蔣貝貝　李海濤　王躍曾　張春杰（.西南石油大學(xué)，四川成都　60500；.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳　58067）

雙層分支水平井注熱海水開采海底天然氣水合物經(jīng)濟性評價

蔣貝貝1李海濤1王躍曾2張春杰2
（1.西南石油大學(xué)，四川成都610500；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳518067）

開展了對天然氣水合物經(jīng)濟、安全可行的開采方法探索，提出雙層分支水平井注熱海水開采法。該方法是基于日本九州大學(xué)能源學(xué)院Kyuro Sasaki和Shinji Ono等人的“雙水平井注熱水開采法”研究成果，利用海水源熱泵加熱、淺層分支水平井鉆井及高溫鹽水分解天然氣水合物等優(yōu)勢技術(shù)提出來的一種全新的開采方法。充分利用分支水平井的選擇性鉆進和有效控制面積大等特性，通過在雙層分支水平井中注入熱海水形成“熱水腔”實現(xiàn)儲層的多點溝通，以下注上采模式完成天然氣水合物的立體開采。該開采法安全可行、環(huán)境友好，且具有較好的經(jīng)濟效益，是實現(xiàn)未來天然氣水合物商業(yè)化開采的一種積極探索。

天然氣水合物；分支水平井；注熱海水；開采；經(jīng)濟可行性

天然氣水合物是在一定條件下（溫度、壓力、飽和度）由水和天然氣組成的類冰的、非化學(xué)計量的籠形結(jié)晶化合物。目前所圈定的天然氣水合物分布海域主要有西太平洋的鄂霍次克海、千島海溝、沖繩海槽、南海海槽，東太平洋的中美海槽、秘魯海槽，大西洋的布萊克海臺，印度洋的阿曼海灣以及墨西哥灣等，我國南海和東海海域也有大面積的天然氣水合物分布［1-2］。2013年12月17日，我國海洋地質(zhì)科技人員宣布在廣東沿海珠江口盆地東部海域首次鉆獲高純度天然氣水合物樣品，鉆探獲得了（1 000~ 1 500）×108m3的控制儲量，豐度高達（20~30）×108m3/km2；而且，所發(fā)現(xiàn)的天然氣水合物儲層埋藏淺（海底以下220 m以內(nèi)）、厚度大（45 m）、類型多（層狀、塊狀、結(jié)核狀、脈狀等）、純度高（樣品純度99%），相當(dāng)于特大型常規(guī)天然氣規(guī)模，非常利于天然氣水合物的規(guī)?；虡I(yè)開采。

1　天然氣水合物儲層特征

1.1天然氣水合物的成藏條件

天然氣水合物要想富集成藏并且穩(wěn)定存在必須具備4個基本條件［3-4］：（1）原始物質(zhì)基礎(chǔ)，氣和水足夠富集；（2）足夠低的溫度，0~10 ℃即可；（3）較高的壓力，0 ℃、3 MPa即可生成；（4）要有多孔介質(zhì)層提供儲存天然氣水合物的孔隙空間。

1.2天然氣水合物的儲層特征

1.2.1儲層巖性天然氣水合物基本上儲存在淺海海底碎屑巖多孔介質(zhì)中，巖性以砂巖為主；因埋藏淺，所以巖石膠結(jié)強度低、儲層較疏松、體積模量及剪切模量小。一般通過地震反演（又叫合成聲波測井或波阻抗）技術(shù)得到的不同儲層巖石力學(xué)特征來甄別天然氣水合物儲層［4］。在天然氣水合物的實際勘測中，人們常常通過地震反演、鉆探分析、測井解釋等一系列技術(shù)手段評價分析天然氣水合物的分布范圍及儲量規(guī)模，其中巖石力學(xué)特征是評判的重要依據(jù)。

