CN112504928B - 储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置 - Google Patents
储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112504928B CN112504928B CN202011094780.2A CN202011094780A CN112504928B CN 112504928 B CN112504928 B CN 112504928B CN 202011094780 A CN202011094780 A CN 202011094780A CN 112504928 B CN112504928 B CN 112504928B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reservoir rock
- fracture
- pore
- determining
- permeability
- 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.)
- Active
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 271
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 169
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims abstract description 76
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 110
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 25
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 185
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 124
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000007431 microscopic evaluation Methods 0.000 description 4
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000446313 Lamella Species 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000010603 microCT Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 238000002459 porosimetry Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
- G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
本申请提供了一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置，属于石油开发技术领域。该方法包括：获取待测试的储层岩石的孔隙特性，根据孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建储层岩石的多孔介质模型，获取储层岩石的裂缝特性，基于多孔介质模型和裂缝特性，构建裂缝‑孔隙双重介质模型，裂缝‑孔隙双重介质模型用于表示储层岩石的孔隙分布、储层岩石的基质分布和储层岩石的裂缝分布之间的关系；根据裂缝‑孔隙双重介质模型，确定储层岩石中裂缝的连通系数，通过连通系数定量表征储层岩石中裂缝的连通性。由于裂缝‑孔隙双重介质模型能够从储层岩石的整体维度，确定储层岩石中裂缝的连通系数，所以提高了确定储层岩石中裂缝的连通性的准确性。
Description
技术领域
本申请涉及石油开发技术领域，特别涉及一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置。
背景技术
在石油开发过程中，储层岩石的渗流率是石油开发的重要参考标准。储层岩石中裂缝的连通性是影响储层岩石渗流率的重要因素，所以如何确定储层岩石中裂缝的连通性是确定储层岩石渗流率的关键。
相关技术中，通过岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜等技术，对储层岩石中任一局部的微裂缝进行放大识别，得到储层岩石中微裂缝的网络形态。根据微裂缝的网络形态，确定每条裂缝上的平均交点数或者连通部分裂缝网络的密度占总体裂缝网络密度的比例，然后根据平均交点数或者比例定性确定储层岩石中裂缝的连通性。
但是，对于结构复杂的储层岩石，储层岩石各个局部的连通性不同，所以通过储层岩石中任一局部微裂缝的网络形态，确定整体储层岩石中裂缝的连通性的准确性低。
发明内容
本申请实施例提供了一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置，可以提高确定储层岩石中裂缝的连通性的准确性。所述技术方案如下：
一方面，本申请提供了一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法，所述方法包括：
获取待测试的储层岩石的孔隙特性，所述孔隙特性包括所述储层岩石的孔隙度、孔径范围和孔径分布函数；
根据所述孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建所述储层岩石的多孔介质模型，所述多孔介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布和所述储层岩石的基质分布之间的关系；
获取所述储层岩石的裂缝特性，基于所述多孔介质模型和所述裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，所述裂缝-孔隙双重介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布、所述储层岩石的基质分布和所述储层岩石的裂缝分布之间的关系；
根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，通过所述连通系数定量表征所述储层岩石中裂缝的连通性。
在一种可能的实现方式中，所述根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，包括：
