孔隙—溶孔型碳酸盐岩气驱水动态网络模拟_杨鑫.pdf

第 34卷 第 6期2023年 6月Vol.34 No.6Jun.2023天 然 气 地 球 科 学NATURALGASGEOSCIENCE引用格式：杨鑫，李星甫，唐雁冰，等.孔隙溶孔型碳酸盐岩气驱水动态网络模拟 J.天然气地球科学，2023，34（6）：973-979.YANG Xin，LI Xingfu，TANG Yanbing，et al.Investigation of gas flooding dynamics in carbonate using an interparticle-dissolved dual-pore network model J.Natural Gas Geoscience，2023，34（6）：973-979.DOI：10.11764/j.issn.1672-1926.2023.02.007孔隙溶孔型碳酸盐岩气驱水动态网络模拟杨鑫1，李星甫1，唐雁冰1，戴隽成2，戚涛2，李闽1，刘旭1（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041）摘要：碳酸盐岩溶孔发育程度、注气速度是影响气水两相渗流的重要因素，也是目前碳酸盐岩气藏研究的重点。提出采用卷积算法构建岩心尺度的孔隙溶孔双重介质孔隙网络模型的方法，分析了碳酸盐岩溶孔发育特征。与之前的方法相比，这个方法考虑了气体的压缩性、压力传播过程和时间等影响因素，建立了孔喉特征更为准确的孔隙溶孔双重介质模型，并通过与实际岩心的气驱水渗流实验结果进行对比，验证了该方法的可靠性，从而能更加准确地从微观孔喉尺度反映注气速度对气水两相渗流的影响。研究结果表明，溶孔越发育，相渗曲线气水两相共渗区越宽，气水同流周期更长；同时注气压力与毛管力和黏性力间的平衡会影响气体波及效率，产生不同的气水空间分布情况、注气流量与注气压力。研究结果为碳酸盐岩气藏的开采提供了更精确的技术支撑和理论指导，对提高碳酸盐岩气藏的开发开采效率具有重要意义。关键词：碳酸盐岩；卷积；动态网络模拟；相对渗透率曲线中图分类号：TE32 文献标志码：A 文章编号：1672-1926（2023）06-0973-070 引言 碳酸盐岩气藏储量大，开发潜力巨大，是当前最为重要的气藏类型之一1。虽然通过室内岩心实验研究碳酸盐岩气藏储层岩石的孔喉特征及其气水两相渗流规律，对于提高天然气采收率具有重要意义2-3，但由于室内岩心驱替实验往往不能直观反映气水两相流动状态与分布特征，因此首先需要通过高精度仪器获取岩心的三维孔喉结构数据体4-5，然后建立岩心尺度的数字岩心模型来研究孔隙空间的发育规模、空间分布对流体流动的影响以及流体间的相互作用机理6。由于孔隙尺度的气水两相渗流理论尚不完善，所以常规方法不能准确地从微观孔喉尺度反映注气速度对气水两相渗流的影响。虽然研究人员通过序列切片成像法5、激光扫描共聚焦显微镜法7和 X 射线衍射 CT 扫描法2等岩心建模方法，将碳酸盐岩岩石碎屑颗粒之间的孔隙与岩石内部因溶蚀作用形成的溶孔简单叠加生成孔隙溶孔型双重介质模型，但这些方法建立的岩心尺度与真实岩心尺度相比均太小8。核磁共振实验扫描的范围可以达到岩心尺度，但受限于实验设备精度的影响，其成像图像只能窥探孔喉大概图像，不能精细表征孔隙溶孔型碳酸盐岩岩石特征9。上述几种建模方法在一定程度上对特征孔隙尺寸跨度大、连通性复杂的碳酸盐岩储层局部特征描述仍不够精确，包含准确溶孔特征的模型尺寸常常为微米毫米级别，与真实更大尺度的厘米米级别的岩石模型仍存在差异。卷积神经网络10-11具有良好的泛化能力，同时在图像特征提取和建模上具有良好的效果，并且可以结合孔隙网络模型，建立孔喉特征更准确的大尺度孔隙溶孔双重介质模型。传统动态网络模拟技术多用于研究油水两相收稿日期：20221101；修回日期：20230206；网络首发日期：20230220.基金项目：国家自然科学基金青年科学基金项目“致密油储层岩石注水吞吐实验与多尺度动态网络模拟研究”（编号：41902157）；四川省自然科学基金青年科学基金项目“碳酸盐岩微孔隙溶孔裂缝三重介质孔隙网络建模与气水两相非稳态渗流模拟研究”（编号：2022NSFSC1118）；西南石油大学研究生科研创新基金项目(编号:2022KYCX027)联合资助.作者简介：杨鑫（1995-），男，四川南充人，博士研究生，主要从事油气渗流理论与应用研究.E-mail：.通信作者：李星甫（1995-）男，四川成都人，博士研究生，主要从事油气田开发研究.E-mail：.Vol.34天然气地球科学流12-15，忽略了油水的压缩性与流体黏性压降，也没有考虑压力传播过程和时间等影响因素16，故而不能准确地描述极易压缩的气体的渗流过程17。因此，本文研究在传统孔隙网络模型中引入适用于气体的非稳态渗流理论，即通过将稳态渗流方法18中的拉普拉斯方程转换为非稳态渗流的压力扩散方程，在验证基于卷积网络的孔隙网络建模方法和气水两相非稳态渗流模拟方法可靠性的基础上，研究碳酸盐岩溶孔发育特征和注气速度对气水两相渗流的影响。1 孔隙溶孔型碳酸盐岩建模方法 1.1碳酸盐岩孔隙与溶孔发育特征的定量表征选取四川盆地 L 区块碳酸盐岩气藏岩心样品L16（图 1，其物性参数如表 1 所示）进行实验分析。样品 L16 的孔喉半径通过核磁共振 T2谱构造伪毛管压力曲线的方法19获取，将其与毛管压力曲线转换为同一坐标条件来对比刻度，可以求得一个转换系数 C，横向弛豫时间 T2（ms）可以通过 C 转换为孔隙半径 r（m），转换关系为：1/T2=Cr，从而获取完整的孔喉半径分布曲线（图 2），呈现出孔洞型碳酸盐岩典型的双峰特征，溶孔半径大于 10 m，平均孔喉半径为 2.1 m。采用分辨率 5 m 的设备对该样品进行 CT 扫描测试，岩心重构后得到如图 3 所示的三维图像。