天然气水合物开采三维实验模拟技术研究*

周守为 李清平 陈 伟 付 强

(1. 中国海洋石油总公司 北京 100010； 2. 中海油研究总院 北京 100028)

天然气水合物开采三维实验模拟技术研究*

周守为1李清平2陈 伟2付 强1

(1. 中国海洋石油总公司 北京 100010； 2. 中海油研究总院 北京 100028)

调研了国内外天然气水合物开采技术研究进展，基于无量纲相似分析方法研制了三维可视天然气水合物开采模拟实验系统。以甲烷、水和石英砂为实验介质，开展了降压、注热、注剂等天然气水合物开采方法三维实验模拟分析。根据室内模拟实验和数值模拟分析结果，提出了海上天然气水合物试采的技术思路，以期为天然气水合物试采及深水工程的研究提供借鉴。

天然气水合物；三维实验模拟；降压；注热；注剂；开采

天然气水合物是由水和甲烷等烃类气体在高压低温条件下形成的结晶状、笼形化合物，具有高密度、高热值、分布广、储量大等特点。据估计，全球天然气水合物的资源总量换算成甲烷气体约为(1.8～2.1)×1016m3，其有机碳储量相当于全球已探明矿物燃料(煤炭、石油和天然气等)的2倍[1-3]。因此，天然气水合物有望成为继页岩气、致密气、煤层气、油砂等之后的储量最为巨大的接替能源。鉴于天然气水合物巨大的资源潜力，美国、加拿大、德国、挪威、新西兰、日本、印度、韩国等先后启动了国家层面的天然气水合物资源勘察与开发领域的长期研究计划，北极冻土带的加拿大马更歇、美国阿拉斯加、西西伯利亚以及墨西哥湾、印度沿海、南中国海和日本海的“一陆三海”格局初步形成。同时围绕北极冻土带和墨西哥湾深水区3个工业联合项目吸引了诸多国家和研究机构的参与。前苏联、加拿大、美国、日本等[4-7]均进行了天然气水合物的试采工程。

目前，围绕天然气水合物资源开发利用的研究主要集中在3个方面：①天然气水合物资源勘探和目标评价。通过地球物理勘探、地球化学分析等方法初步圈定天然气水合物的有利富集区域，通过保真钻探取样证实天然气水合物存在，并落实其资源量。 ②天然气水合物室内研究和试采工程实施。随着天然气水合物晶体结构分析、试采物理模拟和数值分析的不断深入，加拿大马更歇永久冻土、美国阿拉斯加永久冻土、日本海域已经成功实施短期试采。③天然气水合物无序分解和开发可能引发的环境问题。深水浅层天然气水合物埋深浅、非成岩、胶结性差，其分解可能触发海底结构物基础失稳、海底滑坡等灾害；同时甲烷温室气体的大量释放，也会引起全球气候变化。因此，对天然气水合物环境风险的评估和防范与天然气水合物资源开发利用同等重要。当前天然气水合物还是一种储备性资源，围绕北极和海域的试采项目实施时间较短，仅证明通过降压、注剂、CO2置换等可以实现天然气水合物分解并获取甲烷等气体，但其开发安全性以及对环境影响等问题未根本解决；同时从自然界获取的30多个天然气水合物样品分析来看，其形态、储层特性呈现多样性，有砂岩型、砂岩裂隙型、粉质泥岩或细粒型，还有一些分散型，目前仅试采砂岩或砂层天然气水合物，限于技术验证范畴，距生产测试、商业开发需求还有一定距离。

我国海域具有广阔的天然气水合物资源前景，据估算仅南海天然气水合物的总资源量就达到643.5亿～772.2亿t油当量，约相当于我国陆上和近海石油天然气总资源量的1/2[8]。因此，寻找安全、高效、经济的开采方式是当前和今后一段时间内世界科技前沿创新技术研发重点。笔者调研了国内外天然气水合物室内模拟开采技术研究进展，基于无量纲相似分析方法研制了三维可视天然气水合物开采模拟实验系统，开展了降压、注热、注剂等天然气水合物开采方法实验模拟分析，提出了海上天然气水合物试采的技术思路,以期探求合理、安全的开采方式,有效规避由浅地层天然气水合物分解可能带来的潜在风险，使天然气水合物资源尽早得到应用。

