CN110242261A - 垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法及系统。该垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法包括：根据各个孔隙物性参数建立重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型；根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，可以为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油气藏领域，具体地，涉及一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法及系统。
背景技术
世界已发现的油气藏中，碳酸盐岩油气藏占有重要的位置，全球油气储量大约57％来自于碳酸盐岩油气藏。碳酸盐岩储层主要包括缝洞型、缝隙型和孔隙型三种基本孔隙结构类型，其中30％以上为缝洞型油气藏。
注气是缝洞型碳酸盐岩油藏重要的开采方式，常用于油藏开发中后期，N2、CO2等非混相驱取得较好的提高采收率效果。气体密度小、油气重力分异作用显著等特点可以提高原油采收率。当气体被注入到地下油藏后，一方面，可以补充地层能量，减缓由于地层能量下降造成的产量递减以及抑制底水锥进；另一方面，在重力作用下逐渐占据上部空间，随着注入量的增加，形成气顶驱，从而提高原油采收率。
注气在提高采收率的同时也使得流动规律更加复杂。相比于油水两相流动，油气水三相流动过程中，气相流体的性质会对流动产生影响，并且油气界面的形成对小毛细管中的流动影响更大。界面张力变化直接改变毛细管力的大小，影响流体力学平衡机制，以及油、气、水多相流动规律。缝洞碳酸盐岩油藏油气水三相流动的研究主要以管流为主，裂缝与溶洞相较于油藏的孔隙尺度较大，毛细管力较小，对三相流动的影响很小。尽管连续性方程可以较好的刻画油气水三相在储层中的流动，但连续性方程中毛细管力作为饱和度的函数给出，不能讨论孔隙结构大小对三相流动的限制。以毛细管为对象研究三相流动很少涉及油气水三相流动，多以单相和两相流动研究为主。注气采油可以提高油田采收率，而现有技术不能有效揭示不同作用力在不同孔隙尺度下对多相流动规律的影响，无法为油田注气开发提供参考依据，不利于油田注气开发和油田采收率的提高。
发明内容
本发明实施例的主要目的在于提供一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法及系统，以预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，包括：
获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型；
根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型；
根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
本发明实施例还提供一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统，包括：
获取单元，用于获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
重力模型建立单元，用于根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型；
毛细管力模型建立单元，用于根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型；
注入压力模型建立单元，用于根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型；
粘滞阻力模型建立单元，用于根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
流动速度模型建立单元，用于根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
流动速度单元，用于根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
本发明实施例还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现以下步骤：
获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型；
根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型；
根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型；
根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型；
根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
本发明实施例的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法及系统，先根据各个孔隙物性参数建立重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型，再根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型，最后根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明第一实施例中垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法的流程图；
图2是油藏注气开采油气水分布示意图；
图3是单根毛细管注气模型示意图；
图4是本发明第二实施例中垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法的流程图；
图5是本发明实施例中流动速度随界面移动距离变化的曲线示意图；
图6是本发明实施例中动力或阻力随毛细管半径变化的示意图；
图7是本发明实施例中垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统的结构框图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本领域技术技术人员知道，本发明的实施方式可以实现为一种系统、装置、设备、方法或计算机程序产品。因此，本公开可以具体实现为以下形式，即：完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)，或者硬件和软件结合的形式。
鉴于现有技术不能有效揭示不同作用力在不同孔隙尺度下对多相流动规律的影响，不利于油田注气开发和油田采收率的提高，本发明实施例提供一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，以预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。以下结合附图对本发明进行详细说明。
图1是本发明第一实施例中垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法的流程图。如图1所示，垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法包括：
S101：获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度。
具体实施时，可以通过地层水、地层原油和注入气体进行流体物体参数测试，获得气相密度、油相密度、水相密度、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、气相黏度、油相黏度和水相黏度。
