南海海域天然气水合物降压开采储层蠕变对气井产能影响

崔玉东，陆程，关子越，罗万静，滕柏路，孟凡璞，彭越

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083;2.中国地质调查局油气资源中心，北京 100083;3.中国石油新疆油田公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

天然气水合物是水和天然气在特定温度压力条件下形成的化合物，具有分布范围广、地质储量大等特点，被认为是一种潜力巨大的新型清洁能源。因此，国内外众多学者对天然气水合物勘探开发等方法展开了深入研究[1-3]。2017 年，中国地质调查局在中国南海海域成功实施了首轮天然气水合物降压试采。虽然该次试采取得了累产气量超过30×104m3的历史性突破[4]，但试采过程中储层物性、水合物相变和气-水两相渗流机理仍是制约水合物分解产气的重要因素[5]。

中国已发现的海域天然气水合物多属于未固结的泥质粉砂型储层，具有胶结性差、黏土矿物含量高和中值粒径低等特点[6-7]。泥质粉砂型水合物储层在降压开采过程中会发生蠕变效应，使水合物分解区孔喉空间被压缩，导致储层孔隙度和渗透率降低[8]。LU 等[9]对南海海域泥质粉砂沉积物进行了不同驱替压差下的单相水驱渗流实验研究并利用CT 扫描观察沉积物样品的孔隙体积变化，研究结果表明，在单相水驱过程中，随着泥质粉砂岩心样品两端渗流压差的增大，泥质粉砂样品岩心孔隙发生蠕变，孔隙度和渗透率逐渐减小，且该过程不可逆。CAI 等[8]基于CT 扫描技术和分形几何理论，建立了泥质粉砂水合物储层沉积物不同轴向应力下的蠕变渗透率模型，其模型结果表明水合物开采过程中蠕变会导致储层渗透率下降，且不同轴向应力下，蠕变对渗透率的影响程度不同。蔡建超等[10]系统总结了含水合物沉积物多相渗流特性及数值模拟技术研究进展，并阐明赋存于海底松散未固结沉积物中的水合物，在开采过程中储层极易发生结构变化从而导致物性演变，制约水合物的高效开采。ZHOU 等[11]基于CT 扫描和孔隙网络模型研究了水合物分解过程中气-水两相相对渗透率变化规律。研究结果表明，受蠕变影响，水合物分解后储层狭窄孔隙数量增加，严重影响气-水两相相对渗透率。吴能友等[12]提出蠕变现象客观存在于天然气水合物开发过程中，且降压开采条件下的水合物相变、多相渗流和应力状态改变等均会对储层物性和气井产能产生影响。综合前人研究成果，目前针对水合物储层蠕变的研究还处于室内实验阶段，缺少蠕变效应对水合物降压开采气井产能的变化规律研究。

数值模拟是揭示气井产能变化、储层温压场时空演化规律和水合物相变特征的重要技术手段之一。当前模拟天然气水合物开发的模拟器主要包括：①Tough+Hydrate代码[13]；②日本的MH21代码[14]；③CMG 数值模拟软件STARS 模块[15]。MORIDIS等[16-17]利用Tough+Hydtate 模拟器针对不同类型天然气水合物储层气井产能展开了深入研究，研究结果表明Ⅰ类水合物储层温度压力条件接近水合物相平衡，微小的温度压力变化即可打破水合物相平衡，导致水合物快速分解，因此，被认为最具有开采潜力。SUN 等[18]利用Tough+Hydrate 模拟器，建立了考虑气井短期生产和长期生产的天然气水合物降压数值模型，研究结果表明在使用降压法长期开采天然气水合物的过程中，定压生产气井日产气存在先下降，后上升，随后又下降的变化规律。李淑霞等[19]利用Tough+Hydrate模拟器建立了南海海域天然气水合物开采数值模型，并综合分析了不同开发井型和开发方式下气井产能，研究结果表明水平井降压法开采为天然气水合物最佳开采方式。孙嘉鑫等[20]利用Tough+Hydrate模拟器模拟了水平井降压法开采南海海域天然气水合物，研究表明水合物分解受储层渗透率影响，低渗储层水合物有效分解范围局限于井周。王静丽等[21]利用Tough+Hydrate模拟器研究了羽状多分支井分支参数对降压法开采气井产能的影响，研究结果表明分支长度、分支数目、分支角度和分支间距是影响分支井产能的关键参数。KURIHARA 等[22]利用MH21 水合物模拟代码建立了日本海域天然气水合物开采数值模型，对比分析了降压、井筒加热、热水吞吐和热水驱等不同开采方式下天然气水合物产气差异，研究结果表明在降压-注热联合开采天然气水合物能有效提高气井产能。SUN 等[23]利用CMG 数值模拟软件STARS 模块建立了南海海域天然气水合物降压开采数值模型，研究了射孔间隔、井底流压、井型井距等因素对气井产能的影响，研究结果表明射孔间隔对产气量的影响最大。

