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油气藏储层岩石中流体流动规律的研究是提高原油采收率的基础,是油气藏开发领域的重要研究内容。储层岩石中流体的流动本质为油气水等在多孔介质中的流动。在模拟多孔介质这种具有复杂几何结构的问题时,格子Boltzmann方法具有很大的优势,且能够从微观角度描述多组分多相流系统流体间的相互作用。本文重点研究了自然多孔介质中的单相流和两组分两相流格子Boltzmann模拟。采用CT扫描的数字岩心技术获得自然多孔介质,采用格子Boltzmann方法中的BGK模型、MRT模型和IncBGK模型模拟计算了二维多孔介质的渗透率,研究了模拟渗透率对流体粘度和密度等的依赖性;统计了6块砂岩数字岩心孔隙半径等微观参数,实现了三维多孔介质中的单相流模拟,研究了三维流场压力场和速度场的分布规律,计算了三维多孔介质的渗透率并讨论了不同微观参数对模拟渗透率的影响;采用Shan-Chen模型模拟了单一孔隙和二维多孔介质中的两组分两相驱替,研究了孔隙宽度、流体粘度比等因素对孔隙中指进现象的影响,分析了驱替外力、粘度和密度对多孔介质中两相驱替的影响规律。在二维多孔介质的单相流模拟中,对于BGK模型和IncBGK模型,模拟渗透率对粘度具有依赖性,对于TRT模型,模拟渗透率对粘度具有独立性;对于BGK模型和TRT模型,模拟渗透率值对流体密度具有依赖性,而对IncBGK模型,模拟渗透率对流体密度具有独立性。六块岩心的孔隙半径平均值在16.28~21.16μm范围内,对六块砂岩数字岩心的单相流模拟中,模拟渗透率误差在2.4%~26.9%之间,孔隙半径平均值、喉道半径平均值、喉道长度、孔隙体积四个参数的值越大时,渗透率模拟误差越小;单相流模拟的速度场中,流速较大处多为孔隙半径较小或交叉孔道的汇合处,流体流速较小处多为细长孔道或主流通道的分支;单相流模拟的压力场中,流场压力在流动方向逐渐降低,在细小喉道处,压力变化大,喉道两端压差明显,而在连通性较好的大孔道中压力基本不变,在一些封闭的孔隙中,流体压力处处相同,不会沿着流动方向产生压降。在两组分两相流模拟中,采用杨氏方程改进形式能够正确计算流固润湿角;两相相互作用强度参数G_c取值1.5,两相交界面细锐清晰,两相的相互“溶解量”减少,但是模拟稳定性下降;当G_c取值1.0时,数值模拟的稳定性提高,而且流体的可压缩性降低,但是两相界面变宽、变模糊。单一孔隙两相驱替中,增大孔隙宽度能够在一定程度上增大指进长度,增大两相粘度比能够加快两相驱替速度,增大驱替初速度既能够增大指进长度,又能够加快驱替速度;二维多孔介质两相驱替中,增大驱替外力和两相密度比能够增大驱替效率。本文研究结果可为深入认识油藏储层岩石中流体流动规律和提高采收率提供一定的理论基础。