[go: up one dir, main page]

CN114692472B - 储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法 - Google Patents

储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法 Download PDF

Info

Publication number
CN114692472B
CN114692472B CN202210611295.0A CN202210611295A CN114692472B CN 114692472 B CN114692472 B CN 114692472B CN 202210611295 A CN202210611295 A CN 202210611295A CN 114692472 B CN114692472 B CN 114692472B
Authority
CN
China
Prior art keywords
reservoir
matrix
phase
seam
hydrate
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202210611295.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN114692472A (zh
Inventor
刘永革
侯健
白雅洁
李果
刘赛
贺甲元
张乐
岑学齐
徐鸿志
郭天魁
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN202210611295.0A priority Critical patent/CN114692472B/zh
Publication of CN114692472A publication Critical patent/CN114692472A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114692472B publication Critical patent/CN114692472B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G06F30/23—Design optimisation, verification or simulation using finite element methods [FEM] or finite difference methods [FDM]
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
    • G06F2111/10—Numerical modelling
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/08—Thermal analysis or thermal optimisation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明公开了储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，包括以下步骤：步骤S1：建立目标区块天然气水合物藏地质模型，并进行网格划分；步骤S2：建立4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型；步骤S3：采用有限体积法对步骤S2所建立的数值模拟模型进行求解；步骤S4：根据步骤S3中的求解结果对储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的模拟结果进行分析。本发明提出的模拟方法综合考虑了储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的主要渗流机理，从数值模拟的角度证明了储层改造开发提高天然气水合物藏降压开发产气量的可行性，可操作性强，为天然气水合物藏的高效开发提供了技术支撑。

Description

储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法
技术领域
本发明涉及储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，属于天然气水合物藏开发技术领域。
背景技术
天然气水合物藏储量丰富，约为常规天然气资源量的两倍，被视为未来最具潜力的新能源之一。2017年和2020年我国在南海神狐海域先后开展了两次水合物试采工作，成为继加拿大、美国和日本之后，第四个具有水合物试采能力的国家，实现了这一领域由“跟跑”到“领跑”的历史性跨越。
然而，我国海域天然气水合物藏为泥质粉砂储层，其渗透率低，难以实现快速降压，因而试采降压开发产能仍远低于商业化开发所需的最低产能。储层改造是低渗透油气藏开发中的常用技术，其通过高压在储层中形成诱导缝并采用填充物形成高导流通道，大大增加低渗透油气藏的开发产能。鉴于天然气水合物藏降压开发产能低的现状，探索天然气水合物藏储层改造辅助降压开发技术具有重要的现实意义；但是目前在天然气水合物藏方面储层改造辅助降压开发仅处于理论研究阶段，并没有相关的实验方法、数值模拟方法用于证明储层改造辅助降压开发能够增加天然气水合物藏降压开发的产能；另外天然气水合物藏中涉及多相多组分流动和水合物相变，其渗流机理复杂，目前尚没有同时考虑基质和储层改造诱导缝中气水渗流规律的数值模拟模型的建立。
发明内容
针对以上问题，本发明的目的是提供一种储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，本发明根据天然气水合物藏的成分组成，考虑裂缝和基质之间的传质传热规律，分别建立基质和储层改造诱导缝中的各组分质量守恒方程和天然气水合物藏系统的能量守恒方程并进行耦合求解，能为储层改造辅助降压开发天然气水合物藏提供可靠的模拟工具和方法。
本发明所要解决的技术问题采用以下技术方案来实现：储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，包括以下步骤：
步骤S1：收集天然气水合物藏的基础地质参数和开发参数，建立目标区块天然气水合物藏地质模型，并进行网格划分；
步骤S2：考虑气水流动动力学、水合物生成和分解动力学、基质和储层改造诱导缝之间的传质传热规律建立4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型；所述4相包括水相、气相、水合物相和冰相，所述4组分包括气组分、水组分、水合物组分和盐组分；目前勘探到的水合物藏里面包括水、气、盐和水合物四种组分，这四种组分能够组合成的相包括水相、气相、水合物相和冰相；
所述4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型包括基质中4组分的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝中4组分的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的水相传质方程和气相传质方程、基质和基质之间的水相传质方程和气相传质方程以及储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程和气相传质方程；
步骤S3：采用有限体积法对步骤S2所建立的数值模拟模型进行求解，以求解出不同模拟时间基质中水合物相的饱和度
Figure 131204DEST_PATH_IMAGE001
和生产井中气相产量
Figure 603774DEST_PATH_IMAGE002
用于分析水合物的分解情况，
Figure 294387DEST_PATH_IMAGE003
用于分析产能；数值模拟模型的离散方法包括有限差分方法、有限体积方法和有限单元法，其中有限差分方法难以处理复杂边界问题，有限单元法难以满足局部守恒性，而有限体积方法则能够采用非结构网格处理复杂边界，同时其满足局部守恒性，因而本发明采用有限体积方法建立非结构网格进行离散；
步骤S4：根据步骤S3中的求解结果对储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的模拟结果进行分析。
本发明优选的，所述步骤S2中，所述4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型具体包括：
1）基质中甲烷、水、水合物和盐四种组分的质量守恒方程：
