暢元江，黃帥，王康，孫寶江，李昊，孫煥釗，陳國明

(1.中國石油大學(xué)(華東)海洋油氣裝備與安全技術(shù)研究中心，山東青島，266580；2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島，266580)

天然氣水合物井筒穩(wěn)定性是井筒抵抗結(jié)構(gòu)性破壞、維持井筒功能的重要屬性，是海洋水合物勘探開發(fā)過程中井下安全的保證。由于水合物具有埋藏淺、未成巖、強(qiáng)度低以及欠壓實等特點(diǎn)[1-2]，試采時，水合物分解的最直接效應(yīng)是近井界面地層力學(xué)特性弱化，造成井筒失穩(wěn)甚至套管損壞，因此，有必要考慮水合物分解引起的儲層物性參數(shù)在近井界面的時變特征，研究天然氣水合物三維井筒-土壤非線性耦合模型，并針對水合物儲層井筒的穩(wěn)定性進(jìn)行模擬分析。近年來，國內(nèi)外學(xué)者對深水水合物開發(fā)過程中的井筒、井壁穩(wěn)定性進(jìn)行了大量研究。FREIJ-AYOUB等[3]根據(jù)摩爾-庫侖失效準(zhǔn)則，利用單向達(dá)西流動模型分析水合物地層孔隙壓力變化，考慮孔隙壓力變化對應(yīng)力場的影響，建立了水合物地層鉆井井壁穩(wěn)定性模型；RUTQVIST 等[4-5]考慮天然氣水合物降壓開采過程中的滲流場、應(yīng)力場和溫度場的耦合作用，對地層以及井筒的穩(wěn)定性進(jìn)行了分析，提出垂直井射孔段是最易出砂和應(yīng)力集中的位置；KIM等[6]利用FLAC3D 軟件進(jìn)行了油藏規(guī)模的熱-液-力耦合模擬，考慮井筒組件的尺寸和沉積物與井筒相互作用，分析了Ulleung 盆地天然氣水合物在降壓開采過程中高壓儲層的力學(xué)響應(yīng)和井筒穩(wěn)定性；NING等[7-9]研究了鉆井液侵入水合物地層條件下鉆井液參數(shù)(即溫度、密度、鹽度)和初始儲層條件(即滲透率和飽和度)對井筒穩(wěn)定性的影響。程遠(yuǎn)方等[10-11]將水合物分解效應(yīng)融合到滲流場與巖土變形場的耦合作用中，建立了天然氣水合物藏氣、水兩相非等溫流固耦合數(shù)學(xué)模型，并開發(fā)了有限元程序；張若昕[12]從裸眼段井筒及套管段井筒2個方面對天然氣水合物開采過程中的井壁穩(wěn)定性進(jìn)行了研究；畢圓圓[13]建立了二維水合物地層-水泥環(huán)-套管力學(xué)模型，分析了孔隙壓力和溫度耦合作用對井筒應(yīng)力的影響。上述研究為開展水合物試采井筒穩(wěn)定性分析提供了理論依據(jù)，然而，這些研究多以二維為主平面模型為主，不能反映由于水合物分解導(dǎo)致的地層沉降對井筒的影響，且沒有考慮多場耦合下管土相互作用的時變特征。為此，本文作者基于海洋水合物井筒面臨的復(fù)雜環(huán)境載荷，考慮水合物分解效應(yīng)，以井筒-儲層為研究對象建立水合物試采井的三維井筒-土壤非線性耦合模型，研究井筒-儲層之間隨時間變化的相互作用，揭示深海水合物儲層滲流場、應(yīng)力場和井筒內(nèi)外壓力場的耦合作用對井筒的力學(xué)響應(yīng)規(guī)律，以便為我國海域天然氣水合物資源安全高效試采提供參考。

1 水合物分解多場耦合模型

1.1 Mohr-Coulomb 土壤本構(gòu)模型

Mohr-Coulomb 模型可以較好地描述土體在彈性或塑性變形上的破壞機(jī)理[14]。土體在彈性階段的變形屈服方程如下：

式中：F為土體剪切力，MPa；p為平均主應(yīng)力；MPa；q為偏應(yīng)力，MPa；Rmc為度量π 平面上屈服面形狀的參數(shù)；φ為土體摩擦角，即q-p面上Mohr-Coulomb屈服面的傾斜角；C為土體黏聚力，MPa。

