CN113361160A - 基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质 - Google Patents

基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质 Download PDF

Info

Publication number
CN113361160A
CN113361160A CN202110616040.9A CN202110616040A CN113361160A CN 113361160 A CN113361160 A CN 113361160A CN 202110616040 A CN202110616040 A CN 202110616040A CN 113361160 A CN113361160 A CN 113361160A
Authority
CN
China
Prior art keywords
digital core
shale
pore
dimensional
phase flow
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
CN202110616040.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113361160B (zh
Inventor
孙海
段炼
姚军
张磊
朱光普
杨永飞
宋文辉
刘磊
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.)
China University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
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 China University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN202110616040.9A priority Critical patent/CN113361160B/zh
Publication of CN113361160A publication Critical patent/CN113361160A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113361160B publication Critical patent/CN113361160B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G06F30/23—Design optimisation, verification or simulation using finite element methods [FEM] or finite difference methods [FDM]
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2113/00—Details relating to the application field
    • G06F2113/08—Fluids
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本申请公开了一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质，属于油气渗流技术领域。所述方法包括获取三维页岩数字岩心，其中三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心；将三维页岩数字岩心中与有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件；将粘度初始条件代入到N‑S方程中进行求解，得到基于三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。该方法在进行页岩油单相流动模拟时对孔隙壁面吸附层进行了不同粘度的限定，使得模拟结果可以表征页岩油在岩心内部的流动能力。

