CN112347675B - 钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，属于天然气水合物开发技术领域，通过建立考虑天然气水合物相变和钻井液添加剂侵入的储层多孔介质中多相多组分非稳态运移控制方程组，计算不同钻井液排量、注入温度和钻井液添加剂浓度条件下储层温度场和天然气水合物分解界面动态分布规律，绘制钻井液添加剂浓度、注入温度和排量与储层天然气水合物饱和度的关系曲线，利用粒子群算法得到钻井液添加剂浓度、注入温度和排量的最优组合，使储层天然气水合物饱和度变化最小。可以实现对深海浅层复杂结构井钻井储层天然气水合物相态精准调控，为钻井过程中抑制储层天然气水合物分解提供方法指导。

Description

钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法

技术领域

本发明涉及一种钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，属于天然气水合物开发技术领域。

背景技术

天然气水合物是由天然气与水在高压低温条件下形成的结晶物质，全球水合物资源总量约是传统化石能源总量的两倍，我国海域的水合物资源量约为800亿吨油当量，是重要的潜在高效清洁油气接替能源。近年来美国、日本、加拿大等多个发达国家开展了水合物试采研究，我国南海神狐海域深水天然气水合物两轮试采也取得重要突破，但均离商业化开采相距甚远。

与直井相比，水平井或多分支井等复杂结构井可显著增大泄气面积，可获得更高的单井产气量，是未来实现高效开采天然气水合物的有效途径之一，钻井液是保障复杂结构井安全高效成井的核心技术。海底天然气水合物对温度、压力极为敏感，钻井过程中，钻井液与天然气水合物发生传质传热等相互作用，钻井液添加剂会极大地影响天然气水合物的相态稳定性，容易诱发储层天然气水合物发生分解，引起井眼周围地层应力发生改变，地层强度降低，导致储层结构破坏、井壁失稳、建井困难。在深水浅部水合物储层水平井钻探过程中，如何保持水合物藏相态稳定，避免水合物分解是安全钻井亟需解决的关键问题。温度、压力是水合物相态调控的基本条件，钻井液添加剂能够改变水合物相态条件，目前针对天然气水合物藏钻探相态稳定的化学方法上主要集中在水合物生成化学抑制剂研究方面，对于储层内维持水合物相态稳定的化学剂仍处于实验和分子模拟优选阶段，而对于钻井液添加剂与天然气水合物储层之间的相互作用，在钻井液添加剂的化学性质对天然气水合物相态稳定性的影响机制方面研究鲜有报道。明确温度、压力和钻井液添加剂对相态调控的贡献程度和相互作用机制，是实现储层水合物相态精准调控的前提。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供一种钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，该方法是通过建立考虑天然气水合物相变和钻井液添加剂侵入的储层多孔介质中多相多组分非稳态运移控制方程组，计算不同钻井液排量、注入温度和钻井液添加剂浓度条件下储层温度场和天然气水合物分解界面动态分布规律，绘制钻井液添加剂浓度、注入温度和排量与储层天然气水合物饱和度的关系曲线，利用粒子群算法得到钻井液添加剂浓度、注入温度和排量的最优组合，使储层天然气水合物饱和度变化最小。通过该方法可以实现对钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态，可以实现对深海浅层复杂结构井钻井储层天然气水合物相态精准调控，为深海浅层复杂结构井钻井过程中储层天然气水合物相态温度控制提供帮助，为钻井过程中抑制储层天然气水合物分解提供方法指导。

本发明的技术方案如下：

钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，步骤如下：

(1)读取当前钻井参数和天然气水合物储层物性数据；

(2)对时间、井深和井周方向均匀划分单元格，形成离散网格；

(3)计算储层内天然气水合物分解产气和产水速率；

(4)建立井眼环空流体连续性方程、动量方程和能量方程，确定井眼环空流体流速分布、压力场分布和温度场分布；

(5)建立井壁的温度场方程、天然气水合物储层多孔介质内流体连续性方程、动量方程、能量方程，确定井壁温度场和储层多孔介质内压力场、温度场分布；

(6)建立钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡方程；

(7)根据步骤(3)、(4)、(5)、(6)可判断储层天然气水合物是否分解及分解速率、储层水合物饱和度动态分布。

(8)应用粒子群算法实现钻井液添加剂和温压场对储层天然气水合物相态协同调控。

初始化粒子群，建立储层天然气水合物饱和度动态变化方程的目标函数，计算每个粒子的适应度值，计算粒子群适应度最高的位置向量和最优位置向量，更新粒子群速度和位置，对粒子进行优化评价，判断适应度值是否满足循环条件，最终输出最优钻井液添加剂浓度、温度和压力数据组合使储层天然气水合物饱和度变化最小。

优选的，步骤(1)中，钻井参数包括：钻井液排量、钻井液密度、钻井液粘度、钻井液定压比热、钻杆内径、钻头直径、井深、井身结构、环空流体总传热系数、钻杆流体总传热系数、井壁传热系数、钻井时间；天然气水合物储层物性数据包括：相对渗透率、储层岩石密度、岩石定压比热、储层有效导热系数、原始储层温度、孔隙度、残余水饱和度。

