基于格子Boltzmann方法的致密气藏微尺度效应研究

致密储层孔隙结构复杂,气体在致密孔喉中的流动存在微尺度效应,宏观流动规律难以准确描述其渗流特征。针对致密多孔介质孔隙主要分布在微纳米尺度的特点,建立修正克努森数(Kn)、固体边界处考虑镜面反弹(边界滑移效应)的格子Boltzmann模型。通过模拟压差驱动下的二维平板流动,验证了模型的正确性,并分析了克努森数对流动速度的影响。基于随机生长四参数生成法,对致密储层的二维微观孔隙结构进行了重构,利用修正格子Boltzmann模型进行流动模拟。结果表明:气体在致密储层中的流动存在微尺度效应,滑脱效应使得通道中间部分流体速度增大;在一定的压力梯度下,渗透率随着克努森数的增加而呈线性增加;克努森数不变时,渗透率随着平均压力倒数的增加而呈线性增加,即随着平均压力的增加,岩心的绝对渗透率减小。     

基于格子Boltzmann方法的页岩气微观流动模拟

页岩中的主要孔隙类型是纳米孔隙,气体在纳米孔隙中的流动不同于在常规孔隙中的流动,其存在微尺度效应,因此基于连续介质假设的达西方程不再适用。由于页岩气藏一般处于高压环境,气体比较稠密,理想气体状态方程也不再适用。而格子Boltzmann方法是一种介观流动模拟方法,其不基于连续介质假设,适用于从滑移区到过渡区的气体流动模拟,并且能够考虑气体稠密性和非理想气体状态方程的影响。基于考虑努森层影响和微尺度效应的非理想气体格子Boltzmann方法,结合镜面反射格式与反弹格式组合的滑移边界条件,采用二维平板模型,研究了孔隙尺寸、压力和温度等因素对微尺度效应的影响,并对影响机理进行了分析。结果表明:努森数是微尺度气体流动的控制参数;在滑移区和自由分子流区,各因素对微尺度效应的影响较小,而在过渡区,各因素对微尺度效应的影响较大;通过表观渗透率与固有渗透率比值随努森数的变化关系,并与常用的页岩气藏表观渗透率计算模型进行对比,验证了目前常用页岩气藏表观渗透率计算模型的准确性。     

微尺度通道内稀薄气体高阶努森数渗透率修正模型

气体在微纳米尺度通道内流动时会产生稀薄效应,应用经典理论很难准确预测气体的真实流量,亟需建立精度更高、更具普适性的渗透率修正模型来描述稀薄气体的流动行为。为此,首先采用R26矩方法对平板微通道中的气体流动进行数值模拟,并与直接模拟蒙特卡洛法(DSMC法)、R13矩方法的模拟结果进行对比,然后基于R26矩方法的模拟结果建立平板微通道与圆管微通道内气体渗透率修正模型,运用所建立的模型描述微尺度通道内稀薄气体的流动行为,计算不同努森数下气体渗透率修正系数,并与Tang等模型预测结果、实验数据及线性Boltzmann方程解进行对比分析。研究结果表明:①采用R26矩方法描述气体稀薄效应,其模拟结果与DSMC法计算结果吻合情况良好,并且计算结果的精度高于R13矩方法 ;②采用平板微通道高阶努森数气体渗透率修正模型计算的气体渗透率修正系数与实验数据、线性Boltzmann方程解吻合良好;③采用圆管微通道高阶努森数气体渗透率修正模型计算的气体渗透率修正系数与线性Boltzmann方程解吻合良好。结论认为,所建立的高阶努森数气体渗透率修正模型预测精度高且具有普适性,可用于描述微纳米尺度通道内气体的稀薄效应。     

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     

致密砂岩分形渗透率模型构建及关键分形参数计算方法

针对现有渗透率分形模型关键参数计算方法与渗透率相关性较差、迂曲度分形维数不能反映三维特征,造成致密砂岩渗透率预测困难的问题,基于致密砂岩孔隙结构分形特征及迂曲毛管束模型,构建了一种致密砂岩渗透率预测模型,提出了分形维数、迂曲度分形维数、特征长度的有效计算方法,并探讨了不同迂曲度计算方法对致密砂岩渗透率预测的影响。研究表明:构建的渗透率模型可以有效预测致密砂岩渗透率,更接近于实测值,计算得到分形维数与岩心渗透率相关性更强;不同迂曲度计算方法得到的致密砂岩迂曲度值差异较大,选取合适的迂曲度计算方法可以提高致密砂岩渗透率预测精度。研究成果可以准确、快速地预测渗透率,对致密砂岩油藏储层评价与有效开发具有重要意义。     