Description

基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质
技术领域
本申请涉及油气渗流技术领域，特别涉及一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质。
背景技术
页岩油是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。对于页岩油的开采研究，是石油领域的热点之一。由于页岩岩心内流体流动机制复杂，难以通过实验手段得到页岩致密微孔隙内流体的渗流规律，因而目前对于页岩油流动模拟研究大多基于数字岩心。数字岩心是真实岩心在一定分辨率下的骨架和孔隙准确标识的数字矩阵，是孔隙级微观渗流理论研究的基础。
相关技术中，基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法主要是孔隙网络模型方法和直接模拟方法。然而，目前不论是孔隙网络模型方法还是直接模拟方法在模拟页岩油单相流动时均未考虑孔隙壁面吸附层具有不同粘度的问题，难以表征页岩油在岩心内部的流动能力。
发明内容
鉴于此，本申请提供一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质，在基于数字岩心进行页岩油单相流动模拟时对孔隙壁面吸附层进行了不同粘度的限定，使得模拟结果可以表征页岩油在岩心内部的流动能力。
具体而言，包括以下的技术方案：
第一方面，本申请实施例提供了一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，所述方法包括：
获取三维页岩数字岩心，其中所述三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心；
将所述三维页岩数字岩心中与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件；
将所述粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到基于所述三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。
可选的，所述获取三维页岩数字岩心包括：
获取已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件；
根据所述已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件，建立背景网格；
对所述背景网格进行孔隙网格剖分，得到所述三维页岩数字岩心。
可选的，所述对所述背景网格进行孔隙网格剖分包括：
采用OpenFOAM中的snappyHexMesh工具进行孔隙网格剖分；
对所述无机质孔隙边界和所述有机质孔隙边界处的网格采用面加密的方式进行细化切分。
可选的，所述将所述三维页岩数字岩心中与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数之前，所述方法还包括：
采用OpenFOAM中的topoSet工具选择网格，得到所述有机质孔隙边界相邻的一层网格。
可选的，所述粘度初始条件的计算公式为：
u＝nuk×u0
其中，所述u为粘度，单位为Pa·s；所述u0为初始粘度，单位为Pa·s；所述nuk为修正系数，对于代表与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格中的网格，所述nuk取值为n，对于其余网格，所述nuk取值为1。
可选的，所述N-S方程的计算公式为：
Figure BDA0003097552210000021
▽·U＝0
U|wall＝bn·(▽U+▽TU)
Figure BDA0003097552210000022
pin＝C1
pin＝C1
μ＝nuk×μ0
其中，ρ为油相的密度，单位为kg/m3；U为速度矢量，单位为m·s-1；t为流动的时间，单位为s；p为油相的压力，单位为Pa；μ为油相的粘度，单位为Pa·s；n为孔隙壁面的法向量；b为滑移长度，单位为m；vslip为滑移速度，单位为m·s-1；v为流动速度，单位为m·s-1；r为到孔隙中轴线的距离，单位为m；pin和pout分别为入口和出口端的压力，单位为N；C1和C2为设定的压力常数，单位为Pa。
可选的，所述将所述粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解包括：
对所述N-S方程采用SIMPLE算法进行求解，且所述求解的过程采用有限体积法离散。
可选的，所述基于所述三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果包括：页岩渗透率和流速压差曲线。
第二方面，本申请实施例提供了一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟装置，所述装置包括：
获取模块，用于获取三维页岩数字岩心，其中所述三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心；
粘度确定模块，用于将所述三维页岩数字岩心中与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件；
方程求解模块，用于将所述粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到基于所述三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。
第三方面，本申请实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有指令，所述指令被处理器执行时实现上述基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法中任一项方法的步骤。
本申请实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
通过获取三维页岩数字岩心，其中三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心，通过将三维页岩数字岩心中与有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件，实现了在进行页岩油单相流动模拟时对孔隙壁面吸附层进行了不同粘度的限定，再将粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到了基于三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。该方法由于对孔隙壁面吸附层进行了不同粘度的限定，更符合页岩油在岩心内部的流动状态，因此该模拟结果可以表征页岩油在岩心内部的流动能力。
