南海荔湾区域水合物水平井降压开采模拟研究

孙嘉鑫，赵洪宝,2，曹鑫鑫，毛佩筱

(1.中国地质大学(武汉)工程学院，武汉 430074；2.中建八局轨道交通建设有限公司，南京 210033)

天然气水合物(nature gas hydrate, NGH)是气体分子和水分子在高压、低温条件下形成的一种笼形结晶化合物，其外形如冰雪状，通常呈白色，遇火即可燃烧，又称可燃冰[1]。天然气水合物已被证实大量赋存于冻土地带和浅海地层[2]，而全球约99%的天然气水合物都赋存在海域，资源储量十分巨大[3]。研究表明，全球天然气水合物藏中赋存的总碳含量为1016～1018m3[4]，远超出当前已发现传统化石能源(石油、天然气和煤)的总碳含量[5-7]，大概是其有机碳总量的2倍。现场调查表明，天然气水合物储层厚度一般为30～100 m，分布面积可达1015km2，单个海域水合物的储量就可高达1014m3，可见其储层规模之大，这是其他常规天然气气藏无法比拟的[8]。此外，天然气水合物的能量密度极高，在标准状况(101.325 kPa、0 ℃)下，1 m3的天然气水合物分解可释放出约164 m3的甲烷气体[9]。因而，水合物是未来最具开发前景的地质新能源之一。

实现对天然气水合物资源的高效开发，首先就是要选择合适的开采目标区。而数值模拟作为一种非常重要的预测手段，能够为调查选址阶段的靶区选择、开采准备阶段的方案设计和后续实施阶段的风险防控提供重要的理论依据[10]。此外，通过与现场实测数据之间的对比和校正，能够直观揭示和推测储层中的水合物分解情况[11-15]。对此，中外研究学者前期已经进行了大量积极有益的探索[16-20]，并在传统开采设计(如直井定压开采等)的基础上又进行了进一步地拓展和优化[21]。李淑霞等[22]对2017年中国神狐海域水合物试采数据进行了拟合。同时，研究了降压规程对水合藏开采动态的影响，发现井底降压幅度和速率越大，驱动水合物分解相变的压差也就越大，水合物分解产气越快，因而建议该处水合物藏降压开采幅度应在初始地层孔隙压力的一半以上，并在确保开采安全的基础上，宜选择较快的降压速率。Zhang等[23]模拟研究低渗水合物储层中大直径高渗透性垂直井眼降压开采潜力时发现，该方案能够显著提高降压效率，但开采产能距离商业开发仍有一定距离。Yin等[24]则基于室内实验研究了垂直井眼的形状和完井位置对水合物开采行为的影响，并获得了提高产能和采收率的最优井眼设计和完井位置。但考虑尺寸效应，实验方案下的最优设计方案能否直接应用于现场开采实践仍需进一步论证。黄鑫等[25]则基于水合物固态流化开采方案，建立了考虑水合物热分解的井筒多相流模型并分析了钻井参数对工程安全的影响，给出了确保固态流化开采时的安全排量、地温梯度、钻井液密度、钻进速率等具体工程参数，为中国南海固态流化开采天然气水合物提供了理论指导和技术支持。冯景春等[26]通过垂直井和水平井进行三维降压开采模拟实验发现，水平井降压开采时的平均产气速率是垂直井的1.48倍。由于水平井能够显著增大储层裸露面积，故而开采更具经济效益和商业前景，这在数值模拟研究中同样得到了证实[27]。

