低矿化度水驱是一种通过调控注入水的离子成分或浓度提高原油采收率的新技术,目前低矿化度水驱的适用油藏条件和提高采收率作用机理仍未达成共识.本文以中东地区海相碳酸盐岩油藏柱塞岩样为研究对象,开展了系列低矿化度水润湿调控驱油室内实验,基于胶体稳定性(DLVO)理论建立了一个典型原油/盐水/岩石系统的界面反应模型,联立增广Young-Laplace公式计算了润湿角和总分离压力,通过文献实验数据验证模型可靠性,阐明了离子浓度和离子类型对分离压力曲线和润湿角的影响.结果表明,在低矿化度环境中,碳酸盐岩孔隙表面在流体冲刷作用下亲水性更强,驱油效率更高,低矿化度水驱提高了3.2%的原油采收率;在恒定电荷的假设下,基于扩展DLVO理论建立的原油/盐水/岩石系统数学模型可以准确预测润湿角的变化;相比于离子浓度,离子类型对分离压力和润湿角的影响更大,在二价离子中,Mg2+离子对碳酸盐岩的浸润调控作用强于Ca2+离子;当水膜厚度较小时,范德华引力是影响分离压力的主要作用力,随着水膜厚度增大,双电层力逐渐变为主要作用力.本研究有助于更深入地理解低矿化度水驱提高采收率的润湿调控机制.

为探究水驱过程中不同润湿性条件下油水微界面的运移特征及其演变规律,基于N-S方程建立Hele-Shaw圆柱式模型,采用相场法界面追踪驱替过程中油水微界面的拓扑变形特征,研究润湿性、油水粘度比及毛细管数对油水微界面形变的影响.结果表明,水驱过程中油水微界面的动态演变过程可以分为 4 个阶段,即突破、分裂、三相接触线交汇及微界面融合.微界面的突破和分裂在驱替周期内重复发生,且不受润湿性和岩石颗粒分布的影响;三相接触线交汇和微界面融合具有相近的形变特征,主要受润湿性和岩石颗粒分布的影响.三相接触线交汇现象主要出现在亲水条件,而微界面融合现象则出现在亲油条件.润湿性由强亲水转变为强亲油时,水驱前缘变化幅度先降低后升高,在弱亲水条件时,呈现"活塞式"驱替模式.模拟发现在弱亲水条件下的驱油效率最高,而强亲油条件下的驱油效率最低(61.06%).在弱亲水和相同注入孔隙体积倍数条件下,随着油水粘度比从 20 增加到 100 时,三相接触线交汇现象的发生率逐渐降低,微观驱油效率降幅为8.56%,且驱替启动压力也随之降低;毛细管数从 0.66×10-3 增加至 2.0×10-3 时,三相接触线交汇的发生率增加,模型内的剩余油体积减小,驱油效率提高 9.36%.这表明在亲水条件下,增加三相接触线交汇现象的发生率能够显著提高驱油效率.研究结果能够丰富水驱微观渗流机理,为深度挖潜水驱剩余油提供理论依据.

作为页岩油藏开发的一种关键技术手段,压裂阶段的动态渗吸驱油在近年来已成为油藏工程研究的热点.鉴于全球能源需求以及对非常规油气资源的持续勘探,这项技术在提高页岩油藏开采效率方面的重要性不容小觑.然而,页岩油储层动态渗吸过程中,不同因素在动态渗吸各个阶段的具体作用机制尚不明确,各因素对渗吸驱油效果的影响难以精确量化,严重制约了页岩油藏开发效率的进一步提高,导致开发成本上升,同时给资源的可持续开发带来了挑战.针对页岩油储层动态渗吸机理及作用规律不清的问题,建立了岩心尺度数值模拟模型,采用控制变量法设置了 15 个模拟方案,揭示了驱替压差、毛细管半径、润湿角、油水粘度对动态渗吸驱油效果的作用机制,明确了流体渗流变化规律.研究表明:动态渗吸中,毛细管半径从 0.1 μm增大至10 μm,毛细管力减小,流体渗吸速率加快,渗吸采收率提高了8.0%;驱替压差从 0 MPa开始增大,渗吸由静态升级为动态,3 MPa时渗吸采出程度提高了7.9%;认为驱替压差与采出程度符合幂函数关系,存在最优驱替压差.岩心润湿性由亲水向中性、亲油变化,采出程度由水润湿的 48.9%下降到油润湿的 33.9%;原油粘度由53.30 mPa·s降低至 13.99 mPa·s,渗吸采收率提高了 9.1%;驱替相粘度越大,初始渗吸速度越小,但渗吸驱油效果越好.现场操作中可通过优化注入压力,选择合适的压裂液、表面活性剂等,提高亲水程度和驱替相粘度,改善动态渗吸过程,从而增大驱油效率.未来应进一步考虑多相流动的复杂性,同时结合储层的非均质性,从不同尺度研究各因素对页岩动态渗吸过程的影响.

