注水开发过程中流固耦合作用下井眼应力分析

注水开发过程中流固耦合作用下井眼应力分析

0注采开发动态过程中的接枝问题随着油田开发时间的延长，大多数油田都采用了注水开采和高压开采的方法，但油井管道的损坏现象日益严重。尤其是近年来，注水井的损失率远远超过了油田。大量的油水井套损,严重影响了油田正常生产,还带来了巨大的直接和间接经济损失,现在已经成为国内外各大油田开发中遇到的棘手难题。研究表明,大量套损是由于油田开发动态过程中,井壁应力场和位移场的变化导致套管挤压和剪切损坏。油田注采开发过程是一个油藏渗流场与岩土体应力场的耦合变化过程,注入水在油藏流动动态过程中,与岩体相互作用会引起岩石骨架应力变化,一方面导致油藏岩石物性参数的变化,另一方面导致地应力场重新分布并在套管附近形成应力集中,同时,这些变化反过来又影响孔隙流体的渗流和孔隙压力分布,这一流固耦合过程是引起套管损坏的重要因素。文中以Biot固结理论为基础,同时考虑介质渗透性能随应力的变化关系,建立注水井注采过程中流体渗流场与固体介质弹塑性变形场的非线性耦合的数学模型,采用全耦合的有限元法求解,并分析了不同注采压差对注水井井壁位移场和应力场的影响。1储层流固耦合控制方程Biot固结理论将介质中的固体骨架视为可变形的,介质内的孔隙水压力与骨架变形是一对耦合变量,经典的Biot方程准确地描述了介质内的孔隙压力消散与介质变形的耦合关系,但由于方程中未考虑介质变形对介质渗透性能的影响,因此,这种耦合是线性的。研究表明,油藏流固耦合问题中,储层变形后,随着孔隙度的变化,其渗透张量不再是一个常数,而是孔隙度的函数,渗透系数张量与孔隙变形之间满足经验公式式中,K为渗透系数张量;∆n为介质孔隙度的增量;a为耦合系数。油藏流固耦合问题中,常常通过试验建立储层的渗透张量与孔隙压力和有效应力之间的关系,多孔介质中孔隙变化量与孔隙压力及单元体的应力张量之间满足关系式式中,σ为单元体的应力张量;p为孔隙压力;R,H为反映多孔介质变形性质的常数。将式(2)代入式(1)可得渗透系数张量与孔隙压力及应力张量之间的关系式可见在描述流固耦合过程中,应力场(变形场)对渗透系数的影响方面,式(1)和式(3)具有等效性。本文采用式(1)描述流固耦合过程中应力场(变形场)对渗透系数的影响,在Biot方程中引入式(1),可得储层流固耦合的控制方程:式中,λ,G为Lamé常数;εv为体应变,且有εv=-(∂ux/∂x+∂uy/∂y+∂uz/∂z);xj、uj,Xj分别为j向的坐标、位移及体力密度;S为储水系数。对式(4)补充必要的边界条件和初始条件,并进行有限元离散,可得增量形式的流固耦合有限元方程式中,θ∈,为差分常数。2注井井壁的稳定性值是农业水平评价的结果对大庆油田南二区某注水井,进行了流固耦合的有限元数值模拟分析。2.1模型设计及材料参数计算模型如图1所示,中心为注水井,井眼半径为0.1m,所取地层区域为200m×200m,模型顶部距离地面1000m,模型分为3层,中间层为砂岩储层,厚度100m,储层中间30m厚度为注水区域,顶层为泥岩上覆盖层,100m,底层为泥岩层,100m。网格划分时对储层以及注水区域采取加密划分,上覆泥岩盖层和底层网格相对稀疏,这也与计算模拟精度要求相符。根据模型的轴对称性,模型顶层按照油层的不同层位深度施加上覆岩层压力,垂直边界面上分别按照原始地应力施加主应力,底部垂直方向位移受到约束,井壁处取轴对称边界条件。计算时垂直地应力取20MPa,水平地应力取30MPa。