Figure 219618DEST_PATH_IMAGE004
式中，
Figure 443926DEST_PATH_IMAGE005
为哈密顿算子；
Figure 505423DEST_PATH_IMAGE006
分别为基质水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 586511DEST_PATH_IMAGE007
分别为从基质流入到储层改造诱导缝水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 999038DEST_PATH_IMAGE008
分别为基质气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 840086DEST_PATH_IMAGE009
分别为从基质流入到储层改造诱导缝气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 21669DEST_PATH_IMAGE010
分别为基质中水相和气相的流动速度；
Figure 211342DEST_PATH_IMAGE011
分别为从基质流入到储层改造诱导缝中水相和气相的流动速度；
Figure 111165DEST_PATH_IMAGE012
分别为生产井中水相和气相的产量；
Figure 5171DEST_PATH_IMAGE013
为基质中的水合物化学反应速率；
Figure 306840DEST_PATH_IMAGE014
分别为甲烷、水和水合物的摩尔质量；t为时间；
Figure 667414DEST_PATH_IMAGE015
为基质孔隙度；
Figure 54533DEST_PATH_IMAGE016
分别为基质中水相、气相、水合物相和冰相的饱和度；
Figure 470340DEST_PATH_IMAGE017
分别为基质中水相、气相、水合物相和冰相的密度；
Figure 360935DEST_PATH_IMAGE018
为水合数；上述参数中，
Figure 157990DEST_PATH_IMAGE019
均为常数；
2）储层改造诱导缝中甲烷、水、水合物和盐四种组分的质量守恒方程：
Figure 829143DEST_PATH_IMAGE020
式中，
Figure 2635DEST_PATH_IMAGE021
分别为储层改造诱导缝水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 13316DEST_PATH_IMAGE022
分别为储层改造诱导缝气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 981272DEST_PATH_IMAGE023
分别为储层改造诱导缝中水相和气相的流动速度；
Figure 890454DEST_PATH_IMAGE024
为储层改造诱导缝中的水合物化学反应速率；
Figure 602058DEST_PATH_IMAGE025
为储层改造诱导缝的孔隙度；
Figure 467246DEST_PATH_IMAGE026
分别为储层改造诱导缝中水相、气相、水合物相和冰相的饱和度；
Figure 606103DEST_PATH_IMAGE027
分别为储层改造诱导缝中水相、气相、水合物相和冰相的密度；
3）考虑热对流、热传导、水合物生成分解反应热、生产井产出的热量以及基质和储层改造诱导缝之间的传热，得到基质中的能量守恒方程为：
Figure 251848DEST_PATH_IMAGE028
式中，
Figure 501564DEST_PATH_IMAGE029
为等效热传导系数；T为温度；
Figure 486837DEST_PATH_IMAGE030
分别为基质中水相和气相的比焓；
Figure 397197DEST_PATH_IMAGE031
分别为基质流入到储层改造诱导缝中的水相和气相的比焓；
Figure 467921DEST_PATH_IMAGE032
为水合物生成和分解反应热；
Figure 521328DEST_PATH_IMAGE033
为基质的密度；
Figure 157845DEST_PATH_IMAGE034
分别为基质、水相、气相、水合物相和冰相的比内能；上述参数中，
Figure 638505DEST_PATH_IMAGE035
均为常数；
4）考虑热对流、热传导、水合物生成分解反应热以及基质和储层改造诱导缝之间的传热，得到储层改造诱导缝中的能量守恒方程为：
Figure 930946DEST_PATH_IMAGE036
式中，
Figure 788044DEST_PATH_IMAGE037
分别为储层改造诱导缝中水相和气相的比焓；
Figure 295380DEST_PATH_IMAGE038
为储层改造诱导缝中填充物的密度；
Figure 946941DEST_PATH_IMAGE039
分别为储层改造诱导缝中填充物、水相、气相、水合物相和冰相的比内能；
5）当基质和基质之间无裂缝时，基质和基质之间的水相传质方程为：
Figure DEST_PATH_IMAGE040
式中，
Figure 54574DEST_PATH_IMAGE041
为基质的绝对渗透率；
Figure 449784DEST_PATH_IMAGE042
为基质中的水相相对渗透率；
Figure 998577DEST_PATH_IMAGE043
为基质中的水相粘度；
Figure 86618DEST_PATH_IMAGE044
为由基质向基质流动时的水相压力；g为重力加速度；D为深度；上述参数中，
Figure 665236DEST_PATH_IMAGE045
均为常数；
当基质和基质之间存在裂缝时，基质和基质之间的水相传质方程为：
Figure 864136DEST_PATH_IMAGE046
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE047
为基质与裂缝的接触面积；
Figure 329753DEST_PATH_IMAGE048
为基质与裂缝接触面的总面积，其中
Figure 588696DEST_PATH_IMAGE049
为已知参数，为常数；
当基质和基质之间无裂缝时，基质和基质之间的气相传质方程为：
Figure 343025DEST_PATH_IMAGE050
式中，
Figure 80037DEST_PATH_IMAGE051
为基质中的气相相对渗透率；
Figure DEST_PATH_IMAGE052
为基质中的气相粘度；
Figure 416471DEST_PATH_IMAGE053
为由基质向基质流动时的气相压力；
当基质和基质之间存在裂缝时，基质和基质之间的气相传质方程为：
Figure 846316DEST_PATH_IMAGE054
当多条储层改造诱导缝相互连接时，需要对相连的两条储层改造诱导缝进行分别计算两者之间各相的传质过程，储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的水相传质方程为：
Figure 822362DEST_PATH_IMAGE055
式中，
Figure 425382DEST_PATH_IMAGE056
为储层改造诱导缝中的水相相对渗透率；
Figure DEST_PATH_IMAGE057
为储层改造诱导缝中的水相粘度；
Figure 68853DEST_PATH_IMAGE058
为储层改造诱导缝和储层改造诱导缝的接触面积；
Figure 715603DEST_PATH_IMAGE059
为储层改造诱导缝和储层改造诱导缝的传导率；
Figure 444525DEST_PATH_IMAGE060
为由储层改造诱导缝向储层改造诱导缝流动时的水相压力；
Figure 523340DEST_PATH_IMAGE061
为其中一条储层改造诱导缝的传导率因子；
Figure 21317DEST_PATH_IMAGE062
为另外一条储层改造诱导缝的传导率因子；n为与所述两条储层改造诱导缝接触面连接的所有储层改造诱导缝的总条数，其中n包含所述的两条储层改造诱导缝；
Figure 589702DEST_PATH_IMAGE063
为与所述两条储层改造诱导缝接触面连接的第k条储层改造诱导缝的传导率因子，
Figure 805919DEST_PATH_IMAGE064
为第k条储层改造诱导缝的截面积；
Figure 688425DEST_PATH_IMAGE065
为第k条储层改造诱导缝的渗透率；
Figure 40909DEST_PATH_IMAGE066
为第k条储层改造诱导缝的中心点与所述两条储层改造诱导缝接触面中心点之间的距离，其中
Figure 796506DEST_PATH_IMAGE067
