張永田，陳 晨，馬英瑞，李曦桐，鐘秀平，聶帥帥，徐進杰，涂桂剛

（1.吉林大學(xué)建設(shè)工程學(xué)院，吉林 長春 130026；2.自然資源部復(fù)雜條件鉆采技術(shù)重點實驗室，吉林 長春 130026；3.中國石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東 東營 257237）

0 引言

天然氣水合物（以下簡稱水合物）是在低溫高壓條件下由氣體與水形成的固體類冰狀物質(zhì)，主要產(chǎn)于海底沉積物和陸上永久凍土帶中［1］，水合物的有機碳含量相當(dāng)于化石能源的兩倍，是繼煤層氣、致密氣和頁巖氣之后最具有潛力的接替清潔能源［2］。

目前，水合物的開采方式主要有降壓法［3］、熱激發(fā)法［4］、置換法［5］、抑制劑法［6］、固體法［7］以及這幾種方式的結(jié)合。上述這幾種方式中，由于抑制劑法在開采初期具有能量注入低、能夠顯著提高產(chǎn)量的特點，因此常用來與其它方式聯(lián)合開采天然氣水合物，并且抑制劑還可以用到天然氣輸送管道中抑制水合物的形成［8］，抑制劑法逐漸得到人們的重視。

廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局先后于2007、2015、2016年在神狐海域進行天然氣水合物鉆探，發(fā)現(xiàn)水合物分布水深為900～1500 m，含水合物層厚18～34 m，最厚達80 m，分布于海底150～300 m，水合物飽和度20%～43%，取得了重要的科研成果［9］，地球化學(xué)測試結(jié)果表明，勘探獲得的水合物氣體成分以甲烷為主；其烴類氣體含量一般大于90%［10］，表明神狐海域適合天然氣水合物的開采。

目前有關(guān)抑制劑法開采水合物的研究較少，并且主要集中于實驗研究，數(shù)值模擬研究則更少。與單一注入熱水方法相比，注入熱抑制劑顯著提高了水合物分解的速率和總量［11-12］。Fan 等［13］通過實驗得出結(jié)論，注入乙二醇抑制劑濃度越高，產(chǎn)氣效果越好，能量效率越高。Li 等［14］通過實驗手段，研究了不同抑制劑對水合物分解的影響，結(jié)果表明，相同質(zhì)量分數(shù)下，甲醇具有更好的抑制性能。Yuan 等［15］通過實驗對比了乙二醇和NaCl 的產(chǎn)氣效果，結(jié)果表明，相同質(zhì)量分數(shù)情況下，NaCl 抑制劑的產(chǎn)氣效果最好。Li 等［16］和Lee 等［17］研究了不同NaCl 濃度下的甲烷產(chǎn)氣效果，結(jié)果表明，鹽的質(zhì)量分數(shù)在16%的情況下促進作用最佳，過高的濃度會導(dǎo)致促進效果減弱。Messoyakha 通過注入甲醇和氯化鈣抑制劑，有效促進水合物分解，結(jié)果表明注入抑制劑能夠有效促進水合物分解提升產(chǎn)氣的速率和總量［18-19］。Makongon［20］通過實驗得出注甲醇法的水合物分解速率可以顯著提高。李棟梁等［21］通過實驗得出結(jié)論，在同一甲醇含量的溶液中，水合物生成的壓力對數(shù)與溫度成線性的關(guān)系，并且不同甲醇含量的水合物生成壓力對數(shù)與溫度曲線平行，當(dāng)溫度低時增加甲醇的含量能夠防止水合物的生成。Haghighi 等［22］用熱力學(xué)模型預(yù)測了天然氣在甲醇水溶液存在時的水合物分解條件。

由此可見，雖然相關(guān)學(xué)者對甲醇抑制劑開采水合物進行了大量研究，但主要集中于實驗手段，缺乏有關(guān)礦場尺度下的數(shù)值模擬研究。

綜上所述，本文擬通過數(shù)值模擬手段，建立開采數(shù)值模型，對南海水合物儲層進行注甲醇抑制劑開采研究，并且與單一降壓法和注熱水兩種開采方法進行對比。

1 天然氣水合物開采中的數(shù)學(xué)模型

CMG-STARS 模塊能夠模擬多組分多相流，允許添加化學(xué)反應(yīng)，同時可以根據(jù)不同的地質(zhì)條件建立相平衡方程。因此，本文擬通過CMG-STARS建立含甲醇抑制劑的三維三相四組分數(shù)值模型。

