低渗透储层流-固耦合渗流规律的研究

考虑低渗透油藏渗流时启动压力梯度和低渗储层的流-固耦合特性，将渗流力学与弹塑性力学相结合，建立适合低渗透油藏的流-固耦合渗流数学模型，并给出其数值解。在黑油模型和弹塑性有限元程序的基础上，编制了计算低渗透油藏流-固耦合渗流的计算软件。通过数值模拟与不考虑流-固耦合时的计算结果相对比，从中可以看出，低渗透油藏中流-固耦合效应是十分明显的。     

裂缝性低渗透油藏流-固耦合理论及应用

本文在总结前人已有成果的基础上,在裂缝性低渗透油藏流-固耦合研究方面完成了以下工作: (1)通过大量的岩芯实验,研究发现低渗透岩石渗流时存在明显的流-固耦合效应,并通过理论分析对该现象做以解释。 (2)建立裂缝性低渗透油藏渗流场和岩土变形场的等效连续介质模型。推导出考虑裂缝影响情况下,渗流场和岩土变形场参数的等效处理方法。利用等效连续介质渗流模型研究了不同裂缝形态对水驱油效果的影响。 (3)研究了地应力和孔隙压力对裂缝开度及渗透率的影响,得出裂缝性低渗透油藏渗流场与岩土变形场之间的耦合关系式。 (4)利用断裂力学的知识,研究了注水过程中,储层裂缝扩展的动力学机理,给出考虑裂缝扩展情况下的渗透率演化方程,并结合流-固耦合模型给出数值模拟的方法。 (5)利用有限元和有限差分方法,给出了裂缝性低渗透油藏流固耦合模型的计算方法,并编制了相应的数值模拟软件。 (6)探讨了本文理论在工程上的应用。 论文利用所编制的油藏流团耦合计算软件,对大庆油田卯六区块开发过程中孔隙度、渗透率演化及耦合效应对开发过程的影响进行了数值模拟;结合断裂力学知识,给出了开发过程中裂缝扩展的数值计算方法,并对一简单情况下裂纹扩展情况进行了数值计算;最后,通过解析分析的方法,对渗流作用井壁力学     

油藏多相流体渗流流-固耦合数学模拟研究

实践表明，油藏开发将引起应力场的变化、导致岩石发生变形、改变储层的渗储特性，进而影响产量。为反应这一问题，建立了油藏流-固耦合渗流模型，并考虑了以下因素：多相流体，油藏岩石变形，地应力、孔隙度和渗透率变化，流体渗流与岩石应变耦合等。导出的控制方程是基于流体孔隙压力、饱和度以及岩石质点位移的非线性方程。由于互含参变量，不能直接求解，采用有限差分方法将流体渗流和岩石应变方程离散成主对角占优的7对角矩阵，采用隐式迭代方法求解。示例分析说明，本模型可用于研究应力、应变、孔隙度和渗透率的动态变化规律以及可能对生产造成的影响。与其他模型对比结果显示，本模型更接近于实际情况。     

考虑水力耦合的射孔围岩水力压裂破裂数值模拟方法

以多孔介质流体渗流和围岩应力耦合理论为基础,提出一种基于有限容积法（FVM）的水力耦合作用下射孔围岩水力压裂破裂数值模拟方法。首先,考虑初始地应力和流体渗流对射孔围岩的影响,运用坐标转换和叠加原理得到围岩应力分布。其次,考虑围岩渗透率和孔隙度的应力敏感性,通过渗流力学分析确定射孔围岩的流体压力。最后,探讨水力压裂射孔围岩破裂准则的基础上,构建考虑水力耦合的射孔围岩水力压裂力学模型,并基于有限容积法对渗流方程和应力方程予以离散,提出水力耦合作用下射孔围岩水力压裂破裂数值模拟方法。该方法实现了流体渗流与围岩应力的耦合,可精确求解水力耦合作用下射孔围岩水力压裂破裂压力和破裂时间,亦能对流体压力和围岩渗透率演化予以准确描述。相关成果丰富了水力压裂破裂机理的研究,亦可对实际工程设计提供重要的参考。     

