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。     

海上天然气水合物降压开采气液管柱设计及优化研究

海上天然气水合物试采过程中易出现产气量低、气液段携液率低、井底压力波动大等作业风险,水合物现场试采经验匮乏,且试采管柱设计不足严重制约了天然气水合物的安全高效开发。以气液管柱为研究对象,提出了光滑管柱内嵌线圈的线圈管结构,模拟预测了水合物降压开采过程中线圈管的产气产水概况,基于海域天然气水合物开采气液管柱多相流动模型,初步证实了线圈管柱稳定管内气液两相流的可行性,分析了线圈螺距、线圈直径等参数对管柱压降、出口流量和携液量的影响关系。结果表明：水合物降压开采初期累积产水量与累积产气量上升较快,开采后期上升速度缓慢,整个开采周期平均产气产水速率分别达到73 238 m³/d、295 m³/d;管柱内嵌线圈的方式降低了管内压降变化幅度,使管内气液两相流更加稳定,管柱携液效率也显著提高;线圈管压降及出口流量随线圈螺距和直径增大而呈下降趋。本文研究成果对海上天然气水合物安全高效开采具有重要的指导意义。     

基于机器学习方法的海洋天然气水合物水平井降压开采模拟—优化耦合模型

由天然气水合物（以下简称水合物）开采引起的含水合物沉积层力学变形问题不能被忽视，因其直接威胁到海域水合物的安全开采。为了找到甲烷累计产气量最优值与地层稳定性的关系，基于机器学习方法形成模拟—优化耦合技术，构建起水合物降压开采传热—流动—力学数值模拟模型、可以替代数值模拟模型的机器学习模型和以甲烷累计产气量最优为目标的混合整数非线性规划优化模型；在此基础上，选取南海北部神狐海域厚层Ⅱ类水合物藏W11站位为研究对象，获得了海底面沉降量约束下的水合物储层甲烷累计产气量及相对应的最优开采方案参数。研究结果表明：①模拟—优化耦合技术的关键是机器学习方法的运用，基于径向基函数人工神经网络方法而建立的替代模型计算精度较高，可以替代模拟模型来确定输入输出变量的关系，从而摆脱既定方案的限制，找到全局最优解；②模拟—优化耦合技术可以解决受含水合物沉积层力学响应特征影响的水合物开采方案优选问题，根据试采工程安全要求改变海底面沉降量最大允许值，可以计算得到相应的甲烷累计产气量，以及降压幅度、开采时间、井位布置、水平井段长度等最优开采方案参数；③随着最大允许沉降量增大，甲烷累计产气量增大，二者满足正相关关系；④海底面沉降量随着开采时间增长而增大，也随降压幅度增大而增大；⑤水合物开采引起海底面沉降主要发生在开采初期，为了获得较高甲烷累计产气量及较小海底面沉降量最大允许值，在开采初期必须减小降压幅度。结论认为，所形成的模拟—优化耦合技术适用性强，可以为水合物安全、高效规模化开采方案的制订提供支撑。     

天然气水合物水平井降压开采多相渗流—传热—力学耦合数值模拟：方法和南海场地应用

为安全高效开采天然气水合物,研究开采过程中水合物储层的稳定性至关重要,THM 耦合数值模拟能清晰认识水平井开采水合物过程中的力学响应规律,但由于模型常被简化为垂直于生产井的剖面来进行模拟,对真实地层变形空间的演化特征刻画不足。为此,基于水合物开采程序 TOUGH + HYDRATE,引入对 FLAC 力学程序的交互接口,构建了适用于水平井大规模开采的多相渗流—传热—力学(THM)耦合模拟程序,并基于我国第二次水合物试采场地资料,在以水平井试采实际产气量约束 THM 耦合模型的基础上,研究了水平井中长期开发条件下的气水产出与地层变形规律。研究结果表明 ：(1)在 7 MPa 生产压力、300 m 井长条件下,水平井开采 1 年的产气量可达 1 190×10⁴ m~3,压降在游离气层中的影响范围较大,产气来源于游离气层和水合物层,水合物分解范围不大 ;(2)预测试采60 天时的海底沉降约为 0.16 m,开采 1 年后可达 0.52 m。结论认为 ：(1)水平井开采水合物会引起较大范围的海底沉降,海底面呈线性持续下沉,空间上的沉降呈椭圆形分布 ;(2)水平井及其上...     

