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天然气水合物因其资源储量大、能量密度高,分布广泛,清洁环保被认为是21 世纪最有价值新型能源[1-3] 。2017 年11 月,国务院批准天然气水合物成为中国第173 个矿种后,其勘探开发工作进入新的发展阶段[4] 。天然气水合物主要有热激法、降压法、抑制剂注入法和CO2 置换法开采方式[5-9] 。众多学者从分子模拟、室内实验、相平衡条件方面论证了CO2 置换法理论可行性[10-15] 。2012 年,美国在阿拉斯加北坡CO2 置换法开采水合物矿场试验成功实施,证实了该技术的矿场可行性[16-17] 。井网部署是商业化开采水合物的关键环节[18-21] 。笔者基于水合物藏实际地质模型,应用数值模拟方法研究CO2 置换法开采天然气水合物开发过程,评价五点法、七点法、九点法井网的开发效果,探究井网系统、注采参数和水合物饱和度对甲烷置换率和CO2 地质埋存量的影响规律。
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1 模型描述
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1.1 地质模型介绍
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模拟区域位于中国南海神狐海域中部,水合物赋存在海平面以下1 201 ~1 363 m[23-24] 。建模区域总面积(1.6 km伊3.0 km)约为4.8 km2,储层模型被离散成(42伊75伊8)总计25200 网格。水合物储层平均厚度为32.56 m,纵向划分为8 个模拟层。储层的非均质性对水、气的运动和压力的传播有重要影响,图1 为研究使用的渗透率和孔隙度模型,储层模型最大水平渗透率为401伊10-3 滋m2,最小水平渗透率为209伊10-3 滋m2,平均水平渗透率为358伊10-3滋m2,垂直与水平渗透率的比值为0.1,孔隙度为0.264 ~0.380,平均孔隙度为0.301。孔隙度和渗透
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图1 储层渗透率和孔隙度模型
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Fig.1 3D representation of reservoir permeability and porosity
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率来源于测井资料,并利用地质建模软件根据井点数据采用序贯高斯算法内插形成整个渗透率和孔隙度模型,最后在不改变孔隙度和渗透率相对分布的情况下,对孔隙度和渗透率的数值进行技术处理。
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储层模型的边界为封闭边界,不存在热交换。
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1.2 数值模型描述
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数值模型为
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式中,vd 为水合物分解速率;Kd0 为水合物分解速率常数,mol/ (s·Pa·m2 );Adec 为单位体积内反应面积,m2 / m3;pe 为气相平衡压力,Pa;pg 为气相分压力,Pa;驻E 为水合物反应活化能,J/ mol;R 为气体常数,J/ (mol K);T 为温度,K;vf 为水合物形成速率;Kf0为水合物形成速率常数,mol/ (s·Pa·m2 );K 为反应频率因子。
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使用CMG-STARS 模拟器实现了降压法辅助CO2 置换水合物的开采模拟,生产井保持较低的压力有利于CO2 在储层中的扩散,提高开采效率。模型中考虑了水合物形成与分解过程中涉及的6 个组分,分别为气相水、液相水、气相甲烷、固体甲烷水合物和气相二氧化碳以及固体二氧化碳水合物。水合物的形成和分解过程可以用以下两种化学反应式(1)和(2)表示,根据化学热力学理论,自发化学反应沿着吉布斯自由能减小的方向进行,二氧化碳水合物生成焓值(H)为51.60 ~62.90 kJ/ mol,甲烷水合物分解的焓值为47.5 ~62.9 kJ/ mol[25] ,Dornan 等[26] 研究表明置换反应的吉布斯自由能为负值,说明甲烷与二氧化碳的置换会自发地发生。本文中采用Kim 第一次定量研究的水合物分解动力学方程(3)[27] ,水合物的形成动力学方程采用了Vysniauskas-Bishinoi 模型,表达式为方程(4)[28] 。然而,对于水合物的分解和合成,在CMG-STARS 热储模拟器中建立动力学方程(5)。方程(3)和(4)可以转换成一种可用于CMG-STARS 的格式,相关参数如表1 所示。
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1.3 初始化条件
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南海神狐地区水合物饱和度范围在25% ~48%,为了便于研究水合物分解和运移规律,将整个储层的水合物饱和度设置为恒定数值。根据神狐地区钻孔测井及测试资料,储层物理性质及模型初始化参数设置如下岩石体积热容为2.12伊106 J/ (m3 ·K),水合物质量热容为1600 J/ (kg·K),岩石和水合物导热系数为3.92 W/ (m·K),气体导热系数为0.03 W/ (m·K)。初始含水饱和度为74%,初始水合物饱和度为26%,储层岩石密度为2 650 kg/ m3。南海神狐地区地温梯度为24.7 ~60.8 益/ km,平均值为(37.9依7.4)益/ km[29] 。在本研究中,温度梯度设置为43.0 益/ km,按储层深度折算,储层初始温度在纵向上线性分布。地层孔隙压力符合静水压力平衡,整个地层孔隙充满自由水不含游离气体。
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2 结果分析
