低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法与流程

1.本发明属于石油开采领域，涉及一种基于物理模拟仿真技术模拟生物纳米驱油过程，尤其涉及一种低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法。


背景技术：

2.目前，海上油田大部分采用注水开发或采用化学驱三次采油技术，补充地层能量和提高油田原油采收率。其中三次采油技术中，部分中、高渗油藏已采用一些成熟的化学驱油技术，开展出表面活性剂驱油技术，聚合物驱油技术，多元复合驱油技术等，这些技术暴露了诸多问题，如表面活性剂有吸附损失，聚合物对油田温度和矿化度有一定要求，这些问题导致了化学驱的效果远不如设计时的效果。并且低渗储层孔吼细小、结构复杂，使得流体在地层渗流时，会受到强烈的界面作用，使得以上技术在低渗透油层使用后，出现注水压力高、采收率低、开发效果差，水驱动用程度较低，水驱采收率不到18％，大部分原油滞留于油层中，远低于中高渗透油层水驱-化学驱后的采收率25％-40％，由此可见，低渗透油层有巨大的采油潜力，如果能使其采收率提高10％，将对海上油田开发开采经济效益和社会效益做出重要的贡献。
3.国内外的研究者开始研究纳米材料，在提高油田采收率方面应用的纳米材料主要有纳米sio2、纳米tio2、纳米石墨烯和纳米纤维素等，纳米材料的驱油机制主要体现为在驱油流体中加入纳米颗粒可以通过微观渗透压作用剥离原油，同时具有改变油藏润湿性、使岩石表面由亲水性转变为疏水性以及降低油水界面张力等特点，从而减少油的流动阻力，最终提高油田的采收率。同时，纳米驱油体系具有用量少、成本低、效率高、驱油效果显著等特点，值得进一步进行研究。但是，目前还没有相应的微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟技术。


技术实现要素：

4.本发明的目的是针对现有技术的缺陷，提供了一种低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法。
5.具体的，本发明的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，包括：
6.(1)向优选的海上油田低渗岩心中注入生物纳米溶液；
7.(2)利用扫描电子显微镜观察岩心切片的孔隙和喉道的结构以及生物纳米颗粒在岩石孔喉的分布特征；
8.(3)基于岩心扫描的结果，结合图像分析软件，岩心图像经预处理后，利用分割方法将灰度图像转变为二值图像，再经形态学的开运算对图像进行修正，得到可导入的岩心多孔介质模型；
9.(4)利用comsol软件多相流模块中的两相流水平集与单相流模块中的多孔介质稀物质传递形成固液两相微流体仿真模型，对纳米强化水驱油过程进行微观二维模拟；
10.(5)经过多物理场耦合模拟后，通过改变生物纳米浓度，可以得到微观驱油结果以
及注入生物纳米后产生的作用机理幅度变化，进而表征生物纳米颗粒驱油机理。
11.上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述优选的海上油田低渗岩心中，最发育且最具代表性的孔隙结构占总孔隙＞25％，岩心孔隙度平均为20％-30％，渗透率平均为10-50md，长度3-8cm，直径1-3cm。
12.上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述生物纳米溶液中纳米颗粒的粒径为30-50nm。
13.上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述岩心图像的预处理包括：导入图像文件并设置图像比例尺，通过中值滤波与边缘增强处理方式改善图像质量。
14.上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，对所述二值图像进行5次以上形态学的开运算。
15.上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述的开运算的原理是先腐蚀运算，再膨胀运算。
16.上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述固液两相微流体仿真模型的方程为：
