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Advances in Porous Flow
渗流力学进展
, 2011, 1
,
9-16
http://dx.doi.org/10.12677/apf.2011.12002 Published Online
December
2011 (
http://www.hanspub.org/journal/
apf
/)
Numerical Simulation of Thermal-Hydro-Mechanical
Coupling in Thermal Production Oil Field
*
Liufang Zeng
1
, Jutong Gao
1
, Youjun Ji
2
, Jianjun Liu
2
1
Sinopec Shengli Oilfield Production Gu
d
ong
Branch
, Dongying
2
School of Civil Engineering and Architecture, Southwest Petroleum University, Chengdu
Email: zengliufang.slyt@sinopec.com
Received: Oct. 8
th
, 2011; revised
:
Nov. 15
th
, 2011; accepted:
Nov. 21
st
,
2011
.
Abstract:
Based on reservoir seepage
-
th er mal
-
stress coupling theory, THM coupling model were establish
ed
to simulate the process of thermal production. Take one block in Gudong oil field, the reservoir seepage,
thermal and stress change process were simulated, and the relationship between casing force and steam injec-
tion parameters were analyzed. The resul
ts can provide theoretical guidance for casing protection and the
reasonable decision of injection
-
production parameters.
Keywords:
Thermal Production; Casing Protection; Multi
-
Field Coupling; Numerical Simulation
热采油田储层渗流
–
温度
–
应力耦合数值模拟
*
曾流芳
1
,高聚同
1
,纪佑军
2
,刘建军
2
1
中石化胜利油田分公司孤东采油厂,东营
2
西南石油大学土木工程与建筑学院,成都
Email: zengliufang.slyt@sinopec.com
收稿日期:
2011
年
11
月
8
日;修回日期:
2011
年
11
月
15
日;录用日期:
2011
年
11
月
21
日
摘
要:
基于储层渗流
–
温度
–
应力耦合理论,建立热采开发过程中储层
THM
耦合数学力学模型,以
孤东油田实际区块为研究对象,通过数值模拟研究了开发过程中储层渗流、温度、应力场变化过程,
分析了开发过程中套管受力变化过程,分析了注汽参数与地层应力的关系,为热采过程中套管保护以
及合理注采参数选择提供理论指导。
关键词:
热采;套管保护;多场耦合;数值模拟
1.
引言
我国各油气田套管损坏十分严重,国外同样也存
在套管破坏的情况
[1]
,根据近
30
年来国内外的文献研
究和近
10
年来的动态跟踪研究,套损是国内外长期存
在的问题,而且一直没有得到解决。对于热力法采油
的油田而言,由于高温蒸汽流体的注入,势必引起储
层温度场的变化,储层温度场的变化,一方面改变了
油藏流体的粘度、密度等参数,提高了采收率;另一
