5%, Permeability with confining pressure (Perm_cp) is 0.028 mD; (b) No. 1276 sample of Well A. Por_cp =12.9%, Perm_cp=0.044 mD.

这种结果表明，岩石样品经洗油后主要表现为亲水润湿，洗油饱水的T₂信号主要由水的表面弛豫贡献，T₂谱形态主要受孔隙结构的控制.据此推测致密油储层中不存在类似碳酸盐岩储层中大小孔隙通过扩散相互耦合的情况.一方面是因为粘土、粉细砂岩与碳酸盐岩类矿物混合于一体作为孔隙表面，使得岩石表现出的综合弛豫率高于纯碳酸盐岩弛豫率，另一方面是由于致密油储层的孔隙结构差，孔隙半径较小，基本不存在大孔隙.

为分析碳酸盐岩矿物含量对T₂谱的影响，利用X衍射分析结果与NMR实验联测数据，作碳酸盐岩矿物含量与T₂几何均值的交会图，如图 5所示，碳酸盐岩矿物含量与T₂几何均值具有正相关性.图 6所示为碳酸盐岩矿物含量与转换系数C的交会图.显然，碳酸盐岩含量与转换系数C成正比.根据前面的理论，在毛管压力曲线相同或相似的情况下，C越大，T₂谱越靠后，因此图 6表明碳酸盐岩含量越高，T₂谱越靠后.结合这两组交会图，可以肯定碳酸盐岩矿物对NMR T₂位置的影响较明显.

图 5

Fig. 5

图 5 T2几何均值与碳酸盐岩矿物含量关系 Fig. 5 The relationship of T2 logarithm mean value with carbonate contents

图 6

Fig. 6

图 6 碳酸盐岩矿物含量与转换系数交会图 Fig. 6 The crossplot of transfer coefficients between T2 and pore size distributions with carbonate contents

综上，致密油岩石洗油饱水NMR T₂谱受孔隙结构和碳酸盐岩矿物含量的共同影响，主要表现为形态或相对幅度受岩石孔隙结构的控制，位置受碳酸盐岩矿物含量的影响.

表 2为Amott润湿性指数测量的部分结果，结果表明研究工区致密油岩石为中性至亲油润湿.需要强调的是本文所指的中性润湿是岩石孔隙内壁的亲水表面和亲油表面各占二分之一(Looyestijn and Hofman，2006).润湿性实验数据直接说明研究工区致密油岩石肯定是存在亲油孔隙表面的.第二组样品实验结果间接证明了这一点.图 7为第二组的两块样品NMR测量实验结果，即样品抽真空后饱水的T₂谱.这种状态下样品的T₂谱很宽，其最大弛豫时间超过了1000 ms.图 3的毛管压力曲线特征以及样品的渗透率表明致密油岩石的孔径分布较窄，因此这组样品的T₂信号不仅包含表面弛豫，体弛豫也有较大一部分贡献，即如公式(2)所表示.这间接证明了致密油岩石是存在亲油孔隙表面的.

表 2(Table 2)

表 2 Amott润湿性指数测量结果 Table 2 The Amott wettability index 井号 样品号 自吸水排油量(ml) 水驱油量(ml) 自吸油排水量(ml) 油驱水量(ml) 水润湿指数 油润湿指数 相对润湿指数 润湿性判别 A井 51 0 0.3 0 0 0 0 0 中性 C井 52 0 0.5 0.25 0 0 1 -1 强亲油 C井 53 0.43 1.31 1.02 1.11 0.2477 0.4793 -0.2316 弱亲油 C井 54 0.28 0.24 0.41 0.14 0.5455 0.7421 -0.1966 弱亲油

表 2 Amott润湿性指数测量结果 Table 2 The Amott wettability index

图 7

Fig. 7

图 7 抽真空后饱水样品NMR T2谱宽，其最大弛豫时间超过1000 ms (a) B井91号样品，覆压孔隙度6.27%，覆压渗透率0.002 mD； (b) B井5号样品，覆压孔隙度7.79%，覆压渗透率0.004 mD. Fig. 7 T2 spectra of vacuum and water saturated samples (Group 2). The T2 spectrum is wide, whose max relaxation time is greater than 1000 ms (a) No. 91 sample of Well B. Por_cp=6.27%, Perm_cp=0.002 mD； (b) No. 5 sample of Well B. Por_cp=7.79%, Perm_cp=0.004 mD.

