Ⅲ类水合物藏水平井降压开采产气动态及影响因素分析*

陆 努 张 波 张 正 范恒杰 苗文成 姜瑞景

(1. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083； 2. 中国石油集团安全环保技术研究有限公司 北京 102206；3. 中国石油国际勘探开发有限公司 北京 100034； 4. 中海石油(中国)东海西湖石油天然气作业公司 上海 200335；5. 中国石油勘探与生产分公司 北京 100007)

天然气水合物储量丰富[1]，已被视为继深海/深层油气[2-4]和非常规[5]之后又一极具潜力的天然气来源，广泛分布于中国祁连山和南海海域。其中，中国南海神狐海域的部分水合物藏上下存在渗透性较差的盖层，可归属于Ⅲ类水合物藏，即水合物藏由水合物层和上下强封闭性盖层组成[6]。然而，Ⅲ类水合物藏储层内流动性差、压力波传递速度慢，导致水合物分解速度低，产气速度低于Ⅰ类和Ⅱ类水合物[7]。

Ⅲ类水合物藏的开采涉及到了水合物的分解生成以及上下盖层的热量传递，能量变化和生产动态较为复杂。陆努 等[8-9]研究了Ⅲ类水合物藏直井降压开采的生产动态和产能预测方法，发现开采过程中的产水问题及水合物饱和度和生产参数的影响不容忽视；陈朝阳 等[10]研究了垂直井网对南海北部Ⅲ类水合物藏的开采效果，指出井网中的单口直井产量下降但总产能上升，需要根据产水产气特征、生产周期和饱和度参数优化井距离。张潘潘 等[11]基于HydrateResSim对比了径向井与直井降压开采Ⅲ类水合物的效果，发现径向井增加了储层泄流面积，加速了压力波的传递和水合物的分解；樊栓狮 等[12]模拟水平井加热降压联合开采Ⅲ类水合物的能量消耗情况，指出加热只分解了5.28%的水合物，大部分水合物由降压驱动。李淑霞 等[13]以神狐水合物藏为研究对象对比了Ⅲ类水合物藏不同开发方式的生产效果，认为最佳的开采方式是水平井降压。卓鲁斌 等[14]的实验结果表明，水平井长度越长，Ⅲ类水合物藏的产气峰值出现越早且累产气量较高，但模型尺度和时间跨度受到了实验装置的限制。叶建良 等[15]撰文指出，水平井的应用使中国南海水合物二次试采的日产提升到了28.7万m3。

上述研究表明，Ⅲ类水合物藏的高效开发是亟需解决的关键问题，而水平井降压开采是实现Ⅲ类水合物藏经济高效开发的有效手段。但相对于直井降压，水平井降压开采Ⅲ类水合物藏的生产动态，以及不同因素影响下的产气变化规律仍需进一步分析，从而为Ⅲ类水合物藏水平井降压开采的产能优化提供理论依据。因此，本文建立了基于Tough+Hydrate的水平井降压开采Ⅲ类水合物藏数值模型，研究了Ⅲ类水合物藏开采过程中的水气产出动态，分析了饱和度、生产压力和水平段长度等因素对生产动态的影响规律，提出了相应的建议措施。

1 Ⅲ类水合物藏水平井降压开采模型

参考日本海槽的天然气水合物藏地质数据[16]建立了Ⅲ类水合物藏水平井降压开采模型。水合物藏为立方体(图1)，沿z-y轴对称分布，长×宽×高为800 m×500 m×80 m。井筒水平段位于储层中部，沿x轴方向延伸，井眼半径为0.1 m，长度为500 m。采用定压生产的方式，为避免生产过程中井周产生冰堵塞井筒降低生产效率，基础方案的生产压力设置为3 MPa(略高于四相点压力，避免发生冰堵)，生产时间设为10年。水合物层底部处于相态平衡临界状态，初始仅含有水合物和水两相，含气饱和度为零，低于水合物藏中束缚气饱和度。

图1 Ⅲ类天然气水合物藏地质模型

网格划分方面，在模型x方向上划分成尺寸为12.5 m的网格共64个；在y方向上，井筒所在网格尺寸为20 m，其余为30 m/格；z方向上，井筒所在网格尺寸为1.5 m，水合物层网格尺寸均设为1.85 m/格。储层初始平均温度为14 ℃，地热梯度为0.03 ℃/m。其他储层参数见表1。

表1 Ⅲ类天然气水合物藏基础模型参数Table 1 Calculation parameters of Class Ⅲ hydrate deposit model

利用水合物开采模拟软件Tough+Hydrate模拟Ⅲ类水合物藏水平井降压开采的过程。根据Ⅲ类水合物藏的地质结构特征和已有研究结果，认为模型中：①储层为均一多孔介质，只有气液两相发生流动且遵循达西定律；②水合物为单组分水合物，满足相平衡反应；③忽略影响较小的机械弥散作用；④当储层内温度低于冰点时，忽略冰的生成导致的储层形态变化，储层压力变化主要通过岩石的压缩系数体现；⑤考虑水合物分解及合成过程涉及的热量变化和储层及围岩热传导作用对水合物分解的影响；⑥相渗曲线采用改进的Stone经验模型[17]，认为水合物藏中岩石孔隙中的流体始终满足水合物、水和气的饱和度之和为1，并将水合物的相对渗透率始终设置为0来体现其不可流动的特性，水合物饱和度变化则通过改变其他相的饱和度来反映;⑥采用综合导热系数[18]来表征上下盖层岩石导热对体系能量守恒的影响。