综上所述，目前对南海海域天然气水合物气井产能的影响因素研究主要集中于开采方式、开发井型和相控制度，尚未厘清水合物分解和储层蠕变共同作用对南海海域泥质粉砂型储层气井产能的影响规律。因此，以南海海域2017 年首轮试采矿体地质参数为基础，结合泥质粉砂储层单相水驱室内实验数据，建立考虑储层蠕变特征的水合物降压开采数值模型，并以南海海域水合物首轮试采累产数据进行数值模拟结果历史拟合，验证模型的可靠性。随后，深入探讨了蠕变作用下的储层物性、温度场、压力场、水合物饱和度场和气井产能的变化规律，研究了南海海域泥质粉砂型天然气水合物直井降压开采储层蠕变占主导作用时的临界生产压差，为后续中国海域天然气水合物高效开发提供理论依据。

1 南海海域天然气水合物直井降压开采数值模型的建立

1.1 地质模型的建立

以南海海域2017年首轮试采矿体地质参数为基础[4]，依托CMG 数值模拟软件STARS 模块，建立考虑储层蠕变的Ⅰ类天然气水合物降压开采数值模型（图1）。如图1 所示，为明确降压开采过程中井周水合物相变特征和蠕变导致的储层温压场、饱和度场和孔渗参数等的变化规律，数值模型采用径向网格。整个数值模型离散为6 545个网格，其中r方向77个，z方向85个。在模型中部部署一口垂直降压开采井，并对井周网格采用局部网格加密处理。

图1 南海海域天然气水合物开采地质模型Fig.1 Geological model for developing South China Sea natural gas hydrate reservoirs

结合南海海域首轮试采井测井解释和岩心测试结果，本次数值模拟建立的地质模型中，储层埋深1 500 m，半径100 m。储层自上而下依次为上覆盖层、水合物层A、水合物层B、气态烃层和下伏层，其中，水合物层A 厚35 m，平均孔隙度35%，平均渗透率2.9×10-3µm2；水合物层B 厚15 m，平均孔隙度33%，平均渗透率1.5×10-3µm2；气态烃层厚27 m，平均孔隙度32%，平均渗透率7.4×10-3µm2。水合物层A 和水合物层B 的水合物饱和度分别为35 %和31%，气态烃饱和度为7.8%。此外，为保证水合物和盖层的热流交换与压力传播，建立地质模型中的上覆盖层与下伏层厚度均为30 m，渗透率1.5×10-8µm2。岩石、水合物、气和水的热传导系数分别为1.50×105、3.93×104、2.93×103、6.00×104J/（m·d·℃），岩石、水合物、气和水的热容分别为8.40×102、1.54×103、2.40×103、4.20×103J/（kg·K）。模型初始压力15.4 MPa，初始温度17.1 ℃，采用垂直开采井生产压差3 MPa，水合物层和下伏气态烃层全射孔，模拟生产5 a。

1.2 储层物性变化的定量表征

对于南海海域天然气水合物泥质粉砂储层蠕变导致的孔隙度和渗透率变化，LU 等[9]选取南海海域天然气水合物分解后的泥质粉砂沉积物，进行4组柱塞岩心在不同驱替压力下的单一水相驱替实验，并在最后一组实验过程中同步进行CT 扫描，得到天然气水合物储层不同驱替压强下柱塞岩心的孔渗参数（表1）。

表1 南海海域天然气水合物沉积物孔隙度与渗透率变化参数[9]Table 1 Porosity and permeability of South China Sea natural gas hydrate sediment[9]

根据MASUDA 等[24]的研究成果，水合物储层孔隙度与渗透率的关系为：

式中：Ke为水合物层有效渗透率，单位µm2；K0为水合物层初始渗透率，单位µm2；φe为水合物层有效孔隙度；φ0为水合物层初始孔隙度；n为渗透率变化指数。

为将LU 等人得到的实验数据应用于CMG 数值模拟软件STARS 模块，结合MASUDA 等人提出的水合物储层孔隙度与渗透率的变化关系，对表1所示实验数据进行拟合，拟合结果如图2 所示。由图2 可知，式（1）中的n值为2.76。

图2 泥质粉砂沉积物单相水驱实验孔渗变化数据拟合结果Fig.2 Fitting result of single-phase water flooding experimental data of clayey silt sediment

对于降压开采过程中蠕变导致的储层有效孔隙度的变化，当不考虑蠕变时，储层有效孔隙度与水合物饱和度间的关系可用下式表示：

式中：Sh为水合物饱和度。

由于泥质粉砂储层蠕变过程实质是水合物降压开采过程中储层孔隙体积被压缩，且随着驱替压差的变化，储层孔隙体积被压缩的程度不同[9]。对于水合物沉积物孔隙度的变化可以描述为，

