【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油气田开发，特别是一种页岩气水相对渗透率曲线的计算方法。
技术介绍
1、气水相对渗透率是油气藏开发所需的关键基础参数，对油气藏开发潜力评价及制定合理开发方案至关重要。对于常规储层的气水相渗曲线可以通过实验测试获得，并已有相关的测试标准。但是对于页岩气储层，其渗透率极低，难以通过实验测试获取。
2、近年来，随着ct成像、扫描电镜成像等孔隙测试技术的迅速发展，基于实际孔隙介质的高分辨率三维图像，通过开展孔隙尺度的流动模拟获得气水相渗技术也日益受到关注。而lbm由于其具有介观特性、较高的计算效率、较低的统计噪声、易于处理复杂几何边界、易于处理流体内部及流体与周围环境的相互作用等优势，是目前较为理想的孔隙尺度模拟的计算方法。运用lbm模拟页岩数字岩心中气水两相流动，进而计算出气水相对渗透率为获取页岩气水相渗曲线提供了新的思路。因此，目前亟需专利技术页岩气水相渗曲线lbm计算方法，该方法对页岩气井返排制度优化和页岩气藏高效开发具有重要意义。
技术实现思路
1、鉴于此，本专利技术提供了一种页岩气水相对渗透率曲线的计算方法，原理可靠，操作简便，计算结果准确，解决了目前页岩气水相渗曲线无法通过实验测试获取的难题，弥补了现有理论计算方法不适应页岩的缺陷，该方法具有可重复性，并可用于研究不同因素对相渗曲线的影响，具有良好的应用前景。
2、本专利技术公开了一种页岩气水相对渗透率曲线的计算方法，其包括：
3、步骤1：获取页岩的扫描电镜图像、基质孔隙度和基质
4、步骤2：基于页岩的所述扫描电镜图像、所述基质孔隙度和所述基质渗透率，建立孔隙度-渗透率约束的页岩基质数字岩心重构方法，重构三维页岩数字岩心；
5、步骤3：建立页岩气液两相lbm方法，并通过开展气液界面张力、接触角lbm模拟，确定lbm气液作用参数及lbm流固作用参数；
6、步骤4：基于所述三维页岩数字岩心和所述lbm气液作用参数及所述lbm流固作用参数，运用lbm模拟稳定法测试气水相渗测试过程，利用稳定时达西定律计算气水相渗曲线。
7、进一步地，所述步骤2包括：
8、步骤21：基于页岩的所述扫描电镜图像和所述基质孔隙度，采用二值化算法通过设置分割阈值，将扫描电镜的灰度图像转为二值化图像，并使得二值化图像的孔隙度与岩心基质孔隙度一致；
9、步骤22：基于二值化图像，采用马尔科夫链-蒙特卡洛数值重构法重构满足电镜扫描图像统计特征的所述三维页岩数字岩心，并使所述三维页岩数字岩心的孔隙度与所述基质孔隙度一致；
10、步骤23：运用lbm方法计算数字岩心渗透率，与所述基质渗透率对比，确定三维页岩数字岩心分辨率，保证构建的所述三维页岩数字岩心的渗透率与基质渗透率一致。
11、进一步地，所述步骤23包括：
12、采用d3q19格子模型，并采用单松弛时间bgk的格子boltzmann方程为：
13、
14、式中，ci为第i个方向的粒子速度；δt为时间步长；fi(x,t)表示t时刻位于空间网格点x处沿ci方向运动粒子的密度分布函数；τ为无量纲松弛时间，是两次粒子碰撞的平均时间间隔；是平衡态分布函数；
15、出入口边界采用压力边界，用lbm计算所述三维页岩数字岩心的格子渗透率；
16、基于基质渗透率和格子渗透率，确定所述三维页岩数字岩心分辨率。
17、进一步地，所述平衡态分布函数的表达式为：
18、
19、
20、
21、式中，cs为无量纲的格子声速，ωi为权重因子，ρ为宏观格子密度。
22、进一步地，所述格子渗透率为：
23、
24、式中，k为格子渗透率，μ为格子粘度，φ为孔隙度，表示对孔隙空间所有格子求和，表示格子所有方向求和，j为第j个格子的标号；
25、所述基于基质渗透率和格子渗透率，确定所述三维页岩数字岩心分辨率所采用的表达式为：
26、k∞＝k·d2
27、式中，k∞为基质渗透率，d为三维页岩数字岩心分辨率。
28、进一步地，所述步骤3包括：
29、步骤31：构建伪势模型；
30、步骤32：基于构建的伪势模型，开展气液界面张力、接触角lbm模拟，得到在第k种组分上的力；
31、步骤33：通过气液界面张力、接触角lbm模拟，得到lbm气液作用参数gc及lbm流固作用参数gads。
32、进一步地，所述伪势模型的基本演化方程为：
33、
34、式中，x为空间坐标，t为时间，τk为第k种组分的松弛时间，决定组分的运动粘性系数s为不同组分的种类数，δt为时间步长；fki(x,t)、分别为第k种组分在ci方向上的分布函数和平衡态分布函数，k＝1，2，…，s表示不同组分。
