基于格子玻尔兹曼方法的数字岩心孔隙流动模拟

基于格子玻尔兹曼方法的多孔介质流动模拟应用广泛,然而岩石孔隙流动的研究多数针对基于岩石切片数值重构的数字岩心,较少有真实岩心孔隙流动模拟。本文基于渤海S油田真实数字岩心开展孔隙流动模拟。利用灰度处理、图像二值化、边界跟踪等图像处理技术实现岩石孔隙网络建模,基于格子玻尔兹曼方法完成三维孔隙流动建模,实现数字岩心三维流动可视模拟,并依托模型计算开展储层孔隙度-渗透率统计分析。研究结果表明,模型计算孔隙度-渗透率关系与油田实际误差低于4.0%。     

基于格子Boltzmann方法的3D数字岩心渗流特征分析

页岩气储层物性差、各向异性突出且孔隙结构存在多尺度特性,内部流动非常复杂,由于纳米孔隙的存在,宏观连续理论不适用。基于页岩二维扫描电镜图片和计算机处理技术,采用随机生长方法分别重建大孔隙和小孔隙的三维数字岩心,将大孔隙和小孔隙初始模型组合在一起构成多尺度的页岩气储层三维数字岩心组合模型,在此基础上,应用格子Boltzmann方法研究不同尺度孔隙的渗流行为。四参数随机方法重建的图像能较好体现原图的性质,储层的孔隙结构特征对其渗透率具有重要影响,渗透率随着孔隙度的增大而增大,组合模型数字岩心的渗透率大于大孔隙数字岩心和小孔隙数字岩心的渗透率,并且大于二者的总和,说明小孔隙的存在可以极大提高储层连通性。     

孔隙尺度各向异性与孔隙分布非均质性对多孔介质渗透率的影响机理

借助微CT扫描实验,建立致密砂岩的三维数字岩心,定量评价孔隙尺度各向异性和孔隙分布非均质性;采用四参数随机生成算法,构建三维各向异性、非均质性多孔介质模型,同时运用多弛豫时间格子-玻尔兹曼模型分析多孔介质渗透率与孔隙尺度各向异性、孔隙分布非均质性的关系,研究对岩心渗透率的微观影响机理。研究表明,致密砂岩孔隙形态复杂,孔隙尺度各向异性、孔隙分布非均质性显著,各向异性因子具有明显的方向性;孔隙尺度各向异性影响多孔介质中孔隙长轴的取向性及流体流动路径,沿各向异性因子大的方向迂曲度小、流体流动消耗能量小,迂曲度与各向异性的强相关是各向异性影响渗透率的根本原因;孔隙分布非均质性对渗透率的影响表现为迂曲度与比表面积的共同作用,比表面积与迂曲度的乘积与非均质性呈明显负相关,孔隙分布非均质性越强,乘积值越小,渗透率越大;复杂多孔介质的渗透率与迂曲度满足乘幂关系式,拟合精度较高,可用于岩心渗透率的近似估算。图19表5参39     

复杂孔隙结构储层渗透率评价方法研究

介绍核磁共振测井(NMR)在复杂孔隙结构储层评价中的应用。详细分析利用核磁共振的弛豫特性和扩散特性计算渗透率的模型优缺点。Coates模型和SDR模型比常规经验公式计算渗透率更准确,但大量岩心实验数据表明它们并不适用于特低渗透储层。提出一种新的定量评价物理函数——孔隙空间集中分布模型,它通过描述T2分布中可动流体体积分布的均一性,准确计算出低孔隙度低渗透率储层的渗透率。岩心数据计算表明,孔隙空间集中分布模型系数C与岩心渗透率具有很好的负相关关系,C值越小,表明孔径分布的集中程度越低,渗透性越好。岩心数据分析比较表明,该模型比经典核磁共振测井渗透率评价模型精度更高,对于定量描述复杂孔隙结构储层的渗透性具有很好适用性。     

