Study on the Impact of Drilling on Pore Pressure in Deepwater Natural Gas Hydrate-Bearing Formations
-
摘要:
为解决深水含天然气水合物地层的钻井安全问题，开展了钻井对含天然气水合物地层孔隙压力的影响研究。基于井筒与地层热传导理论，建立了考虑甲烷溶解度的超孔隙压力计算模型，通过TOUGH+HYDRATE程序（T+H程序）验证了模型的精度和可靠性，通过分析案例研究了初始天然气水合物饱和度、初始孔隙压力和初始渗透率对超孔隙压力的影响规律。通过T+H程序，探究了含天然气水合物地层在井筒温度变化下的孔隙压力演变特征，分析了井筒温度对地层超孔隙压力的影响机制。研究结果表明，超孔隙压力的变化趋势与气体饱和度发展高度一致；井筒温度越高，超孔隙压力所引发的风险时长与波及范围越大，采取相应隔热措施十分必要。研究结果可为天然气水合物分解风险预测与量化分析提供科学依据，对深海工程建设的风险评估和防治具有指导意义。
Abstract:To address the safety issues of drilling in deep-water hydrate-bearing formations, it is necessary to study the influence of drilling on pore pressure in natural gas hydrate-bearing strata. Based on the theory of wellbore-formation heat conduction, an excess pore pressure calculation model considering methane solubility was established, and the accuracy and reliability of the model were verified using the TOUGH+HYDRATE (T+H) program. Case studies were conducted to analyze the influence of initial hydrate saturation, initial pore pressure, and initial permeability on excess pore pressure. Based on the T+H program, the evolution characteristics of pore pressure in hydrate-bearing formations under wellbore temperature variations were investigated, and the mechanism of wellbore temperature's impact on excess pore pressure in the formation was analyzed. The results indicate that the trend of excess pore pressure changes is highly consistent with the development of gas saturation. Moreover, the higher the wellbore temperature, the longer the risk duration and the wider the affected range caused by excess pore pressure, making it essential to implement appropriate thermal insulation measures. The research findings provide a scientific basis for predicting and quantifying hydrate dissociation risks and offer theoretical guidance for risk assessment and mitigation in deepwater engineering construction.
-
胜利油田页岩油藏主要分布于济阳坳陷沾化凹陷和东营凹陷，目的层为沙河街组[1-2]，已有多口探井在沙河街组一段、三段下亚段和四段上亚段获得工业油气流[3-6]。页岩油储层物性差，一般为泥质灰岩和云岩等，孔隙度和渗透率低，需采用水平井体积压裂技术才能实现有效开发[7]，储层改造体积很大，为保证井筒密封完整性，对水泥环强度及弹塑性能要求很高。同时，胜利油田沙河街组页岩油水平井还存在水平段长、井壁稳定性差和压力体系复杂等问题，导致固井作业时面临套管居中和安全下入难度大、水泥浆性能要求高和油基钻井液驱替困难等难题[8]。为此，笔者研发了两亲冲洗隔离液体系，优选了塑性胶乳防窜水泥浆体系，并采取了应用整体式扶正器、漂浮顶替技术、偏心引鞋辅助套管下入技术等配套技术措施，初步形成了胜利油田沙河街组页岩油水平井配套固井技术，并在预探井YYP1井进行了现场试验，一界面固井质量优质、二界面固井质量合格。
