CN107526892B - 一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 - Google Patents
一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107526892B CN107526892B CN201710767064.8A CN201710767064A CN107526892B CN 107526892 B CN107526892 B CN 107526892B CN 201710767064 A CN201710767064 A CN 201710767064A CN 107526892 B CN107526892 B CN 107526892B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas hydrate
- natural gas
- reservoir
- soil layer
- decomposition
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 222
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 151
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 102
- 238000013097 stability assessment Methods 0.000 title abstract description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 59
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 114
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 75
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 39
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 34
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 20
- 238000013210 evaluation model Methods 0.000 claims description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 17
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 11
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 claims description 8
- 238000011326 mechanical measurement Methods 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 claims description 3
- 230000008278 dynamic mechanism Effects 0.000 claims description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims description 3
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 3
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 abstract 2
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 abstract 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 9
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/10—Information and communication technologies [ICT] supporting adaptation to climate change, e.g. for weather forecasting or climate simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，属于天然气水合物开采领域。本发明包括对海洋天然气水合物试采储层进行地质调查，根据相似准则进行室内物理模拟，构建所述海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估模型，以预评估所述海洋天然气水合物试采储层在试采过程中的稳定性；通过本发明能够准确描述天然气水合物分解储层随天然气水合物分解时的力学响应、动态演化以及失稳的临界条件，为海洋天然气水合物试采过程提供准确的预评估，可以避免海洋天然气水合物试采工程中相关灾害的发生。
Description
技术领域
本发明属于天然气水合物开采领域，具体涉及一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法。
背景技术
天然气水合物，是分布于深海沉积物或陆域的永久冻土中，由天然气与水在高压低温条件下形成的类冰状的结晶物质。因其外观像冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作“可燃冰”。其资源密度高，全球分布广泛，储量大于石油和天然气，具有极高的资源价值；另外，从国家能源战略安全角度来说，各国正在推动能源来源多元化。因而，天然气水合物的开采成为油气工业界长期研究热点。