优选的，步骤(2)中，根据钻井时间，将时间划分为N个单元格，分别为1、2、3…N；井深方向划分i个单元格，分别为1、2、3…i；井周方向划分j个单元格，分别为1、2、3…j；所划分的单元格均匀分布。

优选的，步骤(3)中，假设水合物中气体全部为甲烷，则根据水合物的化学通式CH₄·N_hH₂O，计算得到分解产生气体和水速率与水合物分解速率的关系：

式中，

为储层内水合物分解产气速率和产水速率，kg/(m³·s)；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)，N_h为水合物指数，取5.75。

优选的，步骤(4)中，建立井眼环空流体连续性方程计算环空流体速度分布；

天然气水合物钻井过程中，井眼环空内流体包含水合物分解气相、钻井液相和岩屑相的气液固三相流动，通过气相连续性方程计算得到环空气相速度v_g分布：

通过液相连续性方程计算得到井眼环空液相速度v_l分布：

通过固相连续性方程计算得到井眼环空固相速度v_c分布：

上式中，A_a为井眼环空截面积，m²；E_g、E_l、E_c分别为气相、液相和固相体积分数；ρ_g、ρ_l、ρ_c分别为气相、液相和固相密度，kg/m³；v_g、v_l、v_c分别为井眼环空气相、液相和固相速度，m/s；t为钻井时间，s；z为井深，m；

为井筒内水合物分解产气速率和产水速率，kg/(m³·s)；

为储层内水合物分解产气和产水速率，kg/(m³·s)；r、r_ce、r_e分别为环空某位置距离井眼轴线距离、井眼半径、天然气水合物储层半径，m。

优选的，步骤(4)中，建立井眼环空内流体动量方程计算环空流体压力场分布；

井眼环空内压力场方程：

上式中，p为井眼环空井深z处的压力，Pa；F_w为摩擦力，N；g为重力加速度，m/s²；θ为井斜角。

优选的，步骤(4)中，建立井眼环空内流体能量方程计算环空流体温度场分布；

井眼环空内温度场方程：

其中，A＝2πr_piU_p/((ρC)_efhA_a)，B＝2πr_dbU_a/((ρC)_efhA_a)

上式中，T_a为环空温度，℃；v_a为井眼环空流体流速，m/s；T_p为钻杆内流体温度，℃；T_r,0为原始储层温度，℃；φ为孔隙度；S_h为水合物饱和度；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)；△H为天然气水合物分解热，J/kg；(ρC)_efh为环空流体密度和定压比热有效乘积；r_pi钻杆内径，m；r_db为钻头直径，m；为U_a为环空流体总传热系数，w/(m²·℃)；U_p为钻杆流体总传热系数，w/(m²·℃)。

优选的，步骤(5)中，计算井壁温度场；

井壁通过与环空中流体和滤失流体之间的对流换热来获得能量，同时与地层岩石进行热传导将能量传递到地层深处，井壁的温度场计算方程为：

上式中，T_rw为井壁温度，℃；F为钻井液滤失速率，m/s；C_l为钻井液比热容，J/(kg·℃)；δ为钻井液侵入影响深度，m；T_r为储层岩石温度，K；α为井壁传热系数，J/(m²·s)；(ρC)_eh为天然气水合物储层密度与比热容的有效乘积，kg/m³·J/(kg·℃)；K_eh天然气水合物储层有效导热系数，J/(m·min·℃)，其计算公式如下：

F＝kφΔp/2μ(t-t_pz) (8)

(ρC)_eh＝φS_wρ_wC_w+φS_hρ_hC_h+φS_gρ_gC_g+(1-φ)ρ_rC_r (10)

K_eh＝φS_wK_w+φS_hK_h+φS_gK_g+(1-φ)K_r (11)

其中，μ为钻井液粘度，Pa·s；k为相对渗透率，m²；k₀为储层原始相对渗透率，m²；△p为井深z处环空流体压力与地层压力的差值，Pa；t为钻井时间，s；t_pz为钻井液到达井深z处所需的时间，s；S_wir表示残余水饱和度，跟水合物储层的岩石和流体特性有关，无量纲；φ为孔隙度，无量纲；S_w、S_g、S_h为储层含水饱和度、含气饱和度、含天然气水合物饱和度，无量纲；ρ_w、ρ_g、ρ_r为水、天然气和储层岩石的密度，kg/m³；C_w、C_g、C_h分别为水、天然气体、天然气水合物的比热容，J/(kg·℃)；K_w、K_g、K_h、K_r为水、天然气体、天然气水合物、储层岩石的导热系数，J/(m·min·℃)。

