[发明专利]一种基于变径毛细管束模型的渗吸驱替表征方法

说明书

本发明一种基于变径毛细管束模型及渗吸驱替表征方法涉及致密油藏开采技术领域，具体地涉及一种基于变径毛细管束模型及渗吸驱替表征方法，包括以下步骤：根据真实岩心实验确定变径毛细管生成参数，采用随机算法建立岩心尺度随机变径毛细管束；分别计算毛细管束中各个毛细管各段的空间坐标；根据得到的随机变径毛细管结构参数对渗吸速度进行求解；根据计算结果，求解随机变径毛细管束采出程度、含水率。本发明建立了复杂随机变径毛细管束模型，该模型以真实岩心孔隙结构为基础参数，可以随机生成复杂孔隙结构，构建出更加真实的流动空间，计算出采收率、含水率等岩心驱替实验结果，与真实岩心驱替实验相对比，具有较好的预测效果。

技术领域

本发明涉及致密油藏开采技术领域，具体地涉及一种基于变径毛细管束模型及渗吸驱替表征方法。

背景技术

特低渗油藏孔隙类型多样、微裂缝发育，大规模体积压裂使得孔隙、微裂缝、人工缝形成的网络系统更为复杂，非均质性很强，裂缝与基质间渗流能力的巨大差异导致注入水易沿裂缝发生水窜、水淹，基质内大量剩余油富集，注水开发效果差。随着裂缝与基质之间介质置换渗流实验研究的不断深入，有效发挥渗吸作用已成为特低渗油藏提高注水开发效果的重要手段。近年来，国内外学者对渗吸作用的机理进行了大量室内实验研究，在渗吸的方式、模型、影响因素等方面取得了一定认识。

为了简化多孔介质的研究，部分学者采用交互毛细管束模型研究了致密油储层油水两相渗流规律，并基于压力平衡和流量守恒定律建立了适用于致密油储层的油水两相渗流模型，该模型可用于分析两相流过程渗透率、润湿性、界面张力变化等因素对渗流规律的影响。

但是，实际的页岩是具有复杂空间结构的多孔介质，传统毛细管束模型采用等直径毛细管，与地层真实孔隙流动空间差别较大，从而导致含水率、采收率等指标计算结果与真实岩心实验结果差别较大。

发明内容

为了解决上述问题，本发明提供更加真实的计算多孔介质中油水流动规律的一种基于变径毛细管束模型及渗吸驱替表征方法。

本发明一种基于变径毛细管束模型的渗吸驱替表征方法，包括以下步骤：

(1)根据真实岩心实验确定变径毛细管生成参数，包括毛细管长度L、半径分布数据集r 以及迂曲度范围τ；

(2)根据步骤(1)中的参数，采用随机算法建立岩心尺度随机变径毛细管束；

(3)根据步骤(2)中得到的随机变径毛细管束，分别计算毛细管束中各个毛细管各段的空间坐标；

(4)根据步骤(2)、步骤(3)得到的随即变径毛细管结构参数对渗吸速度进行求解；

(5)根据步骤(4)的计算结果，求解随机变径毛细管束采出程度、含水率。

优选地，步骤(1)需确定的变径毛细管生成参数如下：

根据真实岩心长度确定毛细管长度L；

毛细管段数范围k，且k＝(L，5L)；

根据真实岩心压汞或核磁数据，确定半径分布数据集r，该数据集r生成频率之和为1；

根据真实岩心实验数据确定迂曲度范围τ；

并采用下式计算毛细管真实流动路径L_e；

优选地，步骤(2)根据以下方式建立岩心尺度变径毛细管束：

(a)根据毛细管束n及毛细管段数k，生成段数列表K_L＝{k₁,k₂,k₃…k_n}，其中k_i∈k，则该毛细管束共具有n_k＝∑k_i个微管段；

(b)根据毛细管束n及迂曲度范围τ生成迂曲度列表τ_L＝{τ₁,τ₂,τ₃…τ_n}，其中τ_i∈τ；