CN111936841A - 确定多孔介质的流体流特点 - Google Patents

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Abstract

公开了包括方法、装置和计算机程序产品的技术。这些技术包括在计算机存储介质上编码的用于确定润湿性的计算机指令。这些技术使用数字老化计算过程来提供在至少两个流体存在的情况下物理岩石样本的润湿性更改的表示。这些技术包括检索物理岩石样本的表示，该表示包括与物理岩石样本对应的孔隙空间和颗粒空间数据，计算孔隙空间中表面位置的局部曲率，根据计算出的局部曲率确定水膜破裂是否会发生，以及基于对于水膜破裂的确定来对物理岩石的润湿性进行分类。

Description

确定多孔介质的流体流特点
相关申请的交叉引用
本申请要求于2018年1月10日提交的标题为“Digital Rock Procedures forDetermining Wettability”的美国临时申请No.62/615,701的权益，该申请通过引用并入本文。
背景技术
两相相对渗透率(two-phase relative permeability)描述了一个流体在存在另一个流体的情况下移动通过多孔介质移动的难易程度。它是烃储层岩石(hydrocarbonreservoir rocks)的重要特点，并且是油气储层建模和模拟活动的关键输入。
术语“润湿性(wettability)”被用于测量：与相同孔隙空间中的第二流体相比，流体粘附于(或润湿)表面的趋势，这是一个流体在存在其它不混溶的流体的情况下在固体表面上扩散或粘附的趋势。在石油环境中，润湿性是储层岩石表面优先接触多相或两相流体系统中特定流体的趋势。
相对渗透率和通过多孔介质的多相流一般取决于流体-流体-岩石系统的各种特点，包括岩石表面特性、每个流体的物理特性和流动条件。一个流特点是无量纲的“毛细管数”(Ca，Capillary number)，它表示粘性力(viscous force)与毛细管力(capillaryforce)之比。“毛细管数”(Ca)通常被定义为表观流体速度(superficial fluid velocity)乘以参考流体(reference fluid)的粘度(viscosity)除以流体-流体界面张力(fluid-fluid interfacial tension)。另一个特点是“润湿性”，它表示岩石表面比一个流体更喜欢另一个流体，并表现为可测量的特性，称为接触角(contact angle)。润湿性通常分为水润湿(平均接触角0-90度)、中性润湿(～90度)、油润湿(90-180度)或其某种变型(诸如强水润湿或弱油润湿)。
润湿性对多孔材料中的多相流动行为(诸如流动通过储层岩石的油和水、油和气、或水和气)有强烈影响。储层岩石(不同于人造材料)倾向于具有在空间上变化的润湿性，即，接触角在岩石的孔隙空间内的表面上随位置的不同而变化。接触角的分布是含烃岩石的矿物成分和地质历史以及表面纹理、与岩石接触的流体(例如，水、油)的化学成分等的结果。在与油接触之前，岩石几乎总是自然是水润湿的；随着油在地质时期内侵入孔隙空间，由于某些物质在油相中的粘附，初始的水润湿特点会在某些位置发生更改。润湿性更改的机制取决于各种局部系统特性，诸如压力、温度、矿物质类型和流体成分。
在钻井过程中从油/气储层中提取岩石样本时，它们常常被泥浆、其它流体和化学物质污染。在对这些岩石样本进行实验室实验以获得两相相对渗透率曲线或毛细管压(capillary pressure)曲线时，常见的实验室测试规程是首先清洁岩石，然后尝试恢复岩石的自然(提取前的)润湿性。尝试重新建立代表地下储层状况的流体相(fluid phase)分布和润湿性分布(例如，接触角)的过程称为“老化(aging)”。典型的老化规程将涉及清洁岩石样本中的污染物并用诱发水润湿条件的化学物质处理岩石样本。接下来，将样本浸入盐水(brine)中，并在称为“排水(drainage)”的规程中，使用估计的温度和压力的储层条件将油推入(因此将盐水推出)。然后将这个系统“老化”一段时间，例如4周，从而允许润湿性发生更改，大概与实际地下岩石形成中发生的变化足够相似，从而恢复真实的润湿条件。
