CN111425191A - 一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置 - Google Patents

一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN111425191A
CN111425191A CN202010216784.7A CN202010216784A CN111425191A CN 111425191 A CN111425191 A CN 111425191A CN 202010216784 A CN202010216784 A CN 202010216784A CN 111425191 A CN111425191 A CN 111425191A
Authority
CN
China
Prior art keywords
water
gas
fractal
phase
model
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN202010216784.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111425191B (zh
Inventor
曾凡辉
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Southwest Petroleum University
Original Assignee
Southwest Petroleum University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Southwest Petroleum University filed Critical Southwest Petroleum University
Priority to CN202010216784.7A priority Critical patent/CN111425191B/zh
Publication of CN111425191A publication Critical patent/CN111425191A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111425191B publication Critical patent/CN111425191B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
    • Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Porous Artificial Stone Or Porous Ceramic Products (AREA)

Abstract

本发明提供了一种致密储层气‑水相对渗透率计算方法及装置，该方法包括：利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立所述致密储层的分形多孔介质气‑水两相的有效渗透率模型；利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气‑水两相的相对渗透率模型；根据所述相对渗透率模型以及基本参数计算所述致密储层的气‑水相对渗透率。本发明充分考虑了致密储层孔道中气‑水两相流时的含气饱和度和含水饱和度归一性、应力敏感、有效滑移效应、天然气的真实气体效应、受限气体黏度、纳米管内水的黏度随管径变化、束缚水饱和度以及气‑水两相含水迂曲度，使得预测的致密储层气‑水两相渗透率与实际情况更加符合。

