基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法及装置与流程

1.本技术涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法及装置。


背景技术：

2.相对渗透率用于表征多相流体流动特性，是油气藏资源开采的重要基础数据。在实际的页岩储层中，通常存在两种或两种以上的流体。在这种多相流动情况下，各相流体的物理化学性质，如粘度、密度、组成等都不一样，而且各相流体的饱和度也不同，在页岩中各相流体在流动时就会发生相互干扰，而各相流体流动状态的变化，对资源开采工作有重要影响。因此，在资源开采过中，如何准确了解储层中各相流体的流动状态，确定出相对渗透率，从而基于相对渗透率确定相应的资源开采工作参数是一个重要研究方向。


技术实现要素：

3.本技术实施例提供了一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法及装置，可以提高获取到的相对渗透率的准确率，从而提高资源开采工作参数的准确率。该技术方案如下：
4.一方面，提供了一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法，该方法包括：
5.获取页岩储层的纳米孔隙内气相流体的流量以及液相流体的流量；
6.基于液相流体与纳米孔隙之间的接触信息，确定气相流体和液相流体对应的参考滑移长度以及参考粘度，该参考滑移长度以及该参考粘度用于指示流体在该纳米孔隙内的流动状态特征；
7.确定该页岩储层的纳米孔隙的结构信息；
8.基于各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定该气相流体和该液相流体之间的相对渗透率；
9.基于该相对渗透率确定该页岩储层的资源开采工作参数，基于该资源开采工作参数进行资源开采。
10.在一种可能实现方式中，该获取页岩储层的纳米孔隙内气相流体的流量以及液相流体的流量，包括：
11.分别获取气相流体和液相流体的流动速度；
12.基于该流动速度，确定单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量。
13.在一种可能实现方式中，该基于该流动速度，确定单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量之后，该方法还包括：
14.基于该单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量、该纳米孔隙的结构信息，确定单位面积内气相流体的总流量以及液相流体的总流量。
15.在一种可能实现方式中，该参考滑移长度以及该参考粘度基于下述公式(1)和公式(2)确定：
[0016][0017][0018]
其中，μd表示参考粘度，pa.s；
[0019]
l
se
表示参考滑移长度，m；
[0020]
l
sa
表示表观滑移长度，m；
[0021]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0022]
μ
∞
表示自由流体粘度，pa.s；
[0023]
μi表示界面区域流体粘度，pa.s；
[0024]aid
，取值为表示界面区域面积，m2；
[0025]atd
，取值为表示总横截面积，m2；
[0026]
dc表示约束流体临界的厚度，nm；
[0027]
d表示孔隙直径，nm。
[0028]
在一种可能实现方式中，该纳米孔隙的结构信息征包括分型多孔介质统计特征、纳米孔隙迂曲流线的分形特征以及纳米孔隙的迂曲度。
[0029]
在一种可能实现方式中，该基于各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定该气相流体和该液相流体之间的相对渗透率，包括：
[0030]
基于该各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相饱和度和非湿相饱和度；
[0031]
基于湿相饱和度、非湿相饱和度以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相相对渗透率和非湿相相对渗透率。
[0032]
在一种可能实现方式中，该湿相相对渗透率和该非湿相相对渗透率基于该基于湿相饱和度、非湿相饱和度、该纳米孔隙的结构特征以及下述公式(3)和公式(4)确定：
[0033][0034][0035]
其中，k
rw
表示湿相相对渗透率，无量纲；
[0036]kmw
表示非湿相相对渗透率，无量纲；
[0037]
sw表示湿相饱和度，％；
[0038]swc
表示固定湿相饱和度，％；
[0039]snw
表示非湿相饱和度，％；
[0040]
μw表示湿相流体粘度，pa.s；
[0041]
μ
nw
表示非湿相流体的粘度，pa.s；
[0042]
其中，m＝(d
1-4δd2+6δ2d
3-4δ3d4+δ4d5)；
[0043][0044]
y＝d1；
[0045]
z＝(1-s
nw
)d
1-2(δ-ls)d2+δ(δ-2ls)d3；
[0046][0047][0048][0049][0050]
δ表示液膜厚度，nm；
[0051]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0052]rmax
表示最大孔隙半径，nm；
[0053]rmin
表示最小孔隙半径，nm；
[0054]dt
表示孔隙的迂曲度分形维数，在二维平面其取值为1～2；
[0055]df
表示孔隙分形维数，在二维平面其取值为1～2。
[0056]
一方面，提供了一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采装置，该装置包括：
[0057]
获取模块，用于获取页岩储层的纳米孔隙内气相流体的流量以及液相流体的流量；
[0058]
第一确定模块，用于基于液相流体与纳米孔隙之间的接触信息，确定气相流体和液相流体对应的参考滑移长度以及参考粘度，该参考滑移长度以及该参考粘度用于指示流体在该纳米孔隙内的流动状态特征；
[0059]
第二确定模块，用于确定该页岩储层的纳米孔隙的结构信息；
