寿险营销技巧的实验结果分析6

① 《保险营销技巧》伊文莉答案

没什么卵用

② 网络时代的寿险营销策略及方法初探

参考课题：网络数据库的种类和适宜的切入点
电子商务服务器开发技术初探
电子商务的应用开发技术
中小企业实施电子商务的安全对策
中小企业的网站建设
网站管理与维护初探
电子商务的保障－EC安全技术与认证浅析
网上交易安全问题探讨
CA认证技术的实践与应用
电子商务诚信体系的构建
参考课题：
中小企业开展网络营销的策略
电子商务对企业关系营销的影响
电子商务环境下的品牌建立与衡量
网络广告的现状及发展趋势
电子商务环境下的促销手段
xxx网上商店的营销策略（要求结合某一网站或网店的具体情况）
xxx网上商店的经营策略（要求结合某一网站或网店的具体情况）
在线零售与网络营销
电子邮件营销及其策略
网上营销产品和服务
网络营销在中小企业的应用
网络广告的技巧与策略
电子商务网站推广策略
数据库营销初探
针对实际项目撰写项目规划书，包括项目需求分析，项目设计方案，项目总体计划，可行性分析，项目实施计划，质量管理，项目评估等内容。具体要求如下：
·需求分析：确定该项目范围，从各种途径得到该项目尽可能详细的需求。
·设计方案：确定项目的总体设计方案，并尽可能给出详细设计。包括商业运营模式（网站推广运作，资金运作流程，物流配送运作等），网站设计方案（网站需求，网站功能，设计语言，风格设计，安全设计等），业务实施技术系统设计方案（功能需求、业务流程实现、用户管理、业务信息管理、用户界面、对外接口等），电子商务系统安全设计等。
·项目总体计划：在详细的需求分析基础上，分解工作结构，对各部分工作量、人力资源和时间进度目标进行合理安排。要求确定相关技术路线，软硬件资源，确保项目运行的管理机制和资源使用计划，以及相关的政策、法律、风险防范问题等等。
·可行性分析：进行客观而有依据的市场预测，分析实施电子商务运作的经济可行性；根据当前技术发展状况、组织者可使用资源状况，对照需求分析设计方案的技术可行性。
·项目实施计划：网站运营、电子商务系统运作的实施方案。其中应包括技术开发计划、业务运营筹备计划（资金流的运作，信息流程运作，物流的实施）、资源使用计划、整体运营管理模型和实施计划等。
·质量管理：在整个项目设计和项目运作中，如何进行管理，确保所有工作按预定时间计划完成前提下保障质量。
·项目评估：针对整个项目设计方案的技术系统、商业模型和经营管理策略，进行客观评价。评价目的应以风险评估为主，包括技术风险、经营风险、管理风险、市场风险等。
参考课题：
我国金融服务业运用电子商务的研究
网络银行发展刍议
电子商务在旅游行业的应用
电子商务在证券行业的应用
电子商务在保险行业的应用
电子商务在教育行业的应用
电子商务在国际贸易中的应用
电子商务在零售业中的应用
电子商务在制造业中的应用
我国电子政务的应用及发展情况研究
电子商务下的商务中介研究

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③ 实验结果与分析

1.断裂单侧与砂体相连

（1）当砂层1比砂层2渗透率小（相差2.76倍）时情形。油首先充满断层带F，并很快运移到断层带F的顶部，当注入时间为30h11min，注油量为36.24mL时，油开始进入砂层。由于砂层1位于砂层2的上方，相对砂层1的油柱高度较大，足以克服进入砂层1的毛细管阻力，故油仍然首先充注砂层1，当注入时间为63h3min时，注入量为75.66mL，油在k₁层运移了4cm。

（2）当砂层1的渗透率大于砂层2（相差2.76倍）时情形。油优先充注砂层1，随着充注油量的增加，砂层2亦有油充注，但含油饱和度相对较小。油首先充满断层带F，并很快运移到断层带F的顶部，当注入时间为23h15min，注入量为27.89mL时，油开始进入渗透率较大的上部砂层1，并在砂层1侧向运移，运移速率为0.011cm/min。当注入时间为52h54min，注入量为63.48mL时，油开始进入渗透率较小的下部砂层2。当注入时间62h13min，注入量74.67mL时，油运移到砂层1右边界，随后砂层1颜色逐渐加深，砂层2不断向前运移。当注入时间86h04min，注入量103.26mL时，砂层2的油运移了15cm。