致密储层复杂流体模型及其适用性分析

致密油气储层普遍面临油气流动性低、产量不稳定的问题,对低孔渗致密储层的渗透率预测是油气勘探开发中亟待解决的问题。致密储层流体流动的关键机理不清楚,传统孔隙介质流体模型难以为渗透率预测提供足够的理论支撑,这些问题均制约了渗透率预测的准确度。针对微纳米尺度的致密储层孔隙结构,详细分析了致密储层复杂流体模型的理论基础和适用范围。不同尺度孔隙空间流动参数的数值计算和对比分析结果表明,Knudsen模型适用于较低压力下微纳米孔隙中的气体流动,对于致密储层油、水等液体或稠密气体来说,Knudsen流动的影响可以忽略;Forchheimer模型适用于孔隙介质中流体速度较高的情况,当致密储层中流体流速较低时,对流动惯性项的修正基本可以忽略。流体模型理论及其适应性分析对于深入理解致密储层复杂流动现象至关重要,研究结果为致密储层渗透率技术的应用研究提供了理论基础。     

数字岩心结合成像测井构建裂缝—孔洞型储层孔渗特征

针对碳酸盐岩气藏储层由于缝洞发育导致孔隙度、渗透率相关性差的问题,基于四川盆地安岳气田高石梯—磨溪区块裂缝—孔洞型储层岩心的CT扫描图像和储层段的成像测井资料,通过重构岩心内部的三维结构,提取岩心中缝洞结构参数,划分缝洞模式,开展数字岩心流动模拟和渗透率计算,认识不同孔隙度区间渗透率的分布规律,描述裂缝—孔洞型储层的孔渗特征。研究结果表明:(1)碳酸盐岩岩心中毫米—厘米级小型溶洞是主要的储集空间,占孔隙体积的68%,开度介于0.1~0.6 mm的扁平状小裂缝在局部构成缝网,缝洞搭配形成优势渗流通道是提高岩心渗透率的关键;(2)结合成像测井资料,可将储层中缝洞发育模式划分为4种,在孔隙度大于3%的储层中,当面洞率大于10%或面缝率大于0.02%时,储层的渗透性能有显著提高。     

低渗砂岩储层数字岩心构建及渗流模拟

基于CT扫描的数字岩心技术是研究低渗砂岩储层内部微观孔喉特征及孔隙尺度渗流机理的有效途径。为直观、深入研究低渗砂岩储层微—纳米尺度流体输运特征,先通过Micro-CT扫描技术获取低渗介质多尺度三维灰度图像,统计轴向截面孔隙率分布整体考察岩心非均质程度;再结合三维重构及逆向工程技术,精准构建低渗介质复杂孔隙三维数字模型后并转换成CAD实体模型;再利用COMSOL建立多组表征单元体有限元模型,数值计算不同边界条件下微—纳米孔隙内流体输运特征;然后通过三维流线及孔隙压力分布场,动态可视化再现低渗介质渗流过程;最后对比常规渗流实验与数值模拟结果,分析两者差异的产生原因,并提出应用数字平台研究低渗岩石物性及渗流机理的深入关注点。文中研究成果为低渗油藏多尺度数字岩心建模及深层次微观渗流机理研究提供了思路。     

孔隙结构特征和非均质性对碳酸盐岩气藏开发的影响

复杂的孔隙结构是制约深层碳酸盐岩气藏高效开发的关键因素之一。为此,首先利用CT扫描技术分析了3种类型岩心的孔隙结构特征;然后,利用具有代表性的孔隙网络模型,实现了三维孔隙结构中的气相流动的可视化分析;最后,在地层条件下通过4组2块岩心串联的衰竭模拟实验研究了层内非均质对开发的影响。结果表明,渗透率主要受裂缝发育程度和分布特征、孔隙连通性影响;在连通性弱的孔隙结构中,气相流动的连续性较差,气相流速和渗透率较低。数量小于30%的大孔隙和孔洞的存在大幅提高了储层的孔隙度。在碳酸盐岩气藏开发中,考虑层内非均质性对气藏开发的影响,应依据不同孔隙结构中的气相流动特征选择合理的生产方式促进气藏在水平方向的协调开发。     