S102：根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型。
一实施例中，重力模型为：
G＝πr2[ρg(lg+x)+ρolo+ρw(lw-x)]gsinθ；
其中，G为油气水三相的重力，r为毛细管半径，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角。
S103：根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型。
一实施例中，毛细管力模型为：
FC＝2πr(σogcosθre-σowcosθad)；
其中，FC为毛细管力，r为毛细管半径，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角。
S104：根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型。
一实施例中，注入压力模型为：
ΔP＝πr2·Δpinject；
其中，ΔP为注入压力，r为毛细管半径，Δpinject为注气压差。
S105：根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型。
一实施例中，粘滞阻力模型为：
Ff＝8π[μg(lg+x)+μolo+μw(lw-x)]v；
其中，Ff为粘滞阻力，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，v为流体的流动速度。
S106：根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型。
一实施例中，流动速度模型为：
其中，v为流体的流动速度，r为毛细管半径，Δpinject为注气压差，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度。
S107：根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
图1所示的垂向注气孔隙油气水微观渗流的预测方法的执行主体可以为计算机。由图1所示的流程可知，本发明实施例的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法先根据各个孔隙物性参数建立重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型，再根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型，最后根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
图2是油藏注气开采油气水分布示意图。如图2所示，图2中设有采油井和注气井。气体被注入到地下油藏后，可以补充地层能量，驱替油藏中的流体向下流动。假设地层的孔隙都为毛细管束，以单根毛细管为对象进行受力预测。单根毛细管模型分为两种情况，第一种毛细管表现为亲水，第二种则表现为亲油。图3是单根毛细管注气模型示意图。在半径为r的毛细管中，油水气分布如图3所示。初始时刻气相，油相和水相占据的长度分别为lg，lo，lw，油气水在毛细管中各相所占质量分别为：
mg＝ρgπr2lg，mo＝ρoπr2lo，mw＝ρwπr2lo； (1)
其中，mg为气相质量，mo为油相质量，mw为水相质量。
假设油水不可压缩，注气过程的t时间内界面沿运动方向移动了x。此时油气水三相的重力为：
其中，G为油气水三相的重力，r为毛细管半径，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角，g为重力加速度。
油水、油气界面张力产生的毛细管力分别为：
由油水界面、油气界面的毛细管力得到的毛细管力模型为：
其中，FC为毛细管力，为油水界面张力产生的毛细管力，为油气界面张力产生的毛细管力，r为毛细管半径，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角。当油气界面接触角或油水界面接触角小于90度时，毛细管亲水；当油气界面接触角或油水界面接触角大于90度时，毛细管亲油。
根据黏性切应力与平均流速(流动速度)的关系：
可得油气水三相的黏滞阻力模型为：
其中，τ为黏性切应力，μ为流体黏度，Ffo为油相的黏滞阻力，Ffw为水相的黏滞阻力，Ffg为气相的黏滞阻力，Ff为粘滞阻力，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，v为流体的流动速度。
注入压力模型为：
ΔP＝πr2·Δpinject。 (7)
原油未产出之前，即lw≥x，毛细管中存在油气水三相，毛细管中的阻力有粘滞阻力，油水界面张力，动力有注入压力，油气水三相的重力和油气界面张力。流动速度模型的推导过程如下：
根据牛顿第二定律可得：
对式(8)进行变形化简，得到
忽略式(9)的二阶微分项，得到：
对式(10)进行变形，可得流体的流动速度模型：
其中，m为油气水三相的总质量，a为加速度，v为流体的流动速度，r为毛细管半径，Δpinject为注气压差，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度。
具体实施时，流动速度除了可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，还可以通过如下公式基于流体的流动速度v计算流体的平均渗流速度v'，以进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程：
v'＝φv；
其中，v'是流体的平均渗流速度，即流体通过整个岩层横截面积的渗流速度，φ为孔隙度，v是流体的流动速度。
另外，本领域技术人员还可以根据流体的平均渗流速度计算注气速度和注气量：
q＝v'·A；
其中，q为注气速度，单位为m3/s，A为岩层横截面积，V为注气量，单位为m3。
一实施例中，还包括：根据流体的流动速度模型推导得到界面移动时间模型；根据实际的孔隙物性参数基于界面移动时间模型获得界面移动时间，界面移动时间用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律。界面移动时间模型为：
其中，t为界面移动时间，r为毛细管半径，Δpinject为注气压差，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度。
界面移动时间模型的推导过程如下：
对式(11)进行变形积分，可得：
当x＝0时，t＝0，所以
将式(13)带入式(12)，可得界面移动时间：
具体实施时，流动速度除了可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，还可以用于计算气体突破时间，以进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程。气体突破时间为注气后开始产气的时间。当x＝lo+lw时，界面移动时间为气体突破时间，此时气体突破时间t'为：
图4是本发明第二实施例中垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法的流程图。如图4所示，垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法还包括：
S201：根据重力模型构建重力随毛细管半径变化的曲线。
S202：根据注入压力模型构建注入压力随毛细管半径变化的曲线。
S203：根据毛细管力模型构建预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线。
S204：将重力随毛细管半径变化的曲线与预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第一毛细管半径。
