神狐水合物藏降压开采产气量预测及增产措施研究北大核心CSCD

南海神狐海域是我国最具天然气水合物开发潜力的区域之一,但目前尚未达到商业化开采的产气量水平。采用水合物开采模拟软件TOUGH+HYDRATE,建立了神狐水合物藏的储层地质模型,并在此基础上开展降压法试开采产量历史拟合及长期开采的产量预测,对比分析了直井降压、水平井降压、直井降压联合压裂、直井降压联合注热和直井降压联合井壁加热等增产措施的效果。研究结果表明,神狐水合物藏基于直井降压试采预测的长期开采日均产气量低于商业开采要求,须借助增产措施;神狐水合物藏开采最佳增产措施为水平井降压,其次为直井降压联合压裂。本文研究结果可为神狐水合物藏的开采提供一定借鉴。     

天然气水合物藏降压开采近井储层稳定性数值模拟

天然气水合物藏降压开采是一个含相态变化的非等温物理化学流固耦合渗流过程。目前有关天然气水合物藏开采的研究集中于产能模拟,且没有考虑流固耦合作用影响,有关水合物分解形成的弱胶结、低强度、高孔高渗近井储层的稳定性研究尚未开展。为此,将水合物分解效应融合到渗流场与岩土变形场的耦合作用中,建立了天然气水合物藏气、水两相非等温流固耦合数学模型,引入出砂判别准则,开发了天然气水合物藏降压开采流固耦合储层稳定性分析软件,利用该软件对天然气水合物藏降压开采近井储层稳定性的一般规律进行了分析,并建立了井壁不出砂的临界生产压差分析方法。研究表明:水合物分解效应是影响水合物分解区储层稳定性的主要因素,流固耦合作用的影响较小;近井水合物分解区储层稳定性较差,其中井壁最小水平地应力方向储层稳定性最差,是出砂的优先位置;过渡区储层稳定性介于水合物分解区与原状储层之间。      

海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望

从量级尺度大幅度提高产能是实现天然气水合物(以下简称水合物)产业化开采的关键,而水合物开采能否产业化又取决于原地可采储量能否支撑产业化开采所需要的基本开采周期,以及开采产能能否达到当前产业化开采的标准。为了给水合物开发技术研究提供参考,从海域水合物增产理论与技术学科体系建设的角度,结合国内外水合物实验模拟和数值模拟研究成果,分析了潜在的水合物增产技术,提出了水合物开采增产的基本原理、评价方法及目前存在的技术瓶颈。研究结果表明:①复杂结构井、多井井网、新型开采方法、储层改造是实现天然气水合物增产的主要途径,其增产机理可归纳为扩大泄流面积、提高分解效率、改善渗流条件等三个方面;②复杂结构井和井网是提高水合物产能的根本,基于复杂结构井和井网系统辅助加热或进行储层改造,能从量级尺度提高水合物的产能;③制样技术、储层监测技术和力学场耦合技术是目前水合物增产基础研究的主要技术瓶颈,建议"十四五"期间国家水合物应用基础研究的重点应关注上述技术瓶颈。结论认为,以水平井或多分支井为代表的复杂结构井、以多井簇群井开采为代表的井网开采模式、以降压辅助热激发为主的开采新方法、以水力造缝为代表的储层改造技术的联合应用等,是实现水合物产能量级提升的关键。     