均为已知参数，为常数；
储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的气相传质方程为：
Figure 234441DEST_PATH_IMAGE068
式中，
Figure 655058DEST_PATH_IMAGE069
为储层改造诱导缝中的气相相对渗透率；
Figure 189944DEST_PATH_IMAGE070
为储层改造诱导缝中的气相粘度；
Figure 37814DEST_PATH_IMAGE071
为由储层改造诱导缝向储层改造诱导缝流动时的气相压力；
储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程为：
Figure 963045DEST_PATH_IMAGE072
式中，
Figure 187353DEST_PATH_IMAGE073
为基质和储层改造诱导缝交界面处的绝对渗透率；
Figure 826014DEST_PATH_IMAGE074
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相相对渗透率；
Figure 110365DEST_PATH_IMAGE075
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相密度；
Figure DEST_PATH_IMAGE076
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相粘度；
Figure 522891DEST_PATH_IMAGE077
为由基质向储层改造诱导缝中流动时的水相压力；
储层改造诱导缝和基质之间的气相传质方程为：
Figure 347628DEST_PATH_IMAGE078
式中，
Figure 529211DEST_PATH_IMAGE079
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相相对渗透率；
Figure 984463DEST_PATH_IMAGE080
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相密度；
Figure 697335DEST_PATH_IMAGE081
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相粘度；
Figure 263445DEST_PATH_IMAGE082
为由基质向储层改造诱导缝中流动时的气相压力。
本发明优选的，所述步骤S3中，数值模拟模型的求解过程如下：
a、采用有限体积法对步骤S2所述数值模拟模型进行离散，并对模型进行初始化，给定待求主变量
Figure DEST_PATH_IMAGE083
的初值；
b、计算各相流体、基质以及储层改造诱导缝填充物的状态参数，具体为根据主变量
Figure 361851DEST_PATH_IMAGE084
计算式（1）至式（12）中的次要变量，其中所述次要变量包括：
Figure 988005DEST_PATH_IMAGE085
上述次要变量的具体求解方法参考《油层物理》，李爱芬，2011和《HydrateResSimUser’s Manual: A Numerical simulator for modeling the behavior of hydrates ingeologic media》，Moridis et al，2005；
c、联立求解基质质量守恒方程、裂缝的质量守恒方程、基质能量守恒方程和裂缝的能量守恒方程，获得基质和裂缝网格中的压力、温度、各相饱和度，即
Figure 375124DEST_PATH_IMAGE086
d、判断是否达到预设的模拟时间，若已达到，退出计算，若未达到，将步骤c求取的
Figure 790931DEST_PATH_IMAGE087
作为步骤b中的主变量，重复步骤
Figure 947105DEST_PATH_IMAGE088
直至达到预设的模拟时间。
本发明优选的，所述步骤S4中，采用步骤S3计算出的基质中水合物相的饱和度
Figure 744160DEST_PATH_IMAGE089
分析水合物的分解规律，通过生产井中气相产量
Figure 352996DEST_PATH_IMAGE090
分析气体产能的变化。
本发明的有益效果：本发明分别考虑利用储层改造辅助降压开发天然气水合物藏时，基质中和储层改造诱导缝中的各组分质量守恒方程和天然气水合物藏系统的能量守恒方程，建立4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型，其具有渗流机理考虑全面，物理意义明确，可操作性强的优点。本发明从数值模拟的角度证明了储层改造开发用于天然气水合物藏提高产气量的可行性，为天然气水合物藏的高效开发提供了技术支撑。
附图说明
图1为储层改造辅助降压开发天然气水合物藏数值模拟流程图；
图2为多条裂缝相交的网格划分示意图；
图3为储层改造辅助降压开发天然气水合物藏数值模拟模型网格划分示意图；
图4为储层改造辅助降压和单一降压开发天然气水合物藏日产气量对比图；
图5为储层改造辅助降压开发天然气水合物藏时的水合物分解范围图；
图6为单一降压开发天然气水合物藏时的水合物分解范围图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步说明，但不限定本发明的实施范围。
如图1所示，本发明提出的是一种储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，包括如下步骤：
步骤S1：收集天然气水合物藏的基础地质参数和开发参数，建立目标区块天然气水合物藏地质模型，并进行网格划分。
步骤S2：考虑气水流动动力学、水合物生成和分解动力学、基质和储层改造诱导缝之间的传质传热规律建立4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型；所述4相包括水相、气相、水合物相和冰相，所述4组分包括气组分、水组分、水合物组分和盐组分；目前勘探到的水合物藏里面包括水、气、盐和水合物四种组分，这四种组分能够组合成的相包括水相、气相、水合物相和冰相。
所述4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型包括基质中4组分的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝中4组分的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的水相传质方程和气相传质方程、基质和基质之间的水相传质方程和气相传质方程以及储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程和气相传质方程。
步骤S3：采用有限体积法对步骤S2所建立的数值模拟模型进行求解，以求解出不同模拟时间基质中水合物相的饱和度
Figure 588805DEST_PATH_IMAGE091
和生产井中气相产量
Figure 599487DEST_PATH_IMAGE092
。
步骤S4：根据步骤S3中的求解结果对储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的模拟结果进行分析。
所述步骤S2中，建立的数值模拟模型包括基质中的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝中的质量守恒方程和能量守恒方程以及储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程和气相传质方程，具体建立过程如下：
1）基质中甲烷、水、水合物和盐四种组分的质量守恒方程：
Figure 567443DEST_PATH_IMAGE093
式中，
Figure 476624DEST_PATH_IMAGE094
为哈密顿算子；
Figure 922649DEST_PATH_IMAGE095
分别为基质水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 53416DEST_PATH_IMAGE096
分别为从基质流入到储层改造诱导缝水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 254590DEST_PATH_IMAGE097
分别为基质气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 838018DEST_PATH_IMAGE098
