流固耦合作用下含水层地下储气库天然气注采运移规律研究

针对地下储气库天然气注采运移过程中较少考虑应力场与渗流场相互耦合作用的不足,基于多孔介质弹性力学和渗流力学理论,建立了含水层型地下储气库天然气注采运移的流固耦合数学模型。首先通过对研究区块岩心开展三轴试验和应力敏感性试验得到储盖层的岩石力学参数和渗透率与有效应力的关系曲线,在此基础上建立了含水层地下储气库计算模型并对储气库天然气注采运移开展数值模拟研究,对比了耦合模型与传统渗流模型的计算精度;并重点讨论了储层渗透率、储层厚度、注入速率和排水量等参数对天然气运移规律的影响。计算结果表明:建立的流固耦合模型与传统渗流模型的计算结果具有较好的一致性,考虑流固耦合作用比非耦合作用下的储层压力增加1.04 MPa。含气饱和度随着储层渗透率和注入速率的增加而非线性增大,随着储层厚度的增大而非线性减小,随着排水量的增加影响不明显。     

考虑储气库裂隙储层分形特点的天然气渗流规律分析

考虑储气库裂隙介质分形特点以及临界运移饱和度的影响,根据两相不稳定渗流理论和分形理论,将裂隙储层介质分形参数引入到相对渗透率的预测,建立了储层相对渗透率与裂隙尺寸、典型单元体尺寸、毛管压力之间的关系;并分析了高含水衰竭油气藏裂隙储层改建储气库后的渗流规律及井底压力变化规律。采用计算模型与三维渗流模型所得计算结果进行了对比分析,并研究了分形维数、典型单元体尺寸、裂隙尺寸比、储层厚度、注气速率、排水速率对储气库井底压力的影响。计算结果表明:采用的计算模型考虑了裂隙储层的分形特点,具有较高的计算精度,可以满足实际工程计算需求;气相相对渗透率随着分形维数的增大而增大,水相相对渗透率随着分形维数的增大而减小;储气库井底压力随着裂隙介质分形维数、储层厚度、排水速率的增大而减小;随着典型单元体尺寸、裂隙尺寸比、注气速率的增大而增大。     

地下储气库天然气运移的等效渗流模型

考虑含水层型地下储气库水平尺寸远大于垂向尺寸的特点,建立含水层型地下储气库天然气运移的等效渗流模型.所建模型通过垂向积分并沿储层垂向高度平均将复杂的含水层型地下储气库三维渗流问题简化为二维平面问题.利用所建模型计算中国某拟建封闭含水层型地下储气库注气后储层含气饱和度和储层压力的变化,对比所建模型与传统三维渗流数学模型的...     

考虑裂缝变形的地下储气库数值模拟研究

在WarrenRoot双孔模型的基础上,考虑了枯竭裂缝性油藏型储气库运行过程中,压力反复升降使介质发生不完全可逆变形对储气库孔隙度和渗透率的影响,建立考虑介质变形的枯竭裂缝性油藏型地下储气库的数学模型,应用该模型进行了实例计算。算例分析表明：随储气库运行时间的增加,考虑变形的储气库压力和注气井井底流压逐渐升高、孔隙度和渗透率逐渐降低;而未考虑变形的储气库压力在一定范围内波动,注气末井底流压基本保持不变;在模拟储气库运行4年后,考虑变形计算的储气库压力比未考虑变形储气库压力高1.2MPa,注气井井底流压高2.96MPa,孔隙度是原始孔隙度的0.96,渗透率是原始渗透率的0.87,由此可见裂缝性油气藏型地下储气库的地层变形不能忽略,建议在天然气地下储气库矿场应用和理论研究时考虑裂缝变形对储气库的影响。     

硬脆性泥页岩渗流-应力耦合井壁坍塌压力计算方法

硬脆性泥页岩的井壁坍塌是制约我国油气资源战略向深部地层成功转移的重要技术瓶颈。建立了裂缝渗流-应力耦合作用下孔隙压力的计算模型,选用弱面破坏准则,综合考虑各向异性、裂缝产状、井眼轨迹、地应力、渗流应力的影响建立了硬脆性泥页岩井壁坍塌压力的计算方法,分析了裂缝渗流、井眼轨迹和裂缝产状对坍塌压力的影响规律。研究发现,钻井液沿裂缝渗流导致坍塌压力升高,渗流初期坍塌压力升高较快,随时间推移,升高量逐渐逐渐减小;在高倾角裂缝中沿裂缝倾向钻进水平井坍塌压力较低。改善钻井液的封堵性、流变性和润湿性,减缓钻井液沿裂缝面的渗流,避免在坍塌压力较高的区域钻井,是该类地层安全钻井的关键。     

