Die tonigen Schiefer des zweiten Abschnitts der Funing-Gruppe des Paläogens im Gaoyou-Becken des Nord-Subei-Beckens weisen eine komplexe Porenstruktur, gut entwickelte Schichtung und starke Heterogenität auf. Die Anwendung konventioneller Bohrlochmessreihen erschwert die genaue Bewertung von Porosität und Fluidtypen, während die zweidimensionale Kernspinresonanzlogging einzigartige Vorteile bei der Fluiderkennung bietet. Die Signalverarbeitungstechnik „Blindquellen-Trennung“ wurde zur Clusteranalyse der Daten angewendet. Durch das Fluidzonierungsmodell in der Huazhuang-Region wurden verschiedene Fluidzustände und Gehalte in den Gesteinen identifiziert. Die Ergebnisse zeigen, dass das zweidimensionale Kernspinresonanzlogging die Genauigkeit der Reservoir-Fluidevaluation verbessert und zuverlässige Parameter wie Gesammtporosität, effektive Porosität, Ölsättigung und beweglichen Ölgehalt liefert. Im Vergleich zu Kernexperimentanalysen liegt der mittlere absolute Fehler der effektiven Porosität bei 0,4 %, und der mittlere absolute Fehler der Ölsättigung bei 7,3 %. Die Analyse der Fluideigenschaften in der Hauptlitologie der tonigen Schiefer des zweiten Abschnitts der Funing-Gruppe zeigt, dass langreif graue karbonatische quarzitische Mischschiefer in Bezug auf physikalische Eigenschaften, Ölinhalt und Mobilität am besten abschneiden und die ideale „Sweet-Spot“-Schicht für Schieferöl darstellen. Die Anwendung des zweidimensionalen Kernspinresonanzloggings in der Huazhuang-Region kann effektiv Probleme bei der Bewertung von Porosität und Sättigung von Schieferöl lösen und bietet Referenz für die optimale Auswahl von „Sweet-Spots“ und die Vorhersage der Reservoirproduktivität.

Nord-Subei-Becken; Gaoyou-Becken; zweidimensionales Kernspinresonanzlogging; Schieferöl; Fluiderkennung