1. 固井技术难点
1）油基钻井液清洗困难。页岩油水平井的水平段较长，钻井过程中井壁失稳风险大、管柱摩阻大，因此多采用油基钻井液钻进。目前，胜利油田常用的气制油合成基钻井液油水比一般为85∶15，摩阻系数小于0.15，破乳电压不小于500 V。现场应用表明，油基钻井液能保持页岩地层井壁稳定，且使井眼扩大率不大于5%，保障了安全高效钻井完井[9-11]。固井作业时，常规前置液与油基钻井液的相容性差，易提前稠化导致无法正常固井施工[12-13]。另外，油基钻井液在井壁形成的含油滤饼和在套管壁附着的油膜清洗困难，不易形成良好的润湿反转效果，严重影响水泥环胶结质量。例如，BYP5井一界面优质率80%，二界面优质率61%。
2）长封固段固井对水泥浆性能要求高。胜利油田沙河街组页岩油藏具有埋藏深（3 500 m以深）、地层压力高（压力系数1.75～1.85）、地层温度高（超过120 ℃）和压力体系复杂等特点，水平井水平段长度超过900 m，这要求水泥浆体系具有良好的防窜性能和沉降稳定性能，以克服水泥浆硬化后的体积收缩，避免产生微间隙导致层间窜流[14]。另外，沙河街组页岩储层微裂缝发育，固井作业时存在较大的井漏风险，要求水泥浆具有一定的防漏堵漏性能，且需要合理设计浆柱结构。
3）后期增产措施对水泥环胶结质量要求高。由于页岩油储层为低孔低渗储层，需要采取大型压裂增产措施进行开发，易造成水泥石破碎或形成微裂缝。同时，压裂作业时套管会因受压受热而发生膨胀，由于水泥石和套管的膨胀率不同，易出现微间隙，储层流体容易对水泥环造成侵蚀和“溶解迁移”，破坏了井筒的完整性，造成层间流体窜流从而影响油井产量及寿命。
4）水泥浆顶替效率低。由于页岩油水平井的水平段较长，固井时受重力影响，套管居中度差，易发生偏心，甚至贴在下井壁，造成环空窄间隙处水泥浆顶替效率降低，导致钻井液及岩屑不易清除，影响水平段固井质量。
2. 固井关键技术
针对上述固井技术难点，从提高油基钻井液冲洗效率、水泥浆防窜性能和水泥石弹塑性及强度等方面进行攻关研究，研制了两亲冲洗隔离液体系，优选了纤维膨胀水泥浆体系和塑性胶乳防窜水泥浆体系，并采取了一系列固井技术措施，形成了胜利油田沙河街组页岩油水平井固井技术。
2.1 两亲冲洗隔离液体系
为有效清洗油基钻井液在井壁上形成的滤饼或套管上附着的油膜，达到润湿反转目的，提高界面胶结质量，研制了两亲冲洗隔离液体系，并对其主要性能进行了室内评价，其配方为9.0%表面活性剂+4.5%润湿反转剂+1.5%缓凝剂+0.3%抑泡剂+0.6%悬浮剂+0.7%消泡剂+加重剂+水。
2.1.1 悬浮稳定性
配制密度1.85 kg/L的两亲冲洗隔离液，在温度90 ℃条件下养护2 h，再在室温下老化7 d，测量上部、中部和下部的密度，评价其悬浮稳定性。试验结果发现，该隔离液未出现分层沉淀现象，上部、中部和下部的密度分别为1.846，1.851和1.855 kg/L，上下密度差为0.009 kg/L，表明该隔离液具有良好的悬浮稳定性，可以防止长水平段固井过程中因加重材料沉淀堆积造成的环空堵塞。
2.1.2 冲洗效率
针对套管表面附着的油膜和井壁上的滤饼，分别利用相关试验装置对两亲冲洗隔离液的冲洗效率进行了测试。
1）油膜冲洗效率试验。在室温下将特制瓷板（质量为W0）竖直放入装有油基钻井液的烧杯中浸泡12 h后取出，称其质量为W1，然后将瓷板固定在搅拌器上并浸泡在隔离液中匀速搅拌一定时间，然后取出瓷板称其质量为W2，冲洗效率即为油膜损失质量（W1－W2）与油膜质量（W1－W0）的比值，试验结果见表1。由表1可以看出，冲洗时间为10和20 min时，两亲冲洗隔离液对油膜的冲洗效率分别为86.27%和97.10%。
表 1 两亲冲洗隔离液油膜冲洗效率试验结果Table 1. Test results of flushing efficiency of oil film by amphiphilic flushing spacer冲洗时间/min W0/g W1/g W2/g 冲洗效率，% 10 51.20 56.30 51.90 86.27 20 51.20 58.10 51.40 97.10 2）滤饼冲洗效率试验。应用旋转黏度计测量冲洗效率的步骤为[15]：测量200 mL浆杯的质量为W'0、25目筛子质量为W'2；在常温、压力6.9 MPa下滤失30 min制得滤饼，并固定于浆杯内壁，浆杯及滤饼的总质量为W'1；将120 mL隔离液加入浆杯中，旋转黏度计在600 r/min转速下冲洗10 min，然后将隔离液和残饼缓慢倾倒于筛子上，冲掉残余物质，测量筛子与残饼的总质量为W'3、滤纸质量为W'4。W'0，W'1，W'2，W'3和W'4分别为175.80，183.30，113.00，113.80和0.25 g。冲洗效率为滤饼损失质量与净滤饼质量的比值，即：冲洗效率=[（W'1－W'0）－（W'3－W'2）]/（W'1－W'0－W'4）。根据试验数据，计算得到两亲冲洗隔离液对滤饼的冲洗效率为92.41%。
