泌阳凹陷中低成熟度页岩油核磁共振评价方法

王志战; 韩玉娇; 金芸芸; 王勇; 罗曦; 严永新

doi:10.11911/syztjs.2023094

泌阳凹陷中低成熟度页岩油核磁共振评价方法

王志战^{1, 2,},
韩玉娇^{1, 2},
金芸芸³,
王勇⁴,
罗曦³,
严永新³

1.
页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室，北京 102206
2.
中石化石油工程技术研究院有限公司，北京 102206
3.
中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473132
4.
中国石化河南油田分公司，河南南阳 473132

基金项目: 国家重点研发计划课题“井筒稳定性闭环响应机制与智能调控方法”（编号：2019YFA0708303）、国家自然科学基金企业创新发展联合基金项目“海相深层油气富集机理与关键工程技术基础研究”（编号：U19B6003）和中国石化基础前瞻项目“中低成熟度页岩油多组分弛豫机理及评价方法”（编号：P22233）联合资助

详细信息

作者简介:
王志战（1969—），男，山东栖霞人，1991年毕业于西北大学岩石矿物学及地球化学专业，2006年获西北大学矿产普查与勘探专业博士学位，正高级工程师，主要从事录井基础理论与新技术新方法研究。系本刊编委。E-mail: wangzz.sripe@sinopec.com

中图分类号: TE122.2⁺3
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出版历程
- 收稿日期: 2023-05-29
- 修回日期: 2023-08-21
- 录用日期: 2023-09-04
- 网络出版日期: 2023-09-06
- 刊出日期: 2023-10-30

Nuclear Magnetic Resonance Evaluation Method of Shale Oil with Medium and Low Maturity in Biyang Sag

WANG Zhizhan^{1, 2,},
HAN Yujiao^{1, 2},
JIN Yunyun³,
WANG Yong⁴,
LUO Xi³,
YAN Yongxin³

1.
State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing, 102206, China
2.
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Co., Ltd., Beijing, 102206, China
3.
Exploration & Development Research Institute, Sinopec Henan Oilfield Company, Nanyang, Henan, 473132, China
4.
Sinopec Henan Oilfield Company, Nanyang, Henan, 473132, China

摘要

摘要:
中低成熟度页岩油孔隙结构复杂，孔隙致密，探测难度大，干酪根、沥青、类固体等组分发育，甜点准确评价困难。为准确评价中低成熟度页岩储层的储集特性和含油特性，以低场核磁共振技术为主要研究手段，对比分析了磁场强度、探头口径、回波间隔和波峰偏移等影响核磁共振信号采集精度的因素，确定了适用于短弛豫组分发育的中低成熟度页岩油高精度采集参数。采用高分辨率一维、二维核磁共振测量，结合氮气吸附、压汞、地化分析等实验结果，评价了泌阳凹陷YY1井的储集性、含油性，建立了基于二维核磁谱图组分的干酪根含量表征模型。研究结果表明，中低成熟度页岩油的核磁共振测量对仪器的回波间隔要求更高，在仪器硬件无法缩短T_E条件下，可以通过波峰偏移方式采集更多的短弛豫组分信息，以获得更具备代表性的图谱。核磁共振技术能够实现中低成熟度页岩油储层和烃源岩多种特性的高精度评价，开展深入信息挖掘和研究对中低成熟度页岩油高效勘探开发具有重要作用。
- 中低成熟度 /
- 页岩油 /
- 核磁共振 /
- 采集参数 /
- 储层评价
Abstract:
The pore structure of shale oil with medium and low maturity is complex, and the detection of pore density is difficult. In addition, kerogen, asphalt, and solid-like components are developed, making it difficult to accurately evaluate sweet spots. In order to accurately evaluate the reservoir and oil-bearing characteristics of shale reservoirs with medium and low maturity, low-field nuclear magnetic resonance (NMR) technology was taken as the main research method. The factors affecting the acquisition accuracy of NMR signals, such as magnetic field intensity, probe aperture, echo interval, and peak shift, were compared and analyzed, and the high-precision acquisition parameters of shale oil with medium and low maturity suitable for the development of short relaxation components were determined. The reservoir and oil-bearing characteristics of Well YY1 in Biyang Sag were evaluated by using high-resolution 1D and 2D NMR measurements, combined with the experimental results of nitrogen adsorption, mercury injection, and geochemical analysis, and a characterization model of kerogen content based on 2D NMR components was established. The results show that the NMR measurement of shale oil with medium and low maturity puts forward higher requirements for the echo interval of instruments. Under the condition that T_E cannot be shortened by instrument hardware, more information of short relaxation components can be collected by means of peak shift to obtain more representative spectra. NMR technology can realize the high-precision evaluation of various characteristics of shale oil reservoirs and source rocks with medium and low maturity. It is of great role to carry out in-depth information mining and research for the efficient exploration and development of shale oil with medium and low maturity.
- medium and low maturity /
- shale oil /
- NMR /
- acquisition parameter /
- reservoir evaluation