复杂断块油藏注采耦合技术提高原油采收率的力学机制研究

针对高含水期复杂断块油藏大量剩余油难以有效动用的问题,胜利油田首次提出了以层间或井间实施协同注采为核心的注采耦合技术。在对注采耦合技术进行系统研究的基础上,明确了注采耦合技术的术语和类型,梳理和深化了注采耦合的机理,探讨了复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用时作用力类型、力学机制和作用效果,有助于完善注采耦合技术并进一步提高复杂断块油藏的水驱油采收率。研究认为:复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用的本质是渗流场形态和流线方向的改变,通过注采耦合技术的异步协同注采可以大幅度、差异性地改变渗流场和流线方向,这是扩大平面波及系数、减缓层间动用不均的重要手段;注采耦合技术中注水驱动压力是最主要的驱动力,重力、毛管力作用有限;通过注采耦合过程中升压期(只注不采阶段)的能量积累与降压期(只采不注阶段)的能量释放,注水驱动压力的大小、方向和位置的改变是导致渗流场和流线方向改变的关键,通过注采耦合平均提高原油采出程度为8.9%,降水增油效果明显;当地层倾角大于5°时,重力对注采耦合效果的促进开始显现;当地层原油黏度超过35 mPa·s,原油黏滞力所起作用明显增大,此时注采耦合的开发效果明显变差。     

特低渗透油藏非达西渗流模型及其应用

根据矿场试验和室内试验的研究成果，开发低渗透和特低渗透油藏时会产生非达西渗流现象，尤其是原油渗流会存在较为明显的启动压力梯度。结合低渗透油藏注水开发的特点，考虑油、水两相渗流均存在启动压力梯度，以及岩石存在应力敏感，建立三维油、水两相非达西渗流数学模型。利用差分方法得到该模型的数值差分格式，在此基础上编制模拟软件。以大庆肇源油田源121—3区块为研究对象，首先将建立的非达西渗流的数值模拟结果与现场实测的生产动态数据进行对比验证。然后，在五点注采井网的基础上，设计一个“正方形注采单元”，在保持采油井和注水井井底流压的前提条件下，改变注采井距，通过模拟计算得到油井见水时地层流体压力、流体压力梯度、地层绝对渗透率和启动压力梯度的空间分布，最后得到有效驱动注采井距，从而为该特低渗透油藏的注采井网部署提供依据。     

稠油注蒸汽热采中热-流-变形耦合模拟分析

针对稠油热采开发过程中高温蒸汽注入引起的岩层骨架应力、储层压力、温度耦合变化问题,应用连续介质力学和能量守恒理论,建立了稠油注蒸汽热采开发的热-流-变形耦合分析模型,采用有限元数值模拟技术并开发相应程序对耦合模型求解,定量分析近井壁区域储层温度、压力、岩层骨架变形等参数变化.计算结果表明:注蒸汽开发过程中热-流-变形耦合效应显著,造成近井壁区域地层抬升,岩层骨架有效应力由孔隙流体压力和地层温度的变化共同决定,不同加热时间、沿井径方向变化规律不同.     

海上轻质油藏水驱渗流阻力特征研究

轻质油藏注水井常存在井口压力不断升高的现象,酸化、微压裂等常规措施并不能有效降低井口压力。为进一步探究注入压力过高的原因,以流管模型为基础,依据水电相似原理,开展井间渗流阻力变化规律研究。结合达西定律推导了渗流阻力表达式:渗流阻力与储层形状和总流度有关。而非活塞驱替过程的总流度变化通常分为两种:单调增加(中、高黏),先减小后增加(低黏)。原油黏度较小时,总流度会呈现减小的趋势,渗流阻力随之增加,导致注入压力升高,此时表现在注水井井口压力不断升高,即发生了"伪堵塞",严重制约油田注水。通过对渤海南部区域不同油田注采井间渗流阻力的计算,得到了能够反应渗流阻力变化规律的无因次阻力系数图版,图版展示了"伪堵塞"可能发生的含水阶段,能够有效指导注水井的治理。结合KL油田群的治理实践,当注水井发生"伪堵塞"时,可采取以下措施:(1)对高破裂压力、低裂缝发育的油藏,实施提压增注;(2)对低破裂压力、高断裂程度的油藏,采取层内生气调驱;(3)对超低原油黏度、埋藏深的油藏,可考虑气驱开发;(3)对多层合采开发油藏,应优先解决纵向水驱矛盾。     