2.断裂两侧与砂体相连

（1）当断裂带两侧砂体为层内均质砂体时（砂层1的渗透率k₁等于砂层2的渗透率k₂）：当油连续充注时，油气首先沿断裂带向上运移至顶部，然后沿盖层下部向断层两侧的砂层侧向运移，其中沿断层上升盘砂层充注的油较多，断层下降盘砂体油的充注较小。随充注量的不断增加，运移通道也不断加宽，至实验达到稳定时，断层上升盘砂层为油运移的主要通道。

（2）当断裂带两侧砂体为层内非均质时情形。①砂层1渗透率（k₁）大于砂层2的渗透率（k₂）时（相差3.5倍），在连续充注条件时，至实验达到稳定时，只有断裂上升盘的砂层1为油运移的有效通道，充注的油比较多，而砂层2基本为水层，断裂下降盘的砂层1充注很少量的油，而砂层2没有油的充注。②砂层1的渗透率（k₁）小于砂层2的渗透率（k₂）时（相差3.5倍），油连续充注时，断裂上升盘的砂层1和砂层2均可成为油的运移通道，但渗透率较大的砂层2的输导油的能力更强一些，充注的油更多，而断裂下降盘的砂层1和砂层2没有油的充注。

（3）当断裂带两侧砂体为层间均质砂体时（砂层1的渗透率k₁等于砂层2的渗透率k₂）

连续充注时，只有断裂带上、下两盘的砂层1可形成油的运移通道，但上升盘的砂层1输导能力更强一些，同时上升盘的砂层2亦有部分的油进入，但在实验条件下，未能形成油的连续的运移通道。因此，当断裂带两侧砂体为层间和层间均质砂体时，连续注油条件下，油的运移通道和运移量存在着差异。

3.顺向阶梯状断裂

（1）当砂层1的渗透率小于砂层2时（相差2.76倍），即k₁<k₂时情形。油首先充注F₁断层带，并运移到断层带的顶部。当注入时间为107m in，注油量为20.14m L时，F₁断层带的油开始进入左边的砂层1。随后油继续充注F₁断层带，并在左边的砂层1中不断运移，当注入时间为2449m in，注油量为48.99m L时，左边砂层1中的油已运移到右边界，并进入到F₂断层带，从上到下开始充注F₂断层带。当注入时间为2782m in，注油量为55.64m L时，F₁断层带的油开始进入左边的砂层2，随着注油量的增加，左边砂层2的油运移到右侧边界并进入到F₂断层带。当注入时间为6238m in，注油量为124.75m L时，F₂断层带的油开始进入中间的砂层2，并沿中间砂层2上部进入F₃断层带，同时油开始进入中部砂层1。当注入时间为13080m in，注油量为322.55m L时，油已完全充满F₂断层带，中部砂层1的油已运移到右侧边界，中部砂层2的油基本充满，F₃断层带的上半部分已完全充满油，同时有油开始进入右边砂层2。至实验结束时，即注油18281m in，注油量519.42m L时，F₃断层带基本完全充满油，右边砂层2也基本充满油，同时油开始进入右边砂层1。因此，由于砂层1位于砂层2的上方，相对于砂层1的油柱高度较大，足以克服砂层1的毛细管阻力，当油进入砂层2时，亦有一部分进入砂层1，但相同条件下，砂层2的含油饱和度大于砂层1。

（2）当砂层1的渗透率大于砂层2（相差2.76倍），即k₁>k₂时情形。油优先充注满位于上方且渗透率较大的砂层1，随着注油量的增大，阶梯断层系统中位于下方的砂层1和砂层2均可成为油的输导层，但在阶梯断层最上方的砂层1优先聚集成藏，只有当注油量较大时，阶梯状断层最上方的砂层2才能聚集成藏。

4.反向阶梯状断裂

（1）当砂层1的渗透率小于砂层2时（相差2.76倍），即k₁<k₂时情形。在本实验中，虽然砂层1的渗透率小于砂层2，但由于砂层1位于砂层2的上方，相对于砂层1的油柱高度较大，足以克服砂层1的毛细管阻力，因此当油进入砂层2时，亦有一部分进入砂层1，并且在一定的条件下，油首先进入砂层1，从而导致砂层1和砂层2均发生油的充注，但相同条件下，砂层2的含油饱和度大于砂层1。