1 国内外天然气水合物室内模拟开采技术研究进展

1.1 天然气水合物开采模拟实验系统

目前天然气水合物开采方法研究的主要技术手段包括室内物理模拟和数值分析，而天然气水合物开采模拟实验装置是一套集天然气水合物生成、分解、参数测量等多功能于一体的高度集成系统，其形状及尺度[9-10]的设计在很大程度上决定了实验系统的规模、投资、性能及实验结果的有效性。表1统计了我国及美国、日本、韩国主要的天然气水合物开采模拟实验系统。

表1 国内外天然气水合物开采模拟实验装置

1．2 天然气水合物开采模拟实验系统技术参数

通过对国内外天然气水合物开采模拟实验装置的调研，发现实验装置的形状、尺寸、技术指标、主要功能与各个研究机构自身需求密切相关：通常一维设备只研究水合物藏在一维线性空间上的合成与分解规律，尺寸相对较小；三维实验设备主要研究天然气水合物藏在空间立体范围内的合成与分解规律，尺寸相对较大。据统计，上述国内外天然气水合物开采模拟实验装置高压模拟系统的工作压力变化范围在15～40 MPa(以20、30 MPa的高压模拟系统为主)，工作温度变化范围在-50～200 ℃(根据实际天然气水合物藏的温度条件，高压模拟系统模拟温度一般在-20～150 ℃)。天然气水合物高压模拟系统技术参数统计见表2。

表2 天然气水合物高压模拟系统技术参数

Table 2 Parameters of the natural gas hydrate high pressure simulation system

2 三维可视天然气水合物开采模拟系统研制

2.1 技术指标

在总结分析国内外天然气水合物开采模拟实验系统的基础上，中海油研究总院和广州能源研究所依托国家863项目联合研制了三维可视天然气水合物开采模拟系统，其主要技术指标[11]见表3。

2.2 系统组成

三维可视天然气水合物开采模拟系统采用模块化设计思路(图1)，各子模块之间互相独立，通过接口交换数据，主要包括以下几个组成部分：

表3 三维可视天然气水合物开采模拟系统技术指标

1) 模型主体，包括天然气水合物生成与开采模拟模块(高压反应釜)、电极、测压点、测温点、超声探头、观察窗等。

2) 稳压供液模块，包括注入泵、活塞容器、加液泵、气动阀等。

3) 稳压供气模块，包括空气压缩机、气瓶、气体增压泵、压力调节器、流量计等。

4) 温度(环境)控制模块，包括水夹套、制冷机组、冷箱、电加热器、循环泵等以及步进式低温恒温室。

5) 回压控制模块，包括回压控制阀、回压缓冲容器等。

6) 测量模块，包括温度传感器、压力传感器、差压传感器、流量控制器及二次仪表、电阻测量仪、超声波发生器、光纤内窥镜、气液分离计量系统等。

图1 天然气水合物开采三维模拟实验系统

7) 数据采集处理模块，包括计算机、打印机、A/D采集卡、I/O控制板、软件、系统电路。

三维可视天然气水合物开采综合模拟实验平台设置压力、压差、光纤、声波测试等多种先进测试手段，可进行天然气水合物生成与分解过程天然气水合物藏特征参数的动态测量，从而较为系统地反映天然气水合物开采过程的特征。该装置能够实现降压法、热激法、注化学剂法、联合开采方法及新型开采方法研究，气体开采量可达到494 L/h(标况)。该装置主要技术指标总体处于国际先进水平，为深入研究大尺寸的天然气水合物藏试验开采技术方案模拟以及商业开采模拟奠定了实验研究基础。

3 天然气水合物开采机理实验模拟分析

天然气水合物开采方法以降压、注热、注化学剂为主，同时CO2置换开采、就地氧化还原等新方法也在探索中。本文依托一维、小三维、三维-可视开采模拟实验系统，采用填砂模型，开展了100多组不同模拟尺寸的天然气水合物藏降压、注热(单井吞吐、驱替)、注剂(醇类、盐水)等单原理以及联合开采实验模拟，分析了实验条件下各种开采方法所对应的模拟天然气水合物藏产气率、产水率、温度、压力等相态变化，并进行了参数敏感性分析，为深入实验研究和数值模型的建立、验证以及试验开采研究方案制定等奠定了基础。