方面,由于高温流体的注入,使得岩体及套管内产生
的热应力也使套管的受力状态朝更不利的方向发展。
因此,热采井套损问题近年来变得十分严重
[2
-7]
。开 展
热采井套损影响因素分析,找出满足套管安全和稠油
油藏开发的双重条件下的注汽参数,减少热采井套损
的发生几率,并提出防控措施,该项研究具有十分现
实的重要意义。但目前套损问题的研究仍然存在许多
问题,期待做深入研究,主要体现在:
1)
有关套损力学机理的研究主要是根据弹塑性
力学、岩石流变力学知识建立力学模型,研究套管损
坏的判据,通过物理或数值模拟的方法研究套损机理。
近年来,国内以刘建军教授为代表的学者考虑油藏渗
流与变形耦合作用,研究储层渗流
-
温度
-
应力耦合作
用及其对套管损坏影响。随着油田开发难度的增加,
越来越多的强化采油措施不断用于生产,如高压注水、
*
基金项目:中石化胜利油田分公司科技项目资助。
Copyright ©
2011 Hanspub
APF
曾流芳
等
|
热采油田储层渗流
-
温度
-
应力耦合数值模拟
10
压裂、大型酸化、注蒸汽等,取得了明显的积极效益,
但也使套管的工作环境不断恶化,并且所受的外载不
断增加,而多年来套管强度设计的基本理论和方法均
以完井施工作为主要考虑因素,对注水、采油措施施
工,地应力变化过程种一系列因素考虑较少或未予考
虑
[8
-13]
。加强储层多场耦合理论及应用研究是石油工
程中的一项重要基础研究课题;
2)
有关套损的研究大多集中在注水开发油田套
损方面,有关热采套损的研究偏少,而且大多集中在
机理分析方面;
3)
目前,有关套损方面的研究多是针对某一地
层、某一种套损开展的,但对于具体油藏,套损机理
往往不是单一的,而是包含两种或多种机理,因此迫
切需要建立出由多种套损机理共同或耦合作用的数学
力学模型,编制能模拟多种套损类型的数值计算软件,
从而更为合理地近似实际情况。
本文综合利用构造地质学、地球动力学、岩石力学、
石油地质学、热力学、材料力学、弹塑性力学等相关知
识,从复杂地质储层渗流、温度、应力耦合作用机理出
发,仿真地层压力场,寻求三场耦合作用下套损损坏的
影响因素,以某实际井组为研究对象,建立复杂地层条
件下储层渗流
–
温度
–
应力耦合数学模型,通过数值模
拟,给出了开发过程中地层渗流
–
温度
–
应力动态变化
过程,从而为油田开发及套管保护提供理论指导。
2.
模拟区块油藏地质及开发特征
本研究对象为位于孤东油田九区西块的
R2
-
21
汽
驱井组的八口井。图
1
为孤东油田九区西块位置图。
孤东油田九区位于孤东油田的南部,该区分为东、西
两个含油断块,其中西块为主要含油断块。
孤东油田九区西块于
1992
年进行了三维地震勘
探。本次对孤东油田九区西块油藏进行了储量估算,
Figure 1. Location map of simulation block
图
1.
模拟区块方位图
计算控制含油面积
1.9
km
2
,控制石油地质储量
516.88
×
10
4
t
。其主力含油层系馆上段为河流相沉积,自上
而下划分为馆上
1+2
、
3
、
4
、
5
、
6
五个砂层组。本次
工作的目的层为馆上
4
、
5
、
6
砂层组。馆上
4
、
5
、
6
三个砂层组共分为
18
个小层。
孤东油田九区西块油层埋藏深,厚度薄,净总比
小。孤东九区西块构造形态总体上表现为由北向南倾
没的断鼻构造,东北高,西南低。主力含油层为馆上
段,为河流相沉,油层埋深为
1300
米
~
1470
米。油层
厚度小,平均有效厚度为
10
米,油层厚度
5
米以下的
占
50
%,
5
米
~
10
米的占
35
%,
10
米以上仅占
15
%,
油层厚度净总比
0.40
。储层胶结疏松、易出砂。砂体
自下而上为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩,油
层岩石胶结疏松、易出砂。储层粘土含量较高,平均
为
8
%
~
16
%,粘土矿物成分主要为伊蒙石、高岭石、
绿泥石。储层岩石敏感性中等,其中速敏为弱速敏性,
碱敏为中等偏弱碱敏性,水敏性为中等偏弱水敏性,
温敏为弱温敏性。
3.