分别为从基质流入到储层改造诱导缝气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure DEST_PATH_IMAGE099
分别为基质中水相和气相的流动速度；
Figure 87734DEST_PATH_IMAGE100
分别为从基质流入到储层改造诱导缝中水相和气相的流动速度；
Figure 73007DEST_PATH_IMAGE101
分别为生产井中水相和气相的产量；
Figure 694350DEST_PATH_IMAGE102
为基质中的水合物化学反应速率；
Figure 765075DEST_PATH_IMAGE103
分别为甲烷、水和水合物的摩尔质量；t为时间；
Figure 818481DEST_PATH_IMAGE104
为基质孔隙度；
Figure 720578DEST_PATH_IMAGE105
分别为基质中水相、气相、水合物相和冰相的饱和度；
Figure 201238DEST_PATH_IMAGE106
分别为基质中水相、气相、水合物相和冰相的密度；
Figure 493679DEST_PATH_IMAGE107
为水合数；上述参数中，
Figure 350777DEST_PATH_IMAGE108
均为常数。
2）储层改造诱导缝中甲烷、水、水合物和盐四种组分的质量守恒方程：
Figure 858113DEST_PATH_IMAGE109
式中，
Figure 509674DEST_PATH_IMAGE110
分别为储层改造诱导缝水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 554990DEST_PATH_IMAGE111
分别为储层改造诱导缝气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 950199DEST_PATH_IMAGE112
分别为储层改造诱导缝中水相和气相的流动速度；
Figure 561309DEST_PATH_IMAGE113
为储层改造诱导缝中的水合物化学反应速率；
Figure 649351DEST_PATH_IMAGE114
为储层改造诱导缝的孔隙度；
Figure 916384DEST_PATH_IMAGE115
分别为储层改造诱导缝中水相、气相、水合物相和冰相的饱和度；
Figure DEST_PATH_IMAGE116
分别为储层改造诱导缝中水相、气相、水合物相和冰相的密度。
3）考虑热对流、热传导、水合物生成分解反应热、生产井产出的热量以及基质和储层改造诱导缝之间的传热，得到基质中的能量守恒方程为：
Figure 161290DEST_PATH_IMAGE117
式中，
Figure 830168DEST_PATH_IMAGE118
为等效热传导系数；T为温度；
Figure 89111DEST_PATH_IMAGE119
分别为基质中水相和气相的比焓；
Figure 577862DEST_PATH_IMAGE120
分别为基质流入到储层改造诱导缝中的水相和气相的比焓；
Figure 642770DEST_PATH_IMAGE121
为水合物生成和分解反应热；
Figure 166155DEST_PATH_IMAGE122
为基质的密度；
Figure 330420DEST_PATH_IMAGE123
分别为基质、水相、气相、水合物相和冰相的比内能；上述参数中，
Figure 572045DEST_PATH_IMAGE124
均为常数。
4）考虑热对流、热传导、水合物生成分解反应热以及基质和储层改造诱导缝之间的传热，得到储层改造诱导缝中的能量守恒方程为：
Figure 925797DEST_PATH_IMAGE125
式中，
Figure 303689DEST_PATH_IMAGE126
分别为储层改造诱导缝中水相和气相的比焓；
Figure 904435DEST_PATH_IMAGE127
为储层改造诱导缝中填充物的密度；
Figure 367777DEST_PATH_IMAGE128
分别为储层改造诱导缝中填充物、水相、气相、水合物相和冰相的比内能。
5）当基质和基质之间无裂缝时，基质和基质之间的水相传质方程为：
Figure 774488DEST_PATH_IMAGE129
式中，
Figure 272465DEST_PATH_IMAGE130
为基质的绝对渗透率；
Figure 778533DEST_PATH_IMAGE131
为基质中的水相相对渗透率；
Figure 994751DEST_PATH_IMAGE132
为基质中的水相粘度；
Figure DEST_PATH_IMAGE133
为由基质向基质流动时的水相压力；g为重力加速度；D为深度；上述参数中，
Figure 188840DEST_PATH_IMAGE134
均为常数。
当基质和基质之间存在裂缝时，基质和基质之间的水相传质方程为：
Figure 541324DEST_PATH_IMAGE135
式中，
Figure 218293DEST_PATH_IMAGE136
为基质与裂缝的接触面积；
Figure 718545DEST_PATH_IMAGE137
为基质与裂缝接触面的总面积，其中
Figure DEST_PATH_IMAGE138
为已知参数，为常数。
当基质和基质之间无裂缝时，基质和基质之间的气相传质方程为：
Figure 404741DEST_PATH_IMAGE139
式中，
Figure 611731DEST_PATH_IMAGE140
为基质中的气相相对渗透率；
Figure 725181DEST_PATH_IMAGE141
为基质中的气相粘度；
Figure 463461DEST_PATH_IMAGE142
为由基质向基质流动时的气相压力。
当基质和基质之间存在裂缝时，基质和基质之间的气相传质方程为：
Figure 687769DEST_PATH_IMAGE143
如图2所示，其中，裂缝、诱导缝均为储层改造诱导缝的简称，当多条储层改造诱导缝相互连接时，需要对相连的两条储层改造诱导缝进行分别计算两者之间各相的传质过程，储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的水相传质方程为：
Figure 14845DEST_PATH_IMAGE144
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE145
为储层改造诱导缝中的水相相对渗透率；
Figure 361513DEST_PATH_IMAGE146
为储层改造诱导缝中的水相粘度；
Figure 508460DEST_PATH_IMAGE147
为储层改造诱导缝和储层改造诱导缝的接触面积；
Figure 536459DEST_PATH_IMAGE148
为储层改造诱导缝和储层改造诱导缝的传导率；
Figure 718042DEST_PATH_IMAGE149
为由储层改造诱导缝向储层改造诱导缝流动时的水相压力；
Figure DEST_PATH_IMAGE150
为其中一条储层改造诱导缝的传导率因子；
Figure 484878DEST_PATH_IMAGE151
为另外一条储层改造诱导缝的传导率因子；n为与所述两条储层改造诱导缝接触面连接的所有储层改造诱导缝的总条数，其中n包含所述的两条储层改造诱导缝；
Figure 384701DEST_PATH_IMAGE152
为与所述两条储层改造诱导缝接触面连接的第k条储层改造诱导缝的传导率因子，
Figure 950812DEST_PATH_IMAGE153
为第k条储层改造诱导缝的截面积；
Figure 49218DEST_PATH_IMAGE154
为第k条储层改造诱导缝的渗透率；
Figure DEST_PATH_IMAGE155
为第k条储层改造诱导缝的中心点与所述两条储层改造诱导缝接触面中心点之间的距离，其中
Figure 675371DEST_PATH_IMAGE156
均为已知参数，为常数。
储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的气相传质方程为：
Figure 796911DEST_PATH_IMAGE157
式中，
Figure 979762DEST_PATH_IMAGE158
为储层改造诱导缝中的气相相对渗透率；
Figure 135937DEST_PATH_IMAGE159
为储层改造诱导缝中的气相粘度；
Figure 932991DEST_PATH_IMAGE160
为由储层改造诱导缝向储层改造诱导缝流动时的气相压力。
储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程为：
