天然气水合物藏开采数值模拟技术研究进展

2021-10-20贺甲元王海波岑学齐陈旭东

科学技术与工程 2021年28期

张乐，贺甲元，王海波，岑学齐，陈旭东

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206； 2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 102206)

随着中国国民经济的快速增长和蓝天保卫战的环保要求，中国对天然气的需求急剧增长，同时天然气产量缺口不断增大，2017年中国天然气对外依存度高达40%，能源安全面临新的挑战，需要加快页岩气、天然气水合物等非常规天然气资源的勘探与开发。天然气水合物是CH4等分子与水分子在一定温度和压力(低温高压)的环境下形成的笼型固体化合物。1 m3的天然气水合物分解后可生成164～180 m3的天然气，因此天然气水合物是一种高效清洁能源，被誉为21世纪的绿色能源。全球天然气水合物资源丰富，有机碳含量约占全球有机碳含量的53%，为现有石油、天然气和煤炭资源总量的2倍以上[1-2]。经预测，水合物资源量相当于1.8×1016～2.1×1016m3标准状态下天然气，其中97%资源量位于海域，只有3%埋藏于陆地[3-4]。天然气水合物资源主要分布于南海、东海海域，青藏高原冻土区等[5-6]。据初步预测中国海域与陆地冻土区天然气水合物资源潜力达1 000亿t油当量，其中海域资源量800亿t油当量。因此，国务院已于2017年11月3日正式批准将天然气水合物列为新矿种，成为中国第173个矿种，此项政策必将促进中国天然气水合物勘探开发进程，早日实现天然气水合物安全有效开采突破，对于缓解中国能源短缺压力、促进能源结构调整和经济绿色可持续发展具有重要意义。

1 天然气水合物开采现状

水合物开采主要有降压法、加热法、抑制剂法、CO2置换法、固体开采法等[7]。降压法、加热法和降压-加热联合法的基本原理是改变水合物所处环境的温度和压力，破坏水合物相平衡状态，促使水合物分解为天然气和水，如图1所示。抑制剂法通过添加抑制剂(如盐水、甲醇或乙醇等)，改变水合物相平衡曲线，促使水合物在所处温度和压力条件下进行分解。CO2置换开采法是基于客体分子置换原理，向水合物藏中注入CO2，CO2分子和水分子形成更为稳定的笼型化合物，从而置换出CH4，如图1所示相同温度下CH4水合物的相平衡压力大于CO2水合物的相平衡压力。固体开采法是将水合物作为一种固体矿，采用机械手段开采、输送，气液固分离后获取天然气。不同开采方法的优缺点对比分析如表1[8]所示。

表1 水合物开采方法优缺点对比[8]Table 1 Comparison of advantages and disadvantages of gas hydrate mining methods[8]

图1 水合物开采方法相平衡曲线示意图Fig.1 Schematic diagram of phase equilibrium curve under gas hydrate mining methods

水合物藏降压开采法能量效率较高，而且易于实施，是目前水合物开采室内实验与现场试采的常用方法。尤其是当水合物层有下伏游离气层时，例如苏联西西伯利亚麦索亚哈气田的水合物藏的下方为常规天然气藏，通过下方游离气层的开采，有效降低了水合物藏的压力，促使水合物不断分解出甲烷气体，获得很好的开采效果，麦索亚哈气田水合物藏也成为迄今世界唯一获得商业开采的水合物藏[9]。降压幅度、降压速率等是降压开采方法的关键技术参数，如若工艺参数选取不当，会造成水合物藏开采过程中井底坍塌、储层大量出砂、储层沉降明显等不利状况[10]。2013年，日本在南海海槽海域采用降压法进行水合物试采，6 d后出现了严重的产砂现象，开采被迫中止[11]。针对海域水合物开采面临的储层沉积物易出砂等问题，2017年，中国在南海神狐海域的水合物试采试验创造性地采用地层流体抽取法，即在储层和井壁稳定允许的降压幅度下，通过定向井、储层改造等方法加大储层流体抽取量，从而达到长期、高效、安全生产天然气的方法，有效解决了储层流体控制与天然气水合物稳定持续分解的难题[12-13]。2020年2月17日，第二轮试采在水深1 225 m的海域，试采1个月产气总量86.14×104m3、日均产气量2.87×104m3，是第一轮60 d产气总量的2.8倍，使中国成为全球首个采用水平井钻采技术试采海域天然气水合物的国家[14]。