（2）当砂层1的渗透率大于砂层2（相差2.76倍），即k₁>k₂时情形。油首先充注F₁断层带，然后进入位于上方且渗透率较大的砂层1，并沿该砂层上倾方向运移，分别进入F₂和F₃断层带及其上部的砂层l。随着注油量的增大，阶梯断层系统中位于下方，靠近油源的砂层1和砂层2均可成为油的输导层，均含油，当供油量不太充足时，阶梯断层最上方的砂层1可以聚集成藏，只有当注油量较大时，阶梯状断层最上方的砂层2才能聚集成藏。

上述顺向和反向阶梯状断裂模型的模拟实验，可以解释百色盆地北部断阶带沿顺向和反向阶梯状断裂分布的一些砂体为什么含油，而另一些砂体为什么不含油，在什么情况下含油，在什么情况下不含油，以及含油量的多少等问题。

5.地垒构造

模型5主要模拟雷公油田等的成藏问题。其中右侧注油速率和注油量较大，代表田东凹陷的生油量较大，而左侧注油速率较小，代表了头塘凹陷的生油量较小。

（1）当砂层1的渗透率小于砂层2（相差2.76倍），即k₁<k₂时情形。因右侧注油速率大，油先充注右F₁´断层带，随后充注左F₁断层带，当注入时间为270m in，注油总量为13.49m L时，油基本充满右F₁´断层带，同时右F₁´断层带有油开始进入其左侧的砂层1。当注入时间为1350m in，注油总量为67.51m L时，油基本充满右F₁´断层带左侧砂层1，并进入右F₂´断层带，同时右F₁´断层带有油进入其左侧的砂层2，而左F₁层亦有油开始进入其右侧的砂层1，同时有油进入左F₂层。当注入时间为3702min，注油总量为184.87mL时，油完全充满左F₁断层带右侧的砂层1，而右F₂´断层带的油通过其左侧的砂层1、砂层2，与左F₂断层带的油汇合。随后注油压力的进一步增加，油继续充注F₂和F₂´断层带及各砂层1、砂层2。当注入时间为4758m in，注油总量为237.67mL时，油完全充满右F₂´断层带，同时左F₁断层带的油通过其右侧的砂层2进入左F_：断层带。当注入时间为8542min，注油总量为426.88mL时，油基本完全充满各砂层1、砂层2。因此在一定的注油量情况下，地垒构造最高处及其两侧的砂层1和砂层2均可聚油成藏。

（2）当砂层1的渗透率大于砂层2（相差2.76倍），即k₁>k₂时情形。与上述实验结果不同，若注油量不足，则油可能仅在砂层1聚集成藏，只有注油量较充足情况下，砂层2才可成藏。

上述实验结果揭示了雷公油田的油气成藏问题。在雷公油田两侧洼陷供油量不同的情况下，由断层和非均质砂体组成的油气输导网络导致油气运移的复杂性和多样性。因此，在深入、细致的地质研究基础上，结合模拟实验研究成果，我们可以更加深入地认识雷公油田的油气成藏问题，从而提高油气勘探成功率。

6.主、次断裂系统

（1）当k₁<k₂时，由于次生断裂靠近油源主断裂，因此导致油优先进入次生断裂，并在其两侧的砂体中聚集成藏。只有当注油量较大时，油也可通过输导砂层进入另一非油源主断裂及其相邻的砂层，并在其中聚集成藏。因此，在本类实验模型中，如果供油量不太大，油气主要在靠近油源主断裂的次生断裂及其砂体中聚集成藏，远离油源主断裂的砂体则不含油。只有当供油量较大时，远离油源主断裂的砂体才可能含油。

（2）当k₁>k₂时，油的运移情况就与前面的不一致，在同样注油量或注油量更大时，油主要在砂层1和断裂带中运移，并在砂层1中的一些上倾部位聚集成藏。因此，在该类实验模型中，无论是靠近油源主断层的次生断裂周围的砂层1，还是远离油源主断层的砂层1，都有油的充注，都可能含油。

