孫致學(xué), 朱旭晨, 張建國,, 張 磊, 都巾文, 劉 壘, 何楚翹

(1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266580; 2.非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國石油大學(xué)(華東)),山東青島 266580; 3.中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院,山東東營 257017)

天然氣水合物因其資源儲量大、能量密度高,分布廣泛,清潔環(huán)保被認(rèn)為是21世紀(jì)最有價(jià)值新型能源[1-3]。2017年11月,國務(wù)院批準(zhǔn)天然氣水合物成為中國第173個(gè)礦種后,其勘探開發(fā)工作進(jìn)入新的發(fā)展階段[4]。天然氣水合物主要有熱激法、降壓法、抑制劑注入法和CO2置換法開采方式[5-9]。眾多學(xué)者從分子模擬、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、相平衡條件方面論證了CO2置換法理論可行性[10-15]。2012年,美國在阿拉斯加北坡CO2置換法開采水合物礦場試驗(yàn)成功實(shí)施,證實(shí)了該技術(shù)的礦場可行性[16-17]。井網(wǎng)部署是商業(yè)化開采水合物的關(guān)鍵環(huán)節(jié)[18-21]。筆者基于水合物藏實(shí)際地質(zhì)模型,應(yīng)用數(shù)值模擬方法研究CO2置換法開采天然氣水合物開發(fā)過程,評價(jià)五點(diǎn)法、七點(diǎn)法、九點(diǎn)法井網(wǎng)的開發(fā)效果,探究井網(wǎng)系統(tǒng)、注采參數(shù)和水合物飽和度對甲烷置換率和CO2地質(zhì)埋存量的影響規(guī)律。

1 模型描述

1.1 地質(zhì)模型介紹

模擬區(qū)域位于中國南海神狐海域中部,水合物賦存在海平面以下1 201～1 363 m[23-24]。建模區(qū)域總面積(1.6 km×3.0 km)約為4.8 km2,儲層模型被離散成(42×75×8)總計(jì)25 200網(wǎng)格。水合物儲層平均厚度為32.56 m,縱向劃分為8個(gè)模擬層。儲層的非均質(zhì)性對水、氣的運(yùn)動和壓力的傳播有重要影響,圖1為研究使用的滲透率和孔隙度模型,儲層模型最大水平滲透率為401×10-3μm2,最小水平滲透率為209×10-3μm2,平均水平滲透率為358×10-3μm2,垂直與水平滲透率的比值為0.1,孔隙度為0.264～0.380,平均孔隙度為0.301。孔隙度和滲透率來源于測井資料,并利用地質(zhì)建模軟件根據(jù)井點(diǎn)數(shù)據(jù)采用序貫高斯算法內(nèi)插形成整個(gè)滲透率和孔隙度模型,最后在不改變孔隙度和滲透率相對分布的情況下,對孔隙度和滲透率的數(shù)值進(jìn)行技術(shù)處理。儲層模型的邊界為封閉邊界,不存在熱交換。

圖1 儲層滲透率和孔隙度模型Fig.1 3D representation of reservoir permeability and porosity

1.2 數(shù)值模型描述

數(shù)值模型為

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

式中,vd為水合物分解速率;Kd0為水合物分解速率常數(shù),mol/(s·Pa·m2);Adec為單位體積內(nèi)反應(yīng)面積,m2/m3;pe為氣相平衡壓力,Pa;pg為氣相分壓力,Pa;ΔE為水合物反應(yīng)活化能,J/mol;R為氣體常數(shù),J/(mol K);T為溫度,K;vf為水合物形成速率;Kf0為水合物形成速率常數(shù),mol/(s·Pa·m2);K為反應(yīng)頻率因子。

使用CMG-STARS模擬器實(shí)現(xiàn)了降壓法輔助CO2置換水合物的開采模擬,生產(chǎn)井保持較低的壓力有利于CO2在儲層中的擴(kuò)散,提高開采效率。模型中考慮了水合物形成與分解過程中涉及的6個(gè)組分,分別為氣相水、液相水、氣相甲烷、固體甲烷水合物和氣相二氧化碳以及固體二氧化碳水合物。水合物的形成和分解過程可以用以下兩種化學(xué)反應(yīng)式(1)和(2)表示,根據(jù)化學(xué)熱力學(xué)理論,自發(fā)化學(xué)反應(yīng)沿著吉布斯自由能減小的方向進(jìn)行,二氧化碳水合物生成焓值(H)為51.60～62.90 kJ/mol,甲烷水合物分解的焓值為47.5～62.9 kJ/mol[25],Dornan等[26]研究表明置換反應(yīng)的吉布斯自由能為負(fù)值,說明甲烷與二氧化碳的置換會自發(fā)地發(fā)生。本文中采用Kim第一次定量研究的水合物分解動力學(xué)方程(3)[27],水合物的形成動力學(xué)方程采用了Vysniauskas-Bishinoi模型,表達(dá)式為方程(4)[28]。然而,對于水合物的分解和合成,在CMG-STARS熱儲模擬器中建立動力學(xué)方程(5)。方程(3)和(4)可以轉(zhuǎn)換成一種可用于CMG-STARS的格式,相關(guān)參數(shù)如表1所示。