其中图 3（a）为岩石全貌；图 3（b）为在整个岩心中提取一小部分用于研究分析；图 3（c）为提取的孔喉空间；图 3（d）为建立的孔隙与喉道的球棍孔隙网络模型，红色球为孔隙，白色棍棒为喉道，模型区域大小为700 m700 m700 m。图 3 表明，岩石 L16 的溶孔团主要是由多个相关的大尺寸孔隙与溶孔组合形成的。为定量表征溶孔的发育特征，采用溶孔相关长度 Lc来表征平均溶孔团的大小，其定义式为：Lc=Rc/L，其中：Rc为溶孔团半径，cm；L 为岩心长度，cm；Lc越大，发育的溶孔团越大。统计后得到岩心 L16的溶孔相关长度为 0.02。1.2碳酸盐岩孔隙网络模型建模方法本文研究采用三维简单立方体 SC 网络模型14为基础构建碳酸盐岩孔隙溶孔模型。模型总结节点数为 N，每个节点代表一个孔隙，孔隙之间通过图 2岩心样品 L16孔喉半径分布曲线Fig.2Pore throat size distribution of the sample L16图 1岩心样品 L16实物照片Fig.1Photo of the sample L16表 1岩心样品 L16基本物性参数Table 1Table of properties for the core sample L16长度/cm5.01直径/cm2.53平均喉道长度（l）/m168配位数（z）4.8孔隙度/%实验/模拟7.38/7.20渗透率/（103 m2）实验/模拟1.98/1.75图 3CT扫描重构提取岩心样品 L16的孔喉空间与溶孔团Fig.3The 3D spatial development of dissolved pores in the sample L16 by using CT-scanning methodology974No.6杨 鑫等：孔隙溶孔型碳酸盐岩气驱水动态网络模拟半径大小各异的喉道相连，喉道长度为 l；将每个节点坐标值加上一个范围于 0.5l，0.5l 的随机数，使每个节点的坐标在半径为 0.5l的球型区域内随机移动，生成一个孔喉位置随机无序分布的网络模型。通过图 2所示的孔喉半径分布曲线为每个半径赋值，形成与孔喉半径相关的三维稳定随机场张量数据体，更详细的赋值步骤可见 BERNAB 等20的研究。配位数 z表示与中心孔隙相连的喉道数量，在 SC网络中，每个孔隙最多可与 6个相邻孔隙相连，即最大配位数 zmax=6，通过将（1z/zmax）N 数量的喉道半径设为 0去除部分不连通的喉道，即可生成配位数为 z的不规则孔隙网络模型，l与 z取表 1中的值。在上述构建的无序网络模型的基础上，需对孔喉分布进行重组，从而进一步反映碳酸盐岩孔隙与溶孔的空间分布特征。采用地质统计学中的协方差函数构建卷积核函数21：E（h）=exp（2h/Lc），式中 h为卷积核中心点到周围空间各个点之间的距离。利用卷积核滑过三维稳定随机场张量数据体的每一个元素进行卷积计算，得到一个新的包含了溶孔空间分布信息的三维张量数据体（溶孔也就是许多大孔隙通过卷积核函数汇聚到一块的），再将该数据体赋值到无序网络模型中，即得到如图 4 所示的具有不同 Lc的孔隙溶孔双重介质孔隙网络模型（模型尺寸为 5 cm2.5 cm2.5 cm，N=300150150，不同颜色表示不同半径的喉道）。图中蓝色区域包裹成团状分布的团块即为溶孔发育带，其余紫色空间可视为基质与微孔隙。与图 1对比可以看到，利用 Lc=0.02 建立孔隙网络模型 图 4（a）与实际岩样溶孔尺寸与空间分布具有较好的相似性，其孔隙度和渗透率由 BERNAB 等22提出的方法计算，计算值见表 1，与实验数据非常接近，这表明本文提出的双重介质孔隙网络建模方法是有效的。图 4（b）与图 4（c）是通过设置不同的相关长度构建的，用以研究 Lc对气水相对渗透率曲线的影响。2 孔隙网络模型的气水两相渗流模拟技术对于气驱水过程，模型初始完全饱和黏度为w=1 mPa s的湿相流体水，模拟开始后，黏度为 g=0.017 mPa s 的非湿相氮气从入口端以一定的速度注入，保持模型边界出口端的压力恒定，使注入流体由入口端中心沿孔喉向出口边界流动。任意孔隙 i和相邻孔隙 j之间的喉道半径为 rij，长度为 lij。气水两相流动模拟存在以下假设条件：所有的流体的压降只发生于孔隙之间的喉道中；喉道内两相流体间只存在一个气水界面；孔隙空间中只有活塞式驱替（图 5）。当气水两相同时存在时，两相弯液面间的毛管压力 pcij（Pa）使用杨拉普拉斯方程求解：pcij=2 cos/rij（1）式中：为界面张力（设置为 70 mN/m）；为水相接触角（设置为130）。单个喉道中的体积流量qij（m3/s）用扩展 Hagen-Poiseulle方程18表示：qij=gij(pi-pj-pcij)（2）gij=r4ij8Bglijeff（3）Bg=pscZscTscZTp（4）式中：gij为喉道的传导率，m3/（Pa s）；pi与 pj分别为孔隙 i和孔隙 j的压力，Pa；Bg为气体体积系数，无量纲；Z 和 Zsc分别为地下和地面气体偏差因子，无量纲；T 和 Tsc分别为地下和地面温度，K；p为地下气体压力，Pa；psc为地面大气压，Pa；eff是单个喉道中两相流体的有效黏度，通过下式计算：eff=Bggxij+w(1-xij)（5）图 4不同溶孔相关长度 Lc的孔隙溶孔双重介质孔隙网络模型Fig.4Interparticle-dissolved dual-pore network modeling with the different dissolved pore of Lc图 5喉道中气驱水示意Fig.5Schematic illustration of gas flooding mechanism in a capillary throat975Vol.34天然气地球科学式中：xij是与气水两相凹液面位置有关的无量纲数（0 xij1），即凹液面所在位置横坐标除以整个喉道的长度（图 5）。