④ 实验结果分析怎么写

实验分析一般是写自己学到的东西，还有可以写造成实验误差的原因等

⑤ 　实验结果分析

（1）随含水饱和度增大，含水率（F_w）曲线变化规律表现为中、低含水期含水率增长速度快、高含水期含水率上升速度显著变慢（如图4-3～图4-5所示），其原因是储层起绝对渗流作用的主要是大孔道，油层一旦见水，含水率将迅速增加，必然要导致中、低含水期含水率上升快，当进入高含水期后，主要流通孔道已完全被水占据，此时，水所波及的主要是渗透性较差的小孔道和致密孔道，含水率只能缓慢上升。在所有35块岩样的水驱曲线中，油、水相对渗透率交叉点对应的含水饱和度较高，一般在60%～70%之间，明显偏右，综合来看表现为亲水型油水相对渗透率曲线特征。三类流动单元均表现出相似的变化规律，只是在具体数值上有差异。

（2）三类流动单元的岩样均表现出无水采收率较高的特点，无水采收率一般在40%左右。其主要原因在于本断块储层主要为一套粒级细、具有多种层理的层状砂岩组成，在油层均质程度较高、地层原油粘度很小的情况下，很容易趋近活塞式驱油，从而达到较高的无水期驱油效率。

（3）不同流动单元，水淹特征和电阻率响应特征各不相同，具体表现为：

①Ⅰ类流动单元以93号岩样为代表（图4-3，图中，左为油驱水过程，右为水驱油过程，下同），φ＝22.5%,k=285.01×10^-3μm²,FZI=4.85μm。其油驱水过程基本符合阿尔奇公式，即在电阻增大率I与含水饱和度S_W的双对数坐标中，二者之间存在线性关系（满足关系式lgI=-blg（S_W）+n,b、n为常数）。水驱油过程电阻率（R_t）曲线为“L”型。可将随含水饱和度变化的电阻率曲线划分为三个阶段（如图中A、B、C）：A区是无水采收期，电阻率由130Ωm急剧降低到40Ωm左右，含水饱和度变化了15个饱和度单位。该电阻率的减小是由于油饱和度降低而造成的；B区电阻率变化幅度很小，油相渗透率（K_ro）逐渐降低，而水相渗透率（K_rw）变化不大；C区电阻率较快下降，油相渗透率随含水饱和度增大而变小至趋近于零，水相渗透率快速升高。该阶段由于驱替水饱和度升高而导致电阻率缓慢下降。

图4-7bFZI与S_or关系图

③Ⅰ类流动单元电阻率随含水饱和度增大一直在减小，但无水采收期之后电阻率变化幅度较小（图4-3），而Ⅱ、Ⅲ类流动单元相应于某一地层电阻率，可能对应着三种或两种含水饱和度（图4-4、图4-5），故用电阻率曲线或电阻减小率难以直接计算剩余油饱和度。

⑥ 实验结果及分析

1.常规实验结果

四块全直径岩心的取心资料及常规孔隙度、渗透率、初始含油饱和度及水驱油采出程度等常规实验结果见表4-1。

表4-1 四块全直径岩心的取心资料及常规实验结果

2.核磁孔隙度

图4-1～4-4分别是1～4号岩心在100%饱和水状态下，取回波时间0.6ms和等待时间8000ms时测得的核磁共振T₂谱，利用图4-1～4-4计算核磁孔隙度。核磁孔隙度测量的物理基础是：样品的核磁信号大小与样品内流体（如油、气、水等）中所含的氢核（¹H）数目成正比即与流体量成正比，对100%饱和水的岩心而言，核磁信号大小就与孔隙体积即孔隙度成正比。岩心核磁孔隙度的测量方法是：首先对定标样进行核磁共振T₂测量，所有测量参数与岩心均相同，建立单位体积定标样核磁信号大小与孔隙度的相关关系，即核磁孔隙度测量的刻度关系式；然后对100%饱和水状态下的岩心进行核磁共振T₂测量，计算单位体积岩心核磁信号大小，对照用定标样建立的核磁孔隙度测量刻度关系式，即可计算得到岩心的核磁孔隙度。所分析4块全直径岩心核磁孔隙度的实验测量结果见表4-2，核磁孔隙度与常规孔隙度的相关关系如图4-5所示，从图中可直观看出，核磁孔隙度与常规孔隙度接近。