与石油、天然气不同，石油、天然气分别为单一流体相，现有的石油、天然气开采储层稳定性分析方法不适用于天然气水合物。海洋天然气水合物试采储层稳定性是一个多场多相多尺度的新问题，包括热传导、相变、多相渗流、土层变形与破坏的复杂物理效应。海洋天然气水合物的开采过程中，固体天然气水合物分解成天然气和水，引起土层软化和孔隙流体压力的升高，可能导致土层与结构的失稳，失稳的类型与危害程度会随着开采方式的不同而不同。
因此，为了避免海洋天然气水合物试采工程中相关灾害的发生，亟需建立海洋天然气水合物试采储层稳定性评估方法，以预评估所述海洋天然气水合物试采储层在试采过程中的稳定性。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，以预评估所述海洋天然气水合物试采储层在试采过程中的稳定性。
为实现以上目的，本发明采用如下技术方案：
一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，所述稳定性评估方法包括：
对海洋天然气水合物试采储层进行地质调查，根据相似准则进行室内物理模拟，构建所述海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估模型，以预评估所述海洋天然气水合物试采储层在试采过程中的稳定性。
进一步地，
所述地质调查包括：天然气水合物土层、天然气水合物分布、天然气水合物土层物理力学参数和天然气水合物原状样品；其中，
所述天然气水合物土层数据包括上覆土层厚度与土性分层、储层的厚度与土性分层和土层产状；
所述天然气水合物分布包括天然气水合物饱和度、水合物类型和水合物赋存状态；
所述天然气水合物土层物理力学参数包括含水率、含气量、孔隙流体压力、土层密度、土体比重和微生物含量；
所述天然气水合物原状样品包括天然气水合物储层原状样品和天然气水合物储层的上覆土层原状样品。
进一步地，
所述室内物理模拟包括天然气水合物分解力学响应模拟，所述天然气水合物分解力学响应模拟包括：
以所述天然气水合物储层原状样品为实验材料，采用低温高压三轴实验装置对所述天然气水合物储层原状样品进行分解力学测量，获取所述天然气水合物储层原状样品的分解力学参数，采用核磁共振仪获取所述天然气水合物储层原状样品分解过程中水分含量与空间分布的微观参数，制备天然气水合物储层重塑样品；
采用所述低温高压三轴实验装置对所述天然气水合物储层重塑样品进行分解力学测量，获取所述天然气水合物储层重塑样品的分解力学参数；
建立所述天然气水合物储层重塑样品与所述天然气水合物储层原状样品之间的分解力学参数比例关系；
其中，所述分解力学参数比例关系包括：弹性模量比例关系、压缩系数比例关系、抗剪强度比例关系、泊松比比例关系、渗透率比例关系和孔隙结构比例关系。
进一步地，
所述稳定性评估模型还包括天然气水合物分解力学响应模型，所述天然气水合物分解力学响应模型包括：
获取所述天然气水合物储层重塑样品分解过程中的分解力学参数；
建立天然气水合物储层分解过程弹性模量E、抗剪强度τ和泊松比ν三者分别与水合物饱和度Sh、储层温度T、地层压力P以及孔隙流体压力Pf之间的关系变化；
构建天然气水合物储层的分解力学响应公式：
其中，E0为初始弹性模量，τ0为初始抗剪强度，ν0为初始泊松比，T0为初始储层温度，P0为初始地层压力，α、β和γ分别为材料经验常数。
进一步地，
所述室内物理模拟还包括试采模拟，所述试采模拟包括：
根据所述天然气水合物储层重塑样品制备天然气水合物储层；
采用天然气水合物开采模拟实验装置对所述天然气水合物储层模拟开采，模拟天然气水合物储层分解相变的多相传热传质过程；
测量天然气水合物试采过程中温度、压力、水合物饱和度、土层变形、产气量和产水量的时空演化数据，分析土层中热传导、分解相变、气液渗流和土层变形的相互作用关系，获得天然气水合物试采过程分解范围的动态演化特征和物理机制。
进一步地，
所述稳定性评估模型还包括气液固多相传热传质模块，所述气液固多相传热传质模块包括：
在模拟天然气水合物储层分解相变的多相传热传质过程中，获取气液固多相渗流时流体粘性系数随储层温度T和剪切应变率变化的数据，构建天然气水合物试采储层的气液固多相传热传质公式：
其中，为初始粘性系数，T0为初始储层温度，为剪切应变率。
进一步地，
所述室内物理模拟还包括土层与结构破坏模拟，所述土层与结构破坏模拟包括：
制备所述上覆土层原状样品的上覆土层重塑样品，根据所述上覆土层重塑样品制备所述天然气水合物储层的上覆土层；
所述天然气水合物储层以及所述天然气水合物储层的上覆土层形成室内试采土层，针对所述室内试采土层，采用离心机实验装置模拟天然气水合物分解相变引起的流-固耦合物理过程；
观测土层与结构的变形、破坏尺度与形貌、以及演化时间，获得土层与结构变形和/或破坏的类型、临界条件和动力学机制。
进一步地，
所述稳定性评估模型还包括地质与试采井模块和土体与结构破坏物理机制模块，包括：
S1、建立海洋天然气水合物地质与试采井模块，具体过程包括：
根据所述地质调查建立地质与试采井模块，并进行土层网格剖分，在不同土层之间设定界面，并给每个土层赋予对应的物理力学参数，其中，所述物理力学参数包括弹性模量、抗剪强度、泊松比、渗透率、热传导系数和密度；对于所述天然气水合物土层，所赋予的所述物理力学参数还包括天然气水合物饱和度以及天然气水合物分解过程的力学参数；
在土层中建立试采井，包括井位、井的几何结构，设定试采井与周围土层的接触特点是允许井土间滑动或脱离，为所述地质与试采井模块配置试采井物理参数，所述试采井物理参数包括强度、刚度和泊松比；
S2、建立土体与结构破坏物理机制模块，具体过程包括：
根据所述土层与结构破坏模拟，建立土层与结构破坏的临界条件和动力学发展过程的控制方程；
设定所述界面的强度，当土层达到静力破坏条件时，土体间可实现分离，形成新的界面；
根据导致破坏的能量的大小，以所述新的界面为坐标系确定土层的动力学描述方法。
进一步地，
所述稳定性评估模型还包括试采方法与边值条件设定，所述试采方法与边值条件设定包括：