根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石内的至少一条流通路径；
基于所述裂缝分布，确定每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度；
根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和所述储层岩石的第二水平长度，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数。
在另一种可能的实现方式中，所述根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和所述储层岩石的第二水平长度，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，包括：
根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度，从所述至少一条流通路径中确定第一水平长度之和最大的第一流通路径；
根据所述第一流通路径和所述储层岩石的第二水平长度，通过以下公式一，确定所述连通系数；
公式一：
其中，Wf表示所述连通系数，wfmax表示所述第一流通路径的第一水平长度之和，L表示所述第二水平长度，wf1表示所述第一流通路径中第1个裂缝的第一水平长度，wf2表示所述第一流通路径中第2个裂缝的第一水平长度，wfn表示所述第一流通路径中第n个裂缝的第一水平长度。
在另一种可能的实现方式中，所述根据所述孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建所述储层岩石的多孔介质模型，包括：
确定所述储层岩石的二维构造区域的横向网格、纵向网格和网格节点，所述网格节点为所述横向网格和所述纵向网格数的交点；
根据所述孔隙度、所述孔径范围和所述孔径分布函数，确定所述储层岩石的孔隙分布区域和所述储层岩石的基质分布区域；
通过数值算法将所述基质分布区域的网格节点标记数为第一数值，将所述孔隙分布区域的网格节点标记数为第二数值，得到所述储层岩石的多孔介质模型。
在另一种可能的实现方式中，所述获取所述储层岩石的裂缝特性，基于所述多孔介质模型和所述裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，包括：
确定所述储层岩石的裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度；
根据所述裂缝孔隙度、所述裂缝长度和所述裂缝开度，确定所述储层岩石的裂缝分布区域；
在所述多孔介质模型的基础上，通过数值算法将所述裂缝分布区域的网格节点标记数第三数值，得到裂缝-孔隙双重介质模型。
在另一种可能的实现方式中，所述方法还包括：
对所述多孔介质模型和裂缝-孔隙双重介质模型分别施加第一压力梯度的压力；
确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率，以及，确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
根据所述第一渗透率和所述第二渗透率，确定所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系。
在另一种可能的实现方式中，所述确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率，包括：
获取所述储层岩石的流体动力粘度以及所述多孔介质模型沿第一方向的第一流体速度；
根据所述第一压力梯度，通过以下公式二，确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率；
公式二：
其中，k1表示所述第一渗透率，μ表示所述流体动力粘度，
表示所述第一流体速度的平均值，
表示所述第一压力梯度。
在另一种可能的实现方式中，所述确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率，包括：
获取所述储层岩石的流体动力粘度以及所述裂缝-孔隙双重介质模型中沿第一方向的第二流体速度；
根据所述第一压力梯度，通过以下公式三，确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
公式三：
其中，k2表示所述第二渗透率，μ表示所述流体动力粘度，
表示所述第二流体速度的平均值，
表示所述第一压力梯度。
在另一种可能的实现方式中，所述根据所述第一渗透率和所述第二渗透率，确定所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系，包括：
根据所述第一渗透率、所述第二渗透率和所述储层岩石的渗透系数，确定以下公式四中的第一系数和第二系数，得到所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系；
公式四：
其中，k1表示所述第一渗透率，k2表示所述第二渗透率，Wf表示所述连通系数，e为自然常数，A为所述第一系数，B为所述第二系数。
另一方面，本申请提供了一种储层岩石中裂缝的连通性的确定装置，所述装置包括：
获取模块，用于获取待测试的储层岩石的孔隙特性，所述孔隙特性包括所述储层岩石的孔隙度、孔径范围和孔径分布函数；
第一构建模块，用于根据所述孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建所述储层岩石的多孔介质模型，所述多孔介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布和所述储层岩石的基质分布之间的关系；
第二构建模块，用于获取所述储层岩石的裂缝特性，基于所述多孔介质模型和所述裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，所述裂缝-孔隙双重介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布、所述储层岩石的基质分布和所述储层岩石的裂缝分布之间的关系；
第一确定模块，用于根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，通过所述连通系数定量表征所述储层岩石中裂缝的连通性。
在一种可能的实现方式中，所述第一确定模块，包括：
第一确定单元，用于根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石内的至少一条流通路径；