當(dāng)土體位于塑性變形階段時，在應(yīng)力空間子午線上，流動勢G為雙曲線函數(shù)，可表示為

式中：Ψ為土體剪脹角；C0為土體塑性變形為0時的初始黏聚力，MPa；ε為子午線平面上的偏心率；Rmw為流動勢G在π平面上的形狀參數(shù)。

1.2 地層多孔介質(zhì)滲流-變形模型

儲層巖石的受力主要為巖石骨架承受的有效應(yīng)力和儲層孔隙流體的孔隙壓力。根據(jù)有效應(yīng)力原理，土體內(nèi)某一微元的靜力學(xué)平衡微分方程為

式中：τzx，τxy和τyz分別為xz，xy和yz平面的切應(yīng)力；P為孔隙壓力；分別為x，y和z軸方向的單位孔隙壓力；σ′x，σ′y和σ′z分別為x，y和z軸方向的有效應(yīng)力；γ為土的容重。

只考慮彈性變形情況時，土體形狀變化和有效應(yīng)力改變需遵守胡克定律要求，其表達(dá)式如下：

式中：E為土體骨架的彈性模量；v為泊松比；G為剪切模量，G=E/[2(1+v)]；εx，εy和εz分別為x，y和z方向的應(yīng)變分量。

根據(jù)小變形理論，應(yīng)變與位移的表達(dá)式為

式中：u，v和w分別為x，y和z方向上的位移分量。

在水合物開采過程中，孔隙中水和氣體的壓力遠(yuǎn)大于毛細(xì)管壓力，在此忽略毛細(xì)管作用，認(rèn)為空隙中水和氣體壓力相等，考慮水合物分解對地層滲透系數(shù)的影響，采用比奧固結(jié)理論求解滲流-變形耦合模型：

單元體內(nèi)水量的變化率等于土體積的變化率，由達(dá)西定律可得補(bǔ)充方程：

式中：γw為水的容重；k為滲透系數(shù)；εV=εx+εy+εz，為體積應(yīng)變量。

1.3 水合物儲層物性參數(shù)動態(tài)變化模型

由于水合物分解效應(yīng)，儲層物性參數(shù)將隨著水合物的開采發(fā)生變化，根據(jù)水合物儲層的滲透率、孔隙度與水合物的飽和度和土的體積應(yīng)變建立函數(shù)關(guān)系[15-16]，得到滲透系數(shù)與孔隙度的動態(tài)計算模型：

式中：SH為水合物儲層的飽和度；K0為絕對滲透率，即儲層SH=0 時的滲透率，10-3μm2；ρ為流體密度，kg/m3；g為重力加速度；η為動力黏滯性系數(shù)；φ0為初始孔隙度；N為地層滲透率遞減指數(shù)，由水合物賦存形式?jīng)Q定，通常取2～15。

在水合物開采過程中，水合物儲層的強(qiáng)度和膠結(jié)特性等會伴隨水合物的分解逐步降低和減弱，表現(xiàn)為水合物儲層彈性模量減小以及黏聚力呈線性軟化[17]，在鉆采過程中，水合物儲層彈性模量、黏聚力與水合物飽和度相關(guān)的計算模型可以表示為

式中：E0為水合物未分解時的彈性模量，GPa；SH0為水合物儲層的初始飽和度；Δφ=φ0(SH0-SH)，為水合物分解引起的地層孔隙度變化量；ξ為實驗擬合參數(shù)，通常取9.5；ψ取為1.2。

對于我國南海海域廣泛存在的膠結(jié)或骨架支撐型水合物，在實際模擬過程中需要不斷地更新調(diào)整相應(yīng)的力學(xué)參數(shù)和滲流參數(shù)。式(1)和式(2)描述的Mohr-Coulomb 本構(gòu)模型可作為水合物地層的土壤模型；式(7)可為Mohr-Coulomb土壤模型計算提供勁度矩陣，用來控制三維滲流過程中地層的變形；式(8)～(11)可為水合物開采模擬中儲層物性參數(shù)的變化提供計算依據(jù)。

2 三維井筒-土壤非線性耦合模型建模方法

2.1 水合物試采井井身結(jié)構(gòu)

由于海洋水合物儲層埋藏淺、未固結(jié)，井身結(jié)構(gòu)采用如圖1所示的三開方式，儲層段采用套管不固井完井[18-19]，通過降低儲層壓力，進(jìn)行水合物降壓開采。

