CN111561314B - 一种天然气水合物开采稳定性评价方法 - Google Patents
一种天然气水合物开采稳定性评价方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种天然气水合物开采稳定性评价方法，包括根据勘探和测井数据确定目标储层参数和开采井条件，构建生产数据解析解，对开采过程的生产数据进行预测，然后依据实测生产数据进行动态修正，并计算实测数据和预测数据差异。根据生产数据实测曲线和预测曲线确定三项稳定性指标——生产数据负差异上限、生产数据修正时间间隔和生产数据差异积累量，制定开采稳定性综合评价公式和评价方法。通过实测生产数据不断修正预测曲线，从而降低预测曲线和实测曲线之间的差异大小，提高通过差异判读井底情况的准确性。同时，对开采井进行的稳定性评价，可为提升后续开采井的技术工艺提供基础数据和统一判断标准。
Description
技术领域
本发明属于油气生产评价技术领域，涉及一种天然气水合物开采稳定性评价方法，针对海洋天然气水合物开采井连续开采能力进行评价。
背景技术
天然气水合物，又称“可燃冰”，简称水合物，是一种具有极高能量密度的笼形结晶化合物。由于其单位体积的燃烧热值为传统天然气的2~5倍，且燃烧后不产生除水和二氧化碳以外的其他大气污染物，被认为是一种高效清洁的化石能源。目前广泛认可的全球天然气水合物总储量约占现有地球常规化石能源总储量的两倍以上。因此，作为一种具有改变世界能源结构的潜在能源类型，天然气水合物已经成为当代能源科学研究的一大热点。
随着天然气水合物实验室研究成果的应用和试采工程的实施，加拿大马更歇永久冻土（2002-2010年）、美国阿拉斯加永久冻土（2012年）、日本南海海槽（2013和2017年）、中国南海神狐海域（2017年）已先后成功实施短期试采。但在国内外天然气水合物试采过程中，产砂量大导致井底泥堵塞是导致开采终止的主要问题。2020年3月26日我国一举攻克深海浅软地层水平井钻采核心技术，成为全球首个采用水平井钻采技术试采海域天然气水合物的国家，有效证明了水平井技术可以作为天然气水合物的增产手段。但开采的产量稳定性问题一直是天然气水合物长期的、有效的和大规模的商业化开采的桎梏和困扰，需要对开采的稳定性进行有效评价，从而正确判断开采井产量的稳定性，进而可采取合适的保产增产措施和安全举措。
相较常规油气开采稳定性评价，由于天然气水合物生产过程中发生分解，天然气水合物开采过程中产出流体的气水比更小，易出现水锁降低天然气流动能力，且水合物分解会减低储层沉积物胶结作用，造成出砂现象减低井筒周边多孔介质渗透率降低，阻碍天然气水合物的长期持续性开采。因此，寻求一种有效的天然气水合物开采稳定性评价方法，利用开采过程中获得的实测数据，对该开采井和开采过程的持续性和稳定性进行准确预测和评价十分必要，将为后续开采过程提供有效依据和数据支撑，以采取的保产增产措施和安全举措。
发明内容
针对现有技术中存在的不足之处，本发明要解决的技术问题是提供一种天然气水合物开采稳定性评价方法，针对海洋天然气水合物开采井的连续开采能力进行评价。
本发明提及的一种天然气水合物开采稳定性评价方法，包括以下步骤：
1）、通过目标区域进行勘探和测井的数据，确定天然气水合物储层参数和开采井条件；
2）、依据天然气水合物储层参数和开采井条件，构建生产数据解析解，对天然气水合物开采井的生产数据进行预测，绘制开采井生产数据的预测曲线；
3）、在开采过程中按不同间隔时长实时记录开采井相关生产数据，绘制开采井生产数据的实测曲线，并与步骤2）中的预测曲线进行对比，记录生产数据预测值和实测值之间的差异，记录间隔时长可设置为12h或24h；
4）、制定负差异上限，在生产数据差异达到负差异上限时，根据生产数据实测值重新修正开采井生产数据的预测曲线，并记录生产数据修正时间间隔；而负差异上限在初始绘制生产数据的预测曲线时同步制定，其取值范围可根据天然气水合物储层参数和开采井条件的不确定性设定为10%~30%；
5）、追踪开采井生产数据原始的预测曲线、多次修正曲线和实测数据曲线，记录其间差异的累积量，绘制差异曲线；
6）、结合生产数据负差异上限、生产数据修正时间间隔和生产数据差异积累量，对天然气水合物开采井的稳定性进行综合评价，并对稳定性条件和破坏稳定性的原因做出判断；