35、进一步地，在所述步骤32中：
36、在第k种组分上的力为fk＝fc,k+fads,k+fg,k；
37、
38、
39、其中，fc,k为粒子间的相互作用力，fads,k为流体与固体间的作用力，fg,k为常体积力；gc为流体间作用参数，gads,k为流固作用参数；s(x+ciδt)为标记函数，若(x+ciδt)是固体点，则s(x+ciδt)＝1，否则s(x+ciδt)＝0。
40、进一步地，所述步骤33包括：
41、根据laplace定律，界面张力使气体中液滴稳定状态下都呈现圆形或球形且稳定状态下液滴内外压力差与液滴半径r大小成反比，其表达式为：
42、
43、式中，pi、po为液滴内外压力，σ为流场的界面张力；
44、运用lbm模拟不同半径r的液滴在气体中处于稳定状态后，计算液滴内外压力差与1/r的关系，得到气水界面张力σ所对应的lbm气液作用参数gc；
45、运用lbm开展润湿性lbm模拟，得到页岩表面气水接触角θ所对应的lbm流固作用参数gads。
46、进一步地，所述步骤4包括：
47、模拟过程中，先将两种流体按照预设饱和度分布在多孔介质内；
48、运用lbm模拟外力驱动的两相流动；
49、待两相流动稳定后，计算各相流体的流量，得到对应饱和度条件下的相对渗透率；
50、改变两相流体的饱和度，即可得到不同饱和度条件下的相对渗透率。
51、由于采用了上述技术方案，本专利技术具有如下的优点：基于页岩扫描电镜图片重构页岩数字岩心，并以孔隙度、渗透率关键物性参数为约束条件，真实地反映了实际地层页岩的孔隙结构特征和物性条件，计算结果准确；通过lbm模拟页岩多孔介质中气水两相流动过程，从微观层面统计物理角度出发，克服了经典达西定律不适应非线性流动的问题，适应性更强；本方法可计算不同地层条件下的气水相渗曲线，具有可重复性，计算效本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种页岩气水相对渗透率曲线的计算方法，其特征在于，包括：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2包括：
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤23包括：
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述平衡态分布函数的表达式为：
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述格子渗透率为：
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3包括：
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述伪势模型的基本演化方程为：
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在所述步骤32中：
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述步骤33包括：
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤4包括：
【技术特征摘要】
1.一种页岩气水相对渗透率曲线的计算方法，其特征在于，包括：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2包括：
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤23包括：
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述平衡态分布函数的表达式为：
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述格子渗透率为：
...【专利技术属性】
技术研发人员：伍帅，吴建发，杨学锋，钟兵，张鉴，张德良，赵圣贤，樊怀才，黄山，张成林，邸云婷，吴天鹏，
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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