配置试采模拟方法，所述试采模拟方法包括降压法、注热法和二氧化碳置换法；以及
配置所述海洋天然气水合物试采模拟的初边值条件，所述初边值条件包括储层初始温度和储层初始压力；
在试采模拟过程中，根据天然气水合物储层的温度和/或压力的变化，调整边值条件，所述边值条件包括压力边值条件和温度边值条件；
调整边值条件的方法包括：
采用所述降压法进行试采模拟，根据所述降压法的井底压降设定，确定井底储层的压力边值条件；
当井底储层的温度降低至预设冰点阈值时，联合采用所述注热法，并设定井底储层的温度边值条件；
当井底储层软化至预设软化阈值时，联合采用所述二氧化碳置换法，并设定气体组分和井底储层的压力边值条件。
进一步地，
所述稳定性评估模型还包括灾害预警与安全保障措施模块，所述灾害预警与安全保障措施模块包括：
获取试采过程中土层孔隙度φ、水合物密度ρh、流体密度ρf、水或气在水合物中含量χf、流体渗透率Kf和粘度系数μf随时间变化的数据；
确定井口局部土层与结构由变形状态达到破坏时，天然气水合物分解范围的最小临界值Xcritical；
构建试采失稳临界时间公式：
其中，ΔP为试采井井底压力与储层压力的压力差。
本发明采用以上技术方案，至少具备以下有益效果：
本发明提供了一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，对海洋天然气水合物试采储层进行地质调查，根据相似准则进行室内物理模拟，构建所述海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估模型，以预评估所述海洋天然气水合物试采储层在试采过程中的稳定性；通过本发明可以准确描述天然气水合物分解储层随天然气水合物分解时的力学响应、动态演化以及失稳的临界条件等，为海洋天然气水合物试采过程提供准确的预评估，可以避免海洋天然气水合物试采工程中相关灾害的发生。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法的一个实施例流程示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明的技术方案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其它实施方式，都属于本发明所保护的范围。
相似准则说明：为了保证原型与模型的物理过程相似，原型与模型问题中的无量纲控制物理参数包括几何学(长度、厚度)、运动学(速度、加速度)和动力学(力、能量)的无量纲控制参数，必须保证这些无量纲控制参数相等，也即获得原型与模型之间几何相似、运动学相似和动力学相似，本发明下述各种重塑样品的制备、以及各种室内物理模拟均遵循相似准则，如此，物理模拟获得的数据、物理过程和基本规律与现场一一对应，那么通过室内物理模拟可推广至现场试采的储层稳定性评价。
如图1所示，本发明提供一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，所述稳定性评估方法包括：
对海洋天然气水合物试采储层进行地质调查，根据相似准则进行室内物理模拟，构建所述海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估模型，以预评估所述海洋天然气水合物试采储层在试采过程中的稳定性。
上述方案通过海洋天然气水合物试采储层进行地质调查，所述地质调查包括：天然气水合物土层、天然气水合物分布、天然气水合物土层物理力学参数和天然气水合物原状样品；其中，所述天然气水合物土层包括上覆土层厚度与土性分层、储层的厚度与土性分层和土层产状；所述天然气水合物分布包括天然气水合物饱和度、水合物类型和水合物赋存状态；所述天然气水合物土层物理力学参数包括含水率、含气量、孔隙流体压力、土层密度、土体比重和微生物含量；所述天然气水合物原状样品包括天然气水合物储层原状样品和天然气水合物储层的上覆土层原状样品。通过本发明所述地质调查，根据相似准则进行室内物理模拟，构建海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估模型，可以更准确地准确描述天然气水合物储层随天然气水合物分解时的力学响应、动态演化和失稳的临界条件等，进而给予现场试采工作的准确指导，可以准确避免海洋天然气水合物试采工程中相关灾害的发生。
上述方案在具体实施时，所述室内物理模拟包括天然气水合物分解力学响应模拟，所述天然气水合物分解力学响应模拟包括：
以所述天然气水合物储层原状样品为实验材料，采用低温高压三轴实验装置对所述天然气水合物储层原状样品进行分解力学测量，获取所述天然气水合物储层原状样品的分解力学参数，采用核磁共振仪获取所述天然气水合物储层原状样品分解过程中水分含量与空间分布的微观参数，制备天然气水合物储层重塑样品；
采用所述低温高压三轴实验装置对所述天然气水合物储层重塑样品进行分解力学测量，获取所述天然气水合物储层重塑样品的分解力学参数；
建立所述天然气水合物储层重塑样品与所述天然气水合物储层原状样品之间的分解力学参数比例关系；
其中，所述分解力学参数比例关系包括：弹性模量比例关系、压缩系数比例关系、抗剪强度比例关系、泊松比比例关系、渗透率比例关系和孔隙结构比例关系。
该方案中，通过所述天然气水合物储层原状样品制备所述天然气水合物储层重塑样品，并获得所述天然气水合物储层重塑样品与所述天然气水合物储层原状样品之间的分解力学参数比例关系，据此，可通过所述天然气水合物储层重塑样品开展系统实验，然后将通过对所述天然气水合物储层重塑样品实验获得的分解力学参数按照分解力学参数比例关系进行换算，从而获得试采原位储层的分解力学参数。
为了获得所述天然气水合物储层原状样品的分解力学参数，需要对所述天然气水合物储层原状样品进行分解破坏，其固有结构特性难以进行重塑，为了解决此问题，最大化满足重塑样品的相似准则要求，本发明采用核磁共振仪获取所述天然气水合物储层原状样品分解过程中水分含量与空间分布的微观参数，用以重塑所述天然气水合物储层原状样品的自身的结构特性。使得通过所述天然气水合物储层重塑样品获得的分解力学参数更能反映所述天然气水合物储层原状样品，实现所述天然气水合物储层重塑样品能够准确描述天然气水合物分解储层的力学响应。