[0017][0018]
式中：d—生物纳米颗粒扩散系数；v—生物纳米颗粒扩散速度，cm/s；x—生物纳米颗粒体系传输的距离，cm；c—生物纳米颗粒吸附浓度，％；φ—储层孔隙度，％；b—固液两相界面吸附能修正系数；s—生物纳米颗粒体系波及到的孔隙介质体积分数，％；cm—生物纳米颗粒最大吸附浓度，％；t—为输出时间，s。
[0019]
上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述固液两相微流体仿真模型的方程为：通过解析方法解得：
[0020]
式中：e—生物纳米颗粒体系运移滞后的程度；z—正态标准概率累计函数值；d—生物纳米颗粒扩散系数；v—生物纳米颗粒扩散速度，cm/s；x—生物纳米颗粒体系传输的距离，cm；c—生物纳米颗粒吸附浓度，％；t—为输出时间，s。
[0021]
上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述多孔介质稀物质传递中，注入对应发挥三个机理部分的组分通过发生反应生成纳米复合组分：
[0022]
0.5nanofx+0.5nanoxq+0.5nanoqh
→
1.5nanofh
[0023]
式中：nanofx—改性纳米颗粒；nanoxq—生物表面活性剂；nanoqh—生物乳化剂；nanofh—生物纳米驱油剂。
[0024]
上述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，所述改性纳米颗粒为sio2，tio2或al2o3中一种；所述生物表面活性剂为糖脂、多糖脂、脂肽或中性类脂衍生物中的一种；所述生物乳化剂为生物阴离子型、生物阳离子型或生物非离子型中的一种。
[0025]
本发明的技术方案具有如下的有益效果：
[0026]
(1)本发明提供的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，对生物
纳米材料提高油藏采收率作用机理研究具有重要的指导意义；
[0027]
(2)本发明提供的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，使生物纳米颗粒驱油机理有效表征成为可能；
[0028]
(3)本发明提供的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，利用物理模拟仿真软件以及物模实验，提高了描述生物纳米颗粒在微孔道内驱油过程的精确度；
[0029]
(4)本发明提供的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，给出了定量化、可操作的技术方法和实施步骤。
附图说明
[0030]
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。
[0031]
图1是本发明的表征方法流程图。
[0032]
图2是本发明的图像分析软件参数计算流程图。
[0033]
图3是本发明的岩心模拟实验所用部分低渗岩心照片。
[0034]
图4是本发明的原始岩心粘土矿物sem图片。
[0035]
图5是本发明的生物纳米溶液作用后岩心粘土矿物sem图片。
[0036]
图6是本发明的岩心求解网格。
[0037]
图7是初始浓度为45％时剩余油分布图。
[0038]
图8是初始浓度为60％时剩余油分布图。
[0039]
图9是初始浓度为70％时剩余油分布图。
具体实施方式
[0040]
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
[0041]
当本文中公开一个数值范围时，上述范围视为连续，且包括该范围的最小值及最大值，以及这种最小值与最大值之间的每一个值。进一步地，当范围是指整数时，包括该范围的最小值与最大值之间的每一个整数。此外，当提供多个范围描述特征或特征时，可以合并该范围。换言之，除非另有指明，否则本文中所公开的所有范围应理解为包括其中所归入的任何及所有的子范围。
[0042]
一种低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，包括：
[0043]
(1)向优选的海上油田低渗岩心中注入生物纳米溶液；
[0044]
(2)利用扫描电子显微镜观察岩心切片的孔隙和喉道的结构以及生物纳米颗粒在岩石孔喉的分布特征；