[0060]
第三确定模块，用于基于各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定该气相流体和该液相流体之间的相对渗透率；
[0061]
第四确定模块，用于基于该相对渗透率确定该页岩储层的资源开采工作参数，基于该资源开采工作参数进行资源开采。
[0062]
在一种可能实现方式中，该获取模块用于：
[0063]
分别获取气相流体和液相流体的流动速度；
[0064]
基于该流动速度，确定单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量。
[0065]
在一种可能实现方式中，该装置还包括：
[0066]
第五确定模块，用于基于该单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量、该纳米孔隙的结构信息，确定单位面积内气相流体的总流量以及液相流体的总流量。
[0067]
在一种可能实现方式中，该参考滑移长度以及该参考粘度基于下述公式(1)和公式(2)确定：
[0068][0069][0070]
其中，μd表示参考粘度，pa.s；
[0071]
l
se
表示参考滑移长度，m；
[0072]
l
sa
表示表观滑移长度，m；
[0073]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0074]
μ
∞
表示自由流体粘度，pa.s；
[0075]
μi表示界面区域流体粘度，pa.s；
[0076]aid
，取值为表示界面区域面积，m2；
[0077]atd
，取值为表示总横截面积，m2；
[0078]
dc表示约束流体临界的厚度，nm；
[0079]
d表示孔隙直径，nm。
[0080]
在一种可能实现方式中，该纳米孔隙的结构信息征包括分型多孔介质统计特征、纳米孔隙迂曲流线的分形特征以及纳米孔隙的迂曲度。
[0081]
在一种可能实现方式中，该第三确定模块用于：
[0082]
基于该各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相饱和度和非湿相饱和度；
[0083]
基于湿相饱和度、非湿相饱和度以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相相对渗透率和非湿相相对渗透率。
[0084]
在一种可能实现方式中，该湿相相对渗透率和该非湿相相对渗透率基于该基于湿相饱和度、非湿相饱和度、该纳米孔隙的结构特征以及下述公式(3)和
[0085]
公式(4)确定：
[0086][0087][0088]
其中，k
rw
表示湿相相对渗透率，无量纲；
[0089]krnw
表示非湿相相对渗透率，无量纲；
[0090]
sw表示湿相饱和度，％；
[0091]swc
表示固定湿相饱和度，％；
[0092]snw
表示非湿相饱和度，％；
[0093]
μw表示湿相流体粘度，pa.s；
[0094]
μ
nw
表示非湿相流体的粘度，pa.s；
[0095]
其中，m＝(d
1-4δd2+6δ2d
3-4δ3d4+δ4d5)；
[0096][0097]
y＝d1；
[0098]
z＝(1-s
nw
)d
1-2(δ-ls)d2+δ(δ-2ls)d3；
[0099][0100][0101][0102][0103]
δ表示液膜厚度，nm；
[0104]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0105]rmax
表示最大孔隙半径，nm；
[0106]rmin
表示最小孔隙半径，nm；
[0107]dt
表示孔隙的迂曲度分形维数，在二维平面其取值为1～2；
[0108]df
表示孔隙分形维数，在二维平面其取值为1～2。
[0109]
一方面，提供了一种计算机设备，该计算机设备包括一个或多个处理器和一个或多个存储器，该一个或多个存储器中存储有至少一条程序代码，该至少一条程序代码由该一个或多个处理器加载并执行以实现该基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法所执行的操作。
[0110]
一方面，提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质中存储有至少一条程序代码，该至少一条程序代码由处理器加载并执行以实现该基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法所执行的操作。
[0111]
本技术实施例提供的技术方案，通过分别建立单根纳米孔隙内液相、气相流体的流量模型，再基于多相流体在纳米孔隙内的实际流动状况，对该流量模型所涉及的流体的滑移长度和有效粘度进行修正，得到准确的流体流量和流动状态特征，再结合实际的纳米孔隙结构，获取到准确的相对渗透率，从而在资源开采时，根据不同的相对渗透率确定出相对应的工作参数，以提高页岩储层资源开采的开采效率和产量。
附图说明
[0112]
为了更清楚地说明本技术实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0113]
图1是本技术实施例提供的一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法的流程图；
[0114]
图2是本技术实施例提供的一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法的流程
图；
[0115]
图3是本技术实施例提供的一种两相流动模型示意图；
[0116]
图4是本技术实施例提供的一种边界滑移示意图；
[0117]
图5是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随湿相饱和度变化的示意图；
[0118]
图6是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随润湿角的变化的示意图；
[0119]
图7是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随孔隙分形维数变化的示意图；