根据上述所述天然气水合物储层重塑样品分解力学方案，本发明所述稳定性评估模型还包括天然气水合物分解力学响应模型，所述天然气水合物分解力学响应模型包括：
获取所述天然气水合物储层重塑样品分解过程中的分解力学参数；
建立天然气水合物储层分解过程弹性模量E、抗剪强度τ和泊松比ν三者分别与水合物饱和度Sh、储层温度T、地层压力P以及孔隙流体压力Pf之间的关系变化；
构建天然气水合物储层的分解力学响应公式：
其中，E0为初始弹性模量，τ0为初始抗剪强度，ν0为初始泊松比，T0为初始储层温度，P0为初始地层压力，α、β和γ分别为材料经验常数。
通过该所述天然气水合物分解力学响应公式，建立了天然气水合物试采储层在载荷作用下的应力应变本构关系，可以确定描述土层与结构变形、破坏以及相互作用的力学参数。如在钻井过程中，若施工快过程，可采用不排水条件；若施工慢过程，可采用排水条件。
本发明中，所述室内物理模拟还包括试采模拟，所述试采模拟包括：
根据所述天然气水合物储层重塑样品制备天然气水合物储层；
采用天然气水合物开采模拟实验装置对所述天然气水合物储层模拟开采，模拟天然气水合物储层分解相变的多相传热传质过程；
测量天然气水合物试采过程中温度、压力、水合物饱和度、土层变形、产气量和产水量的时空演化数据，分析土层中热传导、分解相变、气液渗流和土层变形的相互作用关系，获得天然气水合物试采过程分解范围的动态演化特征和物理机制。
现有技术中，海底天然气水合物试采过程中的天然气水合物分解时的相变分析基于两相流体流动的达西定律，建立孔隙流体压力场，模拟气液流动过程，海洋天然气水合物试采储层稳定性是一个多场多相多尺度的新问题，包括热传导、相变、多相渗流等复杂物理效应，对此本发明给出一种气液固多相传热传质模型方案，以实现对海洋天然气水合物试采储层稳定性的评估，该方案具体为：
所述稳定性评估模型还包括气液固多相传热传质模块，所述气液固多相传热传质模块包括：
在模拟天然气水合物储层分解相变的多相传热传质过程中，获取气液固多相渗流时流体粘性系数随储层温度T和剪切应变率变化的数据，构建天然气水合物试采储层的气液固多相传热传质公式：
其中，为初始粘性系数，T0为初始储层温度，为剪切应变率。
本发明中，所述天然气水合物原状样品还包括天然气水合物储层的上覆土层原状样品；
所述室内物理模拟还包括土层与结构破坏模拟，所述土层与结构破坏模拟包括：
制备所述上覆土层原状样品的上覆土层重塑样品，根据所述上覆土层重塑样品制备所述天然气水合物储层的上覆土层；
所述天然气水合物储层以及所述天然气水合物储层的覆土层形成室内试采土层，针对所述室内试采土层，采用离心机实验装置模拟天然气水合物分解相变引起的流-固耦合物理过程；
观测土层与结构的变形、破坏尺度与形貌、以及演化时间，获得土层与结构变形和/或破坏的类型、临界条件和动力学机制。
根据上述方案通过制备获得的所述天然气水合物储层重塑样品，进行分解力学实验，再根据海洋天然气水合物原位储层的所述原位地质调查数据，本发明给出一种稳定性评估模型的数值模拟优选实施例：
所述稳定性评估模型还包括地质与试采井模块和土体与结构破坏物理机制模块，包括：
S1、建立海洋天然气水合物地质与试采井模块，具体过程包括：
根据所述地质调查建立地质与试采井模块，并进行土层网格剖分，在不同土层之间设定界面，并给每个土层赋予对应的物理力学参数，其中，所述物理力学参数包括弹性模量、抗剪强度、泊松比、渗透率、热传导系数和密度；对于所述天然气水合物土层，所赋予的所述物理力学参数还包括天然气水合物饱和度以及天然气水合物分解过程的力学参数；
在土层中建立试采井，包括井位、井的几何结构，设定试采井与周围土层的接触特点是允许井土间滑动或脱离，为所述地质与试采井模块配置试采井物理参数，所述试采井物理参数包括强度、刚度和泊松比；
S2、建立土体与结构破坏物理机制模块，具体过程包括：
根据所述土层与结构破坏模拟，建立土层与结构破坏的临界条件和动力学发展过程的控制方程；
设定所述界面的强度，当土层达到静力破坏条件时，土体间可实现分离，形成新的界面；
根据导致破坏的能量的大小，以所述新的界面为坐标系确定土层的动力学描述方法。
上述方案中，土层与结构破坏的临界条件可以采用静力学平衡方程，如极限平衡方程；动力学发展过程方面，对于多相流过程可采用Navier-Stokes方程，对于块体运动过程可采用机械能守恒方程。
上述方案基于海洋水合物天然气现场的所述地质调查，结合通过所述天然气水合物储层重塑样品获得的分解力学参数，构建试采储层数值模拟模型，一方面最大程度地还原水合物赋存区的地质环境条件，另一方面赋予所述海洋天然气水合物试采储层数值模拟模型与原位储层匹配的物理力学性质。再通过为所述试采井模型配置试采井物理参数，可以模拟试采过程；对海洋天然气水合物的试采过程即表现为海洋天然气水合物储层的变形和破坏过程，本发明通过土体与结构破坏物理机制模块，以分析得到土体与结构破坏的物理机制。
天然气水合物分解的快慢和分解程度与储层的边值条件有关，为了评估分析试采方法与边值条件，本发明还提供如下方案：
所述稳定性评估模型还包括试采方法与边值条件设定，所述试采方法与边值条件设定包括：
配置试采模拟方法，所述试采模拟方法包括降压法、注热法和二氧化碳置换法；以及
配置所述海洋天然气水合物试采模拟的初边值条件，所述初边值条件包括储层初始温度和储层初始压力；
在试采模拟过程中，根据天然气水合物储层的温度和/或压力的变化，调整边值条件，所述边值条件包括压力边值条件和温度边值条件；
调整边值条件的方法包括：
采用所述降压法进行试采模拟，根据所述降压法的井底压降设定，确定井底储层的压力边值条件；
当井底储层的温度降低至预设冰点阈值时，联合采用所述注热法，并设定井底储层的温度边值条件；
当井底储层软化至预设软化阈值时，联合采用所述二氧化碳置换法，并设定气体组分和井底储层的压力边值条件。