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。     

松散沉积物中降压幅度和饱和度对天然气水合物分解过程的影响

为了弄清楚降压幅度和饱和度对于天然气水合物（以下简称水合物）分解过程的影响规律这一事关水合物工业开采的核心问题，基于我国南海北部神狐海域沉积物粒径特征配置出多孔介质样品，在实验室模拟试采区现场钻孔压力、温度、盐度、饱和度条件，开展了松散沉积物中两种饱和度范围（Sh,Ⅰ=23%～26%，以下简称体系Ⅰ；Sh,Ⅱ=46%～50%，以下简称体系Ⅱ）和4种降压幅度（12 MPa、9 MPa、6 MPa、3 MPa）条件下水合物降压分解实验。研究结果表明：①降压幅度为12 MPa条件下产气集中于分解前期，分解前期产气量随饱和度增大占产气总量比例升高；②分解时间（开发期）随降压幅度的增大呈线性减小趋势，降压幅度增加9 MPa，体系Ⅰ与体系Ⅱ的分解时间分别缩短为原来的28.39%和44.97%；③高饱和度体系水合物瞬时产气速率波动较为剧烈，其在降压幅度12 MPa条件下瞬时产气速率峰值、阶段产气速率峰值为最大，降压开采效果较好。结论认为：①所做实验和南海试采结果均表明，产气速率峰值在降压开采前期出现，可能引发储层和井筒失稳，需在水合物降压开采进一步试验和现场工程中加强关注；②后续研究需借助较大尺度水合物降压开采模拟装置，明确尺寸效应对水合物降压开采产气规律的影响。     

深水水合物钻井导管下深设计与地层安全承载研究

为保障深水天然气水合物开采的安全进行,降低钻井导管组合系统下沉和水合物地层失稳的事故风险,针对深水天然气水合物钻井作业过程中导管喷射到位解锁、表层套管固井和紧急脱离等3个阶段导管组合系统的下入深度设计与竖向承载力进行研究。结合桩基理论建立不同阶段作业工况下钻井导管竖向承载力的计算模型,确定不同作业阶段钻井导管的最小下入深度,然后基于TOUGH+HYDRATE和FLAC3D软件建立水合物地层稳定性数值分析模型,研究试采作业过程中水合物地层的稳定性,根据摩尔-库伦破坏准则,确定水合物地层的安全试采时间。以南海某天然气水合物喷射钻井作业为例,考虑浅层土壤的工程地质特征以及钻井作业过程中由于钻井液侵入导致水合物地层分解,给出导管安全下深设计的推荐值为98 m,为保证水合物地层的安全承载,建议水合物的安全试采时间不应超过60 d。研究结果可为深水天然气水合物钻井导管的现场作业提供技术参考。     

置换减压法开发天然气水合物工艺及数值模拟

天然气水合物是能源领域尚未开发的领域之一,有巨大的潜力来满足未来的能源需求,降压、热刺激、碳交换和抑制剂注入是其生产过程中涉及的四种开采方法。文章提出了采用双水平井降压 ＋二氧化碳置换法开采天然气水合物,应用油藏模拟器 ＣＭＧ对矿藏条件下水合物进行数值模拟分析,模拟了多组分、多相流体和热流在地下的流动和传输,以及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,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,二氧化碳置换区域地层温度提高 ２～５℃,温度升高促进甲烷持续解离,形成了一个连续交换和生产的循环过程;同时随着甲烷产量的增加,生产井出砂量也随之增加。采用双水平井开采技术,扩大了水合物储层的波及面积,有效增加了产气量,达到商业开采价值规模。研究结果为科学评价天然气水合物开采技术的可行性、经济性提供了理论依据。     

基于机器学习方法的海洋天然气水合物水平井降压开采模拟—优化耦合模型

由天然气水合物(以下简称水合物)开采引起的含水合物沉积层力学变形问题不能被忽视,因其直接威胁到海域水合物的安全开采。为了找到甲烷累计产气量最优值与地层稳定性的关系,基于机器学习方法形成模拟—优化耦合技术,构建起水合物降压开采传热—流动—力学数值模拟模型、可以替代数值模拟模型的机器学习模型和以甲烷累计产气量最优为目标的混合整数非线性规划优化模型;在此基础上,选取南海北部神狐海域厚层Ⅱ类水合物藏W11站位为研究对象,获得了海底面沉降量约束下的水合物储层甲烷累计产气量及相对应的最优开采方案参数。研究结果表明:①模拟—优化耦合技术的关键是机器学习方法的运用,基于径向基函数人工神经网络方法而建立的替代模型计算精度较高,可以替代模拟模型来确定输入输出变量的关系,从而摆脱既定方案的限制,找到全局最优解;②模拟—优化耦合技术可以解决受含水合物沉积层力学响应特征影响的水合物开采方案优选问题,根据试采工程安全要求改变海底面沉降量最大允许值,可以计算得到相应的甲烷累计产气量,以及降压幅度、开采时间、井位布置、水平井段长度等最优开采方案参数;③随着最大允许沉降量增大,甲烷累计产气量增大,二者满足正相关关系;④海底面沉降量随着开采时间增长而增大,也随降压幅度增大而增大;⑤水合物开采引起海底面沉降主要发生在开采初期,为了获得较高甲烷累计产气量及较小海底面沉降量最大允许值,在开采初期必须减小降压幅度。结论认为,所形成的模拟—优化耦合技术适用性强,可以为水合物安全、高效规模化开采方案的制订提供支撑。     