考虑沥青质沉积的储层压力场数值模拟研究

油藏开发过程中,随着储层压力的下降和轻质组分的采出,原油中的胶质、沥青质等重质成分逐渐析出并沉积在岩石孔隙表面,造成渗流通道的堵塞,进而影响开发效果。文章根据相平衡理论和修正的Flory-Huggins溶解理论,建立了沥青质的溶解模型和沉积模型,并结合毛管束模型,建立了考虑储层渗透率、孔隙度变化的流固耦合渗流模型,并对模型进行了求解。研究结果表明,随着储层压力降低,沥青质的溶解度先减小后增大,在饱和压力处取得最低值,为减少沥青质析出对开发效果的影响,应尽量使地层压力保持在饱和压力附近;沥青质沉积主要发生在近井地带,随着井距的增大,沥青质沉积量逐渐减小,对储层渗透率、孔隙度的影响也逐渐变弱;压力场求解结果表明,当考虑沥青质沉积时,生产井附近渗流阻力增大,地层压力衰减加快。     

考虑黏度变化的球塞副稳态工况泄漏特性研究

建立球塞副偏心稳态运动的双边楔形缝隙流场数学模型,应用数值方法联合迭代求解雷诺方程和能量方程,利用求解出的压力场和温度场相互修正. 在此基础上得到压差-剪切流动造成的黏度变化并运用于泄漏量特性计算. 基于此得到球塞副在不同入口压力、不同工作转速、不同滑转率下的泄漏特性,并对压差和剪切导致的泄漏进行了区别分析. 结果表明入口压力直接影响泄漏量,黏度变化导致泄漏量变化速率增加;运动引起的剪切产热导致泄漏增大,但在高压条件下所占比例减小;试验结果验证了计算结论,说明变黏度泄漏计算模型的准确性.      

国外枯竭气藏型储气库重大事故经验与启示

目前,中国正处于天然气地下储气库建设的初级阶段,在事故预防、应急与处理等方面经验存在不足。为此,开展了国外地下储气库泄漏事故调研,统计了地下储气库发生事故概率,并分析了主要原因及其危害,以期指导中国储气库安全平稳运行。研究结果表明,气藏型地下储气库发生事故概率最高,危害性最大;主要事故类型包括地面设施损坏、圈闭密封性破坏及井筒完整性失效3种。按照事故发生频次分别为地面设施、圈闭、井筒;按事故危害程度分别为圈闭、井筒、地面设施。在重点剖析了国外气藏型储气库典型泄漏案例后分析认为,应重视储气库圈闭密封性的动态监测;选址评价时应重点开展断裂与老井密封性评价。最后,结合中国储气库建设发展现状,提出了5点建议以期为中国地下储气库高效建设、安全运行提供重要保障。     

压气储能洞室气密性影响因素分析

压缩空气储能技术可以解决可再生能源发电的不稳定性和间歇性的缺点,而地下储气洞室是压气储能工程的重要组成部分.人工开挖并施作内衬的硬岩洞室因受地质条件限制小、适应范围广、气密性和稳定性好而受到关注.研究了内衬混凝土渗透率对洞室气密性的影响,基于达西定律,推导了计算储气洞室气体泄漏量的理论公式,获得了典型压缩空气储能压力条件下洞室内部气体的泄漏情况,并在此基础上分析了衬砌渗透率、衬砌厚度和洞室形状三种因素对气密性的影响.结果表明,在洞室内压8 MPa的情况下,利用P8等级的抗渗混凝土作为混凝土内衬,可以使洞室内气体日泄漏量低于1%,满足压缩空气储能电站的运行要求.同时,气体泄漏量随着内衬渗透率的增加而线性增加;在相同的渗透率条件下气体泄漏量随衬砌厚度的增加而减小;在相同容积条件下,圆柱形地下储气库的密封效果好于球形洞室.研究结果证明内衬硬岩洞室作为压缩空气的地下储气库在理论上具有良好的可行性.     

低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度研究

为了描述低渗透油藏聚合物驱的渗流规律及启动压力梯度特征,借鉴水驱启动压力梯度的试验测定方法,将压差-流量法和毛细管平衡法相结合,在不同储层渗透率和体系黏度下开展低渗透储层聚合物驱渗流试验;在此基础上,基于非线性渗流理论量化表征聚合物驱启动压力梯度,建立聚合物驱非线性渗流系数与体系黏度、储层渗透率和流度的量化关系。结果表明,随着储层渗透率的降低或体系黏度的增大,相同渗流速度下聚合物驱的渗流阻力增加、压力梯度增大;聚合物渗流曲线用非线性方法表征吻合较好,且随着储层渗透率降低、体系黏度增大或流度降低,聚合物驱非线性渗流系数均增大;流态图版包含对不流动区、非线性渗流区和拟线性渗流区的定量描述。     

天然气水合物渗流特征及其描述

天然气水合物渗流是一个多相多组分非等温的物理化学渗流过程,这个过程包含了相变、能量变化以及储层介质的物理性质的变化。提出了天然气水合物藏孔隙度、渗透率、饱和度等参数的定义方式。应用渗流力学理论,结合水合物开采方式,对其渗流过程进行了描述,建立了天然气水合物藏开采的基本数学模型,并探讨了目前天然气水合物渗流研究存在的问题,为下一步天然气水合物藏的物理模拟和数值计算提供了理论基础。     