[0045]
(3)基于岩心扫描的结果，结合图像分析软件，岩心图像经预处理后，利用分割方法将灰度图像转变为二值图像，再经形态学的开运算对图像进行修正，得到可导入的岩心多孔介质模型；
[0046]
(4)利用comsol软件多相流模块中的两相流水平集与单相流模块中的多孔介质稀
物质传递形成固液两相微流体仿真模型，对纳米强化水驱油过程进行微观二维模拟；
[0047]
(5)经过多物理场耦合模拟后，通过改变生物纳米浓度，可以得到微观驱油结果以及注入生物纳米后产生的作用机理幅度变化，进而表征生物纳米颗粒驱油机理。
[0048]
优选的，所述优选的海上油田低渗岩心中，最发育且最具代表性的孔隙结构占总孔隙＞25％，岩心孔隙度平均为20％-30％，渗透率平均为10-50md，长度3-8cm，直径1-3cm。
[0049]
优选的，所述生物纳米溶液中纳米颗粒的粒径为30-50nm。
[0050]
其中，所述岩心图像的预处理包括：导入图像文件并设置图像比例尺，通过中值滤波与边缘增强等处理方式改善图像质量，从而去除图像中的随机噪声，使孔隙与岩石的分界线更加清晰。
[0051]
多孔介质模型为真实岩心铸体薄片进行二值化处理，之后多次(优选为：5次以上)使用形态学的开运算，经过处理后建立的岩心多孔介质模型十分接近真实岩心。
[0052]
其中，图像二值化处理包括：
[0053]
在整个图像集合r分割成n个满足下列五个条件的非空子区域r1，r2，
…
，rn：
[0054]
(1)
[0055]
(2)对所有的i，j，i≠j，都有：ri∩rj＝φ；
[0056]
(3)对i＝1，2，...，n，有p(ri)＝true；
[0057]
(4)对i≠j，有p(ri∪rj)＝false；
[0058]
(5)对i＝1，2，...，n，ri是连通的区域。
[0059]
由以上定义可知，n个子区域互不重叠并具有不同性质特征，每个子区域内的像素互相连通又表现为相同特征。
[0060]
其中，所述的开运算的原理是先腐蚀运算，再膨胀运算，表达式为：式中：a，b为对象中的集合，为开运算算子，θ为腐蚀算子，为膨胀算子。
[0061]
腐蚀运算：a被b腐蚀，记为aθb，θ为腐蚀算子，其定义为：
[0062]
a被b腐蚀的结果为所有使b被x平移后包含于a的点x的集合，它是用结构元素与二值图像做“与”操作。因此，该算子可以去除集合a目标边界上的像素，使边界被剥掉了一层、缩小了集合。
[0063]
膨胀运算：a被b膨胀，记为膨胀运算：a被b膨胀，记为为膨胀算子，其定义为：
[0064]
a被b膨胀是把结构元素平移x，击中被处理对象a，与之有公共元素，做“或”操作，膨胀后包括被处理对象a，且扩大了一圈。也就是将与结构元素相关的所有背景点加到结构元素当中，从而使得边界向外部扩展增大。
[0065]
其中，固液两相微流体仿真模型是考虑到生物纳米颗粒体系传输中带吸附作用的对流扩散，方程为：
[0066][0067]
式中，d—生物纳米颗粒扩散系数，设定的数值范围为1-5，与模型设定的温度以及本身体系性质等相关；
[0068]
v—生物纳米颗粒扩散速度，cm/s，设定的数值范围为0.1-1，与构建模型的实际距离相关，实际距离越大，数值设定越大；
[0069]
x—生物纳米颗粒体系传输的距离，cm，设定的数值范围为10-100，与生物纳米颗粒扩散速度相关，扩散速度越大，数值设定越大；
[0070]
c—生物纳米颗粒吸附浓度，％，设定的数值范围为10％-80％，与输入的生物纳米颗粒初始吸附浓度c0相关，初始浓度越大，数值设定越大；
[0071]
φ—储层孔隙度，％，设定的数值范围为10％-30％，与岩心本身物性相关；
[0072]
b—固液两相界面吸附能修正系数，设定的数值范围为0.1-1，通过生物纳米粒子与油水界面吸附作用力确定，作用力越大，数值设定越小；
[0073]
s—生物纳米颗粒体系波及到的孔隙介质体积分数，％，设定的数值范围为10％-60％，与传输的距离以及储层孔隙度相关；
[0074]cm
—生物纳米颗粒最大吸附浓度，％，设定的数值范围为50％-90％，与生物纳米颗粒体系性质相关，吸附性越强，数值设定越大；
[0075]
t—为输出时间，单位为s，设定的数值范围为50-200，输出时间相当于纳米粒子在岩心中传输的时间，传输距离越长，数值设定越大；
[0076]
公式(1)可以写成：
