天然气水合物藏开采物性变化的流固耦合研究

将水合物分解效应融合到渗流场与岩土变形场的耦合作用中,建立了天然气水合物藏气、水两相非等温流固耦合数学模型,并开发了有限元程序。对墨西哥湾某水合物藏进行了实例研究,分析了储层应力状态、物性参数分布及动态变化规律。结果表明,水合物分解效应、流固耦合作用以及井眼效应是影响储层应力状态和物性参数的3个主要因素,其作用机理不同,影响程度和范围各异。其中,水合物分解效应是主要控制因素,会导致分解区储层有效孔隙度和渗透率显著升高,弹性模量和内聚力等力学性能大幅度降低;流固耦合作用对分解效应引起的物性及力学参数的变化趋势具有明显的抑制作用,同样不可忽视。     

天然气水合物降压开采储层出砂数值模拟

储层出砂是天然气水合物藏降压开采过程中所面临的主要问题。基于常规疏松砂岩储层出砂计算模型,综合考虑水合物分解规律、储层稳定性变化及岩石颗粒受力,建立了降压开采天然气水合物藏动态出砂量预测模型,并对储层出砂规律进行了分析。研究表明:越靠近井口处,水合物分解速率越快,内聚力减小幅度越快,储层稳定性越差;水合物储层开采较常规砂岩储层开采更容易出砂;水合物开采初期的出砂速率迅速增大,但出砂速率达到峰值后就会随着时间迅速减小,并最终趋于稳定;生产压差越大,水合物储层开采出砂也越严重。本文研究成果可为天然气水合物降压开采储层防砂提供借鉴。     

天然气水合物加热分解储层变形破坏规律研究

为避免开采天然气水合物导致储层变形破坏,引起环境灾害,研究加热法开采天然气水合物过程中水合物饱和度、储层物性参数、超静孔隙压力变化对储层变形破坏的影响。建立了反映水合物分解引起储层力学物性劣化规律的热流固耦合模型,基于ABAQUS二次开发功能编写场变量子程序,对南海神狐海域水合物加热开采诱导储层变形破坏规律进行数值模拟分析。结果表明:天然气水合物储层分解区和力学性质劣化区范围随温度升高呈扩大趋势;未采气条件下,储层超静孔隙压力以加热井为顶点随分解影响距离呈抛物线型分布,超静孔隙压力过大是导致天然气水合物盖层变形破坏的主要因素;储层塑性变形影响范围随温度升高逐渐扩大,先出现在水合物储层与盖层、储层与下伏层接触界面。该研究为天然气水合物安全开采提供了借鉴。     

神狐水合物藏降压开采产气量预测及增产措施研究北大核心CSCD

南海神狐海域是我国最具天然气水合物开发潜力的区域之一,但目前尚未达到商业化开采的产气量水平。采用水合物开采模拟软件TOUGH+HYDRATE,建立了神狐水合物藏的储层地质模型,并在此基础上开展降压法试开采产量历史拟合及长期开采的产量预测,对比分析了直井降压、水平井降压、直井降压联合压裂、直井降压联合注热和直井降压联合井壁加热等增产措施的效果。研究结果表明,神狐水合物藏基于直井降压试采预测的长期开采日均产气量低于商业开采要求,须借助增产措施;神狐水合物藏开采最佳增产措施为水平井降压,其次为直井降压联合压裂。本文研究结果可为神狐水合物藏的开采提供一定借鉴。     

天然气水合物藏物性参数综合动态模型的建立及应用

基于应力敏感性实验得到了储层渗透率、孔隙度和弹性模量等物性参数随有效应力的变化规律,结合现有水合物藏物性参数与水合物饱和度的关系模型,建立了水合物藏物性参数的综合动态模型。该模型全面考虑了水合物分解效应以及储层应力状态变化对物性参数的影响。水合物藏降压开采实例研究表明,水合物分解效应和储层应力敏感性是影响储层物性参数的两个重要因素。其中水合物分解效应起主要控制作用,造成水合物分解区储层渗透率和有效孔隙度明显增加,而弹性模量则明显降低;储层应力敏感性的影响覆盖整个压力波及区,其对物性参数的影响趋势与分解效应相反,因此对分解效应的影响具有一定抑制作用。     