Figure 541827DEST_PATH_IMAGE161
式中，
Figure 512057DEST_PATH_IMAGE162
为基质和储层改造诱导缝交界面处的绝对渗透率；
Figure 522739DEST_PATH_IMAGE163
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相相对渗透率；
Figure 490695DEST_PATH_IMAGE164
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相密度；
Figure 586827DEST_PATH_IMAGE165
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相粘度；
Figure 610015DEST_PATH_IMAGE166
为由基质向储层改造诱导缝中流动时的水相压力。
储层改造诱导缝和基质之间的气相传质方程为：
Figure 740782DEST_PATH_IMAGE167
式中，
Figure 879640DEST_PATH_IMAGE168
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相相对渗透率；
Figure 197488DEST_PATH_IMAGE169
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相密度；
Figure DEST_PATH_IMAGE170
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相粘度；
Figure 775100DEST_PATH_IMAGE171
为由基质向储层改造诱导缝中流动时的气相压力。
所述步骤S3中，数值模拟模型的求解过程如下：
a、采用有限体积法对步骤S2所述数值模拟模型进行离散，并对模型进行初始化，给定待求主变量
Figure 760374DEST_PATH_IMAGE172
的初值。
b、计算各相流体、基质以及储层改造诱导缝填充物的状态参数，具体为根据主变量
Figure 70132DEST_PATH_IMAGE173
计算式（1）至式（12）中的次要变量，其中所述次要变量包括：
Figure 688327DEST_PATH_IMAGE174
上述次要变量的具体求解方法参考《油层物理》，李爱芬，2011和《HydrateResSimUser’s Manual: A Numerical simulator for modeling the behavior of hydrates ingeologic media》，Moridis et al，2005。
c、联立求解基质质量守恒方程、裂缝的质量守恒方程、基质能量守恒方程和裂缝的能量守恒方程，获得基质和裂缝网格中的压力、温度、各相饱和度，即
Figure DEST_PATH_IMAGE175
d、判断是否达到预设的模拟时间，若已达到，退出计算，若未达到，将步骤c求取的
Figure 741733DEST_PATH_IMAGE176
作为步骤b中的主变量，重复步骤
Figure 581513DEST_PATH_IMAGE177
直至达到预设的模拟时间。
所述步骤S4中，采用步骤S3计算出的基质中水合物相的饱和度
Figure 62173DEST_PATH_IMAGE178
分析水合物的分解规律，通过生产井中气相产量
Figure 682510DEST_PATH_IMAGE179
分析气体产能的变化。
下面给出具体实施例对本发明的内容做进一步说明。
实施例
收集我国南海神狐海域天然气水合物藏的实际地质参数并以此为参照建立天然气水合物藏地质模型。模型尺寸为400m×300m，水平井位于模型中心位置长为300m，共有三条垂直于水平井的裂缝，分别位于水平井长度为50m、150m和250m位置处，天然气水合物藏的总厚度为20m，裂缝半长为100m，宽度为5mm，高度为12m，顶底盖层厚度均为10m。
数值模拟模型的离散方法包括有限差分方法、有限体积方法和有限单元法，其中有限差分方法难以处理复杂边界问题，有限单元法难以满足局部守恒性，而有限体积方法则能够采用非结构网格处理复杂边界，同时其满足局部守恒性，因而采用有限体积方法建立非结构网格进行离散。离散后模型单层网格数为899，共计7层，网格总数为6293个。如图3所示，裂缝和水平井周围均进行了局部网格加密处理，其中裂缝位于加密网格的连接线处，本实施例中储层改造诱导缝之间没有相交，即没有传质过程。模型的第一层和第七层分别为顶盖层和底盖层，其余五层均为天然气水合物藏，每层厚度为4m。
天然气水合物藏基质和裂缝中的初始压力
Figure 274029DEST_PATH_IMAGE180
均为6.386MPa，初始温度T为2.45℃，基质中水相的饱和度
Figure 233895DEST_PATH_IMAGE181
的初值为0.65，基质中水合物相的饱和度
Figure DEST_PATH_IMAGE182
的初值为0.35，基质中气相的饱和度
Figure 197040DEST_PATH_IMAGE183
和冰相的饱和度
Figure 976777DEST_PATH_IMAGE184
的初值均为0，裂缝中水相的饱和度
Figure 371987DEST_PATH_IMAGE185
的初值为1，裂缝中水合物相的饱和度
Figure 186359DEST_PATH_IMAGE186
裂缝中气相的饱和度
Figure 71138DEST_PATH_IMAGE187
和冰相的饱和度
Figure 338172DEST_PATH_IMAGE188
的初值均为0。顶盖层和底盖层不具有渗透率和孔隙度，天然气水合物藏基质的绝对渗透率
Figure 537072DEST_PATH_IMAGE189
为1D，基质的孔隙度
Figure 205950DEST_PATH_IMAGE190
为0.4，储层改造诱导缝的绝对渗透率
Figure 12364DEST_PATH_IMAGE191
为180D，储层改造诱导缝的孔隙度
Figure 766693DEST_PATH_IMAGE192
为0.41。
为了说明储层改造辅助降压开发天然气水合物藏对产能的影响，采用本发明中所建立的数值模拟方法模拟了单一降压和储层改造辅助降压两种开发模式的气体产量和水合物分解规律，其中单一降压开发模式的模拟为现有技术。
为了验证本发明中数值模拟方法的正确性，将本发明中所建立的数值模拟方法的单一降压开发模式产气量与现有文献“《Gas production from a cold，stratigraphically-bounded gas hydrate deposit at the Mount Elbert Gas HydrateStratigraphic Test Well，Alaska North Slope： Implications of uncertainties》，Moridis et al，2011”中的产气量进行了对比。模拟时间均为5000天，两种开发方式模拟得到的单位水平井长度气相产量
Figure 769284DEST_PATH_IMAGE193
对比如图4所示，从图4中能够看出，本发明中所建立的数值模拟方法的单一降压开发模式产气量与现有文献中模拟得到的产气量高度吻合，进而说明本发明所建立的4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型利用单一降压模拟开采的结果符合单一降压开采的实际结果。
而如图4所示，同样用于模拟开发天然气水合物藏，利用本发明中所建立的数值模拟方法模拟得到的储层改造辅助降压开发模式产气曲线的峰值出现时间为440天，峰值产气量为26.4方/天/米与单一降压开发的产气峰值出现时间为969天，峰值产气量为19.1方/天/米相比，储层改造辅助降压开发的初期产能显著高于单一降压开发，因此本发明从数值模拟的角度证明了储层改造开发能够提高天然气水合物藏降压开发产气量，为天然气水合物藏的高效开发提供了技术支撑。
另外，利用单一降压和储层改造辅助降压两种开发模式模拟开发天然气水合物藏得到的基质中的气相饱和度
Figure 292669DEST_PATH_IMAGE194
分别如图5和图6所示。其中，图中数值的含义是分解区内水合物的饱和度，水合物的饱和度表示的是水合物的体积与孔隙体积之比，水合物没有分解的区域为空白区域；深色区域的范围越大表示水合物分解的范围越大。
从图5和图6中能够看出，储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的水合物分解范围明显高于单一降压开发天然气水合物藏的水合物分解范围，储层改造诱导缝附近的水合物出现了明显的分解，因此说明储层改造有利于扩大水合物的分解区域，大幅提高产能。