Description

一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置
技术领域
本发明涉及石油勘探领域，尤其是致密油田的开发技术领域，具体涉及一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置。
背景技术
目前多孔介质中的多相渗流问题在油气藏开发工程中引起了广泛关注，Chang和Yortsos提出了一个分形模型计算裂缝性储层的渗透率，但所提出的渗透率模型中的输运指数和分形维数之间的关系未知，需要通过其他方法确定。Adlert通过数值模拟表明，实际多孔介质中的渗透率与孔隙度和分形维数有关，然而其并没有给出渗透率的定量表述。Yu等假设每个毛细管用润湿和非润湿相流体部分填充,提出了一种基于分形的非饱和双分散多孔介质相对渗透率的解析表达式；Xu和Dong使用分形方法描述了多孔介质结构，研究了非饱和储层的基质渗透率；Guarracino使用了经典的分形对象(Sierpinski Carpet)对裂缝网络建模并估算裂缝岩石的非饱和渗透率；Jobmann和Billaux使用分形维数来描述岩体性质，并设计了一种计算含有粘土的储层渗透率计算方法。
然而上述致密储层气-水相对渗透率模型均没有同时考虑液体在多孔介质流动过程的滑移效应，纳米管内水黏度随管径变化，以及润湿角的影响，也没有考虑致密储层孔径分布特征、含气饱和度和含水饱和度归一性、应力敏感、气体真实效应以及受限气体黏度、束缚水饱和度以及气-水两相含水迂曲度的影响。从而无法获得储层条件下真实的气-水两相渗透率，这些局限性对致密储层的高效开发造成了严重影响。
发明内容
针对现有技术中的问题，本发明的致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置，使得预测的致密储层气-水两相渗透率与实际情况更加符合。
为解决上述技术问题，本发明提供以下技术方案：
第一方面，本发明提供一种致密储层气-水相对渗透率计算方法，包括：
利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立所述致密储层的分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型；
利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相的相对渗透率模型；
根据所述相对渗透率模型以及基本参数计算所述致密储层的气-水相对渗透率。
一实施例中，所述利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型，包括：
利用Hagen-Poiseuille流动方程、根据含气饱和度、含水饱和度归一性参数以及滑移长度建立所述致密储层的单个纳米孔内流体的流动模型；
利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征以及所述单个纳米孔内流体流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型。
一实施例中，致密储层气-水相对渗透率计算方法还包括：
对所述单个纳米孔内流体的流动模型进行应力敏感修正、有效滑移长度修正、水相黏度修正、真实气体效应修正以及受限气体黏度修正。
一实施例中，所述利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相相对渗透率模型，包括：
利用绝对渗透率计算方法、有效滑移效应以及天然气的真实气体效应，根据纳米管内水的黏度随管径变化、束缚水以及气-水两相含水迂曲度建立分形多孔介质气-水两相的相对渗透率模型。
一实施例中，所述利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征以及所述流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型，包括：
利用分形理论、有效滑移效应以及天然气的真实气体效应，根据地层内孔径分布的分形特征、纳米管内水的黏度随管径变化、水相黏度以及所述流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型。
一实施例中，根据核心水黏度与边界水黏度的面积加权生成所述水相黏度。
一实施例中，所述基本参数包括：孔隙度、润湿角、最大孔隙直径、最小孔隙直径以及流体特性参数。
第二方面，本发明提供一种致密储层气-水相对渗透率计算装置，该装置包括：
有效渗透率模型建立单元，用于利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立所述致密储层的分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型；
相对渗透率模型建立单元，用于利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相的相对渗透率模型；
相对渗透率计算单元，用于根据所述相对渗透率模型以及基本参数计算所述致密储层的气-水相对渗透率。
由上述描述可知，本发明实施例提供的致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置，充分考虑致密储层纳米孔中同时存在气-水两相流动特征，通过引入圆形孔隙内气和水呈环状分布的两相流模型，考虑有机质孔、无机质孔边界层、核心水和核心气三层流动组成，结合牛顿第二定律和牛顿黏度定律得到了气、水两相速度分布的微分方程，进而获得了单纳米孔气、水两相的速度方程、流量方程；进一步通过采用Navier边界滑移模型修正了两相流速度方程边界条件，进而得到了单纳米孔在边界滑移情形下的气-水两相流量方程、相对渗透率方程；考虑到致密储层孔隙分布的多孔介质特征，在单纳米孔模型基础上运用分形理论，考虑含气饱和度和含水饱和度归一性、应力敏感、有效滑移效应、天然气的真实气体效应以及受限气体黏度、纳米管内水的黏度随管径变化且受润湿角影响以及水相黏度是核心水黏度与边界水黏度的面积加权，再结合达西公式、绝对渗透率表达式、孔道半径和含水饱和度关系、束缚水饱和度以及气-水两相含水迂曲度影响,建立了致密储层分形多孔介质气-水两相流量和相对渗透率的计算方法。
综上，本申请所提供的方案充分考虑了孔道中气-水两相流时的含气饱和度和含水饱和度归一性、应力敏感、有效滑移效应、天然气的真实气体效应以及受限气体黏度、纳米管内水的黏度随管径变化、通过核心水黏度与边界水黏度的面积加权生成水相黏度以及黏度受润湿角影响、孔道迂曲度以及孔径分布的分形特征、束缚水饱和度以及气-水两相含水迂曲度影响，预测的致密储层气-水两相渗透率与实际情况更加符合。
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，下面将对实施例或现有技术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为本发明的实施例中的致密储层的气-水相对渗透率的计算方法的流程示意图；
图2为本发明的具体应用实例中致密储层多孔介质中不同直径的迂曲毛细管束的示意图；
图3为本发明的具体应用实例中纳米孔中流体的分布示意图；
图4为本发明的具体应用实例中纳米孔中流体的流动结构示意图；
图5为本发明的具体应用实例中滑移长度对边界条件的修正示意图(边界无滑移模型)；
图6为本发明的具体应用实例中滑移长度对边界条件的修正示意图(边界滑移模型)；
图7为本发明的具体应用实例中本文模型与Hagen-Poiseuille方程验证示意图；
图8为本发明的具体应用实例中本文模型与G.Lei模型验证示意图；
图9为本发明的具体应用实例中本文模型(Lse)与Monte Carlo模型、Abaci模型对比示意图；
图10为本发明的具体应用实例中本文模型(Ls)与Monte Carlo模型、Abaci模型对比示意图；
图11为本发明的具体应用实例中本文模型(Ls＝0)与Monte Carlo模型、Abaci模型对比示意图；
图12为本发明的具体应用实例中真实气体效应对多孔介质气-水两相相对渗透率的影响示意图(θ＝60°)；
图13为本发明的具体应用实例中真实气体效应对多孔介质气-水两相相对渗透率的影响示意图(θ＝120°)；
图14为本发明的具体应用实例中变水相黏度对多孔介质气-水两相相对渗透率的影响示意图(θ＝60°)；
图15为本发明的具体应用实例中变水相黏度对多孔介质气-水两相相对渗透率的影响示意图(θ＝120°)；
图16为本发明的具体应用实例中束缚水饱和度对气-水两相相对渗透率的影响示意图(θ＝60°)；
图17为本发明的具体应用实例中束缚水饱和度对气-水两相相对渗透率的影响示意图(θ＝120°)；
图18为本发明的具体应用实例中结构参数对气-水两相相对渗透率的影响示意图(孔隙分形维数)；
图19为本发明的具体应用实例中结构参数对气-水两相相对渗透率的影响示意图(迂曲度分形维数)。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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、完整的描述，显然，所描述的实施例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作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。
基于现有技术中的问题，本发明的实施例提供一种致密储层气-水相对渗透率计算方法的具体实施方式，参见图1，该方法具体包括如下内容：
步骤100：利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立所述致密储层的分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型。