油藏渗流–应力耦合分析的FEM-FVM混合方法的改进

在油藏开采过程中,岩石应力场变化的波及范围远大于发生渗流的储层区域,因而现有渗流–应力全耦合方法数值模拟的计算量往往十分巨大。为了提高数值模拟的计算效率,考虑渗流计算区域和应力计算区域的差异,对FEM-FVM(有限元–有限体积)混合方法进行了改进。对储层渗流区域采用细密的网格进行计算,以获得地下流体较为准确的分布情况;对应力计算区域则采用粗网格进行计算,从而降低计算耗时。全耦合理论中的力学平衡方程采用有限元法在粗网格上进行离散;质量守恒方程则在细网格上采用有限体积法进行离散。对Terzaghi一维固结问题和Mandel二维固结问题的数值模拟表明,该方法的计算结果与解析解吻合较好。通过对一个二维单相流单井开采问题和一个三维两相流五点井网开采问题的数值计算,分析了油藏数值模拟中渗流–应力耦合效应的影响。     

渗流的流固耦合问题及应用

 博士学位论文摘要　渗流过程中的孔隙改变, 既影响流体质量, 又会引起介质渗透率的变化, 导致非线性流固耦合作用。因此研究应力与孔隙压力共同作用下孔隙改变的机制是重要的。首先考察了经典渗流力学的基本假定, 说明忽略总应力对孔隙改变的作用是经典渗流力学及其他非耦合理论不能研究流固耦合作用的基本原因。饱和多孔介质是不溶混的混合物, 内部孔隙结构对多孔介质整体和孔隙改变的响应方程有影响。导出了多孔介质的响应方程及有效应力系数A1、孔隙改变的响应方程和有效应力系数A2 以及孔隙压缩模量K p。证明有效应力系数A1 和A2 小于1, K p 小于固体基质的相应模量。它们都取决于组成多孔介质的固体基质的力学性质和孔隙结构。还证明了对于孔隙的变形, 总应力比孔隙压力更重要。任何排除总应力影响的理论, 其出发点均不尽合理。研究了流固耦合机制。在渗流过程中, 介质整体变形和孔隙变化是应力和孔隙压力相互作用的结果; 孔隙改变会影响两相物质之间的扩散力和流体的质量守恒方程; 扩散力和孔隙压力对两相物质的动量守恒有影响。这是一些主要的耦合机制。在混合物理论的基本框架内建立了渗流耦合问题的基本方程, 考虑了流体与固体之间的多种耦合作用, 如线性耦合、非线性耦合、非牛顿流体渗流的耦合作用、饱和多孔介质的动力响应等; 由于渗流定律是孔隙流体动量守恒方程的特殊情况, 应用混合物理论可以从实验得到的非线性一维渗流定律导出非线性渗流的三维定律; 从上述研究还容易看出, B io t 的三维固结理论只考虑了多孔介质整体压缩(膨胀) 对流体动量守恒方程的影响, 反映了流体与固体之间最简单的、线性的相互作用。对某一边界上正应力和孔隙压力为常量的渗流耦合问题, 提出了一种解耦方法, 并得到了平面应变和广义平面应力状态下, 含圆孔的饱和多孔地层中定量抽放和定压抽放问题的解析解。通过这些解答可以看出, 对于稳定渗流, 线性耦合理论(B io t理论) 与非耦合理论没有差别; 对非稳定渗流, 线性耦合理论与经典渗流力学有明显的量的差别, 但没有性质的变化。与弹性力学的差别也与此类似: 若不考虑渗透率的变化, 可压缩流体渗流引起的非线性相互作用以一个高阶小量体现出来, 因此与近似的非耦合分析的结果相差不远。研究了稳定渗流和非稳定渗流情况下非线性流固耦合问题的特点, 并求出了含单一圆孔的问题和单向渗流问题的解答。从中可以看出, 非线性耦合问题与不耦合的经典渗流力学和弹性力学, 不仅在量值上有明显差别, 性质也有不同; 并指出, 非稳定渗流需要考虑更多的因素。当渗流达到最终的稳定状态时, 某些因素, 如原岩应力强度对渗流的影响消失。并研究了初始应力对渗流的影响。证明了可变形多孔介质一维稳定渗流时, 小试件内的孔隙压力梯度在流动方向上是不均匀的。仍然沿用经典渗流力学的方法测试渗透系数, 将导出流体质量不守恒的不合理推论。由此提出了可变形多孔介质渗透系数的新的测试方法。结合渗流的实验研究和微分方程反问题的数学方法, 可得到可变形多孔介质的渗透系数。对粒状多孔介质进行的试验表明, 按不同的试验方法得到的渗透系数相差较大。     

