第一类水合物藏降压开采实验模拟

黄婷，李清平，李锐，庞维新，陈光进

（1 天然气水合物国家重点实验室，北京 100028；2 中海油研究总院有限责任公司水合物和海洋资源战略研究中心，北京 100028；3 中国石油大学（北京）化学工程与环境学院，北京 102249）

天然气水合物因其储量大、分布广泛而被认为是21 世纪最重要的替代能源之一。据估计，全球天然气水合物储量约为2.5×10m，其中90%以上分布在海底沉积层中。世界各国相继开展天然气水合物资源勘探、开发和环境安全等相关研究。

Moridis 等将天然水合物藏分为四大类，目前大部分研究都基于该分类方式进行。如图1 所示，第一类水合物藏（Class 1）由两层组成，上层是水合物层，下层是含游离气的两相流动层，如阿拉斯加北坡的水合物藏。此外，根据水合物层的不同组成，又分为水饱和（Class 1W） 和气饱和（Class 1G）两种类型。第二类水合物藏（Class 2）也由两层组成，上层是水合物层，下层是流动相水层，如日本南海海槽及马里克水合物藏的一部分。第三类水合物藏（Class 3）不包含流动相，仅有单一的水合物层，如我国的祁连山冻土区及墨西哥湾的虎鲨区水合物藏。前三类水合物藏都含有上下两层非渗透盖层。而第四类水合物藏（Class 4）由低饱和度（小于10%）的水合物带组成，且上下没有非渗透盖层，如印度哥达瓦尔盆地。其中，第一类水合物藏是目前进行水合物开采的首选目标，因为这类水合物藏的温压条件离相平衡线很近，只需要一个很小的分解驱动力就能导致水合物分解；并且这类水合物藏的优点是即使水合物分解较少，由于下层游离气的存在，开采时依然会有一定量的气体采出。

图1 不同类型水合物藏示意图

但目前大多数水合物开采实验研究都是针对第三类水合物藏即单一的水合物层进行的，单一水合物层在室内实验中容易制备。关于第一类水合物藏的实验研究较少，现有研究在储层塑造方面都有一定的局限性。难以保证在不借助隔板或透气阻水介质的前提下，使水合物层和下伏游离气层稳定共存，同时具有清晰可控的层界面。该局限性导致模拟的水合物开采产气产水规律受到一定程度影响，实验结果的可参考性降低。杨新等用300mm×100mm 的反应器模拟了第一类水合物藏降压开采过程的特性，该反应器由一块厚度为3mm 的多孔不锈钢板分为上下两部分。他们发现在水合物开采过程中，初期采用降压法，后期采用热激法可能更为合理。杨明军等在背压降至2.0MPa、2.3MPa、2.6MPa 和3.0MPa 的不同实验工况下，研究了前三类水合物藏降压分解过程中的温度分布、产气量和采收率的变化情况。通过数值模拟发现，从生产的观点来看（天然气采收率和水合物分解比率），第二类水合物藏更有优势，而从经济观点来看（能量比率），第一类水合物储层是开采更好的选择。总体来说，目前对含下伏游离气的第一类水合物藏室内模拟实验研究较少，开采规律尚未完全掌握，研究成果有待丰富。

为此，本文在现有研究基础上，采用一个28.3L 的反应釜来模拟第一类水合物藏的降压开采过程。在储层塑造阶段，增加自由气层，将反应釜高度的一半（约200mm）设置为仅含甲烷气体的石英砂层。同时采用了一种可靠的水合物层制备方法，保证了第一类水合物藏实验室重塑的有效性。在此基础上进行垂直井降压开采模拟，研究了开采压力和开采井位置对该类水合物藏产能的影响规律。为我国南海含下伏游离气的天然气水合物藏开采提供参考。

1 实验装置和方法

1.1 实验材料

实验材料包括石英砂（20～40目），由北京蓝宁科贸有限公司提供；甲烷气体（99.99%）和氮气（99.99%），购买自北京海谱气体有限公司。

1.2 实验装置

如图2 所示，实验装置主要由高压反应器系统、气体收集系统和数据监测记录系统（MCGS）组成。高压反应器系统主要由高压气瓶空气浴及反应釜等组成，设计压力0～25MPa。图3为反应釜实物图。位于空气浴中的圆柱形不锈钢反应釜体积为28.3L，其内径为300mm，高度为410mm。反应器的中心放置有开孔长度为100mm 的生产井。气体收集系统主要由一个5L的气水分离器和两个22.5L的气体收集钢瓶组成。实验中所有的温度压力数据均由计算机每分钟自动记录。