加热法是向水合物藏内注入热水、热蒸汽或热空气等，水合物地层温度升高，从而水合物分解。2005年，加拿大马更些冻土区水合物层中注入80 ℃的KCl钻井液，高温钻井液进入并加热水合物层促使水合物分解[15]。高温流体在注入井内与周围地层之间存在大量热损失，特别是针对永久冻土区的水合物藏，永冻区会降低水合物储层吸热效率，导致开采效率和能量利用率低。降压-加热联合技术充分利用了降压法和加热法的优势，首先高温流体加热水合物藏，促使井筒局部水合物分解，而后抽取水合物分解产生的气、水等实现降压，从而诱发更大范围水合物的分解[16]。

CO2置换开采法采用注入CO2到水合物储层置换开采天然气，形成CO2水合物，实现CO2封存，同时能够有效避免水合物分解引起的储层骨架坍塌、储层沉降等问题。CO2置换技术曾被认为是很有前景的方式。目前该方法已在热力学与动力学上均被证明是可行的，同时已进行试采试验。2011年，美国与日本合作的ConocoPhillips 项目在阿斯拉加州北坡的普拉德霍湾操作区钻探Ignik Sikumi1号井，向目标水合物所在的实验井注入约21×104ft3(1 ft3=2.831 685×10-2m3)的CO2/N2混合物，井中产生稳定持续6周的气体，但日均产量较低[17]。CO2置换水合物方法较低的置换速率和置换效率仍使得该技术的大规模推广应用受到了阻滞。

固体开采法是将水合物作为一种固体矿藏，在海底进行挖掘、采集以及颗粒化处理，通过泵送系统将固体混合物输送到海洋工作平台，通过搅拌等手段对其进行控制性分解。2017年5月，中国海洋石油集团有限公司在南海北部荔湾3站位水深1 310 m、埋深117～196 m处，成功实施海洋浅层非成岩天然气水合物固态流化试采作业[18]。浅层水合物通过机械破碎流化，在密闭举升管道内由于温度升高、压力降低使水合物逐步气化，使得水合物分解过程的不可控变为可控，实现深水浅层水合物安全试采[19]。

近年来，美国、日本、中国、韩国等继续开展天然气水合物勘探和现场试采[20]。表2总结了中外水合物试采项目的具体实施情况，可以看出，目前还无法实现水合物的大规模长期稳定开采，仍然存在开采难度大、成本高、环境隐患等难题，需要通过持续的基础研发和技术创新。数值模拟是指导天然气水合物藏有效安全开采的重要技术手段。通过对水合物藏产能预测与动态分析，实现对开采方法的优选评价、开发技术政策与方案优化以及动态可采资源评价。天然气水合物数值模拟的研究主要集中于数学模型优化和模拟应用两个方面。

表2 天然气水合物试采项目情况Table 2 Trial production projects of natural gas hydrate

(1)水合物开采数值模型在于水合物的分解和再形成，水合物分解和产物运移受温度、压力、组分、储层物性等众多因素控制和影响，同时也会引起地层孔隙率、渗透率等参数的动态变化。水合物开采数学模型的研究关键是实现水合物的分解多相多组分在微纳多孔介质内流动传热与相态变化规律的精准数学描述。

(2)对目标区块水合物藏建立数值模型，开展不同开采方式(如降压、注热、抑制剂法、组合方法等)的水合物藏开采的数值模拟，通过井型、井网、井距、降压幅度、加热功率等开采方式和工艺参数的调整优化，形成优化的目标水合物藏开采方案，支撑试采项目。