冲洗效率试验结果表明，两亲冲洗隔离液具有良好的界面清洗效果，能够降低油膜表面张力，改善界面润湿性，起到润湿反转的作用。
2.1.3 相容性试验
首先，将密度1.83 kg/L油基钻井液和密度1.85 kg/L两亲冲洗隔离液按不同体积比混合，观察发现油基钻井液和两亲冲洗隔离液混合后没有发生增稠、絮凝现象，表明两者具有良好的相容性；然后，利用旋转黏度计测量混合液在温度88 ℃下的流变参数，结果见表2。由表2可以看出，随着两亲冲洗隔离液体积的增加，混合液的塑性黏度和动切力降低，表明两亲冲洗隔离液对油基钻井液具有一定稀释作用，有利于提高顶替效率。
表 2 油基钻井液与两亲冲洗隔离液相容性试验结果Table 2. Test results of compatibility between oil-base drilling fluid and amphiphilic flushing spacer混合比例1） 六速旋转黏度计读数 塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Paϕ3 ϕ6 ϕ100 ϕ200 ϕ300 ϕ600 1∶0 7 9 33 52 70 115 45 12.8 1∶1 7 8 22 30 38 58 20 9.2 1∶3 5 7 24 35 43 67 24 9.7 3∶1 9 12 40 57 76 130 54 11.2 注：1）为油基钻井液与两亲冲洗隔离液的体积比。 2.2 水泥浆体系设计
胜利油田沙河街组页岩油水平井固井面临高温高压、长水平段、体积压裂对水泥环胶结质量要求高等需求，因而要求水泥浆体系具有良好的防窜性能、沉降稳定性能和防漏性能。为此，直井段和斜井段水泥浆性能应满足API滤失量小于100 mL，游离液小于1%，上下密度差小于0.03 kg/L等要求，并具有一定的防漏性能；水平段水泥浆性能应满足API滤失量小于50 mL，游离液为0，上下密度差小于0.02 kg/L，24 h抗压强度大于14 MPa等要求，并具有良好的防窜性能和一定的弹塑性能。
根据胜利油田沙河街组页岩油水平井固井要求，直井段和斜井段固井设计采用纤维膨胀水泥浆体系，配方为G级水泥+2.0%大温差降滤失剂+0.8%分散剂+2.0%膨胀剂+1.0%大温差缓凝剂+1.5%增韧剂+水。同时，在该体系中加入复合纤维堵漏材料，以形成三维空间网架结构，实现前期防漏，并提高地层承压能力[16]。水平段固井采用塑性胶乳防窜水泥浆体系，配方为G级水泥+30.0%热稳定剂+2.0%填充剂+2.0%降滤失剂+0.5%分散剂+10.0%胶乳+2.0%膨胀剂+0.3%抑泡剂+40.0%弹性剂+水。该体系中加入了胶乳，能提高水泥浆抗气侵气窜的能力，并且加入了弹性剂，能改善水泥石力学性能，降低水泥石的弹性模量，从而满足页岩储层长水平段固井及后期压裂开发的需求[17]。2种水泥浆体系的基本性能见表3。
表 3 纤维膨胀水泥浆体系和塑性胶乳防窜水泥浆体系的基本性能参数Table 3. Basic performance parameters of the fiber expanding and anti-channeling plastic latex cement slurry system水泥浆体系 密度/（kg·L−1） 游离液，% API 滤失量1）/mL 稠化时间2）/min 水泥石膨胀率3），% 上下密度差/（kg·L−1） 纤维膨胀 1.85 0.1 45 306 0.6 0.01 胶乳防窜 1.92 0 15 166 1.2 0 注：1）试验条件为90 ℃×6.9 MPa×30 min；2）试验条件为90 ℃×70.0 MPa×50 min；3）试验条件为90 ℃×0.1 MPa×48 h。 2.2.1 水泥石力学性能试验
根据行业标准《油井水泥石性能试验方法》（SY/T 6466—2016），测试2种水泥浆凝固后水泥石的力学性能参数，并计算弹性模量[18-19]，结果见表4。由表4可以看出，水泥石具有较高的抗压强度，且弹性模量均小于7 GPa，具有良好的抗变形能力，能够满足大型压裂对水泥环胶结质量的要求。
表 4 水泥石力学性能试验结果Table 4. Test results of mechanical properties of cement stone水泥浆体系 密度/
（kg·L−1）抗压强度/MPa 弹性模量/
GPa12 h 24 h 48 h 72 h 纤维膨胀1） 1.85 8.15 21.40 纤维膨胀2） 1.85 6.65 20.75 6.80 胶乳防窜3） 1.92 10.90 19.30 28.60 6.20 注：1）试验条件为0.1 MPa×30 ℃；2）试验条件为0.1 MPa×90 ℃；3）试验条件为30 MPa×124 ℃。 2.2.2 防窜性能评价