发明内容
在一个方面，一种用于在至少两个流体存在的情况下确定物理岩石样本的润湿性更改的计算机实现的方法，包括由计算系统检索物理岩石样本的表示，该表示包括与物理岩石样本对应的孔隙(pore)空间和颗粒(grain)空间数据；由计算系统计算孔隙空间中的表面位置的局部曲率；以及基于对局部曲率的确定，由计算机系统对与物理岩石对应的表面位置的润湿性进行分类。
以下是这个方面内的一些附加特征。计算局部曲率包括由计算系统计算孔隙空间中的表面位置的局部毛细管压和局部分离压(disjoining pressure)，并且该方法还包括根据计算出的局部曲率确定是否会发生水膜破裂(water-film breakage)；对于表面位置中的一些，通过将毛细管压与基于局部曲率的压力和局部分离压之和进行比较，确定是否会发生水膜破裂；以及对于表面位置中的具有水膜破裂的至少一些表面位置，基于局部表面特性、局部流体化学成分和老化时间来确定润湿性更改的程度。
生产还包括将润湿性模拟所需的输入参数指派给计算机模拟环境。岩石样本的表示被建模为三角网格(triangulated mesh)，并且流体由体元(voxel)表示，体元被指派有属性。可以将体元切割以使流体与三角网格相符。该方法还包括根据用户指定的条件执行排水模拟以建立流体相分布。用户指定的条件选自包括实验室条件和储层条件的代表的组。执行排水模拟还包括使用流体计算技术来模拟排水，以针对用户指定的条件建立通过岩石样本表示的流体相分布。执行排水模拟还包括在岩石样本表示中的每个表面处执行局部曲率计算，以及应用局部曲率计算的结果来计算每个表面位置处的局部毛细管压。
在执行确定润湿性更改的数值表示的迭代之后，该方法还包括允许流体相由于经修改的表面润湿性而重新分布，并且重复确定润湿性更改的数值表示。这以每个表面位置处计算出的接触角的形式提供了表面润湿性更改的数值预测以及所得到的润湿性空间分布。离散的表面元(surface element)和一个或多个流体元(fluid element)连通，并进行取决于矿物类型的局部特性、流体特性、流体成分、毛细管压和分离压的局部润湿性确定。润湿性更改被迭代地执行，然后进行流体相重新分布，润湿性更改被重复进行直到计算系统检测到收敛，所述收敛是通过后续重复没有显著改变所确定的接触角的值而测量出的。
其它方面包括有形地存储在非暂态计算机可读介质上的计算机程序产品和计算系统(诸如计算机系统、计算机服务器)。
上述方面中的一个或多个可以提供以下优点中的一个或多个。润湿性对多孔材料中的多相流动行为(诸如流过储层岩石的油和水、油和气、或水和气)有强烈影响，在钻井过程期间可以从油/气储层中提取储层岩石，被清洗以测量建模的物理、化学和几何特性。模拟的岩石样本经过模拟的老化和润湿性更改，而不是使样本经受常规的实验室规程处理，以获得两相相对渗透率曲线或毛细管压曲线。相较于适于上面提到的物理实验室方法的例如4周的“老化”时间，所公开的计算的“老化”和“润湿性更改”的过程可以在短得多的时间段内执行。
通过以下描述和权利要求，本发明的其它特征和优点将变得清楚。
附图说明
图1描绘了用于润湿性更改的模拟表示的系统。
图2描绘了示出数字老化的操作的流程图。
图3描绘了示出用于表示润湿性更改模拟的操作的流程图。
图4描绘了示出验证/校准润湿性更改模拟的操作的流程图。
图5、5A描绘了岩石样本中的孔的现有技术图，其示出了固定角度。
具体实施方式
参考图1，示出了用于模拟的系统10，以数值模拟代表地下储层条件的润湿性恢复或“老化”过程(即，“数字老化”)。在这个实施方式中的系统10基于客户端-服务器或基于云的体系架构，并且包括被实现为大规模并行计算系统12(独立的或基于云的)的服务器系统12和客户端系统14。服务器系统12包括存储器18、总线系统11、接口20(例如，用户接口/网络接口/显示或监视器接口等)和处理设备24。在存储器18中的是数字老化引擎32，其对物理岩石样本的数字表示进行操作，该数字岩石表示以数字方式表示物理材料(例如，物理岩石样本)的数字表示(数字岩石样本)的孔隙空间和颗粒空间。还在存储器中的是模拟引擎34，其模拟润湿性更改。