但同时从图4中也能够注意到，由于本发明的数值模拟模型中没有热能补充，所以储层改造辅助降压开发后期的产能递减速度较快，造成图5中仍然存在大量空白区域，即仍有大量水合物未分解。
上述实施例仅用于说明本发明，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (3)

1.储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤S1：收集天然气水合物藏的基础地质参数和开发参数，建立目标区块天然气水合物藏地质模型，并进行网格划分；
步骤S2：考虑气水流动动力学、水合物生成和分解动力学、基质和储层改造诱导缝之间的传质传热规律建立4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型；所述4相包括水相、气相、水合物相和冰相，所述4组分包括气组分、水组分、水合物组分和盐组分；目前勘探到的水合物藏里面包括水、气、盐和水合物四种组分，这四种组分能够组合成的相包括水相、气相、水合物相和冰相；
所述4相4组分储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟模型包括基质中4组分的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝中4组分的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的水相传质方程和气相传质方程、基质和基质之间的水相传质方程和气相传质方程以及储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程和气相传质方程；
所述步骤S2中，建立的数值模拟模型包括基质中的质量守恒方程和能量守恒方程、储层改造诱导缝中的质量守恒方程和能量守恒方程以及储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程和气相传质方程，具体建立过程如下：
1）基质中甲烷、水、水合物和盐四种组分的质量守恒方程：
Figure 940518DEST_PATH_IMAGE001
式中，
Figure 529762DEST_PATH_IMAGE002
为哈密顿算子；
Figure 43920DEST_PATH_IMAGE003
分别为基质水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 111233DEST_PATH_IMAGE004
分别为从基质流入到储层改造诱导缝水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 394447DEST_PATH_IMAGE005
分别为基质气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 951330DEST_PATH_IMAGE006
分别为从基质流入到储层改造诱导缝气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 890467DEST_PATH_IMAGE007
分别为基质中水相和气相的流动速度；
Figure 558209DEST_PATH_IMAGE008
分别为从基质流入到储层改造诱导缝中水相和气相的流动速度；
Figure 961508DEST_PATH_IMAGE009
分别为生产井中水相和气相的产量；
Figure 626976DEST_PATH_IMAGE010
为基质中的水合物化学反应速率；
Figure 850147DEST_PATH_IMAGE011
分别为甲烷、水和水合物的摩尔质量；t为时间；
Figure 56000DEST_PATH_IMAGE012
为基质孔隙度；
Figure 517069DEST_PATH_IMAGE013
分别为基质中水相、气相、水合物相和冰相的饱和度；
Figure 415755DEST_PATH_IMAGE014
分别为基质中水相、气相、水合物相和冰相的密度；
Figure 391801DEST_PATH_IMAGE015
为水合数；上述参数中，
Figure 339028DEST_PATH_IMAGE016
均为常数；
2）储层改造诱导缝中甲烷、水、水合物和盐四种组分的质量守恒方程：
Figure 451341DEST_PATH_IMAGE017
式中，
Figure 520928DEST_PATH_IMAGE018
分别为储层改造诱导缝水相中甲烷组分、水组分和盐组分的质量分数；
Figure 718691DEST_PATH_IMAGE019
分别为储层改造诱导缝气相中甲烷组分和水组分的质量分数；
Figure 469609DEST_PATH_IMAGE020
分别为储层改造诱导缝中水相和气相的流动速度；
Figure 702008DEST_PATH_IMAGE021
为储层改造诱导缝中的水合物化学反应速率；
Figure 145759DEST_PATH_IMAGE022
为储层改造诱导缝的孔隙度；
Figure 830818DEST_PATH_IMAGE023
分别为储层改造诱导缝中水相、气相、水合物相和冰相的饱和度；
Figure 385427DEST_PATH_IMAGE024
分别为储层改造诱导缝中水相、气相、水合物相和冰相的密度；
3）考虑热对流、热传导、水合物生成分解反应热、生产井产出的热量以及基质和储层改造诱导缝之间的传热，得到基质中的能量守恒方程为：
Figure 472332DEST_PATH_IMAGE025
式中，
Figure 883721DEST_PATH_IMAGE026
为等效热传导系数；T为温度；
Figure 993760DEST_PATH_IMAGE027
分别为基质中水相和气相的比焓；
Figure 148798DEST_PATH_IMAGE028
分别为基质流入到储层改造诱导缝中的水相和气相的比焓；
Figure 293471DEST_PATH_IMAGE029
为水合物生成和分解反应热；
Figure 875762DEST_PATH_IMAGE030
为基质的密度；
Figure 535414DEST_PATH_IMAGE031
分别为基质、水相、气相、水合物相和冰相的比内能；上述参数中，
Figure 431826DEST_PATH_IMAGE032
均为常数；
4）考虑热对流、热传导、水合物生成分解反应热以及基质和储层改造诱导缝之间的传热，得到储层改造诱导缝中的能量守恒方程为：
Figure 962164DEST_PATH_IMAGE033
式中，
Figure 980936DEST_PATH_IMAGE034
分别为储层改造诱导缝中水相和气相的比焓；
Figure 862304DEST_PATH_IMAGE035
为储层改造诱导缝中填充物的密度；
Figure 827986DEST_PATH_IMAGE036
分别为储层改造诱导缝中填充物、水相、气相、水合物相和冰相的比内能；
5）当基质和基质之间无裂缝时，基质和基质之间的水相传质方程为：
Figure 478410DEST_PATH_IMAGE037
式中，
Figure 340187DEST_PATH_IMAGE038
为基质的绝对渗透率；
Figure 974431DEST_PATH_IMAGE039
为基质中的水相相对渗透率；
Figure 212645DEST_PATH_IMAGE040
为基质中的水相粘度；
Figure 983155DEST_PATH_IMAGE041
为由基质向基质流动时的水相压力；g为重力加速度；D为深度；上述参数中，
Figure 78150DEST_PATH_IMAGE042
均为常数；
当基质和基质之间存在裂缝时，基质和基质之间的水相传质方程为：
Figure 934110DEST_PATH_IMAGE043
式中，
Figure 976016DEST_PATH_IMAGE044
为基质与裂缝的接触面积；
Figure 601032DEST_PATH_IMAGE045
为基质与裂缝接触面的总面积，其中
Figure 70191DEST_PATH_IMAGE046
为已知参数，为常数；
当基质和基质之间无裂缝时，基质和基质之间的气相传质方程为：
Figure 147868DEST_PATH_IMAGE047
式中，
Figure 55781DEST_PATH_IMAGE048
为基质中的气相相对渗透率；
Figure 738567DEST_PATH_IMAGE049
为基质中的气相粘度；