优选的，步骤(5)中，根据天然气水合物多孔介质内流体连续性方程计算储层流体速度分布；

储层多孔介质内流体包含钻井液及水合物分解液相、水合物分解气相流动，通过气相连续性方程计算得到储层多孔介质内气相速度v_mg分布：

通过液相连续性方程计算得到储层多孔介质内液相速度v_ml分布：

上式中，v_mg为储层气相运移速度，m/s；v_ml为储层液相运移速度，m/s；

根据天然气水合物多孔介质内流体连续性方程、动量方程计算多孔介质流体压力场分布：

多孔介质内压力场方程：

其中，μ_g为储层气相的粘度，Pa·s；μ_l为储层液相的粘度Pa·s；p_r为钻井液侵入储层r位置处的压力，Pa。

进一步优选的，步骤(5)中，根据天然气水合物多孔介质内流体能量方程计算多孔介质内流体温度场分布；

天然气水合物多孔介质内能量方程：

上式中，T_e为储层温度，℃；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)；(公式(1)下面有说明)ΔH为天然气水合物分解热，J/kg；ΔT为井壁与储层温度差值，℃。

进一步优选的，步骤(6)中，确定钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡条件：

根据钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡方程确定其相平衡条件：

上式中，T为体系温度，K；Δμ₀为标准状态下空水合物晶格和纯水中水的化学位差；T₀为标准状态下的温度，K；p₀为标准状态下的压力，Pa；ΔH₀为空水合物晶格和纯水的比焓差，J/kg；ΔV为空水合物晶格和纯水的比容差，m³/kg；ΔC_p为空水合物晶格和纯水的比热容差，J/(kg·K)；R为气体常数，8.314J/(mol·K)；N_c为混合物中可以生成水合物的组分数目；ε_i为水合物相中单位水分子中i型孔穴数目；θ_ij为客体分子j在i形孔穴中的占有分率；f_w为水在富水相中的逸度，Pa；

为纯水在参考状态T和p下的逸度，Pa。若已知水合物的类型，常数θ_ij及C_ij可以确定，无量纲(水合物类型分为I型、II型、H型等，知道水合物类型是什么样的，就知道他们的具体数值，如果说是混合类型，可根据所占比例插值计算)；同时可根据实验测量得到不同钻井液添加剂浓度下的

数值；

步骤(7)中，根据步骤(3)、(4)、(5)、(6)所述模型，可计算得出天然气水合物储层动态温度场和压力场分布，进而由式(16)可判断储层天然气水合物是否分解及分解速率，式(14)、式(15)中包含储层天然气水合物饱和度参数，可进一步计算得出储层天然气水合物饱和度动态分布。

进一步优选的，步骤(8)中，应用粒子群算法实现钻井液添加剂和温压场对储层天然气水合物相态协同调控；

(8-1)初始化粒子群，取群体规模N，每个粒子的位置x_k＝(x_k1，x_k2，x_k3)，每个粒子的速度v_k＝(v_k1，v_k2，v_k3)，1、2、3分别代表钻井液添加剂、温度、压力；

(8-2)根据式(1)、(14)、(15)、(16)建立储层天然气水合物饱和度动态变化方程

S_w＝f(C,T,p) (17)

计算每个粒子的适应度值：

Fit[t]_k＝f(C,T,p)_k (18)

上式中，S_w为天然气水合物饱和度，无量纲；C为钻井液添加剂浓度，无量纲；T为储层任意位置处温度，℃；p为储层任意位置处压力，Pa；Fit[t]_k为第k个粒子适应度值。

(8-3)计算粒子群适应度最高的位置向量和最优位置向量

选取粒子群中适应值最高的粒子初始化为P_g(t)，第k个粒子自身搜索到的最优位置向量p_kl(t)。

(8-4)更新粒子群速度和位置

根据式(19)、(20)、(21)将粒子群的速度和位置进行更新：

v_kl(t+1)＝v_kl(t)+c₁r_1l(t)(p_kl(t)-x_kl(t))+c₂r_2l(t)(p_kl(t)-x_kl(t)) (20)

x_kl(t+1)＝x_kl(t)+v_kl(t+1) (21)

P_g(t)＝min(f(p_0l(t)),f(p_1l(t)),......,f(p_kl(t))) (22)

上式中，k表示第k个粒子，l为粒子得第l维，t表示第t代，c₁为调节粒子自身最好位置方向的步长，取值c₁＝2.8；c₂为调节粒子向全局最好位置发展的步长，取值c₂＝1.3；r_1l和r_2l为两个相互独立的随机数；x_kl为位置向量，表示粒子第k个粒子目前所处的l维空间位置；v_kl为速度向量，表示粒子第k个粒子目前所处的l维空间速度，p_kl为第k个粒子当前最好位置，P_g(t)为全局最好位置适应度值。

(8-5)对粒子进行优化评价

对比每个粒子Fit[t]_k和P_g(t)，如果Fit[t]_k小于P_g(t)，则用Fit[t]_k替换P_g(t)，取值最小的粒子群个体极值为全局最优值；如果Fit[k]大于P_g(t)，则P_g(t)为全局最优值；

