分支参数对天然气水合物羽状多分支井降压开采产能的影响规律

2021-09-13王静丽万庭辉李占钊沙志彬于彦江梁前勇

科学技术与工程 2021年23期

王静丽，万庭辉*，李占钊，沙志彬，于彦江，梁前勇

(1.中国地质调查局广州海洋地质调查局，广州 510760；2.自然资源部海底矿产资源重点实验室，广州海洋地质调查局，广州 510075)

在天然气水合物研究过程中，基于成本等因素考虑，很多情况下无法开展实验模拟研究，例如，场地尺度的天然气水合物开采实验；而数值模拟方法则是很好的补充，是研究水合物开采方案的重要手段，其可充分利用野外或实验获取的数据，定量计算压力、温度和天然气水合物化学的动力学转换关系，评价天然气水合物的开采潜力，对于认识开发过程中各因素的敏感性、环境影响、水合物藏的产气量进行初步估计等方面都具有重要意义。

美国劳伦斯伯克利国家实验室开发的水合物模拟器TOUGH+HYDRATE是业界应用最为广泛的模拟器，其可以模拟多组分多相态，模拟的组分包括水合物、H2O、CH4、盐、添加抑制剂、热等。该模拟器既可以模拟平衡或动态分解过程，也可以模拟可能的降压、热、添加抑制剂及混合情况的分解过程[1]。近年来相关研究人员利用TOUGH+HYDRATE水合物模拟器进行了大量的天然气水合物开采数值模拟研究工作，而中国公开发表研究论文涉及开采井型大多为垂直井或水平井等简单井型[2-6]，前人研究结果表明单一垂直井或单一水平井的产能表现很难满足工业化开采。

提高原位水合物分解速率和扩大水合物分解面积是提高单井产能的两种基本方法。理论上增加井底压降可以达到提高水合物分解速率的目的。但水合物储层强度较低，片面增大生产压差不能有效地提高生产效率，甚至有可能导致井眼塌陷、储层破坏等问题。因此增大分解面积是提高产能，减轻因压降过大而引起储层破坏问题的有效途径。其中多分支井技术能最大限度地增加天然气水合物藏的裸露面积和深度[7-8]。

分支井技术在陆地页岩气和海洋深水油气等领域已经得到了很好的运用，充分证明了多分支井这种工程技术的成熟可行。而且2020年中国第二轮海域天然气水合物试采已实现深水浅软地层水平井开采[9]，因此多分支井技术在天然气水合物开采中具有巨大的潜力，是实现天然气水合物高效开采，提升水合物产能量级的一项关键技术[10]。

目前中国关于天然气水合物多分支井产能预测和井型优化方面的研究并不多。羽状水平井是在常规水平井与分支井基础上发展起来的一种新井型，其井型优化是多分支井成功开发天然气水合物的关键。为此本文以中国地质调查局2017年神狐海域SHSC-4井测井曲线数据为基础[11]，建立理想水合物藏分层地质模型，开展分支长度、分支数目、分支角度和分支间距等参数对羽状多分支井布设在水合物Ⅱ层中部降压开采产能的影响研究。

1 数值模型

南海神狐海域天然气水合物矿藏位于南海北部陆坡中段神狐暗沙东南海域附近，西沙海槽与东沙群岛之间的珠江口盆地珠二坳陷，该坳陷自中新世以来处于构造沉降阶段，沉积速率高，为该区天然气水合物发育创造了良好地质条件[12]。

自2003年以来，中国地质调查局对神狐海域的天然气水合物资源进行评估，开展了天然气水合物地质、地球物理和钻探调查。自2007年起，中国地质调查局在南海先后完成了4次水合物钻探航次(图1)[13]。分别为GMGS1(2007)、GMGS2(2013)、GMGS3(2015)和GMGS4(2016)，取得了丰富的水合物储层特征数据，并获取了大量原位水合物实物样品[14]。

2017年7月，中国地质调查局在GMGS3航次钻探的W17站位组织实施了中国南海海域天然气水合物首次试采并取得了圆满成功。SHSC-4试采井自5月10日试气点火以来，连续试开采60 d，累计产气超过30万m3，实现了中国天然气水合物勘探开发的历史性突破[11]。

SHSC4试采井是在W17站位完成的，现以SHSC4试采井测井曲线数据为基础，并参考W17站位数据进行模拟[11]。W17站位海水深度1 266 m，水合物储层属于泥质粉砂型，沉积物平均粒径约12 μm，主要包含石英和长石(53%)、碳酸盐(16%)、蒙脱石和伊利石组成的黏土矿物(26%～30%)。按照Moridis等[15]提出水合物藏分类方法，W17站位天然气水合物系统属于Ⅰ类水合藏，具体可细分为三层，包括水合物Ⅰ层(201～236 mbsf，bsf指海底以下深度)，其孔隙空间充满固态水合物和液态水，水合物Ⅱ层(236～251 mbsf)，其孔隙空间填充了三个相态:固态水合物，游离气和液态水和水合物Ⅲ层(251～278 mbsf)，其孔隙空间充满两个相态:游离气和液态水；水合物Ⅰ层，水合物Ⅱ层和水合物Ⅲ层的孔隙度分别为35%、33%和32%，平均渗透率分别为2.9、1.5和7.4 mD。水合物Ⅰ层和水合物Ⅱ层的平均水合物饱和度分别为0.34和0.31，水合物Ⅲ层的平均气体饱和度为7.8%。