第二确定单元，用于基于所述裂缝分布，确定每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度；
第三确定单元，用于根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和所述储层岩石的第二水平长度，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数。
在另一种可能的实现方式中，所述第三确定单元，用于根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度，从所述至少一条流通路径中确定第一水平长度之和最大的第一流通路径；根据所述第一流通路径和所述储层岩石的第二水平长度，通过以下公式一，确定所述连通系数；
公式一：
其中，Wf表示所述连通系数，wfmax表示所述第一流通路径的第一水平长度之和，L表示所述第二水平长度，wf1表示所述第一流通路径中第1个裂缝的第一水平长度，wf2表示所述第一流通路径中第2个裂缝的第一水平长度，wfn表示所述第一流通路径中第n个裂缝的第一水平长度。
在另一种可能的实现方式中，所述第一构建模块，用于确定所述储层岩石的二维构造区域的横向网格、纵向网格和网格节点，所述网格节点为所述横向网格和所述纵向网格数的交点；根据所述孔隙度、所述孔径范围和所述孔径分布函数，确定所述储层岩石的孔隙分布区域和所述储层岩石的基质分布区域；通过数值算法将所述基质分布区域的网格节点标记数为第一数值，将所述孔隙分布区域的网格节点标记数为第二数值，得到所述储层岩石的多孔介质模型。
在另一种可能的实现方式中，所述第二构建模块，用于确定所述储层岩石的裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度；根据所述裂缝孔隙度、所述裂缝长度和所述裂缝开度，确定所述储层岩石的裂缝分布区域；在所述多孔介质模型的基础上，通过数值算法将所述裂缝分布区域的网格节点标记数第三数值，得到裂缝-孔隙双重介质模型。
在另一种可能的实现方式中，所述装置还包括：
第二确定模块，用于对所述多孔介质模型和裂缝-孔隙双重介质模型分别施加第一压力梯度的压力；确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率，以及，确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
第三确定模块，用于根据所述第一渗透率和所述第二渗透率，确定所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系。
在另一种可能的实现方式中，所述第二确定模块，用于获取所述储层岩石的流体动力粘度以及所述多孔介质模型沿第一方向的第一流体速度；根据所述第一压力梯度，通过以下公式二，确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率；
公式二：
其中，k1表示所述第一渗透率，μ表示所述流体动力粘度，
表示所述第一流体速度的平均值，
表示所述第一压力梯度。
在另一种可能的实现方式中，所述第二确定模块，用于获取所述储层岩石的流体动力粘度以及所述裂缝-孔隙双重介质模型中沿第一方向的第二流体速度；根据所述第一压力梯度，通过以下公式三，确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
公式三：
其中，k2表示所述第二渗透率，μ表示所述流体动力粘度，
表示所述第二流体速度的平均值，
表示所述第一压力梯度。
在另一种可能的实现方式中，所述第三确定模块，用于根据所述第一渗透率、所述第二渗透率和所述储层岩石的渗透系数，确定以下公式四中的第一系数和第二系数，得到所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系；
公式四：
其中，k1表示所述第一渗透率，k2表示所述第二渗透率，Wf表示所述连通系数，e为自然常数，A为所述第一系数，B为所述第二系数。
本申请实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
本申请提供了一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法，由于裂缝-孔隙双重介质模型是通过储层岩石的孔隙特性和裂缝特性得到的，而储层岩石的孔隙特性和裂缝特性属于储层岩石的整体特性，所以通过裂缝-孔隙双重介质模型确定的连通系数能够从储层岩石的整体维度来定量表征储层岩石中裂缝的连通性，与只通过储层岩石中任一局部微裂缝的网络形态确定的连通性相比，提高了确定储层岩石中裂缝的连通性的准确性。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，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申请的一些实施例，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是根据本申请实施例提供的一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法的流程图；
图2是根据本申请实施例提供的一种储层岩石微观分析的结构示意图；
图3是根据本申请实施例提供的一种裂缝-孔隙双重介质模型的示意图；
图4是根据本申请实施例提供的一种储层岩石中裂缝的连通系数的计算示意图；
图5是根据本申请实施例提供的一种压力梯度0.1MPa/m时裂缝-孔隙双重介质的第二渗透率的模拟结果的示意图；
图6是根据本申请实施例提供的一种裂缝-孔隙双重介质模型的渗透率与储层岩石中裂缝的连通系数的关系的示意图；
图7是根据本申请实施例提供的一种储层岩石中裂缝的连通性的确定装置的框图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
图1是本申请实施例提供的一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法的流程图。参见图1，该方法包括：
101、计算机设备获取待测试的储层岩石的孔隙特性，孔隙特性包括储层岩石的孔隙度、孔径范围和孔径分布函数。
在一种可能的实现方式中，计算机设备通过岩石孔隙度测定实验确定储层岩石的孔隙度。其中，孔隙度为储层岩石中所有孔隙空间体积之和与该储层岩石体积的比值，用符号ε表示。例如，通过岩石孔隙度测定实验确定储层岩石的孔隙度ε为0.1。
在一种可能的实现方式中，计算机设备通过高压压汞获取储层岩石的孔径范围和孔径分布函数等孔隙性质。例如，通过高压压汞获取储层岩石的孔径范围和孔径分布函数为：0.1μm～0.7μm，且满足正态分布。