S205：将注入压力随毛细管半径变化的曲线与预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第二毛细管半径。
S206：将第一毛细管半径和第二毛细管半径中的最大值作为毛细管力的孔隙半径界限。
在讨论毛细管力对流动的影响过程中，重力和注入压力一直为动力，黏滞力为阻力，毛细管力既可以是动力也可以为阻力，所以不讨论黏滞力对毛细管力的影响。具体实施时，可以将不同的毛细管半径(孔隙半径)分别输入至重力模型、注入压力模型和毛细管力模型中，得到不同的毛细管半径对应的重力、注气压力和毛细管力。将毛细管力取绝对值并乘以预设倍数，得到预设倍数的毛细管力的绝对值。其中，孔隙半径的变化范围可以从1纳米到1毫米，预设倍数为与注气压力/重力相比毛细管力可忽略的比值。根据上述数据分别构建重力随毛细管半径变化的曲线，注入压力随毛细管半径变化的曲线和预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线。通过上述步骤最终确定的毛细管力的孔隙半径界限为毛细管力可忽略时的最小孔隙半径，可以有效指导油田的注气开发过程。
本发明实施例的具体流程如下：
1、获取毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度等孔隙物性参数。
其中，可以先获取地层水、地层原油和注入气体以进行流体物体参数测试，并通过流体物体参数测试获得气相密度、油相密度、水相密度、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、气相黏度、油相黏度和水相黏度。表1是孔隙物性参数表，包括多种孔隙物性参数。其中，总长度L为气相长度、油相长度和水相长度之和。
表1
2、根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型。
3、根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型。
4、根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型。
5、根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型。
6、根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型。
7、根据流体的流动速度模型分别构建亲水毛细管的流动速度随界面移动距离变化的曲线和亲油毛细管的流动速度随界面移动距离变化的曲线。
图5是本发明实施例中流动速度随界面移动距离变化的曲线示意图。图5中的横轴为界面移动距离，单位为米(m)；纵轴为流动速度，单位为m/s。当毛细管半径为1微米时，亲水毛细管的流动速度随界面移动距离变化的曲线和亲油毛细管的流动速度随界面移动距离变化的曲线如图5所示。
8、基于流体的流动速度计算流体的平均渗流速度，注气速度和注气量，以进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程。
9、根据流体的流动速度模型推导得到界面移动时间模型，并根据实际的孔隙物性参数基于界面移动时间模型获得界面移动时间，界面移动时间用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。当界面移动时间模型中的界面移动距离为油气两相的总长度时，界面移动时间为气体突破时间。
10、根据重力模型构建重力随毛细管半径变化的曲线，根据注入压力模型构建注入压力随毛细管半径变化的曲线，根据毛细管力模型构建预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线。
图6是本发明实施例中动力或阻力随毛细管半径变化的示意图。图6中的横轴为毛细管半径，单位为米(m)；纵轴为动力或阻力，单位为N。如图6所示，具体实施时，将1纳米，10纳米，100纳米，1微米，10微米，100微米以及1毫米的毛细管半径(孔隙半径)分别输入至重力模型、注入压力模型和毛细管力模型中，得到油气界面刚形成时，即x＝0时不同的毛细管半径对应的重力、注气压力和毛细管力，并构建出相应的曲线示意图。同时将毛细管力取绝对值并乘以预设倍数，得到预设倍数的毛细管力的绝对值，构建出预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线示意图。本实施例中的预设倍数为50。
11、将重力随毛细管半径变化的曲线与预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第一毛细管半径，将注入压力随毛细管半径变化的曲线与预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第二毛细管半径，将第一毛细管半径和第二毛细管半径中的最大值作为毛细管力的孔隙半径界限。
从图6中可以看出，重力随毛细管半径变化的曲线与注入压力随毛细管半径变化的曲线重合，因此50倍的毛细管力的绝对值曲线与重力曲线或注入压力曲线的交点对应的横坐标为毛细管力的孔隙半径界限，即为毛细管力可忽略时的最小孔隙半径。如图6所示，在表1对应的条件下，当孔隙半径大于3×10-7m时，毛细管力可忽略，简化了油田注气开发的流程。
12、根据流动速度、界面移动时间和毛细管力的孔隙半径界限预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。流动速度、界面移动时间和毛细管力的孔隙半径界限均为油田注气开发时的参考依据，其可指导碳酸盐岩油气藏的开发过程以提高油田采收率。
综上，本发明实施例的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法先根据各个孔隙物性参数建立重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型，再根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型，最后根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统，由于该系统解决问题的原理与垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法相似，因此该系统的实施可以参见方法的实施，重复之处不再赘述。
图7是本发明实施例中垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统的结构框图。如图7所示，垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统包括：
获取单元，用于获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
重力模型建立单元，用于根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型；
毛细管力模型建立单元，用于根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型；
注入压力模型建立单元，用于根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型；
粘滞阻力模型建立单元，用于根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
流动速度模型建立单元，用于根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
流动速度单元，用于根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
在其中一种实施例中，还包括：
界面移动时间模型单元，用于根据流体的流动速度模型推导得到界面移动时间模型；