[0120]
图8是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随迂曲度分形维数的变化示意图；
[0121]
图9是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随液膜厚度的变化的示意图；
[0122]
图10是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随最小半径的变化示意图；
[0123]
图11是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随最大半径的变化示意图；
[0124]
图12是本技术实施例提供的一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采装置的结构示意图；
[0125]
图13是本技术实施例提供的一种计算机设备的结构示意图。
具体实施方式
[0126]
为使本技术的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本技术实施方式作进一步地详细描述。
[0127]
图1是本技术实施例提供的一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法的流程图，参见图1，该方法可以应用于计算机设备，该方法包括：
[0128]
101、获取页岩储层的纳米孔隙内气相流体的流量以及液相流体的流量。
[0129]
102、基于液相流体与纳米孔隙之间的接触信息，确定气相流体和液相流体对应的参考滑移长度以及参考粘度。
[0130]
其中，该参考滑移长度以及该参考粘度用于指示流体在该纳米孔隙内的流动状态特征。
[0131]
103、确定该页岩储层的纳米孔隙的结构信息。
[0132]
104、基于各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定该气相流体和该液相流体之间的相对渗透率。
[0133]
105、基于该相对渗透率确定该页岩储层的资源开采工作参数，基于该资源开采工作参数进行资源开采。
[0134]
本技术实施例提供的技术方案，通过分别建立单根纳米孔隙内液相、气相流体的流量模型，再基于多相流体在纳米孔隙内的实际流动状况，对该流量模型所涉及的流体的滑移长度和有效粘度进行修正，得到准确的流体流量和流动状态特征，再结合实际的纳米
孔隙结构，获取到准确的相对渗透率，从而在资源开采时，根据不同的相对渗透率确定出相对应的工作参数，以提高页岩储层资源开采的开采效率和产量。
[0135]
在一种可能实现方式中，该获取页岩储层的纳米孔隙内气相流体的流量以及液相流体的流量，包括：
[0136]
分别获取气相流体和液相流体的流动速度；
[0137]
基于该流动速度，确定单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量。
[0138]
在一种可能实现方式中，该基于该流动速度，确定单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量之后，该方法还包括：
[0139]
基于该单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量、该纳米孔隙的结构信息，确定单位面积内气相流体的总流量以及液相流体的总流量。
[0140]
在一种可能实现方式中，该参考滑移长度以及该参考粘度基于下述公式(1)和公式(2)确定：
[0141][0142][0143]
其中，μd表示参考粘度，pa.s；
[0144]
l
se
表示参考滑移长度，m；
[0145]
l
sa
表示表观滑移长度，m；
[0146]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0147]
μ
∞
表示自由流体粘度，pa.s；
[0148]
μi表示界面区域流体粘度，pa.s；
[0149]aid
，取值为表示界面区域面积，m2；
[0150]
atd，取值为表示总横截面积，m2；
[0151]
dc表示约束流体临界的厚度，nm；
[0152]
d表示孔隙直径，nm。
[0153]
在一种可能实现方式中，该纳米孔隙的结构信息征包括分型多孔介质统计特征、纳米孔隙迂曲流线的分形特征以及纳米孔隙的迂曲度。
[0154]
在一种可能实现方式中，该基于各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定该气相流体和该液相流体之间的相对渗透率，包括：
[0155]
基于该各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相饱和度和非湿相饱和度；
[0156]
基于湿相饱和度、非湿相饱和度以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相相对渗透率和非湿相相对渗透率。
[0157]
在一种可能实现方式中，该湿相相对渗透率和该非湿相相对渗透率基于该基于湿相饱和度、非湿相饱和度、该纳米孔隙的结构特征以及下述公式(3)和
[0158]
公式(4)确定：
[0159][0160][0161]
其中，k
rw
表示湿相相对渗透率，无量纲；
[0162]kmw
表示非湿相相对渗透率，无量纲；
[0163]
sw表示湿相饱和度，％；
[0164]swc
表示固定湿相饱和度，％；
[0165]snw
表示非湿相饱和度，％；
[0166]
μw表示湿相流体粘度，pa.s；
[0167]
μ
nw
表示非湿相流体的粘度，pa.s；
[0168]
其中，m＝(d
1-4δd2+6δ2d
3-4δ3d4+δ4d5)；
[0169][0170]
y＝d1；
[0171]
z＝(1-s
nw
)d
1-2(δ-ls)d2+δ(δ-2ls)d3；
[0172][0173][0174][0175][0176]
δ表示液膜厚度，nm；
[0177]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0178]rmax
表示最大孔隙半径，nm；