库车裂缝性砂岩气藏渗透率模型研究与应用

裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。     

页岩气藏分段压裂水平井不稳定渗流模型

针对页岩气藏中吸附气和游离气共存的储集方式,基于双重介质模型建立考虑吸附解吸过程的页岩气藏不稳定渗流数学模型,并定义新的参数来表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,利用Laplace变换计算页岩气藏点源解,通过叠加原理得到定产量生产时水平井分段压裂改造后井底压力解,对考虑井筒和表皮系数的影响以及定井底流压生产时水平井动态产能进行分析。结果表明:在开采过程中页岩吸附解吸气量所占比例较大,且考虑吸附解吸后,定产量生产所需压差小,压力波传播到边界时间晚,压力导数曲线凹槽更加明显,同时定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;Langmuir吸附体积越大,压力波传播越慢,所需压差越小,压力导数曲线凹槽越深,同时页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越小。     

天然气水合物固定井压开采过程数值模拟

采用数值模拟方法研究天然气水合物在压降条件下的开采过程.在井压固定的前提下,建立了轴对称结构下的物理与数学模型.通过计算获得了储藏层中的天然气水合物在不同环境条件下的温度、压力、分解锋面与井间距离,以及以时间为函数的产气率.计算结果表明:天然气水合物的分解程度对井压、储藏层温度的变化十分敏感;大范围的分解并不会带来产气率的大幅度提高;较高的储藏层温度、较低的井压将增大产量;产气率随时间缓慢降低.     

致密砂岩气藏渗流机理及开发技术

致密砂岩气藏具有相对复杂的渗流规律,明确其储层条件下的渗流机理有利于制订合理、有效的开发方案。通过总结国内外相关的研究成果,并有针对性地进行了补充实验研究,取得了致密砂岩气藏渗流机理的一些新认识:1实际生产过程中,由于受到孔喉半径较小、废弃地层压力较高的限制,无需考虑其滑脱效应和高速非达西渗流对渗流特征及开发效果的影响;2其阈压梯度和应力敏感程度随着储层渗透率的降低而增大,随着储层含水饱和度的升高而增大;3压力梯度可以显著的影响气水两相的渗流能力,随着压力梯度的增大,气相相对渗透率逐渐降低,水相相对渗透率逐渐升高。基于渗流机理的认识和美国致密砂岩气藏的开发情况,总结了有效的开发技术对策:大型水力压裂技术、井网加密技术、小井眼钻井及欠平衡钻井技术、控压开采技术。     

考虑应力敏感性的低渗气藏压裂气井产能模型

 渗透气藏孔喉致密存在应力敏感性,而且气井投产前普遍进行压裂,因此建立考虑应力敏感性的气井产能模型具有一定的意义。选用塔里木低渗透气藏的岩心开展应力敏感性实验,实验表明低渗透气藏存在较强的应力敏感性,渗透率越低,应力敏感性系数越大,应力敏感性越强。将压裂气井的渗流区域划分为裂缝两端的径向流和裂缝两边的线性流推导了考虑应力敏感性的压裂气井产能模型。应力敏感对压裂气井产能有较大影响,应力敏感性越强的气藏,产能损失率越高,随着井底流压的降低,应力敏感性引起的产能损失增加。压裂是改善受应力敏感性影响的低渗气藏气井产能的有效途径。     

天然气水合物热激励法开采模型研究

根据分子动力学分解理论,建立了天然气水合物热激励法开采数学模型,并在此基础上考虑了逆反应的存在对水合物分解规律和气体在地层中渗流特性的影响.利用有限差分法对压力和温度控制方程进行了数值求解,同时分析了地层压力场和温度场的分布规律、天然气的产量变化特征以及渗透率对它们的影响.计算结果表明,在水合物分解前沿,压力值出现跳跃而温度值达到最低点,天然气的产量随时间呈明显的周期性变化趋势,而且随着时间增长,周期逐渐变长,对渗透率的变化敏感.通过分析比较,计算结果与实验结果吻合很好.     

高压气井修井挤压井井筒流动模型

塔里木油田克深气田超深、高温、高压,部分气井在生产过程中环空异常带压,若长期监控生产,井控风险大,需要进行压井以便开展修井作业。高压气井修井挤压井作业过程井筒流动规律复杂,压井风险高。考虑压井过程井筒-地层复杂耦合流动,建立了高压气井挤压井数学模型,模型预测结果与实测数据吻合较好,能够满足高压气井挤压井施工设计的需要。通过数值计算,分析了高压气井挤压井作业井筒流动规律及影响因素。研究表明,挤压井过程中井底压力和油压对地层渗透率、储层厚度、地层压力、压井液排量等参数较为敏感,储层渗透率和厚度越低,地层压力越高,压井井底压力和油压越高。压井液排量越大,压井持续时间越短,产生的井底压力越高。挤压井作业需根据储层渗透率、厚度及地层压力等参数,确定合理的压力液排量等施工参数,在保证压井成功高效的前提下,避免压漏地层。