可以理解的是，致密储层(例如页岩)中的多孔介质满足分形介质的特征，这意味着分形理论可用于预测流体在致密储层多孔介质的传输特性。此外，致密储层迂曲毛细管的孔径分布也被证明遵循分形定律。
步骤200：利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相的相对渗透率模型。
实际储层中，都存在着两种或者两种以上的流体，例如，气—油，气—水，或油—气、—水等，特别是在注水油田中，油层中经常是油水共流和油水并存。有效渗透率是当多流体共存时，岩石允许每一相对流体通过的能力。气和水的有效渗透率总是低于岩石的绝对渗透率。相对渗透率则是多相流体共存时，每一相的有效渗透率与绝对渗透率的比值。
步骤300：根据所述相对渗透率模型以及基本参数计算所述致密储层的气-水相对渗透率。
由上述描述可知，本发明实施例提供的致密储层气-水相对渗透率计算方法，充分考虑了孔道中气-水两相流时的含气饱和度和含水饱和度归一性、应力敏感、有效滑移效应、天然气的真实气体效应以及受限气体黏度、纳米管内水的黏度随管径变化、通过核心水黏度与边界水黏度的面积加权生成水相黏度以及黏度受润湿角影响、孔道迂曲度以及孔径分布的分形特征、束缚水饱和度以及气-水两相含水迂曲度影响，预测的致密储层气-水两相渗透率与实际情况更加符合。
一实施例中，步骤100具体包括：
步骤101：利用Hagen-Poiseuille流动方程、根据含气饱和度、含水饱和度归一性参数以及滑移长度建立所述致密储层的单个纳米孔内流体的流动模型。
步骤102：利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征以及所述单个纳米孔内流体流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型。
在步骤101以及步骤102中，由分型理论可知，地层内孔径具有自相似性以及分型，可以看成有许多与自己相似的大小不一的部分组成。即可以将多孔介质分解为多个单个纳米孔，从而将建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型分解为将多个单个纳米孔内流体的流动模型进行组合。
一实施例中，致密储层气-水相对渗透率计算方法还包括：
步骤400：对所述单个纳米孔内流体的流动模型进行应力敏感修正、有效滑移长度修正、水相黏度修正、真实气体效应修正以及受限气体黏度修正。
步骤400在实施时，具体为：对步骤101所生成的单个纳米孔内流体的流动模型进行应力敏感修正、有效滑移长度修正、水相黏度修正、真实气体效应修正以及受限气体黏度修正。
一实施例中，步骤200具体包括：
步骤201：利用绝对渗透率计算方法、有效滑移效应以及天然气的真实气体效应，根据纳米管内水的黏度随管径变化、束缚水以及气-水两相含水迂曲度建立分形多孔介质气-水两相的相对渗透率模型。
可以理解的是，在实际致密储层(例如页岩)中，水相黏度随管径变化并且与核心水黏度和边界水黏度相关，以及黏度同时受到润湿角影响，这个作用称为变水相黏度作用。
一实施例中，步骤102进一步包括：
步骤1022：利用分形理论、有效滑移效应以及天然气的真实气体效应，根据地层内孔径分布的分形特征、纳米管内水的黏度随管径变化、水相黏度以及所述流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型。
一实施例中，致密储层气-水相对渗透率计算方法还包括：
步骤500：根据核心水黏度与边界水黏度的面积加权生成所述水相黏度。
可以理解的是，模型中多孔介质中水的黏度随管径变化以及水相黏度是核心水黏度与边界水黏度的面积加权更加符合实际。
一实施例中，所述基本参数包括：孔隙度、润湿角、最大孔隙直径、最小孔隙直径以及流体特性参数。
为进一步地说明本方案，以下以页岩为例，提供致密储层气-水相对渗透率计算方法的具体应用实例，该具体应用实例具体包括如下内容。
S0：建立气-水两相相对渗透率的分形模型。
首先收集地层孔隙度、润湿角、最大孔隙直径、最小孔隙直孔径、流体特性等基本参数。
页岩中的多孔介质满足分形介质的特征，这意味着分形理论可用于预测流体在页岩多孔介质的传输特性。此外，页岩迂曲毛细管的孔径分布也被证明遵循分形定律。因此，页岩基质横截面中孔径大于或等于λ的累积尺寸数N遵循分形比例定律，如图2所示。
Figure BDA0002424736780000071
其中λ是纳米孔直径，nm；λmin和λmax分别是页岩纳米孔最小和最大孔径，nm；Df是面积分形孔尺寸，在二维空间中0<Df<2。
将公式(1)关于λ进行微分可得：
Figure BDA0002424736780000072
公式(2)给出了纳米孔径位于λ和λ+dλ之间的孔数。负号表示孔数随孔径的增加而减少，且-dN>0。
从公式(1)可以得到从λmin到λmax的总孔数：
Figure BDA0002424736780000073
将公式(2)除以公式(3)可以得到：
Figure BDA0002424736780000074
这里
Figure BDA0002424736780000075
为概率密度函数。
令λmin/λmax＝β，分形维数Df可以写成：
Df＝d-lnφ/lnβ (5)
其中d是欧几里得维数，d＝2；φ为图2中的多孔介质孔隙度。考虑到毛细管的迂曲度遵循分形定标律，因此迂曲毛细管的总长度可以表示为：
Figure BDA0002424736780000081
式中：lt(λ)是迂曲毛细管长度，nm；l0是毛细管直线长度，nm。其中DT是迂曲度分形维数，可以写成：
Figure BDA0002424736780000082
式中：τav是迂曲毛细管的平均迂曲度，无量纲；λav是毛细管平均直径，nm。
进一步通过引入迂曲毛细管来表征几何形状复杂性对流体传输能力的影响。对于多孔介质中的流动路径，可以得出平均迂曲度的近似关系：
Figure BDA0002424736780000083
迂曲毛细管的平均直径可以借助于公式(4)获得。
Figure BDA0002424736780000084
考虑到λmin/λmax＝β，可以将等式(9)进一步修改为：
Figure BDA0002424736780000085
公式(10)可以用来计算是多孔介质中的毛细管平均直径。将图2横截面中的孔视为具有不同直径的圆；因此，可以利用式(11)计算获得横截面积：
Figure BDA0002424736780000086
将式(5)代入式(11)，可以将等式(11)进一步简化为：
Figure BDA0002424736780000087
考虑到图2中横截面积同时也可以表示为：
Figure BDA0002424736780000091
比较式(12)与式(13)，毛细管直线长度l0可以写成：
Figure BDA0002424736780000092
将式(10)代入式(14)，可以进一步得到毛细管直线长度和毛细管平均直径的关系：
Figure BDA0002424736780000093
各向同性介质流动的分形关系式：
Figure BDA0002424736780000094
式中：lt是迂曲毛细管长度，nm；DT是毛细管的迂曲度分形维数，其中1<DT<2，代表流体通过介质流动的毛细管路径的迂曲程度。
S1：建立单个纳米孔内流体流动模型。
毛细管纳米孔内流体的分布和流动状态如图3以及图4所示，毛细管长度为L，内半径为r0，两相界面半径为r1，液膜厚度为δ。
a.单纳米孔气-水两相流的流量
作用于流体层的驱动力为πr2(p1-p2)，粘滞力为2πrLχ。考虑气-水两相流体没有加速度，粘滞力就是驱动力，则有：
-2πrLχ+πr2(p1-p2)＝0 (17)
式中：r—半径，m；L—毛细管束长度，m；χ—剪切应力，N/m2；p1—进口端压力，Pa；p2—出口端压力，Pa。
公式(1)可改写为：
Figure BDA0002424736780000095
公式(17)同时适用于湿相流体和非湿相流体。由牛顿黏度剪切定律知：
Figure BDA0002424736780000096
式中：F—相邻两流体层间内摩擦力，N；μ—动力黏度，Pa.s；du/dy—流体速度梯度，s-1。
将式(19)代入式(18)可得到：
Figure BDA0002424736780000101
Figure BDA0002424736780000102
其中：μw—湿相流体黏度，Pa.s；μg—非湿相气体的黏度，Pa.s；vw—湿相流体速度，m/s；vg—非湿相气体速度，m/s。
负号表示速度大小与半径的大小成反比，公式(20)和(21)可分别改写为：
Figure BDA0002424736780000103
Figure BDA0002424736780000104
对式(22)和(23)分别积分可得：
Figure BDA0002424736780000105
vrw＝0；r0-δ≤r≤r0 (25)
Figure BDA0002424736780000106
式中：vrw—边界水流体速度，m/s；δ—边界液膜厚度，m；Cw和Cg—积分常数，无量纲；r1—气-水两相分界面半径，m；
边界滑移如图5以及图6所示：
考虑边界滑移和湿相与非湿相界面处速度相等，边界条件变为：
Figure BDA0002424736780000107
Figure BDA0002424736780000108
将式(27)、(28)代入式(24)、(26)解得：
Figure BDA0002424736780000109
Figure BDA00024247367800001010
非湿润流体r1的半径可表示为：
Figure BDA0002424736780000111
这里的λ为纳米孔直径，m；Sg为非润湿相饱和度，无因次；Sw为润湿相饱和度，无因次，Sg＝1-Sw。然后将公式(29)从r＝r1到r＝λ/2-δ进行积分，再将公式(30)从r＝0至r＝r1进行积分。由此可以分别获得润湿相流体(qw)和非润湿相流体(qg)的体积流量。