102、计算机设备根据孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建储层岩石的多孔介质模型，多孔介质模型用于表示储层岩石的孔隙分布和储层岩石的基质分布之间的关系。
在一种可能的实现方式中，本步骤为：计算机设备确定储层岩石的二维构造区域的横向网格、纵向网格和网格节点，网格节点为横向网格和纵向网格数的交点；根据孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，确定储层岩石的孔隙分布区域和储层岩石的基质分布区域；通过数值算法将基质分布区域的网格节点标记数为第一数值，将孔隙分布区域的网格节点标记数为第二数值，得到储层岩石的多孔介质模型。
需要说明的一点是，在储层岩石的二维构造区域中，横向网格的数量用Nx表示，纵向网格的数量用Ny表示。可选的，相邻两条横向网格之间的距离与相邻两条纵向网格之间的距离相同，均为单位网格长度。例如，计算机设备确定储层岩石的二维构造区域的横向网格Nx和纵向网格数Ny分别为1000和800格子，单位网格长度为0.1μm。
可选的，第一数值与第二数值不同。例如，第一数值为0，第二数值为1。计算机设备通过数值算法将基质分布区域的网格节点标记数为0，将孔隙分布区域的网格节点标记数为1。
103、计算机设备获取储层岩石的裂缝特性，基于多孔介质模型和裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，裂缝-孔隙双重介质模型用于表示储层岩石的孔隙分布、储层岩石的基质分布和储层岩石的裂缝分布之间的关系。
在一种可能的实现方式中，本步骤为：计算机设备确定储层岩石的裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度；根据裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度，确定储层岩石的裂缝分布区域；在多孔介质模型的基础上，通过数值算法将裂缝分布区域的网格节点标记数第三数值，得到裂缝-孔隙双重介质模型。其中，微裂缝孔隙度可以用符号εf表示，裂缝长度可以用符号l表示，裂缝开度可以用符合d表示。例如，计算机设备通过微观分析，确定储层岩石的裂缝孔隙度εf为0.05、裂缝长度l为40μm和裂缝开度d为2μm。
在一种可能的实现方式中，计算机设备通过微观分析，确定储层岩石的裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度。可选的，微观分析包括岩石薄片分析、扫描电镜分析、微CT扫描分析和三维数字岩心分析中的至少一项。
例如，参见图2，其中，图2(a)为岩石薄片分析得到的储层岩石的构造缝分布。图2(b)为扫描电镜分析得到的储层岩石的粒间缝分布。图2(c)为微CT扫描分析得到的储层岩石的粒间缝分布。
在一种可能的实现方式中，裂缝随机分布于基质多孔介质中。相应的，计算机设备在多孔介质模型的基础上，通过数值算法将裂缝分布区域的网格节点标记数第三数值，得到裂缝-孔隙双重介质模型的步骤为：计算机设备将裂缝分布区域随机分布于多孔介质模型中，通过数值算法将裂缝分布区域的网格节点标记数第三数值，直至达到设定的裂缝孔隙度，得到裂缝-孔隙双重介质模型。
需要说明的一点是，第一数值、第二数值和第三数值不同。例如，参见图3，第一数值为0，第二数值为1，第三数值为2。计算机设备通过数值算法将基质分布区域的网格节点标记数为0，将孔隙分布区域的网格节点标记数为1，将裂缝分布区域的网格节点标记数2，得到裂缝-孔隙双重介质模型。
104、计算机设备根据裂缝-孔隙双重介质模型，确定储层岩石中裂缝的连通系数，通过连通系数定量表征储层岩石中裂缝的连通性。
在一种可能的实现方式中，储层岩石内包括至少一条流通路径。储层岩石内的储层油气通过流通路径形成渗流。相应的，计算机设备根据裂缝-孔隙双重介质模型，确定储层岩石中裂缝的连通系数的步骤为：计算机设备根据裂缝-孔隙双重介质模型，确定储层岩石内的至少一条流通路径；基于裂缝分布，确定每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度；根据每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和储层岩石的第二水平长度，确定储层岩石中裂缝的连通系数。
在一种可能的实现方式中，计算机设备根据每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和储层岩石的第二水平长度，确定储层岩石中裂缝的连通系数，包括：计算机设备根据每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度，从至少一条流通路径中确定第一水平长度之和最大的第一流通路径；根据第一流通路径和储层岩石的第二水平长度，通过以下公式一，确定连通系数；
公式一：
其中，Wf表示连通系数，wfmax表示第一流通路径的第一水平长度之和，L表示第二水平长度，wf1表示第一流通路径中第1个裂缝的第一水平长度，wf2表示第一流通路径中第2个裂缝的第一水平长度，wfn表示第一流通路径中第n个裂缝的第一水平长度。
例如，参见图4，计算机设备根据每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度，从至少一条流通路径中确定第一水平长度之和最大的第一流通路径，确定第一流通路径中第1个裂缝的第一水平长度wf1，以及第2个裂缝的第一水平长度wf2。通过公式一，确定连通系数为：
需要说明的一点是，连通系数Wf的大小介于0与1之间。并且，连通系数Wf越大，裂缝-孔隙双重介质模型中微裂缝网络整体连通性越高，储层岩石中裂缝的连通性越高，计算机设备通过连通系数定量表征储层岩石中裂缝的连通性。
在本申请实施例中，计算机设备通过裂缝-孔隙双重介质模型，确定流通路径内的多个裂缝的第一水平长度之和的最大值与储层岩石的第二水平长度比值为储层岩石中裂缝的连通系数，准确的表征了不规则裂缝网络的整体连通性，进而提高了确定结构复杂的储层岩石中裂缝的连通性的准确性。
需要说明的另一点是，计算机设备通过连通系数定量表征储层岩石中裂缝的连通性之后，还可以确定储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透系数之间的对应关系，从而能够通过连通系数定量表征储层岩石中裂缝的连通性。
在一种可能的实现方式中，计算机设备确定储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透系数之间的对应关系可以通过以下步骤(1)至(3)实现：
(1)计算机设备对多孔介质模型和裂缝-孔隙双重介质模型分别施加第一压力梯度的压力。