储层热
–
流
–
固耦合数学模型
根据多孔介质渗流
–
应力
–
传热耦合理论,可得
储层渗流
–
应力
–
温度场耦合模型为:
( )
( )
2
0
01,2, 3
12
1
,
i
v
ix
ii
ij
w
xyz
ij ij
pE T
Gu Gfi
xx x
uvw
Kp
tx yz
TTT T
kkkQc
x xyyzzt
KK p
ε
α
λ
µ
γ
ρρ
σ
∂
∂∂
∇−+−++ ==
∂∂ −∂
∂∂∂ ∂
∇∇=+ +
∂∂ ∂∂
∂∂∂∂ ∂∂∂
++ +=
∂∂∂∂∂ ∂∂
=
(1)
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|
热采油田储层渗流
-
温度
-
应力耦合数值模拟
11
式中:
x
i
为三个坐标方向
;
f
xi
为
x
i
方向的体积力
;
ε
ij
为应变张量;
u
为位移矢量;
λ
、
G
为拉梅常数;
ε
v
为
体积变形
;
K
ij
为渗透率张量;
k
x
、
k
y
、
k
z
分别为
x
、
y
、
z
三个方向的热传导系数;
p
为孔隙压力;
γ
w
为水
的容重;
T
为温度;
σ
为应力;
c
为比热容。
4.
套损受力的热流固耦合数值模拟
区块模拟范围见图
2
中红色矩形区域内,红色圆
圈为模拟区域目标井,后面的数值仿真过程主要针对
这些井进行,绿色圆圈代表建模过程的辅助井。套管、
水泥环、地层的物理力学参数如表
1
所示,热力学参
数如表
2
所示。
模型
x
方向网格数为
86
,
y
方向网格数为
67
,纵
向分
7
个模拟层,其中
1
、
3
、
5
、
7
层为油层,
2
、
4
、
6
层为泥岩隔层,总网格数为
40
,
334
个,油层平均有
效厚度
50
m
。
模拟中应力计算采取如下应力边界和位移边界:
下底面约束,四周水平位移约束,上顶面为自由面。
Figure 2. Simulation zone and well location distrib
u
tion
图
2.
模拟区域范围及井位分布图
Table 1. Physical
-
mechanical parameters of ca
sing-
cement
-
stratum
表
1.
套管
–
水泥环
–
地层物理力学参数
E
(
MPa
)
μ
C
(
MPa
)
ψ
(°)
抗压强度
(
MPa
)
套管
2.0
×
10
11
0.33
700
水泥环
3 ×
10
10
0.26
26.3
12.8
100
砂岩
2 ×
10
10
0.24
20.7
18
80
泥岩
9 ×
10
9
0.35
18.6
20.2
65
Table 2. Thermodynamical parameters of ca
sing-cement-
stratum
表
2.
套管
–
水泥环
–
地层热力学参数
密 度(
kg/m
3
)
热膨胀系数
(1/K)
参考温度
(K)
套管
7800
1.2
×
10
–5
333
水泥环
2500
1.0
×
10
–6
333
砂岩
2300
1.2
×
10
–6
333
泥岩
21
00
1.
3 ×
10
–6
333
应力边界:垂直地应力按照上覆岩层自重应力施
加
(
27
MPa
)
;水平地应力值根据胜利油田地应力测量
调查统计资料
(
水平最大压应力与深度
h
的关系为
2.5
+
0.0226
h (
MPa
)
;水平最小压应力与深度的关系
1.5
+
0.015
h (
MPa
)
。通过地应力与深度关系计算得到,最
大水平地应力为
27.1
MPa
,最小水平地应力为
18.3
MPa
。
温度场初始及边界条件:油藏初始温度为
50
度,
不考虑四周与外界的热交换,顶底层存在热交换,盖
底层温度为
48
度,油藏与盖底层热交换系数为
149600
J/(d
·
℃
·
m)
渗流场初始及边界条件:油藏初始压力为
1320
kPa
,初始含油饱和度为
0.7
,四周及顶底层质量流量
为零,注汽井为定流量边界,注汽量为
180
m
3
/d
,生
产井为定井底压力边界,井底压力为
3
MPa
。
生产过程控制:模拟的是八口井同时蒸汽吞吐生
产后转蒸汽驱生产过程,吞吐阶段,注汽
10
天,焖井
5
天,然后开井生产,开井生产时间为
270
天,随着
吞吐周期的增加,生产时间逐渐减少到
200
天,以提
高热效率,蒸汽吞吐生产
20
周期,
4860
天,大约
13
年,然后转蒸汽驱,蒸汽驱阶段,采用