图2 实验装置示意图

图3 反应釜实物图

反应釜中共放置有24 个温度传感器，平均分为六层，六层传感器与反应釜底部的距离分别为20mm、 75mm、 130mm、 212.5mm、 275mm 和337.5mm。以最下层为第一层依次编排层号，每层的传感器分布如图4所示。可以看出，每层的4个传感器距离反应器中心分别为12mm、56mm、100mm、144mm。反应釜内共装有4 个压力传感器，分别装在第2层、第4层、第6层及开采井处。实验中所有温度传感器和压力传感器均由北京昆仑海岸传感技术中心提供。

图4 传感器位置示意图

1.3 实验步骤

实验可以分为两部分：水合物样品制备阶段和降压开采阶段。

第一类水合物藏样品可根据以下步骤制备。

首先，称量一定量的干沙子放入反应釜下部，并将反应釜放入空气浴冷却至0℃以下。与此同时，另称一定比例的沙子和水分别放入冰箱冷却到258.2K 和274.15K。之后，将这部分沙子与水均匀混合继续冷冻，使水转变为冰，冷冻过程中须经常搅拌。待上述工作完成后将制备好的冰沙混合物放入反应釜上层。接下来尽可能快地将反应釜盖、生产井、传感器等设施装好以防止冰粒融化。然后向反应釜中注入氮气试漏，若反应釜内压力可以保持4h 不变，则认为反应釜不漏气。试漏完成后排掉反应釜内氮气，并抽真空10min以上。之后向反应釜中充入甲烷气体至一定压力。甲烷水合物生成过程开始进行，生成过程中须不断计算水合物饱和度及剩余水量以指导升温、补气等操作。待水合物生成完成后，将水合物样品升至实验温度，并在开采实验前向反应釜补气至实验条件。用此方法便可制成上方为水合物层下方为自由气层的第一类水合物藏样品。

待水合物生成完毕后，开始进行水合物降压开采实验。首先提前调节背压阀至开采压力。待一切准备工作就绪后，打开开采井处的阀门，气体就会沿管道流入气水分离罐，经分离后的甲烷气体流入气体收集瓶。在采气过程中须每过一段时间打开气水分离罐底部阀门监测是否有水产出。待收集瓶中气体压力不再增加时即可认为开采过程结束，此时关闭开采井，实验完成。

2 结果与讨论

本研究共进行了9组实验，考察了不同开采压力、开采井井孔位置及储层类型对水合物降压开采过程的影响，各组实验的条件如表1所示。

表1 实验条件汇总表

2.1 水合物生成过程温压变化

由于各组实验生成及开采过程大体上类似，固选取实验2 为例进行分析。图5 为实验2 生成过程温度和压力随时间变化的曲线。其中温度7位于高度75mm，半径100mm，温度15是相同半径位于高度212.5mm处的测温点。从图5中可知，在甲烷注入时反应釜内温度和压力都迅速明显升高，且温度7比温度15升温快。这是由于甲烷钢瓶放置于实验室内处于室温环境，较热的甲烷气体由反应釜底部注入后会加热储层，因此位置靠下的温度7升温更快。在注气过程结束后，釜内压力开始快速下降。

图5 第一类水合物藏生成过程中温度和压力曲线

这是多种原因共同作用造成的。首先，反应釜内的温度在注气完成后受空气浴传热的影响会逐渐下降，这进一步导致了压力的下降。并且釜内甲烷的压力达到8MPa 左右，远远大于储层平均温度-0.4℃所对应的甲烷水合物平衡压力。较高的水合物生成推动力会导致诱导时间缩短，水合物迅速生成而进一步降低釜内压力，且这是釜内压力下降的主要因素。在温度方面，注气结束后位于反应釜下部干沙处的温度7开始下降，但与之测温半径相同的位于反应釜上部湿沙处的温度15 仍在上涨，并涨至2℃以上。两处相反的温度变化情况说明了水合物在反应釜上部形成并放出热量导致温度上升，而下方基本没有水合物生成，随着空气浴传热而逐步下降。这也证明了采用第一类水合物藏样品的生成方法是可行的。

