【技术实现步骤摘要】
本专利技术是一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，具体涉及一种基于数字岩心模拟预测多重介质（包括孔、洞、缝）碳酸盐岩储层中高压气藏气水两相渗流特征的方法，属于油气田开采。
技术介绍
1、四川盆地深层碳酸盐岩气藏潜力巨大，已成为近年来常规气勘探开发的重点。但这类气藏普遍具有高温高压、低孔低渗、储渗类型多样、强非均质性等特点，给气藏的科学效益开发带来了巨大挑战。以川西北部双鱼石栖霞组为例，该气藏埋深超过7000m，原始地层压力高达96mpa，地层温度158℃，平均孔隙度为3.09%，基质渗透率平均为0.12md；并且储层岩石中孔隙、裂缝和溶洞搭配关系多样，渗流规律复杂，在生产上表现为气井产能及稳产性差异极大。
2、室内岩心物理实验是研究气藏渗流机理的主要技术手段，但开展高温高压岩心渗流实验尚存在一定的局限性：一方面，超高的温度压力条件对实验仪器要求高，实验安全风险大、周期长，成功率低；另一方面，实验对岩心具有破坏性，多次重复开展实验不可行，有限的实验结果难以获得规律性认识。近年来，数字岩心及微观流动模拟作为一种新兴技术，已成为室内岩心实验的重要补充，被广泛用于中高渗砂岩、页岩和低渗致密砂岩等储层中，实现了岩石微观孔隙结构的定量精细化表征、岩电性质的分析以及微观渗流特征的描述等。
3、例如，“应用数字岩心技术模拟高温高压气水渗流”（魏博熙，西南石油大学硕士学位论文，2017年5月）中记载的采用岩样ct扫描进行三维重建来计算岩石孔隙度、渗透率、渗透率张量扥物性参数，最后手动修复分布不合理的网格，利用
技术实现思路
1、为解决现有数字岩心模型在气水两相渗流模拟过程中，无法保证高压条件下模拟结果的可行性，本专利技术提供了一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，用于获取高压气藏气水两相相渗曲线及其变化规律，为高压气藏的高效开发提供理论支撑。
2、本专利技术通过下述技术方案实现：一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，包括以下步骤：
3、s1.通过ct扫描获取裂缝-孔洞型柱塞岩样的灰度图像，构建所述岩样的裂缝-孔洞网络模型；
4、s2.针对所述岩样进行岩心驱替实验，获得常温常压条件下气水相对渗透率曲线；
5、s3.根据所述裂缝-孔洞网络模型，得到气水两相相渗曲线，利用步骤s2的实验结果进行修正，得到修正裂缝-孔洞网络模型；
6、s4.针对所述岩样进行高温高压条件下渗透率应力敏感性实验，获得渗透率随围压变化的关系曲线；
7、s5.利用所述修正裂缝-孔洞网络模型中的裂缝开度来模拟高温高压条件下裂缝闭合情况，结合步骤s4的实验结果，得到裂缝开度随围压的变化关系；
8、s6.根据所述修正裂缝-孔洞网络模型和裂缝开度随围压的变化关系，预测得到不同压力下的气水两相相渗曲线。
9、所述步骤s1中，通过ct扫描获取裂缝-孔洞型柱塞岩样的灰度图像，对灰度图像进行降噪、滤波、图像分割处理，建立包含孔洞和裂缝空间的岩样数字岩心，再利用最大球法，构建兼顾储集空间拓扑学结构和模拟计算量的裂缝-孔洞网络模型。
10、所述步骤s2中，针对所述岩样采用非稳态法进行岩心驱替实验。
11、所述步骤s3中，根据所述裂缝-孔洞网络模型，采用“侵入-逾渗”理论开展气水两相渗流孔隙尺度模拟，计算得到气水两相相渗曲线。
12、所述步骤s3中，气水两相渗流孔隙尺度模拟时，对于气驱水过程，首先需要确定在给定压差下通过裂缝-孔洞网络模型的流体单相流量 q t及气水两相分别的流量 q pg和 q pw，再根据公式（1）、（2）计算得到给定压差下各孔隙节点的压力分布，进而计算出各相流体流经孔隙网络的流量，再根据达西定律求得裂缝-孔洞网络模型的绝对渗透率和气水相对渗透率，即得气水两相相渗曲线，
13、 （1）
14、 （2）
15、其中， q p,ij为 p相流体从孔隙 j流入孔隙 i的流量， n为与孔隙 i相连的喉道个数， g pi,j为连接孔隙 i， j的喉道内的流体 p的传导率； l ij表示喉道的长度； p pi， p pj分别为孔隙 i， j的压力。
16、所述步骤s3中，气水两相渗流孔隙尺度模拟时，对于单相流和多相流中位于孔喉中部流体的导流系数 g p，通过公式（3）计算得到：
17、 （3）
18、其中， c为修正系数，分别取0.5、0.5623和0.6； a为孔喉截面积； g为 p相流体所占据孔喉的形状因子； μ p为 p相流体的粘度。
19、所述步骤s4中，实验过程包括：采用步骤2所述岩心驱替实验的同一块岩心，将岩心洗净、烘干，将岩心放入岩心夹持器中，岩心出口通大气，实验过程中保持岩心进口压力不变，通过改变围压的大小实现岩心所承受的净应力的变化，以每10mpa依次增加围压，在每个压力点测量稳定的流量并记录时间，计算气测渗透率，即得渗透率随围压变化的关系曲线。
