储层和开采参数对天然气水合物开采产能的影响分析

开展储层参数和开采参数对天然气水合物开采产能影响的研究有助于其实际开采场址和开采方法的选择。以中国南海神狐海域SH7站位的地质参数为背景，采用TOUGH+HYDRATE软件系统地分析了储层压力、温度、孔隙度、水合物饱和度、渗透率、上覆层和下伏层渗透率等储层参数，以及降压幅度、降压井长度和出砂堵塞（通过改变井周网格渗透率反映出砂堵塞）等开采参数对天然气水合物降压开采产能的影响。数值模拟结果表明：(1)随着储层渗透率的增大，产气量有明显的增加；随着储层压力、孔隙度的增大以及上覆层和下伏层渗透率的减小，产气量有较大的增加；随着储层温度的增大，产气量有一定的增加；产气量随饱和度的增大先增大后减小。因此，实际开采时可优先选择渗透率大、上覆层和下伏层渗透率小、孔隙度大、温度较高、水合物饱和度适中的储层。(2)随着降压幅度的增大以及降压井长度增大，产气量有明显的增加；而随着出砂堵塞程度的加剧，产气量有非常明显的减少。因此，实际开采时可以通过增大降压幅度和降压井长度以及采取减轻出砂堵塞的措施来提高产气量。研究结果可以为我国将来天然气水合物开采区域及开采方式的选择和确定提供参考。     

天然气水合物开采井孔出砂问题研究

天然气水合物是一种重要的非常规能源,但水合物开采出砂问题成为制约其走向商业化开发的关键因素。南海北部陆坡是我国天然气水合物的重要赋存区,其水合物主要以分散状弱胶结方式赋存,研究其出砂问题显得极为迫切。研究表明储层出砂的根本原因是储层介质强度降低,而水合物储层介质强度受到水合物胶结模式、水合物饱和度、孔隙流体压力、流速及生产压差等影响。本文在对比分析天然气水合物储层出砂与常规油气藏出砂特征的基础上,总结了弱胶结疏松砂岩油藏出砂研究方法,为天然气水合物储层开采井孔出砂的研究提供思路和参考。     

天然气水合物开采过程中的出砂与防砂问题

国外试采经验和我国前期勘探结果均表明,出砂问题是制约水合物资源有效开发的关键因素,然而目前专门针对水合物储层出砂—防砂体系的研究尚属空白。为了配合我国水合物试采及未来商业化开采的需要,建立水合物井出砂预测理论和防砂技术理论体系迫在眉睫。水合物开采过程中的出砂过程与水合物地层的渗流场、温度场和各相饱和度空间分布等的演化过程密切相关,属于多相相变环境中的动态变化过程,因此,水合物储层出砂预测技术和防砂技术面临新的挑战。在总结水合物开采过程中动态相变条件下影响地层出砂因素的基础上,探讨了目前常规油气井出砂预测技术及防砂技术、稠油出砂冷采技术、适度防砂技术对水合物井出砂治理的启示及需要解决的关键问题,为后续研究和工程应用提供参考。     

平板填砂模型中天然气水合物注热与降压连续开采的实验研究

在平板模型中进行了天然气水合物的注热盐水与降压相结合的分解模拟实验,分析了分解过程中平面温度变化的情况、产气规律、产水规律及能量效率。实验结果表明:注入的热盐水并不能使模型内天然气水合物全部分解,有必要再进行降压分解;气体产出可明显地划分为注热分解产气和降压分解产气2个阶段;注热分解阶段产水速率略大于注水速率,降压分解产水速率很慢;注热与降压相结合的开采方式更加有利于天然气水合物的分解和产出,且能有效提高能量效率。     

天然气水合物开采区内海床不均匀沉降对管道力学性能的影响

海底管道是天然气水合物大规模开采和集输的关键装备。天然气水合物的开采过程会扰动沉积层的结构，改变沉积层的强度和力学特性，诱发海床发生不均匀沉降，并对水合物开采区内海底管道的力学特性产生影响，如引起管道发生大变形、悬跨、屈曲、断裂等。基于ABAQUS有限元软件，建立天然气水合物开采区内“海床-管道”耦合作用模型，模拟了天然气水合物开采过程中海床沉降变形及其对管道应力、应变、弯矩、悬跨等力学行为的影响。研究结果表明，在天然气水合物开采过程中，海床的不均匀沉降将引起管道发生显著位移并发生弯曲，管道的应力、应变随着变形的增大而增大。当海床沉降量达到某一程度时，管道将脱离海床，产生悬跨，并引发涡激振动风险。     