GD9
-
14
-4
井
注汽,其余井生产。
为了考虑井组单井在极限情况下的三场变化情
况,现以
R9
-
14
-4
井只注汽而其它井只采油工况为例,
模拟该井在只注汽时套管温度及井壁应力场的变化规
律,模拟结果见下图
3~
图
7
所示
:
从图
3
看出,
GDR9-
14
-4
井注汽
50
天后,即生产
4910
天时,近井温度达到
235
℃,温度影响范围为
80
m
左右,如果继续注汽必然会引起该井井壁温度的进
一步升高,因此这种只注不采的工况对单井的受力是
很不利的,很可能会由于温度过高而引起热力套损。
各生产井之间仍然基本是独立的,其它生产井附近温
度较吞吐时有所降低。从图
4
给出的注汽
50
天后的孔
隙压力分布,可以看出,最高压力为
3.4 MPa
,油藏
未动用区域压力维持稍高水平,注汽井周围压力比生
产井周围稍高,有明显的压力梯度。
图
5
、图
6
、图
7
分别为注汽
50
天后
X
方向、
Y
方向和
Z
方向的正应力分布。从结果可以看出,
GDR2-
19
井附近的
X
方向正应力最大,为
33.5
MPa
,
沿
X
正方向,其它井应力数值稍小,整个油层的应力
比初始地应力提高,这主要是由于开发引起的孔隙压
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热采油田储层渗流
-
温度
-
应力耦合数值模拟
12
力降低所致,其中
GDR9
-14
-4
井附近
X
方向应力最低,
其主要原因是该井进行了长时间的注汽,孔压增大,
导致地应力降低。
GDR2
-
19
井附近的
Y
方向正应力最
大,为
33.5
MPa
,沿
Y
正方向,其它井
Y
方向应力
数值稍小,
GDR9
-
14
-4
井周围地应力最小。
GDR2
-21
井附近的
Z
方向应力最大。
ProR1-20
ProR1-21
ProR1-24
ProR2-19
ProR3-19
ProR3-21
inj9-14-4
0
100 200 300 400 500
0
100 200 300 400 500
-300-200-100
0
-400 -300 -200 -100
0
0.00
205.00
410.00 feet
0.0065.00
130.00 meters
File: gudong01.irf
User: Administrator
Date: 2010-12-8
Scale: 1:3187
Y/X: 1.00:1
Axis Units: m
86
92
98
104
110
116
122
128
134
140
146
152
158
164
169
175
181
187
193
199
205
211
217
223
229
235
gudong casing damage simulation
Temperature (C) 4910.00 day K layer: 3
00
Figure 3. Thermal field on the 4910
th
day
图
3.
第
4910
天温度场云图
ProR1-20
ProR1-21
ProR1-24
ProR2-19
ProR3-19
ProR3-21
inj9- 14 -4
0
100
200
300
400
500
0
100
200
300
400
500
-300-200-100
0
-400 -300 -200
-100
0
0.00
205.00
410.00 feet
0.0065.00
130.00 meters
File: gudong01.irf
User: Administrator
Date: 2010-12-8
Scale: 1:3187
Y/X: 1.00:1
Axis Units: m
2,
980
2,
998
3,
017
3,
035
3,
053
3,
072
3,
090
3,
109
3,
127
3,
146
3,
164
3,
182
3,
201
3,
219
3,
238
3,
256
3,
274
3,
293
3,
311
3,
330
3
,
348
3
,
367
3,
385
3,
403
3,
422
3,
440
gudong casing damage simulation
Pressure (kPa) 4910.00 day K layer: 3
00
Figure 4. Pore pressure distribution on the 4910
th
day
图
4.