(8-6)判断适应度值是否满足循环条件

判断目标函数值P_g(t-1)与P_g(t)的全局最优值误差，如果两次误差绝对值小于0.1％或达到最大循环次数则退出程序，输出最优钻井液添加剂浓度、温度和压力数据组合使储层天然气水合物饱和度变化最小，否则返回步骤(8-2)。

进一步优选的，步骤(8-1)中，群体规模粒子群数N设置在100至1000数值间，随机初始化位置x_k和速度v_k，设置最大迭代次数为1000。

本发明的有益效果在于：

(1)、本发明所述的方法可通过改变钻井添加剂种类和浓度、钻井液注入温度和钻井液排量的方式协同调控储层天然气水合物饱和度变化最小，该方法工艺简单，适合现场使用。

(2)、本发明所述的方法能够给出钻井添加剂种类和浓度、钻井液注入温度和钻井液排量的组合数值，使储层天然气水合物相态调控方法可操作性强。

(3)、采用本发明方法在储层天然气水合物饱和度动态变化计算过程中考虑了天然气水合物相变和钻井液添加剂侵入影响，并采用粒子群算法对钻井液添加剂、温度和压力等参数组合寻优，提高了计算的准确性。

(4)、采用本发明方法可有效的避免或减少钻井过程中储层天然气水合物分解，可降低钻井过程中井壁失稳风险。

附图说明

图1为本发明钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态的流程示意图。

具体实施方式

下面通过实施例并结合附图对本发明做进一步说明，但不限于此。

实施例1：

钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，步骤如下：

(1)读取当前钻井参数和天然气水合物储层物性数据；钻井参数包括：钻井液排量、钻井液密度、钻井液粘度、钻井液定压比热、钻杆内径、钻头直径、井深、井身结构、环空流体总传热系数、钻杆流体总传热系数、井壁传热系数、钻井时间；天然气水合物储层物性数据包括：相对渗透率、储层岩石密度、岩石定压比热、储层有效导热系数、原始储层温度、孔隙度、残余水饱和度。

(2)对时间、井深和井周方向均匀划分单元格，形成离散网格；根据钻井时间，将时间划分为N个单元格，分别为1、2、3…N；井深方向划分i个单元格，分别为1、2、3…i；井周方向划分j个单元格，分别为1、2、3…j；所划分的单元格均匀分布。

(3)计算储层内天然气水合物分解产气和产水速率；

假设水合物中气体全部为甲烷，则根据水合物的化学通式CH₄·N_hH₂O，计算得到分解产生气体和水速率与水合物分解速率的关系：

式中，

为储层内水合物分解产气速率和产水速率，kg/(m³·s)；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)，N_h为水合物指数，取5.75。

(4)建立井眼环空流体连续性方程、动量方程和能量方程，确定井眼环空流体流速分布、压力场分布和温度场分布；

建立井眼环空流体连续性方程计算环空流体速度分布；

天然气水合物钻井过程中，井眼环空内流体包含水合物分解气相、钻井液相和岩屑相的气液固三相流动，通过气相连续性方程计算得到环空气相速度v_g分布：

通过液相连续性方程计算得到井眼环空液相速度v_l分布：

通过固相连续性方程计算得到井眼环空固相速度v_c分布：

上式中，A_a为井眼环空截面积，m²；E_g、E_l、E_c分别为气相、液相和固相体积分数；ρ_g、ρ_l、ρ_c分别为气相、液相和固相密度，kg/m³；v_g、v_l、v_c分别为井眼环空气相、液相和固相速度，m/s；t为钻井时间，s；z为井深，m；

为井筒内水合物分解产气速率和产水速率，kg/(m³·s)；

为储层内水合物分解产气和产水速率，kg/(m³·s)；r、r_ce、r_e分别为环空某位置距离井眼轴线距离、井眼半径、天然气水合物储层半径，m。

建立井眼环空内流体动量方程计算环空流体压力场分布；

井眼环空内压力场方程：

上式中，p为井眼环空井深z处的压力，Pa；F_w为摩擦力，N；g为重力加速度，m/s²；θ为井斜角。

建立井眼环空内流体能量方程计算环空流体温度场分布；

井眼环空内温度场方程：

其中，A＝2πr_piU_p/((ρC)_efhA_a)，B＝2πr_dbU_a/((ρC)_efhA_a)

上式中，T_a为环空温度，℃；v_a为井眼环空流体流速，m/s；T_p为钻杆内流体温度，℃；T_r,0为原始储层温度，℃；φ为孔隙度；S_h为水合物饱和度；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)；△H为天然气水合物分解热，J/kg；(ρC)_efh为环空流体密度和定压比热有效乘积；r_pi钻杆内径，m；r_db为钻头直径，m；为U_a为环空流体总传热系数，w/(m²·℃)；U_p为钻杆流体总传热系数，w/(m²·℃)。