Figure BDA0002424736780000112
Figure BDA0002424736780000113
S2：对所述单个纳米孔内流体的流动模型进行应力敏感修正。
致密储层在降压开发过程中，有效围压会增加，考虑到应力依赖性，这将降低纳米孔的孔隙率和渗透率。采用以下方程描述由于应力敏感效应导致的渗透率和孔隙度变化：
k＝k0(pe/p0)-s (34)
Figure BDA0002424736780000114
式中：
k——有效应力下的渗透率,m2；k0——大气压下的渗透率,m2；pe——有效应力,MPa；p0——大气压力,MPa；
Figure BDA0002424736780000115
——在有效应力下的孔隙度，无量纲；
Figure BDA0002424736780000116
——在大气压下的孔隙度，无量纲。
其中，s是致密储层渗透率系数，无量纲；q是致密储层孔隙度系数，无量纲。可以通过在不同有效压力下的渗透率和孔隙率实验室实验获得，一般s取0.08，q取0.04。
对于毛细管，大气压下的毛细管孔径可以用：
Figure BDA0002424736780000117
这里λ0是大气压下毛细管的半径，m。
基于公式(34)-(36)受应力敏感效应影响的孔隙有效直径可写成：
λe＝λ0(pe/po)0.5(q-s) (37)
S3：对所述单个纳米孔内流体的流动模型进行有效滑移长度修正。
封闭通道液-壁相互作用受固体表面形态、物理化学特征的较大影响，其中边界壁面润湿性在低剪切速率下影响作用尤为明显。边界滑移发生在分子水平上，可以通过给定条件下给定液体的接触角来计算：
Ls＝C/(cosθ+1)2 (38)
其中：Ls为边界流体真实滑移长度，nm；C—常数，由实验模拟得到此值为0.41；θ—润湿接触角，°。
壁面附近的受约束流体黏度与核心流体黏度存在显著差异，导致液/液界面出现明显滑移。在实际应用中，考虑真实滑移和表观滑移效应的约束流体滑移长度应替换为有效滑移长度参数：
Figure BDA0002424736780000121
式中：Lse—有效滑移长度，m；Lsa—表观滑移长度，m；Ls—边界流体真实滑移长度，m；μ∞—核心水流体黏度，Pa.s；μd—边界流体有效黏度，Pa.s。
由式(39)可知，有效滑移长度不仅取决于壁面润湿性，还取决于流体黏度和毛细管尺寸。
S4：对所述单个纳米孔内流体的流动模型进行水相黏度修正。
当约束流体流到纳米孔时，孔壁附近的流体黏度将不再能够被岩心流体黏度精确描述。有效黏度很大程度上取决于岩心核心水流体黏度和边界面区域。为获得受限流体的有效黏度，采用体积区域和界面区域纳米孔隙黏度的加权平均来表示。
Figure BDA0002424736780000122
式中：μd—体积区域流体的有效黏度，Pa.s；μi—界面区域流体黏度，Pa.s；
Figure BDA0002424736780000123
界面区域面积，m2；dc—约束流体临界的厚度，nm；
Figure BDA0002424736780000131
总横截面积，m2；μ∞—核心区域流体黏度，Pa.s。
界面区域的流体黏度受到壁面相互作用的影响很大，可以用实验和MD模拟得到的接触角来表示(Wu,K.,Chen.Wettability effect on nanoconfined water flow[J].Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States ofAmerica,2017,114,33-58.)。
Figure BDA0002424736780000132
由式(41)可以看出，边界区域流体黏度与核心水流体黏度相比，随接触角变化较大。
为了便于书写，对有效滑移长度Lse、有效水相黏度μd的公式作如下赋值：
令
Figure BDA0002424736780000133
那么：
μd＝μ∞[(x-1)y+1] (42)
Figure BDA0002424736780000134
S5：对所述单个纳米孔内流体的流动模型进行真实气体效应和受限气体黏度修正。
可以理解的是，在致密气藏实际高压和温度环境下，气体分子间的相互作用力和气体分子体积大小不能忽略，将会导致气体压缩系数和气体黏度发生改变。这里应用拟温度和拟压力来确定气体黏度：
Figure BDA0002424736780000135
Figure BDA0002424736780000136
Figure BDA0002424736780000137
其中pr为拟压力，无量纲；Tr为拟温度，无量纲；pc为临界压力，MPa；Tc为临界温度，K。纳米孔中气体传输的有效黏度可表示为(Tran和Sakhae-pour，2017)：
μg＝(1×10-7)Kexp(XρY) (47)
Figure BDA0002424736780000141
Figure BDA0002424736780000142
Figure BDA0002424736780000143
Y＝2.447-0.2224X (51)
这里μg是气体在纳米孔中的有效黏度，Pa·s；K是黏度计算的中间变量，无量纲；ρ是气体密度，kg/m3；X是密度乘积因子，无量纲；Y是密度指数，无量纲。
当气体在致密储层孔隙中流动时，其气体受限黏度不同于有效气体黏度，以比例形式作为Knudsen数(Kn)的函数呈现如下：
Figure BDA0002424736780000144
式(52)中，μeff是天然气受限黏度，mPa·s；C(Kn)是作为Knudsen数(Kn)的函数；
Knudsen数(Kn)定义如下：
Kn＝l/d (53)
在公式(53)中气体分子的平均自由程l用Loeb(1934)表示:
Figure BDA0002424736780000145
Rg为普适气体常数，8.314J/mol/K.
Tran(Tran H,Sakhaee-Pour A.Viscosity of shale gas[J].Fuel,2017,191:87-96.)给出了C(Kn)的函数具体表达式，如下：
Figure BDA0002424736780000146
这里:
Figure BDA0002424736780000147
β0＝1.2977 (57)
β1＝0.71851 (58)
β2＝-1.17488 (59)
β3＝0.58642 (60)
S6：建立分形多孔介质气-水两相有效渗透率模型。
根据分形理论可知，单位面积内所有纳米孔的总流量等于每根纳米孔流量总和(X.H.Tan,X.P.Li,J.Y.Liu et al.Analysis of permeability for transient two-phase flow in fractal porous media,J.Appl.Phys.115(11)(2014)113502.)：
Figure BDA0002424736780000151
Figure BDA0002424736780000152
式中：Qw—单位面积内自由液体的总流量，m3/s；Qg—单位面积内气体的总流量，m3/s；N—考虑应力敏感(公式37)后最小管径λmin到最大管径λmax的孔隙总数，个；qw—单根纳米孔中自由液体的流量，m3/s；qg—单根纳米孔中气体的流量，m3/s。
考虑含水饱和度与含气饱和度归一性、有效滑移效应以及水相黏度随着管径变化。首先将毛细管束长度(L)用迂曲毛细管lt(公式16)修正，再将公式(2)、(32)、(37)、(38)、(39)和(40)分别代入(61)和(62)可以得到气-水两相流体的体积流量。
Figure BDA0002424736780000153
Figure BDA0002424736780000154
式(63)和(64)是页岩纳米孔隙的气-水两相传输分形计算模型，需要注意到在公式(63)和(64)中，有效黏度为μd是与管径相关的变量，式(63)和(64)就很难通过积分获得。为了得到方程(63)和(64)的显式求解，将页岩储层的整个纳米孔管径离散化为J个微小段，在每个微小段λmin,i≤λi≤λmax,i的流量Qw,i和Qg,i可以写成：
Figure BDA0002424736780000161
Figure BDA0002424736780000162
这里：
Figure BDA0002424736780000163
Figure BDA0002424736780000164
Figure BDA0002424736780000165
Aid,i＝π[(λav,i/2)2-(λav,i/2-λc)2] (70)
Atd,i＝π(λav,i/2)2 (71)
然后，代数叠加每个微小部分的总体积流量，得到以下公式：
Figure BDA0002424736780000171
Figure BDA0002424736780000172
其中J是微小段的数目。
将方程(65)代入(72)中，可以得到
Figure BDA0002424736780000173
这里△pw是湿相流体压差。同样，将方程(66)代入(73)中，可以得到：
Figure BDA0002424736780000174
其中△pg是非湿相流体的压差，MPa。
然后，利用达西定律，给出了多孔介质的两相流动流量。
Figure BDA0002424736780000175
Figure BDA0002424736780000181
将方程(74)和(75)与方程(76)和(77)相比，可以得到致密储层的有效渗透率表达式。
Figure BDA0002424736780000182
Figure BDA0002424736780000183
KTw是润湿相有效渗透率，mD；KTg是非润湿气体流动有效渗透率，mD。
S7：建立分形多孔介质气-水两相相对渗透率模型。
根据绝对渗透率的定义，选择当气体饱和度为1时来计算绝对渗透率，此时它只是非润湿相的体积流量：