表1 水合物動力學(xué)參數(shù)

1.3 初始化條件

南海神狐地區(qū)水合物飽和度范圍在25%～48%,為了便于研究水合物分解和運(yùn)移規(guī)律,將整個(gè)儲層的水合物飽和度設(shè)置為恒定數(shù)值。根據(jù)神狐地區(qū)鉆孔測井及測試資料,儲層物理性質(zhì)及模型初始化參數(shù)設(shè)置如下:巖石體積熱容為2.12×106J/(m3·K),水合物質(zhì)量熱容為1 600 J/(kg·K),巖石和水合物導(dǎo)熱系數(shù)為3.92 W/(m·K),氣體導(dǎo)熱系數(shù)為0.03 W/(m·K)。初始含水飽和度為74%,初始水合物飽和度為26%,儲層巖石密度為2 650 kg/m3。南海神狐地區(qū)地溫梯度為24.7～60.8 ℃/km,平均值為(37.9±7.4)℃/km[29]。在本研究中,溫度梯度設(shè)置為43.0 ℃/km,按儲層深度折算,儲層初始溫度在縱向上線性分布。地層孔隙壓力符合靜水壓力平衡,整個(gè)地層孔隙充滿自由水不含游離氣體。

2 結(jié)果分析

基礎(chǔ)模型井筒直徑設(shè)置為0.1 m,整個(gè)儲層都被射孔并且忽略表皮系數(shù)的影響,生產(chǎn)井的井底壓力保持為4.5 MPa,注入井保持20 000 m3/d的注氣速度,注入溫度為8 ℃,模擬生產(chǎn)20 a。其余模型改變單一因素探究該因素對水合物生產(chǎn)的影響,整個(gè)分析過程中,儲層的初始滲透率、孔隙度、溫度、壓力分布和儲層熱物性參數(shù)不發(fā)生改變。本文中CO2置換率定義為甲烷產(chǎn)出量與注入CO2量的比值,CO2埋存率定義為埋存于地下CO2量與注入CO2量的比值。

2.1 井網(wǎng)形式及井距

與常規(guī)油氣藏開發(fā)相似,井網(wǎng)系統(tǒng)部署是天然氣水合物開采過程中的關(guān)鍵環(huán)節(jié),不同的井網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)對產(chǎn)氣效果具有極大影響,同時(shí)水合物儲層的地質(zhì)構(gòu)造和非均質(zhì)性也會對天然氣水合物的生產(chǎn)有重要影響。討論五點(diǎn)法、七點(diǎn)法和九點(diǎn)法井網(wǎng)以及300、500和700 m井距對水合物開采的影響。

圖2 不同井網(wǎng)形式甲烷累積產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣速度Fig.2 Cumulative CH4 production and CH4 production rate for different well pattern systems

不同井網(wǎng)形式甲烷累積產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣速度如圖2所示。同一井網(wǎng)形式,井距越大,甲烷累積產(chǎn)量越大,CO2埋存率和置換率越大。同一井距條件下,九點(diǎn)法相比于五點(diǎn)法和七點(diǎn)法井網(wǎng)具有較大CH4累積產(chǎn)量和置換率。其中九點(diǎn)法井網(wǎng)700 m井距甲烷累積產(chǎn)氣量達(dá)到3.89×108m3,埋存率為55.25%,置換率達(dá)到33.24%,而五點(diǎn)法井網(wǎng)700 m井距累積產(chǎn)量僅達(dá)到1.67×108m3,埋存率為45.15%,置換率為28.60%。生產(chǎn)初期的各個(gè)井網(wǎng)形式產(chǎn)氣速度相接近,主要靠降壓法開采。各個(gè)井網(wǎng)形式的甲烷產(chǎn)氣速度經(jīng)歷了急劇增大、下降和平穩(wěn)3個(gè)階段。生產(chǎn)8 a時(shí)模型1-9達(dá)到最大產(chǎn)氣速度為8.43×104m3,在生產(chǎn)5 a時(shí)模型1-6達(dá)到最大產(chǎn)氣速度為 6.11×104m3。生產(chǎn)3 a時(shí)模型1-3達(dá)到最大產(chǎn)氣速度為5.68×104m3,對比模型(1-3,1-6,1-9)、(1-2,1-5,1-8)和(1-1,1-4,1-7)發(fā)現(xiàn)九點(diǎn)法井網(wǎng)的最大產(chǎn)氣速度較大,達(dá)到峰值的時(shí)間較晚。從模型(1-1,1-2,1-3)、(1-4,1-5,1-6)和(1-7,1-8,1-9)看出,大井距具有大的產(chǎn)氣速度,相應(yīng)的達(dá)到峰值時(shí)間較晚。