钻井液特性对近井地带水合物分解的影响

针对钻井液的扰动会导致水合物储层中水合物的分解和井壁失稳问题,开发了用于模拟水合物储层钻井过程中水合物分解和井壁坍塌的流—固—热耦合三维模型,研究了钻井液特性对近井地带水合物分解的影响。结果表明:欠平衡钻井作业会导致严重的水合物分解,而过平衡钻井可以较好地减缓水合物的分解及由此导致的井壁失稳状况;钻井液温度也是影响水合物稳定性的重要因素,当钻井液温度从17.25℃增加到21.25℃时,水合物的最终分解范围增加近2倍;钻井液盐度的增加虽然有利于井筒安全控制,但会加剧水合物的分解。研究成果为水合物地层钻井液的配制提供了参考。     

南海神狐海域天然气水合物降压开采过程中储层的稳定性

储层稳定性是天然气水合物(以下简称水合物)开采所面临的关键问题之一,也是确保水合物安全高效开采的前提,目前相关的研究较少。为了分析降压法开采南海神狐海域水合物过程中储层的稳定性,根据该海域水合物的钻探资料,建立三维水合物降压开采地质模型,采用非结构网格对模型进行离散;在综合考虑水合物开采过程中的传热传质过程和沉积物变形过程的基础上,建立了热—流—固—化四场耦合的数学模型;基于非结构网格技术,采用有限单元方法对模型求解,获得水合物降压开采条件下的储层孔隙压力、温度、水合物饱和度和应力的时空演化特征,进而分析研究了该海域水合物降压开采过程中储层沉降、应力分布和稳定性。结果表明:(1)储层渗透率越大、井底降压幅度越大,沉降量越大,沉降速度越快;(2)开采过程中储层孔隙压力减小会导致有效应力增加,且近井处剪应力增加较明显,易发生剪切破坏;(3)储层有效应力的增加导致了储层沉降,沉降主要发生在开采的早期,开采60 d,储层最大沉降为32 mm,海底面最大沉降为14 mm。结论认为,南海神狐海域水合物储层渗透率低,储层压力降低的影响范围有限,在60 d的开采时间内,储层不会发生剪切破坏。     

分解促进剂对水合物力学的特性影响分析

目的在不同类型的分解促进剂作用下多级降压开采天然气水合物,研究水合物分解的力学性质对储层稳定性的影响。 方法采用不同有效围压、不同分解促进剂及其不同含量、焖井时间等多因素,通过多级降压分解,水合物沉积物储层岩石力学稳定性性能影响效果评价和规律分析。 结果随着降压分解,水合物饱和度降低,抗剪强度和弹性模量逐渐降低,甲烷水合物沉积物呈脆性破坏。 结论分解剂含量越大,对水合物的力学影响越大;注入含量越大,焖井时间越长,水合物强度越低,分解剂对水合物强度减弱的效果越明显;醇类分解剂(乙二醇)比盐类分解剂(CaCl₂)开采水合物更容易减弱水合物试样的强度,降低储层稳定性。      

天然气水合物注热分解诱发储层变形破坏的正交数值模拟研究

针对天然气水合物热分解而引起的储层失稳破坏机理及影响因素不明确的问题,考虑因水合物热分解引起的地层传热、孔隙流体渗流和固体骨架的变形破坏,建立了水合物沉积层的热-流-固耦合模型及其作用下储层固体骨架的弹塑性本构模型。基于ABAQUS软件的USDFLD子程序进行二次开发,开展正交实验数值模拟,分析注热温度差、水合物沉积层的绝对渗透率和有效主应力差对水合物沉积层近井储层变形破坏影响的敏感性及影响机理。结果表明：对近井储层变形破坏影响的敏感程度由大到小依次为有效主应力差、绝对渗透率、注热温度差;水合物热分解引起的近井储层力学性质劣化和有效应力下降是导致其发生变形破坏的主要原因;有效主应力差越大,等效塑性应变最大值越大,并且受水平地应力非均匀性的影响,近井储层变形破坏最严重的位置始终位于井眼最小水平地应力方向上。该研究成果可为热激法开采天然气水合物或含水合物地层的钻井作业提供借鉴。     

天然气水合物降压分解诱发储层变形破坏正交数值模拟实验研究

使用降压法进行天然气水合物开采时,天然气水合物沉积层的失稳破坏是制约其有效开发的关键因素.考虑水合物饱和度和有效应力同时变化对水合物沉积层主要力学参数的影响,建立天然气水合物降压分解诱发储层变形破坏的流固耦合弹塑性模型,编制USDFLD子程序,采用正交数值模拟实验方法,研究初始水合物饱和度、井底压力和有效主应力差对水合...     

