南海海域天然氣水合物降壓開采儲層蠕變對氣井產能影響

崔玉東，陸程，關子越，羅萬靜，滕柏路，孟凡璞，彭越

（1.中國地質大學（北京）能源學院，北京 100083;2.中國地質調查局油氣資源中心，北京 100083;3.中國石油新疆油田公司工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

天然氣水合物是水和天然氣在特定溫度壓力條件下形成的化合物，具有分布范圍廣、地質儲量大等特點，被認為是一種潛力巨大的新型清潔能源。因此，國內外眾多學者對天然氣水合物勘探開發(fā)等方法展開了深入研究[1-3]。2017 年，中國地質調查局在中國南海海域成功實施了首輪天然氣水合物降壓試采。雖然該次試采取得了累產氣量超過30×104m3的歷史性突破[4]，但試采過程中儲層物性、水合物相變和氣-水兩相滲流機理仍是制約水合物分解產氣的重要因素[5]。

中國已發(fā)現(xiàn)的海域天然氣水合物多屬于未固結的泥質粉砂型儲層，具有膠結性差、黏土礦物含量高和中值粒徑低等特點[6-7]。泥質粉砂型水合物儲層在降壓開采過程中會發(fā)生蠕變效應，使水合物分解區(qū)孔喉空間被壓縮，導致儲層孔隙度和滲透率降低[8]。LU 等[9]對南海海域泥質粉砂沉積物進行了不同驅替壓差下的單相水驅滲流實驗研究并利用CT 掃描觀察沉積物樣品的孔隙體積變化，研究結果表明，在單相水驅過程中，隨著泥質粉砂巖心樣品兩端滲流壓差的增大，泥質粉砂樣品巖心孔隙發(fā)生蠕變，孔隙度和滲透率逐漸減小，且該過程不可逆。CAI 等[8]基于CT 掃描技術和分形幾何理論，建立了泥質粉砂水合物儲層沉積物不同軸向應力下的蠕變滲透率模型，其模型結果表明水合物開采過程中蠕變會導致儲層滲透率下降，且不同軸向應力下，蠕變對滲透率的影響程度不同。蔡建超等[10]系統(tǒng)總結了含水合物沉積物多相滲流特性及數值模擬技術研究進展，并闡明賦存于海底松散未固結沉積物中的水合物，在開采過程中儲層極易發(fā)生結構變化從而導致物性演變，制約水合物的高效開采。ZHOU 等[11]基于CT 掃描和孔隙網絡模型研究了水合物分解過程中氣-水兩相相對滲透率變化規(guī)律。研究結果表明，受蠕變影響，水合物分解后儲層狹窄孔隙數量增加，嚴重影響氣-水兩相相對滲透率。吳能友等[12]提出蠕變現(xiàn)象客觀存在于天然氣水合物開發(fā)過程中，且降壓開采條件下的水合物相變、多相滲流和應力狀態(tài)改變等均會對儲層物性和氣井產能產生影響。綜合前人研究成果，目前針對水合物儲層蠕變的研究還處于室內實驗階段，缺少蠕變效應對水合物降壓開采氣井產能的變化規(guī)律研究。