图4-1 1号（沈223）岩心核磁共振T₂谱的频率分布和累积分布

图4-2 2号（沈625-12-12（2-10/15））岩心核磁共振T₂谱的频率分布和累积分布

图4-3 3号（沈625-12-12（3-6/15））岩心核磁共振T₂谱的频率分布和累积分布

图4-4 4号（更沈169岩心）核磁共振T₂谱的频率分布和累积分布

图4-5 四块全直径岩心的核磁孔隙度与常规孔隙度相关关系

3.核磁共振可动流体

利用图4-1～4-4计算核磁共振可动流体饱和度。可动流体饱和度计算首先需要确定可动流体T₂截止值。大量低渗透岩心室内核磁共振分析实验结果表明，对于低渗透岩心而言，可动流体T₂截止值通常取16.68ms，且可动流体T₂截止值通常位于T₂谱上两峰（表征可动流体的谱峰和表征束缚流体的谱峰）之间的交汇点（凹点）附近。本项实验所分析四块全直径岩心的可动流体峰与束缚流体峰之间的交汇点均在16.68ms附近（1号岩心偏右一个点，2号岩心偏左一个点，4号岩心偏右两个点，3号岩心正好在16.68ms点处），因此对于本项实验所分析的四块全直径岩心而言，可动流体T₂截止值可取16.68ms。可动流体饱和度的计算方法是：首先对T₂谱上大于可动流体T₂截止值各点的幅度求和，然后再对T₂谱上所有点的幅度求和，最后用大于可动流体T₂截止值各点的幅度和除以所有点的幅度和即可计算得到可动流体饱和度。所分析四块全直径岩心可动流体饱和度的实验测量结果见表4-2，可动流体饱和度与常规孔隙度的相关关系如图4-6所示，与空气渗透率的相关关系如图4-7所示，从图中可直观看出，可动流体饱和度与孔隙度、渗透率之间的相关关系均很差，与渗透率之间的相关关系略好于孔隙度。

已知核磁孔隙度和可动流体饱和度后，容易求得可动流体孔隙度和束缚流体饱和度，可动流体孔隙度等于核磁孔隙度乘以可动流体饱和度，束缚流体饱和度等于100减去可动流体饱和度。所分析四块全直径岩心可动流体孔隙度和束缚流体饱和度的实验测量结果见表4-2。

表4-2 四块全直径岩心的核磁共振实验测量结果

图4-6 四块全直径岩心的可动流体饱和度与常规孔隙度相关关系

图4-7 四块全直径岩心的可动流体饱和度与空气渗透率相关关系

4.核磁渗透率

利用图4-1～4-4分析计算核磁渗透率，计算过程中，选用了如下两个常用的经验公式：

裂缝性储层流体类型识别技术

式中：BVM——实测可动流体百分数；

BVI——实测束缚水饱和度；

φ_nmr——核磁孔隙度（式4-1取百分数，式4-2取小数）；

T_2g——T₂几何平均值（ms）；

K_nmr1、K_nmr2——核磁渗透率（×10^-3μm²）；

C₁、C₂——待定系数。

T₂几何平均值（T_2g）的计算方法是：

裂缝性储层流体类型识别技术

式中：i=1～100，代表T₂谱上的100个点，T_i和n_i分别代表各点处的T₂弛豫时间及其相应的幅度。

待定系数C₁和C₂的计算方法是：用核磁孔隙度和常规渗透率代入式4-1可计算得到每块岩心的C₁值，同理用核磁孔隙度和常规渗透率代入公式4-2可计算得到每块岩心的C₂值，所分析四块全直径岩心的C₁和C₂值的计算结果见表4-2。

岩心核磁渗透率的计算方法是：所分析四块全直径岩心的C₁平均值为1.430，将该值和各岩心的核磁孔隙度、BVM、BVI值代入式4-1，可求得每块岩心用式4-1计算得到的核磁渗透率K_nmr1值，结果见表4-2；同理，将所分析四块全直径岩心的C₂平均值（140659.5）和核磁孔隙度、T_2g值代入式4-2，可求得每块岩心用式4-2计算得到的核磁渗透率K_nmr2值，结果见表4-2。

如图4-8所示是四块全直径岩心核磁渗透率K_nmr1与常规的空气渗透率之间相关关系的直观显示，图4-9是核磁渗透率K_nmr2与空气渗透率之间相关关系的直观显示。分析图4-8和图4-9可直观看出，图中各点偏离对角线较远，表明核磁渗透率与常规渗透率相差较大。造成这一现象的原因主要有如下三点：①四块全直径岩心的孔隙度均极低；②四块全直径岩心之间岩石矿物组成差异很大；③四块全直径岩心之间裂缝发育程度差异很大。

