天然气水合物藏和天然气藏开采规律对比分析

以考虑了气-水-水合物-冰相多相渗流过程、水合物分解动力学过程、水合物相变过程、冰-水相变过程、热传导、热对流等因素的天然气水合物藏降压开采模型为基础,对水合物藏和天然气藏的产气速度、产水速度、累计产气量及地层压力等参数的变化规律进行了对比分析。气藏的产气速度高于水合物藏,但气藏的产气期要短;随着初始压力的增加,气藏的产气速度增加而水合物藏的产气速度降低;水合物藏的产水速度高于气藏,且水合物藏最大产水速度随着初始压力的升高而降低;在一定的初始压力范围内,水合物藏的累计产气量高于气藏,且水合物藏和气藏累计产气量的差别随着初始压力的增加而逐渐缩小,但当初始压力达到某值时,气藏的累计产气量将超过水合物藏。     

填砂模型中天然气水合物合成及降压分解实验研究

模拟地层多孔介质的条件,在填砂模型中进行了天然气水合物的合成和分解实验研究.本实验条件下,设定温度为1℃,水合物合成过程大约需要4 d时间,最后在压力为3 MPa左右时水合物稳定合成.从水合物合成过程的压力变化曲线可分析水合物成核及生长的过程,水合物分解采用逐步降压的方式.实验证明,水合物分解具有阶段性,当压力降至水合物稳定存在的相平衡压力后,水合物就完全分解;之后继续降压,产出气体均来自自由气的膨胀;降压分解时累计产气量的变化规律同普通油气藏的开采规律相似.     

海底天然气水合物分解对海洋钻井安全的影响

为分析天然气水合物分解对海洋钻井安全的影响,根据海底天然气水合物特征,结合天然气水合物分解动力学和热力学条件,研究了不同钻井工况下天然气水合物分解产气规律,估算了天然气水合物分解后的产气量。结果表明,在钻进天然气水合物层过程中,天然气水合物分解产气速率和累计产气量逐渐增大;在天然气水合物饱和度一定的情况下,近井天然气水合物层内的天然气水合物完全分解产气量与井身轴向半径呈平方关系;随着钻井液与天然气水合物层温差增大,天然气水合物分解速率呈指数增长;浅水区钻遇天然气水合物层易导致其分解,随着水深增加或井筒压力增大,天然气水合物分解越来越困难。研究表明,钻穿天然气水合物层时,提高钻进速度可减少天然气水合物分解;钻井过程中应根据钻前预测结果调整钻井液温度和密度来控制天然气水合物分解,同时采取必要的井控措施,以保证在适当的天然气水合物分解产气条件下安全钻进。      

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。     

石英沙中甲烷水合物的降压分解实验研究

为了解自然赋存条件下天然气水合物的分解性质,本研究在20～40目石英砂中进行了甲烷水合物降压分解实验。实验表明,与温度及压力一样,电阻是甲烷水合物形成和分解良好的指示参数。当水合物形成,电阻快速增大;水合物分解时电阻快速减小。实验研究表明,与注热水分解相比,降压分解速率要小得多。同时当采取密闭的分解方式时,随着分解的进行分解速率逐渐变小。由形成/分解体系的物料衡算及反应速率方程可以得出分解速率常数值。     

甲烷水合物在天然砂中的分解动力学研究

研究了在常压、275.1 K条件下,甲烷水合物在天然砂中的分解动力学,考察了天然砂粒径、水合物饱和度(40%,30%,20%)、NaCl对甲烷水合物分解过程中产气量及温度的影响。实验结果表明,在水合物饱和度相同的条件下,甲烷水合物在中值粒径为55μm的天然砂中初期分解速率最快。在水合物饱合度为30%～40%的天然砂中,在中值粒径为87μm的天然砂中获得了最大产气量;在水合物饱合度为20%的天然砂中,在中值粒径为24μm的天然砂中产气量最大。天然砂中的无机盐可以极大地促进甲烷水合物的分解。在含3.5%(w)NaCl溶液的沉积物中,当水合物饱和度约为30%时,甲烷水合物在中值粒径为87μm天然砂中产气量较纯水体系降低了约69.89%。     

冰点以下甲烷水合物等压分解实验研究

开展了甲烷水合物在2.25MPa、2.08MPa和1.88 MPa 3种压力和不同温度条件下等压分解实验,研究温度驱动力对甲烷水合物分解过程及其自保护效应的影响。实验结果表明,在等压分解过程中,温度推动力ΔT对甲烷水合物的分解产生较大影响,当温度推动力ΔT>|T₀| 时,分解速率与ΔT具有正相关关系;当ΔT≤|T₀|时,甲烷水合物存在明显的自保护效应,分解速率与ΔT的关系不明显。     