当喉道中只有单相流体时，pcij=0，eff=g或 w。由于气体的强压缩性，流体入口压力无法瞬间从入口端到达出口端，流体的入口和出口流量不能瞬间达到平衡，孔隙与孔隙之间喉道中的流量 qij满足非稳态渗流压力扩散方程23：i=06qij=(gp)=Ctpt（6）式中：Ct为气水综合压缩系数，Pa1。根据式（6）遍历所有孔隙，通过泰勒展开以及Crank-Nicolson 隐式有限差分法技术，可以构建线性方程组或矩阵方程并求解24，从而进行动态模拟，计算模型的气、水出口流量。重新计算并更新压力场、体积系数和饱和度，进行下一步计算。3 模拟结果及讨论 3.1模拟方法验证根据 岩石中两相流体相对渗透率测定方法（GB/T289122012）测量了岩心样品 L16 的气驱水相对渗透率曲线。根据 JONES 等25提出的相对渗透率计算方法获取孔隙网络模型的气驱水相渗曲线。实验与模拟均采用相同的条件，即恒定注入压力0.56 MPa，两者结果如图 6 所示。对比相对渗透率曲线的特征值（残余水饱和度 Swi、残余水饱和度时气相相对渗透率 Krg，等渗点相对渗透率 Km，等渗点气相饱和度 Sgm，两相共渗区范围 M），如表 2所示，模拟与实验结果非常接近，这表明本研究提出的双重介质孔隙网络建模和气驱水模拟方法符合实验结果。3.2溶孔相关长度Lc对气驱水相对渗透率曲线的影响采用相同的注入压力（0.56 MPa）模拟得到不同溶孔发育程度的孔隙溶孔双重介质模型的气驱水相渗曲线，如图7所示，相渗曲线各特征值见表2。模拟不同 Lc模型气驱水后发现，所有相渗曲线残余水饱和度小于 0.50，等渗点含气饱和度小于 50，表现出亲水特性，等渗点相对渗透率变化很小；Lc越表 2不同溶孔特征条件下相对渗透率曲线特征值Table 2Characteristic values of relative permeability acurves under different dissolved pore characteristics实验 Lc=0.02模拟 Lc=0.02模拟 Lc=0.20模拟 Lc=0.35Swi0.420.450.360.24Krg0.480.470.520.33Km0.080.060.070.08Sgm0.290.300.440.49M0.100.580.110.550.110.640.100.76图 7不同溶孔相关长度对相对渗透率曲线的影响Fig.7The effect of the length for dissolved pores on the gas-water relative permeability curves图 6岩心样品 L16实验与模拟气水相对渗透率曲线对比Fig.6Comparison between the simulated and measured gas-water relative permeability for the sample L16976No.6杨 鑫等：孔隙溶孔型碳酸盐岩气驱水动态网络模拟大，等渗点位置向左移动，气水两相共渗区范围增加，这是由于溶孔越发育，大溶孔团包含的可动流体越多且更容易被驱替，气水同产的时间更长。3.3注气速度对气驱水的影响当气体突破出口端时，便很难再驱动剩余孔隙空间中的水，波及效率也很难再提高26，因此本文研究选用 Lc=0.02的模型重点分析了气体突破前不同注入速度对气驱水过程的影响。不同注气速度情况下气水分布情况、注气流量与压力数据存在差异，如图 8所示，图中彩色部分是驱替过程中气相占据的不同孔喉半径的空间，空白区域完全含水，其中气水流量曲线横坐标的归一化时间为模拟气驱过程的实际时间与总时间的比值。图 8 表明，岩心气驱水过程中存在 2 种注气压力变化模式：在恒定低速注气时，初始时刻气体憋压现象17会导致注气压力先上升后下降，束缚水饱和度较大，这是因为孔径差异引起各孔喉间毛管压力差异，孔喉两端压差需要不断改变以满足克服毛管压力，从而反复图 8不同注气速度情况下流体分布情况、注入流量与压力数据Fig.8Water distribution,gas injection pressure and rates as a function of different gas injection speeds in the process of gas flooding tests977Vol.34天然气地球科学波动，最大注气压力为 0.11 MPa，平均注气速度为0.002 5 mL/min，气相突破时的饱和度为 0.07；高速驱替时，两相流体快速流动会引起黏性阻力显著增加，需要较高的初始入口压力以克服毛管力和黏性力，从而满足流动条件，随气体向前推进，含水饱和度降低，水相的阻力也降低，初始入口压力就会表现出快速下降且几乎不波动，最大注气压力为0.72 MPa，平均注气速度为 0.173 3 mL/min，气相突破时的饱和度为 0.14。前人26的实验研究已经认识到，不同的驱替速度（或压力）对非混相驱替过程的注入压力、毛管阻力与黏性阻力之间的动态平衡有重要影响，使驱替结果产生不同程度的差异。相较于常规实验，该研究提出的模拟方法可以直观地展示不同注气速度情况下气水两相流动的差异：驱替速度（或压力）较小时，渗流过程中主要受到毛管力的影响，气体会倾向于寻找毛管阻力最小的路径流动直至突破，从而驱替效率较低。增大注气速度，有助于气相克服毛管阻力和流体黏性阻力，气相流动能力与路径增加，波及效率增加。4 结论（1）基于卷积算法建立的孔隙溶孔双重介质模型能够较真实地反映实际碳酸盐岩岩石的溶孔发育特征；考虑气体压缩性的孔隙网络气水两相非稳态渗流模拟方法能够有效地模拟气水两相渗流过程。