一种注热-压裂-降压联合开采海域天然气水合物的方法

摘要

本发明公开了一种注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法，涉及天然气水合物资源开发技术领域，包括：S1、建立天然气水合物储层地质模型，并进行网格划分；S2、对地质模型的渗流场、温度场和化学场进行分析，构建质量守恒方程、能量守恒方程、天然气水合物分解动力学方程和天然气水合物生成动力学方程，建立三场耦合开发天然气水合物的数值模拟模型，对开采效果进行预测分析；还包括对注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法进行数值模拟研究和影响因素分析。本发明为注热‑压裂‑降压开采海域天然气水合物储层提供了理论依据；还分析了不同生产因素对产气量的影响和规律，为海域水合物储层开采提供参考价值。

权利要求

1.一种注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法，其特征在于，包括如下步骤：S1、建立天然气水合物储层地质模型，并进行网格划分，在水力裂缝区域进行网格加密；

S2、对地质模型的渗流场、温度场和化学场进行分析，构建质量守恒方程、能量守恒方程、天然气水合物分解动力学方程和天然气水合物生成动力学方程，建立三场耦合开发天然气水合物的数值模拟模型，利用数值模拟方法对注热‑压裂‑降压联合开采效果进行预测分析；

还包括对注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法进行数值模拟研究和影响因素分析；所述影响因素包括注入速度和无因次裂缝导流能力；

步骤S2中，所述质量守恒方程为：其中，k为组分标识，本方程中表示为g、w、h，下标g、w、h分别代表甲烷、水和水合物；M表

3 2

示为各组分的质量累积项，kg/m；F为组分k的质量通量，kg/(m·s)；q代表源汇项；

甲烷的质量守恒方程为：

水的质量守恒方程为：

水合物的质量守恒方程为：

3

其中，v为流速，m/s； 为水合分解或生成引起的质量变化，kg/(m·s)；ρ为密度，kg/

3 3 3

m；S为相饱和度；为固有孔隙度；qg为井的产气率，m/s；qw为井的产水率，m/s；

步骤S2中，所述能量守恒方程为：3

其中，v为流速，m/s；ρ为密度，kg/m ；S为相饱和度；H为各相的焓，下标s、h、g和w表示岩3

石骨架、水合物、气体和水，J/mole；qh为水合物分解或生成需要的热量，J/(m·s)；

基于体积平均的方法描述热传导方程为：λc＝λs(1‑φ)+φ(λhHh+λgHg+λwHw)其中，φ为孔隙度，λ为热传导率，其中，λc为沉积物的有效热传导率，为岩石热传导率，J/(m·s·K)；

步骤S2中，基于Kim‑Bishnoi模型，天然气水合物分解动力学方程为：

3 2

其中， 为水合物浓度，gmole/m ；kd为水合物分解速率常数，gmole/(day·kPa·m)；

2 3

Ad为单位体积水合物表面积，m/m；pe为平衡压力，kPa；pg为气相压力，kPa；

水合物分解速率常数kd为：

2

其中， 为水合物分解反应频率因子，gmole/(day·kPa·m)；R为气体常数，J/(mole·K)；E为活化能，J/mole；

单位体积水合物表面积Ad为：

天然气水合物分解动力学方程表示为：其中，K(p,T)为一定压力和温度下的水合物平衡值；R为气体常数，J/(mole·K)；AHS为

2 3

水合物颗粒的比表面积，m/m ；S为相饱和度，下标g、w和h分别代表气体、水和水合物；λd为

3 ‑1 3

水合物分解速率常数，(gmole/m) /kPa；ρ为密度，kg/m；

步骤S2中，天然气水合物生成动力学方程为：

3 2

其中， 为水合物浓度，gmole/m ；kf为水合物生成速率常数，gmole/(day·kPa·m)；

2 3

Af为单位体积水合物表面积，m/m；pe为平衡压力，kPa；pg为气相压力，kPa；

生成速率常数kf定义为：

2

其中， 为水合物生成反应频率因子，gmole/(day·kPa·m)；

单位体积水合物表面积Af为：

天然气水合物生成动力学方程表示为：对注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法进行数值模拟研究和影响因素分析的步骤，包括：采用五点井网法，即生产井位于水合物层中心，四口注水井分布在水合物层四个角处，裂缝区域位于生产井两侧，整体x和y方向为0.001m×100m，z方向贯穿整个水合物层；