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。     

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在自然界中，蕴藏着丰富的天然气水合物，水合物的结构有I、Ⅱ和H型。开发的方法有：热力分解法、减压法和注入化学剂等等。多孔介质中水合物的形成条件和管道、井筒中水合物的形成条件有较大的区别，在多孔介质中必须考虑毛细管力的作用，水合物的分解条件主要取决于多孔介质中岩石和流体的特性如润湿角和孔隙尺寸等。文章所推导出在多孔介质中考虑毛细管力的影响后，天然气水合物形成压力和温度与实验数据吻合较好，而没有考虑毛细管力的影响计算出的天然气水合物在给定温度下所得到的水合物的形成压力偏低。     

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。     

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。     

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。     

The Simulation of Gas Production from Hydrates by Depressurization at a Constant Pressure

Abstract

A general-purpose simulator for gas production from hydrates is developed, which considers kinetics of dissociation, heat, and multiphase fluid flow. Production behavior of the Class I hydrate reservoir by depressurization technique is studied. The results suggest gas production rate at the well is higher than gas release rate in the reservoir and most water released is left in pores. With continuous dissociation of hydrate, average hydrate saturation, reservoir temperature, and pressure decrease continuously. In addition, the closer to gas layer, the faster the hydrate dissociation. Results of gas production simulations can provide theoretical basis for the development of hydrates in the future.     

沉积物中天然气水合物生成与分解过程的电阻率变化

测定天然气水合物在沉积物形成和分解过程中电阻率的变化对海底天然气水合物的勘探开采具有重要的意义。利用设计的水合物实验装置,以99.9%的甲烷气体—3.5%氯化钠溶液—南海沉积物为研究体系,模拟测量了温度周期变化下海底沉积物中天然气水合物形成与分解过程的电阻率。实验结果表明：当水合物在沉积物中生成时,沉积物电阻率增大。水合物初始成核时,沉积物的电阻率从4.493Ω·m减小至3.173Ω·m,随着水合物的大量形成、聚集,沉积物的电阻率增大至3.933Ω·m,最后随着松散的水合物逐渐老化致密,沉积物的电阻率逐渐减小趋于稳定至3.494Ω·m。当水合物分解时,沉积物电阻率减小。沉积物的电阻率随水合物的分解从6.763Ω·m减小到2.675Ω·m,最后趋于稳定至2.411Ω·m。温度震荡可促进沉积物中高饱和度水合物的形成,并且沉积物的电阻率随水合物饱和度增加而增大。样品的水合物饱和度从初次水合物生成时的21.80%增大到水合物再次生成时的82.17%,其电阻率从3.494Ω·m增到6.763Ω·m。     

神狐海域水合物降压-注热开采生产动态分析及参数优化

针对神狐海域天然气水合物藏,利用CMG-STARS软件开展数值模拟,分析了降压-注热驱替法下的开采动态,并对其主要开采参数的影响程度进行评估。研究结果表明:由于神狐海域水合物藏的地层的初始温度较高,本身热量充足,且该储层渗透率较低,注入热水扩散速度慢,注入热量只有很少一部分用于水合物的分解,热量损失大,因此注热效果不明显;综合考虑产气量、生产时间和累积气水比,建议在降压-注热开采的过程中井底压力设为2~3MPa。一步降压可以有效的缩短生产时间,从而提高经济效益,因此在不影响储层稳定性的前提下,开采过程中建议采用最快的降压速度进行降压生产。     

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。     

天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型

国内外天然气水合物试采经验表明，出砂问题是制约水合物资源有效开发的关键因素。从地层流体渗流角度出发，结合岩石力学理论，通过在出砂半径内对出砂量与产气量关系的推导，建立了天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型。模型在确定地层和流体等参数情况下，得出地层出砂 量与产气量呈正相关关系，因此确定水合物降压开采产气量就可以定量预测对应的出砂量。结合岩石颗粒出砂模拟，描述了不同时期水合物分解过程颗粒出砂动态演化特征，并验证了模型预测的精度。从研究结果可以看出，水合物降压法开采过程中产气量、出砂量与地层压差关系密切。该研究成果对天然气水合物出砂预测具有一定启示作用，对后续水合物规模矿场试采也具有重要的意义。