采用静胶凝强度分析仪、增压稠化仪和滤失仪，测量了塑性胶乳防窜水泥浆的静胶凝过渡时间和稠化过渡时间，以评价其防窜性能[20-21]。测得塑性胶乳防窜水泥浆的静胶凝过渡时间为24 min，稠化过渡时间为16 min。经计算该水泥浆的SPN为1.9，表明其具有良好的防窜性能。
2.2.3 防漏性能评价
基于高温高压滤失仪，改造得到了水泥浆防漏性能评价装置，基本原理如图1所示，将一个带孔或缝的金属板放置在滤失筒底部，通过氮气加压至7 MPa并稳压10 min，测量水泥浆通过孔板或缝板的滤液质量，评价水泥浆的防漏堵漏效果[22-23]。分别采用ϕ1.0 mm孔板和缝板，进行纤维膨胀水泥浆在加入复合纤维材料前后的防漏性能评价试验。结果发现，未加入复合纤维材料的纤维膨胀水泥浆几乎全部漏失，而加入复合纤维材料的纤维膨胀水泥浆的滤液质量分别占水泥浆总质量的25.65%和28.70%，且通道完全堵塞。这表明，纤维膨胀水泥浆在加入复合纤维材料后具有良好的防漏堵漏性能，且能提高地层承压能力。
![]()
图 1 水泥浆防漏性能评价装置基本原理Figure 1. Basic principle of evaluation device for cement slurry lost-circulation-control performance2.2.4 流体相容性
为保证固井施工安全，将油基钻井液、两亲冲洗隔离液和纤维膨胀水泥浆分别按照2∶1∶7和1∶1∶1的比例进行混合，使用增压稠化仪，在模拟井下温度90 ℃、压力70 MPa的条件下，进行流体相容性试验，结果发现，混合液的稠度保持在10 Bc以下，稠化时间超过300 min，未出现提前稠化和“鼓包”现象，表明油基钻井液、两亲冲洗隔离液和纤维膨胀水泥浆具有良好的相容性，可保证固井施工安全。
2.3 配套固井技术措施
针对页岩油水平井长水平段固井时套管居中度差、顶替效率低和套管下入困难等技术难点，采取了应用整体式弹性套管扶正器、偏心导向引鞋和环空加压等固井技术措施。
1）应用整体式弹性套管扶正器[24]。整体式弹性扶正器具有强度高、启动力小和复位力大等特点，具有更好的套管扶正作用，因此，为提高套管居中度，选用了整体式弹性套管扶正器：水平段每根套管需安装1只扶正器；斜井段每2根套管安装1只扶正器。模拟计算结果表明，安放整体式弹性套管扶正器后，水平段及斜井段的套管居中度达到86.3%以上，能有效提高环空顶替效率。
2）采取环空加压技术措施[25]。在固井作业时，为避免水泥浆候凝过程中因失重导致油气水窜，影响固井质量，采取了环空加压技术措施（即环空憋压3～5 MPa），使水平井眼内水泥浆当量密度达到1.90～1.95 kg/L，从而达到压稳地层的目的（储层地层压力系数为1.75～1.85）。
3）应用偏心导向引鞋。针对水平段和斜井段套管下入困难的问题，应用了偏心导向引鞋，以辅助下入套管。该引鞋设计为偏心锥形冠部，可引导套管串避开井眼内台阶，上部为硬质合金复合片，下套管过程中可进一步修整井壁；并配合使用整体式弹性套管扶正器，降低下套管摩阻，保证了套管顺利下至设计井深。
4）应用漂浮顶替技术。采用清水作为水平段和斜井段套管或全井套管的顶替液，以加大套管内外液体密度差，使套管因受到浮力而向上漂浮，可辅助提高套管居中度，改善环空顶替效率[26]。
3. 现场试验
YYP1井是胜利油田部署在济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷的一口水平预探井，采用常规方式完井。该井完钻井深4 902.00 m，垂深3 545.00 m，水平位移2 055.88 m，水平段长938.92 m，采用三开井身结构：一开，采用ϕ444.5 mm钻头钻至井深500.00 m，ϕ339.7mm表层套管下至井深499.80 m；二开，采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深3 357.00 m，ϕ244.5 mm技术套管下至井深3 356.00 m；三开，采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深4902.00 m，ϕ139.7 mm油层套管下至井深4899.87 m，水泥浆均返至地面。该井目的层为沙三下亚段页岩油层，在钻进4 674.68～4 687.00 m 和4852.00～4902.00 m井段、通井过程中共发生3次井漏，累计漏失钻井液85.2 m3。完钻后静止15 h测后效，钻井液槽面见米粒状无色透明气泡，约占槽面总面积20%，钻井液密度由1.83 kg/L降至1.76 kg/L，漏斗黏度由96 s 降至76 s，计算油气上窜速度18.3 m/h。
YYP1井三开井段固井套管串组合为偏心导向引鞋+ϕ139.7 mm套管1根+1#浮箍+ϕ139.7 mm套管1根+2#浮箍+ϕ139.7 mm套管串。为提高套管居中度，在套管串安放整体式弹性套管扶正器：井口至造斜点每5根套管安放1只，造斜点至 A靶点每2根套管安放1只，A 靶点至井底每1根套管安放1只。