20、所述步骤s5中，根据公式（4）计算不同围压下的裂缝开度b：
21、 （4）
22、其中： b0为裂缝初始开度，μm； b为在围压作用下发生形变后的裂缝开度，μm； σ为本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤S1中，通过CT扫描获取裂缝-孔洞型柱塞岩样的灰度图像，对灰度图像进行降噪、滤波、图像分割处理，建立包含孔洞和裂缝空间的岩样数字岩心，再利用最大球法，构建兼顾储集空间拓扑学结构和模拟计算量的裂缝-孔洞网络模型。
3.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤S2中，针对所述岩样采用非稳态法进行岩心驱替实验。
4.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤S3中，根据所述裂缝-孔洞网络模型，采用“侵入-逾渗”理论开展气水两相渗流孔隙尺度模拟，计算得到气水两相相渗曲线。
5.根据权利要求4所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤S3中，气水两相渗流孔隙尺度模拟时，对于气驱水过程，首先需要确定在给定压差下通过裂缝-孔洞网络模型
6.根据权利要求5所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤S3中，气水两相渗流孔隙尺度模拟时，对于单相流和多相流中位于孔喉中部流体的导流系数gp，通过公式（3）计算得到：
7.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤S4中，实验过程包括：采用步骤2所述岩心驱替实验的同一块岩心，将岩心洗净、烘干，将岩心放入岩心夹持器中，岩心出口通大气，实验过程中保持岩心进口压力不变，通过改变围压的大小实现岩心所承受的净应力的变化，以每10MPa依次增加围压，在每个压力点测量稳定的流量并记录时间，计算气测渗透率，即得渗透率随围压变化的关系曲线。
8.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤S5中，根据公式（4）计算不同围压下的裂缝开度b：
9.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：在步骤S3得到的裂缝-孔洞网络模型基础上，考虑步骤S5中确定的裂缝开度随围压的变化关系，以及不同围压下流体物性参数的变化，预测高压条件下的气水两相相渗曲线。
10.根据权利要求9所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述流体物性参数包括但不限于：水相密度、水相粘度、气相密度、气相粘度、气水界面张力。
...【技术特征摘要】
1.一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤s1中，通过ct扫描获取裂缝-孔洞型柱塞岩样的灰度图像，对灰度图像进行降噪、滤波、图像分割处理，建立包含孔洞和裂缝空间的岩样数字岩心，再利用最大球法，构建兼顾储集空间拓扑学结构和模拟计算量的裂缝-孔洞网络模型。
3.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤s2中，针对所述岩样采用非稳态法进行岩心驱替实验。
4.根据权利要求1所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤s3中，根据所述裂缝-孔洞网络模型，采用“侵入-逾渗”理论开展气水两相渗流孔隙尺度模拟，计算得到气水两相相渗曲线。
5.根据权利要求4所述的一种高压条件下多重介质数字岩心气水两相渗流模拟方法，其特征在于：所述步骤s3中，气水两相渗流孔隙尺度模拟时，对于气驱水过程，首先需要确定在给定压差下通过裂缝-孔洞网络模型的流体单相流量qt及气水两相分别的流量qpg和qpw，再根据公式（1）、（2）计算得到给定压差下各孔隙节点的压力分布，进而计算出各相流体流经孔隙网络的流量，再根据达西定律求得裂缝-孔洞网络模型的绝对渗透率和气水相对渗透率，即得气水两相相渗曲线，
...【专利技术属性】
技术研发人员：王容，李隆新，王梦雨，王霞，秦楠，刘晓旭，叶茂，罗瑜，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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