通过上述方案可实现多方法联合试采时的边值条件设定，以确定原位储层采用多方法联合试采时稳定性试采情况的边值条件。现有技术中，天然气水合物试采方法包括降压法、注热法、二氧化碳置换法和抑制法等，本发明中，所述试采模拟方法可以包括降压法、注热法、二氧化碳置换法和抑制法中的多种。
海底天然气水合物现场试采时，随着试采进行，试采周围的天然气水合物分解，试采井口局部土层与结构由变形状态达到破坏状态，给试采安全带来隐患，对此本发明所述稳定性评估模型还包括灾害预警与安全保障措施模块，所述灾害预警与安全保障措施模块包括：
获取试采过程中土层孔隙度φ、水合物密度ρh、流体密度ρf、水或气在水合物中含量χf、流体渗透率Kf和粘度系数μf随时间变化的数据；
确定井口局部土层与结构由变形状态达到破坏时，天然气水合物分解范围的最小临界值Xcritical；
构建试采失稳临界时间公式：
其中，ΔP为试采井井底压力与储层压力的压力差。
根据上述方案构建的试采失稳临界时间，通过本发明进行试采过程模拟，获得试采失稳临界时间，为了海洋天然气水合物现场试采过程提供灾害预警与安全保障，确保整个储层的安全。根据试采失稳临界时间，在实际试采过程中，使试采周期不超过试采失稳临界时间；或者，对试采影响储层及时进行注浆等加固处理，以保证试采过程的安全。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。
Claims (7)
1.一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，其特征在于，所述稳定性评估方法包括：
对海洋天然气水合物试采储层进行地质调查，根据相似准则进行室内物理模拟，构建所述海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估模型，以预评估所述海洋天然气水合物试采储层在试采过程中的稳定性；
所述地质调查包括：天然气水合物土层数据、天然气水合物分布、天然气水合物土层物理力学参数和天然气水合物原状样品；其中，
所述天然气水合物土层数据包括上覆土层厚度与土性分层、储层的厚度与土性分层和土层产状；
所述天然气水合物分布包括天然气水合物饱和度、水合物类型和水合物赋存状态；
所述天然气水合物土层物理力学参数包括含水率、含气量、孔隙流体压力、土层密度、土体比重和微生物含量；
所述天然气水合物原状样品包括天然气水合物储层原状样品和天然气水合物储层的上覆土层原状样品；
所述室内物理模拟包括天然气水合物分解力学响应模拟，所述天然气水合物分解力学响应模拟包括：
以所述天然气水合物储层原状样品为实验材料，采用低温高压三轴实验装置对所述天然气水合物储层原状样品进行分解力学测量，获取所述天然气水合物储层原状样品的分解力学参数，采用核磁共振仪获取所述天然气水合物储层原状样品分解过程中水分含量与空间分布的微观参数，制备天然气水合物储层重塑样品；
采用所述低温高压三轴实验装置对所述天然气水合物储层重塑样品进行分解力学测量，获取所述天然气水合物储层重塑样品的分解力学参数；
建立所述天然气水合物储层重塑样品与所述天然气水合物储层原状样品之间的分解力学参数比例关系；
其中，所述分解力学参数比例关系包括：弹性模量比例关系、压缩系数比例关系、抗剪强度比例关系、泊松比比例关系、渗透率比例关系和孔隙结构比例关系。
2.根据权利要求1所述的海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，其特征在于，所述室内物理模拟还包括试采模拟，所述试采模拟包括：
根据所述天然气水合物储层重塑样品制备天然气水合物储层；
采用天然气水合物开采模拟实验装置对所述天然气水合物储层模拟开采，模拟天然气水合物储层分解相变的多相传热传质过程；
测量天然气水合物试采过程中温度、压力、水合物饱和度、土层变形、产气量和产水量的时空演化数据，分析土层中热传导、分解相变、气液渗流和土层变形的相互作用关系，获得天然气水合物试采过程分解范围的动态演化特征和物理机制。
3.根据权利要求2所述的海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，其特征在于，
所述稳定性评估模型还包括气液固多相传热传质模块，所述气液固多相传热传质模块包括：
在模拟天然气水合物储层分解相变的多相传热传质过程中，获取气液固多相渗流时流体粘性系数随储层温度T和剪切应变率变化的数据，构建天然气水合物试采储层的气液固多相传热传质公式：
其中，为初始粘性系数，T0为初始储层温度，为剪切应变率。
4.根据权利要求1所述的海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，其特征在于，
所述室内物理模拟还包括土层与结构破坏模拟，所述土层与结构破坏模拟包括：
制备所述上覆土层原状样品的上覆土层重塑样品，根据所述上覆土层重塑样品制备所述天然气水合物储层的上覆土层；
所述天然气水合物储层以及所述天然气水合物储层的上覆土层形成室内试采土层，针对所述室内试采土层，采用离心机实验装置模拟天然气水合物分解相变引起的流-固耦合物理过程；
观测土层与结构的变形、破坏尺度与形貌、以及演化时间，获得土层与结构变形和/或破坏的类型、临界条件和动力学机制。
5.根据权利要求4所述的海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，其特征在于，
所述稳定性评估模型还包括地质与试采井模块和土体与结构破坏物理机制模块，包括：
S1、建立海洋天然气水合物地质与试采井模块，具体过程包括：
根据所述地质调查建立地质与试采井模块，并进行土层网格剖分，在不同土层之间设定界面，并给每个土层赋予对应的物理力学参数，其中，所述物理力学参数包括弹性模量、抗剪强度、泊松比、渗透率、热传导系数和密度；对于所述天然气水合物土层，所赋予的所述物理力学参数还包括天然气水合物饱和度以及天然气水合物分解过程的力学参数；
在土层中建立试采井，包括井位、井的几何结构，设定试采井与周围土层的接触特点是允许井土间滑动或脱离，为所述地质与试采井模块配置试采井物理参数，所述试采井物理参数包括强度、刚度和泊松比；