7）、通过差异曲线的异变判断井底情况变化，调整生产方式方法，进行增产保产干预。
优选的，所述步骤1）中的天然气水合物储层参数包括储层深度、储层厚度、储层边界条件、储层走向/倾角、储层孔隙度渗透率、储层温度、储层地温梯度、储层三相饱和度以及储层力学性能。
优选的，所述步骤1）中的天然气水合物的开采井条件包括开采井类型、结构、井网布置、增产措施以及生产工制。
优选的，所述步骤2）中的生产数据包括气产量数据、水产量数据、井底/井口压力数据、产水比重数据。
优选的，所述步骤4）中的负差异按下列公式计算
其中，
为生产数据差异比；
为当前时间间隔时长内的生产数据实测数据；
为当前时间间隔时长内的生产数据预测数据；
按记录间隔时长计算生产数据差异比，当负差异超过设定上限时，对生产数据预测曲线进行修正；而当差异比为正或差异比为负但不超过负差异上限时，不进行修正。
优选的，所述步骤4）中的修正时间间隔为本次生产数据差异达到负差异上限修正预测曲线的时间和前次生产数据差异达到负差异上限修正预测曲线的时间，其中第一修正间隔时间即为首次生产数据差异达到负差异上限修正预测曲线的时间。
优选的，所述步骤4）中的生产数据差异达到负差异上限，是指任意生产数据差异达到负差异上限，便修正生产数据预测曲线，即上述
可为任意开采井生产数据。其中不同生产数据的正负定义有别，具体的：气产量大为正，水产量大为正，井底/井口压力大为正，产水比重小为正。
优选的，所述步骤6）中的生产数据差异积累量为生产数据中气产量和水产量的差异积累量，而井底/井口压力数据和产水比重为状态量，差异不可叠加，因此不计算差异积累量。
优选的，所述步骤7）中的通过差异曲线的异变判断井底情况变化，是指通过气产量、水产量、井底/井口压力、产水比重预测曲线和实测曲线之间数条差异曲线中一条或多条曲线在某一段记录时间的突变，反演判断井底是否发生砂堵、地层塌陷、近井壁流动通道渗透率减低、降压失效、降压遇到边界、温度热传导/热对流缓慢等生产问题。
优选的，所述步骤6）中的对天然气水合物开采井的稳定性进行综合评价，综合评价包括三项稳定性指标，分别为生产数据负差异上限、生产数据修正时间间隔和生产数据差异积累量，其中生产数据负差异上限为间接指标，生产数据修正时间间隔和生产数据差异积累量为直接指标。生产数据负差异上限较大时，生产数据修正时间间隔要求越大，生产数据差异积累量要求越大；反之，生产数据负差异上限较小时，生产数据修正时间间隔要求越小，生产数据差异积累量要求越小。
所述综合评价方法按下列公式计算
其中
为稳定性综合评价标准，
是生产数据负差异上限，无量纲，
是前
次生产数据预测曲线修正的平均时间间隔无量纲量，
为第
次生产数据预测曲线修正的时间间隔，单位为天（d）, 
为预期稳产天数，单位为天（d），
是生产数据差异积累量无量纲量，
为生产数据中的气/水产量，单位为万方/天（10,000m3/d），
是修正时间间隔权重因子，
是差异积累量权重因子，权重因子根据生产数据负差异上限决定。
由上式可见，
值越大，则该天然气水合物开采井的开采过程越稳定，开采持续时间越长，产量越平均，开采难度越低，效益越好；反之，
值越小，则该天然气水合物开采井的开采过程越不稳定。
相比现有评价方法，本发明的有益效果在于：
通过天然气水合物开采井生产数据解析解，统一考虑开采井条件和天然气水合物储层参数，对生产数据进行预测作为开采稳定性标准，结合实际开采实测生产数据不断修正预测曲线，从而降低预测曲线和实测曲线之间的差异大小，提高通过差异判读井底情况的准确性。同时，对开采井稳定性进行评价，可为提升后续开采井的技术工艺提供基础数据和统一判断标准。
附图说明
图1为本发明实施例的天然气水合物开采井稳定性评价方法的流程图。
图2为本发明实施例的天然气水合物开采井生产数据预测曲线、实测曲线和差异曲线（气产量为例）。
图3为本发明实施例的天然气水合物开采井产气/产水差异累积量。
具体实施方式
以下实施例是对本发明的进一步说明，而不是对本发明的限制，也不用于限定本发明。
下面结合附图以及具体实施方式，对本发明做进一步描述：
本实施例公开了一种天然气水合物开采井稳定性评价方法，其包括以下步骤：