在本申请实施例中，第一压力梯度的大小可以是0.1MPa/m至1MPa/m之间的任一数值，在本申请实施例中，对第一压力梯度的大小不作具体限定，可以根据需要进行设置并更改。
(2)计算机设备确定多孔介质模型在第一压力梯度的压力下的第一渗透率，以及，确定裂缝-孔隙双重介质模型在第一压力梯度的压力下的第二渗透率。
在一种可能的实现方式中，计算机设备确定多孔介质模型在第一压力梯度的压力下的第一渗透率，包括：计算机设备获取储层岩石的流体动力粘度以及多孔介质模型沿第一方向的第一流体速度；根据第一压力梯度，通过以下公式二，确定多孔介质模型在第一压力梯度的压力下的第一渗透率；
公式二：
其中，k1表示第一渗透率，μ表示流体动力粘度，
表示第一流体速度的平均值，
表示第一压力梯度。
在一种可能的实现方式中，计算机设备确定裂缝-孔隙双重介质模型在第一压力梯度的压力下的第二渗透率，包括：计算机设备获取储层岩石的流体动力粘度以及裂缝-孔隙双重介质模型中沿第一方向的第二流体速度；根据第一压力梯度，通过以下公式三，确定裂缝-孔隙双重介质模型在第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
公式三：
其中，k2表示第二渗透率，μ表示流体动力粘度，
表示第二流体速度的平均值，
表示第一压力梯度。
在本申请实施例中，渗透率的单位为m2，流体动力粘度的单位为Pa·s，第二流体速度的单位为m/s。可选的，第一方向为X方向。
在一种可能的实现方式中，计算机设备可以运用格子-玻尔兹曼方法模拟多孔介质模型和裂缝-孔隙双重介质模型中流体渗流。
其中，粒子分布函数的演化方程为公式五：
fi(x+eiδt,t+δt)-fi(x,t)＝-Ω[fi(x,t)-fi eq(x,t)]
其中，fi为粒子分布函数，kg/m3；ei为格子速度，m/s；t为时间，s；Ω为碰撞矩阵，Ω＝M-1SM，M为粒子分布函数fi的变换矩阵；fi eq为平衡态粒子分布函数。
可选的，平衡态粒子分布函数为公式六：
其中，ρ为流体密度，kg/m3；wi为权系数；u为流体速度，m/s；cs为声速，m/s。
需要说明的一点是，公式五和公式六中的参数为通过格子-玻尔兹曼模拟待测的储层岩石的流体渗流时的参数。
在本申请实施例中，计算机设备通过格子-玻尔兹曼方法定量确定储层岩石中裂缝的连通性对储层岩石的渗透率的影响，提高了对含裂缝网络的储层岩石的储集空间和渗流能力的认识。
需要说明的一点是，在计算机设备通过以下公式二，确定多孔介质模型在第一压力梯度的压力下的第一渗透率之前，需确定粒子分布函数达到稳态。其中，计算机设备确定粒子分布函数达到稳态的步骤为：计算机设备对基质多孔介质模型施加第一压力梯度的压力，按照公式五开始演化，直至粒子分布函数达到稳态。
在计算机设备通过以下公式三，确定裂缝-孔隙双重介质模型在第一压力梯度的压力下的第二渗透率之前，需确定粒子分布函数达到稳态。其中，计算机设备确定粒子分布函数达到稳态的步骤为：计算机设备对裂缝-孔隙双重介质模型施加第二压力梯度的压力，按照公式五开始演化，直至粒子分布函数达到稳态。例如，参见图5，在第二压力梯度为0.1MPa/m时，裂缝-孔隙双重介质的第二渗透率的模拟结果。
(3)计算机设备根据第一渗透率和第二渗透率，确定储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透系数之间的对应关系。
在一种可能的实现方式中，计算机设备根据第一渗透率和第二渗透率，确定储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透率之间的对应关系，包括：计算机设备根据第一渗透率、第二渗透率和储层岩石的渗透系数，确定以下公式四中的第一系数和第二系数，得到储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透系数之间的对应关系；
公式四：
其中，k1表示第一渗透率，k2表示第二渗透率，Wf表示连通系数，e为自然常数，A为第一系数，B为第二系数。
例如，参见图6，X轴表示20组不同的第二渗透率，X轴表示20组不同的第二渗透率下的连通系数。其中，第二渗透率与连通系数呈较好地正相关关系。当储层岩石中裂缝的连通系数由0.11增至0.80时，裂缝-孔隙双重介质模型的渗透率增加幅度达61.83％，拟合相关系数平方达到0.832。相应的，计算机设备根据第一渗透率、第二渗透率和储层岩石的渗透系数，确定第一系数为0.93，确定第二系数为0.886，储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透系数之间的对应关系为：k＝0.93kee0.886f。
在本申请实施例中，由于裂缝-孔隙双重介质模型是通过储层岩石的孔隙特性和裂缝特性得到的，而储层岩石的孔隙特性和裂缝特性属于储层岩石的整体特性，所以通过裂缝-孔隙双重介质模型确定的连通系数能够从储层岩石的整体维度来定量表征储层岩石中裂缝的连通性，与只通过储层岩石中任一局部微裂缝的网络形态确定的连通性相比，提高了确定储层岩石中裂缝的连通性的准确性。
图7是根据本申请实施例提供的一种储层岩石中裂缝的连通性的确定装置的框图。参见图7，该装置包括：
获取模块701，用于获取待测试的储层岩石的孔隙特性，孔隙特性包括储层岩石的孔隙度、孔径范围和孔径分布函数；
第一构建模块702，用于根据孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建储层岩石的多孔介质模型，多孔介质模型用于表示储层岩石的孔隙分布和储层岩石的基质分布之间的关系；
第二构建模块703，用于获取储层岩石的裂缝特性，基于多孔介质模型和裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，裂缝-孔隙双重介质模型用于表示储层岩石的孔隙分布、储层岩石的基质分布和储层岩石的裂缝分布之间的关系；
第一确定模块704，用于根据裂缝-孔隙双重介质模型，确定储层岩石中裂缝的连通系数，通过连通系数定量表征储层岩石中裂缝的连通性。
在一种可能的实现方式中，第一确定模块704，包括：
第一确定单元，用于根据裂缝-孔隙双重介质模型，确定储层岩石内的至少一条流通路径；
第二确定单元，用于基于裂缝分布，确定每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度；
第三确定单元，用于根据每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和储层岩石的第二水平长度，确定储层岩石中裂缝的连通系数。
在另一种可能的实现方式中，第三确定单元，用于根据每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度，从至少一条流通路径中确定第一水平长度之和最大的第一流通路径；根据第一流通路径和储层岩石的第二水平长度，通过以下公式一，确定连通系数；