圖1 天然氣水合物試采井井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Well structure of gas hydrate production test well

本文選取受水合物分解影響最顯著的儲層段井筒作為研究對象，其力學(xué)模型如圖2所示。通過有限元軟件建立三維實體模型，研究水合物在試采過程中井筒與地層隨時間的變化。為此，編寫了水合物分解多場耦合模擬程序，進(jìn)而對試采過程中水合物分解進(jìn)行模擬。

圖2 儲層段井筒力學(xué)模型Fig.2 Wellbore mechanics model of reservoir section

2.2 水合物分解多場耦合模型的建立

在水合物試采時，儲層孔隙流體流失，孔隙壓力水平降低，使水合物相變分解，導(dǎo)致巖石骨架的應(yīng)力狀態(tài)發(fā)生變化，相應(yīng)的儲層滲透率、孔隙度等物性參數(shù)隨之改變，這些由孔隙流體流失造成的儲層變化又會對孔隙流體的滲流過程產(chǎn)生影響，這是一個復(fù)雜的非線性耦合過程。本文利用建立的滲流-變形耦合模型與水合物儲層物性參數(shù)動態(tài)變化模型，對ABAQUS 進(jìn)行二次開發(fā)，基于Fortran 語言對模型積分點(diǎn)的場變量進(jìn)行重新定義，開發(fā)編寫了水合物模擬求解器。考慮水合物分解引起的儲層應(yīng)力場、滲流場和井筒內(nèi)外壓力場的特征參數(shù)在近井界面區(qū)域的時變特征，對水合物開采過程中多場耦合作用下的井筒受力進(jìn)行模擬，計算流程如圖3所示。

圖3 多場耦合分析計算流程Fig.3 Flow chart of multi-field coupling analysis

進(jìn)行多場耦合分析時，首先定義儲層物性參數(shù)隨場變量的變化；然后，對壓力場與滲流場進(jìn)行計算，通過調(diào)用場變量子程序USDFLD 對水合物分解區(qū)域的儲層物性參數(shù)進(jìn)行實時更新，以此實現(xiàn)管土相互作用邊界的動態(tài)變化；根據(jù)更新的邊界對下一個增量步進(jìn)行求解，直至達(dá)到設(shè)定的模擬分析時長為止。

2.3 三維井筒-土壤非線性耦合模型實現(xiàn)

按以下步驟建立三維井筒-土壤非線性耦合模型(見圖4)：

圖4 三維井筒-土壤非線性耦合模型建模流程Fig.4 Modeling flow chart of 3D nonlinear coupling wellbore-soil model

1)確定研究位置的水合物地層物性參數(shù)和井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)，建立有限元幾何模型。

2)建立滲流-變形耦合模型和水合物儲層物性參數(shù)動態(tài)變化模型。

3)根據(jù)建立的水合物分解多場耦合數(shù)學(xué)模型編寫場變量子程序，模擬水合物的分解。

4)對模型賦予初始預(yù)定義場(地應(yīng)力場和孔隙壓力場)以及管土相互作用邊界。

由于材料剛度存在差異，井筒與水合物地層之間的界面處產(chǎn)生摩擦力，這些摩擦力導(dǎo)致井筒產(chǎn)生軸向應(yīng)力。在定義管土相互作用時，采用接觸面法，套管表面為主控表面，土體表面為從屬表面；考慮管土接觸界面之間存在黏聚力，管土間法向接觸定義為修正的硬接觸，切向接觸定義為具有各向同性的庫侖摩擦，采用罰函數(shù)法求解。

3 算例分析

3.1 三維非線性耦合模型基本參數(shù)

本研究采用的數(shù)值模擬參數(shù)來源于我國神狐海域某水合物試采井，水深為1 230 m，上覆土層厚度為200 m，基本參數(shù)如表1所示[20-21]。

表1 天然氣水合物藏地層物性參數(shù)Table 1 Formation physical parameters of gas hydrate reservoir

在建立管土耦合模型時，為了避免模型端部邊界效應(yīng)的影響，模型參數(shù)選取如下[22]：地層設(shè)置為長×寬×高為5 m×10 m×17 m 的長方體，其中上覆層厚度為5 m，水合物儲層厚度為10 m，下伏層厚度為2 m，水泥環(huán)的長度為5 m，套管貫穿整個地層的長度取17 m。井筒基本參數(shù)如表2所示。

