非成岩水合物储层降压开采过程中出砂和沉降实验研究

天然气水合物多赋存在非成岩地层中,在开采过程中易出现出砂和沉降情况,制约了天然气水合物的安全高效长期开采。为研究水合物开采过程中的温压、产气、产水、出砂和沉降情况,在自主研发水合物出砂及防砂模拟装置上进行了不同条件下的开采模拟实验。研究表明,在前两个生产阶段,产水含砂率和出砂粒径随着水合物开采而逐渐增大;水合物细砂储层产气速率增加会增大携液能力,导致携砂能力增强而增大出砂风险,同时高产气速率促进井筒温度降低导致冰相生成,存在冰堵的风险;开采过程中的储层沉降与储层水合物含量相关性较大,而产气速率和降压速率对储层沉降的影响与产气模式有关。水合物开采中后期进行增产作业会增加储层出砂风险和沉降速率,进一步探讨了该实验对日本2013年第一次海域水合物试采出砂情况的推测,提出水合物开采分阶段分级防砂的概念。     

日本海域天然气水合物试采结果对比分析

截至目前,只有中国和日本实施了海域天然气水合物的试采,了解日本的海域水合物试采中遇到的问题及其对问题的分析情况,有助于中国下一步的水合物研究和开发工作。为了深入认识日本于2013年和2017年在日本海域南海海槽分别实施的两次试采,介绍了两次试采的部署实施情况及实际产气情况,梳理了日本对两次试采中出现的问题及其针对问题的分析研究成果,对比了两次试采中3口生产井的产气情况。发现日本两次试采都没有解决实际产气与预测结果存在差异的问题,认为加强对水合物储层特征和物理特性的认识是解决上述问题的关键;另外,水合物的生产是一个综合的过程,防砂、压降过程、排水等互相影响,在解决这些问题时应综合考虑,并应寻找稳产需要的各项生产参数的平衡点。     

天然气水合物开采井孔出砂问题研究

天然气水合物是一种重要的非常规能源,但水合物开采出砂问题成为制约其走向商业化开发的关键因素。南海北部陆坡是我国天然气水合物的重要赋存区,其水合物主要以分散状弱胶结方式赋存,研究其出砂问题显得极为迫切。研究表明储层出砂的根本原因是储层介质强度降低,而水合物储层介质强度受到水合物胶结模式、水合物饱和度、孔隙流体压力、流速及生产压差等影响。本文在对比分析天然气水合物储层出砂与常规油气藏出砂特征的基础上,总结了弱胶结疏松砂岩油藏出砂研究方法,为天然气水合物储层开采井孔出砂的研究提供思路和参考。     

极地天然气水合物资源利用前景

极地天然气水合物资源潜力巨大,储层类型主要为富砂沉积物储层,最可能实现远景勘探和商业利用,是一种重要的战略能源。综述了天然气水合物在极地的分布情况、极地主要地区天然气水合物矿藏资源量以及水合物开发利用的资源金字塔。结合美国、加拿大和俄罗斯在北极冻土区天然气水合物勘探开发的案例进行了4种开采技术优缺点对比,并对极地区和非极地区5次天然气水合物试采效能进行对比评价。根据目前国际油气价格、能源结构、各国水合物研究目标和我国天然气水合物勘查开发现状等,提出了我国参与极地天然气水合物研究和开发的思路。     

极地天然气水合物资源利用前景CSCD

极地天然气水合物资源潜力巨大,储层类型主要为富砂沉积物储层,最可能实现远景勘探和商业利用,是一种重要的战略能源。综述了天然气水合物在极地的分布情况、极地主要地区天然气水合物矿藏资源量以及水合物开发利用的资源金字塔。结合美国、加拿大和俄罗斯在北极冻土区天然气水合物勘探开发的案例进行了4种开采技术优缺点对比,并对极地区和非极地区5次天然气水合物试采效能进行对比评价。根据目前国际油气价格、能源结构、各国水合物研究目标和我国天然气水合物勘查开发现状等,提出了我国参与极地天然气水合物研究和开发的思路。     

海域天然气水合物开采的地质控制因素和科学挑战

目前,国际上对天然气水合物产状、分布和特征的认识已取得显著进展,开展了一系列陆地多年冻土区和海域天然气水合物试采,但天然气水合物开采仍面临科学挑战。本文在综述全球天然气水合物勘探开发现状的基础上,阐述了天然气水合物储层分类及其开采的地质控制因素,提出了海域天然气水合物有效经济开采面临的资源评价、开采技术方法、储层地质参数和工程地质风险等4方面的科学挑战。要实现海域天然气水合物的有效经济开采,资源评价是基础,开采技术方法是关键。判定天然气水合物储层是否可采需要精确的储层地质参数,能否实现有效开采取决于工程地质风险的控制。     