1.1 模型网格和离散

地质模型大小为510 m×630 m×137 m，天然气水合物储层由水合物Ⅰ层、水合物Ⅱ层和水合物Ⅲ层组成，厚度分别为35、15、27 m。受限于单机版TOUGH+HYDRATE最高支持50 000个网格，建立的数值模型重点考虑水合物藏的层间非均质性，因此z方向网格剖分较为精细，其中x、y、z三个方向上的最小网格尺寸为Δx=0.25 m、Δy=20.0 m、Δz=1.0 m，上覆层和下伏层厚度为30 m。整个数值模型离散为48 114个网格(x方向为22个网格，y方向为27个网格，z方向为81个网格)，数值模型网格剖分如图2所示。

图2 模型示意图[11]

1.2 初始和边界条件

根据生产测试井SHSC-4的测井曲线，提取每层(每层0.5 m)的地质数据，如孔隙度、水合物饱和度、气体饱和度和水饱和度，建立数值模型。上覆层和下伏层的孔隙度均设置为30%。水合物Ⅰ层、水合物Ⅱ层和水合物Ⅲ层的平均渗透率分别设置为2.9、1.5、7.9 mD[11,14,16]。上覆层和下伏层的平均渗透率设置为2.0 mD。在这项研究中，没有考虑渗透率各向异性对水合物生产的影响[17-18]。因此将水合物储层，上覆层和下伏层在x、y和z方向的渗透率设置为相等。由于覆盖层是可渗透的，因此天然气水合物储层中的孔隙水可以与海水交换，这意味着孔隙水压力是静水压力[19]。模拟的天然气水合物藏压力[20]计算公式为

Ppw=Patm+ρgH×10-6

(1)

式(1)中：Ppw和Patm为孔隙水的压力和标准大气压，MPa；ρ为海水密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；H为到海平面的距离，m。此外，可以基于静压公式和地热梯度来计算模型顶部和底部的温度和压力。整个模拟天然气水合物储层温度和压力可以通过软件的自平衡功能获得。在数值模拟过程中，上下边界的温度和压力设置为恒定值[21]。天然气水合物藏主要性质详见表1和表2。

表1 储层特征参数

表2 模拟型计算参数

1.3 生产井设计、降压情况和开采方式

按照黏性流体方程(Navier-Stokes equation)理论，模型井筒被看作“似孔隙”介质，井筒内部流体为达西流[22]。早期研究已经证实了这种近似的正确性[23-24]。这种“似孔隙介质”的孔隙度为1，在模型里面将井筒的等效成孔隙度为1，渗透率为10 000 D，毛细管力为0的伪多孔介质，相对渗透率是各相饱和度的线形函数，具有非常低的气体残余饱和度[22]。

天然气水合物降压开采期间，由于气体节流膨胀效应和水合物分解吸热，井筒内部会生成二次水合物；实际施工过程中，可通过在井筒内部加热或注入抑制剂等流动保障技术，抑制井筒内部二次水合物生成，因此模拟假定井筒内部不生成二次水合物并对数值模型井筒网格状态进行固定。本文涉及所有模拟算例均采用全井筒裸眼完井后降压1 MPa持续开采60 d，生产井设计详见表3。

表3 生产井设计

涉及开采模型羽状多分支井井筒半径均为0.1 m，主井眼位于水合物Ⅱ层中部(x=255 m，z=-72.5 m)，起点位于y=165 m，终点位于y=465 m，分支井眼均沿主井眼对称等间距分布，如图3生产井设计示意图所示。

图3 生产井设计示意图

2 模拟结果与讨论

2.1 分支长度对产能的影响

给定相同的主井眼长度(300 m)、分支间距(60 m)、分支数目(8个)和分支角度(45°)；分支长度分别为50、100、150、200、250 m，研究不同分支长度对产气量的影响。表4为不同分支长度方案累积产气统计。

表4 不同分支长度累积产气统计

从图4不同分支长度降压开采60 d后的水合物储层温压等参数分布特征可以看出，随着分支长度的增加，其压力传导范围也不断增大；大量气体由主井眼跟部产出，由于气体节流膨胀效应，主井眼跟部温度明显较低；主井眼跟部、主井眼与分支井眼交汇点的井筒周围气体饱和度最低；小压差1 MPa开采60 d后，分支井井周未生成二次水合物。