海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望

从量级尺度大幅度提高产能是实现天然气水合物（以下简称水合物）产业化开采的关键，而水合物开采能否产业化又取决于原地可采储量能否支撑产业化开采所需要的基本开采周期，以及开采产能能否达到当前产业化开采的标准。为了给水合物开发技术研究提供参考，从海域水合物增产理论与技术学科体系建设的角度，结合国内外水合物实验模拟和数值模拟研究成果，分析了潜在的水合物增产技术，提出了水合物开采增产的基本原理、评价方法及目前存在的技术瓶颈。研究结果表明：①复杂结构井、多井井网、新型开采方法、储层改造是实现天然气水合物增产的主要途径，其增产机理可归纳为扩大泄流面积、提高分解效率、改善渗流条件等三个方面；②复杂结构井和井网是提高水合物产能的根本，基于复杂结构井和井网系统辅助加热或进行储层改造，能从量级尺度提高水合物的产能；③制样技术、储层监测技术和力学场耦合技术是目前水合物增产基础研究的主要技术瓶颈，建议“十四五”期间国家水合物应用基础研究的重点应关注上述技术瓶颈。结论认为，以水平井或多分支井为代表的复杂结构井、以多井簇群井开采为代表的井网开采模式、以降压辅助热激发为主的开采新方法、以水力造缝为代表的储层改造技术的联合应用等，是实现水合物产能量级提升的关键。     

不同井型下的天然气水合物降压开采产气产水规律

目前的研究成果表明，降压法及其改良方案可能是实现海域天然气水合物（以下简称水合物）高效开采的最佳途径，但现有降压条件下的产气能力距离水合物商业开发需求仍存在着不小的差距，因而提高水合物藏分解效率、提升储层气液运移产出能力，进而形成安全高效的水合物开采新方法，是水合物开发过程中急需解决的瓶颈问题。为此，利用自制的水合物复杂结构井模拟实验装置，分别开展了垂直井、水平二分支井（夹角90°）开采水合物的实验室模拟实验，据此分析不同开采条件下各井型的产气、产水规律。研究结果表明：①垂直井与分支井开采中，降压幅度是控制前期产气速率的主要因素，而后期环境温度对水合物分解量的影响则逐渐加强；②井型对水合物开采产能具有明显的控制作用——垂直井开采降压幅度越大，产气情况越好，但实验尺度下累计产水量则相差不大，水平二分支井（夹角90°）开采过程中，产气速率比射孔面积相同的垂直井更高，波动较小，但初始阶段产水明显；③降压—热激联合作用更有利于水合物的分解和稳定产气，在其联合作用下，水平二分支井（夹角90°）比垂直井更有利于水合物的长期稳产。     

天然气水合物开发技术研究进展

天然气水合物资源的开发利用离不开高效开发技术的支撑,这些技术包括可促进天然气水合物原地分解的技术与适用的天然气水合物钻完井技术.对天然气水合物开发技术进行了调研,当前天然气水合物开发所采用的方法主要包括加热法、降压法与二氧化碳置换法,开采井主要采用单一直井.分布式光纤测温系统、井下温压计、井筒防砂装置及井下气液分离装置...     

降压法开采天然气水合物研究进展

天然气水合物作为一种新型的可替代能源,储量巨大,分布广泛。文章介绍了天然气水合物的储集方式及开采方法,分析了降压开采的优点,介绍了降压开采模拟的研究进展,并指出了降压开采天然气水合物进一步的研究方向。     

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物(以下简称水合物)储层降压开采的气产量和采收率,基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件,根据实际试采数据,针对单垂直井和垂直井网两种布井方式,利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟,研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征,进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明:①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中,水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大,从而使气、水产量增加;②在降压开采初始阶段,开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小,水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低,而后随着开采时间的延续,气、水渗流阻力增加,压降传播速率降低,水合物分解气产量和井口气产量不断降低,水产量则缓慢上升;③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制,井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解,井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气;④采用垂直井网进行水合物开采,每口井的控制面积减少,单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井,但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高;⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量,井间压降叠加效应加速了水合物的分解,井间区域的压力及温度显著低于单井,但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动,在井间中心区域将形成"静止区"。结论认为,多井联合开采可以提高井场总的气产量,但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。     

