泥质低渗水合物降压开采特性与模型研究

天然气水合物(又名可燃冰)是海底储层常见的一种非常规浅层气藏,具备泥质、低渗等特点,实现其安全高效开发具有重要现实意义。在水合物开采过程中,气体渗流及水合物分解行为都会发生动态变化,两者的复杂耦合作用决定了水合物储层的产气效率,但目前缺乏对其动态耦合预测模型的研究。因此,需要进一步分析天然气水合物储层降压开采过程中气体渗流与水合物分解行为。使用南海土在岩心夹持器内重塑了泥质低渗的水合物储层,探明了降压开采特性以及储层压力的影响,并创新性提出包含储层压力、水合物分解以及产气流量等关键指标的水合物降压开采预测模型,实现了泥质低渗水合物储层渗流与分解时空关联与高精度预测,相关系数(R2)均为99%以上。本结果可为实地优化调控降压开采水合物提供理论指导。

海洋天然气水合物降压开采装备现状与技术探讨

在南海神狐海域采用降压法成功实施了2次天然气水合物试采,在深水浅软地层水合物钻采技术上取得了多项重大技术突破,但仍面临单井产量低、开采配套装备复杂及经济适用性弱等问题。为了配套神狐海域第3次降压法试采开采方案,系统梳理了降压法开采技术对开采装备的影响因素,对比分析了常规油气开采的水下采油树结构适应性,提出了一套适用于深水天然气水合物开采的水下卧式采气树关键技术理论;形成的“一体式”集成化采气树本体、双穿越结构水下穿越器、失效安全型液控水下阀门及驱动器、复合电液控制系统等技术,可满足海洋天然气水合物开发装备质量轻、水合物二次结冰封堵干预、井下作业工况监测和远程控制等要求。所得结果可为海洋天然气水合物长期稳定、可控开采的配套装备开发提供借鉴。

降压开采条件下胶结型深海能源土力学特性离散元模拟

降压开采会造成影响深海能源土宏观力学特性发生显著变化,而胶结型是天然气水合物赋存于深海能源土储层的主要类型,因此降压开采条件下胶结型深海能源土力学特性研究对于提高天然气水合物开采效率,预防海洋灾害具有重要意义。研究了胶结型深海能源土降压开采时的胶结和损伤影响,构建了三维离散元(Discrete Element Method,DEM)数值模型,并分析了围压、饱和度和损伤对于降压开采条件下胶结型深海能源土力学性能影响。研究结论对于深海能源土储层中天然气水合物开采研究具有较好的借鉴意义。

国内深水气田首次降压开采应用实践

在深水气田开发过程中,随着天然气的采出,气藏能量逐渐衰减,导致气田产量逐渐下降,难以满足下游需求。为了提高气田采收率,南海某深水气田新增湿气压缩机流程,并同时采用降低深水气田登陆平台整体压力的方式,有效提高了气田采收率。该深水气田降压开采是国内深水气田首次实施降压生产,在实施中操作人员创新性地开发了在线切换流程降压模式,并应用了先进的工业模拟软件OLGA,避免了停产降压对下游用户影响,避免了深水海管泄压放空的能源浪费,避免了对新增设备的损害,避免了平台意外关停。最终,该深水气田的降压生产取得了较好的效果,对国内其他深海气田开发有较高借鉴意义。

天然气水合物降压开采实验研究

为了研究天然气水合物(NGH)降压开采基本规律,应用研制的NGH合成与开采实验系统,研究NGH降压开采的相平衡和基本生产规律。用图形法测定了4个NGH相平衡点,与已有文献数据吻合很好,说明了该实验装置和方法的可靠性。对于高孔高渗的多孔介质,相平衡数据与反应釜水溶液中相平衡数据一致,在进行NGH开采相平衡研究时,可以借用现有反应釜水溶液中NGH的数据和模型。在实验模型条件下,降压开采是比较好的NGH开采方法,产气速率较高且主要受压降速率控制。储集层压力控制和NGH自保护效应是实际NGH矿藏降压开采需要解决的关键问题。具有下伏游离气或同层伴生气的NGH矿藏,为克服以上两点不利提供了可能。另外,还可以考虑注热水、注化学剂等其他辅助强化开采措施。

