海洋天然气水合物开采的固相控制策略*

天然气水合物是一种潜在的洁净能源资源,我国南海有丰富的储量,被认为是后石油时代的重要战略资源之一,然而目前大部分的海洋天然气水合物开采都受到出砂影响。针对深水天然气水合物开采过程中易出砂的现象,通过前期的出砂实验、理论和数值模拟,提出了海洋天然气水合物开采过程中固相（砂和水合物）控制方案。总结了天然气水合物开采过程中出砂特性和防砂案例,提出大颗粒水合物对泥质粉砂具有挡砂作用,进而影响防砂设计精度。据此,根据开发角度的天然气水合物藏6类细分,提出了考虑水合物颗粒本身及其分解作用的固相控制方法。结合南海天然气水合物储层公开资料,设计出相应的固相控制精度,以期最终形成出砂/防砂/井筒携砂/水合物二次生成预防为一体的固相控制体系,为南海天然气水合物安全高效地商业开发提供参考。     

天然气水合物开采的方法及对环境的影响

介绍了天然气水合物形成机理。介绍了热力开采法、降压法、分解促进剂注人法、CO2置换法等目前世界上主要的开采方法原理、工艺及适用范围等。分析了开发天然气水合物对自然环境的影响,对我国进行天然气水合物开发提出了建议。     

天然气水合物及其勘探前景

简要介绍了天然气水合物的性质、国内外研究现状及其全球资源分布情况,阐述了其常用的地震、取心、测井等勘探手段和可行的开采方法。我国具有形成天然气水合物的有利地质地理环境,应通过研究沉积史、热演化史等,确定天然气水合物可能分布的区域;通过地震分析处理寻找天然气水合物可能存在的海底模拟反射层;通过保温、保形、保压密闭取心等为天然气水合物的勘探和开发提供技术手段。     

天然气水合物开采方法的应用——以Ignik Sikumi天然气水合物现场试验工程为例

天然气水合物已成为世界各国关注的焦点,对天然气水合物开采方法的研究、实践和应用是目前的重点之一.天然气水合物的开采方法主要包括注热法、降压法、注化学试剂法、气体置换法等4种以及这些方法的联用,其中注热法因能耗较大和生产层必须具有良好的孔隙度而使其成本显著提高;降压法无需消耗大量能源,因而被认为是最可行且最具经济价值的天然气水合物生产方法,这一方法可能最适合含水合物盖层以下圈闭有大量气体的矿床;注化学试剂法不是分解天然气水合物的主要方法,不适合长期或大规模使用,且成本较高;气体置换法是通过客气分子的注入来置换天然气水合物中的甲烷,使甲烷释放到孔隙流体中,在被气相包裹的水合物中,气体置换有效率可超过60％,该方法的主要制约因素是水合物储层的低渗透性.2012年5月,在美国阿拉斯加北坡完成了首个用于调查研究天然气水合物藏中CO2-CH4置换潜力的现场试验工程——Ignik Sikumi天然气水合物现场试验,成功注入约6000m3二氧化碳和氮气混合气体,累计生产气体近3× 104m3,未对储层造成压裂破坏.该试验工程为水合物领域的科学研究提供了大量的数据和新的认识,美国能源部也因此宣布了新的研究举措.     

天然气水合物气藏开发技术探讨

天然气水合物是本世纪最具开发前景的替代能源，开发天然气水合物资源，对我国宏观能源战略决策和可持续发展具有重大的现实意义。文章概述了天然气水合物气藏的特点和国外水合物气藏勘探项目的进展．对热激发技术、降压技术和化学试剂技术等3种技术进行了对比分析，并着重研究了微波加热技术和CO2置换技术。微波加热技术的优点是作用速度快、设备简单、灵活性高、不会对储层造成任何污染。CO2置换技术的优点是利用天然气水合物生成和分解的机理，不仅考虑了经济地开采资源，并且还提出了在开采后消除对海底环境产生有害影响的对策。     

天然气水合物开采技术进展

本文对天然气水合物开采技术现状和进展进行分析,归纳出6类天然气水合物开采方法和3种关键技术。鉴于天然气水合物开采的环境风险因素,本文综合了国内外最新研究成果,深入分析风险机理和综合风险模式。从经济和社会角度阐述了天然气水合物成为一种可供人类使用的新能源所面临的挑战与机遇,指出天然气水合物的社会价值仍有赖于业界与公众交流新知的能力和水平,提倡通过科学钻采试验深刻理解水合物的特性以及与能源资源、生态环境、地质灾害和全球气候变化的关系,提出“安全开采”和“有效开采”是围绕水合物的两个核心问题。     

三维实验模拟垂直井和水平井降压开采水合物

为了研究降压法在不同井网布置条件下开采天然气水合物的机理,在水合物三维实验模拟平台中进行了垂直井和水平井降压开采实验,获得了两种布井方式的产气、产水、温度变化和三维温度空间分布情况。研究表明,在该实验条件下,利用水平井开采水合物的平均产气速率是垂直井的1.48倍,但水平井开采的产水量较大,垂直井开采的产水量则很小。三维温度分布图表明,开采过程中全釜的温度同步下降,水合物在反应釜内均匀分解,反应釜四周的温度比反应釜中心温度高,热量从边界向釜中心传递。     

