基于ABAQUS蠕变储层稠油蒸汽吞吐开发过程数值模拟

蒸汽吞吐（单井吞吐）与蒸汽驱是现如今广泛应用于稠油油井开采的采油技术，其中蒸汽吞吐是指将一定量的高温高压饱和蒸汽注入油井，然后焖井几天，加热油层及其原油，然后开井回采的循环采油方法；而蒸汽驱是指通过适当井网（一般采用五点、七点井网，井距70-100M）在注汽井中连续注入蒸汽驱替油流向其周围井进行开采稠油的开采方式。两者本质区别在于蒸汽吞吐完后要采油，蒸汽驱本井不采油，而其他井生产。另外如产层太厚无法进行常规泵抽时，也可进行蒸汽吞吐。

蠕变是指固体材料在保持应力不变的条件下，应变随时间延长而增加的现象，其不同于塑性变形，塑性变形通常在应力超过弹性极限之后才出现，而蠕变只要应力的作用时间相当长，其在应力小于弹性极限加载时也能出现。油气储层生产周期长，大量研究结果表明储层具有一定的蠕变特性，同时，对于蒸汽吞吐开发的稠油井，储层温度反复变化导致其蠕变特性更加显著，因此本文将基于ABAQUS有限元软件对考虑了蠕变的稠油储层蒸汽吞吐开发过程进行数值模拟。

几何模型与网格划分

几何模型

该模拟简化油井和周围地层为轴对称模型，如图1所示，产层深度为335米至732米，该垂直井深度为1463米。

图1 地层几何模型

网格划分

整个地层划分为11个不同的层位，其中具有孔隙压力的轴对称缩减积分单元CAX8RP用于模拟井附近的岩层，当使用二阶单元时，一般采用缩减积分，因为它通常提供更准确的结果并且比完全积分具有更小的计算成本；远场区域则使用轴对称无限单元CINAX5R建模，以提供横向刚度。网格划分后的有限元模型如图2所示。

图2 地层有限元模型

模拟参数

地表土层与泥岩层

对地表土层S1、T1与深部泥岩层U1和L1使用Drucker-Prager塑性模型建模，其弹性和非弹性材料属性均列于表1中。本例使用没有中间主应力效应的Drucker-Prager模型的线性形式，因此流应比，即三轴拉伸强度与三轴压缩强度之比k=1；该模型假设为流动法则非关联，即在式（1）塑性本钩矩阵中屈服面、加载面（后续加载面）与塑性势面不同，即材料刚度矩阵不对称，因此，使用非对称矩阵存储和非对称求解器解可以显着改善该非线性解的收敛性；硬化/软化行为是Drucker-Prager塑性材料定义的扩展，其数据列于表1中。因为这些层位远离频繁加载，所以可不考虑蠕变。

式（1）

表1 地表土层与泥岩层Drucker-Prager模型参数

蠕变特性显著的中间层

D1到D7使用改进的Drucker-Prager Cap塑性模型模拟，材料属性数据列于表2中。因其考虑蠕变，因此须k=1.0，且剪切破坏面与盖帽间不可有过渡区域（即

0）；硬化/软化行为通过屈服应力与体积应变的关系曲线定义，数据列于表2中；初始盖帽屈服面的位置设定为0.02，如果应力位于盖表面之外，Abaqus会自动调整盖屈服面的位置。

表2 D1到D7层Drucker-Prager Cap模型参数

使用式（2）所示Singh-Mitchell蠕变模型对固结蠕变进行模拟。蠕变模型参数表3所示，其为温度的函数，在cap creep model中指定，如图3所示。

式（2）

式中:

表3 蠕变模型参数

图3 蠕变模型参数定义

储层渗透系数定义为温度的函数，另外为了实现热力耦合，还需要定义热膨胀系数，本例热膨胀系数定义为：5.76E–6 1/°C (3.2E–6 1/°F)，对于热膨胀系数的含义，以线性膨胀为例如图4所示。

图4 线性膨胀

初始条件

为分析地应力场变化，将初始地应力定义为地层重力密度在对应深度上积分，同时横向应力系数为0.85，定义inp语句如图5所示；在所有层中使用1.5作为初始孔隙比，初始均匀温度场为10℃（50°F）。

图5 初始地应力

模拟方法 | 分析步与荷载

为研究蠕变特性，将一个蒸汽吞吐开发周期分析步分为五步进行，即初始地应力平衡、平衡后为期一个月的蠕变平衡期、注入蒸汽、焖井然后开井回采，本例中未进行焖井，注完蒸汽后直接进行回采。

初始分析步：初始地应力平衡

初始地应力平衡是平衡有限元模型的地应力载荷，该分析步还确定了孔隙压力的初始分布。本例中由于重力荷载定义为分布荷载类型为BZ的体力而非重力荷载类型GRAV，因此ABAQUS输出的孔隙流体压力为超孔隙压力而非总孔隙压力，Abaqus蠕变详解超孔压是指超过支撑孔隙流体重量位于某高于海拔高度所需的静水压力。对于在流固耦合分析中使用BZ与GRAV定义体力的区别在文末视频有详细介绍。

第一分析步：蠕变平衡

第一步是岩层瞬态固结分析步，以平衡从初始地应力加载引起的蠕变效应。

第二分析步：注入蒸汽

分析的第二步模拟将蒸汽注入井中深度为366米至732米的地层，该区域由图1中的阴影区域表示。分析步仍然为瞬态土壤固结分析，该过程中该区域节点被加热到100°C（212°F），inp语句为：

*TEMPERATURE,OP=MODTARGET, 212.

蒸汽的注入增加了地层渗透性并增加了蠕变行为。

第三分析步：开井回采

第三步通过在位于地表下方427米至550米深度的节点处设定超孔压-1.2MPa（-170psi）来模拟油的泵抽过程。设定为期五年，以研究油井附近的泵抽和蠕变效应引起的沉降。

inp语句为：

*BOUNDARY, OP=MOD1001,8,8,-1701201,8,8,-170

模拟结果

初始地应力平衡后显示可忽略不计的变形，如图6所示，表明该模型基本处于地质平衡状态。图7为为期31天的地层蠕变引起的地层沉降，对比图6可见蠕变特性较显著。图8显示了五年后固结引起的地层沉降的等高线图，可见预计的地表沉降量为0.13米（0.4英尺），同时可见在注入蒸汽的区域中发生显着的蠕变。

图9显示了超孔隙压力的等高线图，井眼附近负孔隙压力代表泵的吸力，同时可对注入节点输出变量RVT，并进行开发时间积分可得该井累计产液量。

整个蒸汽吞吐开发过程中地层超孔压变化如图10所示，产层井眼周围超孔压如图11所示。

本例采用英制单位：inches, pounds, 和 days.

由于部分参数偏离实际，模拟结果不符合实际，未考虑高压蒸汽注入本身对储层压力的影响，但模拟过程大部分可借鉴，如感兴趣可借鉴本文件进行准确详细的模拟，本文文件来自帮助文档，自行查找下载使用。

图6 初始地应力平衡后垂向沉降量

图7 为期31天蠕变后的垂向沉降量

图8 开发5年后的垂向沉降量

图9 开发5年后的超孔隙压力的等高线图

图10 蒸汽吞吐过程中地层超孔隙压力的等高线图

图11 蒸汽吞吐过程中井眼附近超孔隙压力的等高线图

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