（2）碳酸盐岩储层中溶孔团越发育，气水两相共渗区越大，气水同产的时期越长；受毛管力与黏性力的影响，不同注气速度情况下气水空间分布情况、注气流量与注气压力存在差异。参考文献（References）1 赵文智，沈安江，乔占峰，等.中国碳酸盐岩沉积储层理论进展与海相大油气田发现 J.中国石油勘探，2022，27（4）：1-15.ZHAO W Z，SHEN A J，QIAO Z F，et al.Theretical progress in carbonate reservoir and discovery of large marine oil and gas fields in China J.China Petroleum Exploration，2022，27（4）：1-15.2 HYMAN J D，GUADAGNINI A，WINTER C L.Statistical scaling of geometric characteristics in stochastically generated pore microstructures J .Computational Geosciences，2015，19：845-854.3 王翼君，崔刚，唐洪明，等.碳酸盐岩核磁共振实验研究现状J.断块油气田，2016，23（6）：818-824.WANG Y J，CUI G，TANG H M，et al.Research status of nuclear magnetic resonance experiment in carbonate rock J .Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（6）：818-824.4 刘学锋，张伟伟，孙建孟.三维数字岩心建模方法综述 J.地球物理学进展，2013，28（6）：3066-3072.LIU X F，ZHANG W W，SUN J M.Methods of constructing 3-D digital cores：A review J .Progress in Geophysics，2013，28（6）：3066-3072.5 林承焰，吴玉其，任丽华，等.数字岩心建模方法研究现状及展望 J.地球物理学进展，2018，33（2）：679-689.LIN C Y，WU Y Q，REN L H，et al.Review of digital core modeling methods J.Progress in Geophysics，2018，33（2）：679-689.6 AL-KHARUSI A S，BLUNT M J.Multiphase flow predictions from carbonate pore space images using extracted network models J.Water Resources Research，2008，44（6）：W06S01.7 MINSKY M.Memoir on inventing the confocal scanning microscope J.Scanning，1988，10（4）：128-138.8 BAUER D，YOUSSEF S，FLEURY M，et al.Improving the estimations of petrophysical transport behavior of carbonate rocks using a dual pore network approach combined with computed microtomography J.Transport in Porous Media，2012，94（2）：505-524.9 SONG Y Q.Recent progress of nuclear magnetic resonance applications in sandstones and carbonate rocks J.Vadose Zone Journal，2010，9（4）：828-834.10 LECUN Y，BOTTOU L，BENGIO Y，et al.Gradient-based learning applied to document recognition J.Proceedings of the IEEE，1998，86（11）：2278-2324.11 徐冰冰，岑科廷，黄俊杰，等.图卷积神经网络综述 J.计算机学报，2020，43（5）：755-780.XU B B，CEN K T，HUANG J J.A survey on graph convolutional neural network J.Chinese Journal of Computers，2020，43（5）：755-780.12 姚军，王晨晨，杨永飞，等.碳酸盐岩双孔隙网络模型的构建方法和微观渗流模拟研究 J.中国科学：物理学力学天文学，2013，43（7）：896-902.YAO J，WANG C C，YANG Y F，et al.The construction method and microscopic flow simulation of carbonate dual pore network model J.Scientia Sinicac Physical，Mechanica&Astronomica，2013，43（7）：896-902.13 姚军，王鑫，王晨晨，等.碳酸盐岩储层参数对微观渗流的影响 J.