页岩油微观运移机理与可流动性评价

The organic pores in shale reservoirs are mostly of micro/nanometer scale and the occurrence of oil exists in multiple patterns, so oil transport mechanisms is hard to characterization due to the complex effect between liquid-solid interface. Darcy's law-based flow capacity evaluation method is no longer applicable. This research focuses on the key scientific problems which related to the microscopic migration mechanism and fluid mobility evaluation of multiple occurrence patterns shale oil. We adopt the molecular simulation, theoretical analysis and numerical method to model liquid hydrocarbon microscopic slippage theory of bending pore confinement. The study could reveal complex interaction mechanism between liquid hydrocarbon and the pore wall and explore the mathematical characterization method of nanoscale shale oil. We also consider the microscale effect in shale reservoir matrix simulation model, which could obtain the relationship between shale pores features and fluid mobility. Finally, our purpose of this research is to form a shale oil reservoir fluid mobility quantitative evaluation method considering pore space heterogeneity characteristics. The research has great significance for the development of unconventional shale oil/gas flow theory and raising the level of the development technology of unconventional shale oil resources in China.

页岩油储层微纳米孔隙发育且富含有机质、原油赋存形式多样、液-固界面作用复杂，导致页岩油渗流规律预测难度大，传统基于达西定律的储层参数表征和流动能力评价方法已经不再适用。本课题针对多种赋存方式页岩油微观运移机制与可流动性评价中的关键科学问题，采用分子模拟、理论计算和数值模拟相结合的方法，通过研究攻关，建立弯曲受限孔隙空间内液态烃微观滑移理论，揭示液态烃与孔隙壁面的复杂相互作用机制，探索微纳尺度页岩油渗流数学表征方法，建立考虑微尺度效应的页岩油基质数值模拟理论体系，获取储层孔隙特性与页岩油可流动性之间的关系，最终形成考虑孔隙非均质特征的页岩油可流动性定量评价方法。该研究对于发展非常规页岩油气渗流理论、提升我国在非常规页岩油资源的开发水平具有重要意义。

本课题针对多种赋存方式页岩油微观运移机制与可流动性评价中的关键科学问题，首先利用分子动力学模拟方法，建立了石英纳米孔隙受限空间内单相油以及油-水两相流动理论，定量表征了固-液吸附特点以及液-液滑移特征；借助理论建模的方法，构建了综合考虑介质表面粗糙度、迂曲度等因素的页岩油储层表观渗透率模型，分析了不同影响因素对单纳米管内页岩油的变化规律；最后基于SEM扫描电镜建立了二维孔隙尺度页岩油综合表观渗透率(AP)模型以及油-水相对渗透率模型，评价了不同矿物组合、有机质含量以及孔径分布下单相页岩油以及油水两相流动规律的影响，获取储层孔隙特性与页岩油可流动性之间的关系，形成考虑孔隙非均质特征的页岩油可流动性定量评价方法。.结果表明，由于石英表面的亲水性，水分子在其表面形成了层状结构，而辛烷则倾向于在孔隙中聚集；体相辛烷和水膜的交界面处，辛烷分子向水膜倾斜，这与石英纳米孔中仅有辛烷存在时，辛烷分子与壁面高度平行机理存在巨大差异。此外，油与水互溶性较差，界面区呈现出密度凹陷和液-液滑移特征，液-液滑移导致界面区粘度低于体相水和体相油的粘度，并且该粘度与孔径、水膜厚度以及驱动压力无关。页岩油综合表观渗透率模型研究表明有机质(OM)无机矿物(iOM)中平均孔径的增加都会增加AP，但由于OM的占比较低，AP对OM中平均孔径的敏感性低于iOM。相同半径下，不同页岩组分纳米孔中的滑移长度为：OM>>石英>白云石>0>方解石。当TOC大于0.3~0.4时，对AP的主要贡献来自OM的滑移。当TOC小于0.3~0.4时，随着平均孔径的减小，OM中滑移的贡献先增大后减小，这意味着页岩多孔介质中的增强因子远小于单个纳米管中的增强因子。相对渗透率模型研究发现随着粘度比的增大，油相的相对渗透率增大，而水相的相对渗透率减小。有机质含量的增加，油和水的有效渗透率均降低，然而水相相对渗透率增加，油相相对渗透率降低。该研究对于发展非常规页岩油气渗流理论、提升我国在非常规页岩油资源的开发水平具有重要意义。