神狐水合物藏降压开采产气量预测及增产措施研究*

李淑霞 于 笑 李 爽 李清平 庞维新

(1. 中国石油大学(华东)石油工程学院 山东青岛 266580； 2. 天然气水合物国家重点实验室 北京 100028；3. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

天然气水合物广泛分布于陆地上的永久冻土及大陆边缘的海底[1]。据估计，天然气水合物中的总碳含量约为其他化石燃料的2倍[2]。神狐海域是我国最具天然气水合物开发潜力的区域之一[3]。2017年我国采用降压法在神狐海域进行了首次试开采，然而由于地质条件和开采技术的限制，试采的平均日产气量仅为5 151 m3。2020 年3 月，神狐海域进行了第二次水合物试采，实现了从“探索性试采”向“试验性试采”的重大突破。

目前已有的几种天然气水合物的开采方法包括降压法[4-5]、热刺激法[6]、注抑制剂法[7-8]、二氧化碳置换法[9]、固态流化开采法[10-11]等。这些方法大部分是通过改变天然气水合物的温度、压力条件来达到开采的目的[12-13]。其中,降压法由于其经济、高效而成为目前最有吸引力的水合物藏开采方法。水合物藏增产措施主要有水平井、水力压裂和注热开采等。Feng 等[14]认为压裂可以有效提高天然气产量，但其效果主要体现在开采前期，且裂缝边界区会有二次水合物生成；Chen 等[15]发现，压裂后水合物藏的产气速度和累积产气量都得到明显提高；Yu 等[16]使用pT+H模拟了双水平井降压和注热组合开采日本南开海槽水合物藏的效果，结果表明降压和注热相结合的方法更有利于水合物的分解；冯景春 等[17]通过实验研究了双水平井降压联合注热开采水合物的效果，结果表明双水平井降压联合注热开采的能效比高于直井开采的能效比，使用双水平井进行降压注热联合开采可以有效地分解水合物；Jiang等[18]模拟了降压联合注热开采的效果，发现影响开采的主要因素是储层内压力传播的速率而不是热传递，降压在水合物分解中起着更重要的作用；阮徐可 等[19]研究了降压联合井壁加热开采的效果，认为降压联合井壁加热开采的产气效果比单独降压好，但由于传热效率有限，井壁加热的作用只在开采井附近区域且对产气量的提升幅度有限。

上述文献对水合物藏的增产措施进行了初步研究，但缺少对同一水合物藏多种增产措施开发效果的对比研究。本文基于神狐水合物藏首次试采的基本数据，对直井优化参数降压、水平井降压、直井降压联合压裂、直井降压联合注热，以及直井降压联合井壁加热等增产措施进行研究并优选最佳方案，为神狐水合物藏的开采提供借鉴。

1 神狐水合物藏直井降压开采模拟分析

2017年，神狐海域进行了第一次水合物藏试采产气(表1)[20]。试采区域位于水下1 266 m，水合物藏位于泥线以下201 m，储层主要由泥质粉砂岩构成。试采稳定产气持续60 d，累积产气量30.9×104m3，日均产气量5 151 m3，产气速率峰值3.5×104m3/d。

表1 神狐水合物藏2017年试采产气情况[20]

1.1 储层参数及其地质模型

根据南海神狐水合物藏的地质数据，采用水合物开采模拟软件TOUGH+HYDRATE建立其储层地质模型，如图1所示。该储层地质模型尺寸500 m×500 m×317 m，垂向包括上盖层(厚度200 m)、下盖层(厚度40 m)和水合物层(厚度77 m)。其中，水合物层又划分为A、B、C层3个小层，具体的地质和物性参数见表2。根据开采区域的水深和上覆岩层厚度，通过静水压力、地温梯度，即可计算水合物A、B、C层的压力和温度(表2)。模型中心为1口直井，采用直井降压的开采方式，射孔生产层为水合物B层。

图1 神狐水合物藏模拟储层地质模型示意图

表2 水合物各层基本地质参数

1.2 模拟分析

1) 试采产气量历史拟合。采用神狐水合物藏储层地质模型，将生产压力设定为4 MPa，模拟计算产气速率、累积产气量,并与实际开采结果相比较，如图2所示。可以看出，拟合的产气速率、累积产气量与试采数据的吻合度较好，因此该储层地质模型可以作为长期开采产气量预测模拟的基础。

图2 神狐水合物藏试采产气量历史拟合

2) 长期开采产气量预测。在神狐水合物藏试采产气量历史拟合的基础上，模拟预测开采2 000 d的产气速率和累积产气量，如图3所示。可以看出，神狐水合物藏开采早期由于有自由气的产出，所以产气速率在达到峰值后快速下降，到755 d时产气速率已降至2 000 m3/d。开采2 000 d的累积产气量为6.8×106m3，日均产气量为3 400 m3，远低于商业开采要求。因此，神狐水合物藏的有效开采必须借助合理的增产措施。

图3 神狐水合物藏模拟产气预测曲线

2 神狐水合物藏降压法开采增产措施

2.1 直井优化参数降压开采

1) 生产压力优化。生产压力对水合物藏直井降压开采的效果影响很大。以神狐水合物藏储层地质模型为基础，将井底压力分别设定为1、2、3和4 MPa进行生产，模拟得到开采2 000 d的累积产气量，如图4所示。可以看出，生产压力为3 MPa时的累积产气量最高，这是因为生产压力越低，水合物分解的驱动力越大，产气量越高；而当生产压力低于一定值时，水合物分解速度加快，周围环境传递的热量小于水合物分解所吸收的热量，储层温度降低过多可能导致水合物的二次生成，从而影响水合物的降压开采[21-24]。

图4 神狐水合物藏不同生产压力对累积产气量影响预测曲线

2) 射孔位置优化。在水合物A、B、C层分别射孔及同时射孔，生产压力均设定为3 MPa，模拟得到开采2 000 d射孔位置对累积产气量的影响，如图5所示。可以看出，水合物A、B、C层同时射孔的累积产气量大于单层射孔，2 000 d累积产气量为6.23×107m3，日均产气量为31 150 m3。单层射孔中C层射孔的开采效果较好，这是因为C层的绝对渗透率远高于A、B层，压降传播速度快，更有利于水合物的分解。因此建议神狐水合物藏对全部储层同时射孔开采。

图5 神狐水合物藏不同射孔位置对累积产气量影响预测曲线

2.2 水平井降压开采

由直井降压开采的射孔层位优化可知，单层开采C层的效果最好，因此在水合物C层布置水平井，水平段长度400 m。生产压力设置为3 MPa，模拟得到开采2 000 d水平井降压产气速率和累积产气量，并将该结果与直井降压开采储层同时射孔的产量进行对比，如图6所示。可以看出，水平井降压开采呈现初期产气速率高、之后逐渐降低的趋势，在开采1 000 d之前，水平井的产气速率均远高于直井降压开采。这是由于水平井与储层接触面积大，有利于压力传播和水合物分解。当开采时间达到2 000 d时，水平井降压开采的累积产气量为1.24×108m3，日均产气量为62 200 m3，是直井降压日均产气量的2倍。

图6 神狐水合物藏水平井降压开采与直井降压开采产气量对比曲线

2.3 直井降压联合压裂开采

采用直井降压开采，水合物A、B、C层同时射孔，并在A、B层进行压裂。假设裂缝半长150 m，裂缝区渗透率1 D，生产压力3 MPa，模拟得到开采2 000 d直井降压联合压裂开采的产气速率和累积产气量，并将该结果与直井降压开采的产量进行对比，如图7所示。可以看出，直井降压联合压裂开采早期的产气速度高达3.7×105m3/d，之后产气速率迅速降低，150 d以后产气速率开始缓慢降低，但总体产气速率高于直井降压开采。开采2 000 d的累积产气量为1.16×108m3，日均产气量为58 000 m3，直井降压联合压裂开采的增产效果非常明显。

图7 神狐水合物藏直井降压联合压裂与直井降压开采产气量对比曲线

2.4 直井降压联合注热开采

采用四注一采的五点法井网进行开采，生产井位于模型中央，水合物A、B、C层同时射孔。注入井位于储层地质模型的4个角，在水合物A层注入。设定生产压力3 MPa，注水井的注入温度50 ℃，注入速度50 m3/d，模拟得到开采2 000 d直井降压联合注热开采的产气速率和累积产气量，并将该结果与直井降压开采的产量进行对比，如图8所示。可以看出，在整个开采过程中，直井降压联合注热开采的产气速率均低于直井降压开采的产气速率。这是由于神狐水合物藏渗透率低，注入热水后导致地层憋压，不利于水合物的分解。开采2 000 d时直井降压联合注热开采的累积产气量为5.31×107m3，日均产气量为26 550 m3，低于直井降压开采。因此，神狐水合物藏不推荐直井降压联合注热开采。

图8 神狐水合物藏直井降压联合注热与直井降压开采产气量对比曲线

2.5 直井降压联合井壁加热开采

直井降压联合井壁加热开采的地质模型与直井降压开采的地质模型相同，生产井位于模型中心，水合物A、B、C层同时射孔，并在水合物A、B层进行井壁加热。设定生产压力3 MPa，井壁加热功率2 kW，模拟得到开采2 000 d直井降压联合井壁加热开采的产气速率和累积产气量，并将该结果与直井降压开采的产量进行对比，如图9所示。可以看出，直井降压联合井壁加热开采早期的产气速率很高，达到了1.0×105m3/d,这是由于井壁加热使开采井附近的水合物快速分解。但直井降压联合井壁加热开采产气速率峰值之后，2种开采方式的产气速率基本一致，说明井壁加热作用范围有限，只能促进井周围的水合物分解。开采2 000 d时直井降压联合井壁加热的累积产气量为6.4×107m3，日均产气量为32 000 m3，仅比直井降压高2.7%，说明井壁加热对水合物产气量的提升幅度很小。因此，神狐水合物藏不推荐直井降压联合井壁加热开采。

图9 神狐水合物藏直井降压联合井壁加热与直井降压开采产气量对比曲线

3 结论

1) 神狐水合物藏采用直井降压的开采方式，模拟预测的长期开采日均产气速率较低，因此实现其有效开发必须借助合理的增产措施。

2) 对比直井优化参数降压、水平井降压、直井降压联合压裂、直井降压联合注热和直井降压联合井壁加热等5种增产措施的开采效果，认为最佳的增产措施是水平井降压，其次为直井降压联合压裂，直井降压联合注热、直井降压联合井壁加热效果一般。