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为本申请实施例提供的一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法的方法流程图；
图2为本申请实施例提供的一种三维页岩数字岩心的表面网格文件的示意图；
图3为本申请实施例提供的一种孔隙网格剖分后的三维页岩数字岩心的网格的结构示意图；
图4为本申请实施例提供的一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟装置的结构示意图。
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。
为了后续便于说明，将本申请实施例涉及的术语先在此进行解释说明。
有限体积法，又称为有限容积法，是计算流体力学中常用的一种数值算法。它以守恒方程的积分形式提出，将求解域细分为有限个连续控制体积，并将守恒方程应用于每个连续控制体积，通过对流体流动的有限子区域的积分离散来构造离散方程。每个的质心处是一个计算节点，在该计算节点上要计算变量值。该方法适用于任意类型的单元网格，便于应用来模拟具有复杂边界形状区域的流体运动。有限体积法各项近似都含有明确的物理意义。
STL文件格式，是美国3D SYSTEMS公司提出的三维实体造型系统的一个接口标准，其接口格式规范，是原本用于立体光刻计算机辅助设计软件的文件格式。采用三角形面片离散地近似表示三维模型，目前已被工业界认为是快速成形领域的标准描述文件格式。STL文件是一种用许多空间小三角形面片逼近三维实体表面的数据模型，STL模型的数据通过给出组成三角形法向量的3个分量(用于确定三角面片的正反方向)及三角形的3个顶点坐标来实现，一个完整的STL文件记载了组成实体模型的所有三角形面片的法向量数据和顶点坐标数据信息。目前的STL文件格式包括二进制文件(BINARY)和文本文件(ASCII)两种。
页岩油藏孔隙结构多样，真实岩心内渗流规律复杂。页岩孔隙主要分为有机质孔隙和无机质孔隙。有机质孔隙表面为干酪根，油相润湿；无机质孔隙表面为矿物，水相润湿。同时，在微观尺度的流动中，吸附层的影响是不可忽略的。页岩孔隙中的流体分为两个区域，靠近孔隙壁面的为吸附层，在孔隙中心的为体相区，两个区域的流动粘度不同。页岩油藏内流体流动机制异常复杂，达西定律不再适用。
随着CT扫描技术和扫描电镜(SEM)技术的进步，能够准确得到岩心的二维孔隙结构图像，进而重构三维数字岩心。数字岩心是真实岩心在一定分辨率下的骨架和孔隙准确标识的数字矩阵。数字岩心是孔隙级微观渗流理论研究的基础，在微观孔隙尺度上它为研究流体在多孔介质中的流动提供了重要的研究途径。数字岩心为模拟流体在岩心内部的流动提供了重要研究平台，克服了真实岩心加工复杂、实验成本高且周期长的弊端，而且解决了实验结果无法得到岩心内部的流体分布的问题。数字岩心中的流动模拟具有重要意义，根据模拟结果能够表征流体在数字岩心内部的流动能力，得到限制流体流动的孔隙和喉道的尺寸等等。
本申请实施例提供了一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其方法流程图如图1所示，该方法包括如下步骤。
步骤101、获取三维页岩数字岩心，其中三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心。
在本申请实施例中，获取三维页岩数字岩心的实现方式可以为：获取已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件；根据已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件，建立背景网格；对背景网格进行孔隙网格剖分，得到三维页岩数字岩心。
其中，三维页岩数字岩心的表面网格文件可以为STL文件，其示意图如图2所示。该STL文件中存储的是STL模型。根据该STL模型尺寸大小，通过绘制，以建立背景网格。
对背景网格进行孔隙网格剖分的实现方式可以为：采用OpenFOAM中的snappyHexMesh工具进行孔隙网格剖分；对无机质孔隙边界和有机质孔隙边界处的网格采用面加密的方式进行细化切分。
需要说明的是，OpenFOAM是一个针对不同的流动编写不同的C++程序集合，每一种流体流动都可以用一系列的偏微分方程表示，求解这种运动的偏微分方程的代码，即为OpenFOAM的一个求解器。OpenFOAM中包含多种不同的求解器，本文中所出现的OpenFOAM中的工具均属于求解器范畴，是本领域技术人员可以直接获取并使用的，因而在此对于OpenFOAM中的各个求解器的介绍不做详细描述。
其中，采用OpenFOAM中的snappyHexMesh工具进行孔隙网格剖分，可识别无机质孔隙边界和有机质孔隙边界并分别命名。在本申请实施例中，无机质孔隙边界和有机质孔隙边界可以分别命名为“fixedWalls_inorganic”和“fixedWalls_organic”。
对无机质孔隙边界和有机质孔隙边界处的网格采用面加密的方式进行细化切分，可以达到构建出一层紧贴孔隙壁面的网格作为吸附层网格的目的。在这里，面加密是针对与几何表面相交的体网格进行加密的一种加密形式，可以保证后续面贴合的准确性。面加密相关参数设置包括细化等级，最小、最大细化等级。面加密允许用户依据几何表面指定面域，以及依据封闭几何面指定体域。OpenFOAM中的snappyHexMesh工具采用八叉树方法划分网格，细化级别的每次增加都会使细化网格单元尺寸减少一半。
对背景网格进行孔隙网格剖分，得到孔隙网格剖分后的三维页岩数字岩心。在一种可能示例中，如图3所示，为一种孔隙网格剖分后的三维页岩数字岩心的网格的结构示意图。
步骤102、将三维页岩数字岩心中与有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件。
在本步骤之前，可以采用OpenFOAM中的topoSet工具选择三维页岩数字岩心中的网格，得到有机质孔隙边界相邻的一层网格，即选择出有机质孔隙边界相邻的一层网格，该层网格即为页岩油吸附层。
通过将三维页岩数字岩心中与有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，实现了对页岩油吸附层粘度的区别限定。
在一种可能示例中，粘度初始条件的计算公式为：
u＝nuk×u0
其中，u为粘度，单位为Pa·s；u0为初始粘度，单位为Pa·s；nuk为修正系数，对于代表与有机质孔隙边界相邻的一层网格中的网格，nuk取值为n，对于其余网格，nuk取值为1。