基于格子Boltzmann方法的油水两相流动规律

文中采用随机生长四参数生成法,对储层岩石的二维微观孔隙结构进行了重构。基于格子Boltzmann方法,从孔隙尺度模拟了多孔介质中的油水两相流动,对不同驱替时刻多孔介质内流体分布进行了模拟,得到了油水两相相对渗透率曲线和油水压汞曲线,并分析了π准数(界面张力与压力梯度比值)对油水两相流动的影响。研究结果表明:润湿相(水相)沿着大孔道的中轴部位驱替非润湿相(原油),在小孔道残余部分原油,而随着水驱过程的继续进行,小孔道中的油也逐渐被驱替出来;随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率逐渐下降,水相相对渗透率逐渐增加。当π准数减小时,油水两相相对渗透率值均增大,其中油相相对渗透率值增大幅度较水相相对渗透率值增大幅度更大,可通过提高驱动压力梯度或者降低界面张力提高采收率。     

川西致密砂岩气藏岩心狱渗区的界定方法

在渗透率低于0.05 mD的致密砂岩气藏的相对渗透率曲线中,可能存在气、水两相均无法有效流动的狱渗区。对川西致密砂岩气藏岩心狱渗区内气、水两相流动规律的研究,需以狱渗区的合理界定为前提。针对川西致密砂岩气藏岩心狱渗区的界定问题,通过定义等渗点相对渗透率因子、气相相对渗透率曲率因子和水相相对渗透率曲率因子特征参数,提出一种考虑岩石及流体特征的狱渗区界定方法。采用该方法对川西致密砂岩气藏岩心的狱渗区进行界定,并探讨狱渗区对致密砂岩气藏气井生产的影响。研究结果表明,川西致密砂岩气藏岩心狱渗区集中在含水饱和度为63%~91%的区域内,接近储层的初始含水饱和度(为40%~70%)。开发时,由于钻完井、储层改造工作液残留在储层中,可能导致近井带含水饱和度上升至狱渗区内降低气井产量。狱渗区对致密砂岩气藏气井产气量的影响在生产初期达到最大,可导致产气量峰值的出现推迟数百天。     

分形几何在致密砂岩储层微观孔隙结构研究中的应用——以苏里格气田东南部上石盒子组盒8段为例

致密砂岩储层孔隙结构在一定尺度内具有统计自相似和分形特征。利用分形几何原理,结合压汞测试,建立了毛管压力曲线求取分形维数的方法,探讨了致密砂岩孔隙结构的分形特征,分析了储层物性及孔隙结构各类参数和分形维数之间的关系,进一步明确了孔隙结构分形维数可综合反映孔隙空间复杂程度的地质意义。结果表明,只有当孔隙半径大于趋势线拐点所对应的孔隙半径时,致密砂岩孔隙结构才具有分形特征,分形维数介于2.0~2.3。分形维数越大,致密砂岩孔隙结构复杂程度越高,非均质性越强。     

致密砂岩储层孔隙结构分形研究与渗透率计算——以川西坳陷蓬莱镇组、沙溪庙组储层为例

为厘清分形维数对储层物性特征的影响,并提高渗透率计算精度,通过对川西坳陷蓬莱镇组、沙溪庙组致密砂岩气藏12块岩心进行高压压汞实验;利用毛管束分形模型对进汞曲线进行分形处理,并结合物性资料,对分形维数与孔隙结构参数的关系进行研究;通过理论分析与多次试算,最终选取加权平均分形维数（D_ave）、分界压力（p_f）、中值半径（R₅₀）等对渗透率进行多元非线性回归计算。结果显示：研究区储层可划分Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类共4种孔隙结构类型;大、小孔孔隙结构相对独立,分形维数与孔隙结构参数关系复杂;多元回归计算的渗透率与实测渗透率相关系数平方达0.9。多元非线性回归计算模型对于渗透率的计算具有更高的精度,为致密砂岩储层渗透率的计算提供了新思路。     