3．1 降压开采实验模拟分析

天然气水合物降压开采模拟实验主要研究了降压开采生产动态变化规律以及降压速度、模拟水合物藏初始温度等对降压开采过程的影响。

3．1．1 基本开采规律

通过三维可视天然气水合物开采模拟实验系统进行天然气水合物降压开采模拟实验，所得到的产气、产水速率曲线如图2、3所示。

由图2、3可以得出，天然气水合物降压开采过程可划分为3个阶段：

1) 自由气产出阶段。随着系统压力的降低，产气速率迅速上升，且初始降压时只产气不产水，出水时间明显滞后于产气时间。

2) 水合物分解气稳定生产阶段，包括自由气与水合物分解气混合开采阶段以及水合物分解气为主的产出阶段。当自由气解析接近尾声后，所产出的气主要来源于水合物分解，此时产气速率稳定在一定水平，同时产水速率上升到峰值后迅速回落。

图2 天然气水合物降压开采产气速率

图3 天然气水合物降压开采产水速率

3) 产气速率逐渐减小阶段。随着水合物分解的进行，水合物饱和度逐渐降低，分解产生的气量和水量也越来越小，直至最后完全分解。

3．1．2 参数敏感性分析

1) 降压幅度对生产动态的影响。

不同降压幅度对开采效果的影响如图4所示。由图4可以看出，降压幅度越大，累积产出气体百分比越大，这与理论分析是一致的。因此，天然气水合物藏开采的压力降低幅度与累积产气量是密切相关的。

2) 降压速度对生产动态的影响。

共进行了3个周期的天然气水合物藏等容合成与不同降压速度开采实验，降压速度分别为0.37、0.58、3.07 MPa/h，实验结果如图5所示。

由图5可以看出：在本实验条件下，降压速度越大，产气速率越高；同时不同降压速度只是影响开采持续时间的长短，最终产气百分比基本一致。

图4 天然气水合物不同降压幅度下的累积产气量

图5 天然气水合物不同降压速度下的产气速率

3) 天然气水合物藏初始温度对降压开采效果的影响。

在天然气水合物饱和度相差不大的情况下，模拟了不同温度天然气水合物藏在相同降压条件下的开采动态，实验结果如图6所示。由图6可以看出：较低温度下的天然气水合物藏在降压开采时更趋于发生自保护效应。因此，在开采温度较低的天然气水合物藏时，应当减小压力降低幅度，防止天然气水合物发生明显的自保护效应；在开采温度较高的天然气水合物藏时，天然气水合物的自保护效应不明显，可以适当增大压力降低幅度。

4) 不同产气速率对降压开采效果的影响。

保持天然气水合物藏的其他实验条件基本相同，模拟了在产气速率分别为344 mL/min和1 003 mL/min条件下的天然气水合物降压开采过程，实验结果如图7所示。由图7可以看出，产气速率大时模拟天然气水合物藏的压力降低比较快，温度下降更为明显，开采时间较短，这与常规气藏是一致的。因此，在实际天然气水合物藏开发时，若产气速率太高，则可能出现自保护效应。

图6 天然气水合物初始温度对产气量与对应的持续时间的影响

图7 天然气水合物不同产气速率条件下的储层压力变化

3.2 注热开采实验模拟分析

天然气水合物注热开采模拟实验主要研究了驱替、吞吐2种方式，并进行了注热温度、速率等参数敏感性实验分析。以下重点介绍单井吞吐实验结果。

单井吞吐注热水开采天然气水合物可分为多个周期，每个周期大致可分为3个阶段：注水阶段、焖井/闭井阶段和产气阶段。天然气水合物单井吞吐注热开采过程中，初始阶段(第一周期)由于天然气水合物储层中的游离气体被水置换出来，瞬时产气速率很大，但产气时间却很短；开采到中、后期(第二、三周期)时瞬时产气速率相比初始阶段大幅降低，但产气时间明显增加,产出的气体为天然气水合物分解气。

在单井吞吐注热过程中，天然气水合物储层的温度随着热量的不断注入而逐渐升高，部分实验结果如图8所示。从图8可以看出，相同深度的天然气水合物储层中，中心的温度最高，越靠近反应釜壁温度越低；相同半径的天然气水合物储层中，离注热井口近的天然气水合物储层温度更高。