从天然气水合物开采数学模型和数值模拟应用两个方面，对现阶段天然气水合物藏开采数值模拟技术的研究进展进行了综述和展望。

2 水合物藏数值模拟技术研究现状

采用降压法、加热法等方法开采天然气水合物藏过程涉及水合物分解与气水在地层内渗流传热传质等多个物理化学过程。水合物分解反应模型、系统质量守恒方程、能量守恒方程是水合物藏数值模拟技术的基础。

2.1 水合物藏开采过程的数学描述方法

2.1.1 天然气水合物分解模型

采用降压法或加热法改变水合物所处环境的温度和压力，破坏水合物相平衡状态，促使水合物分解为甲烷和水，分解过程吸收一定的热量ΔHh。天然气水合物分解速率mg通常采用Kim-Bishnoi模型[21]计算，计算公式为

(1)

mg=kdAd(Peq-Pg)

(2)

式中：ΔHh为水合物分解热，J/kg；Ad为反应比面，m-1；kd为反应速度常数，kg/m2/ Pa/s；Peq和Pg分别为反应临界压力和气体压力，Pa；nh为水合指数。

2.1.2 水合物分解的质量守恒方程

从水合物分解化学式(1)可知，1 mol水合物分解后可生成1 mol甲烷和nh摩尔的水，由于水合物分解反应减少的水合物质量和产生的水的质量作为水合物和水质量守恒方程的源项，单位时间单位体积的水合物质量以及分解产生的水可分别表示为

(3)

(4)

式中：mh、mw分别为单位时间单位体积分解的水合物的质量以及分解产生的水，kg/m3/s；Mg和Mw分别为气和水的摩尔质量，g/mol。

因此，在气水两相流动满足达西定律的基本假设下，考虑水合物分解反应对质量和能量方程的影响，气、水和水合物的质量守恒方程分别表示为

(5)

(6)

(7)

式中：∇为梯度算子(在空间各方向上的全微分)；φ为孔隙率；k为相对渗透率；ρ为密度，kg/m3；p为压力，Pa；μ为黏度，Pa·s；S为饱和度；m为单位时间单位体积水合物藏分解产生的水、气和分解掉的水合物，kg/m3/s；下标w表示水；下标g表示气，下标h表示水合物。

2.1.3 水合物分解的能量守恒方程

采用体积平均方法和局部热平衡模型建立水合物藏能量守恒方程，即认为水合物多孔介质内每一个表征单元内岩石骨架、水合物、水和气处于同一温度，表征单位内流体和固体之间不存在热量交换，在此假设下建立的能量守恒方程表示为式(8)。方程等号左边为系统各组分(岩石、水、气体、水合物)的热量瞬态变化项和由于水和气的流动引起的热量变化(对流项)。等号右侧为由于系统各组分的热传导而引起的热量变化(扩散项)，第二项和第三项分别代表水合物分解热和外部供应热量。

φShρhch]T}+∇[(vwρwcw+vgρgcg)T]=

∇{[(1-φ)λr+φSwλw+φSgλg+

φShλh]∇T}-mhΔHh+Qin

(8)

式(8)中：v为达西速度，m/s；c为比热容，J/kg/K；λ为导热系数，W/m/K；T为温度，K；Qin为外部注热量，W/m3；t为时间，s；下标w表示水；下标g表示气，下标h表示水合物。

2.2 水合物藏开采数学模型优化研究

水合物开采过程是一个多相多组分、多尺度(纳米、孔隙及场地尺度)、多物理场耦合(热-流-力-分解反应)的复杂物理过程，影响因素众多，影响机理复杂。例如盐分、抑制剂、气体(甲烷、N2、H2S、CO2)以及冰相，这些因素影响水合物分解反应和流动传热过程，盐分、抑制剂改变水合物相平衡曲线，盐分、抑制剂、气体在水中的溶解扩散作用，抑制剂和盐分对水的热物性和冰形成的影响以及冰相形成对储层渗透率的影响等。另外岩石、水合物、冰的可压缩性，岩石性质的均匀性和各向异性，均对储层开采过程中储层变形和力学沉降产生影响[22]。

水合物开采数值模型经历了30多年的发展，包括最初的降压开采模型、加热开采模型到后来的抑制剂开采等多种开采方法的数学模型。Holder[23]提出最早的单相气体降压模型，模拟有下伏气层的水合物藏开采过程温度和压力三维分布，Burshears[24]进一步提出了三维气水两相模型。Yousif[25]建立了三相(气、水、水合物)一维解析数学模型，模型中考虑了分解动力学以及分解水对相对渗透率变化的影响。Sun等[26]进一步考虑水合物降压分解过程中地层绝对渗透率变化，并考虑到盐相和冰相对分解过程的影响。加热开采模型最为重要的是多相流体的热传递过程的数学描述。McGuire[27]基于热传导提出一维注热开采模型的解析解，计算不同的热流体注入温度、孔隙度、渗透率和生产压差以及裂缝长度对水合物藏产气量的影响。Selim[28]在此基础上考虑气体流动和热传导过程得到加热开采解析解。Moridis等[29]采用数值方法对水合物分解过程中的三维气水两相对流传热过程进行了研究。Moridis等[30-31]在TOUGH2非等温多相多组分渗流传热模拟器中加入了水合物分解模块，并进一步完善数学模型，可以对水合物藏在降压法、加热法、注化学剂等各种开采方式下的生产动态进行模拟。

中国对水合物开采数学模型的研究起步较晚，喻西崇等[32]获得了降压法开采水合物地层中压力和温度的分布方程和天然气产量方程。李淑霞等[33]模型考虑气、水、水合物三种组分和气水两相渗流过程，建立水合物开采的一维降压数学模型。2009年，白玉湖等[34]进行了降压法开采海洋水合物藏的数值模拟，模型中考虑了气-水-水合物-冰相多相渗流，水合物分解动力学、水合物相变，热传导、热对流等的影响。加热开采水合物的数值模拟研究方面，唐良广等[35]将水合物在加热状态下的分解过程看作一个移动界面问题，分别建立了分解区和水合物区的传热模型，提出了加热开采水合物的一维解析数学模型。杜庆军等[36]在考虑水合物分解动力学机理和储层渗透率变化的基础上，建立了水合物加热开采的三维气水两相渗流传热过程的数学模型包括物质守恒方程、能量守恒方程、分解动力学方程及辅助方程的水合物注热开采数学模型。王丽娜[37]、李淑霞等[38]进一步考虑了加热开采过程中渗流过程中水的流动和水合物二次生成的影响以及水合物储层与上下围岩的能量交换。

目前国际上比较知名的天然气水合物模拟器，包括美国劳伦斯伯克利国家实验室开发的TOUGH+HYDRATE[39]和HydrateResSim[40]，可对降压法、注热法、注抑制剂法进行模拟，并采用Mallik试采数据进行了模型的验证和校准。日本石油工程公司、国家先进工业科学技术研究所和东京大学共同开发的MH21-HYDRES，为日本水合物研究项目MH21研发的模拟器，其数学模型包含四相(气相、水相、冰相、水合物相)五组分(甲烷、N2、水、甲醇、盐)，已应用于日本南海海槽水合物藏开采模拟与分析[41]。美国西北太平洋国家实验室在水合物软件STOMP-HYD中添加了CO2组分并考虑了CO2水合物生成和分解动力学，因而多被用于阿拉斯加北坡天然气水合物藏CO2置换开发的模拟研究中[42]。加拿大卡尔加里大学Hydrsim Simulator模拟水合物储藏的模型包括气水两相流方程、导热、对流传热以及水合物的动力学分解模型，可用于模拟下覆有自由气的水合物藏[43]。中外一些学者也曾基于油气模拟软件CMG-STARS[44]、计算流体力学软件Fluent[45]拓展适用于水合物开采的数值模型。Uddin等[44]采用CMG软件STARS模块对Mallik 2007—2008年试采项目中获得的井底压力、产气速度和产水速度进行了拟合并对长期开发的产能进行了预测。