1.2.2儲層物性及礦藏分布主要有孔隙特征、滲透特征、水合物飽和度分布特征以及電性特征等。通過研究這些特征，可得到天然氣水合物飽和度的孔隙空間特征和空間分布特征，進行天然氣水合物的儲量評估，進而為其有效開采措施的制定奠定基礎(chǔ)。目前獲取天然氣水合物儲層特征的方法主要有地震勘測法、測井分析法、熱彈性理論法以及地球化學(xué)方法［5］，通過以上單一或者組合的方法均可估算出天然氣水合物飽和度的孔隙空間特征和空間分布特征，完成儲量評估；但現(xiàn)有技術(shù)條件下，該評估過程十分艱難，不僅周期長花費高而且評價精度低，還有需要勘探技術(shù)的進步和大型設(shè)備（比如，超級計算）的介入來實現(xiàn)其三維精細描述與評價［5-6］。

1.2.3儲層相態(tài)特征天然氣水合物以固態(tài)形式儲存在沉積層中，儲層孔隙空間只有少部分游離氣和液態(tài)水的存在，天然氣水合物-游離氣-海水三者出于一個動態(tài)平衡中［7］。任何溫度、壓力的改變都會打破這一平衡，對儲層相態(tài)特征的研究就是掌握其相態(tài)平衡的變化規(guī)律，以便制定更加科學(xué)、合理、考慮因素更全面的開采措施。

2　天然氣水合物開采方法評價與分析

2.1常見天然氣水合物開采方法

有熱激法、降壓法、化學(xué)抑制劑法、CO2置換法、地面分解法等。熱激法和化學(xué)抑制劑法在參考文獻［8］中有論述。

降壓法是當(dāng)水合物儲層下方賦存大量游離氣或其他流體時，通過抽吸方式將此游離氣體或其他流體抽出，降低該區(qū)域壓力，打破原有地層相平衡，進而迫使天然氣水合物分解的方法。降壓法不需要連續(xù)激發(fā)，設(shè)備簡單，成本較低，適用于大面積開采，是現(xiàn)有開采方法中較為有效有前景的一種開采方法。但降壓法開采只有當(dāng)天然氣水合物成藏環(huán)境位于溫壓平衡邊界附近時才具有商業(yè)開采價值，這樣苛刻的要求在很大程度上限制了其推廣應(yīng)用。

CO2置換法是將CO2注入海底天然氣水合物層，由于CO2較甲烷更易形成水合物且其水合物穩(wěn)定賦存壓力比甲烷水合物低，在溫度、壓力滿足一定條件時，CO2便自發(fā)置換出甲烷水合物中的甲烷分子（原理：CH4·nH2O+CO2=CO2·nH2O+CH4），以此實現(xiàn)天然氣水合物的開采。該置換反應(yīng)自發(fā)進行，受擴散控制，滿足熱力學(xué)和動力學(xué)原理，是一種新興的理論可行的開采方式，真正實現(xiàn)CO2置換法對天然氣水合物的商業(yè)化開采還任重道遠［9］。

地面分解法是利用海底采礦技術(shù)，將水合物通過管道輸送至海上平臺，分解、收集、儲存然后加以利用。該方法克服了天然氣水合物在海底分解時因吸熱導(dǎo)致周圍溫度降低而無法繼續(xù)的困難，也克服了不能使用傳統(tǒng)減壓法開采的缺點，具有經(jīng)濟、簡單且長期工作的特點。但面對如此龐大開采體系，如何合理確定各系統(tǒng)的工作參數(shù)、如何處理沉渣排放對海洋環(huán)境的影響、如何在海上高投入下獲得良好的經(jīng)濟效益，都是難題［9］。

鑒于上述不同開采方法的特點，目前人們更多采用組合的方法進行天然氣水合物的開采；比如，壓降法與化學(xué)抑制劑組合法，熱激法與化學(xué)抑制劑組合法，壓降法、熱激發(fā)和化學(xué)抑制劑三者組合等。