[0179]rmin
表示最小孔隙半径，nm；
[0180]dt
表示孔隙的迂曲度分形维数，在二维平面其取值为1～2；
[0181]df
表示孔隙分形维数，在二维平面其取值为1～2。
[0182]
图2是本技术实施例提供的一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法的流程图。该方法可以应用于计算机设备，参见图2，该实施例具体可以包括以下步骤：
[0183]
201、获取页岩储层的纳米孔隙内气相流体的流量以及液相流体的流量。
[0184]
其中，页岩储层是指富含有机质、成熟的暗色泥页岩或高碳泥页岩中由于有机质吸附作用或岩石中存在着裂缝和基质孔隙，使之储集和保存了气相、液相资源，如页岩气、页岩油等。流体的流量是指单位时间内流经管道有效截面的流体量。
[0185]
图3是本技术实施例提供的一种两相流动模型示意图，如3中的(a)图用于表示页
岩储层的纳米孔隙内流体的分布情况，各相流体在纳米孔隙内的分布位置不同，如3中的(a)图所示，在单根纳米孔隙中，内半径，即气相流体的半径表示为r1，两相流体界面的半径表示为r0；图3中的(b)图用于表示页岩储层的纳米孔隙内流体的流动结构，在纳米孔隙中分布在不同位置的各相流体所对应的流动速度和粘度不同。例如，最外层的束缚水，即不动湿相流体的速度表示为v
rw
，其粘度表示为μ
rw
，中间层的湿相流体的速度表示为vw，其粘度表示为μw，内层的气相流体的速度表示为vg，其粘度表示为μg。由于流体的流量与纳米孔隙的半径以及流体的流动速度相关量，在一种可能实现方式中，可以先分别获取气相流体和液相流体的流动速度；再基于该流动速度，确定单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量。
[0186]
在一种可能实现方式中，作用于流体层的驱动力表示为πr2(p
1-p2)，粘性力表示为2πrlχ。考虑流体没有加速度，则粘性力等于驱动力，能够得到下述公式(5)：
[0187]-2πrlχ+πr2(p
1-p2)＝0
ꢀꢀꢀ
(5)
[0188]
其中，r表示纳米孔隙任一位置的半径，m；
[0189]
l表示毛细管，即纳米孔隙长度，m；
[0190]
x表示剪应力，n/m2；
[0191]
p1表示进口压力，pa；
[0192]
p2表示出口压力，pa。
[0193]
对上述公式(5)进行改写为下述公式(6)：
[0194][0195]
在本技术实施例中，上述公式(5)和公式(6)可以同时适用于湿相流体和非湿相流体。将上述公式(6)与牛顿粘度定律结合，即将下述公式(7)带入上述公式(6)，能够得到下述公式(8)和公式(9)：
[0196][0197][0198][0199]
其中，f表示相邻流体层间内摩擦力，n；
[0200]
a表示流体间接触面积，m2；
[0201]
μ表示动力粘度，pa.s；
[0202]
du/dy表示流体速度梯度，s-1
；
[0203]
μw表示湿相流体粘度，pa.s；
[0204]
μ
nw
表示非湿相流体的粘度，pa.s；
[0205]vw
表示湿相流体速度，m/s；
[0206]vnw
表示非湿相流体速度，m/s。
[0207]
需要说明的是，上述公式(8)和公式(9)中，负号表示速度大小与半径的大小成反
比。在一种可能实现方式中，分别对公式(8)和公式(9)进行改写，得到下述公式(10)和公式(11)：
[0208][0209][0210]
分别对上述公式(10)和公式(11)进行积分，能够得到下述公式(12)和公式(13)：
[0211][0212][0213]
在本技术实施例中，不动湿相流体速度v
rw
(m/s)，表示为下述公式(14)：
[0214]
υ
rw
＝0；r
0-δ≤r≤r0ꢀꢀ
(14)
[0215]
上述公式中，δ表示固定液膜厚度，m；
[0216]cw
和c
nw
均表示积分常数，无量纲；
[0217]
r1表示气相流体的半径，m；
[0218]
r0表示两相界面半径，m。
[0219]
在一种可能实现方式中，流体流动时会产生边界滑移现象，参见图4，图4是本技术实施例提供的一种边界滑移示意图，图4中的(a)图示出了边界无滑移模型，图4中的(b)图示出了边界滑移模型，图中ls表示为壁面流体真滑移长度。在本技术实施例中，考虑到边界滑移和湿相与非湿相界面处速度相等，边界条件可以表示为下述公式(15)和公式(16)：
[0220][0221][0222]
在一种可能实现方式中，将公式(15)和公式(16)分别代入上述公式(12)和公式(14)，分别得到下述公式(17)和公式(18)：
[0223][0224][0225]
在一种可能实现方式中，分别对上述公式(17)和公式(18)两边积分，即可得到单根纳米孔隙中液相流体的流量和气相流体的流量，该液相流体的流量和气相流体的流量分别表示为公式(19)和公式(20)：
[0226]
[0227][0228]
其中，qw表示单根纳米孔隙中自由液体的流量，m3/s；
[0229]qnw
表示单根纳米孔隙中气体的流量，m3/s；
[0230]
r0表示单根纳米孔隙的半径，m；
[0231]
r1表示气相流体在单根纳米孔隙中流动区域的半径，m；
[0232]
δ表示固定液膜厚度，m。
[0233]
202、对该纳米孔隙中流体的滑移长度进行修正，得到参考滑移长度。
[0234]
在一种可能实现方式中，封闭通道中液-壁相互作用会受到固体表面形态、物理化学特征的影响，其中，边界壁面润湿性在低剪切速率下影响作用尤为明显。为提高后续确定出相对渗透率的准确度，在本技术实施例中，考虑到滑移长度会随孔隙变化的情况，需要对纳米孔隙中流体的滑移长度进行修正。通常情况下，边界滑移发生在分子水平上，通过参考条件下参考液体的接触角来确定，其中，该参考条件、参考液体均可以由开发人员进行设置，未修正的滑移长度表示为下述公式(21)：
[0235]
ls＝c/(cosθ+1)2ꢀꢀ
(21)
[0236]
其中，ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0237]
c表示常数，在本技术实施例中，由实验和md模拟得到c取值为0.41；
[0238]
θ表示润湿接触角，单位为
°
。
[0239]