地球科学，2013，38（5）：1047-1052.YAO J，WANG X，WANG C C，et al.The influence of carbo-nate rocks reservoir parameters on microscopic flow J .Earth Science-Journal of China University of Geosciences，2013，38（5）：1047-1052.14 TANG Y B，LI M，LIU X J，et al.Pore-scale heterogeneity，flow channeling and permeability：Network simulation and comparison to experimental data J.Physica A：Statistical Mechanics and its Applications，2019，535：122533.15 TANG Y B，ZHAO J Z，BERNABE Y，et al.Fluid flow concentration on preferential paths in heterogeneous porous media：Application of graph theory J.Journal of Geophysical Research：Solid Earth，2021，126（12）：e2021JB023164.16 YANG X，TANG Y B，LI M，et al.Effect of shear-thinning of non-978No.6杨 鑫等：孔隙溶孔型碳酸盐岩气驱水动态网络模拟Newtonian fluid on the crossover from capillary fingering to viscous fingering in porous mediaJ.Physics Letters A，2022，449：128364.17 REYNOLDS C A，KREVOR S.Characterizing flow behavior for gas injection：Relative permeability of CO2brine and N2water in heterogeneous rocks J.Water Resources Research，2015，51（12）：9464-9489.18 TANG Y B，LI M，BERNEBE Y，et al.Viscous fingering and preferential flow paths in heterogeneous porous media J.Journal of Geophysical Research：Solid Earth，2020，125（3）：e2019JB019306.19 CHEN M，DAI J，LIU X，et al.Differences in the fluid characteristics between spontaneous imbibition and drainage in tight sandstone cores from nuclear magnetic resonance J.Energy&Fuels，2018，32（10）：10333-10343.20 BERNABE Y，LI M，MAINEULT A.Permeability and pore connectivity：A new model based on network simulations J.Journal of Geophysical Research：Solid Earth，2010，115（B10）.B1020321 TANG Y B，YANG X，LI M，et al.Simulation Method of Uns-teady-state Gas-water Two-phase Seepage Flow in Gas Reservoir Based on Pore-fracture Media P.Australia：2021104861.2021-08-03.22 BERNABE Y，LI M，TANG Y B，et al.Pore space connectivity and the transport properties of rocks J.Oil&Gas Science and Technology，2016，71（4）：2-17，50.23 PAROTIDIS M，ROTHERT E，SHAPIRO S A.Porepressure diffusion：A possible triggering mechanism for the earthquake swarms 2000 in Vogtland/NWBohemia，central EuropeJ.Geophysical Research Letters，2003，30（20）：1182-1200.24 王猛，杨鑫，李闽，等.砂岩渗透率实验与动态网络模拟研究以枫丹白露砂岩为例 J.