低渗透油藏注CO2 开发中,CO2 溶于水后形成的碳酸水能够有效改善渗吸效果,进而提高油藏开发效益.本文通过测量油水界面张力、接触角和渗吸采收率,探究了温度和压力对高压CO2 作用下低渗透岩心渗吸采油的影响规律.结果表明,升高温度和增加CO2 压力均可改善油水界面特性,提高渗吸采收率.8 MPa时,温度由 20℃升至 80℃,界面张力增大 2.25 mN·m-1,接触角减小 15.2°.温度对油水界面特性的影响显著强于CO2溶解度,随着温度升高,CO2 溶解度减小,但界面张力增大,岩石亲水性增强,并且原油流动性增强,故渗吸效率提高.80℃时,压力由 4 MPa升至 10 MPa,界面张力减小 3 mN·m-1,接触角减小 18.4°.压力通过改变CO2 在液相中的溶解度来影响油水界面特性,随着压力升高,CO2 溶解度增大,界面张力减小,岩石亲水性增强,原油流动性也增强,继而渗吸效率有效提高.升温和增压在提高渗吸效率方面存在一定的协同效应,两者共同作用下,虽界面张力仅有小幅减小,但岩石亲水性明显增强,加速了基质孔喉中原油的逸出,有效提高了低渗透岩心渗吸采收率.研究结果丰富了渗吸采油机理,能够为低渗透油藏注CO2 开发提供理论参考.

针对页岩储层的低孔隙度、特低渗透率且中性偏油润湿特征,本文设计了相应的微流控毛细管束微观模型.基于该模型,研究了分子膜剂(DM)与表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵(STAC)复配体系改变微观模型润湿性情况.发现在DM(1000 mg/L)/STAC(浓度≤临界胶束浓度)条件下,在玻璃表面润湿改性接触角与STAC浓度呈正相关,接触角最大能达到100.51°,且为单层吸附,吸附平均厚度为2.064 nm;在DM(1000 mg/L)/STAC(浓度＞临界胶束浓度)条件下,在玻璃表面润湿改性接触角与STAC浓度呈负相关,吸附层为多层吸附.以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层为研究对象,刻蚀出与孔喉直径等效的毛细管束模型,半径为 5 μm,流道深度为 5 μm.然后通过DM/STAC润湿改性,基于亲水润湿和润湿改性后毛细管束模型进行压差—流量法测试流体渗流规律.结果表明,流体在低速流动时,呈非达西渗流特征,具有启动压力梯度.并且,润湿性改变致使毛管力转向,从而影响流体渗流规律.