多孔介质中天然气水合物降压开采影响因素实验研究

使用自制的一维天然气水合物开采模拟实验装置,对天然气水合物降压开采进行了物理模拟实验研究,考察了降压幅度、降压速度对开采效果的影响。实验结果表明,降压幅度主要影响最终产出气体的总量,降压幅度越大,累积产气量百分比越大。降压速度越大,产气速率越高,当最终压力相同时,降压速度只影响开采持续时间,最终产气量百分比基本一致;降压速度越慢,当压力降到相同水平时累积产气量百分比越大,特别在降压初期这一现象更明显。

潜山裂缝油藏降压开采增油机理及现场试验

系统地总结了任丘裂缝型碳酸盐岩潜山油藏在“九五”期间开展的降压开采现场试验成果。降压开采增油机理是通过驱动方式的改变 ,使油水关系重新分布 ,并利用裂缝的差异性闭合效应 ,使弹性力、重力和毛细管力的有利驱油作用得到了更好的发挥 ,减小了大裂缝的渗流能力及其对中小缝洞与岩块系统的干扰 ,从而发挥了中小缝洞及岩块系统的生产潜力。在此基础上提出了裂缝性油藏实施降压开采的时机与速度 ,对改善潜山油藏中、后期开发效果和提高采收率试验研究具有重要意义。

海底水合物矿藏降压开采与甲烷气体扩散过程的数值模拟

在深海条件下采用单井降压法开采的天然气水合物矿藏中,利用TOUGH+HYDRATE软件对其开采过程和甲烷气体扩散过程进行数值模拟。物理模型由上至下依次为上盖层、水合物沉积层和下盖层。将上、下盖层外边界的温度设为恒定,与含水合物沉积层之间有热量和质量交换,数值模型采用二维圆柱坐标网格。模拟结果表明开采过程中井口产气速率是一个升高—降低—波动升高的过程,水合物分解产生的气体有一部分通过上盖层溢出,能在一定程度上增加大气中温室气体的量。开采初期水合物分解速率降低的主要原因是水合物分解产生的甲烷气体在地层中大量累积,开采后期水合物分解速率产生波动的主要原因是发生"气穴现象"。井口附近由于压力变化较快水合物分解最为剧烈,其附近有个低温区存在。上、下盖层附近水合物分解速率也较快。

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物(以下简称水合物)储层降压开采的气产量和采收率,基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件,根据实际试采数据,针对单垂直井和垂直井网两种布井方式,利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟,研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征,进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明:①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中,水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大,从而使气、水产量增加;②在降压开采初始阶段,开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小,水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低,而后随着开采时间的延续,气、水渗流阻力增加,压降传播速率降低,水合物分解气产量和井口气产量不断降低,水产量则缓慢上升;③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制,井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解,井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气;④采用垂直井网进行水合物开采,每口井的控制面积减少,单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井,但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高;⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量,井间压降叠加效应加速了水合物的分解,井间区域的压力及温度显著低于单井,但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动,在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为,多井联合开采可以提高井场总的气产量,但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。

天然气水合物降压开采数值模拟及影响因素分析

采用数值模拟方法,将降压开采分为完全分解区、分解区和未分解区进行数值模拟研究,建立了天然气水合物多相(气、水、水合物)流分解能量守恒模型、分解反应动力学模型.在此基础上,建立了二维数学模型以分析产气性能影响因素.模拟计算结果表明,出口压力越大,累积产气量越小;边界传热越快,分解越快;绝对渗透率对累积产气量和产气率影响较小.所做工作为进一步开展室内模拟实验和工程应用研究提供了技术依据.