该井三开井段固井施工时，注入密度1.83 kg/L两亲加重冲洗隔离液30 m3，密度1.05 kg/L两亲冲洗隔离液2 m3，先后注入纤维膨胀水泥浆87 m3（密度1.85 kg/L）和塑性胶乳防窜水泥浆30 m3（密度1.92 kg/L），然后注入清水和密度1.95 kg/L钻井液进行顶替，碰压后环空憋压3 MPa，6 h后敞压候凝。控制施工排量不大于1.0 m3/min，固井作业一切正常，候凝72 h后声幅测井结果显示，一界面固井质量为优质，二界面固井质量为合格。
4. 结论与建议
1）两亲冲洗隔离液可有效清除套管壁附着油膜和井壁含油滤饼，能改善环空界面胶结条件，提高固井质量。
2）塑性胶乳防窜水泥浆具有低滤失、零游离液、良好的沉降稳定性与防窜性能和水泥石抗压强度高与弹性模量低等特点，不但保证了页岩油储层长水平段固井质量，而且满足了大规模体积压裂对水泥石的性能要求。
3）纤维膨胀水泥浆具有良好的防漏堵漏效果，可实现固井作业前期防漏、提高地层承压能力，保证了固井作业安全。
4）现场试验表明，胜利油田沙河街组页岩油水平井固井技术能够解决页岩油长水平段固井存在的技术难点，提高固井质量，满足大规模体积压裂对水泥环胶结质量的要求，建议在页岩油开发中进行推广应用。
-
![]()
图 2 海水、地层、钻柱和井筒环空温度剖面[8]
Figure 2. Seawater, formation, drill string, and wellbore annulus temperature profile
![]()
图 3 井筒与地层温差为10，20和30 ℃时含天然气水合物地层温度分布
Figure 3. Temperature distribution of hydrate-bearing formations with temperature differences of 10 ℃, 20 ℃ and 30 ℃
![]()
图 5 密闭孔隙时不同初始压力下的数值模拟与理论模型结果
Figure 5. Numerical simulation and theoretical model results with different initial pressures of closed pores
![]()
图 6 连通孔隙时不同绝对渗透率下的数值模拟与理论模型计算结果
Figure 6. Numerical simulation and theoretical model results with different permeability of connected pores
![]()
图 9 水合物饱和度、甲烷气体饱和度、温度和超孔隙压力发展云图
Figure 9. Cloud images of hydrate saturation, methane gas saturation, temperature and excess pore pressure development
![]()
图 10 最大超孔隙压力与该处气体饱和度随时间的变化情况
Figure 10. Curves of maximum excess pore pressure and gas saturation at this point over time
![]()
图 12 最大超孔隙压力出现位置随时间的发展
Figure 12. The location development of the maximum excess pore pressure
![]()
图 13 最大超孔隙压力与其具体位置随时间的变化
Figure 13. Curves of maximum excess pore pressure and its specific position over time
![]()
图 15 最大超孔隙压力位置随时间的变化
Figure 15. Curves of the position of maximum excess pore pressure over time
表 1 不同井筒温度下计算模型与数值模拟得到的超孔隙压力
Table 1 Theoretical and numerical results of excess pore pressure under different wellbore temperatures
井筒温度/℃ 超孔隙压力/MPa 超孔隙压力
相对误差，%计算模型 数值模拟 22.5 0.014 0 0.012 5 10.38 25.0 0.016 5 0.015 4 6.41 27.5 0.019 2 0.018 4 3.90 30.0 0.021 8 0.021 4 1.93 
下载: 导出CSV
-
[1] 刘姝,李文杰,李莉佳,等. 天然气水合物开采方法研究现状及展望[J]. 钻探工程,2024,51(5):12–23. LIU Shu, LI Wenjie, LI Lijia, et al. Current status and prospects on natural gas hydrate exploitation methods[J]. Drilling Engineering, 2024, 51(5): 12–23.
[2] 庞雄奇,胡涛,蒲庭玉,等. 中国南海天然气水合物资源产业化发展面临的风险与挑战[J]. 石油学报,2024,45(7):1044–1060. doi: 10.7623/syxb202407002 PANG Xiongqi, HU Tao, PU Tingyu, et al. Risks and challenges of the industrial development of methane hydrate resources in the South China Sea[J]. Acta Petrolei Sinica, 2024, 45(7): 1044–1060. doi: 10.7623/syxb202407002
[3] MORIDIS G J, COLLETT T S, BOSWELL R, et al. Toward production from gas hydrates: current status, assessment of resources, and simulation-based evaluation of technology and potential[J]. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2009, 12(5): 745–771.
[4] 雷怀彦,官宝聪,龚承林,等. 海底甲烷水合物溶解和分解辨析及其地质意义[J]. 天然气地球科学,2007,18(4):584–587. LEI Huaiyan, GUAN Baocong, GONG Chenglin, et al. Discrimination of methane hydrate dissolution and dissociation in sea water and its geological significance[J]. Natural Gas Geoscience, 2007, 18(4): 584–587.
[5] 杨进,彭苏萍. 群桩条件下桩土相互作用实验研究[J]. 岩土力学,2004,25(2):312–315. YANG Jin, PENG Suping. Experimental research on interaction of pile with soil under condition of pile group[J]. Rock and Soil Mechanics, 2004, 25(2): 312–315.
[6] 杨进. 岩石抗钻强度与地层压力关系模型及其应用[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2001,25(2):1–2. doi: 10.3321/j.issn:1000-5870.2001.02.001 YANG Jin. Correlation model of rock strength and formation pore pressure and application of the model[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2001, 25(2): 1–2. doi: 10.3321/j.issn:1000-5870.2001.02.001
[7] 高永海,孙宝江,王志远,等. 深水钻探井筒温度场的计算与分析[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2008,32(2):58–62. doi: 10.3321/j.issn:1673-5005.2008.02.012 GAO Yonghai, SUN Baojiang, WANG Zhiyuan, et al. Calculation and analysis of wellbore temperature field in deepwater drilling[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2008, 32(2): 58–62. doi: 10.3321/j.issn:1673-5005.2008.02.012
[8] 李忠慧,赵毅,楼一珊,等. 海洋深水井钻井过程中井筒温度的变化规律[J]. 天然气工业,2019,39(10):88–94. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.10.011 LI Zhonghui, ZHAO Yi, LOU Yishan, et al. Changing laws of wellbore temperature during offshore deepwater well drilling[J]. Natural Gas Industry, 2019, 39(10): 88–94. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.10.011
[9] 胡志强. 深水井环空圈闭压力风险评估与防治方法研究[D]. 北京:中国石油大学(北京),2019. HU Zhiqiang. Research on the risk assessment and prevention methods of annular pressure buildup in deepwater wells[D]. Beijing: China University of Petroleum(Beijing), 2019.
[10] 冯帅,陈盼,周家作,等. 赋存环境对含甲烷水合物沉积物力学特性的影响[J]. 岩土力学,2024,45(7):1987–1999. FENG Shuai, CHEN Pan, ZHOU Jiazuo, et al. The effect of occurrence environments on the mechanical behavior of methane hydrate-bearing sediments[J]. Rock and Soil Mechanics, 2024, 45(7): 1987–1999.
[11] FNIXON M F, GROZIC J L H. Submarine slope failure due to gas hydrate dissociation: a preliminary quantification[J]. Canadian Geotechnical Journal, 2007, 44(3): 314–325. doi: 10.1139/t06-121
[12] KWON T H, CHO G C, SANTAMARINA J C. Gas hydrate dissociation in sediments: Pressure-temperature evolution[J]. Geochemistry, Geophysics, Geosystems, 2008, 9(3): Q03019.
[13] 张炜,李新仲,李清平,等. 天然气水合物分解超孔隙压力研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版),2015,37(4):107–116. ZHANG Wei, LI Xinzhong, LI Qingping, et al. Study on excess pore pressure by natural gas hydrate dissociation[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2015, 37(4): 107–116.
[14] 胡伟,朱海涛,蒋明镜,等. 考虑能源土渗透性影响的水合物分解超孔压特性研究[J]. 岩土力学,2021,42(10):2755–2762. HU Wei, ZHU Haitao, JIANG Mingjing, et al. Characteristics of excess pore pressure of hydrate decomposition considering the effect of energy soil permeability[J]. Rock and Soil Mechanics, 2021, 42(10): 2755–2762.
[15] XU Boyue, TANG Hewei, FYFE D, et al. Analytical modelling of temperature profiles during deepwater drilling operation[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, 184: 106582. doi: 10.1016/j.petrol.2019.106582
[16] CHEN Xin, WANG Siwei, HE Miao, et al. A comprehensive prediction model of drilling wellbore temperature variation mechanism under deepwater high temperature and high pressure[J]. Ocean Engineering, 2024, 296: 117063. doi: 10.1016/j.oceaneng.2024.117063
[17] GAO Yonghai, SUN Baojiang, XU Boyue, et al. A wellbore/formation-coupled heat-transfer model in deepwater drilling and its application in the prediction of hydrate-reservoir dissociation[J]. SPE Journal, 2016, 22(3): 756–766.
[18] KIM H C, BISHNOI P R, HEIDEMANN R A, et al. Kinetics of methane hydrate decomposition[J]. Chemical Engineering Science, 1987, 42(7): 1645–1653. doi: 10.1016/0009-2509(87)80169-0
[19] 李阳,程远方,闫传梁,等. 南海神狐海域水合物地层多物理场耦合模型及井壁坍塌规律分析[J]. 中南大学学报(自然科学版),2022,53(3):976–990. LI Yang, CHENG Yuanfang, YAN Chuanliang, et al. Multi-physical field coupling model of hydrate formation and analysis of wellbore collapse law in Shenhu area of South China Sea[J]. Journal of Central South University (Science and Technology), 2022, 53(3): 976–990.
[20] TISHCHENKO P, HENSEN C, WALLMANN K, et al. Calculation of the stability and solubility of methane hydrate in seawater[J]. Chemical Geology, 2005, 219(1/4): 37–52.
[21] MORIDIS G J. Numerical studies of gas production from methane hydrates[R]. SPE 75691, 2002.
[22] 张智,赵苑瑾,蔡楠,等. 天然气水合物分解诱发超孔隙压力预测方法[J]. 中国安全生产科学技术,2024,20(11):30–36. ZHANG Zhi, ZHAO Yuanjin, CAI Nan, et al. Prediction method of excess pore pressure induced by natural gas hydrate decomposition[J]. Journal of Safety Science and Technology, 2024, 20(11): 30–36.
[23] WAGNER W, PRUß A. The IAPWS formulation 1995 for the thermodynamic properties of ordinary water substance for general and scientific use[J]. Journal of Physical and Chemical Reference Data, 2002, 31(2): 387–535. doi: 10.1063/1.1461829
[24] BALLARD A L. A non-ideal hydrate solid solution model for a multi-phase equilibria program[D]. Golden: Colorado School of Mines, 2007.
[25] XU Wenyue, GERMANOVICH L N. Excess pore pressure resulting from methane hydrate dissociation in marine sediments: A theoretical approach[J]. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 2006, 111(B1): B01104.
[26] KLEINBERG R L, FLAUM C, GRIFFIN D D, et al. Deep sea NMR: Methane hydrate growth habit in porous media and its relationship to hydraulic permeability, deposit accumulation, and submarine slope stability[J]. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 2003, 108(B10): 2508.
[27] YAMAMOTO K, TERAO Y, FUJII T, et al. Operational overview of the first offshore production test of methane hydrates in the Eastern Nankai Trough[R]. OTC 25243, 2014.