图4 不同分支长度开采60 d后的水合物储层温压等参数分布特征

图5展示了不同分支长度降压开采60 d后，产气速率和累积产气量随时间的变化关系，随着分支长度的增加，分支井的产气速率和累积产气都在不断增加，尤其是分支长度由从50 m增至150 m时，其产气速率和累积产气量都有较大的提升；而由150 m增至250 m时，产气速率和累积产气量虽有所增加，但总体产能增幅逐步减小，这是由于随着分支长度增加，井间干扰也不断增强，同时考虑到供给边界的影响，所以分支长度由150 m增至250 m时增产效果较弱。根据产能模拟结果可知，分支长度是影响羽状分支井产能的重要参数，在指定供给边界条件下，分支井产能随分支长度的增加而增加，当分支长度较短时，增加分支长度对应的产能增幅较大，而当分支长度增加到一定的程度时，分支长度的增加对应的产能增幅并没有明显变化，即并不是分支长度越长越好。在本文讨论的模型地质条件下，分支长度为100～150 m时为宜。

图5 不同分支长度的产气速率和累积产气量

2.2 分支数目对产能的影响

给定相同的主井眼长度(300 m)、分支间距(60 m)、分支长度(100 m)和分支角度(45°)；分支数目分别为2、4、6、8、10个，研究不同分支数目对产气量的影响。表5为不同分支数目方案累积产气统计。

表5 不同分支数目累积产气统计

不同分支数目降压开采60 d后的水合物储层温压等参数分布特征的情况如图6所示，随着分支数目的增加，其压力传导范围也相应增大。当分支数较少时，主井眼跟部和趾部温度较低，这一现象和常规水平井类似；随着分支井数的增加，主井眼沿跟部至趾部井周气体饱和度呈逐渐减弱趋势。

由图7产气速率和累积产气量随时间的变化关系可知，随着分支数目的增加，羽状分支井的产气速率和累积产气也相应地增加；相较于增加分支长度的增产效果，分支数目增加所产生的产能增幅变化较为平稳，随着分支数目的增加，井间干扰也逐步加强。随着分支数的大幅度增加，钻井成本必然大幅度增加，因此分支数也不是越多越好，存在一个经济合理值，在本文讨论的模型地质条件下，分支数为6～8个是比较好的选择。

图7 不同分支数目的产气速率和累积产气量

2.3 分支角度对产能的影响

给定相同的主井眼长度(300 m)、分支间距(60 m)、分支长度(100 m)和分支数目(8个)；分支角度分别为15°、30°、45°、60°和75°，研究不同分支角度对产气量的影响。表6为不同分支角度方案累积产气统计。

表6 不同分支角度累积产气统计

从图8不同分支角度降压开采60 d后的水合物储层温压等参数分布特征可以看出，分支角度由15°增至45°时，其压力传导范围不断增大，而分支角度由45°增至75°时，其压力传导范围反而减小。

图8 不同分支角度开采60 d后的水合物储层温压等参数分布特征

由图9产气速率和累积产气量随时间的变化关系可知，分支角度由15°增至45°时，增产效果明显，而当分支角度由45°增至75°时，产气速率和累积产气量均有所下降。由产能模拟结果可知，当分支井角度较小时，井间干扰较严重，随着分支角度增大，井间干扰逐渐减弱，增产效果非常明显；而当分支角度大于45°时，井间干扰已不明显，但分支角度增加使得压力传导范围减小，水合物藏储量动用程度减少的情况下，产能也变小。

图9 不同分支角度的产气速率和累积产气量

因此分支角度的影响主要体现在井间干扰上。在本文讨论的模型地质条件下，分支角度为45°时，羽状分支井的储量动用程度最高，对增产最为有利，实际设计过程中还需要考虑钻井、完井工具最小许可弯曲半径的影响。

2.4 分支间距对产能的影响

给定相同的主井眼长度(300 m)、分支角度(45°)、分支长度(100 m)和分支数目(8个)；分支间距分别为30、45、60、70、90 m，研究不同分支间距对产气量的影响。表7为不同分支间距方案累积产气统计。

表7 不同分支间距累积产气统计

从图10不同分支间距降压开采60 d后的水合物储层物性分布特征可以看出，随着分支间距的增大，其压力传导范围也不断增大。

图10 不同分支间距开采60 d后的水合物储层温压等参数分布特征

由图11产气速率和累积产气量随时间的变化关系可知，相较于增加分支长度，增加分支间距的增产效果较弱。随着分支间距的增加，压力波及范围随之增大，储量动用程度提高，分支井的产气速率和累积产气量也逐步增加，可获得较高的采收率。当分支间距足够大时，单个分支变成单个井筒控制渗流，达到最大有效控制面积时，产气速率和产气量也达到峰值，再增加间距已经不能增加有效控制面积。因此对于给定的主井眼长度或天然气水合物藏，分支井存在最优分支间距，在保证较大控制面积和钻井成本的前提下，分支井间距越大越好。在本文讨论的模型地质条件下，分支间距为90 m时，增产效果最好。