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原文传递岩心自发渗吸采收率预测方法及系统

专利名称：	岩心自发渗吸采收率预测方法及系统
摘要：	本发明提供一种岩心自发渗吸采收率预测方法及系统。该岩心自发渗吸采收率预测方法包括：根据油相的黏度、水相的黏度、毛细管有效长度、毛细管半径、油水界面移动距离、油相的密度、水相的密度、毛细管与水平方向的夹角、界面张力和接触角，计算渗吸时间；根据分形维数、孔隙度、岩心直径、岩心最大孔隙半径、岩心最小孔隙半径、有效孔隙半径、界面张力、接触角、油相的密度、水相的密度、毛细管有效长度、油水界面移动距离、毛细管与水平方向的夹角、毛细管半径、油相的黏度和水相的黏度，计算渗吸速度；根据渗吸时间、渗吸速度和孔隙体积计算岩心自发渗吸采收率。本发明可以准确预测岩心自发渗吸采收率，进一步有效指导致密油藏的开发过程。
专利类型：	发明专利
国家地区组织代码：	北京;11
申请人：	中国石油大学(北京)
发明人：	王付勇;赵久玉
专利状态：	有效
申请日期：	2019-02-02T00:00:00+0800
发布日期：	2019-06-14T00:00:00+0800
申请号：	CN201910106402.2
公开号：	CN109884269A
代理机构：	北京三友知识产权代理有限公司
代理人：	王涛;任默闻
分类号：	G01N33/24(2006.01);G;G01;G01N;G01N33
申请人地址：	102249 北京市昌平区府学路18号
主权项：	1.一种岩心自发渗吸采收率预测方法，其特征在于，包括：获取油相的黏度、水相的黏度、岩心长度、毛细管半径、油水界面移动距离、油相的密度、水相的密度、毛细管与水平方向的夹角、界面张力、接触角、分形维数、孔隙度、岩心直径、岩心最大孔隙半径、岩心最小孔隙半径、有效孔隙半径和孔隙体积；根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径和所述岩心长度计算毛细管有效长度；根据所述油相的黏度、所述水相的黏度、所述毛细管有效长度、所述毛细管半径、所述油水界面移动距离、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管与水平方向的夹角、所述界面张力和所述接触角，计算渗吸时间；根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心直径、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径、所述有效孔隙半径、所述界面张力、所述接触角、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管有效长度、所述油水界面移动距离、所述毛细管与水平方向的夹角、所述毛细管半径、所述油相的黏度和所述水相的黏度，计算渗吸速度；根据所述渗吸时间、所述渗吸速度和所述孔隙体积计算岩心自发渗吸采收率。 2.根据权利要求1所述的岩心自发渗吸采收率预测方法，其特征在于，根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径和所述岩心长度计算毛细管有效长度，包括：根据所述孔隙度、所述分形维数、所述岩心最大孔隙半径和所述岩心最小孔隙半径计算平均迂曲度；根据所述岩心长度和所述平均迂曲度计算毛细管有效长度。 3.根据权利要求2所述的岩心自发渗吸采收率预测方法，其特征在于，按照如下公式计算平均迂曲度：其中，τ为平均迂曲度，φ为孔隙度，rmax为岩心最大孔隙半径，rmin为岩心最小孔隙半径，Df为分形维数；按照如下公式计算毛细管有效长度： L＝τ·l；其中，L为毛细管有效长度，l为岩心长度。 4.根据权利要求1所述的岩心自发渗吸采收率预测方法，其特征在于，按照如下公式计算渗吸时间：其中，t为渗吸时间，μo为油相的黏度，μw为水相的黏度，L为毛细管有效长度、r为毛细管半径，ρw为水相的密度，ρo为油相的密度，α为毛细管与水平方向的夹角，σ为界面张力，θ为接触角，x为油水界面移动距离，g为重力加速度。 5.根据权利要求1所述的岩心自发渗吸采收率预测方法，其特征在于，还包括：获取残余油饱和度和束缚水饱和度；根据所述毛细管半径、所述残余油饱和度和所述束缚水饱和度计算有效孔隙半径。 6.根据权利要求1所述的岩心自发渗吸采收率预测方法，其特征在于，按照如下公式计算渗吸速度：其中，Qre为渗吸速度，Df为分形维数，φ为孔隙度，d为岩心直径，rmax为岩心最大孔隙半径，rmin为岩心最小孔隙半径，re为有效孔隙半径，σ为界面张力，θ为接触角，ρw为水相的密度，ρo为油相的密度，L为毛细管有效长度，x为油水界面移动距离，α为毛细管与水平方向的夹角，r为毛细管半径，μo为油相的黏度，μw为水相的黏度，g为重力加速度。 7.根据权利要求1所述的岩心自发渗吸采收率预测方法，其特征在于，按照如下公式计算岩心自发渗吸采收率：其中，R为岩心自发渗吸采收率，Qre为渗吸速度，t为渗吸时间，VP为孔隙体积，Swi为束缚水饱和度。 