3

注水井中水的注入温度为50℃、注入速度为200m/day，通过注热‑压裂‑降压联合开采水合物；

将水力压裂技术应用于低渗透的水合物储层，在井筒附近形成具有高导流能力的流动通道，用于解决降压法开采时压降剖面移动困难以及热刺激法开采中注入井井筒附近区域注入热流导致流动堵塞而憋压的问题。

说明书

一种注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法

技术领域

[0001] 本发明涉及天然气水合物资源开发技术领域，尤其涉及一种注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法。

背景技术

[0002] 由于社会的发展和人口日益增多，人们对能源的需求每年都在增加，天然气水合物作为一种具有巨大开发潜力的能源资源，受到了世界各国政府、能源企业和相关科研院所的广泛重视。中国、美国、日本、韩国、印度、欧盟等国家或地区相继设立了水合物发展计划和有关科研项目，以资助开展水合物的相关研究，包括基础物性、水合物含油气系统理论、地质勘探、原地资源量评估、开采方法、水合物分布区潜在地质灾害等研究工作，并在科学理论、技术开发、装备研发、工程建设环境影响评价等多个方面取得了突破性成果。

[0003] 天然气水合物矿藏一般分布在陆地的永久冻土区、海洋中的大陆架和湖泊的沉积物中。目前常见的几种开采方式绝大部分是通过改变天然气水合物的相态平衡来达到开采的目的，主要包括以下几种方法：（1）降压；（2）热刺激；（3）注抑制剂；（4）二氧化碳置换；（5）固体流化开采。降压法由于其经济高效，是目前被认为最可行的水合物藏开采方法。截止目前，全球范围内已有多个国家进行了多次现场水合物试采，我国是唯一同时成功实施海域和陆域试采，且首次实现泥质粉砂型水合物储层试采的国家。尽管全球已有多次水合物试采经验，但是要实现水合物长期、安全和高效商业化开发利用的目标仍存在诸多挑战。

[0004] 据自然资源部预测，我国海域天然气水合物资源量约800亿吨油当量，是我国重要战略接替能源之一，其高效开发对我国建设海洋强国、保障国家能源安全意义重大。与其他国家砂岩型储集层不同，我国南海天然气水合物储层以泥质细粉砂为主，具有未成岩、渗透率低、胶结性差等特点，开采难度更大。试采单井日产气量低，稳产时间短，仅仅依靠传统的降压法无法达到商业化开采的经济门槛，必须探索新型增产模式，调控储层渗流能力，达到提高单井产量的目的。单一降压或热刺激方法往往无法达到产气需求，使用组合方法具有较好的经济可行性。

发明内容

[0005] 为解决上述技术问题，本发明公开了一种注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法。本发明基于天然气水合物三场耦合数值模拟方法，建立注热‑压裂‑降压联合开采模型，采用五点井网方法对海域水合物储层进行开发，分析单降压生产、降压‑注热联合开采、注热‑压裂‑降压联合开采等方案的产气量以及产气速率，对比三种方案的优劣性以及可行性；同时，分析不同生产因素对产气量的影响和规律。

[0006] 为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：

[0007] 一种注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法，包括如下步骤：

[0008] S1、基于海域低渗透天然气水合物储层的钻井、测井、地震资料，建立天然气水合物储层地质模型，并进行网格划分，水力裂缝附近区域进行网格加密处理；

[0009] S2、对地质模型的渗流场、温度场和化学场进行分析，构建质量守恒方程、能量守恒方程、天然气水合物分解动力学方程和天然气水合物生成动力学方程，建立三场耦合开发天然气水合物的数值模拟模型。

[0010] 可选地，还包括对注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法进行数值模拟研究和影响因素分析，明确不同生产因素对产能的影响，分析降压生产、降压‑注热联合开采、注热‑压裂‑降压联合开采三种模式的增产效果。

[0011] 可选地，步骤S2中，水合物反应过程遵守质量守恒定律，所述质量守恒方程为：

[0012]

[0013] 其中，k为组分标识，本方程中表示为g、w、h，下标g、w、h分别代表甲烷、水和水合3 2
物；M表示为各组分的质量累积项，kg/m；F为组分k的质量通量，kg/(m·s)；q代表源汇项；

[0014] 甲烷的质量守恒方程为：

[0015]

[0016] 水的质量守恒方程为：

[0017]