基于孔隙结构分类的致密砂岩含水率计算模型——以鄂尔多斯盆地陇东西部延长组长8_1储层为例

含水率是产能预测和储层评价的重要参数。致密砂岩储层物性差、非均质性强,其内部流体渗流特征复杂,因此,对致密砂岩含水率的研究具有重要的意义。油水相对渗透率是含水率计算至关重要的参数,以鄂尔多斯盆地陇东西部延长组长8_1储层为例,首先分析岩心相渗实验结果,研究了致密砂岩的相渗曲线特征,并基于孔隙结构指数与束缚水饱和度将相渗曲线分成3类;然后,通过非线性拟合分别得到油、水相对渗透率模型系数,基于该系数与孔隙结构指数的关系,建立研究区不同孔隙结构的相对渗透率模型;最后,利用分流量方程建立不同孔隙结构的含水率计算模型。将该模型应用于鄂尔多斯盆地陇东西部22口井的22个试油层,其中有16个层的含水率计算结果与试油结果基本一致,符合率约为72.72%。所以,上述模型对于致密砂岩含水率的计算具有一定的适用性,其计算结果比较可靠。     

致密储层束缚水膜厚度分析

针对塔里木盆地和鄂尔多斯盆地致密储层岩心平行样,分别进行气水高速离心核磁分析和低温吸附实验,定量获得每块岩心总束缚水饱和度、岩石比表面积及微孔隙百分数等参数,综合各参数建立储层束缚水膜厚度分析方法。结果表明:结合气水高速离心核磁分析和低温吸附实验等技术,可有效区分毛细管束缚水和水膜束缚水,为准确计算束缚水膜厚度提供了新方法;利用该方法计算获得的致密储层岩心束缚水膜厚度分布范围为4.92~38.94nm,平均值为12.88nm,小于传统渗透率较高储层束缚水膜厚度为50nm左右的认识。渗透率越小储层束缚水膜相对越厚,有效渗流喉道半径和可流动孔隙空间越小,边界层影响越大,储层流体渗流非线性特征越显著。     

长6致密砂岩油藏储层孔隙结构特征及孔缝组合模式

为了研究致密油孔隙结构特征及与石油渗流关系,利用F200场扫描电镜对鄂尔多斯甘谷驿油田致密油样品进行微观分析,建立该样品储层的微观孔隙裂缝体系,进一步通过压汞实验了解孔喉分布及不同孔径孔、缝对渗透率的贡献率,结合样品电镜扫描观察结果推断孔隙、裂缝储集渗流油气有效性。研究结果表明,该区致密油储层主要孔隙有原生孔、粒内溶孔、粒间基质溶蚀孔及晶间孔4种类型,油气主要储存在粒内、粒间溶孔中,原生粒间孔仅为次要储油空间,大量纳米级孔隙成为储油主体。而裂隙主要为微裂缝,由方解石解理缝、溶蚀缝及成岩收缩缝构成,其中方解石解理缝和溶蚀缝构成渗流运移主要通道,微裂缝与人工裂缝结合形成裂缝网络。微孔(小于2 nm)对油气储存有效,对油气渗流则不起作用。因此该区致密油储油渗流孔隙结构总结为“纳米溶孔储油,微裂缝人工压裂缝渗流”。据此将不同孔缝组合划分为3种模式:溶蚀孔缝组合模式、方解石解理缝+溶蚀孔组合模式、裂缝或孔隙单独存在模式。其中溶蚀孔缝组合模式和方解石解理缝+溶蚀孔组合模式流体渗流阻力小,在甜点区选择时应重点关注。     

A Novel Technique For Determining Microscopic Pore Size Distribution of Heterogeneous Reservoir Rocks

Fluid flow in porous media is affected by petrophysical properties and their distribution. Standard techniques of core analysis provide an average of varying petrophysical properties and pore size distribution (PSD) of porous rocks. However, these techniques have severe assumptions that may negatively influence the results obtained.

The major objectives of this study are to develop a new technique capable of providing the microscopic PSD of heterogeneous reservoir rocks and to apply this technique to interpret the formation damage problem due to sulfur deposition. The current methods of calculating the pore size distribution were reviewed and evaluated. To achieve the objectives of this study, 10 reservoir rock samples extracted from an actual oil reservoir were photographed using a scanning electron microscope (SEM) and analyzed using computer software to provide the PSD. In order to investigate the application of the proposed technique, actual sulfuric crude oil was flooded through an actual core sample and the in-situ deposited sulfur along the damaged core sample was calculated, plugged, and the opening pores of the core were quantified.