2.2雙水平井注熱水開采法

雙水平井注熱水開采法是在借鑒砂巖油藏超稠油蒸汽輔助重力泄油開采法基礎(chǔ)上，由日本九州大學(xué)能源學(xué)院與日本產(chǎn)業(yè)技術(shù)總合研究所甲烷水合物研究中心的Kyuro Sasaki、Shinji Ono和Takao Ebinuma教授等人首次提出。該采氣系統(tǒng)主要由海上平臺和雙水平井組成，如圖1。兩水平井位于天然氣水合物層內(nèi)且水平段平行延伸，垂直距離為3~5 m。開采初期，熱水在兩水平井中獨立循環(huán)，井眼周圍天然氣水合物被預(yù)熱并且逐漸分解，隨時間推移，兩水平井中間夾層被溝通并形成高滲透率多孔介質(zhì)通道，最終得到由兩水平井及連通區(qū)域組成的“熱水腔”；向下層水平井中注入熱水不斷擴大“熱水腔”作用范圍促使更多天然氣水合物分解，在上層水平井中采出水和天然氣的混合物，如此循環(huán)進而達到天然氣水合物開采的目的。

圖1　雙水平井注熱水開采簡圖

Kyuro Sasaki等［11］通過物理模擬實驗和數(shù)值模擬分別重現(xiàn)了雙水平井注熱水開采天然氣水合物的過程，得到了以下研究成果。

（1）利用壓實玻璃球（直徑0.18~0.25 mm，平均孔隙度38%，滲透率11.5 D）模擬多孔介質(zhì)儲層，NaHCO3溶液（0.02 g/mL）結(jié)冰后模擬天然氣水合物，85 ℃濃度為1 mol/L的HCl溶液模擬熱水，以連續(xù)或間隔（注10 min，停10 min）注入方式模擬雙水平井注熱水開采。實驗結(jié)果表明，在其他參數(shù)不變情況下，間隔注水模式總體效益要好于連續(xù)注水模式。

（2）在模擬原油熱采的“STARS”數(shù)模軟件中，模擬雙水平井注熱水開采的物理實驗過程和礦場開采過程，二者吻合吻合較好，證實了這一開采方法的可行性［11-12］。此外，物理實驗數(shù)模結(jié)果還得到，在用水量節(jié)約50%的情況下，間隔注水模式下的累計產(chǎn)氣量約是連續(xù)注水模式下的80%。

（3）礦場數(shù)值模擬結(jié)果表明［12-13］，在滲透率一致的情況下，日產(chǎn)氣量和累計產(chǎn)氣量都隨注水量的增加而增加，連續(xù)注水模式下累計產(chǎn)氣量高于間隔注水模式下的累計產(chǎn)氣量；數(shù)值模擬3年后，連續(xù)注水累計產(chǎn)氣量約為600萬m3，采收率33.9%（控制儲量1 769萬m3），累計產(chǎn)出熱量與累計注入熱量的比值為3.5，具有一定的經(jīng)濟效益。

從他們的實驗和數(shù)模結(jié)果可看出，雙水平井注熱水開采法具有理論開采可行性和一定的經(jīng)濟效益，最為突出的是該開采方法能很好地保證天然氣水合物的安全開采，而且方法簡便，是天然氣水合物開采方法的創(chuàng)新和進步，但緩慢的采氣速率和年僅0.87%的采收率卻極大地限制了該開采法的商業(yè)化運行。

仔細分析不難發(fā)現(xiàn)，造成采收率低下的主要原因是水平井有效熱控制體積小，熱水腔受熱擴張速率緩慢，儲層中絕大多數(shù)天然氣水合物得不到有效加熱；另外，根據(jù)文獻［12］研究成果，在注熱水開采天然氣水合物時，分解后的天然氣在下游采出區(qū)域因為溫度、壓力的變化遇水后有復(fù)生成水合物現(xiàn)象發(fā)生，這也在很大程度上影響了其采收率［14］。