在一些实施例中，通过邻近气井或油井(例如，钻机37)的储层岩石的模拟多相流动行为发生。确定多相流动行为包括确定物理岩石样本的润湿性的更改。
物理岩石样本的数字表示可以是第三方应用，该第三方应用在与服务器12不同的系统上执行。系统10仅需要物理岩石样本32’的数字表示，以使数字老化引擎数字地准备物理岩石样本的数字表示。提供岩石样本的数字表示32’的一种方法是例如从岩石样本的微CT扫描生成的3D图像中获得该表示32’。
存储器18还存储由引擎32使用的参数，诸如通过将矿物类型33a指派给颗粒以确定每种矿物类型的表面特性而获得的颗粒表面特性，以及表面纹理和粗糙度特性。存储器18还存储参数，诸如流体特性33b，例如，每种预期流体(例如，水、气、油中的两种或更多种)的流体密度和粘度以及流体-流体界面张力特性。存储器18还存储用于特定矿物类型的参数，诸如流体的化学成分数据33c和流体成分的亲和度(affinity)数据33d。存储器18还存储与流体结合的每种矿物类型的分离压33e，以及由老化引擎32使用的选择的老化时间33f。此外，还存储储层压力和温度数据。被评估的矿物类型可以是在储层实际位置发现或预期的那些。
模拟引擎34包括用于建立岩石样本模拟环境的模块34a、用于执行排水模拟的模块34b以及用于计算孔隙空间中的表面的局部曲率的模块34c。系统10访问存储2D和/或3D网格、坐标系和库的数据储存库38，其可以被用于使用诸如计算流体动力学或所谓的晶格玻尔兹曼(Lattice Boltzmann)方法之类的任何众所周知的计算技术进行排水模拟。
现在参考图2，用于数字老化的过程40检索41岩石样本的孔隙空间和颗粒空间的数字表示，建立输入参数和条件(例如，初始和边界条件)，通过向颗粒指派矿物类型并确定矿物类型的表面特性来确定42颗粒表面特性，确定44每个流体的流体密度和粘度以及流体-流体界面张力，确定46与流体结合的每个矿物类型的分离压，并通过执行润湿性更改60(图3)而在一定时间间隔内老化岩石的数字表示。在润湿性更改过程60的迭代之后，过程40相对于润湿性更改过程60的先前迭代来确定例如局部曲率、接触角等的改变量48，并将所述量与阈值改变量进行比较。颗粒表面特性包括表面纹理，通常称为表面“粗糙度”特性，其将对接触角产生影响。
如果改变是显著的，那么过程60在指定条件(图3)下使用后续的排水模拟来进行重复49a。如果改变不显著，那么过程40可以退出49b或建立52岩石样本模拟环境的后续迭代，从而指派后续的输入参数集。岩石样本模拟的后续迭代52可以被用于改变图2的任何元素，如由括号54所示的。
术语“润湿性”用于测量：与第二流体相比，一个流体粘附于(或润湿)表面的趋势。即，“润湿性”是一个流体在存在其它不混溶的液体的情况下在固体表面上扩散或粘附的趋势。在石油环境中，润湿性是储层岩石表面优先接触多相或两相流体系统中特定流体的趋势。润湿性可以受一个流体渗透到另一个流体中的量的影响，从而造成膜破裂(即，第一流体的膜保护表面不受第二流体侵害的能力的破坏)。下面讨论的润湿性更改过程被用于模拟一个流体随时间的递增以及表面和/或孔隙表面的递增而对另一个流体的影响。
现在参考图3，示出了用于模拟润湿性更改的过程60。在这个示例中，过程60建立62岩石样本模拟环境并指派如上面所指定的输入参数。岩石样本模拟环境包括在存储器中表示为节点集合32”的岩石样本的孔隙空间和颗粒空间的数字表示32’，节点集合32”与润湿性模拟所需的已指派的输入参数相关联。