中国天然气水合物藏开发数值模拟研究工作起步较晚，但随着近年来天然气水合物研究工作的持续推进，模拟器的研发也有了一些进展。吉林大学借鉴其改进的模拟器TOUGH2Biot，在TOUGH+HYDRATE模拟器的基础上结合Biot固结模型，建立了适用于天然气水合物开采模拟的热-流-力(THM)模拟器，并研究了南海神狐地区水合物沉积物采气过程中的地质力学响应[46]。青岛海洋地质研究所开发的QIMG-THMC模拟器等[47]，基于非结构化网格，采用有限元求解热-流-固-化(THMC)四场耦合数学模型，研究南海天然气水合物开采过程地层应力分布和沉降特征。

综述以上中外水合物开采过程数学模型优化及模拟器研发可知，现有水合物开采数学模型已经可以实现降压、注热、抑制剂等多种开采方法和复杂影响因素作用下水合物藏开采过程的准确描述，但在以下方面的研究还较少。

(1)现有研究中水合物藏常用储层为均质模型，对孔隙裂隙型以及非均质水合物储层研究较少，对于非均质性较强的较大尺度范围内的水合物藏适用性较差，尤其是针对水合物三维地质模型的网格兼容、计算收敛性和速度需要进一步优化。

(2)现有的热-流-力-分解反应全耦合模型模拟器，但其模拟结果的可靠性以及算法的鲁棒性等方面还有待验证。对于大幅度降压带来的储层应力场变化，进而导致大量出砂[48]以及储层不稳定导致海底滑坡、气体泄漏等安全问题[49]研究不足。

(3)缺乏水合物储层与井筒耦合数学模型相关研究，无法实现水合物藏开采过程中井筒与管道内多相流状态下的水合物再生成风险预测一体化分析。

2.3 基于数值模拟的水合物开采规律研究

现阶段天然气水合物数值模拟技术进展来看，一方面天然气水合物分解相变与多场耦合的数学模型和新的模拟器仍在深入研究；另一方面TOUGH+HYDRATE由于其模型考虑因素全面，计算鲁棒性较好，已经成为目前中外科学研究和工程应用最为常用的水合物数值模拟器，用于世界各地天然气水合物藏目标研究区块的开采效果模拟和产能预测。

在水合物降压开发方面，Moridis等[50-53]利用TOUGH+HYDRATE模拟器对加拿大Mallik冻土区、韩国东部海域郁陵盆地、美国阿拉斯加北坡、印度克利须那河-哥达瓦里河盆地(K-G盆地)等地区的天然气水合物藏开采潜力进行了数值模拟，评价目标区天然气水合物藏降压法开采的技术可行性和预测产气产水量。Yu等[54]、Feng等[55]基于TOUGH+HYDRATE模拟器对日本南海海槽天然气水合物藏降压开发的效果进行了模拟研究并探讨了渗透率各向异性、双直井、水平井开发对产气规律的影响。中科院广州能源所采用TOUGH+HYDRATE模拟器对南海神狐海域天然气水合物藏直井、水平井降压开采进行了数值模拟，并开展了关键参数的敏感性分析[56-58]。孙嘉鑫[59]、袁益龙[60]基于TOUGH+HYDRATE模拟器评价了中国南海神狐海域水合物藏的降压开发潜力、力学响应特性和出砂风险。针对中国陆地冻土区天然气水合物藏，李冰[61]采用TOUGH+HYDRATE对祁连山冻土区天然气降压试采进行了数值模拟。上述研究均表明虽然降压法投入最少，是目前最有可能实现商业化的开发方式，但单一降压法产能较低，难以达到商业化开采所需的产能要求，因而大量学者基于TOUGH+HYDRATE模拟器，对加热法提高天然气水合物藏产能的技术可行性进行了模拟分析。Moridis[62]开展了加拿大Mallik地区水合物藏热水驱开发的数值模拟，结果表明随着注入水温和注入速率的增加，可供地层中水合物分解的热量增加，产气量也随之增加。Liu等[63]对天然气水合物直井注热、分段水平井开采的开发模式进行了数值模拟研究，并开展了降压转注热的时机以及注热参数等的优化，结果表明采用分段水平井进行热激法开发的产能明显高于常规水平井的产能。夏志增等[64-65]采用HydrateResSim针对不同类型天然气水合物藏降压和注热结合开发的效果开展了数值模拟研究，结果表明含有下伏气层的Ⅰ类水合物藏采用加热法开发的能效高于Ⅱ类和Ⅲ类水合物藏。金光荣等[66]对一口注热水平井和两口降压水平井组合开发天然气水合物藏的效果进行了模拟研究，结果表明注热后的产能约为单一降压开发的2倍。