在一种可能实现方式中，由于近壁面的约束流体粘度与自由流体粘度存在显著差异，会导致水/水界面出现明显滑移。在实际应用中，考虑真滑移和表观滑移效应的约束流体滑移长度应替换为有效滑移长度参数，即对ls修正后得到的参考滑移长度，流体的参考滑移长度参数表示为下述公式(1)，在本技术实施例中，有效滑移长度，即参考滑移长度不仅取决于壁面润湿性，还取决于流体粘度和纳米孔隙的尺寸。
[0240][0241]
其中，l
se
表示有效滑移长度，即参考滑移长度，m；
[0242]
l
sa
表示表观滑移长度，m；
[0243]
l
se
表示璧面流体真滑移长度，m；
[0244]
μ
∞
表示自由流体粘度，pa.s；
[0245]
μd表示约束流体有效粘度，pa.s。
[0246]
203、对该纳米孔隙中流体的粘度进行修正，得到参考粘度。
[0247]
通常情况下，当约束流体流到纳米孔隙时，孔壁附近的流体粘度将不再能够被岩心流体粘度精确描述，流体的有效粘度取决于岩心流体粘度和界面区域。在本技术实施例中，考虑到流体的粘度会随孔隙变化的情况，为获得受限流体的有效粘度，即参考粘度，采用体积区域和界面纳米孔隙粘度的加权平均来对该参考粘度进行表示，具体可以表示为下述公式(2)：
[0248]
[0249]
其中，μd表示体积区域流体的有效粘度，pa.s；
[0250]
μi表示界面区域流体粘度，pa.s；
[0251]aid
，取值为表示界面区域面积，m2；
[0252]atd
，取值为表示总横截面积，m2；
[0253]
dc表示约束流体临界的厚度，nm。
[0254]
在一种可能实现方式中，界面区域的流体的粘度受到壁面相互作用的影响很大，可以用实验和md模拟得到的接触角来表示，具体表示为下述公式(22)：
[0255][0256]
结合公式(22)，界面区域流体粘度与自由流体相比，随接触角变化较大。在一种可能实现方式中，为了编程计算、便于书写，可以对参考滑移长度l
se
、参考粘度μd的表达式进行赋值，在一种可能实现方式中，令令则得到修正后的参考滑移长度以及参考粘度可以表示为下述公式(23)和公式(24)：
[0257][0258]
μd＝μ
∞
[(x-1)y+1]
ꢀꢀ
(24)
[0259]
需要说明的是，上述步骤202和步骤203，是基于液相流体与纳米孔隙之间的接触信息，确定气相流体和液相流体对应的参考滑移长度和参考粘度，该参考滑移长度和该参考粘度用于指示流体在该纳米孔隙内的流动状态特征的步骤，本技术实施例对上述步骤202和步骤203的执行顺序不作限定。在本技术实施例中，基于多相流体在纳米孔隙内的实际流动状况，对流体的粘度和滑移长度进行修正，在后续基于流体的流动流动状态特征来确定相对渗透率时，可以提高获取到的相对渗透率的准确性。
[0260]
204、确定页岩储层的分型多孔介质统计特征。
[0261]
其中，该分型多孔介质统计特征用于描述页岩的结构特征，可以包括页岩中孔隙数量的分布情况信息、孔隙的平均直径、孔隙的总面积等。
[0262]
在一种可能实现方式中，页岩储层等致密储层的孔隙数量和孔隙直径满足以下分形幂律关系，具体表示为下述公式(25)：
[0263][0264]
其中，d表示单元直径，m；
[0265]
n(d)表示整个模型中含有的单元模型的个数，共n
t
个；
[0266]df
表示孔隙分形维数，通常情况下在二维平面取值为1～2。
[0267]
在一种可能实现方式中，页岩储层的纳米孔隙中，直径大于或等于d的所有孔隙数目与孔径之间的关系如下述公式(26)：
[0268][0269]
在一种可能实现方式中，若孔隙最小孔隙直径为d
min
，总孔隙数目n
t
表示为下述公式(27)：
[0270][0271]
在一种可能实现方式中，对上述公式(27)两边同时求导，得到区间d到d+dd的孔隙数，表示为下述公式(28)：
[0272][0273]
其中，-dn》0表明孔的数量与孔的直径大小成反比。
[0274]
在一种可能实现方式中，将公式(28)与公式(27)相除，能够得到从d到d+dd区间内的孔隙数量占所有孔隙数量的百分数，表示为下述公式(29)：
[0275][0276]
结合上述公式(29)，孔隙数量关于孔隙大小分布的概率密度函数f(d)表示为下述公式(30)：
[0277][0278]
上述公式(30)需满足归一化条件，表示为下述公式(31)：
[0279][0280]
在一种可能实现方式中，上述公式(31)成立需满足下述公式(32)所示的数据关系(32)：
[0281][0282]
在一种可能实现方式中，致密储层孔隙满足d
min
/d
max
《10-2
，即上述公式(32)近似成立，因此可以用分形理论来描述页岩多孔介质。致密储层孔隙的平均直径d
av
表示为下述公式(33)：
[0283][0284]
在一种可能实现方式中，在分形多孔介质中，页岩孔隙的总面积a
p
表示为下述公式(34)：
[0285][0286]
其中，d
max
表示最大孔隙半径，nm；
[0287]dmin
表示最小孔隙半径，nm；
[0288]
φ表示孔隙度。
[0289]
205、确定流体在页岩储层的孔隙内流动时迂曲流线的分形特征。
[0290]
在一种可能实现方式中，当流体流经空间结构复杂多孔介质时，非均匀孔隙迂曲
流线表示为下述公式(35)：
[0291][0292]
其中，ε表示测量的尺度，m；
[0293]
l
t
表示实际流线长度，m；
[0294]
l表示直线距离，m；
[0295]dt
表示孔隙的迂曲度分形维数，在二维平面其取值为1～2。
[0296]
在一种可能实现方式中，以纳米孔隙直径来代替公式(35)中的测量尺度，能够得到下述公式(36)：
[0297][0298]
对上述公式(32)两边取微分，得到公式(37)：
[0299][0300]
其中，v
t
＝dl
t
/dt，表示弯曲孔隙流体速度，m/s；
[0301]
v0＝dl/dt，表示直孔隙的流体速度，m/s。
[0302]
将公式(33)对f(d)积分，得实际平均流速，具体表示为下述公式(38)：
[0303][0304]
在本技术实施例中，d
t
、τ和d
av
之间的数据关系满足下述公式(39)：
[0305][0306]
其中，l/d
av
可以基于下述公式(40)确定：
[0307][0308]