(5)建立井壁的温度场方程、天然气水合物储层多孔介质内流体连续性方程、动量方程、能量方程，确定井壁温度场和储层多孔介质内压力场、温度场分布；

计算井壁温度场；

井壁通过与环空中流体和滤失流体之间的对流换热来获得能量，同时与地层岩石进行热传导将能量传递到地层深处，井壁的温度场计算方程为：

上式中，T_rw为井壁温度，℃；F为钻井液滤失速率，m/s；C_l为钻井液比热容，J/(kg·℃)；δ为钻井液侵入影响深度，m；T_r为储层岩石温度，K；α为井壁传热系数，J/(m²·s)；(ρC)_eh为天然气水合物储层密度与比热容的有效乘积，kg/m³·J/(kg·℃)；K_eh天然气水合物储层有效导热系数，J/(m·min·℃)，其计算公式如下：

F＝kφΔp/2μ(t-t_pz) (8)

(ρC)_eh＝φS_wρ_wC_w+φS_hρ_hC_h+φS_gρ_gC_g+(1-φ)ρ_rC_r (10)

K_eh＝φS_wK_w+φS_hK_h+φS_gK_g+(1-φ)K_r (11)

其中，μ为钻井液粘度，Pa·s；k为相对渗透率，m²；k₀为储层原始相对渗透率，m²；△p为井深z处环空流体压力与地层压力的差值，Pa；t为钻井时间，s；t_pz为钻井液到达井深z处所需的时间，s；S_wir表示残余水饱和度，跟水合物储层的岩石和流体特性有关，无量纲；φ为孔隙度，无量纲；S_w、S_g、S_h为储层含水饱和度、含气饱和度、含天然气水合物饱和度，无量纲；ρ_w、ρ_g、ρ_r为水、天然气和储层岩石的密度，kg/m³；C_w、C_g、C_h分别为水、天然气体、天然气水合物的比热容，J/(kg·℃)；K_w、K_g、K_h、K_r为水、天然气体、天然气水合物、储层岩石的导热系数，J/(m·min·℃)。

步骤(5)中，根据天然气水合物多孔介质内流体连续性方程计算储层流体速度分布；

储层多孔介质内流体包含钻井液及水合物分解液相、水合物分解气相流动，通过气相连续性方程计算得到储层多孔介质内气相速度v_mg分布：

通过液相连续性方程计算得到储层多孔介质内液相速度v_ml分布：

上式中，v_mg为储层气相运移速度，m/s；v_ml为储层液相运移速度，m/s；

根据天然气水合物多孔介质内流体连续性方程、动量方程计算多孔介质流体压力场分布：

多孔介质内压力场方程：

其中，μ_g为储层气相的粘度，Pa·s；μ_l为储层液相的粘度Pa·s；p_r为钻井液侵入储层r位置处的压力，Pa。

步骤(5)中，根据天然气水合物多孔介质内流体能量方程计算多孔介质内流体温度场分布；

天然气水合物多孔介质内能量方程：

上式中，T_e为储层温度，℃；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)；(公式(1)下面有说明)ΔH为天然气水合物分解热，J/kg；ΔT为井壁与储层温度差值，℃。

(6)建立钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡方程；

确定钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡条件：

根据钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡方程确定其相平衡条件：

上式中，T为体系温度，K；Δμ₀为标准状态下空水合物晶格和纯水中水的化学位差；T₀为标准状态下的温度，K；p₀为标准状态下的压力，Pa；ΔH₀为空水合物晶格和纯水的比焓差，J/kg；ΔV为空水合物晶格和纯水的比容差，m³/kg；ΔC_p为空水合物晶格和纯水的比热容差，J/(kg·K)；R为气体常数，8.314J/(mol·K)；N_c为混合物中可以生成水合物的组分数目；ε_i为水合物相中单位水分子中i型孔穴数目；θ_ij为客体分子j在i形孔穴中的占有分率；f_w为水在富水相中的逸度，Pa；

为纯水在参考状态T和p下的逸度，Pa。若已知水合物的类型，常数θ_ij及C_ij可以确定，无量纲(水合物类型分为I型、II型、H型等，知道水合物类型是什么样的，就知道他们的具体数值，如果说是混合类型，可根据所占比例插值计算)；同时可根据实验测量得到不同钻井液添加剂浓度下的

数值；

(7)根据步骤(3)、(4)、(5)、(6)可判断储层天然气水合物是否分解及分解速率、储层水合物饱和度动态分布。

根据步骤(3)、(4)、(5)、(6)所述模型，可计算得出天然气水合物储层动态温度场和压力场分布，进而由式(16)可判断储层天然气水合物是否分解及分解速率，式(14)、式(15)中包含储层天然气水合物饱和度参数，可进一步计算得出储层天然气水合物饱和度动态分布。

(8)应用粒子群算法实现钻井液添加剂和温压场对储层天然气水合物相态协同调控。

初始化粒子群，建立储层天然气水合物饱和度动态变化方程的目标函数，计算每个粒子的适应度值，计算粒子群适应度最高的位置向量和最优位置向量，更新粒子群速度和位置，对粒子进行优化评价，判断适应度值是否满足循环条件，最终输出最优钻井液添加剂浓度、温度和压力数据组合使储层天然气水合物饱和度变化最小。