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文章根据分形理论推导出了多孔介质中孔隙分布的两参数分形几何公式,建立了利用压汞资料计算孔隙分形维数来分析孔壁的粗糙度和孔径分布的不均匀程度的研究方法。将该方法应用于四川砂岩和碳酸盐岩气藏低渗透人计层改造措施研究,结果发现,无论是盐酸酸化碳酸盐碉还是土酸酸化砂岩、入口处的毛管半径均明显增另,但分形维数的变化不同,碳酸盐岩酸化后分形维数均有不同程度的增加,砂碉酸化后明显变化或有所减小,因此,碳酸盐岩酸     

致密砂岩储层物性及非均质性特征

中国西南地区四川盆地上三叠统须家河组碎屑岩地层为典型的非常规致密砂岩储集层,迄今已探明天然气储量已达万亿立方米,其中四川盆地中部广安地区须家河组六段（须六段）具有较大的勘探开发潜力。以须六段气藏段致密砂岩为研究对象,通过镜下薄片、物性和压汞等测试,结合分形理论研究,系统分析了其孔隙结构、物性特征和储层非均质性。结果表明：须六段砂岩储集层可明显划为3类。Ⅰ类储层（平均孔隙度12.27 %,平均渗透系数6.037 6 × 10^-3 μm²）以大孔或中孔为主,分形维数范围为2.42～2.59;Ⅱ类储层（平均孔隙度9.26 %,平均渗透系数1.152 3 × 10^-3 μm²）以中孔为主,小孔为次,大孔发育差,分形维数范围为2.47～2.56;Ⅲ类储层（平均孔隙度5.20 %,平均渗透系数0.351 7 × 10^-3 μm²）以小孔或中孔为主,大孔发育差或不发育,分形维数范围为2.45～2.81。孔隙类型的差异分布导致各类储层非均质性变化明显,主要表现为Ⅲ类储层非均质性强于Ⅰ类储层。相关性分析表明物性条件耦合于储层非均质性,且存在关键临界值,分形维数范围在2.45～2.60时,孔隙度与分形维数为正相关关系,渗透系数与分形维数的关系无明显规律;而分形维数大于2.60时,孔隙度与分形维数为负相关关系,渗透系数与分形维数为斜率接近0的线性关系。基于致密砂岩储层物性条件与分形特征的定量研究,探讨非常规天然气优质储层的评价标准,对指导中国非常规储层的勘探与开发研究具有重要理论与现实意义。     

基于REV尺度格子Boltzmann方法的页岩气藏渗流规律

页岩储层一般天然微裂缝发育,基质孔隙结构复杂,使得页岩气渗流过程呈现出多尺度多场耦合的特征。为了研究页岩气藏复杂的渗流规律,重构了天然微裂缝发育的页岩储层多孔介质模型,并围绕页岩气多重运移机制对广义格子Boltzmann模型进行了修正,建立了适用于模拟页岩气渗流特征的表征单元体（REV）尺度格子Boltzmann模型（LB模型）,并基于天然微裂缝物性特征以及气体滑脱、吸附/解吸、表面扩散效应等渗流特征对该模型进行了敏感性参数分析。结果表明：当页岩储层天然微裂缝较发育时,微裂缝为气体在基质中流动的主要通道;其中裂缝密度是影响储层表观渗透率的主要参数,裂缝密度增大3～4倍,储层表观渗透率可增大10倍以上,而裂缝长度以及裂缝开度的影响程度均次之;努森数（Kn）是影响页岩气渗流的主要参数,随着Kn增大,克氏效应愈显著,特别当Kn > 0.1时,多孔介质表观渗透率增幅显著增大;页岩储层多孔介质表观渗透率会随着吸附气量的增大而减小,特别是当储层压力较低时,该现象更为显著;气体表面扩散效应对页岩气渗流过程的影响程度大,同等条件下考虑气体表面扩散效应的储层表观渗透率较忽略该效应可提升2～5倍,但提升作用受制于储层吸附气量的多少。该研究成果为页岩气微观渗流理论研究提供了新思路,为页岩气藏高效勘探开发提供了技术支撑。     