岩石自发渗吸是孔隙内润湿相流体自发排驱非润湿相的过程,是致密油藏提高采收率的重要机理之一,由于多孔介质特性以及裂缝形态等因素的复杂性,目前对裂缝与孔隙间的渗吸传质规律的研究尚未完全阐明.本文基于相场法和流体运动方程,建立孔隙尺度动态渗吸数值模型,分析复杂孔隙结构内部裂隙与孔隙之间的传质机理及其与采收率的关系.结果表明:(1)渗流过程在孔隙内部主要涵盖 3 个关键阶段:裂隙的快速渗透,裂隙与孔隙间的相互作用(即渗吸现象),以及孔隙中的逐步推进(即驱替过程).较快的注入速率会阻碍渗吸过程的进行,从而导致更多的残余油滞留.(2)存在特定的临界裂缝宽度,当裂缝宽度约为平均孔径大小 40 倍时,采收率会在一定范围上下波动.较小的裂缝宽度使得流体在孔隙和裂缝间的流动通道更为狭窄,这增强了毛细管力对油滴的驱动作用.随着临界裂缝宽度的减小,裂缝无量纲数与采收率之间展现出正相关关系.(3)不同复杂度的裂缝系统对流体运移产生不同的影响.随着临界裂缝宽度的减小,不同复杂程度的裂缝对流体动用产生的影响呈现出差异性.随着裂缝复杂程度的增加,渗吸作用波及范围越大.裂缝宽度的减小会加剧油滴的聚集现象,进而显著减缓渗吸速率,并在小孔隙区域引发堵塞问题.(4)系统开放边界数的增加可有效提升润湿相接触面积,实现孔隙空间的最大化动态利用,进而形成协同渗吸驱动机制.四边开放(AFO)条件下的渗吸采收率为最优,而单边开放(OEO)条件下的采收效果最差.在相同无量纲时间下,TEO和OEO因开放端面数量与空间分布模型的强非均质效应,呈现更高归一化采收率,而其余三种边界条件采收率变化曲线呈现相对集中趋势.

致密油藏的压裂开采过程中,压裂液对储层孔隙中原油的渗吸置换作用,逐渐成为提高采收率技术的重点研究领域.然而,渗吸过程中不同尺度孔隙原油动用特征及其机理尚不明确,严重制约了压裂液体系的优化设计与开采工艺的合理选择.以鄂尔多斯盆地长 7 段致密油藏为研究对象,采用两性表面活性剂(EAB-40)作为清洁压裂液体系主剂,结合T1-T2 二维核磁共振与润湿性测试,系统研究表活剂浓度对储层界面性质及压裂液渗吸驱油效率的影响规律,揭示其微观作用机理.实验结果表明,EAB-40 通过协同降低油水界面张力(达10-2 mN/m量级)与诱导润湿性反转(接触角由 147°降至 57.34°),显著增强毛细管驱动力与原油脱附效率;当表活剂浓度为 0.1 wt%时压裂液体系综合驱油效果最优.渗吸过程中,小孔隙因水湿矿物集中,表面活性剂扩散引发润湿性反转,驱动原油由小孔隙T2＜1 ms向中(T2 介于 1～100 ms)、大孔隙T2＞100 ms高效运移.聚合物分子改善压裂液体系流变性能,促进束缚油、盲端孔隙残余油深度动用.实现"IFT降低—润湿性反转—粘弹性流控"三重协同渗吸机制.

页岩油是我国潜力最大、最具战略性的石油接替资源之一,厘清压闷采过程中多孔介质内流体分布演化规律对提高页岩油采收率具有重要意义.本文采用多组分多相格子Boltzmann模型对页岩油压闷采过程中的渗流机理开展研究.首先使用Laplace定律、接触角、分层流动验证了模拟模型的准确性.随后基于济阳页岩扫描电镜图像,构建了包含顺层缝、网状缝和基质孔隙分布的页岩多孔介质结构.利用格子Boltzmann模型对页岩多孔介质内压闷采过程开展模拟,分析了压闷采不同阶段的流体分布特征,探究了不同闷井时间、储层润湿性和排液速度的影响.结果表明闷井阶段压裂液会在毛管力作用下渗吸进入网状缝并将内部的油相置换出来,随着闷井时间增加压裂液返排率趋于减小;水湿岩心相较于中性和油湿岩心具有更好的开发效果,压裂液利用率和基质内原油动用程度更高;较高的排液速度会使孔隙内的压力快速下降,不利于后续页岩油的生产.本文从孔隙尺度研究了页岩油压闷采过程中流体流动机理,为页岩油井合理生产制度的制定提供了支撑.