公式一：
其中，Wf表示连通系数，wfmax表示第一流通路径的第一水平长度之和，L表示第二水平长度，wf1表示第一流通路径中第1个裂缝的第一水平长度，wf2表示第一流通路径中第2个裂缝的第一水平长度，wfn表示第一流通路径中第n个裂缝的第一水平长度。
在另一种可能的实现方式中，第一构建模块702，用于确定储层岩石的二维构造区域的横向网格、纵向网格和网格节点，网格节点为横向网格和纵向网格数的交点；根据孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，确定储层岩石的孔隙分布区域和储层岩石的基质分布区域；通过数值算法将基质分布区域的网格节点标记数为第一数值，将孔隙分布区域的网格节点标记数为第二数值，得到储层岩石的多孔介质模型。
在另一种可能的实现方式中，第二构建模块703，用于确定储层岩石的裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度；根据裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度，确定储层岩石的裂缝分布区域；在多孔介质模型的基础上，通过数值算法将裂缝分布区域的网格节点标记数第三数值，得到裂缝-孔隙双重介质模型。
在另一种可能的实现方式中，该装置还包括：
第二确定模块，用于对多孔介质模型和裂缝-孔隙双重介质模型分别施加第一压力梯度的压力；确定多孔介质模型在第一压力梯度的压力下的第一渗透率，以及，确定裂缝-孔隙双重介质模型在第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
第三确定模块，用于根据第一渗透率和第二渗透率，确定储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透系数之间的对应关系。
在另一种可能的实现方式中，第二确定模块，用于获取储层岩石的流体动力粘度以及多孔介质模型沿第一方向的第一流体速度；根据第一压力梯度，通过以下公式二，确定多孔介质模型在第一压力梯度的压力下的第一渗透率；
公式二：
其中，k1表示第一渗透率，μ表示流体动力粘度，
表示第一流体速度的平均值，
表示第一压力梯度。
在另一种可能的实现方式中，第二确定模块，用于获取储层岩石的流体动力粘度以及裂缝-孔隙双重介质模型中沿第一方向的第二流体速度；根据第一压力梯度，通过以下公式三，确定裂缝-孔隙双重介质模型在第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
公式三：
其中，k2表示第二渗透率，μ表示流体动力粘度，
表示第二流体速度的平均值，
表示第一压力梯度。
在另一种可能的实现方式中，第三确定模块，用于根据第一渗透率、第二渗透率和储层岩石的渗透系数，确定以下公式四中的第一系数和第二系数，得到储层岩石中裂缝的连通性与储层岩石的渗透系数之间的对应关系；
公式四：
其中，k1表示第一渗透率，k2表示第二渗透率，Wf表示连通系数，e为自然常数，A为第一系数，B为第二系数。
在本申请实施例中，由于裂缝-孔隙双重介质模型是通过储层岩石的孔隙特性和裂缝特性得到的，而储层岩石的孔隙特性和裂缝特性属于储层岩石的整体特性，所以通过裂缝-孔隙双重介质模型确定的连通系数能够从储层岩石的整体维度来定量表征储层岩石中裂缝的连通性，与只通过储层岩石中任一局部微裂缝的网络形态确定的连通性相比，提高了确定储层岩石中裂缝的连通性的准确性。
以上所述仅为本申请的可选实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种储层岩石中裂缝的连通性的确定方法，其特征在于，所述方法包括：
获取待测试的储层岩石的孔隙特性，所述孔隙特性包括所述储层岩石的孔隙度、孔径范围和孔径分布函数；
根据所述孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建所述储层岩石的多孔介质模型，所述多孔介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布和所述储层岩石的基质分布之间的关系；
获取所述储层岩石的裂缝特性，基于所述多孔介质模型和所述裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，所述裂缝-孔隙双重介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布、所述储层岩石的基质分布和所述储层岩石的裂缝分布之间的关系；
根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，通过所述连通系数定量表征所述储层岩石中裂缝的连通性。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，包括：
根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石内的至少一条流通路径；
基于所述裂缝分布，确定每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度；
根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和所述储层岩石的第二水平长度，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度和所述储层岩石的第二水平长度，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，包括：
根据所述每条流通路径内的多个裂缝的第一水平长度，从所述至少一条流通路径中确定第一水平长度之和最大的第一流通路径；
根据所述第一流通路径和所述储层岩石的第二水平长度，通过以下公式一，确定所述连通系数；
公式一：
其中，Wf表示所述连通系数，wfmax表示所述第一流通路径的第一水平长度之和，L表示所述第二水平长度，wf1表示所述第一流通路径中第1个裂缝的第一水平长度，wf2表示所述第一流通路径中第2个裂缝的第一水平长度，wfn表示所述第一流通路径中第n个裂缝的第一水平长度。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建所述储层岩石的多孔介质模型，包括：
确定所述储层岩石的二维构造区域的横向网格、纵向网格和网格节点，所述网格节点为所述横向网格和所述纵向网格的交点；
根据所述孔隙度、所述孔径范围和所述孔径分布函数，确定所述储层岩石的孔隙分布区域和所述储层岩石的基质分布区域；
通过数值算法将所述基质分布区域的网格节点标记数为第一数值，将所述孔隙分布区域的网格节点标记数为第二数值，得到所述储层岩石的多孔介质模型。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述获取所述储层岩石的裂缝特性，基于所述多孔介质模型和所述裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，包括：
确定所述储层岩石的裂缝孔隙度、裂缝长度和裂缝开度；
根据所述裂缝孔隙度、所述裂缝长度和所述裂缝开度，确定所述储层岩石的裂缝分布区域；
在所述多孔介质模型的基础上，通过数值算法将所述裂缝分布区域的网格节点标记数第三数值，得到所述裂缝-孔隙双重介质模型。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
对所述多孔介质模型和所述裂缝-孔隙双重介质模型分别施加第一压力梯度的压力；
确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率，以及，确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
根据所述第一渗透率和所述第二渗透率，确定所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率，包括：
获取所述储层岩石的流体动力粘度以及所述多孔介质模型沿第一方向的第一流体速度；
根据所述第一压力梯度，通过以下公式二，确定所述多孔介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第一渗透率；
公式二：
其中，k1表示所述第一渗透率，μ表示所述流体动力粘度，
表示所述第一流体速度的平均值，
表示所述第一压力梯度。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率，包括：
获取所述储层岩石的流体动力粘度以及所述裂缝-孔隙双重介质模型中沿第一方向的第二流体速度；
根据所述第一压力梯度，通过以下公式三，确定所述裂缝-孔隙双重介质模型在所述第一压力梯度的压力下的第二渗透率；
公式三：
其中，k2表示所述第二渗透率，μ表示所述流体动力粘度，
表示所述第二流体速度的平均值，
表示所述第一压力梯度。
9.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述根据所述第一渗透率和所述第二渗透率，确定所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系，包括：
根据所述第一渗透率、所述第二渗透率和所述储层岩石的渗透系数，确定以下公式四中的第一系数和第二系数，得到所述储层岩石中裂缝的连通性与所述储层岩石的渗透系数之间的对应关系；
公式四：
其中，k1表示所述第一渗透率，k2表示所述第二渗透率，Wf表示所述连通系数，e为自然常数，A为所述第一系数，B为所述第二系数。
10.一种储层岩石中裂缝的连通性的确定装置，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于获取待测试的储层岩石的孔隙特性，所述孔隙特性包括所述储层岩石的孔隙度、孔径范围和孔径分布函数；
第一构建模块，用于根据所述孔隙度、孔径范围和孔径分布函数，构建所述储层岩石的多孔介质模型，所述多孔介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布和所述储层岩石的基质分布之间的关系；
第二构建模块，用于获取所述储层岩石的裂缝特性，基于所述多孔介质模型和所述裂缝特性，构建裂缝-孔隙双重介质模型，所述裂缝-孔隙双重介质模型用于表示所述储层岩石的孔隙分布、所述储层岩石的基质分布和所述储层岩石的裂缝分布之间的关系；
确定模块，用于根据所述裂缝-孔隙双重介质模型，确定所述储层岩石中裂缝的连通系数，通过所述连通系数定量表征所述储层岩石中裂缝的连通性。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011094780.2A CN112504928B (zh) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | 储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011094780.2A CN112504928B (zh) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | 储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112504928A CN112504928A (zh) | 2021-03-16 |
| CN112504928B true CN112504928B (zh) | 2022-11-04 |
Family
ID=74953891
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011094780.2A Active CN112504928B (zh) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | 储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112504928B (zh) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104237103A (zh) * | 2014-09-23 | 2014-12-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种孔隙连通性定量表征方法及装置 |
| CN105019894A (zh) * | 2015-07-29 | 2015-11-04 | 长江大学 | 一种多层油藏井间连通性模型建立方法及系统 |
| CN109887083A (zh) * | 2019-01-29 | 2019-06-14 | 中国石油集团测井有限公司西南分公司 | 一种裂缝-孔隙双重介质耦合渗透率模型的建立方法 |