界面移动时间单元，用于根据实际的孔隙物性参数基于界面移动时间模型获得界面移动时间，界面移动时间用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
在其中一种实施例中，还包括：
重力曲线构建单元，用于根据重力模型构建重力随毛细管半径变化的曲线；
注入压力曲线构建单元，用于根据注入压力模型构建注入压力随毛细管半径变化的曲线；
毛细管力曲线构建单元，用于根据毛细管力模型构建预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线；
第一毛细管半径单元，用于将重力随毛细管半径变化的曲线与预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第一毛细管半径；
第二毛细管半径单元，用于将注入压力随毛细管半径变化的曲线与预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第二毛细管半径；
孔隙半径界限单元，用于将第一毛细管半径和第二毛细管半径中的最大值作为毛细管力的孔隙半径界限。
综上，本发明实施例的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统先根据各个孔隙物性参数建立重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型，再根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型，最后根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现以下步骤：
获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型；
根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型；
根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
综上，本发明实施例的计算机设备先根据各个孔隙物性参数建立重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型，再根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型，最后根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
获取孔隙物性参数；其中，孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和地层倾角建立重力模型；
根据毛细管半径、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角和油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据毛细管半径和注气压差建立注入压力模型；
根据气相黏度、油相黏度、水相黏度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，以根据垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
综上，本发明实施例的计算机可读存储介质先根据各个孔隙物性参数建立重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型，再根据重力模型、毛细管力模型、注入压力模型和粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型，最后根据实际的孔隙物性参数基于流动速度模型获得流体的流动速度，可以用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律，为油田注气开发提供参考依据，有助于设计合理的注气开发方案，进一步有效指导碳酸盐岩油气藏的开发过程，提高油田采收率。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (14)
1.一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，包括：
获取孔隙物性参数；其中，所述孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据所述毛细管半径、所述气相密度、所述油相密度、所述水相密度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和所述地层倾角建立重力模型；
根据所述毛细管半径、所述油气界面张力、所述油水界面张力、所述油气界面接触角和所述油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据所述毛细管半径和所述注气压差建立注入压力模型；
根据所述气相黏度、所述油相黏度、所述水相黏度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据所述重力模型、所述毛细管力模型、所述注入压力模型和所述粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于所述流动速度模型获得流体的流动速度，所述流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据所述垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
2.根据权利要求1所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，还包括：
根据所述流体的流动速度模型推导得到界面移动时间模型；
根据实际的孔隙物性参数基于所述界面移动时间模型获得界面移动时间，所述界面移动时间用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据所述垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
3.根据权利要求1所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，还包括：
根据所述重力模型构建重力随毛细管半径变化的曲线；
根据所述注入压力模型构建注入压力随毛细管半径变化的曲线；
根据所述毛细管力模型构建预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线；
将所述重力随毛细管半径变化的曲线与所述预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第一毛细管半径；
将所述注入压力随毛细管半径变化的曲线与所述预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第二毛细管半径；
将所述第一毛细管半径和所述第二毛细管半径中的最大值作为毛细管力的孔隙半径界限。
4.根据权利要求1所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，所述重力模型为：
G＝πr2[ρg(lg+x)+ρolo+ρw(lw-x)]gsinθ；
其中，G为油气水三相的重力，r为毛细管半径，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角。
5.根据权利要求4所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，所述毛细管力模型为：
FC＝2πr(σogcosθre-σowcosθad)；
其中，FC为毛细管力，r为毛细管半径，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角。
