岩心自发渗吸采收率预测方法及系统.pdf

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN109884269A(43)申请公布日2019.06.14(21)申请号201910106402.2(22)申请日2019.02.02(71)申请人中国石油大学(北京)地址102249北京市昌平区府学路18号(72)发明人王付勇赵久玉(74)专利代理机构北京三友知识产权代理有限公司11127代理人王涛任默闻(51)Int.Cl.G01N33/24(2006.01)G01N15/08(2006.01)G01N11/00(2006.01)G01N13/02(2006.01)G01N13/00(2006.01)权利要求书3页说明书12页附图6页(54)发明名称岩心自发渗吸采收率预测方法及系统(57)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。CN109884269ACN109884269A权利要求书1/3页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：2CN109884269A权利要求书2/3页其中，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