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页岩油气储层致密，能量保持难、流动阻力大，大规模压裂改造是其高效开发的主要技术手段^[1-5]。东营凹陷陆相页岩油资源量丰富，亟需采用新技术实现高效开发^[6-7]。超临界CO₂具有低黏度、高渗透、低表面张力的物理特性，被认为是非常规储层改造新方法之一^[8-10]。然而，超临界CO₂压裂的相态和物理性质复杂，造缝机理尚不清楚，学者们多采用试验和数值模拟方法开展相关研究^[11-15]。试验表明，CO₂可降低破裂压力^[16]，超临界CO₂压裂形成的裂缝表面相对于滑溜水压裂产生的裂缝表面更为粗糙^[17]，使用超临界CO₂在降低岩石破裂压力和造缝方面具有很大的优势^[18]。目前，相关研究多针对CO₂低黏度特性对压裂的影响，对CO₂对岩石物性影响的关注较少。此外，CO₂压裂裂缝形态复杂，传统方法模拟裂缝多为单缝结构，采用现的数值模拟手段难以精确刻画前置CO₂压裂缝网^[19-21]。

赵辉等人^[22-24]提出了基于闪电模拟的油藏压裂模型，可以很好地表征裂缝复杂性，但仅适用于水力压裂，未考虑压裂过程中CO₂对裂缝扩展形态的影响。借鉴该方法，笔者考虑CO₂的相态变化特征及CO₂对岩石性质的影响，结合物理试验和数值模拟，提出了基于节点连接方法（NCM）的CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型，在此基础上进一步讨论了前置CO₂比例、地质参数、物性参数及压裂施工参数对裂缝形态的影响，并在东营凹陷陆相页岩油X井开展分析应用。

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征

为准确表征胜利油田东营凹陷陆相页岩经过CO₂浸泡后的岩石力学与破裂特征，选取2口典型井12块岩样，利用岩石力学仪测试其不同CO₂浸泡时间下和不同围压下的强度、弹性模量、泊松比、内聚力等岩石力学参数，结合破裂压力剪切压力等计算公式，发现东营凹陷陆相页岩油岩体破裂压力、天然裂缝剪切及张开应力和地应力随CO₂浸泡时间增长呈现线性降低的趋势（见图1）。

图 1 页岩破裂压力与应力随CO₂浸泡时间的变化

Figure 1. Initiation pressure and stress changes during CO₂ fracturing in rock

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1.2 CO₂物性参数变化表征

前置CO₂注入过程中，随着温度和压力条件变化，CO₂的密度和黏度均会发生显著变化，影响压裂裂缝扩展。采用Pen-Robinson方程刻画CO₂密度变化，其状态方程可表示为^[25]：

$p = \frac{{8.314T}}{{V - 26.667}} - \frac{{396\text{ }306.77 {{[1 + 0.707\text{ }979(1 - \sqrt {{T_{\text{r}}}} )]}^2}}}{{V(V + 26.667) + 26.667(V - 26.667)}}$

(1)

式中：T为CO₂的绝对温度，K；V为CO₂的摩尔体积，L/mol；T_r为对比温度，即CO₂绝对温度T与临界温度T_c（T_c=304.13K）之比。

根据式（1）确定CO₂的体积后，即可进一步获得CO₂在该温度和压力条件下的密度。

CO₂黏度与温度的关系^[21]为：

$\mu = \frac{{36.344\left[ {\dfrac{{\sqrt {1.259\text{ }3{T_{\text{r}}}} }}{{{\Omega _{\text{u}}}}} {{F_{\text{c}}} \left(\dfrac{1}{{{G_2}}} + {E_6}\dfrac{{c {V_{\text{e}}}}}{6}\right)} + {\eta ^{{\text{**}}}}} \right]\sqrt {M{T_{\text{c}}}} }}{{\sqrt[3]{{V_{\text{c}}^2}}}}$

(2)

其中，部分系数定义为：

${F_{\text{c}}} = 1 - 0.275\text{ }6\omega + 0.059\text{ }035\mu _{\text{r}}^4 + \kappa$

(3)

${\eta ^{{\text{**}}}} = {E_7}{y^2}{G_2}\exp \left({E_8} + \frac{{{E_9}}}{{{T^*}}} + \frac{{{E_{10}}}}{{{T^*}^2}}\right)$

(4)

${G_2} = \frac{{\dfrac{{{E_1}[ 1 - \exp ( - {E_4}y)]}}{y} + {E_2}\dfrac{{1 - 0.5y}}{{{{(1 - y)}^3}}}\exp ({E_5}y) - {E_3}\dfrac{{1 - 0.5y}}{{{{(1 - y)}^3}}}}}{{{E_1}{E_4} + {E_2} + {E_3}}}$

(5)

${E_i} = {f_i}(\omega ,\kappa )$

(6)

式中：T_r为临界温度，K；F_c为形状和极性因子；V_e为气体体积，m³；ω为偏心因子；y为摩尔分数；T*为绝对温度，K；M为摩尔质量，g/mol；V_c为CO₂的临界体积，m³；Ω_u为碰撞积分；μ_r为约化偶极矩；κ为高极性物质的关联因子；c为单位体积物质的量，mol/m³。

1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型

基于节点体系扩展模拟方法（Node Connection Method, NCM）^[22-23]，考虑前置CO₂注入后对岩石力学、物性参数的影响，构建前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型。

1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制

假设岩石为多孔弹性介质，根据测井资料获取地层物性参数，以三维弹性理论为基础，可以得到地下水平主应力的计算方法。结合试验研究结果，储层中岩石的泊松比、弹性模量等参数会随着CO₂浸泡时间增长而变化，在模型中需要考虑。因此，水平主应力与时间的关系可以表示为：

$\left\{ \begin{array}{*{20}{l}} \sigma _{_\text{h}}^t = \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\sigma _\text{v}} - \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\alpha _\text{v}}{p_\text{p}} + {\alpha _\text{h}}{p_\text{p}} + \dfrac{{{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{h}} + \\ \qquad \dfrac{{{\nu ^t}{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{H}} \\ \sigma _{_\text{H}}^t = \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\sigma _\text{v}} - \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\alpha _\text{v}}{p_\text{p}} + {\alpha _\text{H}}{p_\text{p}} + \dfrac{{{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{H}} +\\ \qquad \dfrac{{\nu {E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{h}} \end{array} \right.$

(7)

式中：σ^t_h为t时刻的最小水平主应力，MPa；σ^t_H为t时刻的最大水平主应力，MPa；σ_v为垂向应力，MPa；α_v、α_h为垂向和水平的Biot系数；ξ_H、ξ_h为最大水平主应力和最小水平主应力的应变系数；ν^t为t时刻泊松比；E^t为t时刻的弹性模量，GPa；p_p为孔隙压力，MPa。

压裂过程中，新生缝会改变岩石的力学状态，影响后续裂缝扩展，简称应力阴影效应。采用诱导应力解析解和叠加原理描述全局应力状态^[26]：

$\left\{ {\begin{array}{*{20}{c}} \sigma _{xx}^{t + 1}(i,j) = \sigma _{xx}^t(i,j) +\\ \quad\displaystyle \sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\left( {\dfrac{{{L_m}}}{{\sqrt {{L_{1,m}}{L_{2,m}}} }}\cos \dfrac{{2{\theta _m} - {\theta _{1,m}} - {\theta _{2,m}}}}{2} - 2} \right)} - \\ \quad{ \displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\sin {\theta _m}\sin {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} } } \\ \sigma _{yy}^{t + 1}(i,j) = \sigma _{yy}^t(i,j) +\\ \quad\displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\left( {\dfrac{{{L_m}}}{{\sqrt {{L_{1,m}}{L_{2,m}}} }}\cos \dfrac{{2{\theta _m} - {\theta _{1,m}} - {\theta _{2,m}}}}{2} - 2} \right)} +\\ \quad{ \displaystyle \sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\sin {\theta _m}\sin {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} } } \\ \tau _{xy}^{t + 1}(i,j) = \tau _{xy}^t(i,j) + \displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {p_{net,m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\cdot\\ \quad\sin {\theta _m}\cos {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} \end{array}} \right.$

(8)

式中：σ^t+1_xx和σ^t_xx分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处x轴向主应力，MPa；σ^t+1_yy和σ^t_yy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处y轴向主应力，MPa；τ^t+1_xy和τ^t_xy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处剪切应力，MPa；N为裂缝微元数量；p_n,m为裂缝m微元的缝内净压力，MPa；a为裂缝微元半长，m；L_m，L_1,m和L_2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的距离，m；θ_m，θ_1,m和θ_2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的角度。

对裂缝内流体流动简化处理，不考虑裂缝在缝宽方向上的流动过程，且裂缝壁面上的流速为0，则流体在裂缝内为一维流动。对流体压降方程进行处理，可得到缝内压力分布为：

$p_{i,m}^t = - \frac{{12\mu _m^t{q_m}{x_m}}}{{{h_{\text{f},m}}w_m^3}} + {p_0}$

(9)

式中：p^t_i,m为t时间步时裂缝m微元的净压力，MPa；μ^t_m为t时间步时裂缝m微元中流体的黏度，mPa·s；q_m为裂缝m微元的流量；x_m为裂缝m微元与井筒的距离，m；h_f,m为裂缝m微元的高度，m；p₀为初始压力，MPa。

对于前置CO₂压裂，裂缝内流体黏度随着CO₂性质而改变，采用式（2）修正不同时间步下前置CO₂的黏度。

将临界起裂应力作为起裂判据，该值与岩石断裂韧性有关，则裂缝扩展条件为^[23]：

${\sigma _{\text{fr}}} = \frac{1}{{\sqrt {2\text{π} r} }}\cos \frac{\theta }{2}\left( {{K_1}{{\cos }^2}\frac{\theta }{2} - \frac{3}{2}{K_2}\sin \theta } \right) - {\sigma _{\text{cr}}} \geqslant 0$

(10)

式中：σ_fr为残余起裂应力，MPa；σ_cr为临界起裂应力，MPa；K₁为Ⅰ型应力强度因子，MPa·m^0.5；K₂为Ⅱ型应力强度因子，MPa·m^0.5。

分支裂缝密度表示为在裂缝的改造范围内共有的裂缝节点数量，其计算公式为：

${\rho }_{\text{if}}=\frac{{n}}{{L}_{\text{f}}{w}_{\text{f}}}$

(11)

式中：ρ_if为分支缝密度，条/m²；n为裂缝节点数量；L_f为裂缝长度，m；w_f为裂缝的带宽，m。

1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程

基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展模型计算流程如图2所示。具体步骤为：1）依据实际储层大小划分地质单元，作为计算的离散体；2）结合地质资料给地质单元赋值；3）根据实际压裂规模，设置射孔参数；4）计算现存裂缝单元缝内流体压力分布；5）结合应力阴影效应及缝内流体流动特征，校正储层应力分布；6）计算裂缝尖端周向应力和临界起裂应力；7）判断是否存在满足起裂条件的裂缝单元，不满足时输出裂缝形态；8）引入随机函数及概率分布，确定新的裂缝单元；9）根据CO₂物性的变化，更新缝内流体物性参数；10）重复步骤4）—9），直至输出裂缝形态。

图 2 CO₂前置增能压裂扩展模拟流程

Figure 2. Simulation process of CO₂ pre-energized fracturing

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2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟

选用胜利油田东营凹陷陆相页岩油储层地质力学参数以及物性参数，基于构建模型，分析不同影响因素下裂缝扩展形态。模型尺寸大小为160 m×300 m，1段射孔3簇，射孔点在模型中间位置处，模拟裂缝排量为16 m³/min，页岩基质的弹性模量为26.36 GPa，泊松比为0.30。

2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响

模拟前置CO₂比例分别为0.1、0.2和0.3时的裂缝形态（见图3），分析不同前置CO₂比例与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图4）。

图 3 不同CO₂比例下的裂缝形态

Figure 3. Fracture morphology under different CO₂ ratios

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图 4 不同CO₂比例对裂缝参数的影响

Figure 4. Influence of different CO₂ ratios on fracture parameters

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前置CO₂比例对整体缝网扩展长度影响最大，前置CO₂比列由0.1增至0.3时，缝网长度缩短近40%。压裂缝网带宽主要受压裂簇数影响，前置CO₂比例对整体缝网扩展带宽影响较小。前置CO₂比例对分支缝密度的影响很大，当前置CO₂比例由0.1增加至0.3时，分支缝网密度由0.06 条/m²增加至0.13 条/m²，增加了117%。这主要是因为超临界CO₂易于进入基质孔隙和微裂隙中，促进了基质的破裂和微裂隙的开启，增加了分支裂缝的数量，形成了复杂的网状裂缝形态。

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

模拟水平应力差分别为0，15和30 MPa时的裂缝形态（见图5），分析不同水平应力差与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图6）。

图 5 不同应力差下的裂缝形态

Figure 5. Fracture morphology under different stress differences

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图 6 储层应力差对裂缝参数的影响

Figure 6. Influence of reservoir stress difference on fracture parameters

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应力差与缝长相关性很大，与缝宽相关性较小，与分支缝密度相关性大，应力差主要影响缝长及分支缝密度。水平应力差由5 MPa增至30 MPa时，裂缝长度由175 m增至266 m，缝网带宽由63 m降至58 m，降低了3.18%，分支缝密度由0.095 条/m²降至0.074 条/m²，下降了31.85%。相较于滑溜水压裂，前置CO₂增能压裂在高应力差下依然可以形成复杂裂缝网。因此，高应力差储层采用前置CO₂进行压裂，可以提高压裂改造效果，实现高效增产。

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

模拟储层渗透率分别为0.05，0.5和5 mD时的裂缝形态（见图7），分储层渗透率与裂缝长度、缝网带宽及分支缝密度的关系（见图8）。结果发现，储层渗透率对裂缝长度和带宽的影响较小，对分支缝密度的影响较大。总体而言，储层渗透率影响压裂流体的滤失性，前置CO₂压裂对于储层渗透率的敏感程度要远大于滑溜水压裂。其原因在于，储层渗透率影响CO₂向基质的滤失量和波及范围，对于开启天然裂缝和储层增压作用明显。因此，对于高渗透储层，应适当增大排量和压裂液量，从而增大压裂改造范围。

图 7 不同渗透率下的裂缝形态

Figure 7. Fracture morphology under different permeability

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图 8 储层渗透率对裂缝参数的影响

Figure 8. Influence of reservoir permeability on fracture parameters

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3. 实例分析

东营凹陷陆相页岩油X井目的层为沙四上纯上3层组，水平段长度1 976 m，钻遇岩相以泥质灰页岩（970 m）、灰质泥页岩（550 m）为主；前置CO₂增能压裂完成34段、120簇压裂施工，平均3.5 簇/段，加砂4 300.6 m³（设计4 204.7 m³）、注入携砂液73 166 m³，平均单段加砂126.5 m³、加砂强度2.4 m³/m。结合实际施工参数模拟裂缝扩展形态，X井36段反演裂缝平均缝长为277.80 m，平均缝宽为59.85 m。X井压裂时的微地震监测结果见图9，裂缝扩展模拟结果见图10。

图 9 X井压裂时的微地震监测结果

Figure 9. Microseismic monitoring results of fracturing of Well X

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图 10 X井裂缝形态整体反演效果

Figure 10. Overall inversion effect of fracture morphology of Well X

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X 井压裂过程中进行单井尺度模拟时，由于模拟布点精度及显示尺度的原因，裂缝整体上呈双翼对称复杂裂缝形态。对比微地震监测结果发现，水力裂缝缝长在微地震的75.09%～99.63%，水力裂缝缝宽在微地震的78.79%～98.84%，模拟结果与实际监测具有较好的一致性。此方法可用于压裂前裂缝形态模拟，根据模拟结果制定压裂方案，提高压裂效率。

4. 结　论

1）综合考虑CO₂对岩体破裂压力、地应力的影响以及CO₂物性参数的变化，基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型可实现CO₂增能压裂复杂裂缝网络形态的模拟。

2）前置CO₂比例、应力差和渗透率对分支缝密度的影响较大，在高应力差储层增加缝网密度时，可适当增加前置CO₂比例。

3）实际区块模拟结果与微地震监测结果吻合度较高，具有一定的可靠性，基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型具有一定的现场应用潜力，可以为压裂方案的制定提供理论指导。

图 1 同一块页岩岩样的不同磁场强度核磁共振T₂谱

Figure 1. T₂ NMR spectra of the same shale with different field strengths

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图 2 同一块页岩岩样的不同磁场强度核磁共振T₁-T₂谱

Figure 2. T₁-T₂ NMR spectra of the same shale with different field strengths

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图 3 不同口径探头条件下核磁共振T₁-T₂谱

Figure 3. T₁-T₂ NMR spectra under different probe apertures

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图 4 同一岩样不同回波间隔条件下核磁共振T₂谱

Figure 4. T₂ NMR spectra of the same core under different echo intervals

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图 5 同一岩样不同回波间隔条件下核磁共振T₁-T₂谱

Figure 5. T₁-T₂ NMR spectra of the same core under different echo intervals

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图 6 CPMG脉冲序列示意

Figure 6. CPMG pulse sequence

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图 7 不同波峰偏移参数条件下的核磁共振T₁-T₂谱

Figure 7. T₁-T₂ NMR spectra under different peak shift parameters

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图 8 不同类型孔隙度划分示意

Figure 8. Division of different types of porosity

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图 9 核磁共振与氮气吸附-压汞对比

Figure 9. Comparison of NMR and nitrogen adsorption with mercury injection measurement results

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图 10 页岩多组分二维T₁-T₂核磁共振识别图版

Figure 10. 2D T₁-T₂ NMR identification plate for shale multi-components

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图 11 孔隙结构与含油性的关系

Figure 11. Relationship between pore structure and oil-bearing characteristic

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图 12 核磁共振T₁-T₂谱中P1区域信号强度与干酪根裂解烃含量S_2-2的相关性

Figure 12. Correlation between P1 region signal quantity in T₁-T₂ NMR spectra and kerogen cracking hydrocarbon content S_2-2

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图 13 YY1井储层甜点综合评价结果

Figure 13. Comprehensive evaluation of reservoir sweet spots in Well YY1

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1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型
1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征
1.2 CO2物性参数变化表征
1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型
1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制
1.3.2 前置CO2压裂模拟流程
2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟
2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响
2.2 水平应力差对裂缝形态的影响
2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响
3. 实例分析
4. 结　论

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型
1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征
1.2 CO₂物性参数变化表征
1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型
1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制
1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程
2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟
2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响
2.2 水平应力差对裂缝形态的影响
2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响
3. 实例分析
4. 结　论

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泌阳凹陷中低成熟度页岩油核磁共振评价方法

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出版历程

Nuclear Magnetic Resonance Evaluation Method of Shale Oil with Medium and Low Maturity in Biyang Sag

1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO2物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO2压裂模拟流程

2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

3. 实例分析

4. 结 论

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出版历程

目录

1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO2物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO2压裂模拟流程

2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

3. 实例分析