[28] van GENUCHTEN M T. A closed-form equation for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated soils[J]. Soil Science Society of America Journal, 1980, 44(5): 892–898. doi: 10.2136/sssaj1980.03615995004400050002x
[29] MUALEM Y. A new model for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated porous media[J]. Water Resources Research, 1976, 12(3): 513–522. doi: 10.1029/WR012i003p00513
[30] 黄楠,朱斌,王路君. 考虑水合物孔隙赋存模式演化的含水合物沉积物渗透率模型[J]. 岩土力学,2024,45(8):2387–2396. HUANG Nan, ZHU Bin, WANG Lujun. A permeability model for gas hydrate-bearing sediments considering the changes in hydrate occurring habits[J]. Rock and Soil Mechanics, 2024, 45(8): 2387–2396.
[31] ZHOU Mingliang, Soga K, XU Ermao, et al. Numerical study on Eastern Nankai trough gas hydrate production test[R]. OTC 25169, 2014.
[32] LONG Yang, YANG Jin, YIN Qishuai, et al. Numerical simulation study on the mechanism of releasing ultra-deep water shallow gas by drilling pilot holes[J]. Geoenergy Science and Engineering, 2023, 221: 111294. doi: 10.1016/j.petrol.2022.111294
[33] LONG Yang, YANG Jin, YIN Qishuai, et al. Study on influencing factors of deep-water shallow gas jet height via numerical simulation[C]//ASME 2023 42nd International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. New York: ASME, 2023: V009T11A019.
[34] 钟浩淼淼,司鹄. 降压法开采天然气水合物二次生成数值模拟研究[J/OL]. 石油钻探技术:1-12 [2025-04-29]. http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.1763.te.20250403.1635.002.html. ZHONG Haomiaomiao, SI Hu. Numerical simulation of natural gas hydrate reformation during gas recovery induced by depressurization[J/OL]. Petroleum Drilling Techniques: 1-12 [2025-04-29]. http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.1763.te.20250403.1635.002.html.
-
期刊类型引用(12)
1. 张丹. 小井眼水平井固井技术研究. 石油和化工设备. 2025(04): 94-97 . 
百度学术
2. 邓嵩，殷文，崔猛，赵飞，王江帅，李朝玮，闫霄鹏. 基于页岩油井置换条件下的环空压力分布（英文）. 常州大学学报(自然科学版). 2024(02): 1-9 . 百度学术
3. 刘均一，李公让，黄利民，马晓勇，夏晔. 胜利油田钻井液环保处理技术研究与应用. 石油钻探技术. 2024(03): 47-52 . 本站查看
4. 张锦宏. 中国石化页岩油工程技术新进展. 油气藏评价与开发. 2023(01): 1-8 . 百度学术
5. 袁建强. 济阳坳陷页岩油多层立体开发关键工程技术. 石油钻探技术. 2023(01): 1-8 . 本站查看
6. 王涛，申峰，展转盈，窦倩，郭庆. 页岩气小井眼水平井纳米增韧水泥浆固井技术. 石油钻探技术. 2023(03): 51-57 . 本站查看
7. 吴华，刘连恺，王磊，赵殊勋，倪帅，李娟，唐世忠，吕照鹏，苏东华. GY5-1-4H页岩油水平井提高固井质量关键技术研究与实践. 钻探工程. 2023(04): 135-141 . 百度学术
8. 张锦宏，周爱照，成海，毕研涛. 中国石化石油工程技术新进展与展望. 石油钻探技术. 2023(04): 149-158 . 本站查看
9. 孙金声，蒋官澄，贺垠博，史赫，杜明亮，董腾飞，杨丽丽. 油基钻井液面临的技术难题与挑战. 中国石油大学学报(自然科学版). 2023(05): 76-89 . 百度学术
10. 刘奎，丁士东，初永涛，刘仍光. 页岩气井压裂交变载荷水泥环密封能力研究. 石油机械. 2023(11): 79-86 . 百度学术
11. 迟建功. 大庆古龙页岩油水平井钻井技术. 石油钻探技术. 2023(06): 12-17 . 本站查看
12. 姜政华，孙钢，陈士奎，李伯尧，董红烨. 南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术. 石油钻探技术. 2022(05): 20-26 . 本站查看
其他类型引用(1)
计量
- 文章访问数: 14
- HTML全文浏览量: 6
- PDF下载量: 2
- 被引次数: 13