Figure BDA0002424736780000184
同样地,利用达西定律得到致密储层多孔介质气体流量：
Figure BDA0002424736780000185
将方程(80)和(81)相比，可以得到致密储层的绝对渗透率计算公式：
Figure BDA0002424736780000186
然后，得到两相相对渗透率为：
Figure BDA0002424736780000187
Figure BDA0002424736780000191
考虑τ为孔隙介质中只有一种流体饱和时的迂曲度，τw和τg为两相渗流条件下润湿相和非润湿相含水迂曲度,它们满足以下关系式(Burdine N T.Relative PermeabilityCalculations From Pore Size Distribution Data[J].Journal of PetroleumTechnology,1953,5(3):71-78.)：
Figure BDA0002424736780000192
Figure BDA0002424736780000193
式中Swi—在毛管压力曲线上确定的最小润湿相饱和度,对亲水岩石则为束缚水饱和度，无因次。
由于两相迂曲度随饱和度的变化而改变,结合公式(83)-(86)得到如下改进式(Burdine N T.Relative Permeability Calculations From Pore Size DistributionData[J].Journal of Petroleum Technology,1953,5(3):71-78.)：
Figure BDA0002424736780000194
Figure BDA0002424736780000195
将公式(74)、(75)、(78)—(80)和(82)中,可以得到气-水两相相对渗透率：
Figure BDA0002424736780000196
Figure BDA0002424736780000197
其中：
Figure BDA0002424736780000201
Figure BDA0002424736780000202
Figure BDA0002424736780000203
Figure BDA0002424736780000211
式中
Figure BDA0002424736780000212
是考虑束缚水饱和度后的润湿相饱和度，无因次，
Figure BDA0002424736780000213
Figure BDA0002424736780000214
是考虑束缚水饱和度后的非润湿相饱和度，无因次，
Figure BDA0002424736780000215
S8：模型验证。
在S0至S7步骤中推导了多孔介质中相对渗透率的理论模型。本步骤旨在研究分形多孔介质中相对渗透率的分析模型。接下来，在步骤S7下步骤S8将首先验证所提出的模型。然后，研究固定液膜厚度、结构参数(如孔隙分形维数Df和迂曲分形维数DT)的影响。详细研究了多孔介质的尺寸、真实气体效应、润湿角、束缚水饱和度和流体黏度对相对渗透率的影响。
模型计算所用到的参数取值见表1：
表1多孔介质两相渗透率模型分析的参数取值
Figure BDA0002424736780000216
单纳米孔相对渗透率的模型比较：如图7所示在其他参数一定的情况下，取含水饱和度为1，边界水膜厚度为0的条件下计算得到了在单根毛细管束下的本文模型水相流量与Hagen-Poiseuille方程对比。从图中可以看出本文模型在取含水饱和度0.4、0.6、0.8和1时，水相流量随着含水饱和度的增加而逐渐增加，直到含水饱和度为1时就和Hagen-Poiseuille方程完全匹配，表明本文单个毛细管束模型的正确性。
然后在此基础上将考虑有效滑移长度的单孔流量与在含气饱和度为1时得到的气流量通过广义达西定律计算得到的气-水两相相渗透率和绝对渗透率。再根据相对渗透率定义计算得到气-水相对渗透率并在考虑有效滑移长度(Lse)和滑移长度(Ls)情况下与G.Lei模型进行对比，如图8所示。从图可知对于气-水两相相对渗透率而言考虑有效滑移长度(Lse)和滑移长度(Ls)情况下与G.Lei模型匹配较好，因此更能说明本文模型的正确性。
多孔介质相对渗透率的模型比较：这里将考虑有效滑移长度(Lse)、滑移长度(Ls)和滑移长度(Ls＝0)与已经广为认可的Monte Carlo计算模型、Abaci实验数据模型参数取得一致的条件下进行对比。在Abaci等人的实验中，采用稳态测试方法对孔隙度为33％的非均质砂岩进行了相对渗透性试验。在提出的新模型中，将其他参数取与Monte Carlo模型、Abaci实验数据模型相同，束缚水饱和度取为0.1，得到的结果如图9至图11所示。
从图9可知对于气-水两相相相对渗透率而言,本文模型(考虑有效滑移Lse)对于气相相对渗透率而言在Sw＝0.28-0.73与Abaci实验数据模型吻合较好，而在Sw<0.28、Sw>0.73有些许差别。而水相相对渗透率从图10是我们模型(考虑真实滑移Ls)和图11是我们模型(考虑真实滑移Ls＝0)，结合图9(考虑有效滑移Lse)，可知模型(考虑真实滑移Ls＝0)不随润湿角发生变化、模型(考虑真实滑移Ls)随润湿角发生变化不大以及本文模型(考虑有效滑移Lse)随润湿角逐渐变化；从无机质(润湿角＝0°、40°、80°)逐渐变到有机质(润湿角＝120°)时由于有效滑移长度的增加而逐渐变大，正好在润湿角等于80°时与Abaci实验数据吻合较好，说明了Abaci实验选取的岩样是亲水的，从而也更加论证了本文模型(考虑有效滑移Lse)的正确性。
S9：影响因素分析。
a.真实气体效应
将考虑真实气体效应的本文模型与不考虑真实气体效应(天然气黏度取为0.018mPa·s)进行分析，如图12以及图13所示。
从图12以及图13中可以看出，在润湿角为60°和120°时，对于气相相对渗透率随着含水饱和度的增加而减小，水相相对渗透率随着含水饱和度的增加而增加。考虑了真实气体效应与不考虑真实气体效应的气-水两相相对渗透率对比可以看出真实气体效应对水相相对渗透率几乎没有影响，而对气相相对渗透率在含水饱和度0.62～1有比较明显的影响。因此，可以看出真实气体效应是不可忽视一个重要因素。
b.变水相黏度对气-水两相相对渗透率的影响
在实际页岩储层中，水相黏度随管径变化并且与核心水黏度和边界水黏度相关，以及黏度同时受到润湿角影响，这个作用称为变水相黏度作用。因此，就有必要分析变水相黏度的本模型与水相黏度不变对气-水两相相对渗透率的影响。如下图14以及图15所示。
从图14以及图15中可以看出，在润湿角等于60°时变水相黏度对多孔介质气-水两相相对渗透率影响十分显著，且考虑了变水相黏度要小于水相黏度不变的水相相对渗透率。而在润湿角等于120°时变水相黏度对多孔介质气-水两相相对渗透率影响不大。这是因为润湿角等于60°时岩石亲水，而润湿角等于120°岩石疏水，变水相黏度对无机孔影响较大，而对有机孔影响较小的缘故。因此，本文模型中多孔介质中水的黏度随管径变化以及水相黏度是核心水黏度与边界水黏度的面积加权更加符合实际。
c.束缚水饱和度对气-水两相相对渗透率的影响
在实际页岩储层中，储层由于岩石亲水、不规则凹坑、水膜的形成等原因使得纳米孔中存在束缚水饱和度。因此，就有必要分析考虑束缚水饱和度的本文模型在Swi＝0.1、0.3和0.5时对气-水两相相对渗透率的影响。取无机质润湿角为60°参数分析，图16所示，有机润湿角为120°参数分析得到如图17所示。
从图16中可以看出，束缚水饱和度对气相相对渗透率和水相相对渗透率影响是十分显著。随着束缚水饱和度的增加，水相相对渗透率逐渐减小，这是因为随着束缚水饱和度的增加，岩石纳米孔中流动水相空间受到限制，使得水流动流量逐渐减小。
d.结构参数对气-水两相相对渗透率的影响
在多孔介质中，存在由孔隙分形维数(Df)和迂曲度分形维数(DT)组成对多孔介质的表征，因此有必要分析结构参数对气-水两相相对渗透率的影响。取无机质润湿角为60°，有机润湿角为120°，束缚水饱和度为0.1，分析如图18以及图19所示。
从图18以及图19中可以看出，结构参数对气相相对渗透率影响不大，而对水相相对渗透率效应较大。随着Df逐渐增加，水相相对渗透率逐渐增加，而随着DT逐渐增加,迂曲度分形维数对水相相对渗透率影响不大。
由上述描述可知，本发明实施例提供的页岩气-水相对渗透率的计算方法，充分考虑了孔道中气-水两相流时的含气饱和度和含水饱和度归一性、应力敏感、天然气的真实气体效应以及受限气体黏度、纳米管内水的黏度随管径变化、通过核心水黏度与边界水黏度的面积加权生成水相黏度以及黏度受润湿角影响、孔道迂曲度、束缚水饱和度、气-水两相含水迂曲度以及孔径分布的分形特征，预测的页岩气-水两相渗透率与实际情况更加符合。
本发明的实施例提供一种能够实现页岩的气-水相对渗透率的计算方法的致密储层气-水相对渗透率计算装置的具体实施方式，致密储层气-水相对渗透率计算装置具体包括如下内容：
有效渗透率模型建立单元10，用于利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立所述致密储层的分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型；
相对渗透率模型建立单元20，用于利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相的相对渗透率模型；
相对渗透率计算单元30，用于根据所述相对渗透率模型以及基本参数计算所述致密储层的气-水相对渗透率。
以上所述仅为本说明书实施例的实施例而已，并不用于限制本说明书实施例。对于本领域技术人员来说，本说明书实施例可以有各种更改和变化。凡在本说明书实施例的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本说明书实施例的权利要求范围之内。