步骤1：通过对中国南海某目标海域进行的勘探和测井数据，确定了目标天然气水合物储层深度（水深895m，埋深351m），储层厚度约80m，边界条件为无限大边界条件，储层走向/倾角约为南偏东25.5°/3.5°，储层孔隙度15%~37%，初始渗透率240mD，储层温度2~3℃，地温梯度2.5℃/100m，天然气水合物饱和度40%，水饱和度55%，气饱和度5%，储层力学性能与细砂岩相当。并根据储层条件制定了垂直开采井、套管射孔完井、单井开采、无增产措施和目标日均产气量20,000m3/d，预期稳产60天的开采方案。
步骤2：依据上述天然气水合物储层参数和开采井条件，利用天然气水合物储层模型构建生产数据解析解，对该天然气水合物开采井的生产数据进行预测，绘制开采井生产数据的预测曲线，如图2所示。其中，生产数据包括气产量数据、水产量数据、井底/井口压力数据、产水比重数据。
步骤3：在开采过程中以24小时为间隔时长实时记录开采井相关生产数据，绘制开采井生产数据的实测曲线，计算生产数据预测值和实测值之间的差异
并绘制曲线，如图2所示；
步骤4：按下列公式计算负差异
其中，
为生产数据差异比；
为当前时间间隔时长内的生产数据实测数据；
为当前时间间隔时长内的生产数据预测数据。
根据解析解模型和储层条件的不确定性，设定负差异上限
为15%，并确定权重因子
为1.25，
为2.5，
为3.0。根据生产数据实测值重新修正开采井生产数据的预测曲线，并记录生产数据修正时间间隔。记录的实测数据发现，至第7天时，实测数据中的水产量与预测数据的水产量负差异达到15%，则此时通过调整天然气水合物储层模型，重新构建生产数据解析解，重新绘制生产数据曲线，并记录第一次生产数据修正时间间隔为7天；而生产至12天时，实测数据中的水产量和井底压力与修正后的预测数据负差异再次达到15%，则此时再次通过调整天然气水合物储层模型，重新构建生产数据解析解，重新绘制生产数据曲线，并记录第二次生产数据修正时间间隔为5天；依此类推截止生产第36天时，可获得前4次生产数据预测曲线修正的时间间隔（分别为7天，5天，11天，13天），计算其平均时间间隔为9天，平均时间间隔无量纲量
为0.15。
步骤5：追踪开采井生产数据原始预测曲线、多次修正曲线和实测数据曲线，记录其间差异的累积量，绘制差异曲线，计算截止前4次生产数据预测曲线修正前的产气/产水差异积累量的无量纲量
为0.2402，
为0.2637，计算积累量如图3所示；
步骤6：将
，
，
分别代入天然气水合物开采井稳定性综合评价公式，综合评价方法按下列公式计算
其中
为稳定性综合评价标准，
是生产数据负差异上限，无量纲，
是前
次生产数据预测曲线修正的平均时间间隔无量纲量，
为第
次生产数据预测曲线修正的时间间隔，单位为天（d）, 
为预期稳产天数，单位为天（d），
是生产数据差异积累量无量纲量，
为生产数据中的气/水产量，单位为万方/天（10,000m3/d），
是修正时间间隔权重因子，
是差异积累量权重因子，权重因子根据生产数据负差异上限决定。
计算得到稳定性综合评价标准值
为63.16%，稳定性较差。
步骤7：如图2和图3所示，通过差异曲线中气产量、水产量和井底压力的明显波动以及差异积累值的不断上升可以判断，井下有较大可能出现砂堵，井下井筒流动通道被储层出砂堵塞，造成气水产量和井底压力的降低，此时应发出预警，尽早采取清砂措施稳产保产。
Claims (10)
1.一种天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
1）根据前期目标区域的勘探和测井数据，确定天然气水合物目标储层参数和开采井条件；
2）依据天然气水合物储层参数和开采井条件，构建生产数据解析解，对天然气水合物开采井的生产数据进行预测，绘制开采井生产数据预测曲线；
3）在开采过程中按不同间隔时长实时记录开采井相关生产数据，绘制开采井生产数据实测曲线，并与上述预测曲线进行对比，记录生产数据实测值和预测值之间的差异为生产数据差异，生产数据差异与生产数据预测值的比值为生产数据差异比，实测值小于预测值为负差异，实测值大于预测值为正差异，记录间隔时长设置为12h或24h；