表2 井筒基本參數(shù)Table 2 Basic parameters of wellbore

3.2 基于三維非線性耦合模型的井筒穩(wěn)定性分析

利用圖4所示流程圖進(jìn)行建模分析。由于套管和水合物地層的結(jié)構(gòu)及載荷呈對稱性，且在井筒與地層膠結(jié)良好的情況下，建模型時可沿加載方向取模型的1/2 進(jìn)行分析，如圖5所示。在模型的上表面施加海水及上覆巖層等效壓力15 MPa，儲層土體受重力的作用，對土體上、下以及四周表面賦予初始滲透壓力，在套管內(nèi)壁施加生產(chǎn)壓力；在模型底部對土體和套管施加U3方向的位移約束，在土體外表面施加U1和U2方向的位移約束，以模擬周圍地層對模型的約束作用。給模型對稱面施加對稱約束。對土體賦予地應(yīng)力、初始孔隙壓力、孔隙比等預(yù)定義場后，進(jìn)行地應(yīng)力平衡計算，結(jié)果見圖6。由圖6可知儲層的位移數(shù)量級為10-7m，遠(yuǎn)小于地應(yīng)力平衡要求的位移數(shù)量級10-5m，表明符合地應(yīng)力平衡條件，可以進(jìn)行下一步計算。

圖5 載荷和邊界條件Fig.5 Loading and boundary conditions

圖6 地應(yīng)力平衡結(jié)果Fig.6 Result of geo stress balance

天然氣水合物的開采與常規(guī)油氣的最主要區(qū)別在于開采過程存在水合物的分解效應(yīng)。圖7和圖8所示分別為以10 MPa 的生產(chǎn)壓差試采60 d 后孔隙壓力和水合物飽和度分布情況。從圖7和圖8可以看出：隨著開采生產(chǎn)過程進(jìn)行，儲層中的孔隙壓力從生產(chǎn)區(qū)域向周圍地層逐漸增加，越靠近井眼位置，孔隙壓力越小，孔隙壓力變化梯度越大；井筒周圍儲層的水合物飽和度隨著開采逐漸降低，且水合物完全分解區(qū)域與未分解區(qū)域的過度區(qū)域較窄。

圖7 孔隙壓力分布云圖Fig.7 Nephogram of pore pressure distribution

圖8 水合物飽和度分布云圖Fig.8 Nephogram of hydrate saturation distribution

在試采井系統(tǒng)中，井筒是否穩(wěn)定關(guān)系到試采作業(yè)能否安全、順利進(jìn)行，影響井筒穩(wěn)定性的關(guān)鍵因素為試采井井筒中套管的受力。儲層段井筒應(yīng)力情況如圖9所示，圖中正值表示套管受到的是拉應(yīng)力，負(fù)值表示套管受到的是壓應(yīng)力。從圖9可以看出：由于水合物的分解，水合物儲層下沉和下伏地層向上隆起，使得儲層段井筒產(chǎn)生較大的軸向壓應(yīng)力，且套管的最大軸向壓應(yīng)力位于儲層段套管中部即降壓開采的位置；套管最大環(huán)向應(yīng)力同樣位于儲層段套管中部降壓開采位置，套管受到的徑向應(yīng)力可忽略不計。套管Mises應(yīng)力的變化主要受軸向應(yīng)力影響，其變化趨勢與軸向應(yīng)力變化趨勢基本一致，表明軸向應(yīng)力可以作為井筒穩(wěn)定性的判據(jù)。

圖9 儲層段井筒套管應(yīng)力分布Fig.9 Stress distribution of wellbore casing in reservoir section

3.3 井筒穩(wěn)定性影響因素分析

3.3.1 初始水合物飽和度對井筒穩(wěn)定性的影響

以生產(chǎn)壓差為13 MPa，試采時間為30 d為例，分別模擬水合物初始飽和度為20%，40%和60%時井筒的穩(wěn)定性，套管軸向應(yīng)力情況如圖10所示。

由圖10可知：在水合物初始飽和度為20%，40% 和60% 時，套管的最大軸向應(yīng)力分別為-472.76，-417.00 和-381.10 MPa(負(fù)號表示軸向應(yīng)力方向向下)，表明在相同的試采時間和溫壓條件下，儲層初始水合物飽和度越小，儲層段套管受到的軸向應(yīng)力就越大，井筒的穩(wěn)定性越差。這主要是因為水合物初始飽和度越高，儲層滲透率相對越低，從而降低了孔隙壓力的降壓速率，減慢了水合物分解的進(jìn)程。