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基础模型井筒直径设置为0.1 m,整个储层都被射孔并且忽略表皮系数的影响,生产井的井底压力保持为4.5 MPa,注入井保持20000 m3 / d 的注气速度,注入温度为8 益,模拟生产20 a。其余模型改变单一因素探究该因素对水合物生产的影响,整个分析过程中,储层的初始渗透率、孔隙度、温度、压力分布和储层热物性参数不发生改变。本文中CO2 置换率定义为甲烷产出量与注入CO2 量的比值,CO2 埋存率定义为埋存于地下CO2 量与注入CO2 量的比值。
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2.1 井网形式及井距
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与常规油气藏开发相似,井网系统部署是天然气水合物开采过程中的关键环节,不同的井网系统结构对产气效果具有极大影响,同时水合物储层的地质构造和非均质性也会对天然气水合物的生产有重要影响。讨论五点法、七点法和九点法井网以及300、500和700 m 井距对水合物开采的影响。不同井网形式甲烷累积产气量和产气速度如图2 所示。同一井网形式,井距越大,甲烷累积产量越大,CO2 埋存率和置换率越大。同一井距条件下,九点法相比于五点法和七点法井网具有较大CH4 累积产量和置换率。其中九点法井网700 m 井距甲烷累
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图2 不同井网形式甲烷累积产气量和产气速度
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Fig. 2 Cumulative CH4 production and CH4 production
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rate for different well pattern systems
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积产气量达到3.89伊108 m3,埋存率为55.25%,置换率达到33.24%,而五点法井网700 m 井距累积产量仅达到1.67伊108 m3,埋存率为45.15%,置换率为28.60%。生产初期的各个井网形式产气速度相接近,主要靠降压法开采。各个井网形式的甲烷产气速度经历了急剧增大、下降和平稳3 个阶段。生产8 a时模型1-9 达到最大产气速度为8.43伊104 m3,在生产5 a 时模型1-6 达到最大产气速度为6.11伊104m3。生产3 a 时模型1-3 达到最大产气速度为5.68伊104 m3,对比模型(1-3,1-6,1-9)、(1-2,1-5,1-8)和(1-1,1-4,1-7)发现九点法井网的最大产气速度较大,达到峰值的时间较晚。从模型(1-1,1-2,1-3)、(1-4,1-5,1-6)和(1-7,1-8,1-9)看出,大井距具有大的产气速度,相应的达到峰值时间较晚。生产20 a 时不同井网形式下甲烷水合物饱和度
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分布如图3 所示。从图3 可以看出,700 m 井距CO2波及区域的面积较大,能够参与置换的CO2 数量多,可以置换出更多甲烷气体。连接注入井和生产井之间的一条直线是两井之间最短的流线,沿该直线的压力梯度最大,注入气在平面上将沿着这条最短流线优先推进到生产井,而注入井之间的区域后被驱替。这个现象受井距和地层的非均质性的影响,井距越大现象越明显,由于存在地层的非均质性,驱替不会严格按照注入井和生产井的连线。
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图3 生产20 a 时不同井网形式下甲烷水合物饱和度分布
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Fig. 3 Distribution of CH4 hydrate saturation with different well pattern systems during 20 years production
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2.2 注气速度
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不同注气速度对水合物生产的影响如图4 所示。从模型2-1 到模型2-4 可以看出,注气速度对五点法和七点法井网的甲烷累积产气量影响不大,总体呈现注入速度越大甲烷累积产气量越大的规律。图4(c)显示出注气速度对九点法井网的甲烷累积产气量影响明显,甲烷累积产气量随注气速度的增大而增加,最大累积产量达3.11伊108 m3 是5000 m3 / d 条件下的2.23 倍。五点法、七点法和九点法井网的CO2 埋存率和置换率都随注入速度的增加而减小,这可能因为置换反应不是瞬间完成,并且CO2 与甲烷水合物接触面积有限,注入速度较大时部分CO2 来不及参与反应直接由生产井产出,过多地注入CO2 气体使基数增大降低了埋存率和置换率。较低的注入速度下,CH4 产气速度变化平缓且峰值较低,曲线达到平稳时具有更高的甲烷产气速度,而高的注入速度在生产初期使甲烷产气速度急剧增加,出现较大的峰值后急剧下降最终达到平稳,3 种井网形式都有相似的规律。这可能由于在生产初期高的注入速度导致注入井地层周围产生较大的压力,
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生产压差较大,压力传播较快,生成的甲烷能快速运移到生产井井底,并且注入速度越大短时间参与置换的CO2 数量越多,置换出的甲烷数量越多。因此在生产初期产气速度急剧增加,随后这种趋势逐渐减弱最后到达平稳。
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2.3 井底压力