裂隙岩体渗流–损伤–断裂耦合模型及其应用

 从岩体结构力学和细观损伤力学的角度出发,根据裂隙发育与工程尺度的关系,建立合理且适用的裂隙岩体渗流–损伤–断裂耦合数学模型,该模型能真实反映渗流场与应力场耦合作用下裂隙岩体的损伤演化特性,并能模拟由于渗透压的存在和变化引起的拟连续岩体内翼形裂纹的开裂、扩展和贯通等损伤演化特性和高序次贯通裂隙的张开、闭合。建立考虑渗透压力的三维含水裂隙岩体弹塑性断裂损伤本构方程和损伤应力状态作用下流体渗流方程,给出该数学模型的求解策略与方法,开发裂隙岩体渗流–损伤–断裂耦合分析的的三维有限元计算程序DSDFC.for。该计算程序能模拟岩体分步开挖、应力和渗流边界的动态变化,对裂隙岸坡蓄水加载过程进行渗流–损伤–断裂耦合分析,发现水库蓄水后岸坡山体的竖向抬升,随水位上升岸坡破损区增大,断层塑性区向岸坡深部扩展,与裂隙渗流比较,拟连续岩体渗流滞后。     

ANSYS软件在注水井套损预测中的应用

注水井泄压过程中的套损问题是油田开发中遇到的棘手难题。通过对基本方程及定解条件的比较，将ANSYS软件中温度场和应力场的直接耦合分析方法应用于注水井泄压中地层-套管-水泥环系统的渗流-应力耦合分析中。通过数值模拟，研究了不同条件下地层渗流场、应力场及套管挤压力变化规律，给出了套管挤压力的计算模板。     

基于柱坐标系的油井出砂三维数值模型设计与研究

根据实际储层砂岩的物性和射孔试验特征,从岩土力学的角度基于柱坐标系建立三维颗粒流（PFC^3D）数值模型。综合考虑流体压力梯度力和拖曳力产生的流固耦合效应,运用几何学方法研究油井出砂过程中的砂岩模型变化。数值计算与理论分析比较可知流体运动效应不可忽略,两者的应力分布曲线相吻合,验证了数值模型的可行性和适用性。另外,外界条件一定时,砂岩模型的应力分布、黏结颗粒性态、颗粒位移和流体对单颗粒作用力结果显示不同的单元划分对数值计算结果的影响不大,说明该数值模型的收敛性和稳定性。由此可见,提出的三维数值模型能较好地反映砂岩出砂过程中的宏细观力学特性,为准确理解砂岩出砂的力学机理提供了重要的研究思路和研究手段。     

基于连续介质离散元的双重介质渗流应力耦合模型

 为模拟边坡在库水涨落和降雨作用下的渐进破坏过程,发展基于连续介质离散元的双重介质渗流应力耦合模型。它分为固体计算模型、孔隙渗流应力耦合模型和裂隙渗流应力耦合模型3个部分。固体计算模型能够反映地质体的破坏规律,可以模拟从连续到非连续的破坏过程;孔隙渗流应力耦合模型可以方便地计算出自由水位线(浸润线)的位置;裂隙渗流应力耦合模型可以避免由于不连通裂隙(孤立裂隙)存在所导致的收敛性问题;假设只考虑库水涨落和降雨的最终状态,裂隙渗流产生的水头分布和由库水涨落所引起的水头改变作为孔隙渗流的变边界条件,从而实现孔隙渗流场和裂隙渗流场的耦合。典型算例计算结果表明,基于连续介质离散元的双重介质渗流应力耦合模型对于库区古滑坡的研究是很有效的。     

流固耦合作用下深部煤层气井群开采数值模拟

针对深部煤层处在较高地应力和孔隙压力环境下，煤层渗透率降低和瓦斯运移表现出非达西渗流及受煤岩体变形耦合作用明显的特点，建立反映深部低渗透煤层特征和瓦斯流动特性的气水两相流流固耦合模型。以耦合模型为基础，通过数值模拟对深部低渗透井群开采煤层气进行较系统地研究，得到不同渗透率和不同井群间距条件下开采煤层气的储层压力、气和水产能大小、压降漏斗、水饱和度、甲烷浓度和井群干扰的变化规律，考虑较高地应力储层变形影响的流固耦合模型的模拟结果比不考虑耦合作用的结果偏小，对于深部煤层气开采必须重视耦合作用对产量造成的不利影响，制定合理的生产制度和布井方案，尽可能保证储层渗透特性受弱化的程度最小。研究成果对深部低渗透煤层气开采有重要意义。     