步骤103、将粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到基于三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。
其中，N-S方程的计算公式为：
Figure BDA0003097552210000071
▽·U＝0 ②
U|wall＝bn·(▽U+▽TU) ③
Figure BDA0003097552210000072
pin＝C1 ⑤
pin＝C1 ⑥
μ＝nuk×μ0 ⑦
其中，ρ为油相的密度，单位为kg/m3；U为速度矢量，单位为m·s-1；t为流动的时间，单位为s；p为油相的压力，单位为Pa；μ为油相的粘度，单位为Pa·s；n为孔隙壁面的法向量；b为滑移长度，单位为m；vslip为滑移速度，单位为m·s-1；v为流动速度，单位为m·s-1；r为到孔隙中轴线的距离，单位为m；pin和pout分别为入口和出口端的压力，单位为N；C1和C2为设定的压力常数，单位为Pa。
在N-S方程中，方程①和②为流动控制方程，方程③和④为壁面边界条件，方程⑤和⑥为入出口边界条件，方程⑦为流体粘度性质。
将粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解的实现方式可以为：对N-S方程采用SIMPLE算法进行求解，且求解的过程采用有限体积法离散。其中，SIMPLE算法是计算流体力学中一种被广泛使用的求解流场的数值方法，对于其假设条件和计算步骤在此不再赘述。
页岩油单相流动模拟结果可以包括：页岩渗透率和流速压差曲线。
在本申请实施例中，孔隙网格的个数可以为12723444个，可以基于最新版本的OpenFOAM和以及高性能集群，并行实现多核计算，即可模拟考虑孔隙壁面吸附层不同粘度的页岩油单相流动，得到速度场计算结果。通过对速度场计算结果进行进一步后处理后，得到页岩油的流动范围，以及流量与压差之间的关系，进而计算出该数字岩心的渗透率，绘制得到流速压差曲线，以实现对页岩油在该数字岩心的流动能力以及流动界限的分析，揭示微观孔隙内页岩油的渗流特征。
因此，本申请实施例提供的一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，通过获取三维页岩数字岩心，其中三维页岩数字岩心为依据进行孔隙网格剖分且已经区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心，通过将三维页岩数字岩心中与有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件，实现了在进行页岩油单相流动模拟时对孔隙壁面吸附层进行了不同粘度的限定，再将粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到了基于三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果，由于该模拟结果更真实的反映页岩油在岩心内部的流动状态，因此该模拟结果可以表征页岩油在岩心内部的流动能力。
图4为本申请实施例提供的一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟装置的结构示意图，如图4所示，该装置400包括：
获取模块401，用于获取三维页岩数字岩心，其中三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心；
粘度确定模块402，用于将三维页岩数字岩心中与有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件；
方程求解模块403，用于将粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到基于三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。
在一种可能的实现方式中，所述获取模块401，具体用于：获取已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件；根据已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件，建立背景网格；对背景网格进行孔隙网格剖分，得到三维页岩数字岩心。
在一种可能的实现方式中，所述获取模块401，还具体用于：采用OpenFOAM中的snappyHexMesh工具进行孔隙网格剖分；对所述无机质孔隙边界和所述有机质孔隙边界处的网格采用面加密的方式进行细化切分。
在一种可能的实现方式中，所述装置还包括：网格选择模块404，用于采用OpenFOAM中的topoSet工具选择网格，得到有机质孔隙边界相邻的一层网格。
在一种可能的实现方式中，粘度初始条件的计算公式为：
u＝nuk×u0
其中，u为粘度，单位为Pa·s；u0为初始粘度，单位为Pa·s；nuk为修正系数，对于代表与有机质孔隙边界相邻的一层网格中的网格，nuk取值为n，对于其余网格，nuk取值为1。
在一种可能的实现方式中，N-S方程的计算公式为：
Figure BDA0003097552210000091
▽·U＝0
U|wall＝bn·(▽U+▽TU)
Figure BDA0003097552210000092
pin＝C1
pin＝C1
μ＝nuk×μ0
其中，ρ为油相的密度，单位为kg/m3；U为速度矢量，单位为m·s-1；t为流动的时间，单位为s；p为油相的压力，单位为Pa；μ为油相的粘度，单位为Pa·s；n为孔隙壁面的法向量；b为滑移长度，单位为m；vslip为滑移速度，单位为m·s-1；v为流动速度，单位为m·s-1；r为到孔隙中轴线的距离，单位为m；pin和pout分别为入口和出口端的压力，单位为N；C1和C2为设定的压力常数，单位为Pa。
在一种可能的实现方式中，方程求解模块403，具体用于：对N-S方程采用SIMPLE算法进行求解，且求解的过程采用有限体积法离散。
在一种可能的实现方式中，基于三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果包括：页岩渗透率和流速压差曲线。
本申请实施例还提供了一种非临时性计算机可读存储介质，当所述存储介质中的指令由电子设备的处理器执行时，使得电子设备能够执行上实施例提供的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法。
本申请实施例还提供了一种包含指令的计算机程序产品，当其在电子设备上运行时，使得电子设备执行上述实施例提供的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
以上所述仅为本申请的较佳实施例，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)

