Research on the evaluation criteria of shale oil and gas is conducted to accurately assess the resource potential of shale oil and gas. Statistic analysis of the geochemical index of hydrocarbon source rocks in five areas such as Songliao, Hailaer, Jiyang, based on the characteristic of triple-division between the oil content and TOC of source rock, suggests that shale oil and gas can be categorized into three levels of resource enrichment: scattered (ineffective) resources, low efficient resources and enriched resources. The mature stage, at which organic matter generates oil and gas in large amounts, corresponds to the shale oil and gas enrichment window. Furthermore, recoverable index is defined and its computation formula is proposed to provide a quantitative index for recoverability evaluation, considering the brittle mineral content, thickness and depth of shale, etc. In practice, TOC variable values in well profile obtained by TOC-logging correspondence can be used to draw TOC isopach maps and calculate the amount of resources at different levels. Then combined with the evaluation criteria, TOC and Ro isopach maps are superimposed to identify the favorable shale oil and gasareas.

Oil saturation is important for shale reservior to identify favorable sections and determine the geological sweet spots. Current oil saturation evaluation methods, including experiments and empirical formulas, are not suitable for shale reservoir because of the complex mineral, fluid components and pore structure characteristics. A novel method was proposed to accurately calculate the shale oil saturation through the morphological dynamic variation characteristics of the 1D NMR T2 spectra and the signal intensity of the different hydrocarbon-bearing components of the 2D NMR T1-T2 map of shale samples with different oil and water saturation The results (1) indicated that the NMR T2 spectrum revealed that the pore structure of shale samples is complex and highly heterogeneous, and the primary factor that determines the volume of displaced oil in the displacement experiment with slight differences in wettability is the shale's pore size distribution. (2) shown that the NMR T1-T2 map serves as a useful tool in distinguishing different hydrocarbon-bearing components of shale samples, including kerogen, adsorbed oil, free oil, structural, adsorbed water, and free water. Typically, kerogen is found in the top left region of the T1-T2 map with 10 < T1 < 100 ms & 0.02 < T2 < 0.2 ms. Based on this, T2 threshold for free oil and adsorbed oil are 2 and 0.2 ms, and the corresponding threshold of pore radius are 40 and 4 nm according to the NMR theory. (3) found that the morphological characteristics of 1D NMR T2 spectra vary with the variation of shale oil saturation. Specifically, T2 geometric mean (T2gm) and interval porosity corresponding to the first peak (Ap1) are positively and negatively correlated with oil saturation respectively. Then, oil saturation calculation method is established using the above two parameters and the Root Mean Square Error (RMSE) between the measured and calculated results is 5.85 %, which reflecting the accuracy and validity. In general, this method allows the shale oil saturation to be accurately calculated and provides basis for the determination of favorable sections and evaluation of resource of shale oil reservoir. Moreover, it also offers a new idea for the oil saturation prediction by NMR logging.

The Gulong shale oil play located in northern Songliao Basin is a promising exploration target in China. Member 1 of Qingshankou Formation (Well H) with high thermal maturity was preferred to obtain pressure-retained cores, long-time exposed cores, and produced petroleum (crude oil and gas). The selected samples were subjected to sequential extraction, GC, GC-MS, thermal desorption–gas chromatography (TD-GC) and Fourier transform ion cyclotron resonance mass spectrometry (FT-ICR MS) analysis. The compositional differences of in-situ fluids, residual bitumen trapped in open, confined, and closed pores, as well as wellstream, were systematically investigated. (1) In-situ fluid compositions, with a 30.8% proportion of nC1−5 in n-alkanes, were studied by TD-GC analysis on pressure-retained cores. Interestingly, limited amounts of C8- compounds were detected in long-time exposed bulk cores but were almost absent in exposed powder. Primally poor pore connectivity and partially adsorption or absorption of organic matter contribute to the retention of gaseous hydrocarbons. (2) Sequential extraction is a best method for obtaining compositions of fluid in pores with variable sizes. Aliphatic compounds of residual bitumen trapped in open pores are similar to those in confined pores, while polar compounds are more enriched in confined and closed pores. Originally connected pores in early oil window, has turned into confined or closed pores by compaction and cementation with increasing depth. (3) Wellstream compositions are significantly different from in-situ fluid compositions, especially in shale oil extraction. The proportion of gaseous hydrocarbons in the wellstream (76.2%) is considerably higher than that of in-situ fluids (34.1%). Comparison of aromatic hydrocarbons indicated that the wellstream is sourced from free fluids and partially adsorbed hydrocarbons in open pores. (4) Nitrogen and oxide compounds with a higher degree of condensation (higher DBE value) have poor movability, leading to extremely low content or even absence in crude oil. The compositional differences from in-situ fluids to the wellbore through the stimulated fractures are caused by selective adsorption of pore walls, confinement effect of nanopores and fluid phase changing. This study provides a window to the compositional differences of fluids released from different occurrence spaces and confirms compounds heterogeneity.

Motivation: Diffusion-weighted MR Spectroscopy(DW-MRS) gives access to diffusion properties of endogenous intracellular metabolites to characterize brain cell microstructure&amp;microenvironment, which could potentially reflect changes in neuropathology during early Alzheimer's disease(AD). Goal(s): To measure the time-dependent diffusion and kurtosis of the intracellular metabolites and water in the 3xTg-AD mouse. Approach: In-vivo DW-MRS was applied to measure the hippocampus location at different diffusion-times(Td) in four 3xTg mice and four wild-type-C57BL/6 mice(200-day-old/females). Results: The intracellular metabolites change distinctly compared to water in Td-dependency and restricted diffusion between AD and control group. The Kurtosis of metabolites increased significantly in early-AD while water diffusion showed no difference between 2 groups. Impact: This work provides a unique insight into the diffusion time-dependency and kurtosis measurements of intracellular metabolites and water to probe the microstructural changes during the early presymptomatic stages of AD, which helps revealing some underlying processes during AD pathogenesis.

Fluid components in cores are crucial parameters in evaluating the quality of a shale reservoir in both laboratory analyses and log interpretation. In the Gulong area, shale reservoirs are characterized by a high clay content, with clay spaces hosting both oil and water phases, complicating the occurrence mechanism of fluid components, as a result, traditional research methods are no longer applicable. As an advanced technique, nuclear magnetic resonance (NMR) has been applied in oilfields to determine the specific petrophysical properties of rocks. To more accurately identify the types of fluid components, this study carried out a new, well-designed 2D NMR experiment, rock pyrolysis experiment, and quantitative oil and water detection experiment (QOWDE) to study the Gulong shale. This study measured the 2D NMR map of the original state, saturation state, centrifugal state, and pyrolysis at different temperatures, and conducted mutual verification between the QOWDE and 2D NMR pyrolysis experiments to obtain the distribution of different components of Gulong shale on the 2D NMR map. Based on the experimental results, this study developed a component identification template suitable for the Gulong area and calculated the 2D NMR porosity and saturation from it. This lays a foundation for the analysis and application of fluid components in the Gulong region and provides a new experimental basis and methodological support for porosity and saturation calculations.