裂隙岩体非恒定渗流场与弹性应力场动态全耦合分析

为更真实地反映在环境条件变化以及施工过程等因素作用下渗流场和变形场的行为规律，在裂隙岩体介质小变形的假定下，基于不可压缩水流在复杂应力状态作用下的裂隙岩体介质中运动的一般方程，建立两场动态全耦合的有限元数值模拟方法。在耦合分析中采用统一域混合模型模拟渗流场，对弹性变形场的模拟则采用多裂隙岩体介质和离散裂隙介质分别模拟的方法。对建立的耦合模型采用四自由度全耦合法结合有限元数值方法直接求解，对无压流中自由面的处理则采用固定网格法中的改进初流量法。最后针对水库裂隙岸坡算例，进行能模拟水库蓄水加载过程的静态、动态耦合有限元分析，揭示水库蓄水过程中裂隙岸坡位移场和渗流场的基本变化规律。分析结果表明，考虑蓄水过程中渗流的动态效应时，将会使水库岸坡产生较大的差异沉陷，从而对岸坡的稳定性产生不利影响，对于缓慢蓄水过程可以近似作为静态问题处理。     

油藏渗流与应力耦合分析

基于岩石力学与渗流力学理论，考虑到油藏中多相渗流的特点以及渗流与应力的耦合效应，建立了油藏多相渗流与应力耦合分析模型，研究了渗流与应力的耦合规律，给出了实现耦合分析的方法与步骤，最后通过算例检验了耦合分析的有效性和实用价值。     

Coupled hydro-mechanical model for fractured rock masses using the discontinuous deformation analysis

A coupling analysis model is proposed to study the hydro-mechanical response of the fluid flow in fractured rock mass with the method of discontinuous deformation analysis (DDA). The DDA coupled hydro-mechanical model is interpreted in details by expressing the fracture fluid flow equations, the coupling process and the global coupled equations. For the mechanical response, the hydraulic pressure is determined first, followed by the coupled motion equations expressed under the DDA framework, to study the interaction between the fluid flow along the fractures and the movement of the rock blocks. In the fluid flow analysis, the cubic law is applied to study the steady flow along the fractures using the finite difference method (FDM). A real case of cavern excavation is analyzed by the proposed DDA coupled 2D hydro-mechanical model, to study the influence of fluid flow on the rock cavern stability during the excavation phase. The results show that the DDA coupled hydro-mechanical model is suitable for the stability and seepage analysis of practical engineering problems.     

Geomechanical response of overburden caused by CO_2 injection into a depleted oil reservoir

This study investigates the hydro-mechanical aspects of carbon dioxide(CO_2) injection into a depleted oil reservoir through the use of coupled multiphase fluid flow and geomechanical modeling.Both singlephase and multiphase fluid flow analyses coupled with geomechanics were carried out at the West Pearl Queen depleted oil reservoir site,and modeling results were compared with available measured data.The site geology and the material properties determined on the basis of available geophysical data were used in the analyses.Modeling results from the coupled multiphase fluid flow and geomechanical analyses show that computed fluid pressures match well with available measured data.The hydromechanical properties of the reservoir have a significant influence on computed fluid pressures and surface deformations.Hence,an accurate geologic characterization of the sequestration site and determination of engineering properties are important issues for the reliability of model predictions.The computed fluid pressure response is also significantly influenced by the relative permeability curves used in multiphase fluid flow models.While the multiphase fluid flow models provide more accurate fluid pressure response,single-phase fluid flow models can be used to obtain approximate solutions.The ground surface deformations obtained from single-phase fluid flow models coupled with geomechanics are slightly lower than those predicted by multiphase fluid flow models coupled with geomechanics.However,the advantage of a single-phase model is the simplicity.Limited field monitoring of subsurface fluid pressure and ground surface deformations during fluid injection can be used in calibrating coupled fluid flow and geomechanical models.The calibrated models can be used for investigating the performance of large-scale CO_2 storage in depleted oil reservoirs.