Claims (10)

1.一种致密储层气-水相对渗透率计算方法，其特征在于，包括：
利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立所述致密储层的分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型；
利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相的相对渗透率模型；
根据所述相对渗透率模型以及基本参数计算所述致密储层的气-水相对渗透率。
2.根据权利要求1所述的致密储层气-水相对渗透率计算方法，其特征在于，所述利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型，包括：
利用Hagen-Poiseuille流动方程、根据含气饱和度、含水饱和度归一性参数以及滑移长度建立所述致密储层的单个纳米孔内流体的流动模型；
利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征以及所述单个纳米孔内流体流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型。
3.根据权利要求2所述的致密储层气-水相对渗透率计算方法，其特征在于，还包括：
对所述单个纳米孔内流体的流动模型进行应力敏感修正、有效滑移长度修正、水相黏度修正、真实气体效应修正以及受限气体黏度修正。
4.根据权利要求1所述的致密储层气-水相对渗透率计算方法，其特征在于，所述利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相相对渗透率模型，包括：
利用绝对渗透率计算方法、有效滑移效应以及天然气的真实气体效应，根据纳米管内水的黏度随管径变化、束缚水以及气-水两相含水迂曲度建立分形多孔介质气-水两相的相对渗透率模型。
5.根据权利要求2所述的致密储层气-水相对渗透率计算方法，其特征在于，所述利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征以及所述流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型，包括：
利用分形理论、有效滑移效应以及天然气的真实气体效应，根据地层内孔径分布的分形特征、纳米管内水的黏度随管径变化、水相黏度以及所述流动模型建立分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型。
6.根据权利要求5所述的致密储层气-水相对渗透率计算方法，其特征在于，根据核心水黏度与边界水黏度的面积加权生成所述水相黏度。
7.根据权利要求1所述的致密储层气-水相对渗透率计算方法，其特征在于，所述基本参数包括：孔隙度、润湿角、最大孔隙直径、最小孔隙直径以及流体特性参数。
8.一种致密储层气-水相对渗透率计算装置，其特征在于，包括：
有效渗透率模型建立单元，用于利用分形理论，根据地层内孔径分布的分形特征，建立所述致密储层的分形多孔介质气-水两相的有效渗透率模型；
相对渗透率模型建立单元，用于利用绝对渗透率计算方法，根据所述有效渗透率模型建立分形多孔介质的气-水两相的相对渗透率模型；
相对渗透率计算单元，用于根据所述相对渗透率模型以及基本参数计算所述致密储层的气-水相对渗透率。
9.一种电子设备，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程序时实现权利要求1至7任一项所述致密储层气-水相对渗透率计算方法的步骤。
10.一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，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至7任一项所述致密储层气-水相对渗透率计算方法的步骤。
CN202010216784.7A 2020-03-25 2020-03-25 一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置 Expired - Fee Related CN111425191B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010216784.7A CN111425191B (zh) 2020-03-25 2020-03-25 一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010216784.7A CN111425191B (zh) 2020-03-25 2020-03-25 一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111425191A true CN111425191A (zh) 2020-07-17
CN111425191B CN111425191B (zh) 2022-08-16