多孔介质中多相渗流问题是油气藏开发领域重要的研究内容,由于我国地质条件复杂,岩石性质如渗透率、孔隙度等分布不均匀,复杂多相渗流问题的数值求解需克服系统的多变量、强非线性、计算量大以及保持变量的物理属性等难点.对于传统的不可压不混溶两相渗流模型,隐压显饱(IMPES)的半隐格式是求解该类问题的一类广泛使用的重要算法,即隐式求解压力方程和显式更新饱和度,但传统的IMPES方法在更新饱和度时需计算饱和度梯度,因此在求解复杂非均匀介质中的两相流问题中并不适用,Hoteit和Firoozabadi提出了改进的IMPES方法,使得改进后的方法可以预测非均匀介质中饱和度不连续的情况.由于前两种IMPES方法在更新饱和度时只选取其中一相流体的质量守恒方程进行计算,因此无法保证另一相流体亦满足局部质量守恒.这两种IMPES方法对压力方程的推导都是在偏微分方程连续层面加合各相的体积守恒方程而得,然后对压力方程和饱和度方程用不完全匹配的空间离散方法,所以无法同时保证两相流体逐相局部质量守恒.本文基于课题组近几年发表的求解两相渗流问题的几类新型IMPES半隐格式,提出了一种新型推导IMPES中压力方程的框架,即先对每相的体积守恒方程用局部守恒的空间离散方法做离散,然后加合每相离散的体积守恒方程,从而实现了压力方程和饱和度方程在空间离散上的完全匹配,从本质上克服了以往文献中的IMPES半隐方法无法同时保证两相流体均满足局部质量守恒的难点,使得新型IMPES方法保各相流体均满足局部质量守恒、饱和度保界,计算格式为无偏求解,且适用于求解非均匀介质中具有不同毛管力分布的两相渗流问题.本文提出的新型逐相守恒IMPES框架还有一个传统IMPES没有的优势,即新型逐相守恒IMPES框架中只需要定义体积守恒或质量守恒方程的空间离散方法,不需要单独定义压力方程的空间离散方法.课题组近几年发表的几类新型的IMPES半隐格式求解可以认为是本文提出的新型逐相守恒IMPES框架的特例,本文IMPES框架还可以应用于更复杂的多组分多相渗流,构造更多的新颖格式.本文同时通过非均质多孔介质数值算例,验证了新型IMPES方法在处理复杂地质条件下两相流问题的有效性和优越性,相比传统方法更具适应性,同时更稳定也更高效.

与岩溶相关的碳酸盐岩缝洞型油藏在全球油气田开发中占据重要地位,尤其在深层—超深层条件下,其内部结构和充填改造作用表现出高度复杂性.明确古岩溶洞穴中充填物类型及充填程度,对储集空间有效性评价、开发策略优化及剩余油挖潜具有重要的理论和实际意义.本文在大量文献调研的基础上,系统梳理了岩溶洞穴充填相和洞穴碎屑充填相划分的方案,总结了洞穴内部充填结构地质认识的主要理论进展.通过调研古岩溶洞穴充填物识别与预测、充填程度判识的技术进展,总结了目前塔河地区构建的岩溶洞穴充填模式.研究表明洞穴充填相的识别研究进展主要体现在:①现代地表洞穴碎屑质充填相成因类型和古岩溶洞穴充填的划分;②针对于洞穴充填物的识别与预测、洞穴充填程度的判别.早期采用的方法普遍为利用测井和地震资料的定性、半定量化方法.随着人工智能技术的兴起,利用机器学习强大的泛化能力进行充填物、充填程度的识别与预测成为该领域的前沿技术研发方向;古岩溶洞穴充填模式建议在古岩溶缝洞系统的层次性结构框架内,利用水文地貌与洞穴发育部位的耦合关系,并结合实钻井揭示(或是采用预测手段)的洞穴内部充填物类型进行构建.在岩溶洞穴充填作用研究方面存在以下问题:①古岩溶洞穴充填物类型的划分依据主要是岩石物理组分的差异,而并没有体现充填物形成的动力学机制;②针对洞穴充填物的识别精度不足,导致无法完整地识别洞穴内部充填物序列;③目前普遍利用地震反演技术得到的洞穴充填预测的结果只能对泥质含量进行预测,无法对所有充填物充填程度进行准确评价,因而古岩溶暗河网络充填程度空间差异分布预测仍待深入攻关.基于目前存在的问题,本文认为利用人工智能技术开展洞穴充填物类型和充填程度的识别与预测是大势所趋.如何提高样本集的代表性、预测网络的准确性和泛化度是未来攻关的方向.