2.3雙分支水平井注熱海水開采法

這一開采方法通過在天然氣水合物儲層中鉆出雙層分支水平井，以高溫海水做為注入熱源，利用分支水平井有效控制面積大及海水分解天然氣水合物的優(yōu)良特性，在水平井注采分支形成的多個“熱水腔”中實現(xiàn)天然氣水合物的大面積開采。將海水源熱泵技術(shù)應(yīng)用到天然氣水合物的開采中，充分利用表層海水取之不盡的熱量給注入海水加熱。

2.3.1熱鹽水對天然氣水合物的分解特性早在1987年Kamath和Godbole等人［13］通過大量的實驗研究和理論計算，得到了注入鹽水溫度、鹽度、壓力及注入量等因素影響天然氣水合物分解的特性及定量計算公式，并繪制了大量成果分析圖，這些研究成果至今還在被廣泛使用。直接將他們的研究成果應(yīng)用到分支水平井注熱海水立體開采法中，探索熱海水在這一開采法中的優(yōu)勢。

（1）相比較注蒸汽開采天然氣水合物，在同等采氣量情況下注鹽水造成的熱損失更少；15%濃度鹽水3年的熱利用效率較淡水高出10%，這對于年上千萬方注入量的分支水平井注熱海水立體開采法而言，能夠節(jié)省幾百萬方的海水加熱費用，優(yōu)勢明顯。

（2）注熱鹽水開采天然氣水合物要求儲層孔隙度不能低于15%，儲層厚度不能低于7.6 m，實際天然氣水合物儲層物性條件基本滿足該要求。

（3）注入鹽水的濃度越大，天然氣水合物開采效果越好，Kamath研究結(jié)果表明［11］鹽度每提高5%，天然氣水合物分解速率將提高4%；結(jié)合實際推薦采用鹽度15%的海水。

（4）注入鹽水溫度需要優(yōu)化，過高過低都不利于開采熱效率的提高，Kamath研究表明合理的注入溫度為121~204 ℃，推薦采用121 ℃，保持和雙水平井注熱水開采法中的注入溫度一致，以便對比分析。

（5）注入鹽水溫度確定前提下，要獲得足夠多的天然氣，Kamath得到的鹽水注入量不低于750 m3/d，和雙水平井注熱水法中的有效注入量基本一致。

根據(jù)上面的研究成果，鹽度15%的海水相比較淡水而言，在同等溫度、同等注入量的條件下，熱效率高出10%，天然氣水合物分解速率高出12%。根據(jù)能量守恒原理，如果將注入淡水改為鹽度15%的海水，在其他參數(shù)不變的情況下采收率將提高15.39%（12%+33.9%×10%），達到49.29%。如果每對注采分支井視為一雙水平井，通過參數(shù)設(shè)置，可將雙水平井注熱水開采法中的研究結(jié)論直接應(yīng)用在雙層分支水平井注熱海水開采法中。

2.3.2海水源熱泵技術(shù)及其節(jié)能效益海水源熱泵技術(shù)是利用地球表面淺層水源（海水）吸收的太陽能和地?zé)崮芏纬傻牡蜏氐臀粺崮苜Y源，并采用熱泵原理，通過少量的高位電能輸入，實現(xiàn)低位熱能向高位熱能轉(zhuǎn)移的一種技術(shù)［15］。該技術(shù)最大的優(yōu)勢在于對資源的清潔高效利用，雖然以海水為“源體”，但卻不消耗海水，也不會造成海水污染；消耗1 kW電能，可獲得3~4 kW的熱量或冷量，熱效率高；提溫效果好，最高可將表層海水加熱到65 ℃，能滿足冬天供暖的需求。如果將該技術(shù)應(yīng)用到注入海水加熱中，通過計算可以得到節(jié)能效果。