步骤(8)中，应用粒子群算法实现钻井液添加剂和温压场对储层天然气水合物相态协同调控；

(8-1)初始化粒子群，取群体规模N，每个粒子的位置x_k＝(x_k1，x_k2，x_k3)，每个粒子的速度v_k＝(v_k1，v_k2，v_k3)，1、2、3分别代表钻井液添加剂、温度、压力；群体规模粒子群数N设置在100至1000数值间，随机初始化位置x_k和速度v_k，设置最大迭代次数为1000。

(8-2)根据式(1)、(14)、(15)、(16)建立储层天然气水合物饱和度动态变化方程

S_w＝f(C,T,p) (17)

计算每个粒子的适应度值：

Fit[t]_k＝f(C,T,p)_k (18)

上式中，S_w为天然气水合物饱和度，无量纲；C为钻井液添加剂浓度，无量纲；T为储层任意位置处温度，℃；p为储层任意位置处压力，Pa；Fit[t]_k为第k个粒子适应度值。

(8-3)计算粒子群适应度最高的位置向量和最优位置向量

选取粒子群中适应值最高的粒子初始化为P_g(t)，第k个粒子自身搜索到的最优位置向量p_kl(t)。

(8-4)更新粒子群速度和位置

根据式(19)、(20)、(21)将粒子群的速度和位置进行更新：

v_kl(t+1)＝v_kl(t)+c₁r_1l(t)(p_kl(t)-x_kl(t))+c₂r_2l(t)(p_kl(t)-x_kl(t)) (20)

x_kl(t+1)＝x_kl(t)+v_kl(t+1) (21)

P_g(t)＝min(f(p_0l(t)),f(p_1l(t)),......,f(p_kl(t))) (22)

上式中，k表示第k个粒子，l为粒子得第l维，t表示第t代，c₁为调节粒子自身最好位置方向的步长，取值c₁＝2.8；c₂为调节粒子向全局最好位置发展的步长，取值c₂＝1.3；r_1l和r_2l为两个相互独立的随机数；x_kl为位置向量，表示粒子第k个粒子目前所处的l维空间位置；v_kl为速度向量，表示粒子第k个粒子目前所处的l维空间速度，p_kl为第k个粒子当前最好位置，P_g(t)为全局最好位置适应度值。

(8-5)对粒子进行优化评价

对比每个粒子Fit[t]_k和P_g(t)，如果Fit[t]_k小于P_g(t)，则用Fit[t]_k替换P_g(t)，取值最小的粒子群个体极值为全局最优值；如果Fit[k]大于P_g(t)，则P_g(t)为全局最优值；

(8-6)判断适应度值是否满足循环条件

判断目标函数值P_g(t-1)与P_g(t)的全局最优值误差，如果两次误差绝对值小于0.1％或达到最大循环次数则退出程序，输出最优钻井液添加剂浓度、温度和压力数据组合使储层天然气水合物饱和度变化最小，否则返回步骤(8-2)。

Claims (10)

1.钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤如下：

(1)读取当前钻井参数和天然气水合物储层物性数据；

(2)对时间、井深和井周方向均匀划分单元格，形成离散网格；

(3)计算储层内天然气水合物分解产气和产水速率；

(4)建立井眼环空流体连续性方程、动量方程和能量方程，确定井眼环空流体流速分布、压力场分布和温度场分布；

(5)建立井壁的温度场方程、天然气水合物储层多孔介质内流体连续性方程、动量方程、能量方程，确定井壁温度场和储层多孔介质内压力场、温度场分布；

(6)建立钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡方程；

(7)根据步骤(3)、(4)、(5)、(6)可判断储层天然气水合物是否分解及分解速率、储层水合物饱和度动态分布；

(8)应用粒子群算法实现钻井液添加剂和温压场对储层天然气水合物相态协同调控；

初始化粒子群，建立储层天然气水合物饱和度动态变化方程的目标函数，计算每个粒子的适应度值，计算粒子群适应度最高的位置向量和最优位置向量，更新粒子群速度和位置，对粒子进行优化评价，判断适应度值是否满足循环条件，最终输出最优钻井液添加剂浓度、温度和压力数据组合使储层天然气水合物饱和度变化最小。

2.根据权利要求1所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(1)中，钻井参数包括：钻井液排量、钻井液密度、钻井液粘度、钻井液定压比热、钻杆内径、钻头直径、井深、井身结构、环空流体总传热系数、钻杆流体总传热系数、井壁传热系数、钻井时间；天然气水合物储层物性数据包括：相对渗透率、储层岩石密度、岩石定压比热、储层有效导热系数、原始储层温度、孔隙度、残余水饱和度。

3.根据权利要求1所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(2)中，根据钻井时间，将时间划分为N个单元格，分别为1、2、3…N；井深方向划分i个单元格，分别为1、2、3…i；井周方向划分j个单元格，分别为1、2、3…j；所划分的单元格均匀分布。

