一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法技术

本发明专利技术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。在本发明专利技术的优点在于：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。

An inverse analysis method for gas reservoir state parameters while drilling

The invention discloses a numerical inversion analysis method for gas reservoir state parameters while drilling, which includes: establishing control equation; meshing and node arrangement of solution domain; discretizing control equation; numerical inversion algorithm for gas reservoir parameters; compiling gas reservoir state parameter analysis simulator; setting boundary conditions and initial conditions. The invention has the advantages of real-time accurate analysis of gas reservoir state parameters while drilling, and improving the development benefit of gas wells. Several control equations are integrated, and the effects of gas reservoir-to-wellbore percolation, gas-liquid two-phase flow and heat transfer, gas dissolution in drilling fluid and temperature and pressure on the thermal properties of gas phase are considered comprehensively. It is of great significance for preventing blowout risk and ensuring drilling operation safety to distinguish the degree and risk of blowout.

【技术实现步骤摘要】
一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法
本专利技术涉及气井测试
，特别涉及一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法。
技术介绍
气井测试作业是油气井勘探开发行业常用的直接获取气藏参数的技术手段。气井测试通常有两种方法：气井完井测试和中途测试，完井测试是在气井完钻后下入测试关注，采出天然气，分析气体流量和压力反应，分析采出气样的物性，从而获取气层状态参数。中途测试则是在气层钻进过程中进行，用钻柱代替测试管柱，执行测试作业，实现气层状态参数的描述。二者主要区别是用于测试的管柱不同和时间节点不同，但主要技术特点相似。气井测试方法获取气层状态参数的主要缺点表现为：1.延长建井周期，增加建井成本。气井测试作业需要在停钻状态下进行，并需要下入和取出测试管柱，耗时长。此外，由于测试作业进行时钻井作业处于静止状态，极易引发井下卡钻等复杂事故，进一步延长建井周期，增加建井成本。2.测试参数为气层总体均值，难以获取气藏状态参数随井深变化剖面。由于完井测试和中途测试作业耗时长、成本高，故测试作业仅在特殊层位开展，测试作业仅能做出完钻气层段状态参数的整体反应，难以反映气藏随深度的差异性。气测录井是一种随钻天然气地面测试技术，利用安置在振动筛前的脱气器获得从井底返回的钻井液所携带的气体，对其进行组分和含量的监测和编录，据此判断地层流体性质，间接对储层进行评价和解释。气测录井技术对储层评价解释的依据为地面返出气，天然气自气藏到地面的输运过程中经历溶解、析出和气液两相运移复杂过程，该技术主要具有两个缺点：1.时间滞后性。从钻遇气藏，天然气侵入钻井液到地面检出天然气，存在较大时间滞后性，从而导致地面获得的气藏参数与气藏深度难以准确对应；2.分析结果误差大。地面获取的天然气量是气藏产出气量与井筒内溶解和滞留天然气量的差，且不同的气体存在溶解度差异，故地面捕获气量和气体组分与井底气藏侵入量及组分存在较大差异，直接依据地面获取的天然气进行组分和含量分析，误差较大。
技术实现思路
本专利技术针对现有技术的缺陷，提供了一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法，能有效的解决上述现有技术存在的问题。为了实现以上专利技术目的，本专利技术采取的技术方案如下：一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法，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＝0.026Re0.8Sc1/3D/(dout-dinner)，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(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tn-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。tn-1时刻节点i中气液两相部分长为Lg，纯液相部分长度为(△Zi-Lg),气液两相部分的体积含气率本文档来自技高网...

【技术保护点】
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：

【技术特征摘要】
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＝0.026Re0.8Sc1/3D/(dout-dinner)，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tn-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；tn-1时刻节点i中气液两相部分长为Lg，纯液相部分长度为(△Zi-Lg),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ρι；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，ρL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...

【专利技术属性】
技术研发人员：宋洵成，王皓焱，彭杰，刘永旺，管志川，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：山东,37