The results showed that a new technique capable of explaining and providing the required information about pore size distribution and its applications on a microscopic scale was developed. In addition, the influences of fluid flow characteristics of elemental sulfur through reservoir rock were presented. The newly proposed technique provided valuable data such as PSD, minimum and maximum pore diameters, plugged and nonplugged areas, and deposited amounts of damaging elements. The judicious applications of the attained results represent an impact in studying and/or evaluation of formation damage, designing the microbial enhanced oil recovery process, and development and validation of many oil reservoir simulation models.     

致密砂岩微米级孔隙网络系统石油驱替实验三维在线模拟

致密油储层孔隙度和渗透率均较低,其微米级孔隙网络系统内石油赋存状态是致密油成藏地质研究中亟待解决的核心问题之一。采用油气驱替系统与X射线微米CT扫描系统联用,通过对3 mm和5 mm直径致密砂岩干岩心、饱和碘化钾（KI）溶液及油驱替KI溶液后致密砂岩岩心在线CT扫描及数据重构,三维展示了致密砂岩微米级孔隙网络系统中石油的赋存状态。研究发现孔隙半径10 μm以上孔隙的连通性较好,是石油聚集的优势孔隙网络系统,致密砂岩62.9%~84.1%的石油聚集于半径在10~60 μm之间的孔隙内;孔隙半径小于10 μm的孔隙数量多,但其在空间上多呈孤立状分布,该部分孔隙的石油充满度较低,只聚集了致密砂岩内6.8%~20.0%的石油。致密砂岩含油饱和度随孔径呈阶梯状增长,半径小于10 μm、10~60 μm和60~80 μm的孔隙的含油饱和度分别为10%~40%,30%~75%,40%~75%。致密砂岩微米级孔隙网络系统石油的赋存与孔隙的尺寸、成因类型及空间分布特征有关。      

基于孔隙矿物和流体分布的致密油储层润湿性研究

基于孔隙周围矿物分布和不同大小孔隙内流体分布特征研究致密油储层岩石整体及不同大小孔隙的润湿性。首先基于扫描电镜实验研究了致密油储层中不同尺寸孔喉周围的矿物分布特征,其次借助自发渗吸和核磁共振实验研究了不同流体进入致密油储层孔隙后的分布状态,最后基于孔隙周围的矿物分布特征,通过岩石分别在水相和油相中自吸后的自吸曲线和核磁T₂谱分布判断岩石整体及孔喉润湿性。研究结果表明,目标岩心大孔隙周围以碳酸盐岩矿物为主,小孔隙周围以黏土矿物和硅酸盐矿物为主;自发渗吸和核磁实验相互验证显示岩石整体偏水湿,具体为大孔隙偏油湿,小孔隙偏水湿。该研究为评价致密油岩石整体及不同大小孔隙的润湿性提供了新思路。     

重整反应器扇形管变形损坏机理及对策研究

以正交各向异性板理论简化催化重整反应器扇形管开孔区域,采用ANSYS软件对扇形管进行特征值屈曲分析。采用计算流体力学软件FLUENT模拟反应器内部流场,阐述反应器内部油气流动对扇形管变形的影响。根据分析结果及扇形管实际变形状态,得出扇形管的损坏机理为特殊工况下的外压失稳。提出了通过加强圈提高扇形管抗变形能力的改进方案。有限元分析结果证明该方案的可行性。     

深层超压低孔渗、致密砂岩储层物性新认识

前陆冲断带深层、超深层已陆续发现了许多大中型油气田,其砂岩储层普遍发育流体超压、低孔低渗、甚至致密,但储层试井渗透率远远大于岩心实测渗透率,且高产、稳产。明确超压致密储层高产原因不但对深化认识深层超压砂岩储层物性和油气充注机理具有学术意义,而且对于提升油气储量具有经济价值。通过岩心微米CT扫描和核磁共振检测实验,剖析了深层超压状态下砂岩储层的物性及其变化。结果表明,流体超压改善了储层的孔隙结构,大大地提升了储层的孔隙度和渗透率,由此推断深层超压砂岩储层可能并不致密,颠覆了由常规测试方法形成的深层储层致密的传统认识。     

