地学前缘 ›› 2023, Vol. 30 ›› Issue (3): 465-475.DOI: 10.13745/j.esf.sf.2022.12.54
孙哲1(), 张彬1,2,*(), 陈大伟1, 李玉涛1, 王汉勋1,2
收稿日期:
2022-07-05
修回日期:
2022-09-28
出版日期:
2023-05-25
发布日期:
2023-04-27
通讯作者:
*张 彬(1975—),男,教授,博士生导师,主要从事地下能源储存、地下工程等方面的研究。E-mail: 作者简介:
孙 哲(1998—),男,博士研究生,主要从事地下能源储存等方面的研究。E-mail: sunzhe@email.cugb.edu.cn
基金资助:
SUN Zhe1(), ZHANG Bin1,2,*(), CHEN Dawei1, LI Yutao1, WANG Hanxun1,2
Received:
2022-07-05
Revised:
2022-09-28
Online:
2023-05-25
Published:
2023-04-27
摘要:
地下水封油库利用“隙存水封”的原理通过地下洞室进行石油地下存储,并多建于结晶岩体中,岩体裂隙渗流特性直接影响地下油库储油安全。地下洞库水封机理可简化为围岩裂隙中的油水两相渗流问题,需同时考虑油驱水和水驱油过程。基于分形理论定量刻画了天然花岗岩裂隙面的粗糙度,通过3D打印技术制备了不同粗糙度的透明裂隙,利用研制的单裂隙多相渗流可视化试验装置开展了模型试验,并结合数值模拟对花岗岩粗糙裂隙中的油-水驱替规律进行了研究。研究表明:水油流度比的差异导致花岗岩裂隙两相驱替呈现出不同效果,油驱水前缘呈活塞式整体推进,而水驱油前缘呈指进式推进;压力差或隙宽的增加更加显著地提升油驱水效果,但裂隙粗糙度的增加则对裂隙中流体的流动起到了阻碍作用,使得驱替难以进行;在考虑裂隙粗糙度和油相黏度的情况下,仅通过围岩裂隙水压力大于洞库内部油压来判别水封性能的“水封准则”存在缺陷;由于“贾敏效应”的作用,水驱油时裂隙中的油将难以被完全驱替,当油库发生油品泄漏时,难以将油品完全驱回洞库内部。研究成果可为粗糙裂隙岩体两相渗流规律及地下洞库水封机理的研究提供参考依据。
中图分类号:
孙哲, 张彬, 陈大伟, 李玉涛, 王汉勋. 花岗岩裂隙岩体油水两相渗流可视化试验及数值模拟研究[J]. 地学前缘, 2023, 30(3): 465-475.
SUN Zhe, ZHANG Bin, CHEN Dawei, LI Yutao, WANG Hanxun. Two-phase oil/water seepage in fractured granite rock mass: Insight from seepage visualization experiment and numerical simulation[J]. Earth Science Frontiers, 2023, 30(3): 465-475.
组别 | D | R2 | δ/mm | ||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
a面 | b面 | a面 | b面 | a面 | b面 | ||||||
1 | 2.687 | 2.696 | 0.999 6 | 0.999 8 | 0.975 6 | 0.740 6 | |||||
2 | 2.620 | 2.661 | 0.999 7 | 0.999 7 | 0.565 7 | 0.634 3 | |||||
3 | 2.663 | 2.612 | 0.999 7 | 0.999 7 | 0.888 1 | 0.647 5 | |||||
4 | 2.730 | 2.640 | 0.999 7 | 0.999 7 | 0.634 3 | 0.585 8 | |||||
5 | 2.619 | 2.583 | 0.999 7 | 0.999 8 | 0.888 1 | 0.467 1 | |||||
6 | 2.742 | 2.695 | 0.999 8 | 0.999 6 | 0.922 5 | 1.128 4 |
表1 分形参数计算结果
Table 1 Calculated fractal parameters
组别 | D | R2 | δ/mm | ||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
a面 | b面 | a面 | b面 | a面 | b面 | ||||||
1 | 2.687 | 2.696 | 0.999 6 | 0.999 8 | 0.975 6 | 0.740 6 | |||||
2 | 2.620 | 2.661 | 0.999 7 | 0.999 7 | 0.565 7 | 0.634 3 | |||||
3 | 2.663 | 2.612 | 0.999 7 | 0.999 7 | 0.888 1 | 0.647 5 | |||||
4 | 2.730 | 2.640 | 0.999 7 | 0.999 7 | 0.634 3 | 0.585 8 | |||||
5 | 2.619 | 2.583 | 0.999 7 | 0.999 8 | 0.888 1 | 0.467 1 | |||||
6 | 2.742 | 2.695 | 0.999 8 | 0.999 6 | 0.922 5 | 1.128 4 |
材料 | 抗压强度/MPa | 弹性模量/MPa | 渗透系数/(m·s-1) |
---|---|---|---|
透明光敏树脂 | 79 | 2 000~3 000 | 10-12~10-10 |
花岗岩 | 75 | 35 000 | 10-8~10-7 |
表2 所需材料物理力学参数对比表
Table 2 Comparison of physical and mechanical properties of resin materials and granite
材料 | 抗压强度/MPa | 弹性模量/MPa | 渗透系数/(m·s-1) |
---|---|---|---|
透明光敏树脂 | 79 | 2 000~3 000 | 10-12~10-10 |
花岗岩 | 75 | 35 000 | 10-8~10-7 |
参数 | 数值 | 单位 |
---|---|---|
水相黏度 | 0.001 | Pa·s |
油相黏度 | 0.003 4 | Pa·s |
水相密度 | 998 | kg/m3 |
油相密度 | 920 | kg/m3 |
渗流压力 | 50,100,150 | kPa |
隙宽 | 0.3,0.7,1.0 | mm |
分形维数 | 2.3,2.5,2.8 | |
标准差 | 0.5,0.7,1.0 | mm |
相界面张力系数 | 0.031 | N/m |
相界面厚度 | 0.000 5 | m |
表3 数值模拟计算参数
Table 3 Parameters used in numerical simulation
参数 | 数值 | 单位 |
---|---|---|
水相黏度 | 0.001 | Pa·s |
油相黏度 | 0.003 4 | Pa·s |
水相密度 | 998 | kg/m3 |
油相密度 | 920 | kg/m3 |
渗流压力 | 50,100,150 | kPa |
隙宽 | 0.3,0.7,1.0 | mm |
分形维数 | 2.3,2.5,2.8 | |
标准差 | 0.5,0.7,1.0 | mm |
相界面张力系数 | 0.031 | N/m |
相界面厚度 | 0.000 5 | m |
图7 油-水两相渗流过程对比图 a—油驱水过程;b—水驱油过程。
Fig.7 Comparison of observed and simulated oil-flooding (a)/water-flooding (b) fronts at different time points resulting from piston-flow/fingered-flow movements
图9 不同条件下的水驱前缘图(水驱油过程) a—压力差50 kPa;b—压力差150 kPa;c—隙宽0.3 mm;d—隙宽1.0 mm。
Fig.9 Comparison of water-flooding front under different fluid pressures (a, b) and fracture widths (c, d)
图10 不同条件下的油驱水时间
Fig.10 Variability of water displacement-time under oil flooding as functions of (from left) fluid pressure, fracture width, fractal dimension and fracture roughness
图11 油-水驱替纵截面压力分布图
Fig.11 Longitudinal pressure profile within rock fracture at different time points under water (lines with dots)/oil (lines with squares) flooding
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