第
4910
天孔隙压力云图
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热采油田储层渗流
-
温度
-
应力耦合数值模拟
13
ProR1-20
ProR1-21
ProR1-24
ProR2-19
ProR3-19
ProR3-21
inj9-14-4
0
100 200 300 400 500
0
100 200 300 400 500
-300-200-100
0
-400 -300 -200 -100
0
0.00
205.00
410.00 feet
0.0065.00
130.00 meters
File: gudong01.irf
User: Administrator
Date: 2010-12-8
Scale: 1:3187
Y/X: 1.00:1
Axis Units: m
29
,
833
30
,
028
30
,
224
30
,
419
30
,
614
30
,
809
31
,
005
31
,
200
31
,
395
31
,
590
31
,
786
31
,
981
32
,
176
32
,
371
32
,
566
32
,
762
32
,
957
33
,
152
33
,
347
33
,
543
33
,
738
33
,
933
34
,
128
34
,
323
34
,
519
34
,
714
gudong casing damage simulation
Effective Normal Stress I (kPa) 4910.00 day K layer: 3
00
Figure 5. Effective first normal stress distrib
u
ti
on on 4910
th
day
图
5.
第
4910
天有效第一主应力图
ProR1-20
ProR1-21
ProR1-24
ProR2-19
ProR3-19
ProR3-21
inj9-14-4
0
100
200
300
400
500
0
100
200
300
400
500
-300
-200
-100
0
-400
-300 -200
-100
0
0.00
205.00
410.00 feet
0.0065.00
130.00 meters
File: gudong01.irf
User: Administrator
Date: 2010-12-8
Scale: 1:3187
Y/X: 1.00:1
Axis Units: m
30
,
503
30
,
642
30
,
780
30
,
919
31
,
057
31
,
196
31
,
334
31
,
473
31
,
611
31
,
750
31
,
889
32
,
027
32
,
166
32
,
304
32
,
443
32
,
581
32
,
720
32
,
858
32
,
997
33
,
135
33
,
274
33
,
412
33
,
551
33
,
689
33
,
828
33
,
967
gudong casing damage simulation
Effective Normal Stress J (kPa) 4910.00 day K layer: 3
00
Figure 6. Effective second normal stress distribution on 4910
th
day
图
6.
第
4910
天有效第二主应力图
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2011 Hanspub
APF
曾流芳
等
|
热采油田储层渗流
-
温度
-
应力耦合数值模拟
14
ProR1-20
ProR1-21
ProR1-24
ProR2-19
ProR3-19
ProR3-21
inj9- 14-4
0
100 200 300 400 500
0
100 200 300 400 500
-300-200-100
0
-400 -300 -200 -100
0
0.00
205.00
410.00 feet
0.0065.00
130.00 meters
File: gudong01.irf
User: Administrator
Date: 2010-12-8
Scale: 1:3187
Y/X: 1.00:1
Axis Units: m
36
,
186
36
,
247
36
,
308
36
,
370
36
,
431
36
,
492
36
,
554
36
,
615
36
,
676
36
,
738
36
,
799
36
,
860
36
,
922
36
,
983
37
,
044
37
,
105
37
,
167
37
,
228
37
,
289
37
,
351
37
,
412
37
,
473
37
,
535
37
,
596
37
,
657
37
,
719
gudong casing damage simulation
Effective Normal Stress K (kPa) 4910.00 day K layer: 3
00
Figure 7. Effective second normal stress distribution on 4910
th
day
图
7.