松散沉积物中降压幅度和饱和度对天然气水合物分解过程的影响

为了弄清楚降压幅度和饱和度对于天然气水合物(以下简称水合物)分解过程的影响规律这一事关水合物工业开采的核心问题,基于我国南海北部神狐海域沉积物粒径特征配置出多孔介质样品,在实验室模拟试采区现场钻孔压力、温度、盐度、饱和度条件,开展了松散沉积物中两种饱和度范围(S_(h,Ⅰ)=23%～26%,以下简称体系Ⅰ;S_(h,Ⅱ)=46%～50%,以下简称体系Ⅱ)和4种降压幅度(12 MPa、9 MPa、6 MPa、3 MPa)条件下水合物降压分解实验。研究结果表明:①降压幅度为12 MPa条件下产气集中于分解前期,分解前期产气量随饱和度增大占产气总量比例升高;②分解时间(开发期)随降压幅度的增大呈线性减小趋势,降压幅度增加9 MPa,体系Ⅰ与体系Ⅱ的分解时间分别缩短为原来的28.39%和44.97%;③高饱和度体系水合物瞬时产气速率波动较为剧烈,其在降压幅度12 MPa条件下瞬时产气速率峰值、阶段产气速率峰值为最大,降压开采效果较好。结论认为:①所做实验和南海试采结果均表明,产气速率峰值在降压开采前期出现,可能引发储层和井筒失稳,需在水合物降压开采进一步试验和现场工程中加强关注;②后续研究需借助较大尺度水合物降压开采模拟装置,明确尺寸效应对水合物降压开采产气规律的影响。     

天然气水合物试采中节流螺旋管段微米级砂粒运移沉积规律数值模拟

海洋天然气水合物（以下简称水合物）开采过程中需要考虑储层微米级砂粒突破井筒防砂设施后对井筒设备造成的磨损问题，而对于微米级砂粒（粒径小于44 μm）随地层流体进入井筒后的运移、沉积、堵塞方面的研究尚未见到有文献报道。为此，以水合物降压开采法中输送水流的节流螺旋管段的砂粒为研究对象，建立流道几何模型，进行数值模拟，研究微米级砂粒运移沉积规律，获得了不同条件下微米级砂粒临界不沉积水速。研究结果表明：①微米级砂粒主要堆积在复杂管路螺旋段，沉砂情况随着水速的增加而逐渐改善，其中螺旋段上部的砂粒清洁难度要大于螺旋段下部；②临界不沉积水速随着砂粒粒径和出砂浓度的增大而逐渐增大；③应用Buckingham-Π定理，对变量进行无量纲化，利用OriginPro 2019非线性拟合工具可以得到水合物试采局部复杂井段井筒沉砂浓度预测模型；④提出的砂沉积浓度比概念，结合沉积预测模型可方便计算微米级砂粒临界不沉积水速及判断井筒内沉砂情况。结论认为：提出了一种确定水合物试采局部复杂井段微米级砂粒临界不沉积水速的方法，得到了3种粒径、3种出砂浓度下微米级砂粒的临界不沉积水速；该项研究成果可以为安全合理安排水合物生产制度、降压幅度等提供依据。     

饱和孔隙流体作用下甲烷水合物降压分解机制及实验研究

水合物地层中常含有饱和的孔隙流体,饱和孔隙流体的存在改变了水合物藏的传热及传质特性。通过实验模拟了饱和孔隙流体下多孔介质尺寸、分解温度、压降和注入流体类型对水合物的降压分解过程中产气速率的影响。结果表明：饱和孔隙流体下,产气速率受多孔介质尺寸、压降和注入流体类型影响较大,而受分解温度影响较小。实验范围内,水合物在大压降和小尺寸介质中分解更快速。水合物分解初始阶段,分解速率随着流体盐度的增加而增大;在中后阶段,分解速率随流体盐度的增加而降低。气体扩散阻力因盐溶液水化离子氛存在而增加并进一步阻碍水合物的分解。实际水合物藏开采过程中可通过增大压降和降低溶液盐度来解决该问题。     