致密砂岩储层孔隙结构及其对渗流的影响——以鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层为例

致密砂岩油藏岩性致密、孔喉细小,贾敏效应及应力敏感性强,导致油气渗流规律不同于常规储层。为研究致密储层孔隙结构对渗流的影响,首先通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验方法,研究了鄂尔多斯盆地马岭长8致密砂岩储层微观孔隙结构特征。结果表明,该储层平均面孔率较低,孔隙类型复杂,非均质性较强;渗透率小于1×10^-3 μm²的岩心纳米级与亚微米级孔喉占总孔喉的比例均较高（30％～55％）,渗透率大于1×10^-3 μm²的岩心微米级孔喉占总孔喉的比例增大。应用毛细管渗流模型分析了不同尺度喉道对渗透率的贡献,指出研究储层中亚微米级孔喉对渗流起主导作用。通过岩心驱替实验发现,油相（S_wc）最小启动压力梯度与岩心最大喉道半径之间呈幂函数负相关,最大喉道半径小于1.0 μm时,油相（S_wc）最小启动压力梯度随喉道半径的降低迅速增加;随岩心渗透率的降低,喉道分布曲线左移,喉道半径减小,对应岩心的流速-压差曲线非线性段增长。     

基于数字岩心的低渗透率储层微观渗流和电传导数值模拟

以数字岩心为基础的孔隙微观渗流机理研究是精细油藏描述的发展趋势,也是在微观尺度上开展提高原油采收率技术的必然选择。为详细表征孔隙空间结构,利用高级可视化软件Avizo对由CT扫描法重建的数字岩心进行可视化,直观形象地考察了孔隙度、孔喉大小和方位、孔隙空间面积、骨架体积等的定量分布,通过数字岩心数据体表面简化、三角形表面修复和三角网格优化架起了数字岩心几何模型到微观渗流模拟的桥梁,实现了微观孔隙中流体渗流和电传导数值模拟。     

致密砂岩凝析气藏微观结构及渗流特征

为了搞清吐哈油田凝析气藏致密岩心的储层特征和两相渗流规律,基于恒速压汞原理研究了微观结构特征,并利用稳压安全阀设计出一套稳态法相渗实验流程开展真实油气相渗曲线研究。研究表明:孔隙半径分布因渗透率不同而差别较大;平均喉道半径、主流喉道半径和最大喉道半径随渗透率的增加而增加,喉道半径主要分布在0.6μm左右,渗透率受喉道控制,且主要由微细喉道贡献;孔喉连通性差,排驱压力高,开发难度大;束缚水饱和度较高,相渗曲线存在气体单相流动区和液体单相流动区;气相相对渗透率随着含液体饱和度增加下降速度较快;共渗区跨度平均为13.7%,等渗点相对渗透率平均为0.015;油相相对渗透率曲线较低,因此,合理控制生产压差对凝析油气开采具有重要意义。     

致密油储层特点与压裂液伤害的关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

压裂是致密油开发的主要手段,在改造储层的同时又会带来储层伤害。以鄂尔多斯盆地延长组7段为例,依据储层物性、铸体薄片、电镜扫描、X-射线衍射、恒速压汞、核磁共振、CT以及敏感性测试等实验分析,研究致密油储层特点与压裂液伤害的关系。长7段属于典型的致密油储层,填隙物含量高达15％,易于运移和膨胀的伊利石占比大;孔隙、喉道皆为微米-纳米级别,孔喉连通性差,大孔隙常被小喉道所控制。长7段致密油储层属于中等偏弱速敏（岩心渗透率的损害率为0.33～0.48）、强水敏（岩心渗透率的损害率为0.14～0.28）、易水锁的储层,因此宜在压裂液配方中添加粘土稳定剂、防膨剂和助排剂以降低压裂液对储层的伤害;入井压裂液矿化度低于10 000 mg/L会产生盐敏伤害;压裂液残渣粒径为2.25～8.39 μm,对于致密油储层而言,滤饼、沉积、吸附堵塞和桥堵等伤害现象都存在。综合研究认为,采用低伤害压裂液是降低残渣伤害的主要办法。