S2、建立土体与结构破坏物理机制模块，具体过程包括：
根据所述土层与结构破坏模拟，建立土层与结构破坏的临界条件和动力学发展过程的控制方程；
设定所述界面的强度，当土层达到静力破坏条件时，土体间可实现分离，形成新的界面；
根据导致破坏的能量的大小，以所述新的界面为坐标系确定土层的动力学描述方法。
6.根据权利要求5所述的海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，其特征在于，
所述稳定性评估模型还包括试采方法与边值条件设定，所述试采方法与边值条件设定包括：
配置试采模拟方法，所述试采模拟方法包括降压法、注热法和二氧化碳置换法；以及
配置所述海洋天然气水合物试采模拟的初边值条件，所述初边值条件包括储层初始温度和储层初始压力；
在试采模拟过程中，根据天然气水合物储层的温度和/或压力的变化，调整边值条件，所述边值条件包括压力边值条件和温度边值条件；
调整边值条件的方法包括：
采用所述降压法进行试采模拟，根据所述降压法的井底压降设定，确定井底储层的压力边值条件；
当井底储层的温度降低至预设冰点阈值时，联合采用所述注热法，并设定井底储层的温度边值条件；
当井底储层软化至预设软化阈值时，联合采用所述二氧化碳置换法，并设定气体组分和井底储层的压力边值条件。
7.根据权利要求4所述的海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法，其特征在于，
所述稳定性评估模型还包括灾害预警与安全保障措施模块，所述灾害预警与安全保障措施模块包括：
获取试采过程中土层孔隙度φ、水合物密度ρh、流体密度ρf、水或气在水合物中含量χf、流体渗透率Kf和粘度系数μf随时间变化的数据；
确定井口局部土层与结构由变形状态达到破坏时，天然气水合物分解范围的最小临界值Xcritical；
构建试采失稳临界时间公式：
其中，ΔP为试采井井底压力与储层压力的压力差。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710767064.8A CN107526892B (zh) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | 一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710767064.8A CN107526892B (zh) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | 一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107526892A CN107526892A (zh) | 2017-12-29 |
| CN107526892B true CN107526892B (zh) | 2018-07-31 |
Family
ID=60682884
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710767064.8A Expired - Fee Related CN107526892B (zh) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | 一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107526892B (zh) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108760682B (zh) * | 2018-05-24 | 2020-04-14 | 中国地质大学（北京） | 天然气置换参数获取方法、系统及终端设备 |
| CN109252857B (zh) * | 2018-08-01 | 2022-02-22 | 中国石油大学(华东) | 用于研究储层-井筒耦合传热传质规律的装置及方法 |
| CN109344446B (zh) * | 2018-09-06 | 2021-05-25 | 中国石油大学(北京) | 一种水合物浆液黏度的计算方法及装置 |
| CN109372499B (zh) * | 2018-11-02 | 2023-09-22 | 广州海洋地质调查局 | 一种地质储层径向流模拟系统 |
| CN109441429A (zh) * | 2018-12-27 | 2019-03-08 | 广州海洋地质调查局 | 一种立体时移地震观测储层监测方法及系统 |
| CN111561314B (zh) * | 2020-05-20 | 2022-08-05 | 招商局海洋装备研究院有限公司 | 一种天然气水合物开采稳定性评价方法 |
| WO2022042663A1 (zh) * | 2020-08-26 | 2022-03-03 | 中国石油大学(北京) | 油气层损害类型和程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 |
| CN112525661B (zh) * | 2020-09-27 | 2024-04-02 | 广州海洋地质调查局 | 一种天然气水合物模拟岩样制备方法 |
| CN112304988B (zh) * | 2020-10-29 | 2022-02-01 | 中国石油大学(北京) | 一种天然气水合物赋存状态确定方法、装置及设备 |
| CN112816386B (zh) * | 2020-12-31 | 2023-08-18 | 中国石油大学(华东) | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 |
| CN113324840B (zh) * | 2021-05-31 | 2022-04-22 | 西南石油大学 | 一种非均质地层井壁渐进坍塌过程的流-固-热耦合模拟方法 |