式中：Cp为水合物储层压缩系数，单位MPa-1；∆p为孔隙压力与参考压力的差值，单位MPa。

结合式（2）和式（3）可知，同时考虑水合物分解和储层蠕变下的储层孔隙度变化为：

对于下伏气态烃层，水合物饱和度为0，因此，式（4）可改写为：

由于随着驱替压差的变化，泥质粉砂储层孔隙体积压缩的程度不同[9]，为确定式（3）至式（5）中天然气水合物蠕变储层压缩系数的具体数值，通过调整Cp的值，对比模型计算得到的60 d 累产气量与天然气水合物首轮试采60 d 累产气量差异，得到天然气水合物泥质粉砂型储层Cp值。由试采井累产气量拟合结果（图3）可知，所建立的数值模型模拟60 d，累产气量为3.12×105m3，与实际试采结果误差0.82%。基于模拟计算结果得到海域泥质粉砂型天然气水合物储层Cp值为9.2×10-2MPa-1。

图3 南海海域天然气水合物首轮试采井历史拟合结果对比Fig.3 History match of first test of South China Sea natural gas hydrate production

通过将实验数据拟合得到的天然气水合物蠕变储层n值与模拟计算得到的Cp值输入至CMG 数值模拟软件STARS 模块，即可建立考虑天然气水合物储层蠕变特征的降压开采数值模型。

2 天然气水合物储层蠕变的影响

2.1 蠕变对储层物性的影响

基于建立的天然气水合物直井降压开采数值模型，通过对比考虑蠕变和不考虑蠕变2种模拟方案下储层孔隙度和渗透率变化，分析了储层蠕变对储层物性的影响。通过对比不同模拟方案下水合物开采5 a 后储层孔隙度和渗透率变化场（图4）可知，水合物分解对提高天然气水合物储层的渗流能力有积极作用，储层的孔隙度和渗透率逐渐增加。同时，由于蠕变效应，储层孔隙被压缩，储层的有效孔隙度较不考虑蠕变的模拟方案减小。不考虑蠕变模拟方案井周水合物分解区储层孔隙度为35%，储层渗透率为4.01×10-3µm2；考虑蠕变模拟方案井周水合物分解区储层孔隙度为13.7 %，储层渗透率0.685×10-3µm2，较不考虑蠕变模拟方案分别降低了60.86 %和82.92%。

图4 不同时刻储层孔隙度和渗透率分布剖面Fig.4 Distributions of porosity and permeability at different simulation periods

2.2 蠕变对储层温压场和水合物饱和度场的影响

结合不同生产时间考虑和不考虑蠕变模拟方案储层压力时空演化剖面（图5）与考虑蠕变和不考虑蠕变条件下气井开采1 a 后BSR（拟海底反射层）处压力漏斗的变化情况（图6）分析可知，考虑蠕变模拟方案的储层压力横向传导半径小于不考虑蠕变的模拟方案。同时，当考虑蠕变时，储层压力漏斗变得更加陡峭，压力降落主要发生在近井区域。当不考虑蠕变时，储层压力分布较均匀，气井控制范围内地层压力均有较大幅度的压力降落。

图5 不同时刻储层压力场分布剖面Fig.5 Pressure distribution at different simulation periods

图6 生产1 a后BSR界面处压降漏斗Fig.6 Pressure drop at the location of BSR after 1 year production

由不同生产时期的温度分布（图7）可知，短期开采，考虑储层蠕变时，近井周储层温度下降幅度最大，井周温度最低，温度横向传导半径小于不考虑蠕变的模拟方案。长期来看，考虑储层蠕变时，远井端水合物储层温度高于不考虑蠕变的模拟方案，且考虑蠕变模拟方案的储层温度分布较不考虑蠕变方案更均匀。

图7 不同时刻储层温度场分布剖面Fig.7 Temperature distribution at different simulation periods

对比不同模拟方案下水合物开采5 a 后储层水合物饱和度变化场（图8），采用直井降压法开采Ⅰ类水合物，近井区域水合物分解程度最高。同时，受下伏气态烃层压力垂向传导和上覆盖层传热的影响，水合物层A 的顶部和水合物层B 的底部水合物饱和度较低，水合物分解程度高于储层中部。不考虑储层蠕变时，由于储层压力横向传导半径较小，远井端水合物饱和度仍然较高，水合物分解程度较考虑储层蠕变的模拟方案高。对比不考虑蠕变模拟方案，考虑蠕变模拟方案水合物分解半径由30 m 减小至10 m，水合物分解半径降低了66.7%。

图8 不同时刻储层水合物饱和度分布剖面Fig.8 Hydrate saturation distribution at different simulation periods