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不同井底压力对水合物生产的影响如图5 所示。通过对比同一井网条件下的甲烷累积产气量可以发现,井底压力越小甲烷累积产气量越大。当井底压力小于3.5 MPa 时,甲烷累积产气量有一个明显的升高,井底压力处于4.5 ~5.5 MPa 时,同一井网形式的甲烷累积产气量十分接近,说明此时井底压力不是影响甲烷生产的主要因素,降压导致的水合物分解的作用减弱,水合物的分解主要通过置换法。对比模型3-1 到模型3-4、模型3-5 到3-8 和模型3-9 到3-12可以看出置换率和埋存率随井底压力的增加而减小,这是因较低的井底压力条件下,降压导致的水合物分解数量增加,消耗了更多的热量促进了置换反应的进行。因此在CO2 注入速度不变的情况下置换率和埋存率增大。开采初期较低的井底压力具有较大驱动力,导致前期有着较高的产气速度,随着大量甲烷气体被采出,地层压力下降导致产气速度急剧下降。由于生产井不断向地层内注入CO2,地层压力不会一直降低,产气速度会降低到一个稳定的数值,而井底压力越低到达平稳的数值越大。
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图4 不同注气速度下甲烷累积产气量和产气速度
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Fig. 4 Cumulative CH4 production and CH4production rate for different gas injection rate
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初始水合物饱和度的甲烷产气量有着较大的差异,这可能因为水合物的初始饱和度越高水合物的原始储量越大,导致具有较高的甲烷累积产气量,而这种影响主要体现在生产后期。由产气速
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度曲线可以看出,生产初期的甲烷产气速度接近,早期的固体水合物能够满足注入CO2 的置换量,而随着水合物的分解,初始饱和度较高的条件下,剩余未被分解的水合物量较多,生产后期仍能保持较大的甲烷产气速度,导致最终的产气量差别较大。埋存率和置换率随着初始水合物饱和度的增大而增大,主要因为分解的水合物的数量越多所吸收的热量越多,而CO2 合成反应是放热反应,能够促进放热反应的进行,参与CO2 置换的数量增多,提高了埋存率和置换率
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2.5 水合物置换的特点
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气体饱和度垂向分布如图7 所示。CO2 置换水合物过程中,垂向上水合物总是优先在顶部开始置换,顶部水合物置换的程度远高于底部,大部分的CO2 都埋存于顶部,只有少部分埋存于底部,
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致使埋存形状呈漏斗状,这主要因为CO2 的密度小于水的密度,在浮力的作用下气体会上升,引起在垂向上不均匀置换的现象。由于生产井井底压力较低,气体在井底的流速较快,生产井周围CO2埋存相对较低。平面水合物饱和度如图8 所示,CO2 置换主要发生在井网控制范围内,井网区域内的水合物饱和度大幅度降低,而井网控制区外只有注入井周围发生置换。这可能因为井网控制区域压力低于周围,在压力差的作用下CO2 被迫向生产井运移,CO2 很难向井网控制区外运移,导致了井网控制以外区域难以被CO2 置换。井网控制区外,底部的地层温度高于顶部的地层,随着地层压力降低,底部位区域水合物先开始分解,但是向生产井运移的过程中重新成CH4 水合物造成饱和度增大,并且由于储层压力降低引起地层孔隙收缩导致未分解区域水合物饱和度数值增大。
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压力差的分布如图9 所示。从图9 中可以看出由于地层的压缩性注入井周围的压力波动较
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小,地层压降随井距的增大而增大,随注入速度的增大而减小,注入速度大补充的地层能力越强,压力下降的越慢。地层压降随着饱和度的增大而增大,CO2 置换形成的CH4 越多,以气态存在地层中的CO2 越少,补充的地层能量越差。温度分布规律如图10 所示,温度升高区域和水合物置换区域形状相似,CH4 置换区域的地层温度升高5 ~ 10益,这是因为CO2 置换反应属于放热反应,二氧化碳置换甲烷释放出的热量加热地层,使地层温度上升,而CO2 未波及区域随着水合物的分解地层温度下降3 ~5 益,在模拟过程中CO2 置换区域的物性变差,孔隙度大幅降低,储层变得更加致密。
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图7 九点法、注气速度40 000 m3 / d,不同生产时间内CO2 和CH4 饱和度的垂向分布
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Fig. 7 CO2 and CH4 hydrate saturation vertical distributions of nine-spot well pattern with 40 000 m3 / d gas injection rate
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图8 九点法、注气速度40 000 m3 / d,不同生产时间内CO2 和CH4 饱和度的平面分布
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Fig. 8 CO2 and CH4 hydrate saturation top horizontal distributions of nine-spot well pattern with 40000 m3 / d gas injection rate
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图9 原始压力与生产20 a 时压力差
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Fig. 9 Pressure difference between initial reservoir and 20 years later