海洋气水同产井井筒中天然气水合物非平衡生成风险预测

受海水低温环境的影响,气水同产井井筒中天然气水合物(以下简称水合物)非平衡生成问题突出,增加了井筒堵塞等安全事故发生的风险。为此,基于前人建立的甲烷水合物相平衡模型、水合物生成与分解动力学模型,建立了含水天然气采出过程中井筒温度和压力分布模型、海洋气水同产井水合物非平衡生成与分解理论模型;然后基于有限差分法进行数值模拟计算,形成了一套适用于海洋气水同产井生产过程中水合物非平衡生成风险预测方法(以下简称水合物生成风险预测方法);在此基础上,采用某陆上产气井LN-X的数据对该预测方法的可靠性进行了验证,进而研究了不同参数影响下海洋气水同产井井筒中水合物的非平衡生成与分解规律。研究结果表明:①随着日产气量增大或含水率升高,井筒中生成水合物的区域范围减小,同时水合物物质的量也减小,井筒越不易被堵塞,对海洋气水同产井的安全生产越有利;②井口油压越大,井筒中生成水合物的区域范围越大,同时水合物物质的量也越大,越容易堵塞井筒,对海洋气水同产井的安全生产越不利;③不同海面温度下水合物生成区域的范围一致,并且水合物分解区域的范围也一致,水合物物质的量仅在井口位置附近有差异,海面温度越高,水合物物质的量越低。结论认为,所形成的水合物生成风险预测方法可靠,可以为海上气藏的安全生产管理提供理论指导。     

天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型

国内外天然气水合物试采经验表明，出砂问题是制约水合物资源有效开发的关键因素。从地层流体渗流角度出发，结合岩石力学理论，通过在出砂半径内对出砂量与产气量关系的推导，建立了天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型。模型在确定地层和流体等参数情况下，得出地层出砂 量与产气量呈正相关关系，因此确定水合物降压开采产气量就可以定量预测对应的出砂量。结合岩石颗粒出砂模拟，描述了不同时期水合物分解过程颗粒出砂动态演化特征，并验证了模型预测的精度。从研究结果可以看出，水合物降压法开采过程中产气量、出砂量与地层压差关系密切。该研究成果对天然气水合物出砂预测具有一定启示作用，对后续水合物规模矿场试采也具有重要的意义。     

水驱疏松砂岩气藏高效开发优化分析

在系统分析的基础上,提出了水驱疏松砂岩气藏新的开发优化模式。利用气水两相渗流模型、气井井筒两相管流方程、节流模型等成熟的理论方法,以地层到井底、井下气嘴、井筒、地面气嘴及地面管线等的压力降为联系,采用启发式算法或模拟退火算法等方法求解。与传统的局部、短时最优生产模式相比,该模式可以实现气藏整个系统最优化。该模式有利于减小对气藏的伤害,制定合理的气井工作制度,实现气藏高产、稳产。     

英买力气田群部分井出砂原因分析

英买力凝析气田群地理位置位于新疆维吾尔自治区新和县与温宿县境内，构造位置处于库车前陆盆地前缘隆起带西端。该气田群包括英买7-19、羊塔1、玉东2、羊塔5等8个油气田，油气藏类型复杂，除羊塔5为挥发性油藏外，其余均为凝析气藏。根据组合模量法计算，该气田群内所有区块均不应出砂，然而测试及生产中却发现部分井存在出砂的情况。为此，对该气田群部分井出砂原因进行了分析，结果认为：英买力气田储层物性好，孔隙度大，岩石胶结不致密，老井地层在完井液长期浸泡后会对近井地层的岩石胶结物造成一定程度的破坏，从而造成地层出砂，但这种出砂与岩石骨架出砂有着本质的区别，只是发生在近井地层的小范围之内，不会造成大面积出砂，更不会引起地层垮塌堵塞井筒或影响产能。通过现场放大生产压差试验，证实了上述结论的可靠性。     

流固耦合模型在定量预测油水井出砂过程中的应用

在综合考虑流体渗流、储集层变形或破坏等因素的基础上，建立了流固耦合形式的出砂定量预测模型。提出了2类出砂机理：流体渗流剥蚀作用下的细砂产出和储集层结构破坏情况下的粗砂产出，并采用DruckerPrager准则研究了出砂过程中的砂岩储集层骨架应力和变形。有限元法数值模拟结果表明：在整个出砂过程中，地层渗透率的变化与生产压差、储集层物性密切相关。在相对平衡的地层压力条件下，由于剥蚀或储集层骨架破坏，地层渗透率可以增加30％；过高的生产压差可能造成井眼局部储集层压实，渗透率下降幅度可达50％。因此，保持适当的地层压力是控制渗透率下降进而保持产能的关键。图4表3参15     