生產(chǎn)20 a時(shí)不同井網(wǎng)形式下甲烷水合物飽和度分布如圖3所示。從圖3可以看出,700 m井距CO2波及區(qū)域的面積較大,能夠參與置換的CO2數(shù)量多,可以置換出更多甲烷氣體。連接注入井和生產(chǎn)井之間的一條直線是兩井之間最短的流線,沿該直線的壓力梯度最大,注入氣在平面上將沿著這條最短流線優(yōu)先推進(jìn)到生產(chǎn)井,而注入井之間的區(qū)域后被驅(qū)替。這個(gè)現(xiàn)象受井距和地層的非均質(zhì)性的影響,井距越大現(xiàn)象越明顯,由于存在地層的非均質(zhì)性,驅(qū)替不會嚴(yán)格按照注入井和生產(chǎn)井的連線。

圖3 生產(chǎn)20 a時(shí)不同井網(wǎng)形式下甲烷水合物飽和度分布Fig.3 Distribution of CH4 hydrate saturation with different well pattern systems during 20 years production

2.2 注氣速度

不同注氣速度對水合物生產(chǎn)的影響如圖4所示。從模型2-1到模型2-4可以看出,注氣速度對五點(diǎn)法和七點(diǎn)法井網(wǎng)的甲烷累積產(chǎn)氣量影響不大,總體呈現(xiàn)注入速度越大甲烷累積產(chǎn)氣量越大的規(guī)律。圖4(c)顯示出注氣速度對九點(diǎn)法井網(wǎng)的甲烷累積產(chǎn)氣量影響明顯,甲烷累積產(chǎn)氣量隨注氣速度的增大而增加,最大累積產(chǎn)量達(dá)3.11×108m3是5 000 m3/d條件下的2.23倍。五點(diǎn)法、七點(diǎn)法和九點(diǎn)法井網(wǎng)的CO2埋存率和置換率都隨注入速度的增加而減小,這可能因?yàn)橹脫Q反應(yīng)不是瞬間完成,并且CO2與甲烷水合物接觸面積有限,注入速度較大時(shí)部分CO2來不及參與反應(yīng)直接由生產(chǎn)井產(chǎn)出,過多地注入CO2氣體使基數(shù)增大降低了埋存率和置換率。

較低的注入速度下,CH4產(chǎn)氣速度變化平緩且峰值較低,曲線達(dá)到平穩(wěn)時(shí)具有更高的甲烷產(chǎn)氣速度,而高的注入速度在生產(chǎn)初期使甲烷產(chǎn)氣速度急劇增加,出現(xiàn)較大的峰值后急劇下降最終達(dá)到平穩(wěn),3種井網(wǎng)形式都有相似的規(guī)律。這可能由于在生產(chǎn)初期高的注入速度導(dǎo)致注入井地層周圍產(chǎn)生較大的壓力,生產(chǎn)壓差較大,壓力傳播較快,生成的甲烷能快速運(yùn)移到生產(chǎn)井井底,并且注入速度越大短時(shí)間參與置換的CO2數(shù)量越多,置換出的甲烷數(shù)量越多。因此在生產(chǎn)初期產(chǎn)氣速度急劇增加,隨后這種趨勢逐漸減弱最后到達(dá)平穩(wěn)。