图8 天然气水合物单井吞吐注热开采第一周期位于同一储层深度、不同径向距离的储层温度变化

单井吞吐注热开采过程天然气水合物初始饱和度和注热温度对产气能量效率及热效率的影响如图9所示。 从图9可以看出，在其他条件相同的情况下，能量效率与热效率随天然气水合物初始饱和度的增加而增加、随注水温度的增加而减小。显然，在天然气水合物开采时，尽可能选择天然气水合物饱和度高的地方进行开采，同时应确定一个最优的注热温度。

此外，依托三维装置，采用五点法，进行了天然气水合物单井吞吐注热开采实验，由中心1口井注热，周围4口井产气产水，实验结果如图10所示。由图10可以看出：温度向四周扩散，并最终扩散至全釜，中心最高温度可达到极限值。实验中还发现，天然气水合物注热开采过程中持续产气和产水，产气均匀后期减慢，产水从注热后一段时间开始，并保持均匀。

图9 天然气水合物初始饱和度(a)和注热温度(b)对天然气水合物产气能量效率和热效率的影响

图10 “五点法”单井吞吐注热开采前期实验模拟结果

3．3 注化学剂开采实验模拟分析

实验研究了驱替、吞吐2种方式的注剂开采天然气水合物，不同类型化学剂、注入量、注入浓度等参数敏感性实验结果如图11所示。从图11可以看出，整个注剂实验过程可分为3个阶段，即注剂阶段、焖井阶段、采气阶段。随着抑制剂的注入，天然气水合物分解吸热使得周围的温度显著降低；由于抑制剂的温度(室温)高于天然气水合物样品温度，故天然气水合物样品温度随后又逐渐升高。当注剂结束后，进入焖井阶段，由于注入的抑制剂带进了大量的热量，所以天然气水合物层温度仍然会继续升高。当开始采气时，由于气体的排出产生的节流效应以及降压导致的天然气水合物的分解产生的吸热效应，使得天然气水合物层温度急剧下降，位于反应釜中间的天然气水合物层的温度甚至低于初始温度0～5 ℃。

图11 天然气水合物注剂开采时相同储层深度径向压力、温度变化

3．4 联合开采实验模拟分析

进行了降压+注热、降压+注剂联合开采天然气水合物实验模拟，结果如图12、13所示。由图12可以看出，采用降压+注热、降压+注剂的方法获得的平均产气速率远高于采用单原理的降压、注热的方法获得的平均产气速率。对比分析可以得出如下结论：

1) 与采用降压的方法相比，采用降压+注热水/盐水的方法进行天然气水合物开采时，50%的产气量以后的产气速率具有明显的优势。

图12 天然气水合物产气平均产气速率

图13 产气百分数随时间的变化

2) 与采用注热的方法相比，采用降压+注热/盐水的方法开采时，产气速率和产气量均具明显优势。

3) 采用降压+注热水的方法和降压+注热盐水(20%NaCl溶液)的方法进行天然气水合物开采时，二者的产气效率没有明显的差别。

4 海上天然气水合物试验开采过程数值模拟分析

在实验模拟分析的基础上，以我国南海北部陆坡区域天然气水合物钻探区作为潜在目标区，进行了试验开采数值模拟分析。基本参数：水深1 800 m，埋深300 m，天然气水合物藏的压力为14～19 MPa，温度为14～16 ℃，厚度为18～34 m，天然气水合物饱和度分布范围为20%～45%，分解气中99%为甲烷。数值模拟分析结果如图14所示。

通过对比天然气水和物开采实验模拟和数值模拟结果可以得出:

1) 数值模拟是对实验很好的补充，其所呈现的产气规律等与实验结果基本吻合，同时它能够比较好地反映降压开采过程井筒附近天然气水合物二次生成。

图14 南海潜在目标区天然气水合物藏试采数值分析中饱和度空间分布

2) 降压与注热、注剂联合开采方式是天然气水合物连续开发的有效途径，所以需要考虑先降压，再进行降压与注热(或化学剂)等方法进行联合开发。

5 海上天然气水合物开采思路

目前世界各国已经获取的海域天然气水合物样品呈现多样性，优先开发为砂岩型和砂岩裂隙型，已经实施的试采均在砂岩储层中进行；同时多数海洋天然气水合物埋深浅、胶结性差，借鉴常规油气开采方法，将天然气水合物分解为气体和水进行开发的方法不可行，需要考虑海底天然气水合物固态流化开采方法，针对海域天然气水合物的储层特点进行开发方案设计。