Family

ID=71549453

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010216784.7A Expired - Fee Related CN111425191B (zh) 2020-03-25 2020-03-25 一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111425191B (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111929219A (zh) * 2020-08-12 2020-11-13 西南石油大学 一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法
CN112084718A (zh) * 2020-09-16 2020-12-15 西南石油大学 基于渗流差异的页岩气藏单相气体三孔三渗模型构建方法
CN112926275A (zh) * 2021-01-19 2021-06-08 中国石油天然气集团有限公司 一种构建致密砂岩储层产水率预测模型的方法
CN114088595A (zh) * 2020-08-24 2022-02-25 中国石油化工股份有限公司 基于粒度资料评价冲积扇相漫流砂岩储层渗透性的方法
CN114382446A (zh) * 2020-10-19 2022-04-22 中国石油天然气股份有限公司 基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法及装置
CN115983161A (zh) * 2023-03-17 2023-04-18 成都英沃信科技有限公司 一种多孔介质应力作用下相对渗透率计算方法
CN117233065A (zh) * 2023-11-16 2023-12-15 中国地质大学（武汉） 一种页岩相对渗透率的确定方法、装置及电子设备

Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1655617A2 (en) * 2004-10-29 2006-05-10 University of Brunswick Methods and apparatus for measuring capillary pressure in a sample
US20140019053A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-16 Ingrain, Inc. Method For Evaluating Relative Permeability For Fractional Multi-Phase, Multi-Component Fluid Flow Through Porous Media
CN103776748A (zh) * 2014-02-14 2014-05-07 武汉科技大学 宾汉姆流体在多孔介质中的有效渗透率的预测方法
CN104834807A (zh) * 2015-03-18 2015-08-12 成都北方石油勘探开发技术有限公司 一种基于分形理论的应力敏感储层相对渗透率计算方法
CN108229048A (zh) * 2018-01-17 2018-06-29 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 一种考虑页岩基质差异的多场耦合渗透率计算方法
CN108267385A (zh) * 2017-12-15 2018-07-10 浙江海洋大学 一种纳米通道中气体流动特征的实验方法
CN108959789A (zh) * 2018-07-12 2018-12-07 西南石油大学 一种考虑应力敏感效应的页岩表观渗透率计算方法
CN108956415A (zh) * 2018-05-31 2018-12-07 中国科学院力学研究所 一种针对非常规储层样品的相对渗透率曲线计算方法
CN110309611A (zh) * 2019-07-08 2019-10-08 中国石油大学(北京) 基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统
CN110321648A (zh) * 2019-07-10 2019-10-11 西南石油大学 一种确定页岩多孔介质返排长度的计算方法
CN110472372A (zh) * 2019-09-10 2019-11-19 中国石油大学(北京) 基于双重介质的渗透率预测方法及系统
CN110567858A (zh) * 2019-10-17 2019-12-13 西南石油大学 一种基于分形理论的预测页岩纳米孔隙渗透率的方法
CN110865011A (zh) * 2019-11-14 2020-03-06 西南石油大学 一种基于数字成像技术计算致密岩心相对渗透率的方法