[0077][0078]
通过解析方法，解得：
[0079][0080]
其中，
[0081][0082]
式中：e—生物纳米颗粒体系运移滞后的程度，设定的数值范围为1-5，与生物纳米颗粒浓度相关，浓度越小，运移滞后的程度越大；
[0083]
z—正态标准概率累计函数，μ为生物纳米颗粒落入到实际构建模型有效孔隙的数量平均数，设定的范围为100-5000，与构建模型的有效孔隙度有关，有效孔隙度越大，数值设定越大。
[0084]
其中，多孔介质稀物质传递中添加化学反应采用的反应器结构组成：反应器由管
状结构和注射管组成，注射管的主轴为垂直于反应器轴。添加的化学反应过程是：主管注入改性纳米颗粒和注入管注入生物表面活性剂以及生物乳化剂，固定的多孔催化剂床中发生反应形成生物纳米驱油剂。具有三个机理(中性润湿、乳化降黏、降低界面张力)部分组分的相对含量相等，注入对应发挥三个机理部分的组分通过发生反应生成纳米复合组分：
[0085]
0.5nanofx+0.5nanoxq+0.5nanoqh
→
1.5nanofh
[0086]
式中：nanofx—改性纳米颗粒；nanoxq—生物表面活性剂；nanoqh—生物乳化剂；nanofh—生物纳米驱油剂。
[0087]
优选的，所述改性纳米颗粒为sio2，tio2或al2o3中一种；所述生物表面活性剂为糖脂、多糖脂、脂肽或中性类脂衍生物中的一种；所述生物乳化剂为生物阴离子型、生物阳离子型或生物非离子型中的一种。
[0088]
在模拟过程中，求解网格大于1000000，具有极高的精确度。通过设置流体初始注入速度，岩石壁设置为无滑移边界条件，出口设置为定压边界，利于求解结果收敛。
[0089]
实施例
[0090]
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件。
[0091]
本发明提供了一种低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟技术，图1为本表征方法的流程图，该方法包括下列步骤：
[0092]
步骤(1)
[0093]
通过海上油田获取的低渗岩心(见图3)，根据优选原则(所优选的岩心是区域中最发育且最具代表性的孔隙结构，占总孔隙＞25％，岩心孔隙度平均为20％-30％，渗透率平均为10-50md，长度3-8cm，直径1-3cm)优选出岩心编号6，见表1，在120℃进行烘干处理，将该岩芯放入岩芯夹持器中，加环压调至2-4mpa，在一定流量(0.5～1ml/min)下注入生物纳米溶液(纳米颗粒的粒径为40nm)饱和岩心。
[0094]
表1
[0095]
岩心编号渗透率(md)孔隙度(％)长度(cm)直径(cm)14231.362.526226.562.535622.962.542834.962.555522.262.564523.862.574032.662.585527.362.595725.862.5
[0096]
步骤(2)
[0097]
利用quanta250 feg型场发射环境扫描电子显微镜观察岩心切片的孔隙和喉道的结构以及生物纳米颗粒在岩石孔喉的分布特征。首先对比生物纳米溶液处理前后岩心，见图4和5，原始岩心粘土矿物表面光滑，边缘规整，可见少量碎片装可运移颗粒，而生物纳米溶液处理后岩心粘土矿物边缘仍较平整，锯齿状边缘较少，纳米吸附覆盖大片区域，大部分
岩心表面都观测到纳米涂层，表现出纳米颗粒具有较强的吸附性。
[0098]
步骤(3)
[0099]
基于岩心扫描的结果，结合图像分析软件，岩心图像经预处理后，利用分割方法将灰度图像转变为二值图像，再经形态学处理对图像进行修正，得到可导入的岩心多孔介质模型(计算流程见图2)。
[0100]
步骤(4)
[0101]
利用comsol软件多相流模块中的两相流水平集与单相流模块中的多孔介质稀物质传递形成固液两相微流体仿真，方程为：
[0102][0103]
式中：
[0104]
d—生物纳米颗粒扩散系数，设定的数值范围为1-5，与模型设定的温度以及本身体系性质等相关；
[0105]
v—生物纳米颗粒扩散速度，cm/s，设定的数值范围为0.1-1，与构建模型的实际距离相关，实际距离越大，数值设定越大；
[0106]
x—生物纳米颗粒体系传输的距离，cm，设定的数值范围为10-100，与生物纳米颗粒扩散速度相关，扩散速度越大，数值设定越大；