本文详细阐述了渗流力学经典理论——达西定律的发展历程及其适用条件,并从Navier-Stokes(N-S)方程推导出了达西定律在多孔介质中的毛细管渗流和裂缝渗流中的数学表达式.文章指出了当前达西定律应用中存在的 8 大问题,并综合分析了渗流力学理论在油气田开发中的主要挑战.针对这些挑战,本文提出了一系列对策和思考.文章强调指出:构建多尺度、多物理场耦合模型并借助AI科学计算是揭示油气储层复杂真实流动机制,填补目前理论空白的必由之路.建议指出:进一步发展核磁共振、电镜扫描及智能数据与图像处理等高精度实验技术,以直观展现流体在储层中的流动行为和过程.最后,建议综合运用实验研究、新理论模型建立和AI科学研究方法(AI for Science),突破油气渗流力学理论中目前遇到的挑战.研究成果可为我国高校、科研机构和研究者开展石油科学理论研究和课题立项提供重要参考,同时可为我国油气资源可持续进行科学和技术战略规划提供强有力的技术支撑.

为获取煤层气藏气水相对渗透率实际变化特征,进一步深化对煤层气藏气水产出规律的认知,构建了结合煤层气藏实时动用情况的煤层气藏相对渗透率动态计算方法.该方法首先通过多煤层全过程耦合流动模型对目标单煤层或多煤层进行产量历史拟合,获得储层和流体的基本物性参数.而后,基于得到的基本物性参数开展煤层气井全生产周期产能预测,同时,根据储层压降漏斗的实时扩展规律对储层参数进行平均化处理,并结合流体的实际运移情况计算煤层气藏气—水相对渗透率曲线.研究结果表明:本文提出的煤层气藏相对渗透率动态计算方法可在对煤层气藏内部动用情况实时定量分析的基础上,动态计算煤层气藏实际气水相对渗透率.通过本文提出的方法计算得到的气相相对渗透率曲线上存在反转点,其反应储层中的解吸气开始稳定、连续的供应.若不考虑储层压降漏斗实际扩展规律,对储层参数进行全域平均,计算得到的煤层气藏气水相对渗透率将偏低.对于多煤层气藏,窜流效应导致的层间流体质量交换和储层压力下降不可忽略,生产3 y时气相窜流量与产气量比值可达 0.57,水相窜流量与产水量的比值可达 0.69.忽略窜流量条件下计算得到的煤层气藏气水相对渗透率偏低,仅为考虑窜流量条件下的 42.89%和 24.40%.在煤层气井实际生产过程中,含水饱和度保持在较高值,大于40%,受高含水饱和度的制约,煤层气藏气相相对渗透率值较低,小于 0.2.

油气渗流力学是油气田开发的理论基础,以连续介质假设和达西方程为基础的单一尺度传统渗流力学及研究方法在油气资源开采中发挥了重要作用.随着缝洞型碳酸盐岩和非常规等油气藏不断勘探开发,储层空隙中的孔隙、裂缝和溶洞,尺度差异达到10个数量级之大,多尺度特征对油气流动的影响越来越大.通常从孔隙尺度、介观尺度和宏观尺度来研究不同尺度上的渗流问题,每个尺度有独特的研究方法,揭示了每个尺度上的特有渗流机理和规律,如何将不同尺度上的渗流机理和规律关联起来,在宏观尺度上形成一套系统的渗流理论,对油气田开发来讲非常重要.因此,尺度升级理论和多尺度方法就变得非常重要,就好比把不同尺度上的一颗颗珍珠串起来,形成完美的一条项链.因此,本文针对油气渗流力学中面临的多尺度现象和科学问题,从孔隙尺度流动、非常规油气宏观渗流、大尺度缝洞碳酸盐岩油气流动和多尺度研究方法等方面系统阐述了尺度升级理论和多尺度方法的研究现状及发展趋势.