[发明专利]一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法

说明书

本发明公开了一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法，包括步骤1)基于宾汉流体的牛顿内摩擦定律，建立纳米孔两相流的基础流量方程；2)考虑纳米孔隙中固体与流体接触界面形成的滑移边界，计算有效滑移长度方程；3)考虑湿相流体在束缚流体区和湿相流体区域的粘度差异，采用体积加权法建立湿相流体的粘度修正方程；4)建立考虑启动压力梯度后的流体流量方程；5)引入毛管束分形理论，综合真实滑移长度、流体粘度、启动压力梯度修正方程，通过TOC含量建立多孔介质油水两相相对渗透率模型。本发明克服了现有技术中无法动态模拟有机孔‑无机孔双重孔隙介质在上述因素综合影响下的渗透率变化，提供了一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法。

技术领域

本发明涉及页岩油藏勘探与开发领域，具体涉及到一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法。

背景技术

页岩油作为一种非常规油气资源，其储量非常丰富，大规模水力压裂作为页岩油实现经济产能的必经之路，在压裂液注入和返排的过程中，地层水和压裂液均会与页岩油形成油-水两相流，油页岩中微纳米尺度的粒间粒内孔隙发育，其孔隙类型又可分为有机孔隙和无机孔隙两类，因此，油页岩中发育的孔隙裂缝尺度差异较大，非均质性较强。相对渗透率是表征多相流体流动特性的基本参数，其对多相流性能的评价有着重要影响。

在水力压裂施工结束后，压裂液的返排是影响水力压裂效果的重要因素，压裂液大量滞留在地层，会对地层造成水锁伤害，严重降低压裂增产效果，因此研究页岩油藏压裂液的返排能力及其主控因素对保证页岩油层压裂改造效果，及确定最小返排压差，指导工业开采页岩油资源具有积极意义。目前针对压裂液返排问题的研究主要分为实验研究和数值模拟研究。实验研究方法是以水基压裂液为介质模拟压裂液在油藏水力压裂后储层中的渗流规律，存在以下不足：(1)实验无法完全模拟水力压裂后储层孔隙的尺度和延伸；(2)无法考虑在地层条件下压裂液流动过程中的应力敏感；(3)实验岩心制作难度大，价格昂贵。实验模拟研究无法动态模拟有机孔-无机孔双重孔隙介质在上述因素综合影响下的渗透率变化。数值模拟研究方法是基于压裂液在孔隙中的受力分析，通过建立孔隙介质流动通道的物理模型，并进一步采用非结构网格离散流体域，建立孔隙介质的相对渗透率预测模型。该方法存在于下不足：(1)建模过程复杂，计算难度大；(2)无法考虑启动压力梯度对压裂液返排造成的影响；(3)无法全面考虑束缚水、启动压力梯度、真实滑移长度，以及压裂液在地层下的粘度变化和应力敏感的特点。

发明内容

有鉴于此，本发明充分考虑了动态粘度变化、应力敏感、启动压力梯度、真实滑移长度和压裂液在孔隙中多相流动的特点，以及TOC含量对压裂液返排的影响，提供了一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法。

为达上述目的，本发明的一个实施例中提供了一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法，包括以下步骤：

1)基于宾汉流体的牛顿内摩擦定律，建立纳米孔两相流的基础流量方程；

2)考虑纳米孔隙中固体与流体接触界面形成的滑移边界，计算有效滑移长度；

3)考虑湿相流体在束缚流体区和湿相流体区域的粘度差异，采用体积加权法建立湿相流体的粘度修正方程；

4)建立考虑启动压力梯度后的流体流量方程；

5)基于广义达西定律，引入毛管束分形理论，综合真实滑移长度、流体粘度、启动压力梯度修正方程，通过TOC含量建立多孔介质油水两相相对渗透率模型。

进一步地，所述步骤1)中湿相流体纳米孔的基础流量方程为：

非湿相流体纳米孔的基础流量方程为：

两相混合区流体的纳米孔的基础流量方程为：