1) 海域成岩天然气水合物矿体的开采思路。

基本思路为采用降压、注热、注剂等开采方式，使天然气水合物在储层内分解为天然气和水，再通过排水采气方法进行开发，分解所产生的水和天然气进入水下生产系统,再通过海底管道和立管回接到深水浮式生产设施，处理合格的气体进行海底管网输送或液化，如图15所示。

2) 深水浅层非成岩天然气水合物矿体的开采思路。

我国海域钻探发现天然气水合物储存在深水陆坡区，水深约600～2 200 m，埋深十几米到299 m，采用常规方法无法实施有效的开发。提出了深水浅层非成岩天然气水合物矿体固态流化开采思路。其特点为：①考虑了浅层非成岩天然气水合物埋深浅、疏松、易于粉碎流化的地质特性；②考虑了海底温度、压力相对稳定不易分离的海床环境条件;③考虑了从海底到地面温度自然升高，压力自然降低的自然条件(海底2～3 ℃ ，水面22～36 ℃)；④利用了天然气水合物与泥沙比重差异大的特点，易于初步旋流分离；⑤利用表层温度较高的海水作为引射液体，起到了升温分解作用；⑥利用了天然气水合物在温度升高、压力降低条件下自然解析、相变，气态举升的物理特征。因此，通过海底采掘、混合流化、多相举升等方式，将海底浅层不可控的天然气水合物矿体转变采掘及输送内分解可控的天然气水合物、砂砾、水、气等多相混合流体，通过地面分离获得甲烷气，同时砂和水达标后就地排放，从而顺其自然，变害为利，变不可控为可控，可以实现海底浅层天然气水合物的安全、绿色钻采。

图15 海域成岩天然气水合物藏试开采思路

6 结束语

天然气水合物试验开采技术是一项前沿技术，通过室内实验研究与数值模拟分析探索，获得基于目前阶段的认识，即联合开采方法具有更高的开发效率和能源利用效率，但具体工程实施将面临着更大的挑战。本文研究成果将为天然气水合物深入研究、规避浅地层天然气水合物工程地质灾害、实现安全可靠试验开采奠定坚实的基础。

致谢：本研究受到中国科学院广州能源所、中国石油大学(北京)、大连理工大学、中国科学院海洋所、中国科学院力学所、广州海洋地质调查局的大力支持和帮助，在此表示感谢！

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(编辑：孙丰成)

Research on 3D experiment technology of natural gas hydrate exploitation

Zhou Shouwei1Li Qingping2Chen Wei2Fu Qiang1

(1.CNOOC,Beijing100010,China;2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

Based on the review of the technology advance of natural gas hydrate exploitation，the dimensionless similarity principle to determine the key parameters for natural gas hydrate experimental equipment design is derived, with which a 3D experimental equipment to simulate natural gas hydrate development methods is built. The general methods for natural gas produced from hydrates such as depressurization, heat injection and chemical injection are carried out with the equipment, in which methane, water and quartz sand are used. According to the results of physical simulation and numerical simulation of natural gas hydrate exploitation, a development concept for offshore natural gas hydrate is proposed, which can provide references for natural gas hydrate pilot production and current deep water engineering practice.

natural gas hydrate; 3D experimental simulation; depressurization; heat injection; chemical injection; exploitation

*“十二五”国家科技重大专项“深水流动安全保障与水合物风险控制技术(编号：2011ZX05026-004)” 、中国工程科技中长期发展战略研究项目“深海天然气水合物绿色钻采战略及技术方向研究(编号：2013-ZCQ-12)”、中国海洋工程与限额及发展战略研究(二期)项目“海洋能源工程与科技发展战略研究(编号：2014-07-001-03)”部分研究成果。

周守为，男，中国工程院院士，教授级高级工程师，海洋石油开发工程专家。

1673-1506(2016)02-0001-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.001

P744.4

A

2016-02-26

周守为,李清平,陈伟，等.天然气水合物开采三维实验模拟技术研究[J].中国海上油气，2016,28(2)：1-9.

Zhou Shouwei,Li Qingping,Chen Wei,et al.Research on 3D experiment technology of natural gas hydrate exploitation[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):1-9.