水合物分解区地层砂粒启动运移临界流速计算模型

出砂是制约当前天然气水合物长效开发的关键因素之一。基于水合物分解区地层松散沉积物球形颗粒堆积假设,分析了水合物分解前缘和分解区内部地层砂微粒的受力情况,基于力矩平衡条件建立了松散沉积物中地层砂颗粒启动运移临界流速的计算模型,并进行模型敏感性分析。结果表明,水合物分解前缘和分解区内部微粒的临界流速均随着粒径、排布角度、颗粒摩擦系数的增加而增加,胶结物性质、流体中的电解质类型以及浓度等参数均对临界出砂流速产生一定的影响。本文建立的砂粒启动运移临界流速模型能够为水合物开采储层出砂评价提供支撑。     

一种采用直井井组细分层压裂注热水开采天然气水合物的工艺方案

在海底的沉积物或冻土中,赋存有大量的天然气水合物,这是一种适于未来开发利用的能源,具有优质、洁净、资源量大等优势。由于开采对象的复杂性,在世界范围内,开采技术整体上尚无成熟配套,面临着单井产量低、连续时间短、经济效益差等缺陷,因此需要针对天然气水合物储层研究高效开采的工艺方法。本研究针对有一定渗流能力的水合物储层,提出了一种采用直井井组细分层压裂注热水开采的工艺技术:(1)依据地质资料,对目标储层布置直井井组,直井分为注水井与生产井,通过井组注入热水开采提高采收率;(2)采用套管射孔完井,套管内下入筛管防砂;(3)对注水井进行不加砂细分层压裂,采出井不压裂;(4)至生产效果变差时,开始通过注水井注入热水激发,从生产井生产天然气;(5)采用海水源热泵技术提供热水,就地取材,经济高效;(6)对采出井进行注入固结剂作业,采用系统防砂技术;(7)建立数学模型进行模拟,结果表明,细分层压裂注热水开发方案能大幅提高产量。该工艺能够提高储层的加热效率与受热体积,减少出砂的可能性,大幅提高储层生产天然气的产量与持续时间,进而提高经济效益。     

天然气水合物试采:从实验模拟到场地实施

天然气水合物研究的终极目标是对其进行有效的开发利用,即实现长期安全、高效地开采,而水合物试采只是迈出了第一步。数十年的室内水合物开采方法实验及其数值模拟研究取得了显著的成果,为天然气水合物试采奠定了坚实的基础。加拿大、美国等国家先后在陆地冻土区进行了水合物试采工作,试验成果为海域水合物试采提供了宝贵的经验。2013年和2017年,日本、中国先后在不同海域实施了天然气水合物试采,并取得了成功,这是天然气水合物研究的一个里程碑式的进步,标志着天然气水合物开采技术研究从室内实验模拟逐步转到产地实施。本文回顾了各种水合物开采方法的原理及其模拟实验成果,简要介绍了水合物开采数值模拟方法与进展,评述了水合物试采的前期关键技术准备及场地实施效果,讨论了每种技术方法的局限性及面临的挑战,并针对海洋天然气水合物开采面临的科学与技术问题提出了建议。     

储层和开采参数对天然气水合物开采产能的影响分析

开展储层参数和开采参数对天然气水合物开采产能影响的研究有助于其实际开采场址和开采方法的选择。以中国南海神狐海域SH7站位的地质参数为背景，采用TOUGH+HYDRATE软件系统地分析了储层压力、温度、孔隙度、水合物饱和度、渗透率、上覆层和下伏层渗透率等储层参数，以及降压幅度、降压井长度和出砂堵塞（通过改变井周网格渗透率反映出砂堵塞）等开采参数对天然气水合物降压开采产能的影响。数值模拟结果表明：(1)随着储层渗透率的增大，产气量有明显的增加；随着储层压力、孔隙度的增大以及上覆层和下伏层渗透率的减小，产气量有较大的增加；随着储层温度的增大，产气量有一定的增加；产气量随饱和度的增大先增大后减小。因此，实际开采时可优先选择渗透率大、上覆层和下伏层渗透率小、孔隙度大、温度较高、水合物饱和度适中的储层。(2)随着降压幅度的增大以及降压井长度增大，产气量有明显的增加；而随着出砂堵塞程度的加剧，产气量有非常明显的减少。因此，实际开采时可以通过增大降压幅度和降压井长度以及采取减轻出砂堵塞的措施来提高产气量。研究结果可以为我国将来天然气水合物开采区域及开采方式的选择和确定提供参考。     

