致密-页岩油已成为石油勘探开发的热点,要提高致密-页岩油藏的动用效果,需要深入了解储层性质,建立关键物性参数测试方法,并探寻不同开发方式的开发效果及对储层物性的影响。核磁共振在线分析技术相较于传统实验方式优势明显,在岩心物理模拟实验领域潜力巨大。为了探究致密-页岩油藏在不同开采方式开采下的开发效果,以及原位黏度、润湿性等关键物性的动态变化及其对开发的影响,本文在总结前人研究经验与成果的基础上,主要开展了以下研究内容:基于核磁共振在线分析技术,建立了致密储层原位黏度的物理和数学模型;建立了在线核磁岩心原位黏度的测试及表征方法;提出储层动态润湿性的表征方法,并建立了在线核磁岩心动态润湿性测试方法;综合运用核磁共振在线分析技术,针对致密-页岩油岩心开展了注水吞吐、不同注入介质驱替、动/静态渗吸、盐的溶解等一系列实验研究,对比了不同开采方式下原油的动用效果、不同孔隙中流体赋存变化;研究了原位黏度、润湿性等关键物性参数在开采过程中的变化及与开发效果的关系。研究取得了如下成果及认识:1.针对致密油藏渗流流体,建立了原位黏度物理模型及数学模型。推导了原位黏度的表达式,同时对原位黏度模型进行了验证,分析了不同因素对原位黏度的影响。原位黏度随体相黏度基本呈线性变化;当平均孔隙半径R2谱及分层T₂谱,研究了原位黏度变化及其对开发效果及非线性渗流的影响。结果表明:岩心饱和油后边界流体黏度平均为612m Pa?s,开发过程中致密岩心内部原位黏度及渗流阻力的下降分为两个明显的阶段,呈前快后慢的趋势。建立了中国3个致密油区开发过程中原位黏度变化图版,并提出了致密油原位黏度分级评价表。2.基于在线核磁技术,建立了在线核磁物理模拟实验过程中岩心润湿性动态变化的表征方法和测试方法,提出了动态润湿指数I_DW及其评价表。获取了三个典型致密油区的岩心在线核磁注水驱替实验中润湿指数的动态变化。结果表明:驱替过后,岩心的润湿性都更加亲水。建立了在线核磁储层物性动态变化复合评价指数DCI,为油藏润湿性与物性变化的测量及评价提供了手段。3.基于在线核磁技术,对致密油岩心进行了注水吞吐、不同注入介质驱替以及动/静态渗吸实验,研究了不同开采方式下的采油机理,以及对于物性参数的影响。结果表明:(1)注水吞吐实验中,仅依靠注水吞吐采出程度低于常规注水,采用两个轮次的注水吞吐更适合于致密油藏的注水开发。吞吐过程能够动用更多的边界层原油。(2)不同注入介质驱替实验中,微米孔和亚微米孔气驱采出程度比水驱高60~70%。驱油效果由好到差依次为:CO₂、N₂、活性水和常规水。经过驱替后岩心润湿性由中性润湿都向水湿方向转变,特别是CO₂驱由于其酸性使得储层润湿性向水湿转变更强烈。(3)在动/静态渗吸实验中,孔渗特性和润湿性是决定渗吸采油效果的决定性因素。注入水中加入纳米驱油剂、增加人工裂缝等都有利于提升渗吸采油效果。基于核磁共振成像(MRI)分析了岩心内部流体分布的变化以及基质与裂缝附近的油水分布特性。基于分层T₂分析了动态渗吸过程中岩心不同截面的开采情况与油水分布的改变。(4)基于不同开采方式的物理模拟实验结果,对比分析了针对致密油藏不同开采方式的采油效果、物性参数变化,为致密油藏有效开发提供决策参考。4.针对盐间页岩油岩心进行在线核磁水驱物理模拟实验,研究了盐的溶解对开采效果以及储层物性的影响。结果表明:盐溶解后导致孔隙变大,二次饱和时赋存了更多的油。盐溶后亚微米孔和微米孔扩展最多,可溶盐结晶主要赋存于0.05μm以上的孔隙中,溶解的盐体积平均占岩心孔隙体积的0.9%。盐的溶解暴露出了新的水湿孔隙表面,从而使得岩心整体的润湿性向水湿方向转变。