數值模擬是揭示氣井產能變化、儲層溫壓場時空演化規(guī)律和水合物相變特征的重要技術手段之一。當前模擬天然氣水合物開發(fā)的模擬器主要包括：①Tough+Hydrate代碼[13]；②日本的MH21代碼[14]；③CMG 數值模擬軟件STARS 模塊[15]。MORIDIS等[16-17]利用Tough+Hydtate 模擬器針對不同類型天然氣水合物儲層氣井產能展開了深入研究，研究結果表明Ⅰ類水合物儲層溫度壓力條件接近水合物相平衡，微小的溫度壓力變化即可打破水合物相平衡，導致水合物快速分解，因此，被認為最具有開采潛力。SUN 等[18]利用Tough+Hydrate 模擬器，建立了考慮氣井短期生產和長期生產的天然氣水合物降壓數值模型，研究結果表明在使用降壓法長期開采天然氣水合物的過程中，定壓生產氣井日產氣存在先下降，后上升，隨后又下降的變化規(guī)律。李淑霞等[19]利用Tough+Hydrate模擬器建立了南海海域天然氣水合物開采數值模型，并綜合分析了不同開發(fā)井型和開發(fā)方式下氣井產能，研究結果表明水平井降壓法開采為天然氣水合物最佳開采方式。孫嘉鑫等[20]利用Tough+Hydrate模擬器模擬了水平井降壓法開采南海海域天然氣水合物，研究表明水合物分解受儲層滲透率影響，低滲儲層水合物有效分解范圍局限于井周。王靜麗等[21]利用Tough+Hydrate模擬器研究了羽狀多分支井分支參數對降壓法開采氣井產能的影響，研究結果表明分支長度、分支數目、分支角度和分支間距是影響分支井產能的關鍵參數。KURIHARA 等[22]利用MH21 水合物模擬代碼建立了日本海域天然氣水合物開采數值模型，對比分析了降壓、井筒加熱、熱水吞吐和熱水驅等不同開采方式下天然氣水合物產氣差異，研究結果表明在降壓-注熱聯(lián)合開采天然氣水合物能有效提高氣井產能。SUN 等[23]利用CMG 數值模擬軟件STARS 模塊建立了南海海域天然氣水合物降壓開采數值模型，研究了射孔間隔、井底流壓、井型井距等因素對氣井產能的影響，研究結果表明射孔間隔對產氣量的影響最大。

綜上所述，目前對南海海域天然氣水合物氣井產能的影響因素研究主要集中于開采方式、開發(fā)井型和相控制度，尚未厘清水合物分解和儲層蠕變共同作用對南海海域泥質粉砂型儲層氣井產能的影響規(guī)律。因此，以南海海域2017 年首輪試采礦體地質參數為基礎，結合泥質粉砂儲層單相水驅室內實驗數據，建立考慮儲層蠕變特征的水合物降壓開采數值模型，并以南海海域水合物首輪試采累產數據進行數值模擬結果歷史擬合，驗證模型的可靠性。隨后，深入探討了蠕變作用下的儲層物性、溫度場、壓力場、水合物飽和度場和氣井產能的變化規(guī)律，研究了南海海域泥質粉砂型天然氣水合物直井降壓開采儲層蠕變占主導作用時的臨界生產壓差，為后續(xù)中國海域天然氣水合物高效開發(fā)提供理論依據。

1 南海海域天然氣水合物直井降壓開采數值模型的建立

1.1 地質模型的建立

以南海海域2017年首輪試采礦體地質參數為基礎[4]，依托CMG 數值模擬軟件STARS 模塊，建立考慮儲層蠕變的Ⅰ類天然氣水合物降壓開采數值模型（圖1）。如圖1 所示，為明確降壓開采過程中井周水合物相變特征和蠕變導致的儲層溫壓場、飽和度場和孔滲參數等的變化規(guī)律，數值模型采用徑向網格。整個數值模型離散為6 545個網格，其中r方向77個，z方向85個。在模型中部部署一口垂直降壓開采井，并對井周網格采用局部網格加密處理。

圖1 南海海域天然氣水合物開采地質模型Fig.1 Geological model for developing South China Sea natural gas hydrate reservoirs

結合南海海域首輪試采井測井解釋和巖心測試結果，本次數值模擬建立的地質模型中，儲層埋深1 500 m，半徑100 m。儲層自上而下依次為上覆蓋層、水合物層A、水合物層B、氣態(tài)烴層和下伏層，其中，水合物層A 厚35 m，平均孔隙度35%，平均滲透率2.9×10-3μm2；水合物層B 厚15 m，平均孔隙度33%，平均滲透率1.5×10-3μm2；氣態(tài)烴層厚27 m，平均孔隙度32%，平均滲透率7.4×10-3μm2。水合物層A 和水合物層B 的水合物飽和度分別為35 %和31%，氣態(tài)烴飽和度為7.8%。此外，為保證水合物和蓋層的熱流交換與壓力傳播，建立地質模型中的上覆蓋層與下伏層厚度均為30 m，滲透率1.5×10-8μm2。巖石、水合物、氣和水的熱傳導系數分別為1.50×105、3.93×104、2.93×103、6.00×104J/（m·d·℃），巖石、水合物、氣和水的熱容分別為8.40×102、1.54×103、2.40×103、4.20×103J/（kg·K）。模型初始壓力15.4 MPa，初始溫度17.1 ℃，采用垂直開采井生產壓差3 MPa，水合物層和下伏氣態(tài)烴層全射孔，模擬生產5 a。