例如，可以将岩石样本的微CT扫描生成的3D图像数字化并表示为例如存储器中的图结构，其中该图具有节点和叶子，例如，以逐像素(或像素的组)为基础。孔隙可以通过相对对比度水平来识别。该过程可以执行最佳路径算法(例如，使用Dijkstra方法)以找到孔隙长度。最佳路径可以被视为该孔隙的中心线。该过程识别中心线上的每个节点/像素的对比度水平，并且可以过滤对比度水平的高频值，该过程可以使用其它过滤和/或空间平滑技术来过滤高频值。节点可以用润湿性模拟所需的输入参数进行注释。
其它表示可以是体元。例如，在模拟之前，岩石模拟环境被建模为体元的集合。三角网格图像过程(计算机图形学中使用的一类多边形网格，其包括通过公共边或角连接的三角形的集合)和分割网格构造可以被用于在模拟环境中表示岩石样本的表面，并且流体由允许被“切割”的体元表示。体元被切割以使体元与网格相符。每个体元单元被指派有属性。
过程60执行排水模拟64以针对用户指定的条件(可以代表实验室和/或储层条件)建立流体相分布，这些条件包括储层的压力和温度。排水模拟是对岩石样本的部分迭代执行的。最常见的是，岩石样本最初是均匀水润湿的，但其它初始润湿性定义也是可能的。该过程可以访问例如3D网格和坐标系，它们与库一起被用于使用任何众所周知的计算技术(诸如计算流体动力学或所谓的晶格玻尔兹曼方法)来模拟排水。该模拟将通过岩石样本表示32’建立针对用户指定条件的流体相分布。
过程60在岩石样本表示32’中的每个表面(例如，外表面和内部孔隙表面)处执行局部曲率计算66。通过局部曲率计算，过程60计算68每个表面位置处的局部毛细管压，并通过将局部毛细管压与几何推导的、基于曲率的压力和分离压之和进行比较来确定70在该表面处是否可能发生水膜破裂。对于非常小的孔隙，由于非常大的曲率而引起的分离压效应将超过基于材料的分离压的效应。在这种情况下，只有孔隙的曲率才有意义。这种情况可能发生在粘土或页岩型地层中。
岩石表面的曲率是使用微分几何来计算的。一个特定的工具是“VTK”(可视化工具包，一种用于3D计算机图形的开源、可免费取得的软件系统)。可以使用其它工具等，也可以使用其它技术。Nira Dyn等人在“Optimizing 3D Triangulations Using DiscreteCurvature Analysis”中也讨论了微分几何(2001)(从https://www.inf.usi.ch/hormann/papers/Dyn.2001.OTU.pdf获得)，其全部内容通过引用并入本文。过程60通过在排水模拟之后取得与非润湿相接触的位置以及适合于水膜破裂的表面位置的子集来计算71润湿性的空间分布，并基于局部流体的化学成分和老化时间确定72润湿性更改的程度，与较短的老化时间相比，较长的老化时间可能会导致更多的油润湿(更大的)接触角。然后，该过程可以将润湿性分类为水润湿(平均接触角0-90度)、中性润湿(～90度)、油润湿(90-180度)。
润湿性更改模拟可以是缓慢的动态过程，其发生在小的离散时间间隔内。在驱替(displacement)模拟期间的任何时间，每个表面元都被测试，以确定是否发生了例如接触角的更改并确定更改量。因此也捕捉了润湿性更改的空间膨胀的历史。在驱替模拟期间，在任何时间增量处，该过程测量所施加的局部压力并将其与基于曲率的局部压力和分离压之和进行比较。如果发生膜破裂，那么该过程将修改局部润湿性分类。在驱替模拟期间，在任何时间增量处，该过程都测量第二流体(例如，油)何时与表面元接触，并相应地修改润湿性分类。该过程通过注入流体或在排水期间毛细管压的增加来继续进行驱替模拟，例如相对渗透率。如上所述，该过程在最终压力表示储层压力的情况下执行，或者可以被细分为若干次排水压力迭代，其中在每个步骤之后执行润湿性更改，然后进行压力提升。之后，过程60可以允许流体相由于经修改的表面润湿性而重新分布，并重复过程60直到润湿性没有改变或存在不显著的(经验的或预定的)改变量。
通过过程60，该过程以每个表面位置处计算出的接触角的形式提供74表面润湿性更改的数值预测以及所得到的润湿性空间分布。在过程60中，离散的表面元和一个或多个流体元连通，从而使得局部润湿性确定能够取决于矿物类型的局部特性、流体特性、流体成分(例如、沥青质的存在)、毛细管压和分离压。缓慢的动态润湿性更改允许非润湿流体侵入非常小的孔隙中，这是因为润湿性可以以无需克服毛细管压的方式来被改变。