4.根据权利要求3所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(3)中，假设水合物中气体全部为甲烷，则根据水合物的化学通式CH₄·N_hH₂O，计算得到分解产生气体和水速率与水合物分解速率的关系：

式中，

为储层内水合物分解产气速率和产水速率，kg/(m³·s)；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)，N_h为水合物指数，取5.75。

5.根据权利要求4所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(4)中，建立井眼环空流体连续性方程计算环空流体速度分布；

天然气水合物钻井过程中，井眼环空内流体包含水合物分解气相、钻井液相和岩屑相的气液固三相流动，通过气相连续性方程计算得到环空气相速度v_g分布：

通过液相连续性方程计算得到井眼环空液相速度v_l分布：

通过固相连续性方程计算得到井眼环空固相速度v_c分布：

上式中，A_a为井眼环空截面积，m²；E_g、E_l、E_c分别为气相、液相和固相体积分数；ρ_g、ρ_l、ρ_c分别为气相、液相和固相密度，kg/m³；v_g、v_l、v_c分别为井眼环空气相、液相和固相速度，m/s；t为钻井时间，s；z为井深，m；

为井筒内水合物分解产气速率和产水速率，kg/(m³·s)；

为储层内水合物分解产气和产水速率，kg/(m³·s)；r、r_ce、r_e分别为环空某位置距离井眼轴线距离、井眼半径、天然气水合物储层半径，m；

优选的，步骤(4)中，建立井眼环空内流体动量方程计算环空流体压力场分布；

井眼环空内压力场方程：

上式中，p为井眼环空井深z处的压力，Pa；F_w为摩擦力，N；g为重力加速度，m/s²；θ为井斜角；

进一步优选的，步骤(4)中，建立井眼环空内流体能量方程计算环空流体温度场分布；

井眼环空内温度场方程：

其中，A＝2πr_piU_p/((ρC)_efhA_a)，B＝2πr_dbU_a/((ρC)_efhA_a)

上式中，T_a为环空温度，℃；v_a为井眼环空流体流速，m/s；T_p为钻杆内流体温度，℃；T_r,0为原始储层温度，℃；φ为孔隙度；S_h为水合物饱和度；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)；△H为天然气水合物分解热，J/kg；(ρC)_efh为环空流体密度和定压比热有效乘积；r_pi钻杆内径，m；r_db为钻头直径，m；U_a为环空流体总传热系数，w/(m²·℃)；U_p为钻杆流体总传热系数，w/(m²·℃)。

6.根据权利要求5所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(5)中，计算井壁温度场；

井壁通过与环空中流体和滤失流体之间的对流换热来获得能量，同时与地层岩石进行热传导将能量传递到地层深处，井壁的温度场计算方程为：

上式中，T_rw为井壁温度，℃；F为钻井液滤失速率，m/s；C_l为钻井液比热容，J/(kg·℃)；δ为钻井液侵入影响深度，m；T_r为储层岩石温度，K；α为井壁传热系数，J/(m²·s)；(ρC)_eh为天然气水合物储层密度与比热容的有效乘积，kg/m³·J/(kg·℃)；K_eh天然气水合物储层有效导热系数，J/(m·min·℃)，其计算公式如下：

F＝kφΔp/2μ(t-t_pz) (8)

(ρC)_eh＝φS_wρ_wC_w+φS_hρ_hC_h+φS_gρ_gC_g+(1-φ)ρ_rC_r (10)

K_eh＝φS_wK_w+φS_hK_h+φS_gK_g+(1-φ)K_r (11)

其中，μ为钻井液粘度，Pa·s；k为相对渗透率，m²；k₀为储层原始相对渗透率，m²；△p为井深z处环空流体压力与地层压力的差值，Pa；t为钻井时间，s；t_pz为钻井液到达井深z处所需的时间，s；S_wir表示残余水饱和度，跟水合物储层的岩石和流体特性有关，无量纲；φ为孔隙度，无量纲；S_w、S_g、S_h为储层含水饱和度、含气饱和度、含天然气水合物饱和度，无量纲；ρ_w、ρ_g、ρ_r为水、天然气和储层岩石的密度，kg/m³；C_w、C_g、C_h分别为水、天然气体、天然气水合物的比热容，J/(kg·℃)；K_w、K_g、K_h、K_r为水、天然气体、天然气水合物、储层岩石的导热系数，J/(m·min·℃)；

优选的，步骤(5)中，根据天然气水合物多孔介质内流体连续性方程计算储层流体速度分布；

储层多孔介质内流体包含钻井液及水合物分解液相、水合物分解气相流动，通过气相连续性方程计算得到储层多孔介质内气相速度v_mg分布：

通过液相连续性方程计算得到储层多孔介质内液相速度v_ml分布：

上式中，v_mg为储层气相运移速度，m/s；v_ml为储层液相运移速度，m/s；

根据天然气水合物多孔介质内流体连续性方程、动量方程计算多孔介质流体压力场分布：

多孔介质内压力场方程：

其中，μ_g为储层气相的粘度，Pa·s；μ_l为储层液相的粘度Pa·s；p_r为钻井液侵入储层r位置处的压力，Pa；

进一步优选的，步骤(5)中，根据天然气水合物多孔介质内流体能量方程计算多孔介质内流体温度场分布；

天然气水合物多孔介质内能量方程：

上式中，T_e为储层温度，℃；

为储层内水合物分解速率，kg/(m³·s)；ΔH为天然气水合物分解热，J/kg；ΔT为井壁与储层温度差值，℃。

7.根据权利要求6所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(6)中，确定钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡条件：