2.3 井底壓力

不同井底壓力對水合物生產(chǎn)的影響如圖5所示。通過對比同一井網(wǎng)條件下的甲烷累積產(chǎn)氣量可以發(fā)現(xiàn),井底壓力越小甲烷累積產(chǎn)氣量越大。當(dāng)井底壓力小于3.5 MPa時(shí),甲烷累積產(chǎn)氣量有一個(gè)明顯的升高,井底壓力處于4.5～5.5 MPa時(shí),同一井網(wǎng)形式的甲烷累積產(chǎn)氣量十分接近,說明此時(shí)井底壓力不是影響甲烷生產(chǎn)的主要因素,降壓導(dǎo)致的水合物分解的作用減弱,水合物的分解主要通過置換法。對比模型3-1到模型3-4、模型3-5到3-8和模型3-9到3-12可以看出置換率和埋存率隨井底壓力的增加而減小,這是因較低的井底壓力條件下,降壓導(dǎo)致的水合物分解數(shù)量增加,消耗了更多的熱量促進(jìn)了置換反應(yīng)的進(jìn)行。因此在CO2注入速度不變的情況下置換率和埋存率增大。開采初期較低的井底壓力具有較大驅(qū)動力,導(dǎo)致前期有著較高的產(chǎn)氣速度,隨著大量甲烷氣體被采出,地層壓力下降導(dǎo)致產(chǎn)氣速度急劇下降。由于生產(chǎn)井不斷向地層內(nèi)注入CO2,地層壓力不會一直降低,產(chǎn)氣速度會降低到一個(gè)穩(wěn)定的數(shù)值,而井底壓力越低到達(dá)平穩(wěn)的數(shù)值越大。

圖4 不同注氣速度下甲烷累積產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣速度Fig.4 Cumulative CH4 production and CH4production rate for different gas injection rate

圖5 不同井底壓力下甲烷累積產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣速度Fig.5 Cumulative CH4 production and CH4 production rate for different bottom hole pressure

2.4 初始水合物飽和度

圖6 不同初始水合物飽和度下甲烷累積產(chǎn)量和產(chǎn)氣速度Fig.6 Cumulative CH4 production and CH4 production rate for different initial hydrate saturation

不同初始水合物飽和度下甲烷累積產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣速度模擬結(jié)果如圖6所示。初始飽和度對甲烷累積產(chǎn)氣量有著重要的影響,五點(diǎn)法井網(wǎng)形式初始水合物飽和度為0.26和0.44時(shí)甲烷累積產(chǎn)氣量分別為1.24×108和1.68×108m3,兩者大約相差25%,同樣條件下九點(diǎn)法井網(wǎng)形式相差27%,而七點(diǎn)法形式相差最大達(dá)到33%。不同的初始水合物飽和度的甲烷產(chǎn)氣量有著較大的差異,這可能因?yàn)樗衔锏某跏硷柡投仍礁咚衔锏脑純α吭酱?導(dǎo)致具有較高的甲烷累積產(chǎn)氣量,而這種影響主要體現(xiàn)在生產(chǎn)后期。由產(chǎn)氣速度曲線可以看出,生產(chǎn)初期的甲烷產(chǎn)氣速度接近,早期的固體水合物能夠滿足注入CO2的置換量,而隨著水合物的分解,初始飽和度較高的條件下,剩余未被分解的水合物量較多,生產(chǎn)后期仍能保持較大的甲烷產(chǎn)氣速度,導(dǎo)致最終的產(chǎn)氣量差別較大。埋存率和置換率隨著初始水合物飽和度的增大而增大,主要因?yàn)榉纸獾乃衔锏臄?shù)量越多所吸收的熱量越多,而CO2合成反應(yīng)是放熱反應(yīng),能夠促進(jìn)放熱反應(yīng)的進(jìn)行,參與CO2置換的數(shù)量增多,提高了埋存率和置換率。

2.5 水合物置換的特點(diǎn)

氣體飽和度垂向分布如圖7所示。CO2置換水合物過程中,垂向上水合物總是優(yōu)先在頂部開始置換,頂部水合物置換的程度遠(yuǎn)高于底部,大部分的CO2都埋存于頂部,只有少部分埋存于底部,致使埋存形狀呈漏斗狀,這主要因?yàn)镃O2的密度小于水的密度,在浮力的作用下氣體會上升,引起在垂向上不均勻置換的現(xiàn)象。由于生產(chǎn)井井底壓力較低,氣體在井底的流速較快,生產(chǎn)井周圍CO2埋存相對較低。平面水合物飽和度如圖8所示,CO2置換主要發(fā)生在井網(wǎng)控制范圍內(nèi),井網(wǎng)區(qū)域內(nèi)的水合物飽和度大幅度降低,而井網(wǎng)控制區(qū)外只有注入井周圍發(fā)生置換。這可能因?yàn)榫W(wǎng)控制區(qū)域壓力低于周圍,在壓力差的作用下CO2被迫向生產(chǎn)井運(yùn)移,CO2很難向井網(wǎng)控制區(qū)外運(yùn)移,導(dǎo)致了井網(wǎng)控制以外區(qū)域難以被CO2置換。井網(wǎng)控制區(qū)外,底部的地層溫度高于頂部的地層,隨著地層壓力降低,底部位區(qū)域水合物先開始分解,但是向生產(chǎn)井運(yùn)移的過程中重新成CH4水合物造成飽和度增大,并且由于儲層壓力降低引起地層孔隙收縮導(dǎo)致未分解區(qū)域水合物飽和度數(shù)值增大。