扩展地，有可能迭代地使用该方法，其中在执行润湿性更改之后进行流体相重新分布，重复过程60直到系统10收敛(进一步的重复没有显著改变结果(例如，接触角)而测量得出)为止。因此，过程60可以参考建立的阈值，该阈值提供了为了停止润湿性更改模拟的进一步迭代而需要改变接触角的量。
还可以在相对渗透率模拟中使用过程60来预测例如在物理相对渗透率实验室实验(这些实验可能花费几个月的时间，因此即使执行了润湿性恢复流程，润湿性的进一步更改也是可能的)期间发生的润湿性更改。
实现力平衡是限定润湿性更改的合格规则的基本机制。润湿性更改的合格规则涉及三个力：
(1)毛细管压(PC)，即，非润湿(油)和润湿(水)流体的压力差。它可以直接来自边界条件，例如，油的入口压力–水的出口压力(P入口油-P出口水)，但是其它测试方法也会造成得出毛细管压的油和水的分布，例如相对渗透率测试。
(2)基于曲率的压力(PV)，即，由固体几何形状迫使油/水界面的形状变为该几何形状的形状(即，岩石表面/孔隙的形状等)从而引起的压力。曲率是使用几何算法进行计算的，几何算法通常可在各种软件库(诸如上面提到的VTK(可视化工具包))中获得。
(3)分离压(PD)，即，防止膜破裂的压力，即，当施加到膜上的压力超过最大分离压时，膜将破裂。
如上文(3)所解释的，膜破裂的力平衡要求可以表示为：
(PP>PV+PD)，或毛细管压大于基于曲率的压力加上分离压
或者
(PP-PV>PD)，或毛细管压减去基于曲率的压力大于分离压。
润湿性指数模拟：
参考图4，示出了验证过程80。该验证过程通过使用82润湿性指数(诸如Amott指数和USBM方法(美国矿业局)指数，其是通过实验确定的We)形式的岩石样本的润湿性测量来提供对图2的润湿性计算的验证。这些值被用于验证和/或校准由图2的数字老化过程40产生的预测的润湿性分布。Amott测试是石油工程中储层岩心的众所周知的实验润湿性测量，它结合了两个自发吸收(spontaneous imbibition)测量和两个强制驱替(forceddisplacement)测量，并定义了两个不同的指数，即，从岩心分析实验中获得的Amott水指数和Amott油指数。
润湿性指数模拟过程80基于估计的输入参数(参见上文)执行84数字老化模拟以提供模拟结果。该过程使用该模拟结果确定86预测的润湿性指数的值Wp。润湿性指数模拟过程80将预测值与实验值We(来自82)进行比较88，并且当这些值与90不匹配时，Wp≠We±T充分在用户定义的公差T内。关于匹配的用户定义的该公差可以是基于归因于润湿性指数的实验确定的公差和/或用于确定预测的特性的公差等以经验地或数字方式确定的。
此后，过程80迭代修改92到数字老化模拟过程40的输入参数值中的一个或多个，并重复94数字老化模拟过程40直到来自数字老化模拟40的值与来自实验值的值相符
Figure BDA0002627579240000101
从而指示验证98。
如以上针对图1所讨论的，参数值是由引擎33a获得的一个或多个颗粒表面特性33a’，该引擎将矿物类型指派给颗粒并确定这些矿物类型中的每一个的表面特性，诸如流体特性33b之类的参数，例如，每种预期流体的流体密度和粘度以及流体-流体界面张力特性、流体的化学成分数据和特定矿物表面的流体成分的亲和度数据以及每种矿物类型的分离压。通过系统10将参数值中的一个或多个增加既定的增量以完成迭代修改。递增的参数值和递增值量二者都可以由系统确定或由用户确定。
参考图5和图5A，这些现有技术图描绘了对油团(oil blob)和盐水的常规理解，其提供了用于示例性岩石样本部分的固定接触角惯例。(摘自A.R.Kovscek等人的DOE/BC—9200106发行DE92 001062，1992年9月，为美国能源部准备的“A Pore-Level Scenario forthe Development of Mixed-Wettability in Oil Reservoirs”。)