第
491
0
天有效正应力
K
云图
图
8
为注汽
50
天后的位移场矢量图。从图
8
看出,
GDR9-
14
-4
井连续注汽
50
天后,油藏总体位移方向是
向西北方向,最大位移量发生在
GDR9-
14
-4
井附近。
图
9
为吞吐生产结束时井壁径向挤压力计算结
果。
从图
9
看出,地层径向挤压力在各井井壁处达到
最大值,其主要原因是:一方面,随着开发的进行,
地层孔隙压力下降,在井壁附近孔隙压力下降幅度最
大,尤其是在开井生产初期,套管井内外压差很大,
很容易引起套管损坏;另一方面,由于注入高温蒸汽
对套管及地层的加热,套管温度升高,引起很大的热
应力,同样会在井壁处产生应力集中,两种应力集中
叠加的结果使得套管处于更不利状态,加剧套管了损
坏。吞吐生产结束时
R9
-14
-4
井壁径向挤压力达到最
大值为
85 MPa
,
R9
-
14
-4
井在连续
注汽
50
天后挤压力
达到
88
MPa
,如果超过套管抗挤强度,就会发生套管
损坏,这种只注不采的工作制度对套管的受力是很不
利的,要避免油井的这种极限工作情况,可以采取间
歇注汽的方法进行蒸汽驱开采。
5.
结论
本文建立了考虑渗流
–
温度
–
应力耦合的热采过
程数学模型,基于孤东油田
R2
-
21
井组地质及井资料
建立了该井组地质模型,并形成了热采过程数值模型,
对该井组热采过程进行了数值模拟,根本井组热采过
程三场参数数值模拟结果分析,得到主要结论如下:
1)
随着蒸汽吞吐周期数的增大,油层温度逐渐升
高,单井温度影响范围逐渐增大,但由于蒸汽吞吐过
程单井加热范围有限,各吞吐井之间温度场相对独立,
近井和油层之间温度梯度较大。
2)
注汽结束后,近井油层孔隙压力有所提高,生
产结束后,油层压力大幅度降低。由于油层的非均质
性较强,并且局部存在尖灭地带,使得渗流场的压力
传播在这些区域的传播较困难,减缓了油层油水运移
的速度。
3)
在开发初期,随着注汽的进行,油层水平及垂
直地应力随着孔隙压力升高而有所降低,由于受到渗
流场及地质情况的影响,这种地应力变化也不均匀。
4)
油藏开发一段时间后,孔隙压力整体下降,同
时,地应力升高,并导致了油层位移的变化。
5)
吞吐结束后,整个油层的应力比初始地应力增
大,
GDR2
-
19
井附近的
X
方向正应力最大,为
32.7 MPa
,
沿
X
正方向
GDR1
-
21
及
GDR3
-
19
井附近
Y
向位移最
大,达到
1.8 cm
,沿负
Y
方向。
GDR2
-
21
井附近
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温度
-
应力耦合数值模拟
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ProR1-20
ProR1-21
ProR1-24
ProR2-19
ProR3-19
ProR3-21
inj9- 14-4
0
100 200 300 400 500
0
100 200 300 400 500
-300
-200
-100
0
-400 -300
-200
-100
0
0.00
200.00
400.00 feet
0.0060.00
120.00 meters
File: gudong01.irf
User: Administrator
Date: 2010-12-8
Scale: 1:3109
Y/X: 1.00:1
Axis Units: m
Vectors:
Geomechanical Displace
Largest Vector:
0.156854 m
1,
299
1,
303
1,
307
1,
311
1,
314
1,
318
1,
322
1,
325
1,
329
1,
333
1,
337
1,
340
1,
344
1,
348
1,
351
1,
355
1,
359
1,
363
1,
366
1,
370
1,
374
1,
377
1,
381
1,
385
1,
389
1,
392
gudong casing damage simulation
Grid Top (m) 4910.00 day K layer: 3
00
Figure 8. Displacement
vector map on 4910
th
day
图
8.
第
4910
天位移场矢量云图
Figure 9. Radial extrusion pressure distribution of well
-
bore after Huff and puff production
图
9.
吞吐生产结束时井壁径向挤压力分布
的
Z
方向应力最大,其次是
GDR3
-
19
井,说明这两
口井附近孔隙压力在开采过程减小幅度较大。
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