海洋天然气水合物开发产能及出砂研究*

2020-07-06卢静生李栋梁史伶俐梁德青熊友明

新能源进展 2020年3期

卢静生，李栋梁，何勇，史伶俐，梁德青†，熊友明

（1.中国科学院广州能源研究所，广州 510640；2.自然资源部海底矿产资源重点实验室，广州 510075；3.中国科学院天然气水合物重点实验室，广州 510640；4.广东省新能源和可再生能源研究开发与应用重点实验室，广州 510640；5.中国科学院广州天然气水合物研究中心，广州 510640；6.天然气水合物国家重点实验室，北京 100028；7.西南石油大学，油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500）

0 引言

天然气水合物是一种由天然气与水在高压低温条件下形成的冰状固体，俗称可燃冰，广泛分布于冻土带地表以下和大陆边缘海底之下的沉积物中，全球天然气水合物储量巨大，是全球常规燃料总碳量的两倍[1]。我国在南海和青藏高原发现较大储量的水合物矿藏，2017 年5 月在南海开展了海洋天然气水合物试采[2-3]。2020 年南海水合物第二次试采1 个月产气总量86.14×104m3、日均产气量2.87×104m3，成功实现从“探索性试采”向“试验性试采”的阶段性跨越[4]。目前，广东省、自然资源部和油公司等以2030 年进入产业化开发为目标开展水合物相关工作，服务“海洋强国”战略，助力“粤港澳大湾区”建设。

天然气水合物开发过程中，由于固态水合物分解为气态甲烷和液态水导致井壁和储层的力学稳定性发生变化[5]，目前遇到的最大问题之一就是出砂导致生产不能长期进行[6]。日本两次海洋天然气水合物试采（2013 年和2017 年）都受制于出砂问题，我国南海天然气水合物试采（2017 年）也有砂产出的情况[2,7]，与常规油气相比，对于产业化开发非成岩水合物储层，其开采过程中出砂问题难以避免[8-10]。因此，出砂条件下的天然气水合物产能情况是实现产业化的关键问题，针对天然气水合物产能问题，国内外学者开展了大量的室内实验，YOUSIF 等[11]采用降压分解过程研究天然气水合物的产能情况，随后许多学者也开展了大量的拓展研究[12-15]。例如，ZHOU 等[16]、孙建业等[17-18]和ZHAO 等[19]开展了二氧化碳置换甲烷水合物的产能实验，FALSER 等[20]、SONG等[21]和WANG等[22-23]开展热激法提高天然气水合物产能的实验。同时，国内外也开展了大量天然气水合物产能的数值模拟研究[24-28]。

以上的水合物产能实验和数值模拟都鲜有考虑出砂对产能的影响，以及深水覆压对储层出砂的影响。尽管余路等[29]通过数值模拟开展了泥质粉砂型水合物藏适度出砂开采产能评价，提出了适度出砂方法提高产能，产量可提高至23×106sm3，将防砂精度推荐值为3～4 μm，防砂精度超出常规油气工业防砂规范，产能估算偏差可能较大。袁益龙[30]通过数值模拟对我国南海富泥质水合物储层进行系统的水平井降压开采方案优化与产能评价，揭示了水合物储层在水平井开采条件下的地层变形程度与范围、地层优势出砂位置、海底面沉降趋势等，提出固结井周地层骨架和预防地层出砂的工程措施。孙嘉鑫[31]采用数值模拟较为全面地评价了钻进及降压开采过程中的水合物潜能、地层沉降乃至井内出砂等情况，并开展了敏感性分析。谢晓光等[32]采用剑桥模型对水合物开采过程中的产能和出砂进行模拟，通过逐步逆分析进行细化，采用确定性或概率性的方式进行正向预测，将改进后的模型和框架应用于日本南海海槽的水合物现场试采，并进行了实例研究和历史拟合。刘昌岭等[33]研发了天然气水合物钻采一体化模拟实验系统，开展了降压法开采气饱和CO2水合物储层，获得了气饱和CO2水合物储层的产能出砂规律。

考虑出砂条件下的产能与假设完全不出砂的产能是天然气水合物开采实际产能的上下边界数值，现有的模拟大多针对防砂方式下的产能进行预测，在出砂条件下的产能预测和潜力预判方面研究较少。本文基于室内覆压下海洋天然气水合物产能出砂实验，首次对近似于不防砂（出砂）条件下的海洋甲烷水合物产能进行现场尺度推算，以期为天然气水合物产能的合理估算提供支撑。