本说明书中描述的主题和功能操作的实施例可以在数字电子电路、有形体现的计算机软件或固件、计算机硬件(包括本说明书中公开的结构及其结构等同物)或它们中的一个或多个的组合中实现。本说明书中描述的主题的实施例可以实现为一个或多个计算机程序(即，在有形非暂时性程序载体上编码的一个或多个计算机程序指令模块，用于由数据处理装置执行或控制数据处理装置的操作)。计算机存储介质可以是机器可读存储设备、机器可读存储基板、随机或串行存取存储器设备、或它们中的一个或多个的组合。
计算机程序也可以被称为或描述为程序、软件、软件应用、模块、软件模块、脚本或代码，可以用任何形式的编程语言编写，包括编译或解释语言或者声明性或过程性语言，它可以以任何形式部署，包括作为独立程序或作为模块、组件、子例程或适用于计算环境的其他单元。计算机程序可以但不必对应于文件系统中的文件。程序可以存储在保存其他程序或数据的文件的一部分中(例如，存储在标记语言文档中的一个或多个脚本、专用于所讨论的程序的单个文件中、或者在多个协调文件(例如，存储一个或多个模块，子程序或代码部分的文件)中)。可以部署计算机程序，使得程序在一个计算机上或在位于一个站点上或分布在多个站点上并通过数据通信网络互连的多个计算机上执行。
适合于执行计算机程序的计算机可以基于通用或专用微处理器或两者，或任何其他类型的中央处理单元。一般而言，中央处理单元将从只读存储器或随机存取存储器或两者接收指令和数据。计算机的基本元件是用于执行指令的中央处理单元以及用于存储指令和数据的一个或多个存储器设备。一般而言，计算机还将包括用于存储数据的一个或多个大容量存储设备(例如，磁、磁光盘或光盘)，或者操作耦合以从中接收数据或将数据传输到一个或多个大容量存储设备，或两者兼有，但是计算机不需要具有此类设备。
适用于存储计算机程序指令和数据的计算机可读介质包括介质和存储器设备上的所有形式的非易失性存储器，包括例如半导体存储器设备(例如，EPROM，EEPROM和闪存设备)、磁盘(例如，内部硬盘或可移动盘)、磁光盘、CD ROM和DVD-ROM盘。处理器和存储器可以由专用逻辑电路补充或并入专用逻辑电路中。

Claims (38)

1.一种计算机实现的方法，用于确定在至少两个流体存在的情况下的物理岩石样本的润湿性更改，所述方法包括：
由计算系统检索物理岩石样本的表示，所述表示包括与所述物理岩石样本对应的孔隙空间和颗粒空间数据；
由所述计算系统计算所述孔隙空间中的表面位置的局部曲率；以及
基于对局部曲率的确定，由所述计算机系统对与所述物理岩石对应的所述表面位置的润湿性进行分类。
2.如权利要求1所述的方法，其中，由所述计算系统计算所述局部曲率包括：
由所述计算系统计算所述孔隙空间中的所述表面位置的局部毛细管压和局部分离压；并且所述方法还包括：
根据计算出的局部曲率，确定是否将发生水膜破裂；
对于所述表面位置中的一些表面位置，通过将所述毛细管压与基于局部曲率的压力和局部分离压之和进行比较，确定是否将发生水膜破裂；以及
对于所述表面位置中的具有水膜破裂的至少一些表面位置，基于局部表面特性、局部流体化学成分和老化时间来确定润湿性更改的程度。
3.如权利要求1所述的方法，其中，产生还包括：
将润湿性模拟所需的输入参数指派给计算机模拟环境。
4.如权利要求1所述的方法，其中，所述岩石样本的所述表示被建模为三角网格，并且流体由体元表示，体元被指派有属性。
5.如权利要求4所述的方法，其中，体元能够被切割以使所述流体与所述三角网格相符。
6.如权利要求1所述的方法，还包括：
根据用户指定的条件，执行排水模拟以建立流体相分布。
7.如权利要求6所述的方法，其中，所述用户指定的条件选自包括实验室条件和储层条件的代表的组。
8.如权利要求7所述的方法，其中，执行排水模拟还包括
使用流体计算技术来模拟排水，以针对用户指定的条件建立通过所述岩石样本表示的流体相分布。
9.如权利要求1所述的方法，其中，执行排水模拟还包括
