DWS降壓與注熱相結合提高水合物采收率

張冠華，刁雨薇，劉 航

(1 延長油田股份有限公司寶塔采油廠,陜西延安 716005；2 中圣環境科技發展有限公司,陜西西安 710077；3 西北大學,陜西西安 716900)

天然氣水合物是一種儲量大、分布廣的新型清潔資源,是一種重要的替代能源。天然氣水合物的儲量是現有化石燃料總碳含量的兩倍。天然氣水合物是天然氣和水在高壓、低溫下形成的冰狀結晶物質,又稱可燃冰,是一種亞穩礦物[1-4]。NGН 2 ОTC-28806-MS 在大陸永久凍土和大陸斜坡沉積底板中以固體形式沉積。在標準狀態下,單位體積的天然氣水合物分解可產生多達164單位的甲烷氣體。天然氣水合物是目前公認的具有廣闊前景的重要后續能源,對緩解能源危機具有重要作用。根據以往的研究,天然氣水合物生產過程中沒有考慮水錐進問題。數值模擬結果表明,在常規降壓方式下,水錐發生。在同一模型下,分別采用DWS 法和DWS 加熱注入法,避免了堵水問題。最后,通過產氣量和產水量的對比,驗證了DWS 法能否有效提高天然氣水合物的回收率。

1 試驗方法

在有底水存在的情況下,當井筒周圍的天然氣水合物分解生成時,天然氣水合物層以下的底水可能突破進入水合物層,生成大量的水而不是天然氣。在這種情況下,可以使用DWS 完井(方法)來避免水錐進。

DWS 完井技術是一種正在發展中的針對存在水錐問題的油藏開發技術。其基本思想是在油層和水層分別進行射孔完井,封隔器在井底隔離。在ОWC 上方,石油被開采到地表；同時,在ОWC 下方,水被排出。將排水速度調整到生產速度,使頂部完井時的含水率大大降低或完全消除。此外,排出的水可能不會開采到地表,而是在同一口井中注入更深的處置區。自1991 年以來,人們從理論和實驗上研究了DWS 井的操作和設計原理,最近的研究主要集中在DWS 與常規完井的比較上。研究表明,DWS 井在水錐反轉和較高采油速度方面表現更好[5-7]。1994 年,亨特石油公司成功地首次在現場實施DWS 后,其他幾家公司在現場測試了該技術,并報告了良好的結果。1997 年,成立了一個聯合工業LSU 聯盟,即井下水沉技術倡議,并一直致力于研究和DWS 技術轉讓。

2 建立模型

利用CMG 星建立了仿真模型。STARS(Steam-Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator)是計算機模擬集團有限公司開發的新一代油藏模擬器,用于模擬三相多組分流體的流動。STARS 可用于模擬成分、蒸汽、地質力學、分散組分(聚合物、凝膠、細粉、乳液和泡沫)和原位燃燒過程。STARS 使用了一個離散化的井筒模型,該模型通過對井筒進行離散化并同時解決由此產生的井筒和油藏流動耦合問題來改進建模。局部網格細化可應用于笛卡爾坐標系、柱面坐標系和混合坐標系,以盡可能接近地質模型。組分之間的化學反應也可以用固定速率的依賴關系來描述[8]。

仿真模型如圖1 所示。模型尺寸為500m×500m ×150m,網格數為50×50×24。所有網格在i、j 方向上尺寸相同,均為10m；在k 方向上,前3 層和后3 層網格尺寸均為10m,其余各層網格尺寸均為5m,前3層和后3 層為孔隙度和容限均為零的上覆地層。在儲層(4～21 層)中,前8 層為天然氣水合物層,其余10層為水層。

圖1 三維模擬模型和中間的生產井示意圖Fig.1 Three dimensional simulation model and production well diagram in the middle

該模型考慮了三種生產情景。第一種情況是使用普通降壓方法生產天然氣水合物；在中心點放置一口名為“pro”的生產井,從第4 層到第11 層射孔,井底壓力為1000 kPa。第二種情況是采用DWS 降壓方法,在天然氣水合物層和水層中對該井進行雙重完井,在模擬中,將兩口生產井置于中心位置,以模擬雙重完井效果；“pro”井的射孔方式與方案一(主要產氣)中的射孔方式相同,而方案二(主要產氣)中的射孔方式相同名為“prow”的井孔位于水層頂部,即第14 層至第17 層,主要產水；“pro”井底壓力為1000kPa,“prow”井底壓力為3000kPa；“prow”在模擬開始時關井,550 天底水破入天然氣水合物層時開啟。第三種方案是DWS 法和熱注入法相結合,在第二種方案的基礎上增加1.296×107J/ 天熱源。模擬時間為0～900 天。

3 結果與討論

3.1 水合物飽和度分布

900 天模擬結果的水合物飽和度分布如圖2 所示。結果表明,DWS 法與熱注法相結合的水合物分解面積最大,DWS 法次之,普通降壓法最小,這一結果說明了DWS 法能有效促進水合物的分解,特別是當DWS 與熱注法相結合的時候。

圖2 三種方法900 天天然氣水合物飽和度分布比較Fig.2 Comparison of 900 day gas hydrate saturation distribution of three methods

3.2 含水飽和度分布

900 天模擬結果的含水飽和度分布如圖3 所示。在所有三種方法中,水在550 天時就會產生突破,從圖中很明顯,常規降壓方法會產生水錐,從而顯著降低天然氣產量(如圖4 所示)。而在另外兩種方法中,DWS 井從550 天的水層開始產水,通過比較圖3 中常用的降壓方法和DWS 方法,可以看出DWS 方法抑制了水錐進,這意味著DWS 可以控制水錐進,從而提升天然氣水合物的產收率。

圖3 三種方法900 天含水飽和度分布比較Fig.3 Comparison of 900 day water saturation distribution of three methods

圖4 常用降壓方法的氣速Fig.4 Gas velocity of common depressurization methods

這三種方法的最終產氣量如圖5 所示。從圖中可以看出,組合法最高產氣量為1.69681×107m3,DWS 法次之,為1.66912×107m3,普通法最低,為1.23884×107m3,以上結果說明DWS 降壓與注熱相結合的方法能有效地提高天然氣水合物的采收率。

圖5 常用降壓方法的最高產氣量Fig.5 Maximum gas production of common depressurization methods

圖6 顯示了三種方法的產水率。由于“船頭”是開放的,因此采用DWS 方法的模型可以有效地抑制水錐進現象,而采用DWS 方法的模型產水率則遠低于常規降壓方法。兩種降壓方法的氣水比對比如圖7 所示,可以看出,采用DWS 方法的模型比采用普通降壓方法的模型產氣量大,產水量少。

圖6 三種方法的產水率Fig.6 Water production rate of three methods

圖7 三種方法的氣水比Fig.7 Gas water ratio of three methods

4 結論

本文主要討論了常用降壓法、DWS 降壓法和DWS與熱注相結合的三種天然氣水合物開采方法。根據試驗所建立的仿真模型研究結果,可以得出如下結論:

(1)如果天然氣水合物儲層以下存在底水,根據模型預測的結果,可能會有水錐進的發生,進而導致天然氣產量降低。

(2)天然氣水合物的采收率是由產氣率和產水率決定的,采收率高的產氣率高而產水率低,根據研究結果,得出三種方法對天然氣水合物采收率的大小關系是:DWS 與熱注法相結合>DWS 降壓法>常規降壓法。

(3)DWS 降壓可以有效地控制水錐進,提高天然氣產量。由于注熱可加速水合物的分解,因此采用組合法可進一步提高天然氣產量。