1.一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述方法包括：
获取三维页岩数字岩心，其中所述三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心；
将所述三维页岩数字岩心中与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件；
将所述粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到基于所述三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。
2.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述获取三维页岩数字岩心包括：
获取已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件；
根据所述已区分有机质壁面和无机质壁面的三维页岩数字岩心的表面网格文件，建立背景网格；
对所述背景网格进行孔隙网格剖分，得到所述三维页岩数字岩心。
3.根据权利要求2所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述对所述背景网格进行孔隙网格剖分包括：
采用OpenFOAM中的snappyHexMesh工具进行孔隙网格剖分；
对所述无机质孔隙边界和所述有机质孔隙边界处的网格采用面加密的方式进行细化切分。
4.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述将所述三维页岩数字岩心中与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数之前，所述方法还包括：
采用OpenFOAM中的topoSet工具选择网格，得到所述有机质孔隙边界相邻的一层网格。
5.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述粘度初始条件的计算公式为：
u＝nuk×u0
其中，所述u为粘度，单位为Pa·s；所述u0为初始粘度，单位为Pa·s；所述nuk为修正系数，对于代表与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格中的网格，所述nuk取值为n，对于其余网格，所述nuk取值为1。
6.根据权利要求5所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述N-S方程的计算公式为：
Figure FDA0003097552200000021
Figure FDA0003097552200000022
Figure FDA0003097552200000023
Figure FDA0003097552200000024
pin＝C1
pin＝C1
μ＝nuk×μ0
其中，ρ为油相的密度，单位为kg/m3；U为速度矢量，单位为m·s-1；t为流动的时间，单位为s；p为油相的压力，单位为Pa；μ为油相的粘度，单位为Pa·s；n为孔隙壁面的法向量；b为滑移长度，单位为m；vslip为滑移速度，单位为m·s-1；v为流动速度，单位为m·s-1；r为到孔隙中轴线的距离，单位为m；pin和pout分别为入口和出口端的压力，单位为N；C1和C2为设定的压力常数，单位为Pa。
7.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述将所述粘度初始条件代入到N-S方程中包括：
对所述N-S方程采用SIMPLE算法进行求解，且所述求解的过程采用有限体积法离散。
8.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法，其特征在于，所述基于所述三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果包括：页岩渗透率和流速压差曲线。
9.一种基于数字岩心的页岩油单相流动模拟装置，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于获取三维页岩数字岩心，其中所述三维页岩数字岩心为已经进行孔隙网格剖分且可区分无机质孔隙边界和有机质孔隙边界的数字岩心；
粘度确定模块，用于将所述三维页岩数字岩心中与所述有机质孔隙边界相邻的一层网格的初始粘度扩大预设倍数，其余网格的初始粘度保持不变，得到粘度初始条件；
方程求解模块，用于将所述粘度初始条件代入到N-S方程中进行求解，得到基于所述三维页岩数字岩心的页岩油单相流动模拟结果。
10.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有指令，所述指令被处理器执行时实现上述权利要求1-8中任一项权利要求所述的基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法的步骤。
CN202110616040.9A 2021-06-02 2021-06-02 基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质 Active CN113361160B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110616040.9A CN113361160B (zh) 2021-06-02 2021-06-02 基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110616040.9A CN113361160B (zh) 2021-06-02 2021-06-02 基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113361160A true CN113361160A (zh) 2021-09-07
CN113361160B CN113361160B (zh) 2022-07-29