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图10 初始饱和度为0. 32,生产20 a 时温度和CO2 饱和度分布
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Fig. 10 Temperature and CO2 saturation distribution of reservoir 20 years later in case of initial saturation of 0. 32
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3 结论
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(1)大井距和九点法井网具有较大的CO2 波及面积,九点法井网比五点法井网和七点法井网具有
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更高的CH4 累积产量和埋存率,井距大有利于增加天然气产量,同时具有较高的置换率和埋存率。生产初期的各个井网形式产气速度相接近,主要靠降压法开采。
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(2)CO2 注气速度对五点法和七点法井网甲烷累积产气量影响不显著,对九点法井网有重要影响。
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置换效率和埋存率随着注气速度的增加而减小,过多的注入CO2 气体使基数增大降低了埋存率和置换率。
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(3)井底压力小于3.5 MPa 时,甲烷累积产气量有明显的提升,井底压力处于4.5 ~ 5.5 MPa 时,同一井网形式的累积产气量接近。降压导致的CH4分解数量增加,导致置换率和埋存率随着井底压力的增加而减小。
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(4)初始水合物饱和度对甲烷累积产气量影响显著。五点法井网条件初始水合物饱和度为0.26和0.44 条件下CH4 累积产气量相差25%,七点法井网和九点法井网相差分别达到33%和27%,随着初始水合物饱和度的增加埋存率和置换效率提高。
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(5)水合物优先在顶部开始置换,导致埋存形状呈漏斗状;平面上CO2 置换主要发生在井网控制
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范围内,井网区域内的水合物饱和度大幅度降低;CH4 置换区域的地层温度升高5 ~10 益,而CO2 未波及区域随着水合物的分解地层温度下降3 ~5 益,温度升高区域和水合物置换区域形状相似。在模拟过程中CO2 置换区域的物性变差,孔隙度大幅降低,储层变得更加致密。
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摘要
为了探究井网系统及注采参数对水合物开发的影响,建立矿场尺度的非均质性水合物矿体三维模型,提出降压法辅助CO2 置换法开采水合物的方法,并对井网形式、井距、CO2 注气速度、生产井井底压力以及初始水合物饱和度等参数进行分析。结果表明:九点法井网相比于五点和七点法井网具有更大甲烷累积产气量和埋存率,并且大井距有利于增加甲烷累积产量,具有较好的埋存率和置换率;2.5 MPa 井底压力的甲烷累积产气量和置换效率较高;CO2 置换主要发生在井网的控制范围内,甲烷置换区域的储层温度上升5 ~10 益,CO2 未波及区域储层温度下降3 ~5 益。
Abstract
A combination of depressurization and CO2 injection to replace natural gas was proposed for the exploitation of nat-ural gas hydrate reservoirs. In this study, a heterogeneous reservoir model was established for numerical simulation, and theeffect of well pattern, well spacing, gas (CO2 ) injection rate, bottom hole pressure of production well and initial hydrate sat-uration on natural gas production were investigated. The simulation results show that a nine-spot well pattern has the maxi-mum cumulative CH4 production and CO2 storage factor in comparison with five-spot and seven-spot well patterns, and a large well spacing is beneficial to increase gas production, in which high storage factor and replacement efficiency can be a-chieved. In addition, at 2.5 MPa of bottom hole pressure, optimum cumulative CH4 production and CO2 replacement effi-ciency can be obtained. CO2 replacement mainly occurs within the control range of the well pattern. The reservoir tempera-ture in CH4 replacement area rises 5-10℃, and it can drop 3-5 ℃in CO2 unswept areas.
Keywords
natural gas hydrate ； CO2 replacement ； decompression ； storage factor