Patent Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1655617A2 (en) * 2004-10-29 2006-05-10 University of Brunswick Methods and apparatus for measuring capillary pressure in a sample
US20140019053A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-16 Ingrain, Inc. Method For Evaluating Relative Permeability For Fractional Multi-Phase, Multi-Component Fluid Flow Through Porous Media
CN103776748A (zh) * 2014-02-14 2014-05-07 武汉科技大学 宾汉姆流体在多孔介质中的有效渗透率的预测方法
CN104834807A (zh) * 2015-03-18 2015-08-12 成都北方石油勘探开发技术有限公司 一种基于分形理论的应力敏感储层相对渗透率计算方法
CN108267385A (zh) * 2017-12-15 2018-07-10 浙江海洋大学 一种纳米通道中气体流动特征的实验方法
CN108229048A (zh) * 2018-01-17 2018-06-29 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 一种考虑页岩基质差异的多场耦合渗透率计算方法
CN108956415A (zh) * 2018-05-31 2018-12-07 中国科学院力学研究所 一种针对非常规储层样品的相对渗透率曲线计算方法
CN108959789A (zh) * 2018-07-12 2018-12-07 西南石油大学 一种考虑应力敏感效应的页岩表观渗透率计算方法
CN110309611A (zh) * 2019-07-08 2019-10-08 中国石油大学(北京) 基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统
CN110321648A (zh) * 2019-07-10 2019-10-11 西南石油大学 一种确定页岩多孔介质返排长度的计算方法
CN110472372A (zh) * 2019-09-10 2019-11-19 中国石油大学(北京) 基于双重介质的渗透率预测方法及系统
CN110567858A (zh) * 2019-10-17 2019-12-13 西南石油大学 一种基于分形理论的预测页岩纳米孔隙渗透率的方法
CN110865011A (zh) * 2019-11-14 2020-03-06 西南石油大学 一种基于数字成像技术计算致密岩心相对渗透率的方法

Non-Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
TRAN HUY等: "Viscosity of shale gas", 《FUEL》 *
WANG QING等: "A fractal model of water transport in shale reservoirs", 《CHEMICAL ENGINEERING SCIENCE》 *
WU KELIU等: "Wettability effect on nanoconfined water flow", 《PNAS》 *
YU BOMING等: "Permeabilities of unsaturated fractal porous media", 《INTERNATIONAL JOURNAL OF MULTIPHASE FLOW》 *
ZHANG TAO等: "A Fractal Model for Gas–Water Relative Permeability in Inorganic Shale with Nanoscale Pores", 《TRANSPORT IN POROUS MEDIA》 *
何琰等: "相对渗透率定量预测新方法", 《石油勘探与开发》 *
郝有志等: "页岩纳米孔隙内气水混合流动的分子动力学模拟", 《中国科学:物理学 力学 天文学》 *

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111929219A (zh) * 2020-08-12 2020-11-13 西南石油大学 一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法
CN114088595A (zh) * 2020-08-24 2022-02-25 中国石油化工股份有限公司 基于粒度资料评价冲积扇相漫流砂岩储层渗透性的方法
CN112084718A (zh) * 2020-09-16 2020-12-15 西南石油大学 基于渗流差异的页岩气藏单相气体三孔三渗模型构建方法
CN112084718B (zh) * 2020-09-16 2021-05-04 西南石油大学 基于渗流差异的页岩气藏单相气体三孔三渗模型构建方法
CN114382446A (zh) * 2020-10-19 2022-04-22 中国石油天然气股份有限公司 基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法及装置
CN114382446B (zh) * 2020-10-19 2024-04-30 中国石油天然气股份有限公司 基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法及装置
CN112926275A (zh) * 2021-01-19 2021-06-08 中国石油天然气集团有限公司 一种构建致密砂岩储层产水率预测模型的方法
CN115983161A (zh) * 2023-03-17 2023-04-18 成都英沃信科技有限公司 一种多孔介质应力作用下相对渗透率计算方法
CN117233065A (zh) * 2023-11-16 2023-12-15 中国地质大学（武汉） 一种页岩相对渗透率的确定方法、装置及电子设备

Also Published As

Publication number Publication date
CN111425191B (zh) 2022-08-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111425191B (zh) 一种致密储层气-水相对渗透率计算方法及装置
Wu et al. A model for gas transport in micro fractures of shale and tight gas reservoirs
Zheng et al. A fractal model for gas slippage factor in porous media in the slip flow regime
US20020173915A1 (en) Method for modelling fluid displacements in a porous environment taking into account hysteresis effects
Li et al. Effect of water saturation on gas slippage in circular and angular pores
Wang et al. Effect of pore-size distribution on phase transition of hydrocarbon mixtures in nanoporous media
CN109184644B (zh) 一种考虑聚合物非牛顿性和渗流附加阻力的早期注聚效果评价方法
Ye et al. A fractal model for threshold pressure gradient of tight oil reservoirs
CN111929219A (zh) 一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法
CN110598167A (zh) 低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法
Liu et al. Critical parameters of the Jamin effect in a capillary tube with a contracted cross section
Wang et al. Experimental study and modeling of the effect of pore size distribution on hydrocarbon phase behavior in nanopores
Barreau et al. Water control in producing wells: influence of an adsorbed-polymer layer on relative permeabilities and capillary pressure
Firincioglu et al. An excess-bubble-point-suppression correlation for black oil simulation of nano-porous unconventional oil reservoirs
Cheng et al. Theoretical investigation of electroviscous flows in hydrophilic slit nanopores: Effects of ion concentration and pore size
ZUO et al. Limitations of Lattice Boltzmann Modeling of Micro‐Flows in Complex Nanopores
Arabjamaloei et al. Numerical study of inertial effects on permeability of porous media utilizing the Lattice Boltzmann Method
Fan et al. Apparent liquid permeability in mixed-wet shale permeable media
Zeng et al. Prediction of shale apparent liquid permeability based on fractal theory
Sang et al. Effects of the laminated-structure and mixed wettability on the oil/water relative permeabilities and oil productions in shale oil formations
Fakher et al. What are the Dominant Flow Regimes During Carbon Dioxide Propagation in Shale Reservoirs’ Matrix, Natural Fractures and Hydraulic Fractures?
Peng et al. Imbibition into Capillaries with Irregular Cross Sections: A Modified Imbibition Equation for Both Liquid–Gas and Liquid–Liquid Systems
Niu et al. A novel model for oil-water two-phase relative permeability of shale formation during flowback based on fractal method
Li et al. Shale gas transport in nanopores with mobile water films and water bridge
Guo et al. Transport model for gas and water in nanopores of shale gas reservoirs

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20220816

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee