水合物藏定质量流量转定井底流压开采规律研究*

夏志增，任晓云，王厉强，王学武，马向东

（1. 中国石油大学胜利学院，山东 东营 257061；2. 中盐金坛盐化有限责任公司，江苏 常州 231200；3. 中国石化胜利石油工程公司，井下作业公司培训中心，山东 东营 257100）

0 前 言

天然气水合物是在低温、高压条件下由烃类分子与水分子作用形成的笼形晶体化合物[1]，具有分布广、储量大、能量密度高[2]的特点，是重要的战略后备能源。根据地质构造和储层条件，水合物藏可分为三种类型[1]，如图1所示。

与传统的煤炭、石油等化石能源不同，水合物在开采过程中会发生相变，开发利用难度更大。目前，注热法[4]、降压法[5]、注化学剂法[6]、气体置换法[7]等是水合物资源开采的主要方法。其中，降压法具有简单、经济、有效等特点，是实现水合物资源商业开采最具潜力的方法[8]。降压法是通过降低储层压力至相平衡压力之下，破坏原始条件下水合物的稳定状态，使其分解为气体和水而实现开发利用。对于具有下伏气层的 I类水合物藏或具有下伏水层的II类水合物藏可通过下伏流体的抽取，实现水合物藏的有效降压开采[9-10]。我国首次海域水合物试采采用的“地层流体抽取法”[11]本质上就是降压法。

图1 水合物藏分类示意图Fig. 1 Sketch of the classification of hydrate reservoirs

目前关于降压开采模式的研究，多以定井底流压生产为主[12-15]，即将井底流压设置为一恒定值进行模拟研究，此时储层与井底之间的压差能够引发水合物的持续分解。在这种生产制度下，通过设置合理的井底流压值（大于2.75 MPa），可以防止冰和水合物的二次形成，但在某些储层条件下，开发早期容易产生过高的流体产出速率（如II类水合物藏降压开采时早期产水速率过大[16]），不利于生产控制。定质量流量生产是实现降压的另一种方式[17-18]，即将井口产出流体的质量流量设置为一恒定值进行模拟研究，流体的定质量流量产出能够有效降低储层压力，引发水合物的持续分解。此种生产制度能够实现流体的可控产出，但长期生产容易造成井底流压过低，致使近井地带温度下降过快而形成冰或二次水合物，严重影响流体的流动。

为结合上述两种降压开采模式的优点，本文提出了先定质量流量生产，后转定井底流压生产的降压开采模式。考虑到目前III类水合物藏的降压开采研究较少，本文以III类水合物藏为例，采用数值模拟方法，探讨该降压模式下水合物藏的气水生产动态及物理场的变化规律，以加强对水合物资源开发规律的认识。

1 数值模拟模型

1.1 基础模型建立

本文使用HydrateResSim（HRS）模拟器[19]进行模拟研究。HRS是专门用于水合物藏开采模拟的开源学术代码，能够很好地表征开采过程中的相变、传热、多相渗流等过程，在国内外应用广泛[20-22]。本文在适当修改HRS代码的基础上，开展模拟研究。

图2为建立的降压开采III类水合物藏的数值模拟模型，模型大小为290 m × 290 m × 82 m，划分网格数共计14 297个（29 × 29 × 17）。模型由中间水合物层和顶底非渗透层组成，一口生产井位于模型中央。其中，水合物层的参数主要参考我国神狐海域钻探取芯点SH7的水合物层数据[23-24]；顶底非渗透层厚度设为30 m[25]，以充分表征水合物藏开采过程中的热效应。模型参数取值如表1所示。

图2 基础模型示意图Fig. 2 Sketch of the hydrate reservoir development model

表1 基础模型参数（水合物层）Table 1 Basic parameters of the hydrate-bearing layer of the model

模拟研究时，考虑体系中可能存在的相态有水合物相、水相、气相和冰相。其中水合物相和冰相不可流动，水相和气相的流动遵循达西定律，采用的相对渗透率模型和毛管力模型分别如式（1）和式（2）所示，模型参数取值见表1。

式中，krA、krG分别为水相、气相相对渗透率；SA、SG分别为水相、气相饱和度；SirA和SirG分别为束缚水和束缚气饱和度；nA、nG为模型参数。

式中，pc为气相和水相间的毛管力，Pa；pc0和λ为模型参数。

1.2 生产制度

生产井的射孔位置在水合物层中部，射孔长度为10 m。开采模拟时，先以定质量流量30 t/d进行生产，随着生产的进行，井底流压逐渐降低，当井底流压平均值降至6 MPa时，以恒定的井底流压值6 MPa进行生产，模拟生产时间为1年。

2 生产动态规律

2.1 产气动态

生产过程中，产气速率、分解气速率和井底流压的变化曲线如图3所示。可以看出，生产过程可分为两个阶段：①定质量流量生产阶段，0 ～ 40 d；②定井底流压生产阶段，41 ～ 365 d。

在定质量流量生产阶段（阶段①），由于流体的定质量流量产出，对储层产生较为强烈的降压效果，引起水合物快速分解。产气速率和分解气速率较为稳定，平均分解气速率和平均产气速率分别为1 600 m3/d和650 m3/d。

在定井底流压生产阶段（阶段②），井底流压保持6 MPa的水平进行生产，储层流体在压差作用下流入井底，造成储层压力继续下降，低压范围不断扩大，水合物持续分解。分解气速率随生产时间逐渐增加，前期呈缓慢增长趋势，后期由于水合物分解量增加而上升明显（与阶段②开始时刻相比，增幅近200%），整个阶段的平均分解气速率为1 750 m3/d；产气速率在生产后期有一定程度的上升，此阶段的产气速率较阶段①低，平均值为200 m3/d。