1.2 儲層物性變化的定量表征

對于南海海域天然氣水合物泥質粉砂儲層蠕變導致的孔隙度和滲透率變化，LU 等[9]選取南海海域天然氣水合物分解后的泥質粉砂沉積物，進行4組柱塞巖心在不同驅替壓力下的單一水相驅替實驗，并在最后一組實驗過程中同步進行CT 掃描，得到天然氣水合物儲層不同驅替壓強下柱塞巖心的孔滲參數（表1）。

表1 南海海域天然氣水合物沉積物孔隙度與滲透率變化參數[9]Table 1 Porosity and permeability of South China Sea natural gas hydrate sediment[9]

根據MASUDA 等[24]的研究成果，水合物儲層孔隙度與滲透率的關系為：

式中：Ke為水合物層有效滲透率，單位μm2；K0為水合物層初始滲透率，單位μm2；φe為水合物層有效孔隙度；φ0為水合物層初始孔隙度；n為滲透率變化指數。

為將LU 等人得到的實驗數據應用于CMG 數值模擬軟件STARS 模塊，結合MASUDA 等人提出的水合物儲層孔隙度與滲透率的變化關系，對表1所示實驗數據進行擬合，擬合結果如圖2 所示。由圖2 可知，式（1）中的n值為2.76。

圖2 泥質粉砂沉積物單相水驅實驗孔滲變化數據擬合結果Fig.2 Fitting result of single-phase water flooding experimental data of clayey silt sediment

對于降壓開采過程中蠕變導致的儲層有效孔隙度的變化，當不考慮蠕變時，儲層有效孔隙度與水合物飽和度間的關系可用下式表示：

式中：Sh為水合物飽和度。

由于泥質粉砂儲層蠕變過程實質是水合物降壓開采過程中儲層孔隙體積被壓縮，且隨著驅替壓差的變化，儲層孔隙體積被壓縮的程度不同[9]。對于水合物沉積物孔隙度的變化可以描述為，

式中：Cp為水合物儲層壓縮系數，單位MPa-1；?p為孔隙壓力與參考壓力的差值，單位MPa。

結合式（2）和式（3）可知，同時考慮水合物分解和儲層蠕變下的儲層孔隙度變化為：

對于下伏氣態(tài)烴層，水合物飽和度為0，因此，式（4）可改寫為：

由于隨著驅替壓差的變化，泥質粉砂儲層孔隙體積壓縮的程度不同[9]，為確定式（3）至式（5）中天然氣水合物蠕變儲層壓縮系數的具體數值，通過調整Cp的值，對比模型計算得到的60 d 累產氣量與天然氣水合物首輪試采60 d 累產氣量差異，得到天然氣水合物泥質粉砂型儲層Cp值。由試采井累產氣量擬合結果（圖3）可知，所建立的數值模型模擬60 d，累產氣量為3.12×105m3，與實際試采結果誤差0.82%。基于模擬計算結果得到海域泥質粉砂型天然氣水合物儲層Cp值為9.2×10-2MPa-1。

圖3 南海海域天然氣水合物首輪試采井歷史擬合結果對比Fig.3 History match of first test of South China Sea natural gas hydrate production

通過將實驗數據擬合得到的天然氣水合物蠕變儲層n值與模擬計算得到的Cp值輸入至CMG 數值模擬軟件STARS 模塊，即可建立考慮天然氣水合物儲層蠕變特征的降壓開采數值模型。