5.不同回波时间条件下的T₂谱比较

保持其它测量参数不变，仅改变回波时间，对100%饱和水状态下的四块全直径岩心均分别进行了四个不同回波时间（0.6ms、1.2ms、2.4ms和4.8ms）条件下的核磁共振T₂测量，还对四块全直径岩心在饱和油束缚水状态下进行了同样的测量。图4-10a是1号岩心在100%饱和水状态下四个不同回波时间条件下测得的核磁共振T₂谱直观比较，图4-10b是1号岩心在饱和油束缚水状态下四个不同回波时间条件下测得的核磁共振T₂谱直观比较，同理，图4-11～4-13分别是2～4号岩心在100%饱和水状态和饱和油束缚水状态下四个不同回波时间条件下测得的核磁共振T₂谱直观比较。四块岩心两种不同状态四个不同回波时间条件下核磁共振T₂谱特征的分类统计结果见表4-3。

图4-8 四块全直径岩心的核磁渗透率（K_nmr1）与空气渗透率相关关系

图4-9 四块全直径岩心的核磁渗透率（K_nmr2）与空气渗透率相关关系

图4-10a 1号岩心饱和水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

图4-10b 1号岩心饱和油束缚水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

图4-11a 2号岩心饱和水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

图4-11b 2号岩心饱和油束缚水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

图4-12a 3号岩心饱和水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

图4-12b 3号岩心饱和油束缚水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

图4-13a 4号岩心饱和水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

图4-13b 4号岩心饱和油束缚水状态四个不同回波时间下的T₂谱直观比较

分析图4-10～4-13和表4-3可看出：①随着回波时间的延长，由于扩散弛豫作用得到加强，使得T₂谱的右边谱峰明显左移（表现为移谱效应），同时T₂谱的左边谱峰明显右移（部分短弛豫组分被丢失掉），T₂谱的分布范围变窄，幅度减小，T₂几何平均值（T_2g）增大；②所分析四块全直径岩心的T₂谱均具有上述变化规律；③岩心在100%饱和水和饱和油束缚水两种不同状态下，上述规律相似。

表4-3 四块全直径岩心四个不同回波时间（T_E）下的T₂谱比较分类统计表

6.不同恢复时间条件下的T₂谱比较

保持其它测量参数不变，仅改变等待时间，对100%饱和水状态下的四块全直径岩心均分别进行了四个不同等待时间（8000ms、4000ms、2000ms和500ms）条件下的核磁共振T₂测量，还对四块全直径岩心在饱和油束缚水状态下进行了同样的测量。图4-14a是1号岩心在100%饱和水状态下四个不同等待时间条件下测得的核磁共振T₂谱直观比较，图4-14b是1号岩心在饱和油束缚水状态下四个不同等待时间条件下测得的核磁共振T₂谱直观比较，同理，图4-15～4-17分别是2号～4号岩心在100%饱和水状态和饱和油束缚水状态下四个不同等待时间条件下测得的核磁共振T₂谱直观比较。四块岩心两种不同状态四个不同等待时间条件下核磁共振T₂谱特征的分类统计结果见表4-4。

表4-4 四块全直径岩心四个不同等待时间（T_W）下的T₂谱比较分类统计表

分析图4-14～4-17和表4-4可看出：①改变恢复时间对T₂谱的右边谱峰（长弛豫组分）有明显影响，但对T₂谱的左边谱峰（短弛豫组分）影响很小；②对于裂缝较发育的1号和4号岩心而言，等待时间应取4000ms以上，等待时间取4000ms时的T₂谱与8000ms时的T₂谱相比基本不变，但等待时间取2000ms和500ms时，T₂谱右边谱峰的幅度明显降低，等待时间越短，降低越多；③对于裂缝不发育的2号和3号岩心而言，等待时间取2000ms以上即可，等待时间取2000ms时的T₂谱与4000ms和8000ms时的T₂谱相比基本不变，但等待时间取500ms时，T₂谱右边谱峰的幅度明显降低；④岩心在100%饱和水和饱和油束缚水两种不同状态下，上述规律相似。

7.不同饱和状态下的T₂谱比较

图4-18是1号岩心在100%饱和水、饱和油束缚水和水驱剩余油三个不同驱替状态下核磁共振T₂谱的直观比较，同理，图4-19～4-21分别是2～4号岩心三个不同驱替状态下核磁共振T₂谱的直观比较，三个不同驱替状态下核磁共振测量的测量参数均相同，回波时间取0.6ms，等待时间取8000ms。从图4-18～4-21中可直观看出，对同一块岩心而言，三个不同驱替状态下的核磁共振T₂谱基本相同，表明岩心内饱和的原油（1号油样，凝析油）与大孔隙内的水具有基本相同的核磁共振响应特征。

