[发明专利]一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法

摘要

本发明公开了一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法，包括：建立控制方程；求解域网格划分与节点布置；控制方程离散；气藏参数数值反演算法；编制气藏状态参数分析模拟器；边界条件与初始条件设置。在本发明的优点在于：气藏状态参数随钻实时准确分析，提高气井开发效益。集成了多个控制方程，综合考虑了气藏到井筒的渗流、井筒内的气液两相流动与换热、气相在钻井液中的溶析、温压对气相热物性的影响，可依据地面气测参数反演得到气藏状态参数沿井深剖面，气藏状态参数更精细；准确识别井涌程度和井涌风险，对防范井喷风险和保证钻井作业安全具有重要意义。

主权项

1.一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法，其特征在于，包括以下步骤：1)建立控制方程，包括如下步骤：11)建立单液相井筒压力场模型；公式如下：式中：为总压力梯度，Pa/m；Zv为垂深，m；为单液相钻井液摩阻压力梯度，Pa/m；采用Herschel‑Bulkley流变模型计算液体钻井液摩阻压力梯度；12)建立单液相井筒换热模型，包括如下步骤：121)建立钻柱内钻井液模型122)建立钻柱管体模型123)建立环空钻井液模型124)建立地层模型125)建立井壁与地层界面模型13)建立气液两相流换热模型，包括如下步骤：131)建立质量守恒方程包括：建立钻井液质量守恒方程：建立游离气质量守恒方程：建立溶解气质量守恒方程：132)建立动量守恒方程，如下式：133)建立能量守恒方程，包括：建立钻柱内能量守恒方程：建立环空能量守恒方程：建立井筒/地层交界面能量守恒方程：式中f(t)为无因次瞬时热损失函数；14)建立气藏渗流模型，包括以下步骤：141)建立低压气体非达西不稳定渗流模型：142)建立高压气体非达西不稳定渗流关系模型：15)建立天然气PVT模型，公式如下：其中：ρr＝0.27pr/(Z.Tr)，pr＝p/pc,Tr＝T/Tc，Z＝pv/(RT),ρ＝1/v其它参数如下：A1＝0.3265,A2＝‑1.0700,A3＝‑0.5339,A4＝0.01569A5＝‑0.05165,A6＝0.5475,A7＝‑0.7361,A8＝0.1844A9＝0.1056,A10＝0.6134,A11＝0.7210；步骤16)建立天然气粘度模型，公式如下：R1:0<ρg≤0.26g/cm3,0.7≤Tr≤3.4,16≤Mw≤72.2μ＝5.6563271×10‑2ρg+4.9374602×10‑3Tr+4.1949307×10‑5Mw+2.93978342×10‑3R2:0.26<ρg≤0.46g/cm3,0.88≤Tr≤3.4,16≤Mw≤72.2μ＝1.3707401×10‑1ρg+2.72296913×10‑3Tr+7.64990184×10‑6Mw+4.050623771×10‑3R3:0.46<ρg≤0.595g/cm3,0.645≤Tr≤1.5,21.6≤Mw≤119μ＝4.8834347×10‑1ρg+4.437225271×10‑2Tr+6.5756117×10‑4Mw‑2.002744453×10‑1R4:0.595<ρg≤0.76g/cm3,0.5≤Tr≤1.4,35≤Mw≤119μ＝1.500143567ρg+9.84848797×10‑2Tr+1.407003797×10‑3Mw‑8.257944449×10‑1  (16)17)建立溶解速率模型，公式如下：式中：为考虑三种主要组分的饱和溶解度；cbulb为平均溶解度；K为质量传输系数，层流时：k＝0.026Re^0.8Sc^1/3D/(d_out‑d_inner)，紊流时：18)建立气液两相流流速模型，公式如下：vg＝C0vm+v∞   (18)式中：C0——速度剖面系数；两相流中心处速度与平均流速的比值，取决于流型，流型包括：泡状流、段塞流、搅动流、环状流；vm——气液两相流混合物平均速度；v∞——气相的相对液相滑移速度，取决于流型；2)求解域网格划分与节点布置，应用交错网格技术布置温度和压力速度节点位置，其中温度节点位于网格中心，压力和速度项布置于网格边界处，从而保证离散变量严格满足控制方程和求解变量的连续；轴向坐标自井口指向井底，轴向网格编号自井口向井底逐渐增加，井口节点编号为1，井底增加一个网格轴向长度为0的虚拟节点N+1，各离散区域相同节点编号的网格轴向位置相同，过流面积改变处布置于网格边界处；油气扩散运移模拟过程中，新时间步长内，气相运移