已知1 m3甲烷完全燃燒后可釋放3.9×104kJ的熱量，按照吸熱公式（式1）計算，所釋放熱量能夠使1 m3海水升高9.5 ℃；假設(shè)按照年1 000×104m3的海水注入量，將這些海水從20 ℃直接加熱到121 ℃，需用天然氣1.08×108m3；如果采用海水源熱泵+天然氣梯度加熱技術(shù)（即先用熱泵將海水從20 ℃加熱到65 ℃，再利用天然氣將65 ℃海水加熱到121 ℃），假設(shè)熱泵1 kW的電能輸入可實現(xiàn)3 kW的電能輸出，采用天然氣發(fā)電（平均85%轉(zhuǎn)化率），同樣將1 000×104m3的海水升溫101 ℃只需要7 890×104m3天然氣，節(jié)省了27%的天然氣消耗式中，c為比熱容，海水比熱容為4 096 J/（kg·℃），淡水比熱容為4 200 J/（kg·℃）；m為質(zhì)量，kg；t0和t分別為物體加熱前后的溫度，℃。

2.3.3雙層分支水平井注熱海水開采法經(jīng)濟評價

要提高雙層分支水平井注熱海水開采法的熱開采速率，就必須提高其“熱水腔”控制體積的擴張速率，也就是制定出合理的分支水平井個數(shù)和海水日注入量。這2個參數(shù)的制定主要受鉆完井成本、注入海水加熱成本、采出水處理成本以及天然氣水合物分解速率的影響，下面從成本投入與采出收益進行評價分析，確定它們合理的取值范圍。

鉆井費用以支付鉆井船日租金（80萬元/d）來計算，鉆井越深、總鉆進尺數(shù)越大需要鉆井時間就越長，鉆井費用也就越多。天然氣水合物儲層埋藏較淺（500 m以內(nèi)），日平均鉆進尺為180~200 m，鉆井成本為4 000~4 400元/m。

完井費用主要受完井方式和材料影響，對于埋藏淺、儲層膠結(jié)疏松的天然氣水合物儲層首選繞絲篩管防砂［14］；繞絲篩管防砂既支撐井壁又可防砂，能夠保證天然氣水合物的安全生產(chǎn)，完井費用為1 600~1 800元/m。

海水加熱成本以實際消耗天然氣用量計算，利用公式（1）可算出加熱所需用的天然氣量，乘以天然氣單價即可得到加熱成本。

采出污水處理成本主要參考海上平臺污水處理費用，海上污水處理過程復(fù)雜，包括沉淀、除油、過濾、殺菌等過程，處理費用高，一般在7~9元/m3；而天然氣水合物開采所采出的污水不含油，也不用殺菌處理，只需沉淀過濾和加鹽，處理工藝簡單成本至少節(jié)省一半，本文取3.0元/m3。

根據(jù)以上分析，可得雙層分支水平井注熱海水開采法主要費用構(gòu)成。

水平井分支越多，總鉆井進尺也越長，對應(yīng)的所有費用也就會增加；但是，隨著分支數(shù)的增加，“熱水腔”相應(yīng)的控制體積也會越大，天然氣水合物的采收率也就越高，采出氣體也越多。根據(jù)Kyuro Sasaki礦場數(shù)模結(jié)論及2.3.1的研究成果，以我國珠江口盆地東部海域發(fā)現(xiàn)的天然氣水合物儲層為例，進行雙層分支水平井注熱海水的商業(yè)化模擬開采；開采儲層厚度45 m，儲層孔隙度0.38，有效滲透率100 mD，天然氣水合物含礦率平均為50%，開采面積1 km2，控制區(qū)域內(nèi)天然氣靜態(tài)儲量14億m3；雙分支水平井的主水平井長度950 m，分支水平井長度480 m，每對注采分支水平井日注入量750 m3，3年采收率1.25%（根據(jù)Kyuro Sasaki模擬結(jié)果換算得到），主水平井可視為2個注采分支水平井，收益情況見表1。

在日注入量一定情況下，注采分支對數(shù)越多收益越大，3年凈收益與注采分支成線性比例關(guān)系，主要原因是天然氣水合物采收率為定值（1.25%），并沒有隨分支對數(shù)的增加而改變，但實際情況應(yīng)該是當(dāng)分支對數(shù)增加到一定數(shù)量后采收率會略有增加，因為各個“熱水腔”間的距離變小，熱利用率變高，天然氣水合物分解速率也會隨之增加，也就是說收益會比表1的數(shù)字高。另外，海水源熱泵技術(shù)節(jié)能功效巨大，特別是當(dāng)注入海水量絕對值較大時，該技術(shù)的節(jié)能效益就越發(fā)明顯。

