置換減壓法開發天然氣水合物工藝及數值模擬

張 磊

中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院

0 引言

在海洋沉積物和永凍層中發現了大量的天然氣水合物，其中含有大量的甲烷結合物，使得人們產生了利用含水合物沉積物作為能源的想法。據估計，世界天然氣水合物是常規天然氣和石油中已知儲量最大的化石燃料資源，開發利用水合物并商業化生產天然氣具有巨大的經濟和戰略意義[1-3]。天然氣水合物在保持機械、熱能和化學平衡的環境條件下，其保持穩定特性。通過降壓、熱刺激、添加二氧化碳化學物質等方式擾亂天然氣水合物的平衡狀態，可以從水合物沉積物中解離甲烷氣體。為了實現商業化開采甲烷氣體，必須獲取關于天然氣水合物形成和解離的機理及其性質特征。

天然生成的氣體水合物在水合物穩定帶中呈固體狀態，水合物在移出穩定區之前保持固體狀態。水合物穩定性區域是壓力、溫度和孔隙中氣體和流體組成的函數[4-6]。當水合物在規定壓力內溫度升高至水合物平衡溫度以上，或在規定溫度內壓力降低至水合物平衡壓力以下時，水合物開始解離。當鉆井進入水合物儲集層時，會引發減壓作用，導致水合物分解和甲烷氣體的釋放。

本文采用CMG油藏模擬器對礦藏條件下的水合物進行模擬分析，使用STARS模塊模擬了多組分、多相流體和熱流在地下的流動和傳輸。利用數值模擬方法，分析甲烷飽和度和溫度分布，估算了水合物解離產氣量和出砂量。模擬結果表明，水合物產氣量總體呈現出增加趨勢。為了保證天然氣水合物產氣量的持續穩定，需要根據設計參數對天然氣水合物生產井進行循環注入二氧化碳等化學物質。研究結果為天然氣水合物開采的可行性和經濟評價提供了理論依據。

1 數值模擬

1.1 數值模型

本文采用CMG油藏模擬器對復雜地質介質中典型天然甲烷水合物礦床的非等溫水化反應、相行為、流體流動和熱量流動進行了數值模擬，包括甲烷水合物形成和分解的平衡模型和動力學模型。該模型考慮了熱量和四個質量分量(即水、甲烷、水合物和水溶性抑制劑)，劃分為氣相、水相、冰相和水合物相四個可能的相態。模型設置1口生產直井、2口注入直井(見圖1)，生產井井底壓力為4 MPa，滲透率為40 mD，孔隙度為0.3%，溫度系數為0.04 ℃/m，水合物儲層頂界面溫度為2.75 ℃，地層壓力系數為1.03 MPa/100 m。網格尺寸為20 m×2.5 m×20 m，網格個數為41×1×20,共計820個，模擬時間為10年。

圖1 降壓+置換開采工藝示意圖

1.2 模型參數

在相同溫度下，二氧化碳水合物生成壓力比甲烷水合物的生成壓力低，甲烷水合物轉化為更穩定二氧化碳水合物，二氧化碳和甲烷水合物熱力學交換過程自發的進行，釋放甲烷氣體，有利于產氣的順利進行。模型參數設置:巖石體積熱容量2.12×106J/(m3·K)、水合物熱熔1 600 J/(kg·K)、巖石導熱系數3.92 W/(m·K)、水的導熱系數0.6 W/(m·K)、初始水合物飽和度0.26、甲烷水合物密度919.7 kg/m。

1.3 模擬結果

圖2和圖3模擬了降壓+二氧化碳置換法開采過程中生產井甲烷飽和度和溫度分布的變化情況。

圖2 生產井甲烷飽和度

圖3 生產井溫度分布

隨著開采的進行，甲烷飽和度降低，頂部的水合物優先開始分解。二氧化碳置換法會導致地層下降，垂向最大下降幅度達到0.118 m。出砂主要發生在生產初期，含砂量與氣體的分布相關，頂部含砂量高于底部。由于甲烷被分解，儲層孔隙度增大，但是地層的孔隙壓力減小，因此，地層總孔隙度減小。滲透率與總孔隙度變化趨勢一致，地層滲透率隨之下降1～2 mD。二氧化碳置換法可以自發進行，形成二氧化碳水合物會放熱，為甲烷水合物分解提供熱能，置換區域地層溫度提高2～5 ℃，促進甲烷的解離，并通過注入井和生產井進行二氧化碳交換，形成了一個連續的交換和生產循環過程。