图4-14a 1号岩心饱和水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-14b 1号岩心饱和油束缚水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-15a 2号岩心饱和水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-15b 2号岩心饱和油束缚水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-16a 3号岩心饱和水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-16b 3号岩心饱和油束缚水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-17a 4号岩心饱和水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-17b 4号岩心饱和油束缚水状态四个不同等待时间下的T₂谱直观比较

图4-18 1号岩心三个不同驱替状态下的T₂谱直观比较

图4-19 2号岩心三个不同驱替状态下的T₂谱直观比较

图4-20 3号岩心三个不同驱替状态下的T₂谱直观比较

图4-21 4号岩心三个不同驱替状态下的T₂谱直观比较

8.高分辨CT成像

CT图像反映岩石内部的岩石密度分布，岩石内部某点处的岩石密度越大则图像越亮，反之图像越暗，因此岩石内部的裂缝在CT图像上显示为暗条带（有效的低密度裂缝，裂缝内充填物疏松）或亮条带（无效的高密度裂缝，裂缝内充填物致密）。图4-22是1号（沈223）岩心三个横截面上的高分辨CT图像，从图中可直观看出，该岩心内裂缝发育，裂缝个数多，呈交错网状分布，但裂缝宽度窄，且裂缝内填充物多，填充物的次生溶蚀作用弱。图4-23是2号（沈625-12-12（2-10/15））岩心三个横截面上的高分辨CT图像，图4-24是3号（沈625-12-12（3-6/15））岩心三个横截面上的高分辨CT图像，该两块岩心内裂缝均不发育，裂缝个数少，且裂缝宽度窄，裂缝内填充物多，填充物的次生溶蚀作用弱。图4-25是4号（更沈169）岩心四个横截面上的高分辨CT图像，该岩心内裂缝发育，与1号岩心不同，岩心内裂缝宽度宽，但裂缝个数少，部分裂缝为低密度缝（裂缝内填充物少，填充物的次生溶蚀作用强），另有部分裂缝为高密度缝（裂缝内填充物致密，填充物的次生溶蚀作用弱）。

比较岩心的高分辨CT图像和核磁共振T₂谱可以发现，裂缝（低密度缝）在T₂谱上具有明显的响应特征。裂缝内流体的T₂弛豫时间比基岩孔隙内流体的T₂弛豫时间要大很多，因此裂缝发育岩心（1号和4号）T₂谱的右边谱峰幅度大，分布范围宽，4号岩心的T₂谱具有三峰态，右边峰对应于裂缝孔隙，这类岩心可动流体饱和度高，而裂缝不发育岩心（2号和3号）T₂谱的右边谱峰幅度小，分布范围窄，这类岩心可动流体饱和度低。

9.原油的T₁、T₂弛豫时间

对1号油样（凝析油）进行了6个不同温度（对应于6个不同粘度）条件下的T₁、T₂弛豫时间测量，对2号油样（高凝油）进行了8个不同温度（对应于8个不同粘度）条件下的T₁、T₂弛豫时间测量，实验测量结果见表4-5，1号油样6个不同温度条件下的T₁、T₂弛豫时间测量结果直观显示如图4-26所示，2号油样8个不同温度条件下的T₁、T₂弛豫时间测量结果直观显示如图4-27所示。实验结果表明，1号油样（凝析油）具有与水溶液相似的核磁共振特征。

图4-22 1号（沈223）岩心三个横截面上的高分辨CT图像

图4-23 2号（沈625-12-12（2-10/15））岩心三个横截面上的高分辨CT图像

图4-24 3号（沈625-12-12（3-6/15））岩心三个横截面上的高分辨CT图像

图4-25 4号（更沈169）岩心四个横截面上的高分辨CT图像

表4-5 不同温度条件下两个原油样品的T₁、T₂弛豫时间测量结果

图4-26 1号油样（凝析油）6个不同温度条件下的T₁、T₂弛豫时间测量结果直观显示

图4-27 2号油样（高凝油）8个不同温度条件下的T₁、T₂弛豫时间测量结果直观显示