图 8为室温条件下原油的体弛豫分布，峰位于50~60 ms之间.图 9所示为第三组的两块样品的NMR测量结果，包括岩样三种状态下的T₂谱.图中虚线为原样T₂谱，实线为原样饱水的T₂谱，方形符号为样品洗油后饱水的T₂谱.从图中可看出岩样原样饱水T₂谱覆盖了原样T₂谱，而岩样洗油饱水T₂谱形态与原样、原样饱水的T₂谱不相似.样品三种状态下的T₂谱均没有出现类似第二组样品T₂谱较宽的特征.并且绝大多数其余的样品也呈现类似的现象.

图 8

Fig. 8

图 8 室温条件下原油的体弛豫分布，峰在50~60 ms间 Fig. 8 The bulk relaxation of crude oil under room condition. Its peak is distributed from 50 ms to 60 ms.

图 9

Fig. 9

图 9 第三组样品实验测量结果，样品原状饱水的T2谱覆盖了样品原状的T2谱，洗油饱水的谱左侧信号与原状饱水谱不同，右侧小部分信号相似 (a) D井83号样品，覆压孔隙度14.3%，覆压渗透率0.061 mD； (b) D井66号样品，覆压孔隙度10.28%，覆压渗透率0.012 mD. Fig. 9 The T2 spectra of Group 3 samples. The T2 spectra of water saturated samples cover the “as received” state samples. The right signals of clean and water saturated samples are similar to those of the same samples under water saturated state without cleaning (a) No.83 sample of Well D. Por_cp=14.3%, Perm_cp=0.061 mD; (b) No. 66 sample of Well D. Por_cp=10.28%, Perm_cp=0.0012 mD.

据原样T₂谱及原油的体弛豫知，原样T₂谱峰的位置小于20 ms，而原油的体弛豫谱峰在50 ms至60 ms之间，因为样品中含有较多的残余油，所以可以确定样品原始状态下的T₂信号包含原油的表面弛豫信号.

原样饱水T₂谱覆盖了原样T₂谱，与第二组岩样抽真空后饱水的T₂谱相比，原样直接饱水的T₂谱较窄，且没有出现长弛豫时间(大于1000 ms)的分量.这说明驱入样品中的盐水分子与孔隙亲水表面发生接触，导致水的信号主要来自表面弛豫.图 9中原样饱水状态和洗油饱水状态T₂信号最右侧的信号基本重合(图 9a非常明显)，也说明了这一点.所以，孔隙中水的T₂弛豫如公式(5)所示，仅表现出表面弛豫，体弛豫可忽略不计.

原样饱水T₂谱较窄的原因除了T₂信号不包含水的体弛豫这个因素外，另一种原因是由于孔隙的亲油表面被残余油占据，使得残余油的T₂弛豫信号包括油的表面弛豫和体弛豫，如公式(3)所示.那么在油与亲油表面相接触的情况下，为什么不能像水与亲水表面相接触的信号那样忽略体弛豫呢？这是因为一方面岩石对油的表面弛豫率比对水的表面弛豫率小，即ρ_o＜ρ_w(Latour et al.，1992；Looyestijn and Hofman，2006)；另一方面是研究工区原油的体弛豫谱峰T₂数值较低(50~60 ms)，两方面的综合作用使得油的表面弛豫和体弛豫时间比较接近，无法忽略体弛豫的影响.

通过对这三组实验结果的观察和对比分析可知，岩样洗油饱水的T₂信号主要由水的表面弛豫贡献；岩样抽真空后饱水的T₂信号主要由水的表面弛豫和体弛豫贡献.原始岩样的T₂信号主要由水的表面弛豫、原油的表面弛豫和体弛豫贡献.由此不难理解第三组样品洗油饱水T₂谱与原样、原样饱水状态的T₂谱均不相似.