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。      

多孔介质中甲烷水合物形成与分解实验研究

基于实际海洋水合物资源的赋存状态及温度、压力条件,在人工多孔介质中物理模拟海底水合物稳定带的水合物藏进行了水合物的形成与分解的实验研究。分析甲烷水合物在多孔介质中的形成与降压开采过程,揭示了其温度、压力和产气速率的变化规律。采用逐步降压的方法测定了多孔介质中水合物在特定温度下最小分解推动力,比较了不同降压模式下的累计产气量。结果表明,水合物形成过程中通过不断注水保持系统压力,甲烷可完全生成水合物,最终水合物藏中仅有水和水合物两相;实验条件下水合物的分解主要受压差影响,压差越大,分解速率越大,累计产气量越高;在一定温度下水合物的分解需有一个最小推动力。比较不同降压模式发现,累计产气量只与压差有关,而与降压模式无关。     

考虑实际气体达西流动的气井出砂预测模型

结合流体力学与岩石力学知识,以Mohr-Coulomb岩石破坏准则为基础,建立了考虑地层孔隙流体渗流作用与实际气体达西流动规律的裸眼气井出砂预测模型。利用数学方法解析求解,得出裸眼气井临界井底流压计算公式;引入地层稳定性指数概念,分析了地层孔隙流体压力、地应力、岩石抗压强度对地层稳定性的影响。结果表明,储层地应力增大、地层孔隙流体压力减小、岩石抗压强度减小,临界井底流压增大,地层稳定性指数减小,地层趋于不稳定,易出砂。     

基于连续-离散介质耦合的水合物储层出砂数值模拟

出砂是制约天然气水合物安全高效长期可控开采的瓶颈之一,出砂现象的诱因及其演化规律与水合物储层动态响应行为密切相关。据此,提出了一套研究水合物开采过程中储层动态响应与出砂行为的综合数值模拟方法,并以大尺寸开采出砂防砂模拟反应釜为研究对象,以水合物胶结模式为例,分析了实验尺度下模拟水合物储层在不同开采压差条件下的储层物性、力学响应和流固体（水、气和砂）运移产出规律。结果表明：实验尺度降压开采过程中,体系温度存在快速降温、持续低温和温度回升3个阶段;水合物分解引起的气水产出和井周应力集中是水合物储层出砂的关键控制因素;同一开采压差条件下,提高水流速会导致地层出砂量增加,并且出砂速率的增幅随水流速的增大而增大,而缩小防砂筛孔孔径能够延缓出砂起始时间,并且使得出砂量显著减少。     

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。     

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。     

天然气水合物钻采一体化模拟实验系统及降压法开采初步实验

现有的天然气水合物(以下简称水合物)开采技术实验研究通常在较小尺寸的模拟实验装置中进行,由于反应釜样品尺寸较小,导致明显的边界效应且实验结果难以在现场中得到应用,因而研发大尺寸水合物综合开采实验系统刻不容缓。为此,针对我国南海神狐海域泥质粉砂型水合物储层,基于降压法开采思路和工艺流程,研发了一套水合物钻、采一体化模拟实验系统,主要包括主体高压装置、钻采一体化、气液供给、围压加载、回压控制、气液固分离及在线监测、温度控制、数据测控与后处理等模块;利用该系统进行了冰点附近CO_2水合物初步开采模拟实验;基于实验结果建立了数据获取及分析的基本流程,初步获得了在降压法开采CO_2水合物过程中储层的温度、压力场变化以及产气、产水规律。实验结果表明:①该实验系统可模拟实际地质条件制备接近海洋水合物储层的样品,通过电阻层析成像技术实时监测水合物成藏与分布情况;②该实验系统还可模拟钻井、降压开采工艺与过程,实时监测出砂与管道流动等过程中产气量、产水量、产砂量、温度、压力等多个物理参数的变化情况,实现试采全过程的实验模拟。结论认为:①在出口压力一定的情况下,CO_2水合物的产气、产水速率具有很大的波动性;②CO_2水合物分解过程中储层温度分布不均匀,最大的温度降幅为5℃,表明水合物分解呈现出非均一性与随机性。