4）制定差异比上限，在生产数据差异比达到差异比上限时，根据生产数据实测值重新修正开采井生产数据预测曲线，多次修正后各段连接形成多次修正曲线，并记录生产数据修正时间间隔，将多个修正时间间隔求平均值得到生产数据修正平均时间间隔，而差异比上限在初始绘制生产数据的预测曲线时同步制定，其取值范围根据天然气水合物储层参数和开采井条件的不确定性设定为10%~30%；
5）追踪开采井生产数据预测曲线、多次修正曲线和开采井生产数据实测曲线，记录开采井生产数据实测曲线与生产数据预测曲线之间差异以及开采井生产数据实测曲线与多次修正曲线之间差异的累积量，绘制差异曲线；
6）结合生产数据差异比上限、生产数据修正平均时间间隔和生产数据差异积累量，对天然气水合物开采井的稳定性进行综合评价，并对稳定性条件和破坏稳定性的原因做出判断；
7）另一方面通过差异曲线的异变判断井底情况变化，以及时调整生产方式方法，进行增产保产干预。
2.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述步骤1）中的天然气水合物储层参数包括储层深度、储层厚度、储层边界条件、储层走向/倾角、储层孔隙度渗透率、储层温度、储层地温梯度、储层三相饱和度以及储层力学性能。
3.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述步骤1）中的天然气水合物的开采井条件包括开采井类型、结构、井网布置、增产措施以及生产工制。
4.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述步骤2）中的生产数据包括气产量数据、水产量数据、井底/井口压力数据、产水比重数据。
5.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述的生产数据差异比按下列公式计算
其中，
为生产数据差异比；
为当前时间间隔时长内的生产数据实测数据；
为当前时间间隔时长内的生产数据预测数据；
按记录间隔时长计算生产数据差异比，当生产数据差异比超过差异比设定上限时，对生产数据预测曲线进行修正；而当差异比为正或差异比为负但不超过负差异上限时，不进行修正。
6.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述步骤4）中的修正时间间隔为本次生产数据差异比达到差异比上限修正预测曲线的时间和前次生产数据差异比达到差异比上限修正预测曲线的时间，其中第一修正间隔时间即为首次生产数据差异比达到差异比上限修正预测曲线的时间。
7.根据权利要求5所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述生产数据差异比达到差异比上限，是指任意生产数据差异比达到差异比上限，便修正生产数据预测曲线，所述
及
为任意开采井生产数据实测数据和生产数据预测数据。
8.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述步骤6）中的生产数据差异积累量为生产数据中气产量和水产量的差异积累量。
9.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述步骤7）中的通过差异曲线的异变判断井底情况变化，是指通过气产量、水产量、井底/井口压力、产水比重预测曲线和实测曲线之间数条差异曲线中一条或多条曲线在某一段记录时间的突变，反演判断井底是否出现生产问题。
10.根据权利要求1所述的天然气水合物开采稳定性评价方法，其特征在于：所述对天然气水合物开采井的稳定性进行综合评价，包括三项稳定性指标，分别为生产数据差异比上限、生产数据修正平均时间间隔和生产数据差异积累量；
所述综合评价的方法参照下列公式
其中R为稳定性综合评价标准，
是生产数据负差异上限，无量纲，
是生产数据修正平均时间间隔，无量纲，x为修正次数，
为第i次生产数据预测曲线修正的时间间隔，单位为天，
为预期稳产天数，单位为天，
是生产数据差异积累量，无量纲，
为当前时间间隔时长内的生产数据实测数据，
为当前时间间隔时长内的生产数据预测数据，单位为万方/天，
指生产数据第t天的数据，T为生产总天数，m是修正时间间隔权重因子，n是差异积累量权重因子，权重因子根据生产数据负差异上限决定。
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