206、确定该页岩储层的孔隙平均迂曲度。
[0309]
由于流体在多孔介质中的流动不是沿直线前进的，而是迂回曲折地向前流动，迂曲度用于反映这种迂回曲折的程度。其中，迂曲度τ为流体在弯曲流道上流经的距离l
t
与在直线流道上流经的距离l的比值，表示为下述公式(41)：
[0310][0311]
则平均迂曲度与孔隙度相关联的模型表示为下述公式(42)：
[0312][0313]
需要说明的是，上述模型适于描述致密储层孔隙空间为均匀正方体的情形，没有考虑致密储层孔隙分布的实际情况。在本技术实施例中，结合流体的绝对渗透率，对上述表达式进行修正。其中，绝对渗透率表示为下述公式(43)：
[0314][0315]
通过上述公式(43)可知，若要求得平均迂曲度，只需要获取致密储层渗透率、孔隙度、孔隙半径。由于模型(43)是在致密储层空间结构满足均匀毛管束模型的假设上推导出来的，不能直接用于分形多孔介质，在这种情况下，考虑到公式(43)所代表的均匀孔隙束模型的局限性，引入孔径分布概率密度函数后能够多孔介质的平均迂曲度，表示为下述公式(44)：
[0316][0317]
在一种可能实现方式中，将孔径分布的分形幂律关系，即公式(30)代入公式(44)，能够得到适用于分型多孔介质的平均迂曲度计算模型，表示为下述公式(45)：
[0318][0319]
需要说明的是，上述步骤204至步骤206，是确定该页岩储层的纳米孔隙的结构信息的步骤。该纳米孔隙的结构信息征包括分型多孔介质统计特征、纳米孔隙迂曲流线的分形特征以及纳米孔隙的迂曲度的步骤，本技术实施例对上述步骤204至步骤206的具体执行顺序不作限定。
[0320]
207、基于各相流体的流量、流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定该气相流体和该液相流体之间的相对渗透率。
[0321]
其中，相对渗透率用于指示多相流体共存时，每一相流体的渗透情况。该各相流体的流动状态特征包括流体的参考粘度、参考滑移长度等。
[0322]
在一种可能实现方式中，可以基于该单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量、该纳米孔隙的结构信息，确定单位面积内气相流体的总流量以及液相流体的总流量。在一种可能实现方式中，引入分形理论后可知单位面积内所有纳米孔隙的总流量等于每根纳米孔隙的流量的总和，表示为下述公式(46)和公式(47)：
[0323][0324][0325]
其中，qw表示单位面积内自由液体的总流量，m3/s；
[0326]qnw
表示单位面积内气体的总流量，m3/s；
[0327]
n表示最小半径r
min
到最大半径r
max
的孔隙总数，个；
[0328]qw
表示单根纳米孔中自由液体的流量，m3/s；
[0329]qnw
表示单根纳米孔中气体的流量，m3/s；
[0330]
f表示纳米孔在介质中分布的概率密度函数。
[0331]
由于压强可以表示为下述公式(48)和公式(49)：
[0332]
δpw＝(p
1-p2)/(s
w-s
wc
)
ꢀꢀ
(48)
[0333]
δp
nw
＝(p
1-p2)/s
nw
ꢀꢀ
(49)
[0334]
其中，δpw表示单根纳米孔隙中液相流体的压强，pa；
[0335]
δp
nw
表示单根纳米孔隙中气相流体的压强，pa；
[0336]
结合达西定律可以得到下述公式(50)和公式(51)，其中，式中k为绝对渗透率，kr为相对渗透率。
[0337][0338][0339]
其中，k
rw
表示湿相相对渗透率，无量纲；
[0340]krnw
表示非湿相相对渗透率，无量纲；
[0341]
sw表示湿相饱和度，％；
[0342]swc
表示固定湿相饱和度，％；
[0343]snw
表示非湿相饱和度，％。
[0344]
非湿润流体的半径可以表示为下述公式(52)：
[0345][0346]
在一种可能实现方式中，基于该各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相饱和度和非湿相饱和度。对于分形多孔介质，固定湿相饱和度可以写为下述公式(53)：
[0347][0348]
对上述公式进行简化，可将固定湿相饱和度表示为下述公式(54)：
[0349][0350]
其中，其中，其中，
[0351]
上述公式中的δ表示液膜厚度，nm；
[0352]rmax
表示最大孔隙半径，nm；
[0353]rmin
表示最小孔隙半径，nm；
[0354]dt
表示孔隙的迂曲度分形维数，在二维平面其取值为1～2；
[0355]df
表示孔隙分形维数，在二维平面其取值为1～2。
[0356]
介质的绝对渗透率可写为下述公式(55)：
[0357][0358]
其中，n表示单位面积的毛细管数量，无因次。
[0359]
在一种可能实现方式中，基于湿相饱和度、非湿相饱和度以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相相对渗透率和非湿相相对渗透率。即联立上述公式(19)、(20)以及公式(46)～(55)可得各相流体的相对渗透率，表示为下述公式(3)和(4)：
[0360][0361][0362]
其中，m＝(d
1-4δd2+6δ2d
3-4δ3d4+δ4d5)；
[0363][0364]
y＝d1；
[0365]
z＝(1-s
nw
)d
1-2(δ-ls)d2+δ(δ-2ls)d3；
[0366][0367][0368][0369][0370]
μw表示湿相流体粘度，pa.s；
[0371]
μ
nw
表示非湿相流体的粘度，pa.s；
[0372]
δ表示液膜厚度，nm；
[0373]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0374]rmax
表示最大孔隙半径，nm；
[0375]rmin
表示最小孔隙半径，nm；
[0376]dt
表示孔隙的迂曲度分形维数，在二维平面其取值为1～2；
[0377]df
表示孔隙分形维数，在二维平面其取值为1～2。
[0378]
在本技术实施例中，上述公式(3)和公式(4)中各参数的取值如表1所示。
[0379]
表1多孔介质两相渗透率模型分析的参数取值
[0380]
湿相饱和度sw0.9最小孔隙半径r