[0018] 水合物的质量守恒方程为：

[0019]3

[0020] 其中， 为流速，m/s； 为水合分解或生成引起的质量变化，kg/(m·s)； 为3 3
密度，kg/m ；S为相饱和度； 为固有孔隙度； 为井的产气率，m /s； 为井的产水率，
3
m/s。

[0021] 可选地，步骤S2中，所述能量守恒方程为：

[0022]3

[0023] 其中， 为流速，m/s； 为密度，kg/m ； 为相饱和度； 为各相的焓，下标s、h、g和w表示岩石骨架、水合物、气体和水，J/mole； 为水合物分解或生成需要的热量，J/3
(m·s)；

[0024] 基于体积平均的方法描述热传导方程为：

[0025]

[0026] 其中， 为孔隙度， 为热传导率，其中， 为沉积物的有效热传导率， 为岩石热传导率，J/(m·s·K)。

[0027] 水合物的生成与分解为甲烷与水的可逆反应，水合物分解和生成的过程为：

[0028]

[0029] 可选地，步骤S2中，基于Kim‑Bishnoi模型，天然气水合物分解动力学方程为：

[0030]3

[0031] 其中， 为水合物浓度，gmole/m ； 为水合物分解速率常数，gmole/(day·2 2 3
kPa·m)； 为单位体积水合物表面积，m/m； 为平衡压力，kPa； 为气相压力，kPa；

[0032] 水合物分解速率常数 为：

[0033]

[0034] 其中， 为水合物分解反应频率因子，gmole/(day·kPa·m2)； 为气体常数，J/(mole·K)； 为活化能，J/mole；

[0035] 单位体积水合物表面积 为：

[0036]

[0037]

[0038] 天然气水合物分解动力学方程表示为：

[0039]

[0040] 其中， 为一定压力和温度下的水合物平衡值； 为气体常数，J/(mole·2 3
K)； 为水合物颗粒的比表面积，m/m ； 为相饱和度，下标g、w和h分别代表气体、水和
3
水合物； 为水合物分解速率常数， ； 为密度，kg/m。

[0041] 可选地，步骤S2中，天然气水合物生成动力学方程为：

[0042]3

[0043] 其中， 为水合物浓度，gmole/m ； 为水合物生成速率常数，gmole/(day·2 2 3
kPa·m)； 为单位体积水合物表面积，m/m ； 为平衡压力，kPa； 为气相压力，kPa；

[0044] 生成速率常数 定义为：

[0045]

[0046] 其中， 为水合物生成反应频率因子，gmole/(day·kPa·m2)；

[0047] 单位体积水合物表面积 为：

[0048]

[0049]

[0050] 天然气水合物生成动力学方程表示为：。

[0051] 可选地，对注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法进行数值模拟研究和影响因素分析的步骤，包括：采用五点井网法，水合物储层分为上、下盖层和水合物层，生产井位于水合物层中心，四口注水井分布在水合物层四个角处，裂缝区域位于生产井两侧，整体x和y方向为0.001 m×100 m，z方向贯穿整个水合物层。

[0052] 可选地，注水井中水的注入温度为50℃、注入速度为200m3/day。

[0053] 本发明的有益效果是，

[0054] 本发明构建了注热‑压裂‑降压联合开采数值模拟模型，对比分析了单降压生产、降压‑注热联合开采、注热‑压裂‑降压联合开采等方案的可行性，为注热‑压裂‑降压开采海域天然气水合物储层提供了理论依据，具有很好的应用价值；还分析了不同生产因素对产气量的影响和规律，进一步优化开采方案，为海域水合物储层开采提供参考价值。

附图说明

[0055] 图1是本发明提供的注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法流程图；

[0056] 图2是本发明实施例中注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物储层的地质模型示意图；

[0057] 图3是本发明实施例中采用不同增产方式开采水合物储层的产气曲线，其中，实线表示日产气量，虚线表示累产气量；

[0058] 图4是本发明实施例中海域天然气水合物储层不同注入速度的产气曲线，其中，实线表示日产气量，虚线表示累产气量；

[0059] 图5是本发明实施例中海域天然气水合物储层不同注入速度的产水曲线，其中，实线表示气水比，虚线表示累产水量；

[0060] 图6是本发明实施例中海域天然气水合物储层不同无因次裂缝导流能力的产气曲线，其中，实线表示日产气量，虚线表示累产气量；

[0061] 图7是本发明实施例中海域天然气水合物储层不同无因次裂缝导流能力的产水曲线，其中，实线表示气水比，虚线表示累产水量。

具体实施方式

[0062] 下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

[0063] 一种注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法，如图1所示，包括如下步骤：

[0064] S1、基于海域低渗透天然气水合物储层的钻井、测井、地震资料，建立天然气水合物储层地质模型，并进行网格划分；

[0065] S2、对地质模型的渗流场、温度场和化学场进行分析，构建质量守恒方程、能量守恒方程、天然气水合物分解动力学方程和天然气水合物生成动力学方程，建立三场耦合开发天然气水合物的数值模拟模型；

[0066] 水合物反应过程遵守质量守恒定律，所述质量守恒方程为：

[0067]

[0068] 其中，k为组分标识，本方程中表示为g、w、h，下标g、w、h分别代表甲烷、水和水合3 2
物；M表示为各组分的质量累积项，kg/m；F为组分k的质量通量，kg/(m·s)；q代表源汇项；

[0069] 甲烷的质量守恒方程为：

[0070]

[0071] 水的质量守恒方程为：

[0072]

[0073] 水合物的质量守恒方程为：

[0074]3

[0075] 其中， 为流速，m/s； 为水合分解或生成引起的质量变化，kg/(m·s)； 为3 3
密度，kg/m ；S为相饱和度； 为固有孔隙度； 为井的产气率，m /s； 为井的产水率，
3
m/s；

[0076] 所述能量守恒方程为：

[0077]3

[0078] 其中， 为流速，m/s； 为密度，kg/m ； 为相饱和度； 为各相的焓，下标s、h、g和w表示岩石骨架、水合物、气体和水，J/mole； 为水合物分解或生成需要的热量，J/3
(m·s)；

[0079] 基于体积平均的方法描述热传导方程为：

[0080]

[0081] 其中， 为孔隙度， 为热传导率，其中， 为沉积物的有效热传导率， 为岩石热传导率，J/(m·s·K)；

[0082] 水合物的生成与分解为甲烷与水的可逆反应，水合物分解和生成的过程为：

[0083]

[0084] 基于Kim‑Bishnoi模型，天然气水合物分解动力学方程为：

[0085]

[0086] 其中， 为水合物浓度，gmole/m3； 为水合物分解速率常数，gmole/(day·2 2 3
kPa·m)； 为单位体积水合物表面积，m/m； 为平衡压力，kPa； 为气相压力，kPa；

[0087] 水合物分解速率常数 为：

[0088]

[0089] 其中， 为水合物分解反应频率因子，gmole/(day·kPa·m2)； 为气体常数，J/(mole·K)； 为活化能，J/mole；

[0090] 单位体积水合物表面积 为：

[0091]

[0092]

[0093] 天然气水合物分解动力学方程表示为：

[0094]

[0095] 其中， 为一定压力和温度下的水合物平衡值； 为气体常数，J/(mole·2 3
K)； 为水合物颗粒的比表面积，m/m ； 为相饱和度，下标g、w和h分别代表气体、水和
3
水合物； 为水合物分解速率常数， ； 为密度，kg/m；

[0096] 天然气水合物生成动力学方程为：

[0097]

[0098] 其中， 为水合物浓度，gmole/m3； 为水合物生成速率常数，gmole/(day·2 2 3
kPa·m)； 为单位体积水合物表面积，m /m ； 为平衡压力，kPa； 为气相压力，
kPa；

[0099] 生成速率常数 定义为：

[0100]

[0101] 其中， 为水合物生成反应频率因子，gmole/(day·kPa·m2)；

[0102] 单位体积水合物表面积 为：

[0103]

[0104]

[0105] 天然气水合物生成动力学方程表示为：

[0106] ；

[0107] S3、对注热‑压裂‑降压联合开采海域天然气水合物的方法进行数值模拟研究和影响因素分析，采用五点井网法，即生产井位于水合物层中心，四口注水井分布在水合物层四个角处，裂缝区域位于生产井两侧，整体x和y方向为0.001m×100m，z方向贯穿整个水合物3
层；注水井中水的注入温度为50 ℃、注入速度为200m /day，明确不同生产因素对产能的影响，分析降压生产、降压‑注热联合开采、注热‑压裂‑降压联合开采三种模式的增产效果。

[0108] 应用案例：

[0109] 1、水合物储层模型建立

[0110] 为研究注热‑压裂‑降压联合开采方法对于天然气水合物的适应性，分析注热‑压裂‑降压联合开采对气井生产动态的影响，建立如图2所示的三维地质概念模型，并依此模型开展数值模拟研究，模型属于Ⅲ类水合物藏，水合物储层分为上、下盖层和水合物层，模型长500m，宽500m，高130m，其中水合物层厚度为50m，上、下盖层分别厚40m；设置网格50×50 ×18，裂缝区域x和y方向为0.001m×100m，z方向贯穿整个水合物层，注水井位置如图2
3
所示，注入温度50 ℃、注入速度200m/day。

[0111] 2、不同增产方式对比

[0112] 包括单降压生产、降压‑注热联合开采、注热‑压裂‑降压联合开采3种情况。裂缝统一设置为长100m，垂直方向贯穿整个水合物层，无因次裂缝导流能力为10。四口注水井分别3
设置在水合物储层的四角，注水井的注水量为200m/day，注水温度为50℃。

[0113] 图3表示的是三种不同增产方式对产气的影响。降压‑注热联合开采虽然在前期产气效果不如单降压生产，但是到达产气峰值后，产气大于单降压生产。同时，注热‑压裂‑降压联合开采的产气量最高，效果最好。

[0114] 3、生产因素敏感性分析

[0115] 3.1 注入速度的影响

[0116] 分别设置注水井的注入速度为100m3/day、200m3/day、300m3/day和400m3/day，注入温度均为50℃。裂缝垂直方向贯穿整个水合物层，无因次裂缝导流能力为10，井底压力4.5MPa，即降压幅度0.67Pi，模拟生产天数为5000天。

[0117] 图4和图5为不同注入速度下的产气和产水对比曲线。可以看出，注入速度越快，生产早期的产气速度越小，后期产气速度大，但累产气越大。

[0118] 3.2 无因次裂缝导流能力的影响

[0119] 分别设置无因次裂缝导流能力为0.1、1、10，设置注水井的注入速度为200m3/day，注入温度均为50 ℃，井底压力4.5 MPa，即降压幅度0.67Pi，模拟生产天数为5000天。

[0120] 图6和图7为不同无因次裂缝导流能力影响的产气产水结果。产气随着裂缝导流能力的增加而增加，累产水变化不大，气水比在早期逐渐增高。可以明显看到，到达峰值的时间是逐步缩短的，并且峰值逐步增高。

[0121] 降压法通过将局部压力条件降至天然气水合物的相平衡曲线之下，使得水合物达到不能稳定存在的状态自动分解。由于储层中水合物的固结方式以及地质因素的影响，低渗透性会对地层中压降剖面的移动造成不利影响。在实际的低渗层开采中降压法只能影响到射孔区域的近井地带，且天然气水合物的自动分解需要外界环境提供大量热量才能持续进行，地层的低渗透性会使得下覆层的热量难以通过原本的地层孔隙及时补充到水合物层，导致水合物的降压分解难以持续，这同样也可以认为是单独的热刺激法开采无法获得较高产量的缘故。

[0122] 注热‑降压联合的开采方式相比于单独的降压或热刺激法而言，对产量能有一定的提高作用，但在无法解决地层低渗透性的前提下也无法使得产量出现明显的提高，原因在于低渗导致的流动通道狭隘甚至堵塞的缘故。水力压裂作为低渗储层改造的一种有效手段，近年来已经在页岩油气、致密油气的开发中得到了广泛且成功的应用，对于低渗储层的产量提高有很大帮助。将水力压裂技术应用于低渗透的水合物储层，在井筒附近形成具有高导流能力的流动通道可以有效解决降压法开采时压降剖面移动困难以及热刺激法开采中注入井井筒附近区域中注入热流由于流动堵塞而憋压的问题。水力压裂后的储层能达到注热降压两种方法预期的增产效果，这对优化低渗透天然气水合物藏的开发以及促进水合物商业化开采的实现都是具有一定指导意义的。

[0123] 本发明基于天然气水合物三场耦合数值模拟方法，建立注热‑压裂‑降压联合开采模型，采用五点井网方法对海域水合物储层进行开发，分析单降压生产、降压‑注热联合开采、注热‑压裂‑降压联合开采等方案的产气量以及产气速率，对比三种方案的优劣性以及可行性，同时，分析了不同生产因素对产气量的影响和规律。

[0124] 当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。