CN113361160B - 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

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CN113361160B CN202110616040.9A CN202110616040A CN113361160B CN 113361160 B CN113361160 B CN 113361160B CN 202110616040 A CN202110616040 A CN 202110616040A CN 113361160 B CN113361160 B CN 113361160B
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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。
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