室内水合物研究及数值模拟经过数十年的发展，为天然气水合物试采提供了充足的理论依据。苏联、加拿大、美国等国家先后在冻土区开展了水合物试采，为海域天然气水合物试采提供了宝贵的经验并证实了降压法开采的优势[28]。日本分别于2013、2017年在日本南海海槽采用降压法进行了海底天然气水合物试采，标志着海域天然气水合物由实验模拟走向野外试采[29]。2017年，中国同样在南海神狐海域利用直井开采方案进行了第一次探索性试采，并取得了圆满成功[30]。2020年，中国南海第二轮海域试采采用了水平井开采技术取得了巨大成功，实践证明水平井开采方案是一个极具潜力的增产方式。通过调研中外研究现状可知，针对中国海域水合物储层，前期模拟预测和开采试验主要聚焦在中国南海神狐海域[26]，而针对目前发现有大量水合物赋存的荔湾区域却鲜有报道。由于中国南海荔湾区域的水合物储层与神狐海域存在较大差异，故而急需加强该区域水合物开采潜力评价，尤其是利用水平井降压开采方案，这对于扩大中国南海水合物开采靶区的候选范围以及方案优化设计等都具有非常重要的研究意义。

基于此，依据中国南海荔湾区域水合物储层地质资料，利用TOUGH+HYDRATE软件构建水平井降压开采预测模型，分析该处储层降压开采潜力，揭示水平井开采方案下的产气和产水规律以及储层物性演化特征。并在此基础上，进一步讨论储层渗透率对开采响应行为的影响，旨在为中国南海荔湾区域水合物藏开采潜力评价和提产增效提供理论依据和工程指导。

1 数值模型的建立

1.1 研究区域背景概况

荔湾3区域水合物藏位于南海北部珠江口盆地，天然气水合物主要分布在4个峡谷中(图1)。目标区域水深为1 162.4～1 390.8 m，海底温度为3～4.2 ℃，根据中海油的勘查结果显示，LW3-H4-2储层的甲烷储量约为51.24×108m3[16]，资源开采潜力巨大。

LW3表示荔湾3区

2017年的最新调查数据显示，LW3-H4-2站位的水深为1 309 m，由三层交替的水合物层和两个泥层组成厚度为83 m的水合物储层，第一层水合物在海底以下118～140 m(第一层水合物层层厚为22 m)，第二层水合物分布在海底以下148.5～157 m(第二层水合物层层厚为8.5 m)，第三层水合物主要位于海底以下167.5～201 m(第三层水合物层层厚为33.5 m)。根据钻探取出的样品分析可知，沉积物主要是由黏土和粉砂组成。

1.2 数值模型的建立

根据已有地质资料，采用笛卡尔坐标系，利用劳伦斯伯克利国家实验室开发的水合物数值分析软件TOUGH+HYDRATE建立了水平井降压开采预测模型。该软件能够用于海洋和冻土地区天然气水合物藏的开采模拟，模型包括水合物形成和分解的平衡和动力学两种模式，考虑四相(气、液、冰、水合物)、四组分(水合物、水、甲烷、盐等水溶性抑制剂)，各组分存在于各相中[31]。考虑到模型对称性，所建模型为实际储层长度的1/2，即145 m，厚度为269 m，水平井身长度假设为500 m，井径为0.1 m，井底开采压力为3.015 MPa(即开采压差约为12 MPa)，水平井井眼布设在第三层水合物的中间。在实际模拟中，为加快计算速率，采用单位长度作为模拟研究对象，沉积物孔隙度为0.48，地层渗透率取2×10-16m2(即0.2 mD)，3个水合物层饱和度取值均为0.32，假设水合物层的气体为100%CH4，地温梯度为0.045 K/m，盐度为3.05%。TOUGH+HYDRATE模拟软件中所需参数如表1所示。

表1 LW3-H4-2站位水合物储层物性参数

模拟时将水合物储层离散为112×197=22 064个网格，其中21 840个网格为活跃网格，其余为上下边界处的非活跃网格，对应于模拟体系下的恒定压力和温度边界条件。由于井眼附近热流变化和相变过程较为剧烈，所以沿水平方向对井眼附近进行了网格加密，网格大小由0.1 m逐渐增加到了10 m。垂直方向同样采用非均匀网格划分，对3个不同深度位置处的水合物层进行了精细网格划分，而上盖层和下伏层等则采用了较粗的网格划分，但前期研究表明，这样的划分方式能够满足模拟精度要求。由于采用水合物平衡分解模式，故而每个网格同时求解4个方程，也就是说共有87 360个耦合方程进行同时求解。