[0107]
c—生物纳米颗粒吸附浓度，％，设定的数值范围为10％-80％，与输入的生物纳米颗粒初始吸附浓度c0相关，初始浓度越大，数值设定越大；
[0108]
φ—储层孔隙度，％，设定的数值范围为10％-30％，与岩心本身物性相关；
[0109]
b—固液两相界面吸附能修正系数，设定的数值范围为0.1-1，通过生物纳米粒子与油水界面吸附作用力确定，作用力越大，数值设定越小；
[0110]
s—生物纳米颗粒体系波及到的孔隙介质体积分数，％，设定的数值范围为10％-60％，与传输的距离以及储层孔隙度相关；
[0111]cm
—生物纳米颗粒最大吸附浓度，％，设定的数值范围为50％-90％，与生物纳米颗粒体系性质相关，吸附性越强，数值设定越大；
[0112]
t—为输出时间，单位为s，设定的数值范围为50-200，输出时间相当于纳米粒子在岩心中传输的时间，传输距离越长，数值设定越大；
[0113]
公式(1)可以写成：
[0114][0115]
通过解析方法，解得：
[0116][0117]
其中，
[0118][0119]
式中：
[0120]
e—生物纳米颗粒体系运移滞后的程度，设定的数值范围为1-5，与生物纳米颗粒浓度相关，浓度越小，运移滞后的程度越大；
[0121]
z—正态标准概率累计函数值，μ为生物纳米颗粒落入到实际构建模型有效孔隙的数量平均数，设定的范围为100-5000，与构建模型的有效孔隙度有关，有效孔隙度越大，数值设定越大。
[0122]
然后，注入对应发挥三个机理部分的组分通过发生反应生成纳米复合组分：
[0123]
0.5nanofx+0.5nanoxq+0.5nanoqh
→
1.5nanofh
[0124]
式中：
[0125]
nanofx—改性sio2纳米颗粒；
[0126]
nanoxq—中性类脂衍生物表面活性剂；
[0127]
nanoqh—生物阳离子型乳化剂；
[0128]
nanofh—生物纳米驱油剂。
[0129]
结合岩心的物性特征以及结构特征，在comsol软件中设置输入输出之间的参数，其中，生物纳米颗粒吸附初始浓度c0分别设置为45％、60％、75％，其他参数设置见表2：
[0130]
表2
[0131][0132][0133]
结合以上参数，可以计算出正态标准概率累计函数z为5，生物纳米颗粒体系运移滞后的程度e为1.49，改变输入的生物纳米颗粒吸附初始浓度，计算输出点浓度为33.9％、45.3％、52.8％。
[0134]
然后导入岩心的几何模型，其中利用形态学的开运算，其原理是先腐蚀运算，再膨胀运算，表达式为：式中：a，b为对象中的集合，为开运算算子，θ为腐蚀算子，为膨胀算子。
[0135]
对向岩心中注入生物纳米溶液的驱油效果进行模拟。在模拟过程中，求解网格近
百万，具有极高的精确度；设置流体初始注入速度，岩石壁设置为无滑移边界条件，出口设置为定压边界，利于求解结果收敛。
[0136]
求解使用的多孔介质模型为真实岩心铸体薄片进行二值化处理，使用5次以上的形态学的开运算，经过多次处理后建立的岩心多孔介质模型十分接近真实岩心。
[0137]
图6是求解时所使用的网格，图7-图9是加入不同量生物纳米提高驱油结果，可以看到，加入生物纳米越多，其最终在孔隙中剩余的油也越少，采收率越高，同时，在模拟过程中还发现，尽管随着生物纳米纳米量的增加，剩余油饱和度下降并不及最初下降幅度大，这是因为随着浓度增大，但其机理(润湿反转、增加水相粘度、降低原油粘度、降低界面张力)作用变化幅度并不如最初变化幅度大。
[0138]
本发明在上文中已以优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描绘本发明，而不应理解为限制本发明的范围。应注意的是，凡是与这些实施例等效的变化与置换，均应视为涵盖于本发明的权利要求范围内。因此，本发明的保护范围应当以权利要求书中所界定的范围为准。

技术特征：