min
(nm)5最大孔隙半径r
max
(nm)1000迂曲度分形维数d
t
1.614孔隙分形维数df1.02湿相粘度μw(mpa.s)1非湿相粘度μ
nw
(mpa.s)0.0184液膜厚度δ(nm)0.1润湿接触角θ(
°
)30孔隙度φ0.0483
[0381]
基于上述公式(3)公式(4)可知，流体的相对渗透率与多维度的数据相关联。图5是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随湿相饱和度变化的示意图，由图5可知，由于湿相饱和度从0增加到1的过程意味着湿相流体逐步取代非湿相，则湿相相对渗透率k
rw
随湿相饱和度sw增加而增加，故k
rw
由0增加到1；而非湿相相对渗透率k
rnw
随湿相饱和度sw增大而减小，k
rnw
由1减小到0。
[0382]
图6是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随润湿角的变化的示意图，参见图6，在微纳米孔隙中，由于边界滑移效应，润湿角增大造成滑移长度增大，即湿相和不流动流体界面处的流速增大，从而孔隙内流量增大，流动性能增强。因此随着润湿角增大，k
rw
与k
rnw
均增大。
[0383]
图7是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随孔隙分形维数变化的示意图，参见图7，孔隙分形维数增加意味着较小孔隙的百分比增加，从而多孔介质平均半径减小。结合前面单纳米孔半径增加导致k
rw
和k
rnw
减小的结论，df增加导致平均半径减小，从而k
rw
、k
rnw
增大。因此，随着孔隙分形维数df增加，k
rw
与k
rnw
都增加，k
rw
增加显著而k
rnw
在0.9631％至0.9632％范围内缓慢增加。
[0384]
图8是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随迂曲度分形维数的变化示意图，由于迂曲度分形维数的增加对应于迂曲度较高的毛细管通道，从而提高了流动阻力，这导致原本流动困难的非湿相更加难以流动。也即是等价于湿相饱和度sw增加导致k
rw
增加，s
nw
减小导致k
rnw
减小。因此如图8所示，随迂曲度分形维数的增大，k
rw
增大而k
rnw
减小。
[0385]
图9是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随液膜厚度的变化的示意图，由于在孔隙半径r0和两相界面半径r1不变时，液膜厚度δ增大会导致圆管孔隙内的流动流体(湿相与非湿相的总和)截面积减小，而非湿相截面积不变，则湿相截面积减小。故非湿相饱和度s
nw
增大，从而k
rnw
增大；湿相饱和度sw减小，从而k
rw
减小。因此，如图8所示，随着液膜厚度δ增大，k
rw
减小而k
rnw
增大。
[0386]
图10是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随最小半径的变化示意图，参见图10，随着最小孔径r
min
增大，k
rw
从74％增加到95％；k
rnw
在0.96309％至0.96305％范围内缓慢下降，变化范围极小。由图10可知，孔隙半径增加对湿相相对渗透率的影响远大于对非湿相相对渗透率的影响。
[0387]
图11是本技术实施例提供的一种湿相/非湿相相对渗透率随最大半径的变化示意图，参见图11，由于流量随着孔隙半径增加的速度小于绝对渗透率随孔隙半径增加的速度，并且孔隙半径对湿相相对渗透率的影响远大于对非湿相相对渗透率的影响。因此，随着孔隙半径增大，k
rw
从接近90.8％减小到76.8％；k
rnw
从0.965％减小到0.962％，变化范围极小。
[0388]
208、基于该相对渗透率确定该页岩储层的资源开采工作参数，基于该资源开采工作参数进行资源开采。
[0389]
在一种可能实现方式中，可以基于各相流体的相对渗透率，来确定资源开采过程中的各项工作参数，例如，基于相对渗透率来进行压裂设计，预测页岩储层的产能等。需要说明的是，本技术实施例，对基于相对渗透率进行资源开采的具体方法不作限定。
[0390]
本技术实施例提供的技术方案，通过分别建立单根纳米孔隙内液相、气相流体的流量模型，再基于多相流体在纳米孔隙内的实际流动状况，对该流量模型所涉及的流体的滑移长度和有效粘度进行修正，得到准确的流体流量和流动状态特征，再结合实际的纳米孔隙结构，获取到准确的相对渗透率，从而在资源开采时，确定出准确的工作参数，以提高页岩储层资源开采的开采效率和产量。
[0391]
在本技术实施例中，在确定相对渗透率时，充分考虑了页岩储层孔隙中流体的滑移长度、孔道迂曲度以及孔径分布的分形特征，引入圆形孔隙内气和水呈环状分布的两相流动模型，结合牛顿第二定律和牛顿粘度定律得到了气、水两相速度分布的微分方程，进而获得了单纳米孔隙内气、水两相的速度方程、流量方程；再结合达西公式、绝对渗透率表达式、孔道半径和束缚水饱和度的关系，建立了气-水两相相对渗透率的表达式。且在上述过程中，还修正了两相流速度方程边界条件，考虑到了致密储层孔隙分布的多孔介质特征，在单纳米孔模型基础上运用分形理论，有效提高相对渗透率预测的准确性。
[0392]
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本技术的可选实施例，在此不再一一赘述。
[0393]
图12是本技术实施例提供的一种基于页岩储层相对渗透率的资源开采装置的结构示意图，参见图12，该装置包括：
[0394]
获取模块1201，用于获取页岩储层的纳米孔隙内气相流体的流量以及液相流体的流量；
[0395]
第一确定模块1201，用于基于液相流体与纳米孔隙之间的接触信息，确定气相流体和液相流体对应的参考滑移长度以及参考粘度，该参考滑移长度以及该参考粘度用于指示流体在该纳米孔隙内的流动状态特征；
[0396]
第二确定模块1203，用于确定该页岩储层的纳米孔隙的结构信息；
[0397]
第三确定模块1204，用于基于各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定该气相流体和该液相流体之间的相对渗透率；