在所述岩石样本表示中的每个表面处执行局部曲率计算；以及
应用所述局部曲率计算的结果来计算每个表面位置处的所述局部毛细管压。
10.如权利要求1所述的方法，其中，在执行确定润湿性更改的数值表示的迭代之后，该方法还包括：
允许流体相由于经修改的表面润湿性而重新分布；以及
重复对润湿性更改的数值表示的确定。
11.如权利要求1所述的方法，其中，该方法以每个表面位置处计算出的接触角的形式提供表面润湿性更改的数值预测以及所得到的润湿性空间分布。
12.如权利要求1所述的方法，其中，离散的表面元和一个或多个流体元连通，并进行取决于矿物类型的局部特性、流体特性、流体成分、毛细管压和分离压的局部润湿性确定；并且其中润湿性更改被迭代地执行，然后进行流体相重新分布，其中润湿性更改被重复进行直到所述计算系统检测到收敛，所述收敛是通过后续重复没有显著改变所确定的接触角的值而测量得出的。
13.如权利要求1所述的方法，其中，模拟包括：
模拟通过与气井或油井相邻的储层岩石的多相流动行为，并且其中确定多相流动行为包括用于确定所述物理岩石样本的润湿性更改的所述方法。
14.一种计算机系统，包括：
一个或多个处理器设备；
存储器，耦合到所述一个或多个处理器设备；
存储装置，存储可执行的计算机指令，所述计算机指令用于确定在至少两个流体存在的情况下的物理岩石样本的润湿性更改，所述指令将所述一个或多个处理器配置为：
检索物理岩石样本的表示，所述表示包括与所述物理岩石样本对应的孔隙空间和颗粒空间数据；
计算所述孔隙空间中的表面位置的局部曲率；以及
基于对局部曲率的确定，由所述计算机系统对与所述物理岩石对应的所述表面位置的润湿性进行分类。
15.如权利要求14所述的计算机系统，其中，用于计算局部曲率的指令将所述一个或多个处理器配置为：
计算所述孔隙空间中的所述表面位置的局部毛细管压和局部分离压；并且所述计算机系统还被配置为：
根据计算出的局部曲率，确定是否将发生水膜破裂；
对于所述表面位置中的一些表面位置，通过将所述毛细管压与基于局部曲率的压力和局部分离压之和进行比较，确定是否将发生水膜破裂；以及
对于所述表面位置中的具有水膜破裂的至少一些表面位置，基于局部表面特性、局部流体化学成分和老化时间来确定润湿性更改的程度。
16.如权利要求14所述的计算机系统，其中，用于产生的指令还将所述一个或多个处理器配置为：
将润湿性模拟所需的输入参数指派给计算机模拟环境。
17.如权利要求14所述的计算机系统，其中，所述岩石样本的所述表示被建模为三角网格，并且流体由体元表示，体元被指派有属性。
18.如权利要求17所述的计算机系统，其中，体元能够被切割以使所述流体与所述三角网格相符。
19.如权利要求14所述的计算机系统，还将所述一个或多个处理器配置为：
根据用户指定的条件，执行排水模拟以建立流体相分布。
20.如权利要求19所述的计算机系统，其中，所述用户指定的条件选自包括实验室条件和储层条件的代表的组。
21.如权利要求20所述的计算机系统，其中，用于执行排水模拟的指令还将所述一个或多个处理器配置为：
使用流体计算技术来模拟排水，以针对用户指定的条件建立通过所述岩石样本表示的流体相分布。
22.如权利要求14所述的计算机系统，其中，用于执行排水模拟的指令还将所述一个或多个处理器配置为：
在所述岩石样本表示中的每个表面处执行局部曲率计算；以及
应用所述局部曲率计算的结果来计算每个表面位置处的所述局部毛细管压。
23.如权利要求14所述的计算机系统，其中，在执行确定润湿性更改的数值表示的迭代之后，所述指令还将所述一个或多个处理器配置为：
允许流体相由于经修改的表面润湿性而重新分布；以及
重复对润湿性更改的数值表示的确定。
24.如权利要求14所述的计算机系统，其中，所述计算机系统以每个表面位置处计算出的接触角的形式提供表面润湿性更改的数值预测以及所得到的润湿性空间分布。
25.如权利要求14所述的计算机系统，其中，离散的表面元和一个或多个流体元连通，并进行取决于矿物类型的局部特性、流体特性、流体成分、毛细管压和分离压的局部润湿性确定。
