置换减压法开发天然气水合物工艺及数值模拟

时间：2024-09-03

张磊

中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院

0 引言

在海洋沉积物和永冻层中发现了大量的天然气水合物，其中含有大量的甲烷结合物，使得人们产生了利用含水合物沉积物作为能源的想法。据估计，世界天然气水合物是常规天然气和石油中已知储量最大的化石燃料资源，开发利用水合物并商业化生产天然气具有巨大的经济和战略意义[1-3]。天然气水合物在保持机械、热能和化学平衡的环境条件下，其保持稳定特性。通过降压、热刺激、添加二氧化碳化学物质等方式扰乱天然气水合物的平衡状态，可以从水合物沉积物中解离甲烷气体。为了实现商业化开采甲烷气体，必须获取关于天然气水合物形成和解离的机理及其性质特征。

天然生成的气体水合物在水合物稳定带中呈固体状态，水合物在移出稳定区之前保持固体状态。水合物稳定性区域是压力、温度和孔隙中气体和流体组成的函数[4-6]。当水合物在规定压力内温度升高至水合物平衡温度以上，或在规定温度内压力降低至水合物平衡压力以下时，水合物开始解离。当钻井进入水合物储集层时，会引发减压作用，导致水合物分解和甲烷气体的释放。

本文采用CMG油藏模拟器对矿藏条件下的水合物进行模拟分析，使用STARS模块模拟了多组分、多相流体和热流在地下的流动和传输。利用数值模拟方法，分析甲烷饱和度和温度分布，估算了水合物解离产气量和出砂量。模拟结果表明，水合物产气量总体呈现出增加趋势。为了保证天然气水合物产气量的持续稳定，需要根据设计参数对天然气水合物生产井进行循环注入二氧化碳等化学物质。研究结果为天然气水合物开采的可行性和经济评价提供了理论依据。

1 数值模拟

1.1 数值模型

本文采用CMG油藏模拟器对复杂地质介质中典型天然甲烷水合物矿床的非等温水化反应、相行为、流体流动和热量流动进行了数值模拟，包括甲烷水合物形成和分解的平衡模型和动力学模型。该模型考虑了热量和四个质量分量(即水、甲烷、水合物和水溶性抑制剂)，划分为气相、水相、冰相和水合物相四个可能的相态。模型设置1口生产直井、2口注入直井(见图1)，生产井井底压力为4 MPa，渗透率为40 mD，孔隙度为0.3%，温度系数为0.04 ℃/m，水合物储层顶界面温度为2.75 ℃，地层压力系数为1.03 MPa/100 m。网格尺寸为20 m×2.5 m×20 m，网格个数为41×1×20,共计820个，模拟时间为10年。

图1 降压+置换开采工艺示意图

1.2 模型参数

在相同温度下，二氧化碳水合物生成压力比甲烷水合物的生成压力低，甲烷水合物转化为更稳定二氧化碳水合物，二氧化碳和甲烷水合物热力学交换过程自发的进行，释放甲烷气体，有利于产气的顺利进行。模型参数设置:岩石体积热容量2.12×106J/(m3·K)、水合物热熔1 600 J/(kg·K)、岩石导热系数3.92 W/(m·K)、水的导热系数0.6 W/(m·K)、初始水合物饱和度0.26、甲烷水合物密度919.7 kg/m。

1.3 模拟结果

图2和图3模拟了降压+二氧化碳置换法开采过程中生产井甲烷饱和度和温度分布的变化情况。

图2 生产井甲烷饱和度

图3 生产井温度分布

随着开采的进行，甲烷饱和度降低，顶部的水合物优先开始分解。二氧化碳置换法会导致地层下降，垂向最大下降幅度达到0.118 m。出砂主要发生在生产初期，含砂量与气体的分布相关，顶部含砂量高于底部。由于甲烷被分解，储层孔隙度增大，但是地层的孔隙压力减小，因此，地层总孔隙度减小。渗透率与总孔隙度变化趋势一致，地层渗透率随之下降1～2 mD。二氧化碳置换法可以自发进行，形成二氧化碳水合物会放热，为甲烷水合物分解提供热能，置换区域地层温度提高2～5 ℃，促进甲烷的解离，并通过注入井和生产井进行二氧化碳交换，形成了一个连续的交换和生产循环过程。