1 实验介绍

1.1 实验设备

本文的产能出砂实验采用中国科学院广州能源研究所搭建的天然气水合物开采过程中出砂及防砂测试系统[34-36]，如图1 所示，温控范围为 −253.15～313.15 K，系统最大可提供30 MPa 的孔隙气液压力和覆压。样品室可径向环绕和顶部同时进气液，提高水合物生成效率；可实时监测并采集分层温度场、分层压力场、储层应变、覆压、产气速率和累计产气量，实现对储层中水合物生成、储层水驱和储层开采的实时监测，对最高产气速率可控；通过分时段采集水砂产量实现产水携砂的监测。

图1 水合物开采出砂及防砂实验装置图[34-36]Fig.1 Diagram of an experimental device for sand production and sand control during hydrate exploitation

1.2 实验材料

实验使用的南海沉积物由广州海洋地质调查局提供，实验分别采用两种类型沉积物，细砂沉积物粒度中值d50为225.67 μm，泥质粉砂沉积物粒度中值d50为14.18 μm（8.14～18.98 μm,取平均值）。垂直井井筒采用外径32 mm 和25.6 mm 的两根筛管（36°角、10 mm 层距布孔，孔径3 mm），将无筛管视为水平井单个半径12 mm 射孔，内夹一层12 目不锈钢滤网，不仅能够为流体提供有效通道，而且为受压下的储层提供支撑，降低水合物生成和水驱过程中的井壁和储层的失稳风险。

1.3 实验条件及方法

文献[34-36]详细叙述了实验过程，本实验过程中恒定12 MPa 覆压，相当于1 200 m 水深的静水压力，为避免冰的生成，水合物合成温度为275.15 K（甲烷相平衡压力 3.22 MPa）。气饱条件下定初始水量合成水合物，采用11 MPa 甲烷为初始孔隙压力。随后用11 MPa 低温水驱替游离气模拟海洋饱水环境，经过72 h 气饱和合成和24 h 以上的缓慢水驱后，采用降压法开采水合物储层，通过摄像系统实时监测录制气液固分离器的产水、产砂、产气情况，通过气体流量计控制并记录最大产气速率，实时采集累计产气量；通过分段截取水砂产量并称量，烘干后称量出砂量，并记录累计产水量和产砂量。

1.4 算例描述

根据相似原理和经验公式[37]，室内天然气水合物降压开采的出砂实验[34-36]推导现场尺度产能及综合出砂率，基于常规油气及天然气水合物特征进行现场井设置（表1）。

表1 基于室内实验的天然气水合物现场尺度产能计算条件[2,7]Table 1 Calculation conditions for field-scale production capacity of natural gas hydrates based on the indoor experiments[2,7]

采用泄流面积换算到实际地层的流量：

其中：A为泄流面积；rw为井筒半径；H为泄流（储层）高度或长度；1q为室内实验1a泄流面积的实测流速；2Q为现场2A泄流面积下井底的流速；3Q为现场井口的流速；2T和3T分别为井底和井口温度。按照1 000 m3气折算为1 m3的水来评价气井防砂的效果[38]，对水合物室内实验产气换算水的产量并叠加实际水砂产量，换算为现场的综合出砂率。参考日本南海海槽和中国南海神狐海域公开参数（表1），将细砂垂直井开采厚度设置为30.5 m。将泥质垂直井储层的厚度设置为20 m，泥质水平井室内开采孔视为现场射孔，孔半径均为0.012 m。在室内实验中存在冰堵和二次生成的情况，因此实际实验产气换算中也包含冰堵和二次生成的影响。

2 实验结果

基于室内天然气水合物开采产能出砂实验[34-36]推导现场尺度产气速率和综合出砂率，在垂直7 寸井和储层厚度30.5 m 不防砂的情况下（表2 和图2），含细砂储层最大产气速率为4.63～14.1 m3/s，折合40.01×104～121.84×104m3/d，高于已有防砂水合物试采井的产气速率。推导的现场尺度的累积气体产能36 449.81～319 174.84 m3/d，与现场的产能相近。推导的现场尺度水合物细砂储层综合出砂率为15.97～107.38 t/(104m3)（即0.16%～10.74%），远远高于行业标准[38]的出砂率0.03%。实验5 的综合出砂率最大10.74%，但是其产气速率和产能都不是最大，但实验2 一样进行了提产作业，实验2 的综合出砂率也很大，因此推测提产作业增大了综合出砂率。产气速率最大和产能最大的实验3 综合出砂率为7.17%，推测是其稳产阶段的高速产气（产气速率76 200 m3/d）对出砂的影响较小。因此，降压生产过程中保持流体稳定能获得较高的产能和较低的综合出砂率。

泥质储层在垂直7 寸井和储层厚度30.5 m 不防砂情况下，如图3 所示，其产气速率也可以达到79.95×104m3/d，而水平井半径0.012 m 的单个射孔不防砂最大产气速率可达到170 m3/d，泥质储层的产气能力有望达到产业化标准。然而，泥质储层在现场尺度下的综合出砂率为13.4%～57.61%，即1 336.98～5 761.37 t/(104m3)。

表2 基于室内实验的现场产能出砂换算结果Table 2 Conversion results of field production capacity with sand production based on the indoor experiments

图2 细砂储层现场尺度产气速率Fig.2 Field scale gas production rate in fine sand reservoir

图3 泥质粉砂储层现场尺度产气速率Fig.3 Field scale gas production rate of argillaceous silty reservoir

3 讨论

海洋天然气水合物多赋存在非成岩储层，从已有的海洋水合物开采实验和海洋水合物现场开采的经验，出砂率都高于常规油气行业标准。根据以上基于真实实验的估算中，产气速率都高于已知的水合物试采速率，部分实验达到了产业化开采速率。然而，本实验未考虑开采过程中储层的气液恢复及自由气的产能，因此实际现场产能可能高于该范围。

（1）对于垂直井的实验1，气体产能36 449.81 m3/d，最大产气速率45.52×104m3/d，其不防砂的情况下出砂率为0.16%，若采用控砂措施平衡出砂率（控砂精度）和产气效率（产能）的关系，在适度出砂条件下可能有望达到产业化开发的产能需求。

（2）对于水平井的实验7，在半径0.012 m 的单个射孔最大产气速率可达到170 m3/d，在水平井长管段、多个射孔叠加的情况下，降低每一个射孔的出砂临界压力和临界流速，泥质粉砂储层的产气能力和出砂率有望达到产业化标准。从我国2020 年第二次海域泥质粉砂层天然气水合物水平井试采的公开数据可以看出[4]，其中12 天日均产量已达5.31×104m3/d。2 月17 日试采点火成功，持续至3 月18 日完成预定目标任务，创造了“产气总量86.14×104m3，日均产气量2.87×104m3”两项新的世界纪录；从2 月17 日至3 月30 日，这次试采已持续产气42 d，累计产气总量149.86×104m3、日均产气量3.57×104m3，创造了产气总量、日均产气量两项世界纪录。综上，水平井在平衡产气能力和出砂率的条件下，产业化可行性较高。

值得注意的是，控砂措施对于水合物井可能伴生以下问题：

（1）对于气（天然气）液（水）固（泥沙和水合物）共生的水合物井筒和储层，控砂措施势必增加表皮系数，导致产能降低，流体温度弥补减缓；而在焦耳−汤姆逊效应下可能导致井筒温度进一步降低，容易在井筒和储层中出现水合物二次生成和冰堵。在泥砂和生成水合物共同作用下，可能出现水合物和泥砂共堵的情况，解堵更加困难。

（2）对于非成岩储层（松散储层），尤其是泥质粉砂储层，在开采过程中可能存在临界压差增大、流体速度大，易导致储层整体滑移出砂。相较于常规气井，水合物储层的含水率较高且存在边底水情况，同时由于水平井承压较大，降压开采的生产压差较大，易导致井筒沉陷或者上覆储层沉陷以及底水脊进等问题而出砂。因此，需要考虑储层改造、储层保护、分阶段分级分层防砂、水平井均衡排液、洞穴完井等技术，结合水合物泥质粉砂储层“失水造壁性能”[34-36]等特性降低储层损害、工程地质灾害及环境破坏等风险。

（3）基于常规油气的防砂设计，防砂精度不小于40 μm，主要是基于小的防砂精度会造成较大的产能损失；由于天然气水合物多赋存在非成岩泥质粉砂储层，其中值粒径都小于40 μm，因此在未来产业开采过程中，需要进一步验证低于40 μm 的防砂精度是否可行。相较于垂直井，水平井长管段、多射孔的特征可以减弱每个井孔的防砂压力，但是40 μm 的防砂精度是否可行仍然需要进一步验证。