韩国天然气水合物研究开发思路及对我国的启示

天然气水合物已是国际能源界公认的21世纪接替石油天然气的新能源。美国、加拿大、日本等发达国家都非常注重天然气水合物的开发研究,而韩国、中国、印度的研究工作起步相对较晚。但韩国在2005年就成立了国家天然气水合物研究机构,制定了国家天然气水合物10年研究计划,该计划的总体目标是到2015年为止．发展天然气水合物开采知识,并开发出在Ulleung盆地商业开采水合物技术。我国对天然气水合物也做了大量的研究工作,但到目前为止还没有一个确切的水合物开发路线图。与韩国相比,我国在水合物研究方面存在研究工作相对薄弱、技术装备有待提高、具体规划不够、研究力量分散等差距,最大的差距在于没有围家性的天然气水合物研究机构。借鉴韩国的研究开发思路,建议我国应尽快成立国家天然气水合物研究机构,并制定国家天然气水合物研究计划。     

海洋天然气水合物地层钻井安全问题研究进展

由于天然气水合物的特性及海底天然气水合物地层地质环境的复杂性,在海洋天然气水合物地层进行钻井作业时会面临诸多的安全问题。目前科研工作者主要通过实地钻井项目、实验研究及数值模拟的方式对海洋天然气水合物地层钻井安全问题展开研究。本文基于对国内外海洋天然气水合物钻井安全问题研究的广泛调研,针对海洋天然气水合物地层钻井面临的主要安全问题及其最新的研究进展进行了讨论和总结。同时,分析了海洋天然气水合物地层钻井安全问题研究目前存在的问题以及未来研究的重点方向。     

中国首次开采出天然气水合物样品

中国在南海北部成功钻获天然气水合物实物样品“可燃冰”，成为继美国、日本、印度之后第四个通过国家级研发计划采到水合物实物样品的国家。2007年5月1日凌晨，中国在南海北部首次采样成功，证实了中国南海北部蕴藏丰富的天然气水合物资源，标志着中国天然气水合物调查研究水平已步入世界先进行列。     

海洋天然气水合物开发产能及出砂研究

海洋天然气水合物多分布在深水非成岩储层,其开采过程中易出现泥砂运移（出砂）的情况且难以避免,然而出砂条件下的水合物产能估算偏差较大。本文通过室内海洋水合物降压开采出砂实验数据和海洋水合物试采公开资料,首次推导了出砂条件下现场尺度海洋水合物储层产能情况：在相当于1 200 m水深覆压、30.5 m厚的水合物细砂储层和7寸垂直井不防砂的情况下,得到最大产气速率4.63 ~ 14.1 m³/s,折合40.01×10⁴ ~ 121.84×10⁴ m³/d,综合出砂率0.16% ~ 10.74%;泥质储层在不防砂垂直井和水平井单个半径12 mm射孔下,其最大产气速率达到79.95×10⁴ m³/d和170 m³/d,但其综合出砂率是灾难性的。由于时空限制,产气速率、综合产能和出砂率还有很大提升空间,在平衡综合出砂率（控砂精度）和产气效率（产能）的情况下,有望达到产业化规模。本研究为合理估算出砂条件下的海洋天然气水合物产能提供支撑。     

Latest progress in numerical simulations on multiphase flow and thermodynamics in production of natural gas from gas hydrate reservoir

Natural gas hydrates are promising potential alternative energy resources. Some studies on the multiphase flow and thermodynamics have been conducted to investigate the feasibility of gas production from hydrate dissociation. The methods for natural gas production are analyzed and several models describing the dissociation process are listed and compared. Two prevailing models, one for depressurization and the other for thermal stimulation, are discussed in detail. A comprehensive numerical method considering the multiphase flow and thermodynamics of gas production from various hydratebearing reservoirs is required to better understand the dissociation process of natural gas hydrate, which would be of great benefit to its future exploration and exploitation.     

天然气水合物储层水力压裂研究进展

天然气水合物是一种广泛分布于海底地层中重要的未来战略能源,但在开采过程中,由于水合物储层介质颗粒粒径较小,孔隙多被固态水合物占据,储层渗透率低,制约着天然气水合物开采的产业化进程。当今水力压裂技术已广泛应用于低渗透油气藏的增产作业中,本文总结了近年来国内外对天然气水合物储层应用水力压裂技术的研究现状,从压裂实验、数值模拟和压裂液等方面进行了讨论。结果表明,水力压裂可以创造人工裂缝,扩大水合物解离面积,提高储层渗透率和天然气产量,有利于商业开发。储层的脆性响应问题、开发新型压裂液以及压裂对水合物储层地质安全的影响,都是水合物储层水力压裂研究亟待解决的问题。     

Experimental study of sand control in a natural gas hydrate reservoir in the South China sea

