CN113361161B - 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 - Google Patents

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 Download PDF

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CN113361161B CN202110616097.9A CN202110616097A CN113361161B CN 113361161 B CN113361161 B CN 113361161B CN 202110616097 A CN202110616097 A CN 202110616097A CN 113361161 B CN113361161 B CN 113361161B
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Abstract

本申请公开了一种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，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；建立三维页岩数字岩心的滑移长度模型；将滑移长度模型代入到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水两相流动模拟结果，其中设置滑移长度模型作为有机质孔隙边界的边界条件，设置滑移长度模型不作为无机质孔隙边界的边界条件。该方法在进行页岩油单相流动模拟时增加了孔隙壁面分别对页岩油和水两相的滑移长度的限定，使得模拟结果可以表征页岩油水两相在数字岩心内部的流动能力。

Description

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
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水两相流动模拟方法、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水两相流动模拟方法通常使用的是孔隙网络模型方法，然而，目前的孔隙网络模型方法在模拟页岩油水两相流动时没有考虑孔隙壁面对页岩油和水两相的影响的问题，难以表征页岩油水两相在数字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水两相流动模拟方法、装置及存储介质，在进行页岩油水两相流动模拟时增加了孔隙壁面分别对页岩油和水两相的滑移长度的限定，使得模拟结果可以表征页岩油水两相在数字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水两相流动模拟方法，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；
建立所述三维页岩数字岩心的滑移长度模型，其中所述滑移长度模型的计算公式为：b＝αb1+(1-α)b2，其中b为滑移长度，α为相分数，b1为页岩油的滑移长度，b2为水的滑移长度；
将所述滑移长度模型代入到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水两相流动模拟结果，其中设置所述滑移长度模型作为有机质孔隙边界的边界条件，设置所述滑移长度模型不作为无机质孔隙边界的边界条件。
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。
可选的，所述将所述滑移长度模型代入到N-S方程中之前，所述方法还包括：
采用OpenFOAM中的setFields工具划分油水两相的初始分布。
可选的，所述将所述滑移长度模型代入到N-S方程中进行求解包括：
对所述N-S方程采用PIMPLE算法进行求解，两相界面采用VOF模型进行追踪，求解过程采用有限体积法进行离散。
可选的，所述N-S方程的计算公式为：
Figure BDA0003097594980000021
Figure BDA0003097594980000022
Figure BDA0003097594980000023
Figure BDA0003097594980000024
Figure BDA0003097594980000025
pin＝C1
pin＝C2
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；F为表面张力，单位为Pa·m-1；τ为剪切应力，单位为Pa；α为相分数；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，所述基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果包括：多个时间步的相场和速度场。
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水两相流动模拟装置，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；
模型建立模块，用于建立滑移长度模型，其中所述滑移长度模型的计算公式为：b＝αb1+(1-α)b2，其中b为滑移长度，α为相分数，b1为页岩油的滑移长度，b2为水的滑移长度；
方程求解模块，用于将所述滑移长度模型代入到N-S方程中，求解得到页岩油水两相流动模拟结果，其中设置所述滑移长度模型作为有机质孔隙边界的边界条件，设置所述滑移长度模型不作为无机质孔隙边界的边界条件。
可选的，所述获取模块具体用于：
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。
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水两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，通过建立三维页岩数字岩心的滑移长度模型，将滑移长度模型代入到N-S方程中进行求解，其中设置滑移长度模型作为有机质孔隙边界的边界条件，设置滑移长度模型不作为无机质孔隙边界的边界条件，得到基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果。该方法由于在进行页岩油水两相流动模拟时增加了孔隙壁面分别对页岩油和水两相的滑移长度的限定，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水两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基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果中某一时间步的相场计算结果图；
图5为本申请实施例提供的基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果中某一时间步的速度场计算结果图；
图6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，对于页岩这种致密性非常规油气藏，由于储层岩石孔隙尺寸的纳微尺度特性，壁面存在滑移流速，这使得流体在页岩中的流动明显不同于常规孔隙。滑移边界条件是指在边界上的切向速度不为零，即产生滑移速度。流体在固壁处的速度与流体速度沿边界面法向的梯度成正比，其比值即滑移长度。页岩油与水两相分别和壁面之间的相互作用不同，因此页岩油与水的滑移长度必然不同，因此常规用于单相的滑移模型便不适用于页岩油水两相流动模拟。
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水两相流动模拟方法，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。
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、建立所述三维页岩数字岩心的滑移长度模型。
其中滑移长度模型的计算公式为：
b＝αb1+(1-α)b2，
其中b为滑移长度，α为相分数，b1为页岩油的滑移长度，b2为水的滑移长度。
在这里，由于岩石壁面上可以识别出页岩油相和水相，并考虑不同滑移长度，因此在移动接触线上，滑移长度模型可以采用上述加权平均的方式计算。
其中，α是变量，其类似于压力场，是根据初始的α场求解得到的。初始的α场就是孔隙里都是油，此时的α＝1。可以理解的是，α为1代表的是页岩油相，α为0代表的是水相。b1和b2可以通过分子动力学模拟计算得出。
在一种可能的示例中，b1＝150nm，b2＝0nm。
步骤103、将滑移长度模型代入到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水两相流动模拟结果，其中设置滑移长度模型作为有机质孔隙边界的边界条件，设置滑移长度模型不作为无机质孔隙边界的边界条件。
在本步骤之前，由于两相流动模拟需要有两相各自的初始位置作为初始条件，因而可以采用OpenFOAM中的setFields工具划分油水两相的初始分布。
其中，N-S方程的计算公式为：
Figure BDA0003097594980000071
Figure BDA0003097594980000072