地球物理学进展，2022，37（3）：1170-1177.WANG M，YANG X，LI M，et al.Permeability experiment and dynamic network simulation of sandstones：A case study of the Fontainebleau sandstone J .Progress in Geophysics，2022，37（3）：1170-1177.25 JONES S C，ROSZELLE W O.Graphical techniques for determining relative permeability from displacement experimentsJ.Journal of Petroleum Technology，1978，30（5）：807-817.26 YANG Z，MEHEUST Y，NEUWEILER I，et al.Modeling immiscible twophase flow in rough fractures from capillary to viscous fingering J.Water Resources Research，2019，55（3）：2033-2056.Investigation of gas flooding dynamics in carbonate using an interparticle-dissolved dual-pore network modelYANG Xin1，LI Xingfu1，TANG Yanbing1，DAI Juncheng2，QI Tao2，LI Min1，LIU Xu1（1.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China；2.Exploration and Development Research Institute of Southwest Oil&Gasfield Company，PetroChina，Chengdu 610041，China）Abstract：The objective of this study was to investigate the effects of the development degree of carbonate dissolved pores and gas injection velocity on the gas-water two-phase seepage.An interparticle-dissolved dual-pore network model was proposed using a convolution algorithm by considering the characteristics of carbonate karst pores.The proposed unsteady-state gas-water seepage model took the effects of gas compressibility and pore-scale pressure propagation into account，and it was validated by comparing the simulation results with the core-derived gas-water two-phase seepage through unsteady-state gas flooding experiments，which comprehensively characterizes the pore-scale gas-water seepage flow in pore-scale modeling.The gas flooding procedure at different injection velocity was simulated by assuming different characteristics of dissolved pores in carbonates.The results indicated that the more developed dissolved pores can bring about a wider gas-water two-phase infiltration area and a longer gas-water co-flow period.Further，the competitive balancing between the gas injection pressure and the capillary and viscous forces could also impact gas sweeping efficiency，resulting in different gas-water spatial distributions，gas injection velocity and pressures.The results provided a deep technical and theoretical view of the gas production in carbonate reservoirs，which has important significance for improving the exploitation efficiency of carbonate reservoirs.Keywords：Carbonate rock；Convolution；Dynamic network simulation；Relative permeability curveFoundation items：The National Natural Science Foundation of China for Youth（Grant No.41902157）；the Youth Science Fund of Sichuan Provincial Natural Science Foundation，China（Grant No.2022NSFSC1118）；Research and lnnovation Fund for Graduate Students of Southwest Petroleum University(Grant No.2022KYCX027).979