A coupled conductive–convective thermo-poroelastic solution and implications for wellbore stability

Steam injection is widely used in heavy oil reservoirs to enhance oil recovery; elevated temperatures increase fluid mobility in several ways, but can also generate damage through shearing, crushing of weak grains, and casing impairment by shear, collapse, or buckling. Disposal of cold produced water by injection can generate thermally induced extensional fracturing, increasing the effective wellbore radius. Drilling with long open-hole sections can lead to rock temperature changes as large as 30–40 °C at the casing shoe through mud heating at depth and upward mud circulation, dramatically impacting wellbore stability. Clearly, thermal stress analysis of open and cased boreholes is of primary interest for drilling and completion planning, as bottom-hole temperature changes can have as large an impact as bottom-hole pressure changes.Local wellbore stresses are the sum of far-field, pore pressure and thermally induced stresses; they may be highly inhomogeneous because of different rock properties and heat transport processes. These stresses, combined with thermal weakening and pore pressure changes, may lead to phenomena such as formation damage, sand production, shale shrinkage, and various modes of instability (shearing, spalling, fracturing, etc.).Previous studies of thermally induced stresses were primarily based on assumptions of low permeability and heat conduction only; this is inadequate when high-permeability formations are encountered. To analyze induced stresses and formation damage, a geomechanics model that is fully coupled to diffusive transport processes is employed. By assuming a constant wellbore pressure and temperature boundary condition, a closed-form solution including heat conduction and convection is obtained for the stresses near a cylindrical wellbore. The stability of an open-hole subject to non-isothermal, non-hydrostatic in situ loading and various conditions is then investigated. Our studies indicate that maximum tangential stresses are found on the wellbore wall during production, but can be displaced into the formation if a cooler wellbore fluid is used. This is a more stable condition because of higher confining stresses deep within the borehole wall.     

气体钻井空井压井井筒气液两相瞬态流动数学模型

气体钻井钻遇高压、高产气层后往往要进行压井作业,空井压井期间,随着压井液的注入,井筒环空气液两相流动与地层渗流产气发生耦合作用,目前国内外对此研究都很少。为此,基于地层瞬态渗流理论和井筒气液两相流动理论,建立了气体钻井空井压井过程中地层瞬态产气与井筒气液两相瞬态耦合流动数学模型及其数值求解方法。实例模拟计算结果表明:(1)气体钻井空井压井是由气相空井筒—瞬态气液两相流动—纯压井液井筒的物理过程,同时也是一个地层瞬态渗流与井筒气液两相瞬态流动耦合的过程;(2)成功的压井作业需要井口回压、泵排量、压井液密度等关键参数的共同配合,其中控制好井口回压是保证压井作业获得成功的关键。结论认为,研究成果首次量化了气体钻井压井过程,对气体钻井空井压井施工参数的优化设计具有指导意义。     

井筒与油藏耦合数值模拟技术现状与发展趋势

从井流量方程、井筒内热多相管流计算、多段井模型和近井区域加密的扩展井模型等4个方面总结了井筒与油藏耦合数值模拟技术的研究进展,指出目前存在的主要问题包括:复杂结构井流量方程中参数取值误差很大,不能提供准确的源汇项;高含水阶段井筒内多相管流非常复杂,常用的计算流体力学模型误差很大;非等温井筒内流固耦合模拟机理认识不清楚,数值计算时间长;模拟多层合采时未考虑纵向非均质性,薄差油层的动用情况与实际不符。提出了基于多相管流计算的多段井模型与油藏耦合的数值模拟技术、扩展井模型与油藏耦合的数值模拟技术、考虑井筒出砂和结蜡等复杂现象的流固耦合数值模拟技术是未来的发展趋势。     

Influence of Porous Flow on Wellbore Stability for an Inclined Well With Weak Plane Formation

The criterion of slip condition and wellbore instability are strongly affected by porous flow in weak plane formation, which leads to wellbore instability in the formation with weak planes. Considering influence of porous flow, a mechanical model of wellbore stability was established for inclined well with weak planes under porous flow, and the influence of various hole deviation angle, hole deviation azimuth, and weak plane occurrence on wellbore stability were analyzed. The results show that porous flow has worsened wellbore instability, and inclined wellbore stability is highly dependent on the weak plane occurrence, hole deviation azimuth, and deviation angle under porous flow. The mechanical model of wellbore stability for inclined well with weak planes under porous flow is applied to sidetracked hole in an oilfield of western China.