1.一种低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，包括：(1)向优选的海上油田低渗岩心中注入生物纳米溶液；(2)利用扫描电子显微镜观察岩心切片的孔隙和喉道的结构以及生物纳米颗粒在岩石孔喉的分布特征；(3)基于岩心扫描的结果，结合图像分析软件，岩心图像经预处理后，利用分割方法将灰度图像转变为二值图像，再经形态学的开运算对图像进行修正，得到可导入的岩心多孔介质模型；(4)利用comsol软件多相流模块中的两相流水平集与单相流模块中的多孔介质稀物质传递形成固液两相微流体仿真模型，对纳米强化水驱油过程进行微观二维模拟；(5)经过多物理场耦合模拟后，通过改变生物纳米溶液浓度，得到微观驱油结果以及注入生物纳米颗粒后产生的作用机理幅度变化，表征生物纳米颗粒驱油机理。2.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述优选的海上油田低渗岩心中，最发育且最具代表性的孔隙结构占总孔隙＞25％，岩心孔隙度平均为20％-30％，渗透率平均为10-50md，长度3-8cm，直径1-3cm。3.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述生物纳米溶液中纳米颗粒的粒径为30-50nm。4.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述岩心图像的预处理包括：导入图像文件并设置图像比例尺，通过中值滤波与边缘增强处理方式改善图像质量。5.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，对所述二值图像进行5次以上形态学的开运算。6.根据权利要求5所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述的开运算的原理是先腐蚀运算，再膨胀运算。7.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述固液两相微流体仿真模型的方程为：式中：d—生物纳米颗粒扩散系数；v—生物纳米颗粒扩散速度，cm/s；x—生物纳米颗粒体系传输的距离，cm；c—生物纳米颗粒吸附浓度，％；φ—储层孔隙度，％；b—固液两相界面吸附能修正系数；s—生物纳米颗粒体系波及到的孔隙介质体积分数，％；c
m
—生物纳米颗粒最大吸附浓度，％；t—为输出时间，s。8.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述固液两相微流体仿真模型的方程为：通过解析方法解得：
式中：e—生物纳米颗粒体系运移滞后的程度；z—正态标准概率累计函数值；d—生物纳米颗粒扩散系数；v—生物纳米颗粒扩散速度，cm/s；x—生物纳米颗粒体系传输的距离，cm；c—生物纳米颗粒吸附浓度，％；t—为输出时间，s。9.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述多孔介质稀物质传递中，注入对应发挥三个机理部分的组分通过发生反应生成纳米复合组分：0.5nanofx+0.5nanoxq+0.5nanoqh
→
1.5nanofh式中：nanofx—改性纳米颗粒；nanoxq—生物表面活性剂；nanoqh—生物乳化剂；nanofh—生物纳米驱油剂。10.根据权利要求1所述的低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，其特征在于，所述改性纳米颗粒为sio2，tio2或al2o3中一种；所述生物表面活性剂为糖脂、多糖脂、脂肽或中性类脂衍生物中的一种；所述生物乳化剂为生物阴离子型、生物阳离子型或生物非离子型中的一种。

技术总结
本发明属于石油开采领域，涉及一种低渗储层微通道内生物纳米驱油过程的二维模拟方法，包括：向岩心中注入生物纳米溶液；观察岩心切片的孔隙和喉道的结构以及生物纳米颗粒在岩石孔喉的分布特征；基于岩心扫描的结果，结合图像分析软件，岩心图像经预处理后，将灰度图像转变为二值图像，再经形态学的开运算对图像进行修正，得到可导入的岩心多孔介质模型；利用Comsol软件对纳米强化水驱油过程进行微观二维模拟；经过多物理场耦合模拟后，通过改变生物纳米浓度，得到微观驱油结果以及注入生物纳米后产生的作用机理幅度变化，表征生物纳米颗粒驱油机理。本发明使生物纳米颗粒驱油机理有效表征成为可能，对提高油藏采收率作用机理研究具有重要的指导意义。研究具有重要的指导意义。研究具有重要的指导意义。


技术研发人员：冯青 刘常清 王传军 李啸南 宫汝祥 李胜胜 张宁 徐文娟 孙艳妮 张小蓉
受保护的技术使用者：中海石油（中国）有限公司天津分公司
技术研发日：2023.07.04
技术公布日：2023/10/15