距离不允许超过网格长度，否则会造成计算不收敛问题，即新时间步的步长应满足：3)控制方程离散，包括如下步骤：31)质量守恒方程离散离散质量守恒方程7、方程8和方程9得到：液相：自由气相：溶解气相：tn‑1时刻网格参数和上游(i+1)节点tn时刻参数已知，故，质量守恒离散方程求解实质为tn时刻网格下游边界处液相、溶解气和自由气的质量传输项求取；环空中单元格按照内部流体相组成分为三种网格单元：①气液两相混合网格单元；②气相前缘网格，该网格内一部分为气液两相，一部分为纯液相；③纯液相网格；在气相前缘所在网格上部的网格为纯液相网格；311)气液两相网格下游边界质量传输气液两相网格边界处流出的三种物质质量，可以根据时间步长、上一时间步长的体积含气率、上一时间步长各自的密度、和当前时间的各自速度计算得出；液相：自由气：溶解气：312)纯液相网格下游边界质量传输纯液相网格边界处流出的只有不含溶解气的液相，可以根据时间步长和当前时间的速度计算得出；液相：自由气：溶解气：313)气相前缘网格下游边界质量传输t^n‑1时刻到tⁿ时刻下游边界处气相速度为液相速度为纯液相中不含溶解气；t^n‑1时刻节点i中气液两相部分长为L_g，纯液相部分长度为(△Z_i‑L_g),气液两相部分的体积含气率为液相密度为气相密度为纯液相密度为ρ_ι；气相前缘经过后到达网格i下游边界处，△t时刻内纯液相速度为网格气液两相平均速度，即①Δtⁿ≤Δt时，即Δtn时段气相前缘未超过下游边界，这种情况下排出的只有纯液相，排出的质量为：液相：溶解气：自由气：②Δtn>Δt时Δtn时段气相前缘超过下游边界，根据排出的物质是否含有溶解气分两种情况确定排除物质的质量；a.Δtn时段排出的液相体积不大于tn‑1时刻网格内的纯液相体积，不排出溶解气；液相：溶解气：自由气：b.Δtn时段排出的液相体积大于tn‑1时刻网格内的纯液相体积，排出液相中包含有溶解气；液相：溶解气：自由气：式中为i网格tn‑1时刻含溶解气的液相密度，ρ_L为不含溶解气的液相密度；314)网格溶解气质量求取Δt时间段溶解气质量求取区域为网格上游边界到气相前缘，溶解速率按照n‑1时刻网格上游到网格气相前缘区域内的物质构成和流动特征进行求取，忽略该时间段内地层侵入的气体产生的溶解气；Δt时间后静止网格内的溶解气质量为：该方程为标量非线性方程，迭代求解出后，则得Δt时间段内网格溶解气质量增加量为：32)动量守恒方程离散环空钻井液向上流动，轴坐标方向自上而下增加，二者方向相反，离散时将速度项取正值，得离散格式的动量守恒方程：含有气相前缘的网格中，对单液相区和气液两相区分别求取摩阻压力降，通过加权求和得该网格的总压力降；33)能量守恒方程离散应用比焓微商热力学理论，消去井筒/地层界面温度，得到用热阻表示的环空节点温度计算离散方程：式中，为环空钻井液到地层的总热阻；4)气藏参数数值反演算法，包括如下步骤：41)划分网格根据井身结构和钻具结构划分网格，设置节点数组pNode[N]和pNodeNew[N]；pNode中存放上一时间点网格数据，pNodeNew存放新时间点数据；42)计算网格垂向坐标，更新pNode节点数组；根据井眼轨迹计算网格中心的垂直坐标和网格垂直长度；43)按照单液相流动进行温度场分析，更新pNode节点数组44)按照单液相进行网格流动参数和压力计算并；包括液相质量、流出质量、流出质量流量、液相密度、液相流速、压力梯度、压力、截面含气率赋0、气相流速赋0、气相流出质量赋0、溶解气质量赋0、流出溶解气质量赋0，更新pNode节点数组；45)确定气侵节点编号M遍历网格，比对网格节点轴向位置和气层深度，确定气侵节点编号M；46)扩散运移模拟初始条件应用扩散运移模拟时间t＝0，气相前沿网格索引气相前沿网格内气相长度(点气侵处理)；将网格变量pNodeNew[N]同步为pNode[N]数值；47)根据网格长度和网格气相速度确定时间步长dt；48)时间推进，t＝t+dt，49)气侵上游节点压力赋初值气侵上游节点压力调整值pDiff＝0，410)确定气侵上游节点压力，411)根据气层参数、钻进参数和计算气侵量412)根据网格类型计算网格参数自下而上遍历网格，根据网格索引号i确定网格类型，计算网格流动参数；网格内为单液相流动气相前沿网格，更新和气液两相流网格413)比较井口节点压力与大气压，计算相对误差εp，确定底部边界压力调整值414)若εp>10‑3，转至步骤410)，重复执行，直至εp<10‑3，新时间点网格参数计算结束；415)根据新时刻网格流动参数和压力分析新温度场；416)更新全部环空网格数据pNode为pNodeNew；417)若时间到达分析时间，则分析结束，否则，转至步骤47)重复执行。