从图4和图5可以看出，采用直井开采的方式达不到商业化开采天然气水合物的要求，有必要进行其它开采方式的研究。水合物降压开采法和置换开采法都需要波及水合物储层面积的最大化，因此，采用水平井技术开采天然气水合物是优先选项。

图4 生产直井甲烷累计产气量

图5 生产直井累计产砂量

2 油井建模及优化

2.1 双水平井循环开采方法

BUTLER 于 1991 年提出的利用双水平井开采重质油藏的原理和方法[7-8]，即蒸汽辅助重力驱(SAGD)技术，开展了众多室内物理模型研究和矿场开采实践，取得了大量的实验研究成果。日本九州大学能源学院与日本产业技术总合研究所甲烷水合物研究中心的Kyuro Sasaki、Shinji Ono 和Takao Ebinuma等人首次提出双水平井注热水开采法。利用水平井技术开采水合物难度较高，目前全世界还没有工程实例，但可能是深海水合物大规模商业开采的有效途径。基于上述研究，提出采用双水平井降压+二氧化碳置换方式开采天然气水合物，即一口生产井和一口注入井，注入井注入二氧化碳气体，生产井产出甲烷气体,见图6。该工艺的优点为增加了储层开采波及面积，从而增加甲烷气体产量，达到商业化开采规模。通过数值模拟技术对双水平井相对位置、水平段长度等参数进行优化分析研究。

图6 双水平井降压+置换方式开采水合物示意图

在该方法中，降压和二氧化碳置换两种方法在两口水平井中同时使用。采用双水平井复合式开采水合物法，通过数值模拟技术对双水平井相对位置、水平段长度等参数进行优化。

2.2 双水平注采关系优化

双水平井注入井和生产井的相对位置对水合物的生产有着重要影响，注入井和生产井位于天然气水合物层内且水平段平行延伸，应用模拟器分析两口井的相对位置对生产的影响。开采初期，二氧化碳在两水平井中独立循环，井眼周围天然气水合物被预热并且逐渐分解，随时间推移，两水平井中间夹层被沟通并形成高渗透率多孔介质通道，最终得到由两水平井及连通区域组成的“二氧化碳腔”；向下层水平井中注入二氧化碳不断扩大“二氧化碳腔”作用范围促使更多天然气水合物分解，在上层水平井中采出水和天然气的混合物，如此循环进而达到天然气水合物开采的目的。

双水平井位置有两种方案。方案一：注入井在下、生产井在上。当注入井在下时，形成的二氧化碳腔波及范围较广，并且水受重力的影响向下运移。因此，注入井在下时，能扩大波及范围，如图7所示。方案二：注入井在上，生产井在下。当注入井在上，由于注入二氧化碳与储层甲烷气体密度差异引起的浮力使二氧化碳上浮，部分二氧化碳直接流入生产井产出，生成的气体向上运移，降低了二氧化碳的置换率，影响甲烷气体的采收率,如图8所示。因此注入井在上时，甲烷气体采收率受影响。

图7 注入井在下、生产井在上的温度分布

图8 注入井在上、生产井在下的温度分布

通过数据模拟计算表明，注入井在下，生产井在上，投产10年后，累计产气量达到8.5×107m3，出砂量达到1.1×104m3；注入井在上，生产井在下累计产气量达到8.2×107m3，出砂量达到1.2×104m3，见图9和图10。结果表明：注入井在下，生产井在上这种相对位置要优于注入井在上，生产井在下。

图9 甲烷累计产气量

图10 累计出砂量