温慧芸

（1.天然气水合物国家重点实验室，北京 102209；2.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

0 引言

天然气水合物（以下简称水合物）作为21世纪新型的洁净能源资源，被认为是未来最具商业开发前景的战略资源之一［1］。中国水合物分布广泛，作为独立矿种，已成为煤层气、页岩气、水合物三大非常规天然气资源的典型代表［2-3］。水合物的开发利用必须先进行试验开采，继之以长期试验开采，才能逐步稳定过渡到规模化商业开发阶段［4-6］。截止到目前，在俄罗斯西伯利亚平原、加拿大北部麦肯齐三角洲、阿拉斯加州埃尔伯特山北坡、日本南海海槽和中国南海神狐海域相继进行了水合物现场测试开采［7-10］，然而，迄今为止，仅有俄罗斯西伯利亚的麦索亚哈气田水合物藏是世界唯一获得商业开采的水合物藏［11-13］，该水合物藏连续生产40余年，约累计生产游离气8×109m3，水合物分解气3×109m3，而其他现场测试开采点均由于产能效率较低（小于2×104m3／d）而被迫中止。所以，无论是我国还是国外水合物试采，与商业性开采气田的距离还很远，还有很多关键技术问题需要解决［14］。而水合物能否满足产业化开采的标准，最主要的一方面就是天然气的产能。为此，联合水合物藏下覆浅层气进行试采研究，采用数值模拟对合采时参数的敏感性进行分析，以期能够有效指导后期水合物和浅层气开采方案设计。

1 降压合采数值模拟模型

针对水合物开采数值模拟，常用Tough-Hydrate［15-17］和CMG软件开展。CMG油藏数值模拟软件是目前较为成熟的大型商业数值模拟软件，适用于油气田开发全三维模拟。其中，CMG-STARS模块为组分模拟器，可利用阿尔纽斯反应动力学方程，自定义添加物理化学反应，以动力学模型模拟天然气水合物降压、注热等开采方法。此外，CMG软件拥有较为灵活的复杂结构井处理模块，可模拟定向井、水平井、水平分支井等多种井型。因此，采用CMG-STARS模块开展开采模拟研究。

1.1 模型建立条件

水合物和浅层气合采开采数值模拟条件如下：（1）定义水合物藏包含气、液、固相的三相三组分体系。水合物为固相，赋存于岩石孔隙中，但水合物不能以流体饱和度形式进行初始化，需要将其饱和度转化为固相浓度，同时，设定的含水饱和度与含气饱和度满足关系式Sw＋Sg＝1；（2）水合物分解过程中流体渗透率依赖于储层孔隙度的变化，满足Kozeny-Carman方程［18］；（3）水合物为纯的甲烷水合物，水合物生产或分解满足相平衡反应方程。

1.2 模型的建立

选定M油田H1井作为试采模拟井，储层物性参数和地层温压参数分别见附表1和附表2。采用直角网格建立水合物藏模型，如图1所示，模型从上至下分别盖层、水合物藏（58 m）、隔层、浅层气（24 m）、盖层。

图1 水合物和浅层气理论模型图

表1 试采模拟储层物性参数表

表2 试采模拟储层温压条件表

根据H1钻井设计方案，基础井网设计：在水合物层，水平分支有效长度（有效长度指井在水合物层中钻遇有效含水合物储层的井长度，NTG＝1，水合物饱和度0.40）为343 m，其中2分支各100 m，主井眼143 m；在浅层气层水平分支有效长度（有效长度指井在浅层气层中钻遇有效含气储层的井长度，NTG＝1，含气饱和度0.31）为652 m，其中主井眼水平段300 m，2分支各100 m，如图2所示。

图2 水合物层和浅层气分支井轨迹示意图

模拟试采过程中，水相相对渗透率（Krw）、气相相对渗透率（Krg）［19］和毛细管压力（Pc）［20］的计算式分别为：

其中，

式中，Swr为束缚水饱和度，Sgr为残余气饱和度，krw0和krg0是渗透率端点值，是毛管压力端点值，m为van Genuchten参数。

气液相对渗透率曲线及毛管压力、相平衡曲线分别如图3、图4所示：

图3 气液相对渗透率曲线图

图4 相平衡曲线图

2 模拟指标分析

本次数模试采采用降压开采，划分为两个阶段：第一阶段，单采水合物藏7天；第二阶段，水合物藏与浅层气联合开采，模拟时设置井底流压为3 MPa和5 MPa，考虑生产实际，分析储层物性、井型和水平段有效长度时采用井底流压5 MPa。