| CN114036795B (zh) * | 2021-11-12 | 2023-05-16 | 中国海洋大学 | 一种基于原位监测的海底斜坡地震响应反演方法 |
| CN114492026A (zh) * | 2022-01-25 | 2022-05-13 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种用于海洋天然气水合物储层开采方式及生产参数的识别方法 |
| CN114548691B (zh) * | 2022-01-25 | 2024-05-31 | 华南理工大学 | 一种深海水合物降压开采时储层稳定性安全评估方法 |
| CN115182395B (zh) * | 2022-06-29 | 2024-06-04 | 山东大学 | 一种海底地层稳定性评估预测方法及系统 |
| CN115408889B (zh) * | 2022-11-01 | 2023-03-24 | 中国石油大学(华东) | 一种注热-压裂-降压联合开采海域天然气水合物的方法 |
| CN118538322B (zh) * | 2024-07-26 | 2024-09-17 | 中国石油大学(华东) | 一种天然气水合物多级相变特征计算方法及测量装置 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101246155A (zh) * | 2008-03-27 | 2008-08-20 | 中国科学院力学研究所 | 天然气水合物分解对结构物稳定性影响实验装置 |
| CN103257079A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-08-21 | 中国科学院广州能源研究所 | 天然气水合物开采地层稳定性三维模拟装置 |
| CN105138731A (zh) * | 2015-07-27 | 2015-12-09 | 中国海洋石油总公司 | 一种水合物分解引起海底斜坡不稳定性评价系统及方法 |
| CN105223315A (zh) * | 2015-10-12 | 2016-01-06 | 大连理工大学 | 一种天然气水合物储层-结构物相互作用的计算预测方法 |
| CN206057607U (zh) * | 2016-09-30 | 2017-03-29 | 王键 | 一种基于储层的评价系统 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104405345B (zh) * | 2014-10-20 | 2017-01-18 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种可渗透边界层天然气水合物开采模拟实验装置 |
-
2017
- 2017-08-30 CN CN201710767064.8A patent/CN107526892B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101246155A (zh) * | 2008-03-27 | 2008-08-20 | 中国科学院力学研究所 | 天然气水合物分解对结构物稳定性影响实验装置 |
| CN103257079A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-08-21 | 中国科学院广州能源研究所 | 天然气水合物开采地层稳定性三维模拟装置 |
| CN105138731A (zh) * | 2015-07-27 | 2015-12-09 | 中国海洋石油总公司 | 一种水合物分解引起海底斜坡不稳定性评价系统及方法 |
| CN105223315A (zh) * | 2015-10-12 | 2016-01-06 | 大连理工大学 | 一种天然气水合物储层-结构物相互作用的计算预测方法 |
| CN206057607U (zh) * | 2016-09-30 | 2017-03-29 | 王键 | 一种基于储层的评价系统 |
Non-Patent Citations (6)
| Title |
|---|
| 含水合物沉积物三轴剪切试验与损伤统计分析;刘乐乐 等;《力学学报》;20160531;第48卷(第3期);第720-729页 * |
| 含水合物沉积物等效弹性模量混合律模型;刘乐乐 等;《地下空间与工程学报》;20151130;第11卷(第S2期);第425-428、442页 * |
| 天然气水合物藏降压开采近井储层稳定性数值模拟;沈海超 等;《石油钻探技术》;20120331;第40卷(第2期);摘要、第1节 * |
| 天然气水合物降压开采储层稳定性模型分析;程家望 等;《新能源进展》;20160229;第4卷(第1期);第33-41页 * |
| 水合物分解导致土层不稳定性离心机模拟实验研究;张旭辉 等;《2015年"海洋地质、矿山资源与环境"学术研讨会论文集》;20160622;摘要、第1-2节，表2 * |
| 考虑赋存模式影响的含水合物沉积物的本构模型研究;颜荣涛 等;《岩土力学》;20170131;第38卷(第1期);第10-18页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107526892A (zh) | 2017-12-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107526892B (zh) | 一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 | |
| Deng et al. | Simulation of industrial-scale CO2 storage: Multi-scale heterogeneity and its impacts on storage capacity, injectivity and leakage | |