水合物分解区地层砂粒启动运移临界流速计算模型

出砂是制约当前天然气水合物长效开发的关键因素之一。基于水合物分解区地层松散沉积物球形颗粒堆积假设,分析了水合物分解前缘和分解区内部地层砂微粒的受力情况,基于力矩平衡条件建立了松散沉积物中地层砂颗粒启动运移临界流速的计算模型,并进行模型敏感性分析。结果表明,水合物分解前缘和分解区内部微粒的临界流速均随着粒径、排布角度、颗粒摩擦系数的增加而增加,胶结物性质、流体中的电解质类型以及浓度等参数均对临界出砂流速产生一定的影响。本文建立的砂粒启动运移临界流速模型能够为水合物开采储层出砂评价提供支撑。     

海域天然气水合物开采的地质控制因素和科学挑战

目前,国际上对天然气水合物产状、分布和特征的认识已取得显著进展,开展了一系列陆地多年冻土区和海域天然气水合物试采,但天然气水合物开采仍面临科学挑战。本文在综述全球天然气水合物勘探开发现状的基础上,阐述了天然气水合物储层分类及其开采的地质控制因素,提出了海域天然气水合物有效经济开采面临的资源评价、开采技术方法、储层地质参数和工程地质风险等4方面的科学挑战。要实现海域天然气水合物的有效经济开采,资源评价是基础,开采技术方法是关键。判定天然气水合物储层是否可采需要精确的储层地质参数,能否实现有效开采取决于工程地质风险的控制。     

一种采用直井井组细分层压裂注热水开采天然气水合物的工艺方案

在海底的沉积物或冻土中,赋存有大量的天然气水合物,这是一种适于未来开发利用的能源,具有优质、洁净、资源量大等优势。由于开采对象的复杂性,在世界范围内,开采技术整体上尚无成熟配套,面临着单井产量低、连续时间短、经济效益差等缺陷,因此需要针对天然气水合物储层研究高效开采的工艺方法。本研究针对有一定渗流能力的水合物储层,提出了一种采用直井井组细分层压裂注热水开采的工艺技术:(1)依据地质资料,对目标储层布置直井井组,直井分为注水井与生产井,通过井组注入热水开采提高采收率;(2)采用套管射孔完井,套管内下入筛管防砂;(3)对注水井进行不加砂细分层压裂,采出井不压裂;(4)至生产效果变差时,开始通过注水井注入热水激发,从生产井生产天然气;(5)采用海水源热泵技术提供热水,就地取材,经济高效;(6)对采出井进行注入固结剂作业,采用系统防砂技术;(7)建立数学模型进行模拟,结果表明,细分层压裂注热水开发方案能大幅提高产量。该工艺能够提高储层的加热效率与受热体积,减少出砂的可能性,大幅提高储层生产天然气的产量与持续时间,进而提高经济效益。     

热水驱替开采Ⅱ类水合物藏规律研究

天然气水合物广泛分布于陆地冻土带和深海地层,资源潜力巨大,其中Ⅱ类水合物藏占有重要地位。为加强对Ⅱ类水合物藏开采规律的认识,结合实际水合物藏参数,使用数值模拟方法研究了热水驱替开采Ⅱ类水合物藏的动态规律,并与降压法的开采效果进行了对比分析。结果表明:①热水驱替开采Ⅱ类水合物藏时,产气速率和分解气速率首先快速上升,然后以较快速度下降至趋于相对稳定;累产气和累分解气上升较快;气体采出程度和水合物分解程度均处于较高水平(>60%)。②热水驱替对Ⅱ类水合藏的开采具有一定的适应性,与降压法开采相比,热水驱替方式下储层水合物的分解更彻底,气体采出程度、水合物分解程度也更优,但具有较低的累积气水比,产水量较大。     

海洋天然气水合物储层蠕变行为的主控因素与研究展望

蠕变是指沉积物在特定应力状态下变形与时间的关系,属于沉积物的固有力学属性。厘清海洋天然气水合物开采过程中储层蠕变的主控因素及其控制机理,对量化评价潜在工程地质风险的发生和演变规律具有重要意义。本文将在综述海洋天然气水合物储层破坏特征的基础上,梳理海洋天然气水合物储层蠕变特征及主控因素,厘清关键科学问题;结合最新研究成果,阐述天然气水合物储层蠕变特征多尺度表征与探测技术体系的基本内涵,简要探讨该领域的未来研究方向。初步分析认为,海洋天然气水合物开采过程中储层蠕变行为是水合物本身及其分解产出过程中的应力、温度、渗流等动态因素综合作用的结果,现有蠕变本构模型无法完全反映上述相变-传热-渗流-应力多场多相多组分耦合过程。为建立适合南海北部水合物储层的蠕变本构,进而为后续开采工程安全设计提供理论支撑,建议从天然气水合物储层的力学性能弱化特征及蠕变各阶段的时效参数两方面入手,从分子尺度、纳微尺度、岩心尺度、中试尺度、矿藏尺度5个层面,建立天然气水合物储层蠕变行为的跨尺度研究方法体系;以南海实际储层样品为研究对象,剖析天然气水合物开采过程中储层蠕变行为的主控因素。     