2 生产动态分析

产气和产水是表征Ⅲ类水合物藏生产动态的重要指标，通过求解上述模型即可获取Ⅲ类水合物藏水平井降压开采的产气和产水状况。如图2所示，产气速度曲线总体上呈现先上升后下降的趋势，具有明显的峰值和阶段性，可分为波动上升阶段、快速下降阶段和缓慢下降阶段。产气速度峰值为81.3×104m3/d，出现在第113天，对应累产气量为2.76×107m3。需要注意的是，该产气峰值是在储层参数和生产条件均较为理想的条件下获得的。随着时间的进行，产气速度与分解气速度的相对关系逐步发生了变化，这是因为初期产生的分解气缺乏产出通道，难以转化为产量。水合物分解提高了储层的渗透率，因此前期积累的分解气也转化成产出气，表现为产气速度高于分解气速度。随着储层能量衰竭和积累的分解气全部产出，产气速度与分解气速度相同。

如图3所示，产水速度则随生产时间的增加而逐渐下降，最终在较小数值趋于平缓。其中最大产水速度在降压开采的生产初期获得，产水速度的峰值超过3.00×104t/d，当生产时间为136天时产水速度降至8.46×103t/d，累产水量21.32×104t。由此可以发现，早期的较大压差会造成开采初期大量产水，应合理配置产出水处理措施来保障正常生产，并利用分阶段降压等方式降低早期的产水量。

图2 Ⅲ类天然气水合物藏基础模型产气速度和累产气曲线

图3 Ⅲ类天然气水合物藏基础模型产水速度和累产水曲线

3 敏感性分析

3.1 水合物饱和度

分别选取水合物饱和度为0.3、0.4、0.5、0.6和0.7，对水合物饱和度进行敏感性分析。结果表明，产气速度峰值随水合物饱和度增加逐渐降低，出现时间延后；但在缓慢下降阶段，高水合物饱和度情况下的产气速度高于其他曲线(图4)。这是因为，水合物以固体形态存在于多孔介质中，因此饱和度的增加会降低储层流体的有效渗透率，导致储层内的压力传播速度下降，产气速度降低且各生产阶段间的时间节点后移。在生产末期，受到储层内剩余天然气水合物总量的影响，表现出产气速度较高的现象。因此，对于高天然气水合物饱和度储层，可采取压裂等措施来提高水合物藏的渗流能力[19]，从而释放产能。

图4 水合物饱和度对产气速度的影响

3.2 残余气饱和度

分别选取残余气饱和度为0、0.05、0.10、0.15和0.20，对残余气饱和度进行敏感性分析，结果表明，不同残余气饱和度条件下产气速度曲线形态具有相似性，且残余气饱和度越高，产气速度的峰值越低且延后，后期产气速度趋同(图5)。这是因为残余气饱和度增加会降低气相渗透率，导致压力传播速度减慢，进而水合物分解产气效应不足以克服生产压差下降导致的产气速度降低，最终产气速度下降且生产进程延后。这说明，残余气饱和度过高不利于Ⅲ类天然气水合物藏的经济高效开采。

图5 残余气饱和度对产气速度的影响

3.3 生产压力

分别选取生产压力为3、4、5、6和7 MPa，对生产压力进行敏感性分析，结果表明，随着生产压力的增加，产气峰值降低且延后外，产气速度在整个生产阶段内均减少(图6)。这是因为水合物开采可能利用的储层能量与生产压力相关，生产压力降低能够提高生产压差。因此，降低生产压力是提高Ⅲ类水合物藏降压开采效益的有效方法。因此在生产条件和储层环境允许条件下，应尽可能增大生产压差，但是需要考虑储层出砂和变形等带来的不利影响[20-21]。

图6 生产压力对产气速度的影响

3.4 水平段长度

分别选取直井及水平井长度为100、200、300、400和500 m，对水平井长度进行敏感性分析。结果表明，相对于直井，水平段显著提高了产气速度。然而，水平段长度的改变并未改变产气速度的整体变化趋势，仍呈现先增后减的变化规律，但产气速度曲线峰值增加且出现时间提前(图7)。这是因为，水合物储层与井筒的接触面积随着水平段的增加而增加，压力传播至储层边界的时间也相应缩短，从而增加了水合物储层的控制面积和分解速度，因此产气峰值与水平段长度并非严格的线性关系。除增加水平段长度外，还可以通过多分支水平井等技术来提高产气速度。

图7 水平井长度对产气速度的影响

4 结论

1) 水平降压开采Ⅲ类水合物藏，产气曲线具有显著的峰值和阶段性，可分为波动上升阶段、快速下降阶段和缓慢下降段。产水速度随生产时间的增加而逐渐下降，最终趋于平缓。因此在生产初期要合理配置产出水处理装置。

2) 产气速度峰值随水合物饱和度增加而降低，出现时间延后。高天然气水合物饱和度储层，可采取压裂等措施来释放产能。残余气饱和度的增加会导致产气速度的峰值降低且延后，不利于Ⅲ类天然气水合物藏的经济高效开采。

3) 生产压力的降低能够提高产气峰值且加快整个生产进程，在生产条件和储层环境允许条件下，应调整生产压差合理配产。随着水平段长度的增加，产气速度曲线峰值增加且出现时间提前，但产气峰值与水平段长度并非严格的线性关系。