圖10 不同初始水合物飽和度對套管軸向應(yīng)力分布的影響Fig.10 Influence of different initial hydrate saturations on the axial stress distribution of casing

3.3.2 生產(chǎn)壓差對井筒穩(wěn)定性的影響

設(shè)定儲層初始水合物飽和度為40%，試采生產(chǎn)時間為10 d，分析生產(chǎn)壓差為5，8，10，12 和和13 MPa 共5 種試采條件下井筒的穩(wěn)定性，套管軸向應(yīng)力如圖11所示。

由圖11可知：套管的軸向應(yīng)力隨著生產(chǎn)壓差的增加而增加，其中，當(dāng)生產(chǎn)壓差由5 MPa增加到8 MPa 時，套管的最大軸向應(yīng)力由154.1 MPa 增加到246.9 MPa，增大了60.22%，可見生產(chǎn)壓差越大，儲層水合物的分解速率越快，范圍越廣，相應(yīng)的儲層段套管因地層有效應(yīng)力變化受到的壓力也更加大。這與常規(guī)疏松砂巖油氣藏開采所得到的結(jié)果類似。

圖11 不同生產(chǎn)壓差對套管軸向應(yīng)力分布的影響Fig.11 Influence of different production pressures on axial stress distribution of casing

3.3.3 試采時間對井筒穩(wěn)定性的影響

設(shè)定儲層初始水合物飽和度為40%，生產(chǎn)壓差壓為10 MPa，在試采時間分別為1，5，10，30和60 d 時，套管軸向應(yīng)力如圖12所示。參照API標(biāo)準(zhǔn)，考慮到水合物儲層生產(chǎn)段套管存在射孔情況，選取N-80 套管屈服強(qiáng)度552 MPa 的60%即331.2 MPa 作為參照[23]，分析不同生產(chǎn)壓差下套管軸向應(yīng)力與生產(chǎn)時間的關(guān)系，如圖13所示。

由圖12和圖13可知：隨著生產(chǎn)壓差提高和試采時間延長，井筒的軸向應(yīng)力逐漸增加，且軸向應(yīng)力在試采初期增加較明顯，隨著試采進(jìn)行逐漸趨于平穩(wěn)；當(dāng)生產(chǎn)壓差為13 MPa與12 MPa時，最大軸向應(yīng)力在試采初期就超過了套管的屈服強(qiáng)度(331.2 MPa)，若生產(chǎn)壓差為10 MPa，則安全試采僅能維持15 d；若生產(chǎn)壓差不超過8 MPa，則安全試采可達(dá)60 d以上。

圖12 不同試采時間對套管軸向應(yīng)力分布的影響Fig.12 Influence of different production time on axial stress distribution of casing

圖13 不同生產(chǎn)壓差下套管軸向應(yīng)力與生產(chǎn)時間的關(guān)系Fig.13 Relationship between casing axial stress and production time in different production pressures

4 結(jié)論

1)基于海洋水合物井筒面臨的復(fù)雜環(huán)境載荷，考慮滲流場、應(yīng)力場和井筒內(nèi)外壓力場的多場耦合作用，研究了水合物分解引起的儲層特征參數(shù)在近井界面區(qū)域的時變特征，開發(fā)編寫了水合物場變量子程序，提出了天然氣水合物井筒-土壤三維非線性耦合模型建模方法。

2)在水合物試采過程中，由于水合物的分解，水合物儲層下沉和下伏地層向上隆起，使得儲層段井筒產(chǎn)生較大的軸向壓應(yīng)力，井筒穩(wěn)定性受井筒軸向應(yīng)力所控制，套管的最大軸向應(yīng)力位于儲層段套管中部即降壓開采的位置。

3)隨著生產(chǎn)壓差提高和試采時間延長，井筒的軸向應(yīng)力逐漸增加，且軸向應(yīng)力在試采初期增加較明顯，隨著試采進(jìn)行逐漸趨于平穩(wěn)；若生產(chǎn)壓差超過10 MPa，則安全試采僅能維持15 d；若生產(chǎn)壓差不超過8 MPa，則安全試采可達(dá)60 d以上。