2 天然氣水合物儲層蠕變的影響

2.1 蠕變對儲層物性的影響

基于建立的天然氣水合物直井降壓開采數值模型，通過對比考慮蠕變和不考慮蠕變2種模擬方案下儲層孔隙度和滲透率變化，分析了儲層蠕變對儲層物性的影響。通過對比不同模擬方案下水合物開采5 a 后儲層孔隙度和滲透率變化場（圖4）可知，水合物分解對提高天然氣水合物儲層的滲流能力有積極作用，儲層的孔隙度和滲透率逐漸增加。同時，由于蠕變效應，儲層孔隙被壓縮，儲層的有效孔隙度較不考慮蠕變的模擬方案減小。不考慮蠕變模擬方案井周水合物分解區(qū)儲層孔隙度為35%，儲層滲透率為4.01×10-3μm2；考慮蠕變模擬方案井周水合物分解區(qū)儲層孔隙度為13.7 %，儲層滲透率0.685×10-3μm2，較不考慮蠕變模擬方案分別降低了60.86 %和82.92%。

圖4 不同時刻儲層孔隙度和滲透率分布剖面Fig.4 Distributions of porosity and permeability at different simulation periods

2.2 蠕變對儲層溫壓場和水合物飽和度場的影響

結合不同生產時間考慮和不考慮蠕變模擬方案儲層壓力時空演化剖面（圖5）與考慮蠕變和不考慮蠕變條件下氣井開采1 a 后BSR（擬海底反射層）處壓力漏斗的變化情況（圖6）分析可知，考慮蠕變模擬方案的儲層壓力橫向傳導半徑小于不考慮蠕變的模擬方案。同時，當考慮蠕變時，儲層壓力漏斗變得更加陡峭，壓力降落主要發(fā)生在近井區(qū)域。當不考慮蠕變時，儲層壓力分布較均勻，氣井控制范圍內地層壓力均有較大幅度的壓力降落。

圖5 不同時刻儲層壓力場分布剖面Fig.5 Pressure distribution at different simulation periods

圖6 生產1 a后BSR界面處壓降漏斗Fig.6 Pressure drop at the location of BSR after 1 year production

由不同生產時期的溫度分布（圖7）可知，短期開采，考慮儲層蠕變時，近井周儲層溫度下降幅度最大，井周溫度最低，溫度橫向傳導半徑小于不考慮蠕變的模擬方案。長期來看，考慮儲層蠕變時，遠井端水合物儲層溫度高于不考慮蠕變的模擬方案，且考慮蠕變模擬方案的儲層溫度分布較不考慮蠕變方案更均勻。

圖7 不同時刻儲層溫度場分布剖面Fig.7 Temperature distribution at different simulation periods

對比不同模擬方案下水合物開采5 a 后儲層水合物飽和度變化場（圖8），采用直井降壓法開采Ⅰ類水合物，近井區(qū)域水合物分解程度最高。同時，受下伏氣態(tài)烴層壓力垂向傳導和上覆蓋層傳熱的影響，水合物層A 的頂部和水合物層B 的底部水合物飽和度較低，水合物分解程度高于儲層中部。不考慮儲層蠕變時，由于儲層壓力橫向傳導半徑較小，遠井端水合物飽和度仍然較高，水合物分解程度較考慮儲層蠕變的模擬方案高。對比不考慮蠕變模擬方案，考慮蠕變模擬方案水合物分解半徑由30 m 減小至10 m，水合物分解半徑降低了66.7%。

圖8 不同時刻儲層水合物飽和度分布剖面Fig.8 Hydrate saturation distribution at different simulation periods

2.3 蠕變對氣井產能的影響

由考慮蠕變和不考慮蠕變時氣井生產5 a 產氣變化曲線（圖9）可知，當不考慮儲層蠕變時，氣井5 a累產氣量為0.18×108m3，為考慮蠕變氣井5 a 累產氣量的7.71 倍。蠕變效應導致氣井5 a 累產氣量降低了87%。同時，隨著降壓開采的進行，蠕變對氣井產能的影響逐漸增大。此外，在考慮和不考慮蠕變效應的2種模擬方案中，氣井日產氣量變化趨勢為先上升—后下降—再上升—最終緩慢下降，相應的累產氣量增長速率也逐漸減小。

圖9 不同模擬方案日產氣和累產氣量變化曲線Fig.9 Daily gas production rate and cumulative gas production of different scenarios