除了常规的降压法和加热法开发天然气水合物藏的数值模拟研究外，众多学者通过对TOUGH+HYDRATE软件代码的二次开发或与其他软件的耦合实现了对特定问题的模拟。Liu等[67-68]将TOUGH+HYDRATE与井筒传热模型进行了耦合，研究了利用水平井换热法以及自流注水法获取地热能提高天然气水合物藏产能的技术可行性。此外，该团队还将TOUGH+HYDRATE与粒子群优化算法进行了耦合，对五点法井网开发含底水的II类水合物藏的转注时机、注热温度、注热量等关键参数进行了优化研究[63]。张怀文等[48]将分别将TOUGH2模拟器、TOUGH+HYDRATE模拟器与Biot地质力学计算模块进行了耦合，用于研究天然气水合物藏开发过程中的地质力学变化。

3 水合物藏开采数值模拟发展趋势

从全球来说，保持井底和储层稳定，加强环境监测和风险控制的前提下，提高天然气水合物产能，探索安全、有效、经济、可持续的水合物增产技术是天然气水合物开发的前沿创新技术方向。中国南海水合物储层胶结性差、地层强度弱、渗透率低，因此水合物开采日均产量低，分解后大多没有岩石骨架支撑，开采过程中容易出现井壁不稳定、井内出砂乃至地层沉降等状况。水合物分解和产物运移受温度、压力、组分、储层物性等众多因素控制和影响，在开采中必须精准、实时对水合物分解和产物运移进行调控，才能实现有效安全地开采。

以数值模拟、室内模拟实验与野外试采实验相结合的研究手段，围绕多相多组分、多尺度(纳米、孔隙及场地尺度)、多物理场耦合(热-流-力-分解反应)的科学问题，探究天然气水合物分解规律、多相多组分流动传热传质及力学不稳定性机理，进一步完善多物理场全耦合数学模型和高效求解方法，研发天然气水合物地层变形模块、储层改造模块、出砂预测模块等，形成适用于大尺度、非均质、支持复杂三维地质模型和井型开采的天然气水合物动态开发数值模拟软件技术，为今后试采工程方案设计优化提供技术手段。

天然气水合物藏开发过程中近井地带压力快速降低，水合物分解大量吸热导致井筒附近储层和井筒内的温度接近水合物的相平衡温度，生产过程中若临时关停或突然减小生产压差则井筒内压力可在短时间内上升至相平衡压力之上进而发生井筒内水合物的二次生成，尤其采用水平井开发时当水合物生成速率较大时易发生井筒堵塞进而影响开发安全。因此，需要在水合物分解相变与沉积机理的基础上，耦合井筒与管道多相流模型，实现水平井筒和管道内水合物二次生成区域和速率的实时预测，一方面为井筒举升工艺优化提供技术支撑，另一方面为抑制剂的注入工艺提供基础参数，保障天然气水合物藏的安全可持续开发。开发储层水合物分解反应-热-流-力多场与井筒全耦合数值模型，实现天然气水合物试开采一体化数值模拟技术。在此基础上发展天然气水合物开发输送系统耦合机制与集成方法，形成开发输送一体化精细评价、系统化优化设计、规模化高效安全开发利用平台，为未来发展高效安全水合物藏开发系统和实现商业化开发提供基础。