海洋天然气水合物储层蠕变行为的主控因素与研究展望

蠕变是指沉积物在特定应力状态下变形与时间的关系,属于沉积物的固有力学属性。厘清海洋天然气水合物开采过程中储层蠕变的主控因素及其控制机理,对量化评价潜在工程地质风险的发生和演变规律具有重要意义。本文将在综述海洋天然气水合物储层破坏特征的基础上,梳理海洋天然气水合物储层蠕变特征及主控因素,厘清关键科学问题;结合最新研究成果,阐述天然气水合物储层蠕变特征多尺度表征与探测技术体系的基本内涵,简要探讨该领域的未来研究方向。初步分析认为,海洋天然气水合物开采过程中储层蠕变行为是水合物本身及其分解产出过程中的应力、温度、渗流等动态因素综合作用的结果,现有蠕变本构模型无法完全反映上述相变-传热-渗流-应力多场多相多组分耦合过程。为建立适合南海北部水合物储层的蠕变本构,进而为后续开采工程安全设计提供理论支撑,建议从天然气水合物储层的力学性能弱化特征及蠕变各阶段的时效参数两方面入手,从分子尺度、纳微尺度、岩心尺度、中试尺度、矿藏尺度5个层面,建立天然气水合物储层蠕变行为的跨尺度研究方法体系;以南海实际储层样品为研究对象,剖析天然气水合物开采过程中储层蠕变行为的主控因素。     

天然气水合物储层有效绝对渗透率现场测试进展

天然气水合物作为一种新型的非常规能源具有较大的资源潜力。天然气水合物储层的有效绝对渗透率常被选为天然气水合物降压开采效果评价的关键指标,指标大小需要在现场进行测试加以确定。首先对国内外典型地区天然气水合物储层有效绝对渗透率的现场测试实例进行梳理,然后介绍了地层测试和核磁共振测井等现场测试方法,最后总结了目前水合物储层有效渗透率现场测试仍存在的主要问题并给出未来的研究建议,期望为天然气水合物储层现场测试技术的发展提供参考。     

压缩加载条件下含水合物沉积物蠕变特性分析

水合物开采可能诱发海底滑坡或其他工程地质灾害。实现水合物商业化开采需要中长期稳定产气，长期荷载下储层的蠕变特性是地层稳定性评价的基础力学参数。利用南海水合物储层粉黏土为试验介质在压缩加载条件下的系列固结排水蠕变测量试验结果，对粉黏土的蠕变特性进行了分析。结果表明，加载过程中，含水合物沉积物经历瞬时变形、固结变形和蠕变变形3个阶段；随着加载应力和水合物饱和度的提高，蠕变应变不断增加；修正的Singh-Mitchell蠕变模型可以较好预测不同应力水平和水合物饱和度下粉黏土的蠕变特性。     

天然气水合物降压开采过程中储层应力规律分析

为了研究天然气水合物降压开采过程的储层应力及其稳定性,运用线性多孔弹性力学和岩石力学知识,考虑水合物储层原始应力、孔隙压力、渗流附加应力及降压开采水合物过程中水合物饱和度的变化,建立了降压开采天然气水合物储层的力学模型,结合墨西哥湾某处水合物藏的基本参数,对降压开采水合物储层应力变化和开采过程的储层稳定性进行研究。结果表明：井底压力是影响水合物储层应力变化的关键因素之一;渗流附加应力在一定程度上减小了储层的应力;水合物分解储层应力发生变化,储层应力在井壁处的波动最大,井壁处是整个储层所受轴向偏应力最大的位置,因此井壁处是优先发生剪切破坏的位置;为了储层的稳定性,降压开采水合物生产压差应小于2.19 MPa。     

海域天然气水合物吸力筒式开采装置及方法

天然气水合物具有很高的资源价值,众多国家正在开展相关研究与勘探,试采设备和技术取得了一定的发展,但离商业化开采还有很多关键技术问题需要解决。提出一种新型海域天然气水合物开采装置——吸力筒式开采装置及方法,主要包括开采筒、沉贯水泵和气液举升系统等,其整体由钢结构组合而成,依靠吸力和重力作用进入储层,然后进行降压开采,待作业结束后可回收重复使用。参照我国南海神狐海域地质,从理论上分析了新装置两个不同形态的贯入原理,并通过CMG STARS模拟研究新型开采方法的产能提升情况,由于吸力筒式开采装置能实现更大降压幅度并且扩大水合物分解面积,故产气效率相对于传统方法提高约2.46~11.69倍。吸力筒式开采装置具有结构强度高、开采半径大和施工简便等特点,有望做到“提产降本”,为实现海域天然气水合物商业化开采提供一条新思路。     