天然气水合物降压开采储层出砂数值模拟

储层出砂是天然气水合物藏降压开采过程中所面临的主要问题。基于常规疏松砂岩储层出砂计算模型,综合考虑水合物分解规律、储层稳定性变化及岩石颗粒受力,建立了降压开采天然气水合物藏动态出砂量预测模型,并对储层出砂规律进行了分析。研究表明:越靠近井口处,水合物分解速率越快,内聚力减小幅度越快,储层稳定性越差;水合物储层开采较常规砂岩储层开采更容易出砂;水合物开采初期的出砂速率迅速增大,但出砂速率达到峰值后就会随着时间迅速减小,并最终趋于稳定;生产压差越大,水合物储层开采出砂也越严重。本文研究成果可为天然气水合物降压开采储层防砂提供借鉴。

水合物合成电容特性与降压开采二维实验研究

在天然气水合物二维开采模拟系统基础上,进行了水合物原位生成及分解过程的实验研究,探讨了温度、压力及电容的变化特性;开展了天然气水合物降压开采二维实验研究,得到了二维开采过程中各参数的动态变化规律,并对敏感因素进行了评价。在水合物合成过程中,随水合物饱和度的增加,水量的不断减少,电容量总体减小趋势明显。降压开采表明在二维平面上存在一定的压差与温差,其中温降随与开采井的距离增大而减小。产气过程分为流动阻力控制、分解速率控制以及残余气体采出三个部分,主要受分解速率和流动阻力共同影响。

大庆油田葡北Ⅱ断块降压开采技术数值模拟

为改善大庆油田葡北Ⅱ断块累积注采比高、无效注水严重造成地层压力高,高液高含水井多现象,提出实施降压开采的水动力学调整方式.通过减少注水量,有效降低区块内过高的地层压力.改变系统压力有利于油水交换和相对低渗透层潜力的发挥,从而延缓油田产量的递减,抑制区块含水率上升速度.设计5种不同注采比降压开采方案.数值模拟结果表明,全面停注的降压开采效果最佳,随着注采比逐渐恢复,降压开采效果变差.确定不同注采比下的降压界限,在此基础上进行现场试验.试验结果表明,降压开采技术对于改善油田后期开发效果和提高采收率具有重要意义.

天然气水合物藏降压开采近井储层稳定性数值模拟

天然气水合物藏降压开采是一个含相态变化的非等温物理化学流固耦合渗流过程。目前有关天然气水合物藏开采的研究集中于产能模拟,且没有考虑流固耦合作用影响,有关水合物分解形成的弱胶结、低强度、高孔高渗近井储层的稳定性研究尚未开展。为此,将水合物分解效应融合到渗流场与岩土变形场的耦合作用中,建立了天然气水合物藏气、水两相非等温流固耦合数学模型,引入出砂判别准则,开发了天然气水合物藏降压开采流固耦合储层稳定性分析软件,利用该软件对天然气水合物藏降压开采近井储层稳定性的一般规律进行了分析,并建立了井壁不出砂的临界生产压差分析方法。研究表明:水合物分解效应是影响水合物分解区储层稳定性的主要因素,流固耦合作用的影响较小;近井水合物分解区储层稳定性较差,其中井壁最小水平地应力方向储层稳定性最差,是出砂的优先位置;过渡区储层稳定性介于水合物分解区与原状储层之间。

盐水体系中天然气水合物降压开采数值模拟

考虑盐浓度的分布,根据质量守恒、能量守恒、天然气水合物的分解动力学等方程建立天然气水合物储层降压开采的数学模型,该模型可描述三相八组分水合物储层开采的多相非等温渗流过程。利用该模型对一维条件下纯水和含盐富水相体系水合物的开采动态进行模拟计算。结果表明:模拟结果与试验结果具有较好的一致性;在盐水体系的水合物藏中,盐影响了水合物的相平衡,加快了水合物的分解,压力传播比纯水体系的快得多,并使得试验和模拟的瞬时产气量波动很大。