由图5可知，在约80min时，温度15达到最高点后开始逐渐下降，此时压力曲线的降低也逐渐放缓。水合物生成速率变慢导致放热速率小于空气浴传热速率进而引起温度下降。接下来的六次温度升高都是由于逐步升高空气浴温度造成的。可以看出，基本上每次升温过程温度15都比温度7升高的更快，仅在1500～2000min 的第二次升温过程（特殊点）温度7 变化更快。这是由于在升温过程中，水合物仍在生成放热进而导致了上层的温度15 升高较快，但第二次升温过程中包含了冰向水转化的吸热相变过程，因而出现了温度7上涨更快的特殊现象。并且每次升温时，压力曲线会出现一段平台期，这是由于升温导致的压力上涨和水合物生成导致的压力下降相互抵消造成的。最终在开采前将温度调整至5.5℃左右，并向反应釜中补充甲烷气体至7.0MPa左右。

图6 为实验7 生成过程的温度和压力曲线，实验7生成的为第三类水合物藏样品。该过程与实验2大体上类似，但仍有些许区别。首先，在最初进气过程结束后，温度7和温度15均未降低，并且在后续升温过程中，温度7与温度15的变化较同步，这是由于第三类水合物藏为单一的水合物层，上下两处均有水合物生成放热，且上下两处性质类似，因此升温时温度同步变化，而且在约3000min时压力降低速率明显升高，这是两种原因共同作用的结果。该次升温存在由冰向水的转化过程，冰融化体积收缩会造成气体空间增大而导致压力降低；并且冰融化会破坏原先冰粒表面生成的水合物壳而增大气水接触面积，加快水合物生成过程。

图6 第三类水合物藏生成过程中温度和压力曲线

2.2 水合物开采过程温度压力变化

图7 为实验2 开采过程温度和压力随时间变化的曲线。其中温度5 和温度7 位于高度75mm，半径分别为12mm 和100mm，而温度17 和温度19 位于高度275mm，半径也是12mm 和100mm。从图7中可以看出，水合物生产过程可以分为两个阶段，即快速产气阶段（约10min）和稳定产气阶段。

图7 第一类水合物藏开采过程中温度和压力曲线

在快速产气阶段，10min内反应釜压力由最初的7.0MPa 降至开采压力2.1MPa 左右，且由实验数据可知，此阶段产气量占到总产气量的70%以上。并且反应釜内温度也大幅下降，位于反应釜上部水合物层的温度17 和温度19 降至零下，而位于自由气层的温度5和温度7仅降至3℃左右。其中水合物层的温度下降是水合物分解吸热和产气的焦汤效应共同作用的结果，而自由气层基本无水合物，因此降温幅度较小。

在稳定产气阶段，反应釜内压力一直保持在开采压力2.1MPa 左右，四条温度曲线都逐渐回升至初始温度。可以看出，位于自由气层的内外侧温度变化比较同步，而位于水合物层的内外温度变化差异很大，并且同一层温度，位于外侧的温度7和温度19 均比内侧的温度5 和温度17 回升快。这是由于反应釜下部储层孔隙仅含有自由气，因此温度变化较同步，而上层含有大量水合物，且水合物分解会产生大量的冰，这些都会影响釜内温度的变化。受空气浴传热影响，靠近外侧的温度回升较快，而水合物层靠近反应釜中心的温度回升最慢。在1100～1200min后，温度17也由于冰转化为水而升温速率明显加快，直至恢复初始温度。

图8 为实验7 开采过程的温度和压力曲线，与实验2相同，此过程也分为两个阶段，但实验7反应釜上下部分温度变化一致，均出现降至0℃以下并缓慢回升的现象，且靠近反应釜中心的区域温度降低更多，回升更缓慢。