2.3 蠕变对气井产能的影响

由考虑蠕变和不考虑蠕变时气井生产5 a 产气变化曲线（图9）可知，当不考虑储层蠕变时，气井5 a累产气量为0.18×108m3，为考虑蠕变气井5 a 累产气量的7.71 倍。蠕变效应导致气井5 a 累产气量降低了87%。同时，随着降压开采的进行，蠕变对气井产能的影响逐渐增大。此外，在考虑和不考虑蠕变效应的2种模拟方案中，气井日产气量变化趋势为先上升—后下降—再上升—最终缓慢下降，相应的累产气量增长速率也逐渐减小。

图9 不同模拟方案日产气和累产气量变化曲线Fig.9 Daily gas production rate and cumulative gas production of different scenarios

进一步绘制的考虑和不考虑蠕变时水合物层和气态烃层对气井产气量的贡献变化曲线（图10）表明，由于气井为定压生产，下伏气态烃层的日产气量逐渐降低。然而，水合物层的日产气量呈现“先上升后下降”的变化趋势。这是由于，水合物藏压力在开采初期由开采井逐渐沿径向不断向模型边界扩展，在开采井周附近形成低压区，井周水合物快速分解，水合物层对产气贡献迅速上升。随后，由于水合物分解吸热以及井周附近气体涌入引起的“焦耳汤姆逊效应”，储层温度逐渐降低，尤其是开采井周温度下降幅度最大，在井周形成低温区。在没有外部热量补给的情况下，受储层显热影响，天然气水合物分解速率逐渐降低，水合物层对气井产量的贡献逐渐降低，气井日产气量表现为下降趋势。此外，由于蠕变导致储层孔隙度渗透率降低，考虑蠕变模拟方案水合物层和气态烃层初期产气量贡献低于不考虑蠕变方案。

图10 不同模拟方案下水合物层和气态烃层产量贡献Fig.10 Contributions of hydrate and free hydrocarbon gas to the cumulative gas production of different scenarios

2.4 直井降压开采气井临界生产压差研究

水合物分解提高了储层的孔隙度和渗透率，这是水合物生产的有利因素，而蠕变降低了储层的孔隙度和渗透率的增加幅度。通过对比不同生产压差下气井开采5 a 累产气量变化和储层井周水合物分解区孔隙度和渗透率的变化（图11），进一步明确天然气水合物直井降压法开采合理生产压差。由图11可知，当生产压差小于4 MPa 时，水合物分解效应占主导作用，因此，随着生产压差的增大，储层孔隙度渗透率和气井产能均逐渐增大，但增幅逐渐减小；当生产压差大于4 MPa时，泥质粉砂储层蠕变占据主导作用，因此，随着生产压差的增大，储层孔隙度渗透率下降幅度越大，气井产能增长幅度进一步减小。综上所述，建议南海海域天然气水合物应控制在降压开采的气井临界生产压差以下降压开采。

图11 不同生产压差气井累产气量增加幅度和储层渗透率变化Fig.11 Cumulative gas production increasing degree and hydrate layer permeability of different production pressure difference

3 结论

以南海海域首轮试采矿体地质参数为基础，结合储层泥质粉砂单相水驱物模实验数据，建立了考虑水合物分解和储层蠕变的Ⅰ类水合物降压开采数值模型，并通过拟合了中国海域天然气水合物首轮试采井累产数据，获取了天然气水合物储层蠕变参数，详细分析了储层蠕变作用下储层物性温度场、压力场、水合物饱和度场和气井产能的变化规律，并得到了泥质粉砂型天然气水合物直井降压开采储层蠕变占主导作用时的临界生产压差。结合研究成果，可得到以下结论：

1）水合物分解提高了储层的孔隙度和渗透率，这是水合物生产的有利因素，而蠕变降低了储层的孔隙度和渗透率，这是水合物生产的不利因素。考虑储层蠕变时，天然气水合物储层直井降压法开采储层孔隙度降低了60.86 %，储层渗透率降低了82.92%。

2）针对南海海域泥质粉砂型水合物储层直井降压法开采，压力降落主要发生在近井区域，井周温度降低幅度最大，且蠕变降低了压力横向传导半径，导致储层压力漏斗变得更加陡峭。

3）南海海域天然气水合物降压法开采过程中，水合物分解主要发生在近井区域、水合物层A 顶部和水合物层B 底部，且蠕变效应降低了天然气水合物分解半径和分解程度。

4）直井降压开采天然气水合物，受储层孔隙度和渗透率下降影响，蠕变降低了气井产能，气井5 a累产降低了87%；同时，当直井生产压差大于4 MPa时，泥质粉砂储层蠕变占据主导作用，随着生产压差的增大，气井产能增加幅度减小。