2.1 最小井底流压敏感性分析

根据目前探测水合物矿的储层特征，本次设计8组模型，天然气水合物渗透率与浅层气渗透率比值为1∶8，每组渗透率比值下分别设置井底流压为3 MPa和5 MPa，模拟结果如表3所示，结果表明，相同渗透率条件下，井底最小流压越小，累产气越高，不同渗透率比值条件下，随着井底流压变大，不同阶段的高峰日产气量和平均日产气量是减小的。这主要是因为在降压开采过程中，井底流压越低，近井筒周围形成的压力梯度越大，水合物分解的降压驱动力越大。

表3 不同最小井底流压下产气指标对比表

2.2 渗透率敏感性分析

水合物渗透率和浅层气渗透率不同。水合物渗透率为2.5 mD，浅层气渗透率分别设置为2.5 mD、5.0 mD、8.0 mD、10.0 mD、15.0 mD、20.0 mD、25.0 mD，同时考虑最小井底流压为5MPa。由表4中可以得出：①随着浅层气储层渗透率的增加，不同阶段下高峰日产气和平均日产气随渗透率的增加非线性增加。以浅层气渗透率10.0 mD为分界线，浅层气渗透率小于10.0 mD，平均日产气量增加速度快，浅层气渗透率大于10.0 mD，平均日产气量增加速度较缓，如图5；②当水合物藏储层渗透率为2.5 mD时，浅层气储层渗透率小于15 mD，试采期储层平均日产气量无法达到日均5×104m3的产能。

图5 不同渗透率下平均日产气速率图

表4 水合物和浅层气不同的储层渗透率下产气指标对比表

水合物渗透率和浅层气渗透率相同时。水合物渗透率、浅层气渗透率分别设置为0.1 mD、1.0 mD、2.0 mD、4.0 mD、5.0 mD、6.0 mD、8.0 mD、15.0 mD、20.0 mD，同时考虑最小井底流压为5 MPa。①随着储层渗透率的增加，不同阶段下高峰日产气和平均日产气随渗透率的增加呈非线性增加的（图6）；②当水合物藏储层渗透率小于8.0 mD时，试采期储层平均日产气量无法达到日均5×104m3的产能（表5）。

表5 水合物和浅层气相同的储层渗透率下产气指标对比表

图6 相同渗透率下平均日产气速率图

渗透率是评价天然气水合物产能的重要参数，其反映了水合物储层的渗流能力。根据模拟结果我们发现，当矿藏的储层渗透率较低时，会影响储层压降传播速度，导致压降在储层中不能有效传播，整个矿藏储层的压力不能明显下降，水合物的分解主要集中在分解前缘，水合物分解效率较低，不仅如此，水合物藏渗透率低，还会影响天然气的渗透速度，从而影响天然气的产量。同时说明，图5和图6同时说明了渗透率对分解后的天然气渗流运移也有着很大的关系。

2.3 浅层气开采井型分析

水合物储层和浅层气储层渗透率均为5.0 mD，且设计最小井底流压为5 MPa。浅层气基础井型为分支井，与浅层气储层设计为水平井（L＝300 m）开采和定向井开采的指标进行对比。从表6的指标可以看出，分支井开采指标优于水平井和定向井，分支井开采条件下，平均日产气量和累产气量为定向井开采时的1.6倍。分支井能显著提高水合物产能。

表6 不同井型开采产气指标对比表

这是因为，与垂直井相比，分支井具有协同降压作用，且比水平井还更明显，协同降压作用可以加快天然气水合物的分解，从而提高天然气的采收率。然而，在井周水合物完全分解后，协同降压效果的增强作用会逐渐减弱，若不结合其他储层改造措施，分支井开采低渗水合物和浅层气层仅在短期内对采收率提升有所帮助。

3 结论

（1）同等储层条件下，最小井底流压对开采效果影响并不是明显，但在储层条件和开采条件允许的情况下，降低最小井底流压，能改善天然气采收率。

（2）渗透率不仅影响天然气水合物分解速度，而且对储层流体的渗流作用也影响很大，所以渗透率对天然气水合物的产能影响很大。根据常规气田开发规律，储层物性显著影响产气目标的实现，因此，建议上游相关专业进一步梳理取样及测试数据，明确水合物层和浅层气层有效渗透率。

（3）在不考虑考虑钻井成本的情况下，采用分支井开采水合物和浅层气具有较好的开发效果，但是针对低渗水合物和浅层气层，分支井开采在短期内对采收率提升有效果，若要长期稳产高产建议结合其他增产措施。