8.一种岩心自发渗吸采收率预测系统，其特征在于，包括：第一获取单元，用于获取油相的黏度、水相的黏度、岩心长度、毛细管半径、油水界面移动距离、油相的密度、水相的密度、毛细管与水平方向的夹角、界面张力、接触角、分形维数、孔隙度、岩心直径、岩心最大孔隙半径、岩心最小孔隙半径、有效孔隙半径和孔隙体积；毛细管有效长度计算单元，用于根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径和所述岩心长度计算毛细管有效长度；渗吸时间计算单元，用于根据所述油相的黏度、所述水相的黏度、所述毛细管有效长度、所述毛细管半径、所述油水界面移动距离、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管与水平方向的夹角、所述界面张力和所述接触角，计算渗吸时间；渗吸速度计算单元，用于根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心直径、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径、所述有效孔隙半径、所述界面张力、所述接触角、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管有效长度、所述油水界面移动距离、所述毛细管与水平方向的夹角、所述毛细管半径、所述油相的黏度和所述水相的黏度，计算渗吸速度；岩心自发渗吸采收率计算单元，用于根据所述渗吸时间、所述渗吸速度和所述孔隙体积计算岩心自发渗吸采收率。 9.根据权利要求8所述的岩心自发渗吸采收率预测系统，其特征在于，毛细管有效长度计算单元具体用于：根据所述孔隙度、所述分形维数、所述岩心最大孔隙半径和所述岩心最小孔隙半径计算平均迂曲度；根据所述岩心长度和所述平均迂曲度计算毛细管有效长度。 10.根据权利要求8所述的岩心自发渗吸采收率预测系统，其特征在于，还包括：第二获取单元，用于获取残余油饱和度和束缚水饱和度；有效孔隙半径计算单元，用于根据所述毛细管半径、所述残余油饱和度和所述束缚水饱和度计算有效孔隙半径。 11.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现以下步骤：获取油相的黏度、水相的黏度、岩心长度、毛细管半径、油水界面移动距离、油相的密度、水相的密度、毛细管与水平方向的夹角、界面张力、接触角、分形维数、孔隙度、岩心直径、岩心最大孔隙半径、岩心最小孔隙半径、有效孔隙半径和孔隙体积；根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径和所述岩心长度计算毛细管有效长度；根据所述油相的黏度、所述水相的黏度、所述毛细管有效长度、所述毛细管半径、所述油水界面移动距离、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管与水平方向的夹角、所述界面张力和所述接触角，计算渗吸时间；根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心直径、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径、所述有效孔隙半径、所述界面张力、所述接触角、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管有效长度、所述油水界面移动距离、所述毛细管与水平方向的夹角、所述毛细管半径、所述油相的黏度和所述水相的黏度，计算渗吸速度；根据所述渗吸时间、所述渗吸速度和所述孔隙体积计算岩心自发渗吸采收率。 12.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：获取油相的黏度、水相的黏度、岩心长度、毛细管半径、油水界面移动距离、油相的密度、水相的密度、毛细管与水平方向的夹角、界面张力、接触角、分形维数、孔隙度、岩心直径、岩心最大孔隙半径、岩心最小孔隙半径、有效孔隙半径和孔隙体积；根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径和所述岩心长度计算毛细管有效长度；根据所述油相的黏度、所述水相的黏度、所述毛细管有效长度、所述毛细管半径、所述油水界面移动距离、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管与水平方向的夹角、所述界面张力和所述接触角，计算渗吸时间；根据所述分形维数、所述孔隙度、所述岩心直径、所述岩心最大孔隙半径、所述岩心最小孔隙半径、所述有效孔隙半径、所述界面张力、所述接触角、所述油相的密度、所述水相的密度、所述毛细管有效长度、所述油水界面移动距离、所述毛细管与水平方向的夹角、所述毛细管半径、所述油相的黏度和所述水相的黏度，计算渗吸速度；根据所述渗吸时间、所述渗吸速度和所述孔隙体积计算岩心自发渗吸采收率。
所属类别：	发明专利