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物（以下简称水合物）储层降压开采的气产量和采收率，基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件，根据实际试采数据，针对单垂直井和垂直井网两种布井方式，利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟，研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征，进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明：①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中，水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大，从而使气、水产量增加；②在降压开采初始阶段，开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小，水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低，而后随着开采时间的延续，气、水渗流阻力增加，压降传播速率降低，水合物分解气产量和井口气产量不断降低，水产量则缓慢上升；③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制，井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解，井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气；④采用垂直井网进行水合物开采，每口井的控制面积减少，单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井，但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高；⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量，井间压降叠加效应加速了水合物的分解，井间区域的压力及温度显著低于单井，但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动，在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为，多井联合开采可以提高井场总的气产量，但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。     

微波开采天然气水合物气藏技术

微波加热技术作用速度快，设备简单，灵活性高，不对储层造成任何污染，适合于开采各类型天然气水合物资源。研究了微波开采天然气水合物气藏的机理，如加热作用、造缝作用和非热效应；总结了微波开采天然气水合物气藏的实验研究成果；指出微波加热开采天然气水合物气藏的3种方法：一是微波对由地面注入地层的水或盐水加热，二是微波通过直井对储层加热，使地层温度升高，三是微波通过多分支井对储层加热。     

海下天然气水合物储层压裂工艺技术

由于深海天然气水合物开采的复杂性,世界范围内,开采技术整体上尚无成熟配套,单井产量低、连续时间短、经济效益差,因此需要研究高效开采天然气水合物储层的工艺方法。本研究提出直井细分层冷水压裂的工艺技术,详细调研研究了储层的地质及力学参数。天然气水合物储层抗张强度、弹性模量偏小,具备可压裂性;针对天然气水合物储层,比较了水力割缝技术、水力喷射径向水平井技术、水力压裂技术的适用性,推荐采用水力压裂技术增产;建立了海下天然气水合物压裂原则,推荐无支撑剂压裂技术;提出了低温、低阻海水压裂液技术。当井口注入压裂液温度为储层温度(15.4℃)时,可确保进入地层温度小于储层温度一定范围。分析了各种分层压裂工艺技术的适应性,推荐射孔桥塞或连续油管水力喷砂射孔压裂分层压裂技术。对单缝压裂施工参数进行了设计。     

天然气水合物的储层保护技术探讨

目前,天然气水合物的开采技术主要有热激化技术、井下电磁加热技术、化学试剂技术和减压技术等四种技术。只有综合运用降压技术、热激化技术,特别是井下电磁加热技术和现代钻井新技术相结合会更有效地开采天然气水合物。文章归纳总结了天然气水合物的开采技术和开采过程中可能遇到的储层损害问题及其对策。同时,根据天然气水合物的物理力学性质、分布和成藏环境以及钻井特点,认为天然气水合物可能存在的储层损害问题有温度敏感、应力敏感、井漏井喷、井壁坍塌、井眼缩径及蠕变等,并分析了各种储层损害的原理,可能造成的危害及其解决措施。     

降压开采海域天然气水合物电潜泵排采生产优化

天然气水合物试采实践表明,电潜泵是降压开采天然气水合物最适宜的人工举升工艺。综合考虑复杂的分采管柱、周围海水环境的温度场、电潜泵和气液分离器等多种因素的影响,建立了降压开采海域天然气水合物电潜泵排采的井筒气液两相流模型,分析了不同管线的传热过程,预测不同管线的流型分布、温度和压力剖面等,并利用该模型进行生产优化。研究结果表明,在天然气水合物降压开采过程中,通过增加井口回压或电潜泵频率能够降低采气管线中的动液面高度,从而降低采气管线连续出水的风险。该研究为降压开采海域天然气水合物电潜泵排水采气的生产优化提供参考依据。     

天然气水合物开采三维实验模拟技术研究北大核心CSCD

调研了国内外天然气水合物开采技术研究进展,基于无量纲相似分析方法研制了三维可视天然气水合物开采模拟实验系统。以甲烷、水和石英砂为实验介质,开展了降压、注热、注剂等天然气水合物开采方法三维实验模拟分析。根据室内模拟实验和数值模拟分析结果,提出了海上天然气水合物试采的技术思路,以期为天然气水合物试采及深水工程的研究提供借鉴。     

