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1、【石油工程论文】略谈石油裂口网络模型的影响1模拟结果与讨论基于立方点阵网络构建碳酸盐岩随机大裂口网络和微裂口网络，进而构建出同时描述大裂口特征和微裂口特征的碳酸盐岩双裂口网络模型，各模型的基本参数如表所示由表可以看出，相比单一裂口网络模型，双裂口网络模型孔喉数目增加，网络裂口度、平均配位数增大，网络连通性得到提高通过调整立方点阵网络的结构参数，构建了一系列不同微裂口比例因子、配位数和双裂口半径比的双裂口网络模型，模拟水湿油藏条件下油水两相渗流的一次驱替和二次吸吮过程，对比吸吮相对渗透率曲线的变化特征，分析结果如下1.1微裂口比例因子的影响微裂口比例因子用来描述构建的双裂口网络模型中微裂口占随机
2、微裂口网络裂口的百分比，其定义如下：，（）式中：为微裂口比例因子；为随机微裂口网络中的裂口数目；为所构建双裂口网络模型中的微裂口数目依次调整取值为、，可得到一系列双裂口网络模型，相应的油水相对渗透率曲线对比如图所示可以看出，随着微裂口比例因子的增加，油相和水相相对渗透率曲线、等渗点含水饱和度右移，残余油饱和度增加这是因为微裂口比例因子决定微裂口比例，在水湿油藏条件下，水作为润湿相，主要分布于微小裂口、死裂口或以薄膜状态分布于表面，随着微裂口比例因子的增加，更多的水被束缚在微裂口之中，而水的这种分布基本上不妨碍油的流动，油相达到同样的渗流能力对应的含水饱和度增加，相渗曲线右移；由于微裂口比例因子
3、的增加导致微裂口数目增多，残余油饱和度升高1.2平均配位数的影响在构建双裂口网络过程中，依次采用不同的平均配位数、得到不同的网络模型，相应的油水相对渗透率曲线对可以看出，随着配位数的增加，油相相对渗透率曲线升高，等渗点含水饱和度右移，残余油饱和度降低这是因为，随着平均配位数的增加，网络连通性越好，流体的流动通道增多，油作为非润湿相占据孔喉中心，被捕集的机会减少，油相相对渗透率曲线升高，残余油饱和度降低；水作为润湿相，主要沿裂口表面流动，水相相对渗透率变化不是很明显，由于流动通道的增多，其相渗端点值增大1.3双裂口半径比的影响双裂口半径比用来描述双裂口网络中的大裂口网络和微裂口网络的平均裂口半径
4、之比，其定义如下：，式中：为双裂口半径比；表示大裂口网络的平均裂口半径（）；为微裂口网络的平均裂口半径（）依次采用不同的双裂口半径比、来构建双裂口网络模型，各网络模型对应的油水相对渗透率曲线对所示可以看出，随着双裂口半径比的增加，油相和水相相对渗透率曲线降低，等渗点含水饱和度左移，残余油饱和度升高这是因为在保证双裂口网络整体裂口度不变的情况下，双裂口半径比的增加导致整个网络结构的非均质性增加，双尺度裂口半径比越大，越容易发生卡断，更多的油被捕集在裂口中，油相相对渗透率下降，残余油饱和度升高；水相通过多孔介质的能力下降，渗流阻力增大，水相相对渗透率下降，等渗点含水饱和度左移2结论基于立方点阵规则
5、网络，提出一种随机算法，能够建立与真实岩心孔喉拓扑结构更为接近的随机裂口网络模型基于随机大裂口网络模型和微裂口网络模型，通过耦合算法构建出碳酸盐岩双裂口网络模型，能够同时描述大裂口和微裂口网络的几何拓扑结构特征，有效表征大裂口之间、微裂口之间、大裂口微裂口之间的相互连通关系在水湿油藏条件下，模拟碳酸盐岩不同储层参数时油水两相的渗流过程可以发现：随着微裂口比例因子的增加，油相和水相相对渗透率曲线、等渗点含水饱和度右移，残余油饱和度升高；随着配位数的增加，油相相对渗透率曲线升高，水相相对渗透率影响较小，等渗点含水饱和度右移，残余油饱和度降低；随着双裂口半径比的增加，油相和水相相对渗透率曲线降低，等渗点含水饱和度左移，残余油饱和度升高
【石油工程论文】略谈石油裂口网络模型的影响