即使在最保守采收率的情況下，雙層分支水平井注熱海水開采法都有經(jīng)濟效益。開采效益對注采分支個數(shù)及日注入量限制較小，考慮到海上開采平臺實際水處理能力有限，一般上5~10對注采分支較為現(xiàn)實；至于海水日注入量的合理取值，除去經(jīng)濟因素的影響，主要以保證足夠的天然氣水合物分解速率為準(zhǔn)。

表1　雙層分支水平井注熱海水開采3年收益

3　結(jié)論

（1）提出的“雙層分支水平井注熱海水開采法”是在前人研究基礎(chǔ)之上的一次大膽嘗試，是天然氣水合物熱采法中的一個突破；既發(fā)揮了分支水平井有效熱控制體積大的特點，又充分利用了海水對天然氣水合物抑制的特性，特別是海水源熱泵技術(shù)的引入更是一個創(chuàng)新，模擬評價中見到了成效。

（2）從分析研究還認識到，不管采取何種開采方法，都離不開天然氣水合物儲層特征的準(zhǔn)確勘測與評價；只有準(zhǔn)確掌握了天然氣水合物飽和度的孔隙空間特征和空間分布特征，準(zhǔn)確評價出控制區(qū)域的儲量豐度，制定出來的開采措施才能合理，也才能取得好的經(jīng)濟效益。

（3）雙層分支水平井注熱海水開采法處于研究初期；需建立相關(guān)的實驗室，準(zhǔn)確評價分支井個數(shù)、注入海水鹽度對采收率的影響，進一步研究海水源熱泵技術(shù)在開采平臺上參數(shù)設(shè)置，為方案優(yōu)化設(shè)計奠定堅實基礎(chǔ)。

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〔編輯胡志強〕

Economic evaluation of using thermal seawater injection in double-branch horizontal wells for submarine natural gas hydrate exploration

JIANG Beibei1, LI Haitao1, WANG Yuezeng2, ZHANG Chunjie2
（1. Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China）

Due to the large submarine natural gas hydrate reserves, it is meaningful to exploit these resources in a cost-effective manner. Given that the existing mining methods all have inherent flaws respectively, a thermal seawater injection method of doublebranch horizontal wells is proposed in an attempt to explore the economical, safe and feasible mining methods of natural gas hydrate. The method is based on the research result about “thermal seawater injection method of double-branch horizontal wells” from Kyuro Sasaki, Shinji Ono and others of the Energy School of Kyushu University. It is a new mining method that uses a series of advantageous technologies including seawater source heat pump, shallow-branch horizontal well drilling, and natural gas hydrate decomposition using high-temperature brine. This method fully utilizes the selective drilling and large effectively controlled area of branch horizontal wells to achieve multi-point communication in the reservoir stratum by injecting thermal seawater into double-branch horizontal wells for form“hot water cavities” and perform three-dimensional exploration of natural gas hydrate by injecting from the bottom and mining at the top. This mining method is not only safe and feasible and environmentally friendly, but also economic beneficial. It is a positive, pragmatic and innovative attempt to achieve commercial exploitation of natural gas hydrates in the future.

natural gas hydrate; branch horizontal wells; thermal seawater injection; mining; economic feasibility

TE53

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0087 – 05

10.13639/j.odpt.2015.01.022

蔣貝貝，1984年生。2011年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，獲碩士學(xué)位，主要從事油氣開采、水平井完井及新能源開發(fā)等方面研究。電話：15928430178。E-mail：jiangboy1984@126.com

2014-11-30）

引用格式：蔣貝貝，李海濤，王躍曾，等. 雙層分支水平井注熱海水法開采海底天然氣水合物經(jīng)濟性評價［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：87-91.