世界天然气水合物钻探历程与试采进展

自20世纪60年代证实自然界中存在天然气水合物以来,针对水合物这一潜在能源的研究取得了显著进展。与常规油气资源一样,水合物的开发也需要经历两个重要阶段,即勘查与试采。该文对全球主要国家水合物钻探与试采进展进行了归纳总结和分析,认为钻探工作在获取水合物实物样品、优化相关技术装备、提供可靠数据等方面发挥了重要作用,而试采工作在长期、安全、稳定和高效产气方面仍与产业化开发的预期存在差距。建议我国应充分发挥各方优势,重视技术方法和装备的研究、开发、示范和推广,形成可用于水合物资源勘查与开采的成熟技术装备体系。     

全球天然气水合物资源潜力评价及勘查试采进展

天然气水合物是一种清洁高效的环保型化石能源,分布于世界深水海域和多年冻土带环境之中,资源潜力巨大。最新的评价预测结果表明,全球水合物沉积物中碳资源量介于500~3 000Gt。作为一种新型的非常规能源,目前其资源量评价预测尚存在不确定性,而且并非所有的天然气水合物都可开采利用。不同赋存形态的天然气水合物构成了能源金字塔,展示了不同类型水合物资源潜力大小及可开发利用的程度。因此,天然气水合物资源潜力评价预测与开发利用正越来越多地受到人们的关注与重视。尽管中国在南海的试采工作取得了重大突破,但如何经济、安全地世界性开采这种新能源仍需要开展更多的研究工作。     

CO2-CH4置换水合物开采方法及其强化技术研究进展

天然气水合物具有资源储量大、分布范围广等特点,是一种潜力巨大的替代能源,经济、高效、安全地开发天然气水合物是目前研究的热点。CO₂-CH₄置换水合物开采法既可以置换出水合物储层中的甲烷,同时还将CO₂封存其中以保持地层稳定,受到了广泛的关注。本文从CO₂-CH₄置换的可行性、实验模拟与数值模拟的角度综述了近些年CO₂-CH₄置换水合物开采法的最新研究进展,并针对置换过程效率低、速度慢等缺点,探讨了改变CO₂注入相态、CO₂协同小分子气体以及CO₂置换联合开采法等强化置换技术,指出了不同强化方法的技术壁垒及应用局限,展望了CO₂-CH₄置换水合物开采技术的研究方向和发展前景。     

水合物直井与水平井产气效果分析——以神狐海域SH2站位为例

以现有的南海神狐海域SH2钻孔资料为基础,建立起了与试采站位类似的"水合物层—游离气层"成藏模型,利用TOUGH+Hydrate数值模拟软件,对开采井内产气的来源问题做出了定量解释;分别使用直井和水平井降压开采方式,对"水合物层—游离气层"的储层进行了产气效率、储层开采程度方面的比较。结果表明:1)对研究工况,使用直井降压开采时,前100 d内井内气体有16%是直接来源于下部游离气层,且仍有很大部分游离气是向上迁移至水合物层中后产出,最终游离气层的贡献可达40%左右; 2)直井开采易生成二次水合物,而使用水平井开采时,游离气的向上迁移会带动更深层热液的向上运动,能在很大程度上提高水合物分解速率,并能够防止二次水合物的形成; 3)对研究工况中的"水合物层—游离气层"储层进行长期开采时,水平井降压开采更具应用前景。     

天然气水合物资源潜力评价

作为一种新型能源的天然气水合物越来越引起人们的重视。研究表明,在永冻区水合物主要存在于地下130～2000m,海洋中的水合物主要存在于海底以下100～1100m,水合物矿层的厚度可从几厘米到30m左右。目前海相和极地永冻区水合物资源量估计约为20000万亿m^3。近些年来,很多国家包括日本、印度和美国投入大量的资金进行水合物资源的研究。虽然在有些基础性问题的研究上,如对已证实的含水合物地层中水合物聚集的资源量的估算等方面存在差异,但这些研究项目的开展可以帮助我们了解水合物储层的属性、开采体系的设计以及更为重要的开采成本及经济效益等关键性问题。