Figure BDA0003097594980000073
Figure BDA0003097594980000074
Figure BDA0003097594980000075
pin＝C1 ⑥
pin＝C2 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；F为表面张力，单位为Pa·m-1；τ为剪切应力，单位为Pa；α为相分数；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、②和③为流动控制方程，方程④和⑤为壁面边界条件，方程⑥和⑦为入出口边界条件。
将滑移长度模型代入到N-S方程中进行求解的实现方式可以为：对N-S方程采用PIMPLE算法进行求解，两相界面采用VOF模型进行追踪，求解过程采用有限体积法进行离散。其中，PIMPLE算法是SIMPLE算法和PISO算法的结合体，是计算流体力学中一种求解流场的数值方法，由于其假设条件和计算步骤是本领域技术人员所公知的，因而在此不再赘述。另外，VOF模型为一种两相流模型，为一种常用的研究流体的数值计算模型，在此也不再赘述。
基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果包括：多个时间步的相场和速度场。
在一种可能的示例中，基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果中某一时间步的相场计算结果图如图4所示，基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果中某一时间步的速度场计算结果图如图5所示。
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，得到多个时间步的相场和速度场结果。通过对相场和速度场计算结果进行进一步后处理后，得出油水两相流动范围，以及流量分别与压差之间的关系。计算出该三维页岩数字岩心的两相渗透率，做出两相相渗曲线，分析页岩油水两相在该三维页岩数字岩心的流动能力以及流动界限，进而可以揭示微观孔隙内页岩油水两相的渗流特征。
因此，本申请实施例提供的一种基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟方法，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，通过建立三维页岩数字岩心的滑移长度模型，将滑移长度模型代入到N-S方程中进行求解，其中设置滑移长度模型作为有机质孔隙边界的边界条件，设置滑移长度模型不作为无机质孔隙边界的边界条件，得到基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果。该方法由于在进行页岩油水两相流动模拟时增加了孔隙壁面分别对页岩油和水两相的滑移长度的限定，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。
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；
模型建立模块402，用于建立三维页岩数字岩心的滑移长度模型，其中滑移长度模型的计算公式为：b＝αb1+(1-α)b2，其中b为滑移长度，α为相分数，b1为页岩油的滑移长度，b2为水的滑移长度；
方程求解模块403，用于将滑移长度模型代入到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水两相流动模拟结果。
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。
在一种可能的实现方式中，所述装置还包括：划分模块404，用于采用OpenFOAM中的setFields工具划分油水两相的初始分布。
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PIMPLE算法进行求解，两相界面采用VOF模型进行追踪，求解过程采用有限体积法进行离散。
在一种可能的实现方式中，N-S方程的计算公式为：
Figure BDA0003097594980000091
Figure BDA0003097594980000092
Figure BDA0003097594980000093
Figure BDA0003097594980000094
Figure BDA0003097594980000095
pin＝C1
pin＝C2
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；F为表面张力，单位为Pa·m-1；τ为剪切应力，单位为Pa；α为相分数；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，基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果包括：多个时间步的相场和速度场。
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水两相流动模拟方法。
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水两相流动模拟方法。
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水两相流动模拟方法，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；
建立所述三维页岩数字岩心的滑移长度模型，其中所述滑移长度模型的计算公式为：b＝αb1+(1-α)b2，其中b为滑移长度，α为相分数，b1为页岩油的滑移长度，b2为水的滑移长度；
将所述滑移长度模型代入到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水两相流动模拟结果，其中设置所述滑移长度模型作为有机质孔隙边界的边界条件，设置所述滑移长度模型不作为无机质孔隙边界的边界条件。
2.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟方法，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水两相流动模拟方法，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。
4.根据权利要求 1所述的基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟方法，其特征在于，所述将所述滑移长度模型代入到N-S方程中进行求解之前，所述方法还包括：
采用OpenFOAM中的setFields工具划分油水两相的初始分布。
5.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟方法，其特征在于，所述将所述滑移长度模型代入到N-S方程中进行求解包括：
对所述N-S方程采用PIMPLE算法进行求解，两相界面采用VOF模型进行追踪，求解过程采用有限体积法进行离散。
6.根据权利要求1所述的基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟方法，其特征在于，所述N-S方程的计算公式为：
Figure FDA0003097594970000021
Figure FDA0003097594970000022
Figure FDA0003097594970000023
Figure FDA0003097594970000024
Figure FDA0003097594970000025
pin＝C1
pin＝C2
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；F为表面张力，单位为Pa·m-1；τ为剪切应力，单位为Pa；α为相分数；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水两相流动模拟方法，其特征在于，所述基于三维页岩数字岩心的页岩油水两相流动模拟结果包括：多个时间步的相场和速度场。
8.一种基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟装置，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；
模型建立模块，用于建立所述三维页岩数字岩心的滑移长度模型，其中所述滑移长度模型的计算公式为：b＝αb1+(1-α)b2，其中b为滑移长度，α为相分数，b1为页岩油的滑移长度，b2为水的滑移长度；
方程求解模块，用于将所述滑移长度模型代入到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水两相流动模拟结果。
9.根据权利要求8所述的基于数字岩心的页岩油水两相流动模拟装置，其特征在于，所述获取模块具体用于：
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。
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水两相流动模拟方法的步骤。
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