Gas hydrate is considered to be one of the most promising energy sources of the 21st century, however, with the deepening of research on hydrate resources and the acceleration of trial exploitation processes, it has become apparent that sand production is one of the key factors restricting hydrate exploitation. Here we focus on the key issues of sand production in natural gas hydrate reservoirs in the Liwan Sea area in the northern part of the South China Sea. Innovative systematic studies of the mode of hydrate sand production using a multi-channel hydration acoustic wave monitoring system were conducted. The results show that a hydrate formation composed of very fine silt is prone to excessive sand production requirement. When the production pressure difference is only 1 MPa, the sand output already accounts for 19% of total liquid production, making sand production an important issue under these conditions. Finally, using filter screens with different pore sizes, hydrate reservoir sand control simulations were carried out. The results were analysed to determine properties such as: sand yield, permeability, sand content, and productivity. The design criterion for the filter screen of the fine sand particles in hydrate formations was finally obtained as D₅₀ = 11d₅₀ (where D₅₀ is median grain size of the gravel, and d₅₀ is the median grain size of the formation).     

海洋渗漏型天然气水合物开采的新模式

针对海洋渗漏型天然气水合物含量高、成藏浅、产出集中的特点，结合深海开采金属锰结核的方法。提出了一种全新的水合物开采模式，即用水力法提升水舍物。同时对该种方法的能量效率和产量进行了简单的评估。模型计算表明，该种开采方法具有产量大、能耗低的优点，在提升海底1000m的水合物时，即使水合物含量低至20％，其能量效率仍可高达60，远远高于注热开采的7-12的能量效率。     

水合物藏定质量流量转定井底流压开采规律研究

天然气水合物资源潜力巨大，降压法是水合物资源开采最有前景的方法。本文提出了定质量流量转定井底流压生产的降压开采模式，使用数值模拟方法研究了此模式下水合物藏的气水生产动态和物理场的变化规律。结果表明：（1）定质量流量生产阶段的产气速率约为定井底流压生产阶段的3倍；对于分解气速率，定质量流量生产阶段与定井底流压生产阶段相当，但在定井底流压生产阶段后期分解气速率上升幅度近200%；产水速率在定质量流量生产阶段和定井底流压生产阶段整体较为稳定。（2）储层的压力场、温度场和水合物饱和度场的变化有相似的规律，随时间增加，低压、低温和低水合物饱和度范围均以井筒为中心不断扩大。（3）本文降压生产模式的总体开发效果介于单一的定质量流量生产和定井底流压生产之间，具有较高的产量，且能够较好地保持地层能量。     

Productivity analysis of fractured wells in reservoir of hydrogen and carbon based on dual-porosity medium model

Hydrogen is usually locked in energy-rich organic compounds and there is almost no pure hydrogen in nature. Organic compounds produced in reservoirs of hydrogen and carbon are an important source of hydrogen production. Understanding the productivity characteristics reservoirs of hydrogen and carbon is the important step to ensure adequate hydrogen energy. This study analyzes the production of hydraulically fractured organic reservoir of hydrogen and carbon. First, based on the diffusion mechanism in reservoir matrix, a multi-scale dual-porosity medium model of reservoir of hydrogen and carbon is established. Then, the mathematical model is solved and verified through a historical matching of field gas production data. Finally, parameter analysis was performed to determine the key parameters to improve the recovery efficiency in organic reservoir of hydrogen and carbon. Results show that improving fracture permeability can improve gas recovery efficiency of hydrocarbon reservoirs. The matrix desorption can develop natural gas production for a long period. Long sizes of hydraulic fractures have large contact surfaces for gas diffusion and increase gas generation and cumulative gas production. The proposed model can predict and analyze the production performance of reservoirs of hydrogen and carbon.     

Mechanical experiments and constitutive model of natural gas hydrate reservoirs

Natural gas hydrate is a new type of green energy resources and has great development prospects, and it has attracted worldwide attentions. The exploitation of natural gas hydrate may result in a series of geological disasters. Therefore, the constitutive model of natural gas hydrate bearing sediments needs to be established to reveal deformation laws of the reservoir sediments and accurately evaluate mechanical properties of hydrate reservoirs. This is the basic guarantees for the effective exploitation of natural gas hydrate resources. The triaxial compressive tests were conducted on samples of natural gas hydrate sediment. Furthermore, the Duncan-Chang hyperbolic model was modified by considering the influences of hydrate saturation based on the test results to obtain the constitutive model according with the deformation characteristics of natural gas hydrate reservoirs. The results show that the stress-strain curves of natural gas hydrate reservoirs show unobvious compaction stage and peak strength, short elastic stage, long yield stage, and significant strain hardening characteristics. After applying loads on natural gas hydrate bearing sediments, the internal solid particles were dislocated and slid. When the loads were small, the sediments demonstrated elastic deformation. With the increase of loads, plastic flows appeared in the interior, and the hydrate crystals were re-orientated, thus the sediments showing plastic deformation. Initial tangent elastic modulus increased with the effective confining pressures, which had little correlations with hydrate saturation. Furthermore, the damage ratio increases with the increase of effective confining pressures, while slightly decreases with the increase of natural gas hydrate saturation. The predicted results of stress-strain curves of sediments with different hydrate saturations well coincide with the results of triaxial compressive tests, indicting the feasibility and rationality of this model.