根据对上述实验结果的分析，研究区致密油岩石T₂谱除了受孔隙结构控制外，碳酸盐岩矿物含量变化及不同的润湿性对其均有影响.表 3对比了研究区致密油岩石与常规碎屑岩(一般不含碳酸盐岩矿物或者含量很低)的NMR响应的影响因素.据表 3知，致密油岩石NMR响应的影响因素和孔隙流体的弛豫机制比常规亲水碎屑岩复杂.即使与亲油的常规碎屑岩相比，致密油岩石中常见的碳酸盐岩矿物的存在对其表面弛豫的影响也是非常显著的.通过此表，进一步明确了致密油岩石的NMR响应机理.

表 3(Table 3)

表 3 研究区致密油岩石与常规碎屑岩的NMR响应的影响因素对比 Table 3 Comparisons of NMR response mechanisms of the tight oil rocks to those of the conventional clastic rocks 因素 研究区致密油岩石 亲水碎屑岩 亲油碎屑岩 孔隙结构 与碳酸盐岩矿物共同控制洗油饱水T 2谱 控制饱水T 2谱 对饱水T 2谱有影响 碳酸盐岩矿物 与孔隙结构共同控制洗油饱水T 2谱 无影响 无影响 润湿性导致的弛豫机制 饱水T 2信号由水的体弛豫和表面弛豫贡献；含油T 2信号由水的表面弛豫、油的表面弛豫和体弛豫贡献 饱水T 2信号主要取决水的表面弛豫；含油T 2信号主要由水的表面弛豫和油的体弛豫贡献(Coates et al.，1999；Mao et al.，2007) 饱水T 2信号由水的体弛豫和表面弛豫贡献；含油T 2信号包含油的表面弛豫(Zhang et al.，2000)

表 3 研究区致密油岩石与常规碎屑岩的NMR响应的影响因素对比 Table 3 Comparisons of NMR response mechanisms of the tight oil rocks to those of the conventional clastic rocks

如图 10所示为B井一段岩性主要为长石岩屑砂岩的储层测井曲线.储层岩性是根据匡立春等人(2013)的方法获得的.图中测井曲线第一道包括自然伽马(GR)和井径(CAL)曲线；第二道为测井深度道；第三道为深(LLD)、浅(LLS)双侧向电阻率曲线；第四道为三孔隙度曲线，包括体积密度(DEN)、中子(CNL)和声波(AC)曲线；第五道为NMR测井T₂谱及T₂几何平均值(T_2LM)；最后一道为核磁孔隙度包括总孔隙度(TCMR)、自由流体孔隙度(CMFF)以及毛管束缚孔隙度加自由流体孔隙度(CMRP_3MS).右侧为深度XX36.1 m储层的测井T₂分布图，如果这种未经校正的T₂谱能反映孔隙结构，显然这段储层的孔隙结构较好.但对应的岩心压汞毛管压力曲线表明岩石孔隙结构较差，其毛管压力曲线及其转换的孔径分布如图 11所示，孔径分布和T₂分布的相似程度较差.

图 10

Fig. 10

图 10 B井一段长石岩屑砂岩储层的测井曲线，右侧为XX36.1 m储层放大的测井T2谱 Fig. 10 This figure illustrates the well logs from feldspar lithic sandstone reservoirs of Well B. The right T2 spectrum is from this interval with depth of XX36.1 m

图 11

Fig. 11

图 11 深度XX36.1 m岩心的压汞毛管压力曲线及孔喉分布图 (a) 毛管压力曲线； (b) 孔径分布. Fig. 11 The mercury injection capillary curve and pore size distribution from core sample with depth of XX36.1 m (a) The mercury injection capillary curve； (b) The pore size distribution.

密闭取心分析数据表明这段储层的含油饱和度在60%~70%间.因为储层的含油饱和度高，且非常致密，所以核磁测井探测范围内的残余油饱和度高.但是上述这种孔隙结构差、T₂谱宽的特征并不仅仅是由储层含油性高造成的.由于油在不同温度下黏度不同，因此地层条件下和室温条件下原油的体弛豫不同，根据本地区原油黏度分析结果及实际的地层温度，估算得原油地层条件下的体弛豫峰在400 ms左右.如果储层是亲水岩石，那么油的T₂信号主要取决于其体弛豫(Mao et al.，2007)，测井T₂谱在400 ms处应该有峰，但是实际测井的T₂分布右侧的峰的位置小于100 ms.利用上述实验结果即可合理地解释这种现象，其主要原因是水的T₂弛豫仅取决于表面弛豫，而油的T₂弛豫由于岩石亲油孔隙表面的存在及其比亲水孔隙表面低的弛豫率，而主要由表面弛豫和体弛豫贡献.