Figure 175364DEST_PATH_IMAGE050
为由基质向基质流动时的气相压力；
当基质和基质之间存在裂缝时，基质和基质之间的气相传质方程为：
Figure 740338DEST_PATH_IMAGE051
储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的水相传质方程为：
Figure 389625DEST_PATH_IMAGE052
式中，
Figure 723654DEST_PATH_IMAGE053
为储层改造诱导缝中的水相相对渗透率；
Figure 596932DEST_PATH_IMAGE054
为储层改造诱导缝中的水相粘度；
Figure 852464DEST_PATH_IMAGE055
为储层改造诱导缝和储层改造诱导缝的接触面积；
Figure 836601DEST_PATH_IMAGE056
为储层改造诱导缝和储层改造诱导缝的传导率；
Figure 290716DEST_PATH_IMAGE057
为由储层改造诱导缝向储层改造诱导缝流动时的水相压力；
Figure 538158DEST_PATH_IMAGE058
为其中一条储层改造诱导缝的传导率因子；
Figure 77723DEST_PATH_IMAGE059
为另外一条储层改造诱导缝的传导率因子；n为与所述两条储层改造诱导缝接触面连接的所有储层改造诱导缝的总条数，其中n包含所述的两条储层改造诱导缝；
Figure 803234DEST_PATH_IMAGE060
为与所述两条储层改造诱导缝接触面连接的第k条储层改造诱导缝的传导率因子，
Figure 377435DEST_PATH_IMAGE061
为第k条储层改造诱导缝的截面积；
Figure 326936DEST_PATH_IMAGE062
为第k条储层改造诱导缝的渗透率；
Figure 291481DEST_PATH_IMAGE063
为第k条储层改造诱导缝的中心点与所述两条储层改造诱导缝接触面中心点之间的距离，其中
Figure 882999DEST_PATH_IMAGE064
均为已知参数，为常数；
储层改造诱导缝和储层改造诱导缝之间的气相传质方程为：
Figure 46127DEST_PATH_IMAGE065
式中，
Figure 369793DEST_PATH_IMAGE066
为储层改造诱导缝中的气相相对渗透率；
Figure 149530DEST_PATH_IMAGE067
为储层改造诱导缝中的气相粘度；
Figure 216843DEST_PATH_IMAGE068
为由储层改造诱导缝向储层改造诱导缝流动时的气相压力；
储层改造诱导缝和基质之间的水相传质方程为：
Figure 234477DEST_PATH_IMAGE069
式中，
Figure 56940DEST_PATH_IMAGE070
为基质和储层改造诱导缝交界面处的绝对渗透率；
Figure 996077DEST_PATH_IMAGE071
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相相对渗透率；
Figure 132660DEST_PATH_IMAGE072
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相密度；
Figure 4801DEST_PATH_IMAGE073
为基质和储层改造诱导缝交界面处的水相粘度；
Figure 998165DEST_PATH_IMAGE074
为由基质向储层改造诱导缝中流动时的水相压力；
储层改造诱导缝和基质之间的气相传质方程为：
Figure 424599DEST_PATH_IMAGE075
式中，
Figure 630452DEST_PATH_IMAGE076
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相相对渗透率；
Figure 888258DEST_PATH_IMAGE077
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相密度；
Figure 990206DEST_PATH_IMAGE078
为基质和储层改造诱导缝交界面处的气相粘度；
Figure 700673DEST_PATH_IMAGE079
为由基质向储层改造诱导缝中流动时的气相压力；
步骤S3：采用有限体积法对步骤S2所建立的数值模拟模型进行求解，以求解出不同模拟时间基质中水合物相的饱和度
Figure 710217DEST_PATH_IMAGE080
和生产井中气相产量
Figure 25792DEST_PATH_IMAGE081
步骤S4：根据步骤S3中的求解结果对储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的模拟结果进行分析。
2.根据权利要求1所述的储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S3中，数值模拟模型的求解过程如下：
a、采用有限体积法对步骤S2所述数值模拟模型进行离散，并对模型进行初始化，给定待求主变量
Figure 829800DEST_PATH_IMAGE082
的初值；
b、计算各相流体、基质以及储层改造诱导缝填充物的状态参数，具体为根据主变量
Figure 293143DEST_PATH_IMAGE083
计算式（1）至式（12）中的次要变量，其中所述次要变量包括：
Figure 44061DEST_PATH_IMAGE084
c、联立求解基质质量守恒方程、裂缝的质量守恒方程、基质能量守恒方程和裂缝的能量守恒方程，获得基质和裂缝网格中的压力、温度、各相饱和度，即
Figure 276459DEST_PATH_IMAGE085
d、判断是否达到预设的模拟时间，若已达到，退出计算，若未达到，将步骤c求取的
Figure 251368DEST_PATH_IMAGE086
作为步骤b中的主变量，重复步骤
Figure 139690DEST_PATH_IMAGE087
直至达到预设的模拟时间。
3.根据权利要求1或2所述的储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S4中，采用步骤S3计算出的基质中水合物相的饱和度
Figure 756616DEST_PATH_IMAGE088
分析水合物的分解规律，通过生产井中气相产量
Figure 577942DEST_PATH_IMAGE089
分析气体产能的变化。
CN202210611295.0A 2022-06-01 2022-06-01 储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法 Active CN114692472B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210611295.0A CN114692472B (zh) 2022-06-01 2022-06-01 储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210611295.0A CN114692472B (zh) 2022-06-01 2022-06-01 储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114692472A CN114692472A (zh) 2022-07-01
CN114692472B true CN114692472B (zh) 2022-08-12

Family

ID=82131023

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210611295.0A Active CN114692472B (zh) 2022-06-01 2022-06-01 储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114692472B (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115408889B (zh) * 2022-11-01 2023-03-24 中国石油大学(华东) 一种注热-压裂-降压联合开采海域天然气水合物的方法
CN116167302B (zh) * 2023-04-18 2023-07-04 中国石油大学(华东) 一种天然气水合物增产模拟中人工复杂裂缝的描述方法
CN117211763A (zh) * 2023-09-28 2023-12-12 北京科技大学 开采天然气水合物的多分支水平井产量预测方法及系统