| CA2920884C (en) | Formation stability modeling | |
| CN103982179B (zh) | 一种油藏储层的古压力定量反演探测方法 | |
| Wang et al. | An improved permeability model of coal for coalbed methane recovery and CO2 geosequestration | |
| Iding et al. | Evaluating the impact of fractures on the long-term performance of the In Salah CO2 storage site | |
| CN104992468A (zh) | 缝洞型碳酸盐岩油气藏三维地质建模方法 | |
| WO2016037168A1 (en) | Well survivability in multidimensional geomechanical space | |
| Harris | The role of geology in reservoir simulation studies | |
| van-der-Zee et al. | 3D geomechanical modeling of complex salt structures | |
| CN113356843A (zh) | 针对地层的井壁稳定性分析方法、装置、介质及设备 | |
| Gheibi et al. | Numerical analysis of mixed-mode rupture propagation of faults in reservoir-caprock system in CO2 storage | |
| CN106815412B (zh) | 一种构造应力场的模拟方法和装置 | |
| Sorai et al. | CO2 geological storage | |
| Pan et al. | Integration of pressure-transient data in Modeling Tengiz Field, Kazakhstan—A new way to characterize fractured reservoirs | |
| Zhao et al. | Characteristics and application of present in situ stress field of a strike-slip fault: a 3D finite-element simulation study | |
| Lee et al. | Regional CO 2 solubility trapping potential of a deep saline aquifer in Pohang basin, Korea | |
| Feng et al. | Development characteristics and quantitative prediction of multiperiod fractures in superdeep thrust-fold belt | |
| Nwachukwu et al. | Model selection for CO2 sequestration using surface deformation and injection data | |
| Hortle et al. | Assessment of CO2 storage capacity and injectivity in saline aquifers–comparison of results from numerical flow simulations, analytical and generic models | |
| Jiao et al. | Advances in estimating the geologic CO2 storage capacity of the Madison Limestone and Weber Sandstone on the Rock Springs Uplift by utilizing detailed 3-D reservoir characterization and geologic uncertainty reduction | |
| Zhang et al. | Significance of conceptual model uncertainty in simulating carbon sequestration in a deep inclined saline aquifer | |
| Feng et al. | Quantitative prediction of ultra-deep tight sandstone fractures based on the theory of minimum energy dissipation | |
| Khurshid et al. | Analytical model to determine optimal fluid injection time ranges for increasing fluid storage and oil recovery: A reservoir compaction approach | |
| Santos* et al. | Influence of capillary pressure on CO2 storage and monitoring |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20180731 Termination date: 20210830 |