根据表1中给出的水合物储层底部(即水合物储层最下部)初始压力和温度，结合地温梯度和海水密度，利用TOUGH+HYDRATE模拟软件的自平衡功能可计算得到整个模拟体系的初始压力、温度以及水合物和气体饱和度分布情况，具体初始化结果如图2所示。

x为距离井眼水平方向的长度；z为地层垂直方向的深度

1.3 模拟结果与分析

1.3.1 水合物开采产气与产水情况

图3描述了水平井长度为500 m时的井下开采产气与产水情况。由于采用恒压开采方式(即井底压力设定为3.015 MPa)，所以开采初期井眼和储层之间的压力梯度非常高(开采压差约为12 MPa)，造成井周水合物剧烈分解，使得瞬时产气速率最高可达3 200 m3/d，随后迅速下降至约400 m3/d，但此后产气速率下降幅度明显减缓，产气速率基本稳定在300～400 m3/d，这距离当前海域天然气商业性开发标准还有很大的距离[图3(a)]。出现上述现象的可能原因是随着井眼压降向四周地层传递，井筒与储层间的压力梯度会逐渐减小，加之初始井周水合物剧烈分解释放出甲烷气体也会在一定程度上削弱储层中的降压开采效果，因而出现快速下降趋势。此外，由于水合物储层的初始渗透率较低，仅为0.2 mD，使得开采后期压降进一步向储层深部传递较为困难，故而产气速率相对较低。与之相对应，在开采初期，井下累计甲烷开采量会急剧增加，但随着井下产气速率逐渐放缓并趋于稳定时，相应的累计甲烷开采量增速也会渐渐放缓。在5年的模拟开采周期内，甲烷开采预测量约为7.5×105m3，远低于中国南海神狐海域两次试采结果[图3(a)]。同理，在开采初期，瞬时产水速率可达4.3×105kg/d，随后产水速率同样会急剧下降，基本稳定在约4.0×104kg/d。根据模拟结果可以看出，在整个5年模拟开采周期内，累计产水量约为6.2×107kg，累计产水量的增量相对稳定[图3(b)]。[图3(c)]绘制出了整个模拟周期内的气水产出比(即累计产气量/累计产水量)演化趋势图。不难看出，早期降压开采时的气水产出比会显著增至峰值34。随着开采地持续进行，后期产气速率与产水速率均会急剧下降并趋于稳定，故而气水产出比基本稳定在13～17。

QP为产气速率；VTP为累计产气量；QW为产水速率；VTW为累计产水量；RGW为气水产出比

1.3.2 储层物性参数演化特征

(1)储层孔隙压力和温度。图4和图5分别描述了模拟开采5年周期内，储层孔隙压力和温度的空间分布及演化情况。随着开采时间的增加，压降逐渐向外传递，井周降压范围会不断增大。如图所示，发生显著压力扰动的区域主要位于井周约50 m范围内，这主要是由于地层的低渗透性使得水合物分解产生的自由水以及原生地层水难以及时排出，从而在很大程度上限制了压降向深部地层扩展。此外，水合物分解产生自由气也会在一定程度上抑制压力降低。不难看出，上覆层和下伏层中的孔隙压力变化并不明显，压力变化趋势主要是以水平井眼为圆心逐渐向四周扩散。随着压降不断传递，井周水合物分解吸热会使得井眼附近的温度明显低于其他区域，且随着开采时间的增加，低温区域面积持续扩大。根据模拟结果，温度变化范围相对较小，主要分布在水平井眼所在的第三层水合物层中，换句话来说，水合物分解也主要位于最下部的水合物层中。