CN117236232B (zh) * 2023-11-15 2024-02-20 中国石油大学(华东) 天然气水合物与浅层气、深层气联合开采模拟方法和系统
CN118116490B (zh) * 2024-03-06 2024-09-06 西南石油大学 一种水合物藏自生热液体注入工艺优化方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111648767A (zh) * 2020-05-15 2020-09-11 中国石油大学(华东) 一种天然气水合物储层可压性评价方法
CN114220499A (zh) * 2021-12-17 2022-03-22 中国石油大学(华东) 一种基于物质能量平衡原理的天然气水合物藏储量核算方法
CN114492026A (zh) * 2022-01-25 2022-05-13 中国海洋石油集团有限公司 一种用于海洋天然气水合物储层开采方式及生产参数的识别方法

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2894672B1 (fr) * 2005-12-12 2008-01-18 Inst Francais Du Petrole Methode de determination des capacites de stockage de gaz acides d'un milieu geologique a l'aide d'un modele de transport reactif multiphasique
US8232438B2 (en) * 2008-08-25 2012-07-31 Chevron U.S.A. Inc. Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs
CN105044284B (zh) * 2015-07-10 2017-03-08 中国科学院广州能源研究所 一种研究天然气水合物分解过程中多孔介质骨架变化的实验装置的实验方法
CN109992864B (zh) * 2019-03-22 2020-02-04 成都理工大学 非常规双重介质储层体积压裂数值模拟及参数优化方法
CN110847873B (zh) * 2019-11-08 2021-01-15 中国科学院广州能源研究所 一种低渗天然气水合物藏原位水力射流开采装置及方法
CN112084695B (zh) * 2020-09-21 2024-11-05 中国石油大学(华东) 一种低频电场加热开采天然气水合物藏的数值模拟方法
CN112610191B (zh) * 2020-12-21 2021-10-22 吉林大学 利用分支水平井开采盖层可渗透的天然气水合物藏的方法
CN113327647B (zh) * 2021-04-13 2022-12-30 中国石油大学(华东) 一种模拟水合物藏中不同来源甲烷运移轨迹的方法
CN113723025B (zh) * 2021-09-01 2024-06-14 北京中地金石科技有限公司 一种第一类天然气水合物数值模型平衡初始化方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111648767A (zh) * 2020-05-15 2020-09-11 中国石油大学(华东) 一种天然气水合物储层可压性评价方法
CN114220499A (zh) * 2021-12-17 2022-03-22 中国石油大学(华东) 一种基于物质能量平衡原理的天然气水合物藏储量核算方法
CN114492026A (zh) * 2022-01-25 2022-05-13 中国海洋石油集团有限公司 一种用于海洋天然气水合物储层开采方式及生产参数的识别方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN114692472A (zh) 2022-07-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN114692472B (zh) 储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法
Wu et al. Prospect of marine natural gas hydrate stimulation theory and technology system
Ding et al. Simulation of matrix/fracture interaction in low-permeability fractured unconventional reservoirs
Jiang et al. Hybrid coupled discrete-fracture/matrix and multicontinuum models for unconventional-reservoir simulation
CN105651676B (zh) 一种水平井规则开发井网下的储层非均质性表征方法
CN102930345B (zh) 一种基于梯度算法的自适应井网优化方法
CN107044277A (zh) 低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法
CN113327647B (zh) 一种模拟水合物藏中不同来源甲烷运移轨迹的方法
CN110984973A (zh) 缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法
CN112084695A (zh) 一种低频电场加热开采天然气水合物藏的数值模拟方法
Xu et al. Enhanced gas production efficiency of class 1, 2, 3 hydrate reservoirs using hydraulic fracturing technique
CN116167302B (zh) 一种天然气水合物增产模拟中人工复杂裂缝的描述方法
Xue et al. Ensemble-based optimization of hydraulically fractured horizontal well placement in shale gas reservoir through Hough transform parameterization
CN114154430A (zh) 一种压裂油藏co2驱油流动模拟方法
Sun et al. Simulation-based enhanced oil recovery predictions from wettability alteration in the Middle Bakken tight reservoir with hydraulic fractures
CN111963163B (zh) 一种基于气水两相流动页岩气藏双孔双渗模型构建及压力动态预测方法
Wang et al. Association between multiphase seepage and exploitation of natural gas hydrate based on the Shenhu area of South China Sea
CN117252054A (zh) 基于双重介质模型的页岩气压裂水平井产量预测方法
CN105653746A (zh) 基于嵌入式离散裂缝模型的压裂井建模及模拟方法
Zhao et al. A flownet-based method for history matching and production prediction of shale or tight reservoirs with fracturing treatment
KR101506321B1 (ko) 저류층 내 다상 유체 및 열 유동 특성 분석 방법 및 이를 위한 기록매체
CN112012731A (zh) 一种基于气水两相流动页岩气藏三孔三渗模型构建及压力动态预测方法
CN114139432A (zh) 利用神经网络技术的裂缝性油藏co2驱流动模拟方法
CN111677486A (zh) 致密油二氧化碳吞吐模拟方法、装置及存储介质
Huang et al. Research advance on prediction and optimization for fracture propagation in stimulated unconventional reservoirs

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant