微多孔介质迂曲度与孔隙结构关系

采用四参数随机生成（QSGS）、随机堆积和随机裂缝生成等算法,构建了各向异性、非均质性和不同孔隙形状的二维多孔介质;并改进QSGS算法,构建了二维裂缝—孔隙双重介质。结合标准反弹边界条件,运用多弛豫时间格子Boltzmann（MRT-LB）模型研究了微多孔介质迂曲度与孔隙结构的关系。结果表明：现有迂曲度模型均不适用于复杂多孔介质;多孔介质迂曲度与孔隙度、各向异性、非均质性、孔隙形状和裂缝等有关,其中孔隙度、各向异性、孔隙形状和裂缝的影响更显著;圆形孔多孔介质的迂曲度普遍大于裂缝性多孔介质,粒间孔多孔介质的迂曲度居于二者之间;裂缝开度和裂缝走向均显著影响裂缝—孔隙双重介质的迂曲度。最后,基于模拟结果,分别建立了多孔介质迂曲度与孔隙度和各向异性的关系式。该研究有助于进一步认识多孔介质迂曲度。     

多尺度孔隙介质视渗透率模型

为研究页岩气在多尺度孔隙介质中的渗流率表征,以及分析各种流动状态对渗透率的贡献。基于页岩储层孔径分布特征,利用Kundsen数对流动状态进行划分,建立气体分子在多孔介质中的渗透率理论计算模型,分析了孔隙流体压力与渗透率的关系以及不同流动状态对渗透率的贡献。模型研究表明:多孔介质渗透率受气体达西流、滑脱流、Fick扩散流、过渡扩散流及Kundsen扩散流的影响;气体流动状态受流体压力和孔径分布决定,流体压力降低导致气体在多孔介质中的流动状态发生改变;随着储层流体压力降低,过渡扩散流对渗透率贡献增加,页岩储层渗透率增大。储层流体压力低于1 MPa时,Kundsen扩散流对渗透率贡献逐渐增大,渗透率迅速增加。     

不规则微裂缝网络定量表征及其对多孔介质渗流能力的影响

基于对储集层岩石微裂缝和基质孔隙特征的认识,采用数值算法构建裂缝性多孔介质和裂缝-孔隙性多孔介质模型,引入裂缝网络连通系数和走向因子定量表征微裂缝网络连通性和走向,以揭示微裂缝网络对岩石渗透率的影响机理。采用多弛豫时间格子-玻尔兹曼模型模拟流体渗流,研究裂缝开度、裂缝网络走向和裂缝网络连通性对多孔介质渗流能力的影响。研究表明,裂缝网络走向因子越大,裂缝性多孔介质迂曲度越小,渗透率越大;裂缝网络连通系数越大,裂缝-孔隙性多孔介质渗透率越大,越易出现优势通道效应,且裂缝网络连通性对裂缝-孔隙性多孔介质渗流能力的影响大于裂缝开度和裂缝网络走向;裂缝性多孔介质的迂曲度与裂缝网络走向因子呈多项式关系式,裂缝-孔隙性多孔介质的渗透率与裂缝网络连通系数满足指数关系式。图19表3参33     

考虑气体滑脱及Knudsen扩散的低渗致密砂岩微观流动模拟

低渗致密砂岩纳米-微米尺度孔喉发育,微观非均质性强,渗流机理复杂,现有物理实验方法难以准确评价。采用基于数字岩心理论的微观流动模拟方法来分析低渗致密砂岩中天然气的渗流规律。以川西地区沙溪庙组砂岩样品为基础,利用CT扫描建立目标岩样三维数字岩心,通过孔喉识别、形态简化及喉道调整,构建了包含不同孔喉分布的低渗致密砂岩三维孔隙模型;考虑天然气在纳米-微米孔喉中输运机制的复杂性,建立了耦合Darcy渗流、气体滑脱和Knudsen扩散的流动控制方程,并结合孔隙模型对其进行离散求解。开展流动模拟,评价不同孔隙压力下各输运机制对天然气产出运移的影响。结果表明：低渗致密砂岩中喉道越小、孔隙压力越低,气体流动非线性越强;在孔隙压力高于10 MPa范围,天然气在平均喉道半径大于0.1 μm的砂岩孔隙空间中的流动基本满足Darcy渗流;而对于平均喉道半径小于0.1 μm的致密砂岩,孔隙压力低于10 MPa后气体滑脱和Knudsen扩散是气体运移中重要机制,对天然气生产的影响不可忽略。     

致密砂岩分形渗透率模型构建及关键分形参数计算方法

针对现有渗透率分形模型关键参数计算方法与渗透率相关性较差、迂曲度分形维数不能反映三维特征,造成致密砂岩渗透率预测困难的问题,基于致密砂岩孔隙结构分形特征及迂曲毛管束模型,构建了一种致密砂岩渗透率预测模型,提出了分形维数、迂曲度分形维数、特征长度的有效计算方法,并探讨了不同迂曲度计算方法对致密砂岩渗透率预测的影响。研究表明:构建的渗透率模型可以有效预测致密砂岩渗透率,更接近于实测值,计算得到分形维数与岩心渗透率相关性更强;不同迂曲度计算方法得到的致密砂岩迂曲度值差异较大,选取合适的迂曲度计算方法可以提高致密砂岩渗透率预测精度。研究成果可以准确、快速地预测渗透率,对致密砂岩油藏储层评价与有效开发具有重要意义。     

致密砂岩微观孔隙非均质性定量表征及储层意义——以鄂尔多斯盆地X地区山西组为例

以鄂尔多斯盆地东部X地区山西组致密砂岩储层为例,采用Matlab编程,提出铸体薄片图像面孔率提取的新方法,基于面孔率提出非均质系数U定量表征微观孔隙非均质性,并讨论非均质系数U和储层物性关系及微观孔隙非均质性的储层意义。结果表明,X地区致密砂岩储层微观非均质性强烈,微观孔隙分布十分不均匀;非均质系数U与孔隙度和渗透率均为负相关关系,非均质系数U越大,储层非均质性越强,储层物性越差,反之储层物性越好;致密砂岩储层微观非均质性控制着孔隙（储集空间和渗流空间）的微观发育特征,致密砂岩储层非均质系数定量评价有利于指导后期开发、开采中优质层位的圈定。      

基于格子Boltzmann方法的页岩纳米多孔介质流体流动模拟

纳米多孔介质中受限流体流动机制对提高页岩油采收率、水净化等科学和工程应用至关重要。以理论方程和分子动力学模拟(MDS)结果为基础，基于格子Boltzmann方法(LBM),建立了局部表观黏度-LBM(LAV-LBM)孔隙尺度模拟模型来研究纳米多孔介质中流体流动机制，该模型通过局部表观黏度和密度分布将纳米尺度效应(滑移边界、非均质黏度/密度)代入LBM,使LBM模拟过程中无法准确表达的复杂滑移边界条件可以退化成简单易实现的无滑移边界。通过理论方程对比验证、分子模拟-LAV-LBM密度分布验证、理论方程-LAV-LBM速度分布验证结果表明，基于LAV-LBM模型可以有效模拟纳米多孔介质中流体流动规律。基于该模型，研究了纳米尺度效应、多孔介质尺寸、表面润湿性对表观渗透率和增强系数的影响规律。研究结果表明：当接触角约小于70°时，由于高/低近壁面相黏度、低/高滑移速度导致表观渗透率和增强系数减小；表观渗透率和增强系数随着接触角增大而增大，原因是边界滑移速度逐渐增大，近壁面水相黏度逐渐减小；非均质密度导致相同时间内，近壁面相流体体积流量与体相区域不同，非均质密度越强，对流动能力影响越大；孔径越大...     

基于数字岩心的致密砂岩储层孔隙结构与渗流机理

针对致密砂岩储层微观孔隙结构复杂导致孔隙空间展布和渗流机理认识不清的问题,以莺歌海盆地乐东10区高温高压特低渗透致密砂岩储层为例,利用三维高精度Micro-CT扫描、纳米级电镜扫描等图像分析技术对致密砂岩储层的孔隙空间展布规律进行定量表征,建立基于数字岩心的双尺度三维孔隙结构模型,并基于双尺度孔隙耦合渗流模拟方法确定致密砂岩储层渗流机理。研究结果表明：①乐东10区致密砂岩储层主要发育3种尺度范围的孔隙,孔隙半径分别为0.070~3,3~40,40~300 μm;②在以长石溶孔、岩屑粒间孔为主的微孔隙尺度下,孔隙与喉道半径差异较小,渗流空间以微孔隙和喉道构成,表现为小孔小喉渗流模式,在气水两相渗流过程中水相渗透率下降快;③在由较大粒间溶孔、铸模孔与次级尺度孔隙共同组成的双尺度孔隙结构模型中,呈大孔小喉渗流模式,水相渗透率下降较缓。     

基于孔隙网络模拟的致密砂岩气充注与微观气水赋存特征

中国致密砂岩气资源丰富,勘探潜力大,但已有的开发实践证实开发面临巨大挑战。为了从微观角度深入认识致密砂岩气成藏机理,气水分布,提高致密砂岩气采收率,基于孔隙网络模型,开展了致密砂岩气充注数值模拟研究,探讨了微观尺度下致密砂岩气充注机制,并分析了充注过程中气水的赋存特征,建立了不同温度压力条件下毛细管力学模型,指出了不同地质条件下含气性差异与变化的特征。研究结果表明：(1)毛细管压力是孔隙内流体与孔隙壁面之间的分子间相互作用力的宏观表达,相较常温常压,在高温高压地层中毛细管压力更小,成藏下限可能更低;(2)由于孔隙结构的非均质性特征,并非所有大孔隙都被天然气充注,与小孔隙或者窄喉道相连的大孔隙可能无法被充注而呈现局部高含水特征,开发过程中,这部分水作为自由水被产出;(3)孔隙网络模拟揭示了岩心尺度上的致密砂岩微观含气性增长机制与气水分布形成过程,有利于深入认识致密油气成藏机理,以及气水分布。结论认为,基于孔隙网络充注模拟技术,在实验室条件下揭示了微观气水分布形成过程和致密砂岩气充注机理,对指导致密砂岩气开发具有重要指导和借鉴意义。     

油藏综合相渗曲线拟合方法

多孔介质中存在多相流体时,其相对渗透率会受到润湿性、岩石结构、流体饱和顺序等因素影响。岩心室内试验得到的单个样品相对渗透率变化规律仅表征了某种孔隙结构下的渗流规律,而储层孔隙结构的非均质性对渗流的影响很难用一块岩样试验结果表达清楚。表征油藏中多个含油小层、以及同一小层不同沉积相带孔隙结构储层油水渗流规律需要综合各样品的试验结果,不同样品在综合过程中所占比重也需要合理分配。利用室内相渗试验、岩心化验分析结果,提出油藏综合相渗曲线渗透率拟合目标值等于油藏的平均渗透率,样品在综合曲线中的权重系数根据孔隙结构分布规律或渗透率分布规律确定,并给出了拟合油藏综合相渗曲线具体方法及步骤。     

低渗砂岩储层数字岩心构建及渗流模拟

基于CT扫描的数字岩心技术是研究低渗砂岩储层内部微观孔喉特征及孔隙尺度渗流机理的有效途径。为直观、深入研究低渗砂岩储层微—纳米尺度流体输运特征,先通过Micro-CT扫描技术获取低渗介质多尺度三维灰度图像,统计轴向截面孔隙率分布整体考察岩心非均质程度;再结合三维重构及逆向工程技术,精准构建低渗介质复杂孔隙三维数字模型后并转换成CAD实体模型;再利用COMSOL建立多组表征单元体有限元模型,数值计算不同边界条件下微—纳米孔隙内流体输运特征;然后通过三维流线及孔隙压力分布场,动态可视化再现低渗介质渗流过程;最后对比常规渗流实验与数值模拟结果,分析两者差异的产生原因,并提出应用数字平台研究低渗岩石物性及渗流机理的深入关注点。文中研究成果为低渗油藏多尺度数字岩心建模及深层次微观渗流机理研究提供了思路。     

考虑启动压力梯度的致密砂岩储层渗透率分形模型

渗透率是描述储层渗流能力的物性参数。利用孔隙结构参数估算储层渗透率的经验公式是建立在理想化模型基础上的。在致密砂岩储层中,由于孔隙度、渗透率较低,喉道细小,边界层作用比较显著,流体渗流阻力大,存在明显的非达西渗流特征。与岩心分析方法相比,利用这种常规计算方法得到的渗透率与岩心渗透率偏差较大,无法准确进行产能计算。基于分形理论,考虑了毛细管迂曲度的分形维数和流体的非线性流动特征,利用毛管渗流模型建立了启动压力梯度存在时的渗透率分形模型。结果表明渗透率为储层孔隙度φ,储层孔喉分形维数Df、毛细管迂曲度分形维数DT以及最大孔喉半径rmax的函数,充分体现了储层微观孔隙结构和分形维数对渗透率的影响。通过与前人研究结果对比分析,新模型计算值相对误差较小,与实际岩心分析数据拟合趋势基本一致,表明新模型可以较好地预测致密油藏的渗透率。     

基于格子玻尔兹曼方法的数字岩心孔隙流动模拟

基于格子玻尔兹曼方法的多孔介质流动模拟应用广泛,然而岩石孔隙流动的研究多数针对基于岩石切片数值重构的数字岩心,较少有真实岩心孔隙流动模拟。本文基于渤海S油田真实数字岩心开展孔隙流动模拟。利用灰度处理、图像二值化、边界跟踪等图像处理技术实现岩石孔隙网络建模,基于格子玻尔兹曼方法完成三维孔隙流动建模,实现数字岩心三维流动可视模拟,并依托模型计算开展储层孔隙度-渗透率统计分析。研究结果表明,模型计算孔隙度-渗透率关系与油田实际误差低于4.0%。     

页岩应力敏感实验与机理

为了研究页岩渗透率的应力敏感现象及其机理,从毛细管、平板裂缝和双重孔隙介质的渗透率应力敏感机理出发,得到了多孔介质渗透率应力敏感系数的通用表达式,并结合下志留统龙马溪组、下寒武统牛蹄塘组页岩岩心的覆压孔渗联测实验,分析了页岩应力敏感的机理。实验结果表明:渗透率应力敏感系数为孔渗幂指数与孔隙压缩系数的乘积,孔渗幂指数表示孔隙的几何特征,孔隙压缩系数反映岩石力学参数和孔隙形状的影响。页岩岩心微裂缝较发育,微裂缝尺度与孔隙尺度相当的岩心孔渗幂指数小于3,微裂缝尺度远大于孔隙尺度岩心的孔渗幂指数大于3;与砂岩相比,实验所用页岩具有较低的孔渗幂指数,但孔隙压缩系数较高,因此页岩的应力敏感较强。     

微观孔喉结构非均质性对剩余油分布形态的影响

选取塔里木盆地东河砂岩储集层4块不同孔隙结构类型的岩心开展水驱油扫描成像实验,通过图像处理对油、水、颗粒三相进行精准分离,并建立孔隙网络模型,计算孔喉数目、喉道半径分布等参数,实现定量表征微观孔喉结构非均质性、驱替过程中油相的运移规律、驱替结束后剩余油的分布与形态规律等。研究结果表明:宏观孔隙度-渗透率相同的岩心,其微观孔喉结构非均质性仍存在较大差异;宏观孔隙度-渗透率、微观孔喉结构非均质性均不同程度影响油相的运移与剩余油的分布形态,非均质性越强,水相主要沿优势通道渗流,剩余油成片状滞留在小孔隙内,驱替过程中形成的油簇(滴)的数量越多,平均体积越小,剩余油以簇状连续相为主且饱和度较高;非均质性越弱,孔喉波及效率越高,剩余油主要以非连续相滞留在孔隙内。微观剩余油分布形态与绝对渗透率、毛细管数、微观非均质性有关,由此建立的微观剩余油分布连续性识别图版,可以很好地描述三者与剩余油分布的关系并准确识别剩余油分布的连续性。     

储层岩石孔隙尺度的数字化表征

流体的渗流是一种十分常见的自然现象,在许多工程领域都有应用,如化学工程、地下资源开采、农田水利、地下土壤污染防治等。石油工业领域中,人们关注油或油水在储层岩石这种孔隙介质中的流动。本文采用数值模拟的方法,用格子-Boltzmann这一计算流体流动的数值方法计算毫米尺度的数字岩心的渗透率。同时本文研究了如何用各种方法得到三维数字化岩心,其中包括用实际岩心铸体薄片结合多点地质统计学的方法得到三维数字岩心。由于用多点地质统计方法得到的三维数字岩心可以更有效的发现长程的连通孔隙,因此计算的渗透率更加准确,同时将计算的结果与实际岩石物理实验的结果进行了对比。     

多孔介质中水力学迂曲度因子的求取及应用

根据水力学迂曲度因子的定义以及迂曲度因子与多孔介质中孔隙半径、孔隙度、渗透率的关系,提出了一种利用气测岩心渗透率求取岩心水利学迂曲度因子的方法,并例举了其在油藏实验研究中的几种应用情况。     

利用孔隙级网络模型研究油水两相流

从岩心薄片分析着手，利用模拟退火算法重建数字岩心；从所建数字岩心中提取对等的由形状简单的孔隙和孔喉组成的孔隙级网络模型。利用表面自由能平衡得到每个网络模型组成单元的毛细管入口压力，从而确定孔隙中流体的流动过程，即所有单元按毛细管入口压力从小到大的顺序进行驱替，入口压力越小的孔隙越先被驱替。由单相和多相时流量的不同可以求出油水两相的相对渗透率，而计算结果与实验结果的一致性则证明了模型是可以用来代表真实岩样的，可以作为一个平台更深入地研究流体在多孔介质中的流动。     

流动模拟法预测三维孔隙介质的渗透率

介绍一种通过岩心薄片预测渗透率的新方法。该方法首先对薄片图像进行分析，确定薄片孔隙度和自相关函数，然后应用地质统计方法建立三维孔隙介质模型，最后采用LATTICE-BOLTZMANN方法直接进行三维流动模拟，从而通过计算流体流量估计渗透率。经验关系式法预测的渗透率、流动模拟法预测的渗透率和实验室测量渗透率的对比结果表明，基于经验关系式的传统方法预测的渗透率和三维孔隙介质流动模拟的渗透率值表现出了相同的误差趋势，但流动模拟方案的渗透率值比经验关系式的渗透率值更符合实验室测量结果，条件流动模拟的结果比非条件流动模拟的结果稍好。     

应用CT技术研究岩石孔隙变化特征

应用CT扫描系统对13个岩心连续进行扫描,并应用三维重建技术得到岩心的三维孔隙变化,在"孔群级"尺度上清楚地观察到岩心内部的孔隙变化和非均质特征。应用统计学方法,对不同截面上测量的孔隙度进行定量分析与表征。S138号岩心存在着明显的层理现象,非均质性严重,岩心孔隙度的标准偏差和不均匀系数较高,孔隙分布不均匀,分选性差。71号岩心截面内低孔隙区较多,高孔隙区较少,岩心的平均孔隙度较低。S35号岩心的平均孔隙度高,岩心比较均质,岩心孔隙度的标准偏差与不均匀系数最小,孔隙分布均匀,分选性好。