x为距离井眼水平方向的长度；z为地层垂直方向的深度；t为时间，下同

图5 储层温度空间分布及演化图

(2)水合物和气体饱和度。图6、图7分别描述了水平井降压开采模拟周期内，储层中的水合物分解和游离气空间分布及演化情况。由于压力是驱动水合物分解的主控因素，因此水合物分解主要发生在井周压力显著改变的区域。如图所示，水合物分解是以井眼为圆心，缓慢向外移动的过程，最终在井周形成了一个半径约为5 m的圆(由于模型对称性，此处呈现为半圆)。但在5年的开采周期内，这样的分解范围十分有限，很难提高产能，这也就解释了为什么上述产气速率较低。此外，随着开采地持续进行，在分解前缘面附近可以观察到有少量的二次水合物生成(图6)。推测其原因是：水合物分解吸热同时稀释了井周盐度，加之储层渗透率较低，不利于压力降低，从而使得分解前缘区域具备了形成二次水合物的条件。从图7也可以发现，分解释放的气体主要聚集在水合物完全分解的区域，且距离井眼越近，气体饱和度越高，这主要是由于开采压差驱动形成的压力梯度造成的，使得分解前缘面处的气体不断向井眼方位运移和聚集。

图6 水合物饱和度空间分布及演化图

图7 气体饱和度分布演化图

2 储层渗透率对降压开采的影响

前期研究表明，储层渗透率是影响水合物开采产能最为关键的因素[32]。加之，已有现场调查结果表明，中国南海水合物分布区的储层渗透率主要介于0.1～100 mD[33]。因此，利用水平井降压开采方案进行储层渗透率敏感性分析十分必要。对比分析了3种不同地层渗透率(0.2、2、20 mD)条件下的开采行为，旨在为后续不同渗透性储层水平井开采方案提供一定的参考。

2.1 开采潜能

图8描述了在其他模型参数取值相同时，水合物储层渗透率(0.2、2、20 mD)依次增大时的产气变化规律。如图8所示，随着储层渗透率增大，降压开采效果优势越明显，所以井下产气速率也会逐渐提高。而且储层渗透率越高，增产效果越明显。具体而言，当储层渗透率为0.2 mD时，其长期开采产气速率基本稳定在300～400 m3/d；一旦储层渗透率增大至20 mD时，产气速率会显著提升并长期维持在1.2×104～1.5×104m3/d。但在开采约380 d时，产气速率会出现一定幅度下降，随后基本稳定在5 000～7 000 m3/d，在5年开采周期内可累计产气约2.5×107m3，这是储层渗透率为0.2 mD时累计产气量的33.6倍。之所以出现产气速率下降的可能原因是，储层渗透率提高之后，相同降压开采条件下的水合物分解范围显著扩大，使得高渗储层中的分解前缘面能够突破最下部水合物储层的上下边界，造成外部流体加速进入最下部储层中，从而在一定程度上削弱了降压效果，造成产气速率有所下降。尽管储层渗透率从0.2 mD增大至2 mD时，井下开采产气速率也会有所增大，但增产效果却较为有限。这也就说明，在像中国南海这些泥质粉砂型水合物储层中，只有当储层渗透率相对较高时(如20 mD或以上时)，采用水平井降压开采方案才更具优势。由图9可以得出，随着储层渗透率增加，流体更易发生运移，井下产水速率也会逐渐增大；同样，储层渗透率提高幅度越大，产水速率增加越明显。当储层渗透率为20 mD时，长期开采条件下的产水速率主要介于5.0×106～6.0×106kg/d，远高于其他两种情况。此外，在开采380 d的时候，同样可以看到产水速率曲线有轻微地增加，这也证实了上述推测，即井眼上下水合物均已完全分解，外部自由水更易进入最下部水合物层，导致产气速率发生下降，产水速率有所提升。而由于地层渗透率提高之后，产水量增加程度更明显，且远高于产气量的增加值，所以造成随着储层渗透率的增加，气水产出比反而会逐渐减小的情形(图10)。

图8 不同储层渗透率下的开采产气情况

图9 不同储层渗透率下的产水情况

图10 不同储层渗透率下的气水产出比

2.2 储层物性参数演化特征

2.2.1 储层孔隙压力和温度

图11对比了模拟开采5年时，3种不同储层渗透率(0.2、2、20 mD)条件下的孔隙压力分布情况。如图11所示，随着地层渗透率逐渐增加，井周降压影响范围会逐渐扩大。储层渗透率越高，井周显著压降区域越明显，从而造成上述高渗地层产气速率显著增大。由于水合物分解吸热，井筒周围的等温线也会随着地层渗透率增加时的对流传热加剧而发生不同程度的移动。当储层渗透率提高至20 mD时，在井眼下部观察到明显的高温分布区。这是由于地层渗透率提高之后，促进了水合物分解，待下部水合物完全分解之后，下伏层中的高温流体逐渐流入水合物层导致的。此外，上部第一层和第二层中的水合物受益于降压效果的提高，同样会发生不同程度的分解，从而使得井筒周围发生局部地温梯度逆转，这在相对高渗地层中尤为明显(图12)。

图11 不同储层渗透率条件下开采5年时的储层孔隙压力分布情况

图12 不同储层渗透率条件下开采5年时的储层温度分布情况

2.2.2 水合物和气体饱和度

图13描述了不同渗透率条件下的水合物分解情况。当渗透率仅为0.2 mD时，最下部水合物层中，仅有井周少量水合物发生了分解；当渗透率增大至2 mD时可以发现，最下部水合物层井眼周围分解区域明显增加，且上下边界和中间水合物层的上半部分同样都发生了明显分解；而当渗透率进一步增大至20 mD时，不仅最下部的水合物层分解区域显著扩大，而且上部第一层和第二层水合物的上半部分都发生了较大程度的分解。出现这样的现象，主要是由于储层渗透率提高之后，地层中的传热传质加剧，从而加速了水合物分解。图14描述了不同渗透率条件下，储层中的气体饱和度分布情况。不难看出，当储层渗透率为20 mD时，井筒下部水合物大量分解，使得分解前缘面沿着第三层水合物下边界向地层深处推进，产气情况也随之发生变化。而对于渗透性相对较低的储层而言，游离气主要分布在井周水合物已经完全分解的区域。

图13 不同渗透率条件下开采5年时的水合物饱和度分布情况

图14 不同渗透率条件下开采5年时的气体饱和度分布情况

3 结论

根据中国南海荔湾区域地质资料，利用TOUGH+HYDRATE软件建立了该区域水合物水平井降压开采数值模型，分析了储层中的热-流耦合过程并预测了其开采潜力。在此基础上，详细讨论了储层渗透率对水合物开采响应行为的影响，得出以下主要结论。

(1)采用定压开采方案(井底压力设定为3.015 MPa)会造成初期井周水合物剧烈分解，使得水合物分解产气和井下产水速率同时达到峰值，但持续时间较短，后续可采用逐步降压方案进一步开展研究。储层物性演化结果表明，低渗透性不利于压降向四周地层扩散，而水合物分解造成的温度降低和甲烷气体聚集，极易在水合物分解前缘面附近形成二次水合物，使得产气速率持续下降。因此，在这样的低渗透率储层中单纯采用水平井降压开采，增产效果可能并不十分理想，还需辅助一些其他的增产措施，如水力割缝、热量输入等。

(2)随着储层渗透率增大，开采产气速率会急剧提高，但也会伴随着产水速率的持续增大，从而造成气水产出比减小。对于像中国南海这样的泥质粉砂型水合物储层，只有渗透率相对较高时(即数10 mD以上时)，采用水平井降压开采才更具优势。因为储层渗透率提高扩大了降压影响范围，加速了井周水合物分解，有助于分解前缘面突破水合物层下边界，使得下部高温流体进入水合物储层补充热量，并在井筒下部出现明显的高温分布区。此外，水合物分解范围也会随着渗透率提高扩大至上覆两个水合物层。因此，进行储层改造，提高渗透率，可能是扩大产能的有效手段之一。