图 12所示为B井一段岩性为微晶云岩的储层测井曲线.其包含的测井曲线与图 10中的测井曲线一致.同样地，孔隙中油的T₂信号表现为表面弛豫和体弛豫导致T₂谱不能准确地反映孔隙分布.但是，可以推测T₂谱左侧峰的位置和孔喉半径分布中较高的峰是相对应的.据图 10至图 13，长石岩屑砂岩XX36.1 m岩石的孔喉分布峰位置为0.018 μm，对应T₂谱1.5 ms的左峰；而在微晶云岩层XX76.5 m岩石的孔喉分布峰的位置0.0009 μm，对应T₂谱2 ms的左峰.利用岩石的两种分布特征值确定转换系数，显然微晶云岩的转换系数C比长石岩屑砂岩的大很多.不同岩性地层转换系数C的差别是由低弛豫率的碳酸盐岩矿物造成的.

图 12

Fig. 12

图 12 B井一段微晶云岩储层的测井曲线，右侧为XX76.5 m储层放大的测井T2谱 Fig. 12 This figure presents the well logs from microcrystalline dolomite reservoirs of Well B. The right T2 spectrum is from this interval with depth of XX76.5 m

图 13

Fig. 13

图 13 深度XX76.5 m岩心的压汞毛管压力曲线及孔喉分布图 (a) 毛管压力曲线； (b) 孔径分布. Fig. 13 The mercury injection capillary curve and pore size distribution from core sample with depth of XX76.5 m (a) The mercury injection capillary curve； (b) The pore size distribution.

综上所述，利用实验得出的结论合理地解释了NMR测井复杂的响应特征.致密油储层孔隙结构差、核磁测井T₂分布宽的特征是由低弛豫率的碳酸盐岩矿物导致水的T₂分布的长弛豫分量增多，和油的T₂信号由于岩石亲油孔隙表面的存在及其较低的弛豫率而由表面弛豫和体弛豫贡献共同造成的.

通过对比实验测量及实验结果的理论分析，对西部某盆地致密油储层NMR测井响应特征及弛豫机理有了明确的认识，主要结论如下.

(1)洗油后的岩样基本为亲水润湿，其饱水的T₂谱形态主要受孔径分布形态的控制，即T₂信号主要由水的表面弛豫贡献.但在孔隙结构相同的情况下，岩样T₂谱随碳酸盐岩矿物含量的增加，其长弛豫分量增加.也就是说岩样洗油饱水的T₂谱受孔隙结构和碳酸盐岩矿物含量的共同控制或影响，岩石孔隙结构控制其形态或相对幅度，碳酸盐岩矿物含量影响T₂的位置.

(2)润湿性实验表明，致密油岩石为中性—亲油润湿.原始岩样和抽真空处理的岩样润湿性破坏较小，岩石的亲油孔隙表面使它们的弛豫机制与洗油饱水岩样的弛豫机制不同.岩样抽真空后饱水的T₂信号主要由水的表面弛豫和体弛豫贡献.原始岩样T₂信号主要由水的表面弛豫、原油的表面弛豫和体弛豫贡献.

(3)致密油岩石的NMR弛豫特征及机制之所以复杂，主要是因为影响其弛豫机制变化的因素多、且同时发生作用.而常规碎屑岩储层的影响因素一般比较单一，其弛豫特征和弛豫机制比较容易把握及解释.

(4)通过本文的研究，对于研究工区致密油储层核磁测井所表现出的“储层孔隙结构差、核磁测井T₂分布宽”现象得到了合理的解释.致密油储层的这种核磁测井响应是由两方面综合作用的结果，一是水的T₂信号主要取决于表面弛豫，低表面弛豫率的碳酸盐岩矿物导致水的T₂信号的长弛豫分量增多；二是油的T₂信号因为岩石亲油孔隙表面的存在及其低于亲水孔隙表面的弛豫率而由表面弛豫和体弛豫贡献.