進一步繪制的考慮和不考慮蠕變時水合物層和氣態(tài)烴層對氣井產氣量的貢獻變化曲線（圖10）表明，由于氣井為定壓生產，下伏氣態(tài)烴層的日產氣量逐漸降低。然而，水合物層的日產氣量呈現(xiàn)“先上升后下降”的變化趨勢。這是由于，水合物藏壓力在開采初期由開采井逐漸沿徑向不斷向模型邊界擴展，在開采井周附近形成低壓區(qū)，井周水合物快速分解，水合物層對產氣貢獻迅速上升。隨后，由于水合物分解吸熱以及井周附近氣體涌入引起的“焦耳湯姆遜效應”，儲層溫度逐漸降低，尤其是開采井周溫度下降幅度最大，在井周形成低溫區(qū)。在沒有外部熱量補給的情況下，受儲層顯熱影響，天然氣水合物分解速率逐漸降低，水合物層對氣井產量的貢獻逐漸降低，氣井日產氣量表現(xiàn)為下降趨勢。此外，由于蠕變導致儲層孔隙度滲透率降低，考慮蠕變模擬方案水合物層和氣態(tài)烴層初期產氣量貢獻低于不考慮蠕變方案。

圖10 不同模擬方案下水合物層和氣態(tài)烴層產量貢獻Fig.10 Contributions of hydrate and free hydrocarbon gas to the cumulative gas production of different scenarios

2.4 直井降壓開采氣井臨界生產壓差研究

水合物分解提高了儲層的孔隙度和滲透率，這是水合物生產的有利因素，而蠕變降低了儲層的孔隙度和滲透率的增加幅度。通過對比不同生產壓差下氣井開采5 a 累產氣量變化和儲層井周水合物分解區(qū)孔隙度和滲透率的變化（圖11），進一步明確天然氣水合物直井降壓法開采合理生產壓差。由圖11可知，當生產壓差小于4 MPa 時，水合物分解效應占主導作用，因此，隨著生產壓差的增大，儲層孔隙度滲透率和氣井產能均逐漸增大，但增幅逐漸減??；當生產壓差大于4 MPa時，泥質粉砂儲層蠕變占據主導作用，因此，隨著生產壓差的增大，儲層孔隙度滲透率下降幅度越大，氣井產能增長幅度進一步減小。綜上所述，建議南海海域天然氣水合物應控制在降壓開采的氣井臨界生產壓差以下降壓開采。

圖11 不同生產壓差氣井累產氣量增加幅度和儲層滲透率變化Fig.11 Cumulative gas production increasing degree and hydrate layer permeability of different production pressure difference

3 結論

以南海海域首輪試采礦體地質參數為基礎，結合儲層泥質粉砂單相水驅物模實驗數據，建立了考慮水合物分解和儲層蠕變的Ⅰ類水合物降壓開采數值模型，并通過擬合了中國海域天然氣水合物首輪試采井累產數據，獲取了天然氣水合物儲層蠕變參數，詳細分析了儲層蠕變作用下儲層物性溫度場、壓力場、水合物飽和度場和氣井產能的變化規(guī)律，并得到了泥質粉砂型天然氣水合物直井降壓開采儲層蠕變占主導作用時的臨界生產壓差。結合研究成果，可得到以下結論：

1）水合物分解提高了儲層的孔隙度和滲透率，這是水合物生產的有利因素，而蠕變降低了儲層的孔隙度和滲透率，這是水合物生產的不利因素?？紤]儲層蠕變時，天然氣水合物儲層直井降壓法開采儲層孔隙度降低了60.86 %，儲層滲透率降低了82.92%。

2）針對南海海域泥質粉砂型水合物儲層直井降壓法開采，壓力降落主要發(fā)生在近井區(qū)域，井周溫度降低幅度最大，且蠕變降低了壓力橫向傳導半徑，導致儲層壓力漏斗變得更加陡峭。

3）南海海域天然氣水合物降壓法開采過程中，水合物分解主要發(fā)生在近井區(qū)域、水合物層A 頂部和水合物層B 底部，且蠕變效應降低了天然氣水合物分解半徑和分解程度。

4）直井降壓開采天然氣水合物，受儲層孔隙度和滲透率下降影響，蠕變降低了氣井產能，氣井5 a累產降低了87%；同時，當直井生產壓差大于4 MPa時，泥質粉砂儲層蠕變占據主導作用，隨著生產壓差的增大，氣井產能增加幅度減小。