模型的材料参数见表1。渗流场中设地层初始孔隙压力为10MPa,外边界均为不透水边界。2.2地层注采压差流固耦合作用对油田注水井井壁稳定性影响研究分2个步骤计算,首先根据初始加载的地层应力,平衡地应力,然后进行注水开采时的流固耦合计算。在进行数值模拟时,地层注水前的初始孔隙压力为10MPa,当注水压力为20MPa时,注水48h后的储层孔隙压力分布和地层Mises应力分布如图2所示。从图2可以看出,注入水后,储层孔隙压力逐渐增大,并在水平方向成梯度变化;地层Mises应力在砂岩储层最大。地层水平位移和垂直位移变化如图3所示。注水后,在流固耦合作用下,地层水平位移和垂直位移都会发生变化。从图3可以看出:在上覆泥岩盖层和底层泥岩与储层交界面上,靠近井壁附近,产生的水平位移最大;地层垂直位移在注水部位以上为正值,说明地层产生了向上膨胀,并且注水井壁附近向上位移最大。由于高压注水过程中的流固耦合效应,油田注采过程改变了储层渗流场的孔隙压力分布梯度,进而改变了岩体应力分布,特别是刚注水后在砂泥岩交界面处靠近井壁产生应力集中,造成井壁径向位移增大。如果交界面处泥岩进水软化,形成一个结构软弱面,遇到地层倾斜或者断层,在交界面处水平位移将迅速增大,极容易使井壁失稳,进而使套管产生破坏,油田统计资料也证实大部分套管发生错断剪切破坏。计算模拟时,采取不同的方案,在岩层力学参数和渗流参数一定的情况下,改变注水井注水压力,对比分析不同注采压差情况下,注水井井壁位移场和应力场的变化情况,从而判断注采压差对井壁稳定性的影响。改变注采压差,使注水压力增加到25MPa,地层应力和位移都将增大。注采压差为20MPa和25MPa时,储层井壁附近某节点孔隙压力随时间变化关系对比如图4所示。孔隙压力随注采时间逐渐增大,注水压力越大,孔隙压力越大。从图5井壁挤压应力的计算模拟以及对比情况可以看出,注入水的初始时刻,井壁挤压应力最大,这主要是由于注水瞬间在井壁附近所形成的巨大压差的作用结果,地应力和巨大流体压差共同导致井壁应力场增大;随着时间的增长,储层孔隙压力逐渐增加,有效应力逐渐减小,井壁挤压应力逐渐减小至稳定。对比不同压差情况可以看出,注水压力越大,井壁初始挤压应力越大,但是随着时间的增长,储层孔隙压力越大,岩层有效应力越小,井壁挤压应力降低越快。由此可见,注水开发油田,最容易造成套管损坏的时刻是注水的初始时刻和注水井泄压的时刻,这两个时刻井壁附近压差最大,井壁挤压应力最大。从图5井壁轴向应力随时间变化的对比分析可以看出,高压注水,井壁轴向拉应力瞬间达到最大值,然后随着时间增长,逐渐减小趋于稳定值。注水后,在产生的轴向拉应力作用下,地层出现隆起现象,并且井壁附近拉应力最大,地层向上位移最大。3地层注采结果(1)本文基于Biot固结理论,对大庆油田南二区某注水井不同注水开采情况进行了计算模拟,分析了储层孔隙压力、地层应力和位移的变化情况,并对比了不同注采压差下储层孔隙压力、井壁附近应力场的变化情况。(2)注水开采,储层孔隙压力会逐渐增大,注采压差越大,孔隙压力增长越大。(3)注水开发后,油层水平位移和垂直方向位移会发生变化。水平位移在靠近井壁附近上覆泥岩与砂岩储层交界面处最大,如果上覆岩层有软弱面,或是泥岩进水,极容易造成泥岩蠕变,剪切套管损坏。(4)高压注采,会引起地层产生轴向拉应力,并导致地层垂直方向产生向上位移,且靠近井壁处轴向拉应力最大,地层竖向位移最大,向上膨胀最大,容易使套管由于受到