壓力差的分布如圖9所示。從圖9中可以看出由于地層的壓縮性注入井周圍的壓力波動較小,地層壓降隨井距的增大而增大,隨注入速度的增大而減小,注入速度大補(bǔ)充的地層能力越強(qiáng),壓力下降的越慢。地層壓降隨著飽和度的增大而增大,CO2置換形成的CH4越多,以氣態(tài)存在地層中的CO2越少,補(bǔ)充的地層能量越差。溫度分布規(guī)律如圖10所示,溫度升高區(qū)域和水合物置換區(qū)域形狀相似,CH4置換區(qū)域的地層溫度升高5～10 ℃,這是因?yàn)镃O2置換反應(yīng)屬于放熱反應(yīng),二氧化碳置換甲烷釋放出的熱量加熱地層,使地層溫度上升,而CO2未波及區(qū)域隨著水合物的分解地層溫度下降3～5 ℃,在模擬過程中CO2置換區(qū)域的物性變差,孔隙度大幅降低,儲層變得更加致密。

圖7 九點(diǎn)法、注氣速度40 000 m3/d，不同生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)CO2和CH4飽和度的垂向分布Fig.7 CO2 and CH4 hydrate saturation vertical distributions of nine-spot well pattern with 40 000 m3/d gas injection rate

圖8 九點(diǎn)法、注氣速度40 000 m3/d，不同生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)CO2和CH4飽和度的平面分布Fig.8 CO2 and CH4 hydrate saturation top horizontal distributions of nine-spot well pattern with 40 000 m3/d gas injection rate

圖9 原始壓力與生產(chǎn)20 a時(shí)壓力差Fig.9 Pressure difference between initial reservoir and 20 years later

圖10 初始飽和度為0.32，生產(chǎn)20 a時(shí)溫度和CO2飽和度分布Fig.10 Temperature and CO2 saturation distribution of reservoir 20 years later in case of initial saturation of 0.32

3 結(jié) 論

(1)大井距和九點(diǎn)法井網(wǎng)具有較大的CO2波及面積,九點(diǎn)法井網(wǎng)比五點(diǎn)法井網(wǎng)和七點(diǎn)法井網(wǎng)具有更高的CH4累積產(chǎn)量和埋存率,井距大有利于增加天然氣產(chǎn)量,同時(shí)具有較高的置換率和埋存率。生產(chǎn)初期的各個(gè)井網(wǎng)形式產(chǎn)氣速度相接近,主要靠降壓法開采。

(2)CO2注氣速度對五點(diǎn)法和七點(diǎn)法井網(wǎng)甲烷累積產(chǎn)氣量影響不顯著,對九點(diǎn)法井網(wǎng)有重要影響。置換效率和埋存率隨著注氣速度的增加而減小,過多的注入CO2氣體使基數(shù)增大降低了埋存率和置換率。

(3)井底壓力小于3.5 MPa時(shí),甲烷累積產(chǎn)氣量有明顯的提升,井底壓力處于4.5～5.5 MPa時(shí),同一井網(wǎng)形式的累積產(chǎn)氣量接近。降壓導(dǎo)致的CH4分解數(shù)量增加,導(dǎo)致置換率和埋存率隨著井底壓力的增加而減小。

(4)初始水合物飽和度對甲烷累積產(chǎn)氣量影響顯著。五點(diǎn)法井網(wǎng)條件初始水合物飽和度為0.26和0.44條件下CH4累積產(chǎn)氣量相差25%,七點(diǎn)法井網(wǎng)和九點(diǎn)法井網(wǎng)相差分別達(dá)到33%和27%,隨著初始水合物飽和度的增加埋存率和置換效率提高。

(5)水合物優(yōu)先在頂部開始置換,導(dǎo)致埋存形狀呈漏斗狀;平面上CO2置換主要發(fā)生在井網(wǎng)控制范圍內(nèi),井網(wǎng)區(qū)域內(nèi)的水合物飽和度大幅度降低;CH4置換區(qū)域的地層溫度升高5～10 ℃,而CO2未波及區(qū)域隨著水合物的分解地層溫度下降3～5 ℃,溫度升高區(qū)域和水合物置換區(qū)域形狀相似。在模擬過程中CO2置換區(qū)域的物性變差,孔隙度大幅降低,儲層變得更加致密。