图8 第三类水合物藏开采过程中温度和压力曲线

2.3 开采压力的影响

图9 和图10 分别为实验1 和实验3 的甲烷采收率和每10min甲烷产出量随时间的变化情况。实验1 和实验3 的开采压力分别为2.95MPa 和2.14MPa。如图9所示，从甲烷采收率曲线也可以看出产气过程分为两个阶段。在快速产气阶段，甲烷采收率急剧升高，10min 内实验1 和实验3 的气体采收率分别达到50%和60%以上。在稳定产气阶段，两组实验的采收率持续缓慢升高，并随着开采时长的增加采收率增速越来越小，直至降低为0，最终实验1和实验3的甲烷采收率分别达到73%和81%。

图9 实验1与实验3的甲烷采收率曲线

图10 实验1与实验3每10min甲烷产量曲线

图9 中实验1 曲线的几处小波动是由于实验过程中调节背压阀导致的。并且相比于实验3，实验1的开采时间增加了约60%。由实验结果可知，当开采压力降低时，采收率也会增加，且开采时间会缩短。这是由于开采压力高时，反应釜内剩余压力也高，存留于反应釜内的气体更多。并且开采压力低时，水合物分解的推动力大，因此开采时间较短。

由图10可以看出前450min实验3比实验1的甲烷开采速率快，此阶段实验3的气体采出量已达到总产气量的90%以上。这是多种因素共同作用的结果。首先，实验3的开采压力较低，较高的水合物分解推动力会加速产气过程。而且甲烷水合物的四相点为2.56MPa 和273K，实验3 的生产压力是低于甲烷水合物四相点的。

据Wang 等的研究可知，当开采压力处于水合物四相点以下时，储层中存在的自由水及水合物分解产生的水会迅速转化为冰，这一过程产生的相变热会为水合物分解提供热量进而加速水合物的分解过程。据Voronov 等研究可知，冰点以上水合物分解的吸热量为(415±15)J/g，而冰点以下水合物分解的吸热量仅为(143±10)J/g。图11为实验1和实验3位于水合物层的温度17随时间的变化曲线。可以看出两组实验的温度在开采初期分别降至约1℃和-0.5℃，这与Wang等的研究结果一致，因此实验3由于存在水的相变过程而开采效率更高。

图11 实验1与实验3水合物层温度曲线

2.4 开采井位置的影响

实验2的生产井井口位于反应釜下部的自由气层，而实验4和实验5的生产井井口位于反应釜上部的水合物层，如图12 所示。图13 为实验2、实验4和实验5的甲烷采收率曲线，图14为实验4每10min甲烷产出量随时间的变化曲线。从甲烷采收率变化图中可以看出，实验刚开始的前几分钟三组实验的产气情况类似，即大量气体迅速从反应釜中产出，气体采收率迅速达到40%以上，但在约5min时实验4的气体采收率曲线斜率明显降低，产气速率变慢，随后在开采时间约40min时采收率曲线斜率又重新变大，产气速率升高。

图12 两个开采井位置示意图

图13 实验2、实验4和实验5的甲烷采收率曲线

图14 实验4每10min甲烷产量曲线

从图14也可以看出，实验4的每10min产气量在40～50min 有一次明显的升高，从每10min 产气2500mmol 涨至7000mmol。这是由于生产压力较低，开采时釜内温度急剧下降，当井孔位于水合物层时，水合物分解产生的自由水会与采出气在井孔处发生水合物二次生成现象，或因温度降至冰点以下，自由水会在井口处结冰，两者均会堵塞井孔进而导致产气速率降低，只有当二次生成的水合物分解或冰融化后，水合物生产过程才能恢复正常。而生产井同样位于水合物层的实验5却没有出现这种现象，反而以更快的速度产气完成。这说明水合物二次生成现象并不是一定会发生的，可能与水合物藏的饱和度有关，饱和度较大时发生二次生成的概率更大。当井孔位于自由气层时，自由水含量很低，水合物无法二次生成，储层温度也保持在较高的水平，因此整个产气过程十分顺畅。

另外，由图13 可知，三组实验的采收率在最终达到了基本相同的水平，但实验4比实验2生产时间多30%左右。因此，开采井位置对第一类水合物藏的总采收率影响较小。但是当开采井井孔位于水合物层时，有可能会发生水合物二次生成而堵塞开采井的情况，从而降低开采效率，且实验室开采规模较小，堵塞现象影响也较小，在实际开采时储层体积大、传热慢，因此水合物二次生成现象影响会更大。