截至模拟结束，累产气量1.06 × 105m3，累分解气量 7.42 × 105m3。

图3 产气速率、分解气速率及井底流压的变化Fig. 3 Variation of the gas production rate, the gas dissociation rate and the bottom-hole pressure

2.2 产水动态

图4为产水速率和气水比的变化曲线。可以看出，产水速率与产气速率类似，也分为两个阶段，各阶段的产水速率整体稳定，在阶段②后期，由于水合物分解量增加，产水速率有所上升。气水比在阶段②的平均值约为阶段①的2倍，变化规律与产气速率曲线（图 3）基本一致，这主要是由于不论在阶段①还是在阶段②，产水速率变化不大，因此气水比的变化主要受产气速率的控制。其中，气水比为产气速率与产水速率之比，能够反映气水生产速率的相对大小。

图4 产水速率及气水比变化Fig. 4 Variation of the water production rate and gas-water ratio

3 物理场变化

由于模型为均质模型且仅有一口生产井位于模型中央，因此二维剖面图可以反映模型物理场在三维空间的变化。过生产井井筒轴线，作与模型侧面平行的垂直剖面图，选取模拟开始时刻1 d、定质量流量生产阶段结束时刻40 d、生产中期0.5 a、结束时刻1a，4个时间点，分析生产过程中储层压力场、温度场和水合物饱和度场的变化。

3.1 压力场

储层压力场的变化如图5。随生产时间的增加，以井筒为中心，储层压降范围不断扩大。由于储层流体持续产出，40 d时，井所在网格的压力逐渐降低至平均压力小于6 MPa；之后，井底压力保持恒定，在储层压力与井底压差的作用下，流体持续流入井底，低压范围不断扩大。此外，由于气水的重力分异，导致水合物层上部压力的扩展速度比水合物层下部快。至模拟结束，水合物层平均压力降至13 MPa。

图5 压力场变化（沿井筒的垂直剖面）Fig. 5 Variation of pressure field (the vertical profile from the wellbore)

3.2 温度场

储层温度场与压力场的变化规律类似，如图6所示，低温范围以井筒为中心不断扩大。水合物的分解和形成伴随着温度的变化，而分解是一个吸热过程。水合物由于储层压力的降低发生分解，分解区域内的温度不断降低，井筒附近的温度降低程度最大。

图6 温度场变化（沿井筒的垂直剖面）Fig. 6 Variation of temperature field (the vertical profile from the wellbore)

3.3 水合物饱和度场

水合物饱和度场的变化如图7所示。水合物的分解受储层压力下降的控制，随时间增加，水合物不断分解，井筒附近水合物饱和度逐渐下降；生产后期，在低压环境影响下，水合物层底部出现了低水合物饱和度带。模拟结束时，井筒所在网格区域的水合物已分解完全，距离井筒越远，水合物分解程度越低。的定质量流量生产和定井底流压生产之间，能够在一定程度上避免定质量流量压力保持水平偏低及产水量过高和定井底流压生产时产量过低的问题，具有较高的产量，能够较好地保持地层能量。

图7 水合物饱和度场变化（沿井筒的垂直剖面）Fig. 7 Variation of the gas hydrate saturation field (the vertical profile from the wellbore)

4 开发效果对比

为探讨本文提出的定质量流量转定井底流压生产的效果，在前文模型（基础模型）基础上，分别建立了两种模拟模型：对比模型1、对比模型2。在对比模型1中，只以定质量流量30 t/d的生产制度进行模拟开采；在对比模型2中，只以定井底流压6 MPa的生产制度进行模拟开采。两种对比模型除生产制度不同，其余参数条件均与基础模型相同。图8和图9为模拟结束时三种模型的各项指标情况。其中，累气水比为累产气量与累产水量的比值，能够反映生产期间累计产气量和累计产水量的相对大小。

可以看出，截至模拟结束，对比模型 1（定质量流量生产）具有最大的累产气、累分解气量，同时累产水量也最高；对比模型2（定井底流压生产）具有最高的压力保持水平，表明地层能量得到了有效保持；而基础模型有最大的累气水比，其他各项指标均介于两种模型之间。这表明，在定质量流量转定井底流压生产模式下，总体开发效果介于单纯

图8 模拟结束时的累产气、累分解气和累产水Fig. 8 Cumulative produced gas, cumulative dissociated gas and cumulative produced water at the end of the production

图9 模拟结束时的水合物层平均压力和累气水比Fig. 9 Average pressure of the gas hydrate layer and the gaswater ratio

5 结 论

（1）采用数值模拟法研究了定质量流量转定井底流压开采水合物藏的气水生产动态，并对压力场、温度场和水合物饱和度场的变化规律进行了研究。

（2）在本文研究条件下，生产过程可分为定质量流量生产和定井底流压生产两个阶段。定质量流量生产阶段的产气速率要高于定井底流压生产阶段，前者约为后者的3倍；定质量流量生产阶段的分解气速率与定井底流压生产阶段相当，但在定井底流压生产阶段后期分解气速率上升明显，较阶段开始时刻增加近200%；两个阶段的产水速率较稳定。

（3）储层压力场、温度场和水合物饱和度场的变化有相似的规律，随生产时间增加，低压、低温和低水合物饱和度范围均以井筒为中心不断扩大。

（4）定质量流量转定井底流压开采水合物藏时，累气水比最高，能一定程度上克服单一定质量流量生产和定井底流压生产的问题，产量较高且能较好地保持地层能量。实际生产中，应结合实际储层条件，优化生产参数以达到该生产模式下的最佳效果。

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