三维实验模拟垂直井和水平井降压开采水合物

为了研究降压法在不同井网布置条件下开采天然气水合物的机理,在水合物三维实验模拟平台中进行了垂直井和水平井降压开采实验,获得了两种布井方式的产气、产水、温度变化和三维温度空间分布情况。研究表明,在该实验条件下,利用水平井开采水合物的平均产气速率是垂直井的1.48倍,但水平井开采的产水量较大,垂直井开采的产水量则很小。三维温度分布图表明,开采过程中全釜的温度同步下降,水合物在反应釜内均匀分解,反应釜四周的温度比反应釜中心温度高,热量从边界向釜中心传递。

大庆葡萄花油田降压开采数值模拟

大庆葡萄花油田目前正处在高压高含水开发阶段,为有效缓解油藏压力较高、含水上升速度加快、油田可采储量迅速下降的趋势,提出了实施降压开采的水动力学方法,进行了注采系统调整的数值模拟研究,通过降低注采比的方式来达到降压降水的目的,采用了5种不同注采比对油田进行降压开采效果研究。模拟结果表明,全面停注的降压开采效果最佳,随着注采比的逐渐恢复,降压开采效果变差,得出了不同降压开采情况下的降压界限和降压速度,对葡萄花油田后期开发具有重要的指导意义。

任丘雾迷山组裂缝性碳酸盐岩油藏降压开采改善开发效果研究

裂缝性碳酸盐岩油气藏开发过程中,油井一旦见水便迅速水淹,缺少立竿见影的控水稳油方法和手段,这类油藏后期开采的难度极大。通过对雾迷山组裂缝性碳酸盐岩油藏油水井生产特征、产量变化规律及采取的降压开采方式生产动态进行分析,结合该类油藏的双重介质特征及油水井的开发规律,利用统计分析方法及数值模拟技术,评价了该油藏的开发效果,并提出了后期开发进一步深化挖潜的措施。研究认为采用继续注水同时适当提液的方式进行降压开采,可更好地把中、小缝洞及岩石系统的生产潜力进一步提升,抑制含水上升和产量递减,可进一步挖掘基质剩余油、提高原油最终水驱采收率。

甲烷水合物降压开采与出砂试验探讨

国外试采经验和我国前期勘探结果均表明,出砂问题是制约水合物资源有效开发的关键因素。为了深入了解水合物降压开采与出砂规律,开展了4组不同渗透率条件甲烷生成、分解以及出砂室内物理试验模拟。试验表明:(1)水合物合成大概分为三个阶段:注入阶段、高诱发阶段和稳定生成阶段。不同渗透率地层回压总体差异不大,渗透率越高的地层压力下降的斜率越大,水合物生成的速率越快,但在稳定期间差异不明显;(2)采用降压法进行水合物开采模拟,压力下降曲线呈梯度特征。降压开采大致分为四个阶段:快速分解初始阶段、水合物分解与稳定转变的竞相作用阶段、分解稳定阶段和地层出砂阶段;原始地层压力是影响水合物分解能力的直接因素,通过改变原始地层压力可以提高甲烷水合物开采速度;(3)当地层处于出砂临界状态,不同渗透率出砂速度不同,渗透率越高,出砂时间越早。研究成果尤其对天然气水合物出砂预测具有一定启示作用,为后续水合物规模矿场试采具有重要的意义。

任丘雾迷山组油藏降压开采试验

任丘雾迷山组油藏开发的中前期立足于自喷生产，采用边缘底部注水，保持了较高的压力水平。油藏开发后期生产方式逐步从自喷转为抽油开采。自１９９１年８月以来开展降压开采试验，改善了油藏后期开发效果和水驱状况，提高了油藏水驱采收率，控制了油藏含水上升速度，减缓了油藏产量递减速度，增油降水效果及经济效益十分显著。共计增产原油４５．９×１０４ｔ，少产水量６０．６×１０４ｍ３，减少注水量１３８９．２×１０４ｍ３，提高水驱采收率０．３１％，创经济效益２．１亿元。图２（郭海莉摘）