海域天然气水合物资源开采新技术展望

随着全球海域天然气水合物资源勘探工作的深入和油气开发技术装备水平的提升,深水浅层天然气水合物资源商业化开采的前景逐渐明晰。自2013年开始,日本、中国相继进行了多次海域水合物试开采尝试,连续产气时间、累计产气量和日均产气量逐步获得提升。2020年中国率先实现了从"探索性试采"向"试验性试采"的跨越。然而,以"降压"为核心理念的开采技术单井产气量瓶颈明显,制约了水合物资源产业化发展进程,必须在已有技术方法基础上创新发展,形成高效、安全、经济的海域天然气水合物资源开采专有技术体系。笔者梳理了近年来海域天然气水合物开采技术研发领域内的新进展,分析了包括"原位分解采气"和"原位破碎抽取"两大开采框架指导下,多种开采技术的创新升级进展和存在的主要问题,在此基础上展望了未来海域天然气水合物资源开采技术的研发方向。     

天然气水合物降压开采过程中储层应力规律分析

为了研究天然气水合物降压开采过程的储层应力及其稳定性，运用线性多孔弹性力学和岩石力学知识，考虑水合物储层原始应力、孔隙压力、渗流附加应力及降压开采水合物过程中水合物饱和度的变化，建立了降压开采天然气水合物储层的力学模型，结合墨西哥湾某处水合物藏的基本参数，对降压开采水合物储层应力变化和开采过程的储层稳定性进行研究。结果表明：井底压力是影响水合物储层应力变化的关键因素之一；渗流附加应力在一定程度上减小了储层的应力；水合物分解储层应力发生变化，储层应力在井壁处的波动最大，井壁处是整个储层所受轴向偏应力最大的位置，因此井壁处是优先发生剪切破坏的位置；为了储层的稳定性，降压开采水合物生产压差应小于2.19 MPa。     

极地天然气水合物资源利用前景CSCD

极地天然气水合物资源潜力巨大,储层类型主要为富砂沉积物储层,最可能实现远景勘探和商业利用,是一种重要的战略能源。综述了天然气水合物在极地的分布情况、极地主要地区天然气水合物矿藏资源量以及水合物开发利用的资源金字塔。结合美国、加拿大和俄罗斯在北极冻土区天然气水合物勘探开发的案例进行了4种开采技术优缺点对比,并对极地区和非极地区5次天然气水合物试采效能进行对比评价。根据目前国际油气价格、能源结构、各国水合物研究目标和我国天然气水合物勘查开发现状等,提出了我国参与极地天然气水合物研究和开发的思路。     

极地天然气水合物资源利用前景

极地天然气水合物资源潜力巨大,储层类型主要为富砂沉积物储层,最可能实现远景勘探和商业利用,是一种重要的战略能源。综述了天然气水合物在极地的分布情况、极地主要地区天然气水合物矿藏资源量以及水合物开发利用的资源金字塔。结合美国、加拿大和俄罗斯在北极冻土区天然气水合物勘探开发的案例进行了4种开采技术优缺点对比,并对极地区和非极地区5次天然气水合物试采效能进行对比评价。根据目前国际油气价格、能源结构、各国水合物研究目标和我国天然气水合物勘查开发现状等,提出了我国参与极地天然气水合物研究和开发的思路。     

联合深层地热甲烷水合物开采方法及可行性评价

随着全球能源消耗不断增加,天然气水合物和地热资源具有储量丰富、清洁高效等优势成为世界研究的热点,中国南海海域同时具有丰富的水合物资源和地热资源。由此,提出了联合深层地热资源开采浅部水合物的方法,通过向深层地热储层注入海水,海水在深层地热中吸收热量后循环至浅部水合物储层,结合降压法和注热法促使水合物分解。利用数值模拟对联合法的可行性进行评估,并对地层热物性、开采参数等储层敏感性进行分析。模拟结果表明:联合法能够有效地利用深层地热将海水加热,海水进入水合物层时的温度保持约为50℃,与注热法和降压法相比具有更高的产气量,具有良好的可行性;注入速度、井底压力、地层导热系数和地温梯度对联合法开采效果具有显著影响;注入速度和井底压力对前期的产气效果影响较大,而较大的地层导热系数有利于海水与地层的换热;地温梯度小于0.025m/℃时,联合方法的换热性能极大减弱,甲烷累计产气量大幅度降低,联合方法的商业价值降低,可行性减弱。     

海域天然气水合物吸力筒式开采装置及方法

天然气水合物具有很高的资源价值,众多国家正在开展相关研究与勘探,试采设备和技术取得了一定的发展,但离商业化开采还有很多关键技术问题需要解决。提出一种新型海域天然气水合物开采装置——吸力筒式开采装置及方法,主要包括开采筒、沉贯水泵和气液举升系统等,其整体由钢结构组合而成,依靠吸力和重力作用进入储层,然后进行降压开采,待作业结束后可回收重复使用。参照我国南海神狐海域地质,从理论上分析了新装置两个不同形态的贯入原理,并通过CMG STARS模拟研究新型开采方法的产能提升情况,由于吸力筒式开采装置能实现更大降压幅度并且扩大水合物分解面积,故产气效率相对于传统方法提高约2.46~11.69倍。吸力筒式开采装置具有结构强度高、开采半径大和施工简便等特点,有望做到“提产降本”,为实现海域天然气水合物商业化开采提供一条新思路。     

水合物直井与水平井产气效果分析——以神狐海域SH2站位为例

以现有的南海神狐海域SH2钻孔资料为基础,建立起了与试采站位类似的"水合物层—游离气层"成藏模型,利用TOUGH+Hydrate数值模拟软件,对开采井内产气的来源问题做出了定量解释;分别使用直井和水平井降压开采方式,对"水合物层—游离气层"的储层进行了产气效率、储层开采程度方面的比较。结果表明:1)对研究工况,使用直井降压开采时,前100 d内井内气体有16%是直接来源于下部游离气层,且仍有很大部分游离气是向上迁移至水合物层中后产出,最终游离气层的贡献可达40%左右; 2)直井开采易生成二次水合物,而使用水平井开采时,游离气的向上迁移会带动更深层热液的向上运动,能在很大程度上提高水合物分解速率,并能够防止二次水合物的形成; 3)对研究工况中的"水合物层—游离气层"储层进行长期开采时,水平井降压开采更具应用前景。     

海洋天然气水合物开采方法及产量分析

海洋天然气水合物的巨大储量刺激了世界各国能源部门努力研究如何从天然气水合物储层生产天然气。根据水合物形成的条件，只有当水合物处在其相平衡条件以外，水合物才能分解。因此，水合物的开采方法只能为热熔法、抑制剂刺激法、减压法和地面分解法。为了对天然气水合物储层中气体的生产有个定量的评估，本文以水合物开采井为例，运用数学方法推导了水合物井中气体的产生量。结果表明，在天然气水合物储层中，天然气释放量是井内水合物分解温度、压力及水合物层气体渗透性的敏感函数。该函数可以用于天然气水合物井气体开采量的计算及对水合物储层可开采性评价。     

天然气水合物储层反演及饱和度预测

沉积物含天然气水合物后通常会引起速度的增加,与周围地层形成较大的波阻抗差异,利用地震波阻抗反演技术可识别出这种差异,从而预测天然气水合物的分布。测井资料具有较高的纵向分辨率,而地震资料横向分辨率较高,通过井震联合反演可获得天然气水合物准确的空间展布形态。利用井震联合反演技术对南海北部神狐海域天然气水合物储层进行了精细刻画,研究表明,该矿区天然气水合物储层表现为高波阻抗特征,其值域范围为3 450～4 500m/s·g/cm3,同时根据有效介质模型建立了岩石物理量版,预测了天然气水合物储层的孔隙度和饱和度数据,预测结果与测井解释结果吻合度较高,为天然气水合物的资源评价提供了比较准确的物性数据。     

沉积物中天然气水合物合成及开采模拟实验研究

基于自行研发的天然气水合物模拟开采实验装置,进行了电加热法和减压法2种开采技术的实验研究.实验材料采用粒径为0.18～0.25 mm的自然砂,0.03%的十二烷基硫酸钠(SDS)水溶液和高纯甲烷,每次实验都分为水合物合成和开采两个阶段.实验结果表明:水合物首先在沉积物体系上层与外侧生成,然后在体系内部逐渐生成.在电加热法开采过程中,可分为初始分解、沉积物体系升温、大量分解3个阶段,加热点的位置、热量传递方向和速率决定着沉积物中水合物的分解位置和速率,该方法能量利用率较低.在减压法开采过程中,水合物分解速度先快后慢,设置的分解压力越低,分解速度越快.