天然气水合物降压开采储层出砂数值模拟

储层出砂是天然气水合物藏降压开采过程中所面临的主要问题。基于常规疏松砂岩储层出砂计算模型,综合考虑水合物分解规律、储层稳定性变化及岩石颗粒受力,建立了降压开采天然气水合物藏动态出砂量预测模型,并对储层出砂规律进行了分析。研究表明:越靠近井口处,水合物分解速率越快,内聚力减小幅度越快,储层稳定性越差;水合物储层开采较常规砂岩储层开采更容易出砂;水合物开采初期的出砂速率迅速增大,但出砂速率达到峰值后就会随着时间迅速减小,并最终趋于稳定;生产压差越大,水合物储层开采出砂也越严重。本文研究成果可为天然气水合物降压开采储层防砂提供借鉴。     

分解促进剂对水合物力学的特性影响分析

目的在不同类型的分解促进剂作用下多级降压开采天然气水合物,研究水合物分解的力学性质对储层稳定性的影响。 方法采用不同有效围压、不同分解促进剂及其不同含量、焖井时间等多因素,通过多级降压分解,水合物沉积物储层岩石力学稳定性性能影响效果评价和规律分析。 结果随着降压分解,水合物饱和度降低,抗剪强度和弹性模量逐渐降低,甲烷水合物沉积物呈脆性破坏。 结论分解剂含量越大,对水合物的力学影响越大;注入含量越大,焖井时间越长,水合物强度越低,分解剂对水合物强度减弱的效果越明显;醇类分解剂(乙二醇)比盐类分解剂(CaCl₂)开采水合物更容易减弱水合物试样的强度,降低储层稳定性。      

甲烷水合物藏降压+注入开采技术分析研究

针对阿拉斯加北坡CO2/CH4交换技术开发天然气水合物藏,以及日本东海岸外的南开槽东部地区施工世界上第一个海底甲烷水合物降压法的生产试验表明:仅以一种方法实现天然气水合物的商业化开采难度非常大,甚至可以说不现实。对于天然气水合物开采要针对储层的特点,采取工程及生产都具有可操作性的实际方案。本文提出的降压+注入法组合一体化循环开采技术为开采天然气水合物提供了新的可行的思路。     

天然气水合物开采三维实验模拟技术研究

调研了国内外天然气水合物开采技术研究进展,基于无量纲相似分析方法研制了三维可视天然气水合物开采模拟实验系统。以甲烷、水和石英砂为实验介质,开展了降压、注热、注剂等天然气水合物开采方法三维实验模拟分析。根据室内模拟实验和数值模拟分析结果,提出了海上天然气水合物试采的技术思路,以期为天然气水合物试采及深水工程的研究提供借鉴。     

浅薄层稠油油藏水平井开发实践与认识

介绍了克拉玛依油田四2区齐古组油藏的特征、开发过程和开采工艺,形成了一套较为适合的常规直井钻机钻浅层稠油水平井的钻井、完井技术工艺,实践表明,在浅层稠油利用直井和水平井技术进行开发,可大幅度提高单井产能和综合开发效益。     

天然气水合物二次生成及渗透率变化对降压开采的影响

在 考虑天然气水合物二次生成及渗透率变化的基础上,建立了实验室尺度下的天然气水合物降压开采数学模型。利用该数学模型,对天然气水合物降压开采过程中的水合物二次生成进行了模拟,并分析评价了水合物二次生成及渗透率变化对水合物分解产气的影响。模拟结果表明:水合物二次生成主要局限于降压产气出口附近,二次水合物现象会引起局部水合物饱和度及温度、压力等发生明显变化;同时,水合物二次生成会导致产气速率大幅降低、产气持续时间延长和系统压力急剧增加,但累积产气量不受其影响。研究发现,不同于纯降压产气过程,在水合物二次生成的情形下,产气受出口压力的影响较大,而初始温度对产气的影 响较小。