孔喉结构对致密气微尺度渗流特征的影响

目前,关于孔喉结构对致密气微尺度渗流特征影响的研究较少,并且传统的数值模拟方法在研究微尺度流动时面临着诸多不适应。为此,从致密气藏实际的温度、压力及储层孔喉特征尺寸出发,研究致密气的流态及采用格子Boltzmann方法模拟致密气流动的合理性,在考虑微尺度效应、滑脱效应等因素影响的基础上,基于LBGK-D2Q9模型建立了致密气流动模型,并将该模型计算的结果同解析解及文献中数值解的计算结果进行对比,进而探讨了孔喉结构对致密气微尺度渗流特征的影响规律。研究结果表明:①当压力介于3～70 MPa、温度介于293.15～373.15 K时,克努森数(Kn)小于0.1,气体流态为滑脱流和弱连续流,采用LBGK-D2Q9模型模拟致密气流动是合理的;②流动通道的特征尺寸对Kn的影响远大于压力变化对其产生的影响,当孔喉比一定时,Kn沿喉道呈缓慢上升的趋势,且孔喉比越大,Kn上升的趋势越明显;③喉道的存在使得孔喉中压力的非线性分布特征显著,压力降主要处于喉道内,并且孔喉比越大喉道内的压降幅度越大;④压力的非线性分布使得气体的流动速度显著降低,从而降低了流动通道内气体的质量流量。结论认为,所建模型的模拟结果与解析解以及文献中DSMC、IP方法等数值解的计算结果吻合程度较高,证实了其可靠性;该研究成果揭示了致密气藏开发工程实践中"通缝扩喉"的重要性。     

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。     

致密砂岩气藏水锁效应机理探析——以苏里格气田东南区上古生界盒8段储层为例

水锁效应是影响气井生产开采的重要因素,在低渗透、特低渗透的致密砂岩气藏中,由于孔喉细小,水锁效应影响更加显著。根据致密砂岩气藏储层岩石中液相流体的开采前后受力特征;探讨了致密砂岩气藏生产过程中水锁效应的发生机理。利用高压压汞、气水相渗等实验分析资料,分析了压力与含水饱和度以及气相相对渗透率的关系;结果表明:压力与含水饱和度呈良好的指数关系,而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大,会导致含水饱和度的升高,而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低,最终造成了水锁伤害程度的加重。合理的控制生产压差对于减轻气井生产过程中水锁效应,延缓气井见水有着重要意义。     

考虑气体滑脱及Knudsen扩散的低渗致密砂岩微观流动模拟

低渗致密砂岩纳米-微米尺度孔喉发育,微观非均质性强,渗流机理复杂,现有物理实验方法难以准确评价。采用基于数字岩心理论的微观流动模拟方法来分析低渗致密砂岩中天然气的渗流规律。以川西地区沙溪庙组砂岩样品为基础,利用CT扫描建立目标岩样三维数字岩心,通过孔喉识别、形态简化及喉道调整,构建了包含不同孔喉分布的低渗致密砂岩三维孔隙模型;考虑天然气在纳米-微米孔喉中输运机制的复杂性,建立了耦合Darcy渗流、气体滑脱和Knudsen扩散的流动控制方程,并结合孔隙模型对其进行离散求解。开展流动模拟,评价不同孔隙压力下各输运机制对天然气产出运移的影响。结果表明：低渗致密砂岩中喉道越小、孔隙压力越低,气体流动非线性越强;在孔隙压力高于10 MPa范围,天然气在平均喉道半径大于0.1 μm的砂岩孔隙空间中的流动基本满足Darcy渗流;而对于平均喉道半径小于0.1 μm的致密砂岩,孔隙压力低于10 MPa后气体滑脱和Knudsen扩散是气体运移中重要机制,对天然气生产的影响不可忽略。     

致密砂岩气藏长岩心压力损失及渗透率损害评价实验

致密砂岩气藏具有低孔、低渗、孔隙结构复杂、孔隙连通性差等特点,易受到水锁效应严重损害.为此,根据致密砂岩气藏的水锁机理以及储层条件,选择对应储层的长岩心,开展了不同储层条件、不同水锁程度下的压力损失评价和渗透率损害评价实验,并提出了压力损失和渗透率损害率2个概念,表征水锁效应对压力传播过程和储层渗透率的损害程度.结果表...