| CN110853138A (zh) * | 2019-11-21 | 2020-02-28 | 科吉思石油技术咨询(北京)有限公司 | 双重介质碳酸盐岩孔隙-裂缝双重网络模型构建方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11238373B2 (en) * | 2018-08-01 | 2022-02-01 | The Board Of Regents Of The University Of Oklahoma | Data-driven and intelligent characterization of spatial distributions of transport properties in heterogeneous materials |
-
2020
- 2020-10-14 CN CN202011094780.2A patent/CN112504928B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104237103A (zh) * | 2014-09-23 | 2014-12-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种孔隙连通性定量表征方法及装置 |
| CN105019894A (zh) * | 2015-07-29 | 2015-11-04 | 长江大学 | 一种多层油藏井间连通性模型建立方法及系统 |
| CN109887083A (zh) * | 2019-01-29 | 2019-06-14 | 中国石油集团测井有限公司西南分公司 | 一种裂缝-孔隙双重介质耦合渗透率模型的建立方法 |
| CN110853138A (zh) * | 2019-11-21 | 2020-02-28 | 科吉思石油技术咨询(北京)有限公司 | 双重介质碳酸盐岩孔隙-裂缝双重网络模型构建方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112504928A (zh) | 2021-03-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105115874B (zh) | 多源信息融合的多组分三维数字岩心构建方法 | |
| CN104533370B (zh) | 压裂水平井油藏、裂缝、井筒全耦合模拟方法 | |
| CN111428321B (zh) | 一种基于简化数字岩心的砾岩储层孔隙网络模型建模方法 | |
| CN111624147A (zh) | 岩心的相对渗透率测定方法及装置 | |
| CN107817199A (zh) | 一种致密砂岩多尺度孔隙模型的构建方法和应用 | |
| WO2014104909A1 (ru) | Способ получения характеристической трехмерной модели образца пористого материала для исследования свойств проницаемости | |
| CN106837315B (zh) | 裂缝性碳酸盐岩基质与裂缝耦合作用表征方法 | |
| CN108303360B (zh) | 一种煤岩三维孔隙网络结构参数表征方法 | |
| CN106285664A (zh) | 基于逾渗网络模拟的双重介质储层岩石含水饱和度计算法 | |
| CN104833789A (zh) | 利用致密砂岩微观孔隙结构确定气水关系的方法 | |
| CN110987985A (zh) | 射孔损害室内评价数字岩心方法 | |
| CN110700820A (zh) | 松辽盆地北部致密油储层甜点分类方法 | |
| Zhang et al. | Permeability prediction of carbonate rocks based on digital image analysis and rock typing using random forest algorithm | |
| CN109632604B (zh) | 一种孔隙尺度到岩心尺度聚合物驱相对渗透率粗化方法 | |
| CN115524275A (zh) | 考虑岩块渗流和裂隙渗流的裂隙岩体渗透张量确定方法 | |
| Ghassemzadeh et al. | Pore network simulation of fluid imbibition into paper during coating: II. Characterization of paper's morphology and computation of its effective permeability tensor | |
| Zhou et al. | Investigation of microscopic pore structure and permeability prediction in sand-conglomerate reservoirs | |
| CN112504928B (zh) | 储层岩石中裂缝的连通性的确定方法及装置 | |
| Youssef et al. | High resolution μ-CT combined to numerical models to assess electrical properties of bimodal carbonates | |
| Wu et al. | Fractal characteristics of low-permeability sandstone reservoirs | |
| Hussein et al. | Developing pore size distribution models in heterogeneous carbonates using especially nuclear magnetic resonance | |
| Li et al. | Detailed characterization of micronano pore structure of tight sandstone reservoir space in three dimensional space: a case study of the Gao 3 and Gao 4 members of Gaotaizi reservoir in the Qijia area of the Songliao basin | |
| CN112069644A (zh) | 一种用于构建干热岩体热储参数模型的方法及系统 | |
| US11867869B2 (en) | Multiple porosity micromodel | |
| Khaksar et al. | SWRC modeling in unsaturated soils: a pore network approach |
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 |