[0398]
第四确定模块1205，用于基于该相对渗透率确定该页岩储层的资源开采工作参数，基于该资源开采工作参数进行资源开采。
[0399]
在一种可能实现方式中，该获取模块1201用于：
[0400]
分别获取气相流体和液相流体的流动速度；
[0401]
基于该流动速度，确定单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量。
[0402]
在一种可能实现方式中，该装置还包括：
[0403]
第五确定模块，用于基于该单根纳米孔隙中气相流体的流量以及液相流体的流量、该纳米孔隙的结构信息，确定单位面积内气相流体的总流量以及液相流体的总流量。
[0404]
在一种可能实现方式中，该参考滑移长度以及该参考粘度基于下述公式(1)和公式(2)确定：
[0405]
[0406][0407]
其中，μd表示参考粘度，pa.s；
[0408]
l
se
表示参考滑移长度，m；
[0409]
l
sa
表示表观滑移长度，m；
[0410]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0411]
μ
∞
表示自由流体粘度，pa.s；
[0412]
μi表示界面区域流体粘度，pa.s；
[0413]aid
，取值为表示界面区域面积，m2；
[0414]atd
，取值为表示总横截面积，m2；
[0415]
dc表示约束流体临界的厚度，nm；
[0416]
d表示孔隙直径，nm。
[0417]
在一种可能实现方式中，该纳米孔隙的结构信息征包括分型多孔介质统计特征、纳米孔隙迂曲流线的分形特征以及纳米孔隙的迂曲度。
[0418]
在一种可能实现方式中，该第三确定模块1204用于：
[0419]
基于该各相流体的流量、该流动状态特征以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相饱和度和非湿相饱和度；
[0420]
基于湿相饱和度、非湿相饱和度以及该纳米孔隙的结构特征，确定湿相相对渗透率和非湿相相对渗透率。
[0421]
在一种可能实现方式中，该湿相相对渗透率和该非湿相相对渗透率基于该基于湿相饱和度、非湿相饱和度、该纳米孔隙的结构特征以及下述公式(3)和公式(4)确定：
[0422][0423][0424]
其中，k
rw
表示湿相相对渗透率，无量纲；
[0425]krnw
表示非湿相相对渗透率，无量纲；
[0426]
sw表示湿相饱和度，％；
[0427]swc
表示固定湿相饱和度，％；
[0428]snw
表示非湿相饱和度，％；
[0429]
μw表示湿相流体粘度，pa.s；
[0430]
μ
nw
表示非湿相流体的粘度，pa.s；
[0431]
其中，m＝(d
1-4δd2+6δ2d
3-4δ3d4+δ4d5)；
[0432][0433]
y＝d1；
[0434]
z＝(1-s
nw
)d
1-2(δ-ls)d2+δ(δ-2ls)d3；
[0435][0436][0437][0438][0439]
δ表示液膜厚度，nm；
[0440]
ls表示为壁面流体真滑移长度，nm；
[0441]rmax
表示最大孔隙半径，nm；
[0442]rmin
表示最小孔隙半径，nm；
[0443]dt
表示孔隙的迂曲度分形维数，在二维平面其取值为1～2；
[0444]df
表示孔隙分形维数，在二维平面其取值为1～2。
[0445]
本技术实施例提供的装置，通过分别建立单根纳米孔隙内液相、气相流体的流量模型，再基于多相流体在纳米孔隙内的实际流动状况，对该流量模型所涉及的流体的滑移长度和有效粘度进行修正，得到准确的流体流量和流动状态特征，再结合实际的纳米孔隙结构，获取到准确的相对渗透率，从而在资源开采时，确定出准确的工作参数，以提高页岩储层资源开采的开采效率和产量，进而在油气藏开采过程中，能够准确地确定出资源开采的工作参数，例如，获得准确的储层渗流参数，根据相对渗透率预测产能，进行压裂设计等。
[0446]
需要说明的是：上述实施例提供的基于页岩储层相对渗透率的资源开采装置在资源开采时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将装置的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的基于页岩储层相对渗透率的资源开采装置与基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。
[0447]
图13是本技术实施例提供的一种计算机设备的结构示意图，该计算机设备1400可因配置或性能不同而产生比较大的差异，可以包括一个或多个处理器(central processing units，cpu)1301和一个或多个的存储器1302，其中，该一个或多个存储器1302中存储有至少一条程序代码，该至少一条程序代码由该一个或多个处理器1301加载并执行以实现上述各个方法实施例提供的方法。当然，该计算机设备1300还可以具有有线或无线网络接口、键盘以及输入输出接口等部件，以便进行输入输出，该计算机设备1300还可以包括其他用于实现设备功能的部件，在此不做赘述。
[0448]
在示例性实施例中，还提供了一种计算机可读存储介质，例如包括至少一条程序代码的存储器，上述至少一条程序代码可由处理器执行以完成上述实施例中的基于页岩储层相对渗透率的资源开采方法。例如，该计算机可读存储介质可以是只读存储器(read-only memory,rom)、随机存取存储器(random access memory，ram)、只读光盘(compact disc read-only memory，cd-rom)、磁带、软盘和光数据存储设备等。
[0449]
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来至少一条程序代码相关的硬件完成，该程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
[0450]
上述仅为本技术的可选实施例，并不用以限制本技术，凡在本技术的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本技术的保护范围之内。