6.根据权利要求5所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，所述注入压力模型为：
ΔP＝πr2·Δpinject；
其中，ΔP为注入压力，r为毛细管半径，Δpinject为注气压差。
7.根据权利要求6所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，所述粘滞阻力模型为：
Ff＝8π[μg(lg+x)+μolo+μw(lw-x)]v；
其中，Ff为粘滞阻力，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，v为流体的流动速度。
8.根据权利要求7所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，所述流动速度模型为：
其中，v为流体的流动速度，r为毛细管半径，Δpinject为注气压差，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度。
9.根据权利要求2所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法，其特征在于，所述界面移动时间模型为：
其中，t为界面移动时间，r为毛细管半径，Δpinject为注气压差，ρg为气相密度，ρo为油相密度，ρw为水相密度，lg为气相长度，lo为油相长度，lw为水相长度，x为界面移动距离，θ为地层倾角，σog为油气界面张力，σow为油水界面张力，θre为油气界面接触角，θad为油水界面接触角，μg为气相黏度，μo为油相黏度，μw为水相黏度。
10.一种垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统，其特征在于，包括：
获取单元，用于获取孔隙物性参数；其中，所述孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
重力模型建立单元，用于根据所述毛细管半径、所述气相密度、所述油相密度、所述水相密度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和所述地层倾角建立重力模型；
毛细管力模型建立单元，用于根据所述毛细管半径、所述油气界面张力、所述油水界面张力、所述油气界面接触角和所述油水界面接触角建立毛细管力模型；
注入压力模型建立单元，用于根据所述毛细管半径和所述注气压差建立注入压力模型；
粘滞阻力模型建立单元，用于根据所述气相黏度、所述油相黏度、所述水相黏度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
流动速度模型建立单元，用于根据所述重力模型、所述毛细管力模型、所述注入压力模型和所述粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
流动速度单元，用于根据实际的孔隙物性参数基于所述流动速度模型获得流体的流动速度，所述流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据所述垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
11.根据权利要求10所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统，其特征在于，还包括：
界面移动时间模型单元，用于根据所述流体的流动速度模型推导得到界面移动时间模型；
界面移动时间单元，用于根据实际的孔隙物性参数基于所述界面移动时间模型获得界面移动时间，所述界面移动时间用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据所述垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
12.根据权利要求10所述的垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测系统，其特征在于，还包括：
重力曲线构建单元，用于根据所述重力模型构建重力随毛细管半径变化的曲线；
注入压力曲线构建单元，用于根据所述注入压力模型构建注入压力随毛细管半径变化的曲线；
毛细管力曲线构建单元，用于根据所述毛细管力模型构建预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线；
第一毛细管半径单元，用于将所述重力随毛细管半径变化的曲线与所述预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第一毛细管半径；
第二毛细管半径单元，用于将所述注入压力随毛细管半径变化的曲线与所述预设倍数的毛细管力的绝对值随毛细管半径变化的曲线的交点对应的毛细管半径作为第二毛细管半径；
孔隙半径界限单元，用于将所述第一毛细管半径和所述第二毛细管半径中的最大值作为毛细管力的孔隙半径界限。
13.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现以下步骤：
获取孔隙物性参数；其中，所述孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据所述毛细管半径、所述气相密度、所述油相密度、所述水相密度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和所述地层倾角建立重力模型；
根据所述毛细管半径、所述油气界面张力、所述油水界面张力、所述油气界面接触角和所述油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据所述毛细管半径和所述注气压差建立注入压力模型；
根据所述气相黏度、所述油相黏度、所述水相黏度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据所述重力模型、所述毛细管力模型、所述注入压力模型和所述粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于所述流动速度模型获得流体的流动速度，所述流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据所述垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
14.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
获取孔隙物性参数；其中，所述孔隙物性参数包括毛细管半径、气相密度、油相密度、水相密度、气相长度、油相长度、水相长度、界面移动距离、地层倾角、油气界面张力、油水界面张力、油气界面接触角、油水界面接触角、注气压差、气相黏度、油相黏度和水相黏度；
根据所述毛细管半径、所述气相密度、所述油相密度、所述水相密度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和所述地层倾角建立重力模型；
根据所述毛细管半径、所述油气界面张力、所述油水界面张力、所述油气界面接触角和所述油水界面接触角建立毛细管力模型；
根据所述毛细管半径和所述注气压差建立注入压力模型；
根据所述气相黏度、所述油相黏度、所述水相黏度、所述气相长度、所述油相长度、所述水相长度、所述界面移动距离和流体的流动速度建立粘滞阻力模型；
根据所述重力模型、所述毛细管力模型、所述注入压力模型和所述粘滞阻力模型推导得到流体的流动速度模型；
根据实际的孔隙物性参数基于所述流动速度模型获得流体的流动速度，所述流动速度用于预测垂向注气孔隙油气水微观渗流规律以根据所述垂向注气孔隙油气水微观渗流规律对油田进行注气开发。
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