從圖4和圖5可以看出，采用直井開采的方式達不到商業化開采天然氣水合物的要求，有必要進行其它開采方式的研究。水合物降壓開采法和置換開采法都需要波及水合物儲層面積的最大化，因此，采用水平井技術開采天然氣水合物是優先選項。

圖4 生產直井甲烷累計產氣量

圖5 生產直井累計產砂量

2 油井建模及優化

2.1 雙水平井循環開采方法

BUTLER 于 1991 年提出的利用雙水平井開采重質油藏的原理和方法[7-8]，即蒸汽輔助重力驅(SAGD)技術，開展了眾多室內物理模型研究和礦場開采實踐，取得了大量的實驗研究成果。日本九州大學能源學院與日本產業技術總合研究所甲烷水合物研究中心的Kyuro Sasaki、Shinji Ono 和Takao Ebinuma等人首次提出雙水平井注熱水開采法。利用水平井技術開采水合物難度較高，目前全世界還沒有工程實例，但可能是深海水合物大規模商業開采的有效途徑。基于上述研究，提出采用雙水平井降壓+二氧化碳置換方式開采天然氣水合物，即一口生產井和一口注入井，注入井注入二氧化碳氣體，生產井產出甲烷氣體,見圖6。該工藝的優點為增加了儲層開采波及面積，從而增加甲烷氣體產量，達到商業化開采規模。通過數值模擬技術對雙水平井相對位置、水平段長度等參數進行優化分析研究。

圖6 雙水平井降壓+置換方式開采水合物示意圖

在該方法中，降壓和二氧化碳置換兩種方法在兩口水平井中同時使用。采用雙水平井復合式開采水合物法，通過數值模擬技術對雙水平井相對位置、水平段長度等參數進行優化。

2.2 雙水平注采關系優化

雙水平井注入井和生產井的相對位置對水合物的生產有著重要影響，注入井和生產井位于天然氣水合物層內且水平段平行延伸，應用模擬器分析兩口井的相對位置對生產的影響。開采初期，二氧化碳在兩水平井中獨立循環，井眼周圍天然氣水合物被預熱并且逐漸分解，隨時間推移，兩水平井中間夾層被溝通并形成高滲透率多孔介質通道，最終得到由兩水平井及連通區域組成的“二氧化碳腔”；向下層水平井中注入二氧化碳不斷擴大“二氧化碳腔”作用范圍促使更多天然氣水合物分解，在上層水平井中采出水和天然氣的混合物，如此循環進而達到天然氣水合物開采的目的。

雙水平井位置有兩種方案。方案一：注入井在下、生產井在上。當注入井在下時，形成的二氧化碳腔波及范圍較廣，并且水受重力的影響向下運移。因此，注入井在下時，能擴大波及范圍，如圖7所示。方案二：注入井在上，生產井在下。當注入井在上，由于注入二氧化碳與儲層甲烷氣體密度差異引起的浮力使二氧化碳上浮，部分二氧化碳直接流入生產井產出，生成的氣體向上運移，降低了二氧化碳的置換率，影響甲烷氣體的采收率,如圖8所示。因此注入井在上時，甲烷氣體采收率受影響。

圖7 注入井在下、生產井在上的溫度分布

圖8 注入井在上、生產井在下的溫度分布

通過數據模擬計算表明，注入井在下，生產井在上，投產10年后，累計產氣量達到8.5×107m3，出砂量達到1.1×104m3；注入井在上，生產井在下累計產氣量達到8.2×107m3，出砂量達到1.2×104m3，見圖9和圖10。結果表明：注入井在下，生產井在上這種相對位置要優于注入井在上，生產井在下。

圖9 甲烷累計產氣量

圖10 累計出砂量

3 結論

(1)通過采用雙水平井降壓+二氧化碳置換法開采天然氣水合物，增加了波及甲烷水合物儲層的有效開采面積，并通過注入井和生產井進行二氧化碳交換，形成了一個連續的交換和生產循環過程。

(2)利用數值模擬方法，分析甲烷飽和度和溫度分布，估算了水合物解離產氣量和出砂量。結果表明，隨著生產進行，水合物產氣量和出砂量總體呈增加趨勢，最后趨于穩定，達到商業開采價值規模。

(3)雙水平井循環一體化技術有望成為高效、經濟開采天然氣水合物的技術，為科學評價天然氣水合物開采技術可行性、經濟性提供理論依據。