Family

ID=77531641

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110616040.9A Active CN113361160B (zh) 2021-06-02 2021-06-02 基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113361160B (zh)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015023409A1 (en) * 2013-08-13 2015-02-19 Schlumberger Canada Limited Digital core sensitivity analysis
CN111980695A (zh) * 2020-09-16 2020-11-24 西南石油大学 基于不同占比的页岩气藏单相气体双孔双渗模型构建方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015023409A1 (en) * 2013-08-13 2015-02-19 Schlumberger Canada Limited Digital core sensitivity analysis
CN111980695A (zh) * 2020-09-16 2020-11-24 西南石油大学 基于不同占比的页岩气藏单相气体双孔双渗模型构建方法

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Y TANG 等: "Review on Phase Behavior in Tight Porous Media and Microscopic Flow Mechanism of CO2 Huff-n-Puff in Tight Oil Reservoirs", 《HINDAWI》 *
李志强: "页岩气藏体积改造多尺度流动生产模拟研究", 《中国优秀博硕士学位论文全文数据库(博士)工程科技Ⅰ辑》 *
赵建林: "页岩/致密油气藏微纳尺度流动模拟及渗流规律研究", 《中国优秀博硕士学位论文全文数据库(博士)工程科技Ⅰ辑》 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN113361160B (zh) 2022-07-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN113361161B (zh) 基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟方法、装置及存储介质
WO2022007398A1 (zh) 一种基于gpu加速技术的非结构网格洪水过程模拟系统
Aghaei et al. Direct pore-to-core up-scaling of displacement processes: Dynamic pore network modeling and experimentation
Marchandise et al. A stabilized finite element method using a discontinuous level set approach for the computation of bubble dynamics
Piggott et al. Anisotropic mesh adaptivity for multi-scale ocean modelling
Joekar-Niasar et al. Pore-scale modeling of multiphase flow and transport: achievements and perspectives
CN1358289A (zh) 按比例增大非结构化栅格(grid)的渗透率的方法
JP2008165804A (ja) 流れのシミュレーション計算方法およびシステム
Tolke et al. Computer simulations of fluid flow in sediment: From images to permeability
Donat et al. Well-balanced adaptive mesh refinement for shallow water flows
Shimada Current issues and trends in meshing and geometric processing for computational engineering analyses
CN115661388A (zh) 具有多尺度非均质性的三维裂隙网络岩体模型表征方法
Kurbanaliev et al. Using OpenFOAM multiphase solver interFoam for large scale modeling
CN116882221B (zh) 基于三维裂隙型热储模型的地热开采数值模拟方法及系统
CN106875484A (zh) 一种基于三维地形的地质堆积体快速拟合建模方法
CN113361160B (zh) 基于数字岩心的页岩油单相流动模拟方法、装置及存储介质
CN109558614B (zh) 页岩气藏多尺度裂缝内气体流动的模拟方法及系统
Matthäi et al. A high‐order TVD transport method for hybrid meshes on complex geological geometry
CN114818408A (zh) 一种基于多孔介质孔隙结构的宏观角度建模方法
WO2021231170A1 (en) Systems and methods for generating vertical and lateral heterogeneity indices of reservoirs
CN113281238A (zh) 基于二维图像的多矿物相数字岩心构建及孔隙类别区分方法
CN117077574B (zh) 一种缝洞油藏模型驱替机理定量表征方法及装置
Ghanbarzadeh et al. A level set method for materials with texturally equilibrated pores
CN113281237B (zh) 基于孔径分布的页岩多相数字岩心的表面提取方法
CN115755610B (zh) 注水吞吐开发数值模拟系统

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