根据钻井液添加剂影响下天然气水合物相平衡方程确定其相平衡条件：

上式中，T为体系温度，K；Δμ₀为标准状态下空水合物晶格和纯水中水的化学位差；T₀为标准状态下的温度，K；p₀为标准状态下的压力，Pa；ΔH₀为空水合物晶格和纯水的比焓差，J/kg；ΔV为空水合物晶格和纯水的比容差，m³/kg；ΔC_p为空水合物晶格和纯水的比热容差，J/(kg·K)；R为气体常数，8.314J/(mol·K)；N_c为混合物中可以生成水合物的组分数目；ε_i为水合物相中单位水分子中i型孔穴数目；θ_ij为客体分子j在i形孔穴中的占有分率；f_w为水在富水相中的逸度，Pa；

为纯水在参考状态T和p下的逸度，Pa；若已知水合物的类型，常数θ_ij及C_ij可以确定，无量纲；同时可根据实验测量得到不同钻井液添加剂浓度下的

数值。

8.根据权利要求7所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(7)中，根据步骤(3)、(4)、(5)、(6)所述模型，可计算得出天然气水合物储层动态温度场和压力场分布，进而由式(16)可判断储层天然气水合物是否分解及分解速率，式(14)、式(15)中包含储层天然气水合物饱和度参数，可进一步计算得出储层天然气水合物饱和度动态分布。

9.根据权利要求8所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(8)中，应用粒子群算法实现钻井液添加剂和温压场对储层天然气水合物相态协同调控；

(8-1)初始化粒子群，取群体规模N，每个粒子的位置x_k＝(x_k1，x_k2，x_k3)，每个粒子的速度v_k＝(v_k1，v_k2，v_k3)，1、2、3分别代表钻井液添加剂、温度、压力；

(8-2)根据式(1)、(14)、(15)、(16)建立储层天然气水合物饱和度动态变化方程

S_w＝f(C,T,p) (17)

计算每个粒子的适应度值：

Fit[t]_k＝f(C,T,p)_k (18)

上式中，S_w为天然气水合物饱和度，无量纲；C为钻井液添加剂浓度，无量纲；T为储层任意位置处温度，℃；p为储层任意位置处压力，Pa；Fit[t]_k为第k个粒子适应度值；

(8-3)计算粒子群适应度最高的位置向量和最优位置向量

选取粒子群中适应值最高的粒子初始化为P_g(t)，第k个粒子自身搜索到的最优位置向量p_kl(t)；

(8-4)更新粒子群速度和位置

根据式(19)、(20)、(21)将粒子群的速度和位置进行更新：

v_kl(t+1)＝v_kl(t)+c₁r_1l(t)(p_kl(t)-x_kl(t))+c₂r_2l(t)(p_kl(t)-x_kl(t)) (20)

x_kl(t+1)＝x_kl(t)+v_kl(t+1) (21)

P_g(t)＝min(f(p_0l(t)),f(p_1l(t)),......,f(p_kl(t))) (22)

上式中，k表示第k个粒子，l为粒子得第l维，t表示第t代，c₁为调节粒子自身最好位置方向的步长，取值c₁＝2.8；c₂为调节粒子向全局最好位置发展的步长，取值c₂＝1.3；r_1l和r_2l为两个相互独立的随机数；x_kl为位置向量，表示粒子第k个粒子目前所处的l维空间位置；v_kl为速度向量，表示粒子第k个粒子目前所处的l维空间速度，p_kl为第k个粒子当前最好位置，P_g(t)为全局最好位置适应度值；

(8-5)对粒子进行优化评价

对比每个粒子Fit[t]_k和P_g(t)，如果Fit[t]_k小于P_g(t)，则用Fit[t]_k替换P_g(t)，取值最小的粒子群个体极值为全局最优值；如果Fit[k]大于P_g(t)，则P_g(t)为全局最优值；

(8-6)判断适应度值是否满足循环条件

判断目标函数值P_g(t-1)与P_g(t)的全局最优值误差，如果两次误差绝对值小于0.1％或达到最大循环次数则退出程序，输出最优钻井液添加剂浓度、温度和压力数据组合使储层天然气水合物饱和度变化最小，否则返回步骤(8-2)。

10.根据权利要求9所述的钻井液添加剂和温压场协同调控储层天然气水合物相态方法，其特征在于，步骤(8-1)中，群体规模粒子群数N设置在100至1000数值间，随机初始化位置x_k和速度v_k，设置最大迭代次数为1000。

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