2.5 第一、三类水合物藏降压开采过程对比

图15为实验3与实验6的甲烷采收率曲线，图16为两组实验每10min甲烷产出量随时间的变化曲线。实验3模拟的是第一类水合物藏，实验6样品为第三类水合物藏。。

图15 实验3与实验6的甲烷采收率曲线

图16 实验3和实验6每10min甲烷产量曲线

在甲烷采收率变化曲线中，两组实验在快速产气阶段变化情况基本一致，但两组实验的快速产气阶段持续时间有明显差别，在约10min 时实验6 的快速产气阶段结束进入稳定产气阶段，而实验3的快速产气阶段则持续20min 左右，且实验3 和实验6在此阶段的气体采收率分别达到66%和56%。这是由于实验3为第一类水合物藏，反应釜下部无水合物，反应釜内自由气体占比较高，因此在快速产气阶段会比实验6持续时间更长且采收率更高。

在稳定产气阶段，实验6后来居上，在470min左右超过实验3，最终实验3 和实验6 的气体采收率分别达到81.6%和87.7%。这是由于实验6 水合物较多，水合物中的气体量远大于该压力下相同体积的自由气体中的气体量，因此实验6采出的气体更多，采收率更高。在每10min产气量中也可以看出，实验6的每10min产气量基本全程高于实验3，仅在10～20min时（图中圈出），实验3的产气量更高。这与之前的分析一致，10～20min 时实验3 仍处于快速产气阶段，而实验6 已进入稳定产气阶段，因此产气量明显减少，其余时段因为实验6含气量更多因此产气量也更大。

图17 为实验6～9 的采收率和产水量柱状图。可以看出四组实验的采收率均比第一类水合物藏高，且实验8和实验9比实验6和实验7高出约7%，这与上面的结论相同，且由于实验8与实验9的水合物饱和度更高，因此采收率也更高，达到90%以上。

图17 实验6～9采收率及产水量图

在产水量方面，所有的第一类水合物藏实验均没有产水，第三类水合物藏也仅有实验8 产水354g。这是由于对于第一类水合物藏，仅有上半部分含有水合物且水饱和度很低，因此在开采过程中水合物分解产生的水在重力作用下向反应釜下部运移，且在运移过程中会不断被下层的干砂吸附而流动水相变得更少，导致气饱和的第一类水合物藏无产水。而对于第三类水合物藏，仅有水饱和度较高且开采井位于下部的实验8有少量产水。因此对于第三类水合物藏当开采井位于反应釜上部时，可以减少产水量。

3 结论

本实验利用自行设计的一套实验装置，采用合适的储层重塑方法，对第一类水合物藏降压开采过程进行了研究。通过本文研究得出以下结论。

（1）通过水合物生成及开采过程反应釜内温度变化情况可知，本文提出的采用冰沙混合物填入反应釜上层生成第一类水合物储层样品方法是可靠的。

（2）当开采压力从2.95MPa 降低到2.14MPa时，水合物总的开采时间从2650min 缩短到1700min，缩短了约38%，开采速率增加；快速产气阶段前10min 的气体采收率从50%增加到60%，甲烷总采收率也从73%升高到81%。这与前人的研究结果一致，在甲烷水合物四相点以下的水合物分解过程由于水相变释放的潜热而增强。

（3）当开采井井口位于第一类水合物藏水合物层时，可能会在井孔处出现水合物二次生成现象，从而导致开采效率降低，相同累积产气量的情况下生产时间延长30%左右，但是最终的甲烷采收率与井位置无关。

（4）第一类水合物藏降压开采时快速产气阶段持续20min 以上，比第三类水合物藏延长一倍多，但总的甲烷采收率为81.6%，稍低于本文涉及的所有第三类水合物藏的采收率。

值得注意的是，本文仅制备了气饱和的第一类水合物藏，且采用的砂粒径与我国南海已取样的泥质粉砂型水合物砂粒粒径有所区别，因此实验模拟结果具有一定的局限性，为我国实际海洋水合物藏开采提供初步的规律参考。今后研究还需从实验装置尺度、分区控温方法、实验介质筛选、储层重塑稳定性等方面着手，解决实际海洋第一类天然气水合物储层重塑关键技术瓶颈问题，提高海洋水合物开采室内实验模拟参考价值。