26.如权利要求14所述的计算机系统，其中，润湿性更改被迭代地执行，然后进行流体相重新分布，其中润湿性更改被重复进行直到所述计算系统检测到收敛，所述收敛是通过后续重复没有显著改变所确定的接触角的值而测量得出的。
27.一种有形地存储在计算机可读非暂态存储设备上的计算机程序产品，该计算机程序产品存储可执行的计算机指令，以确定在至少两个流体存在的情况下的物理岩石样本的润湿性更改，所述指令用于使计算系统：
检索物理岩石样本的表示，所述表示包括与所述物理岩石样本对应的孔隙空间和颗粒空间数据；
计算所述孔隙空间中的表面位置的局部曲率；以及
基于对局部曲率的确定，由所述计算机系统对与所述物理岩石对应的所述表面位置的润湿性进行分类。
28.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，用于计算局部曲率的指令包括用于以下操作的指令：
计算所述孔隙空间中的所述表面位置的局部毛细管压和局部分离压；并且所述计算机程序产品还包括用于以下操作的指令：
根据计算出的局部曲率，确定是否将发生水膜破裂；
对于所述表面位置中的一些表面位置，通过将所述毛细管压与基于局部曲率的压力和局部分离压之和进行比较，确定是否将发生水膜破裂；以及
对于所述表面位置中的具有水膜破裂的至少一些表面位置，基于局部表面特性、局部流体化学成分和老化时间来确定润湿性更改的程度。
29.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，用于产生的指令还包括用于以下操作的指令：
将润湿性模拟所需的输入参数指派给计算机模拟环境。
30.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，所述岩石样本的所述表示被建模为三角网格，并且流体由体元表示，体元被指派有属性。
31.如权利要求30所述的计算机程序产品，其中，体元能够被切割以使所述流体与所述三角网格相符。
32.如权利要求27所述的计算机程序产品，还包括用于以下操作的指令：
接收用户指定的条件；以及
根据接收到的用户指定的条件，执行排水模拟以建立流体相分布。
33.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，用于执行排水模拟的指令还包括用于以下操作的指令：
在所述岩石样本表示中的每个表面处执行局部曲率计算；以及
应用所述局部曲率计算的结果来计算每个表面位置处的所述局部毛细管压。
34.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，在执行确定润湿性更改的数值表示的迭代之后，所述计算系统还被配置为：
允许流体相由于经修改的表面润湿性而重新分布；以及
重复对润湿性更改的数值表示的确定。
35.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，所述指令使所述计算系统以每个表面位置处计算出的接触角的形式提供表面润湿性更改的数值预测以及所得到的润湿性空间分布。
36.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，离散的表面元和一个或多个流体元连通，并进行取决于矿物类型的局部特性、流体特性、流体成分、毛细管压和分离压的局部润湿性确定。
37.如权利要求27所述的计算机程序产品，其中，润湿性更改被迭代地执行，然后进行流体相重新分布，其中润湿性更改被重复进行直到所述计算系统检测到收敛，所述收敛是通过后续重复没有显著改变所确定的接触角的值而测量得出的。
38.如权利要求1所述的方法，其中迭代地执行润湿性更改，然后进行流体相重新分布，重复进行润湿性更改，直到计算系统检测到通过后续重复测量得到的收敛，而不会明显改变确定的接触角的值。
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