1.1 質(zhì)量守恒方程

數(shù)學(xué)模型中考慮三相四組分，還考慮了氣、液兩相滲流，各組分質(zhì)量守恒方程為：

式中：φ——介質(zhì)孔隙度，%；Pw、Pg、Ph——水、甲烷、水合物的密度，kg/m3；Sw、Sg、Sh——水、甲烷、水合物的飽和度；Vw、Vg——水、甲烷的體積流速，m/s；m?w、m?g、m?h——單位時間單位體積內(nèi)水合物分解產(chǎn)生水、甲烷及消耗水合物的質(zhì)量，kg/（m3·s）；qw、qg——單位時間單位體積內(nèi)注入或產(chǎn)出的水、氣質(zhì)量，kg/（m3·s）。

1.2 能量守恒方程

CMG-STARS 能夠有效模擬在不同的生產(chǎn)工況下儲層的溫度變化，單位體積的多孔介質(zhì)中能量守恒方程為［23］：

式中：T——流體溫度，K；PR——巖石密度，kg/m3；CR、Cw、Cg、Ch——巖石、水、甲烷、水合物的比熱，J/（kg·℃）；λr、λw、λg、λh——巖石、水、甲烷、水合物的導(dǎo)熱系數(shù)，W/（m·℃）；ΔHh——每摩爾水合物分解時吸收的熱量，J/mol。

1.3 甲烷水合物分解動力學(xué)方程

水合物分解的過程包括水合物粒子表面的籠型結(jié)構(gòu)發(fā)生解構(gòu)和表面客體分子解吸，Kim 等［24］提出了天然氣水合物分解的動力學(xué)方程：

式中：nh——t 時刻天然氣水合物單位體積的物質(zhì)的量，mol；AS——水合物粒子總表面積，m2；Kd——水合物分解速率常數(shù)，與溫度有關(guān)，mol/（min·m2·Pa）；Peq——天然氣水合物三相平衡壓力，Pa；Pg——氣相壓力，Pa。

在此基礎(chǔ)上考慮濃度、組分壓力等因素的影響，建立較為全面的天然氣水合物分解速率公式［25］，水合物分解速率常數(shù)與分解活化能、理想氣體常數(shù)、分解溫度有關(guān)，可以表示為：

式中：△E——分解活化能，kJ/mol；R——理想氣體常數(shù)，8.3144 J/（mol·K）；T——分解溫度，K。

假定水合物以球型顆粒的形式存在于多孔介質(zhì)中，球型顆粒的表面積為HSA，多孔介質(zhì)中的飽和度為HS，則多孔介質(zhì)中單位體積的水合物有效分解區(qū)域面積可表示為AS=AHS·Sw·Sh·φ2，則可用于CMG 的水合物分解動力方程可表示為：

1.4 相對滲透率和毛細管力模型

Van Genuchten 等［26］建立的相對滲透率計算模型：

氣相壓力Pg與水相壓力Pw的差值為毛細管力，毛細管力公式為：

其中，Pc0=1 kPa。

主要建模過程界面包括組分定義界面（圖1a），水與甲烷使用CMG 默認值，選擇賦存方式輸入摩爾質(zhì)量以定義水合物。在反應(yīng)定義界面（圖1b）輸入活化能與表觀速率常數(shù)等步驟。

圖1 建模軟件界面Fig.1 Interface of the modelling software

1.5 地質(zhì)模型的建立

研究地點選擇SH7 站位，主要地質(zhì)參數(shù)和寧伏龍等［27］水合物模擬取值相同，采用SH7 站位測井資料建立基礎(chǔ)地質(zhì)模型。不同的參數(shù)是儲層尺寸，本模型在X、Y、Z方向的長度分別為200、200 和280 m，水合物層厚為40 m，上覆層和下覆層的厚度分別設(shè)置為200 和40 m。

本研究的布井方式為水平井一注兩采模式。其中注入井位于中間，生產(chǎn)井位于兩側(cè)，井距為100 m。注入井注入壓力為25 MPa，生產(chǎn)井井底壓力為4.5 MPa，與南海海槽水合物試采的井底壓力一致。甲醇溶液模型，甲醇的質(zhì)量分數(shù)為20%，注入熱水和熱甲醇的溫度均為60 ℃。

整個模型被離散為875000 個單元，其中上、下蓋層部分為75000 個單元（X、Y方向剖分為25 個，Z方向100+40 個），儲層部分為800000 個單元（X、Y方向剖分為200 個，Z方向剖分為80 個），由于上下蓋層沒有水合物分解，同時相態(tài)轉(zhuǎn)變相對穩(wěn)定，因此這兩部分網(wǎng)格相對較大（ΔX=2 m，ΔZ=2 m）。對于水合物層，為了準確刻畫水合物分解過程中的相態(tài)轉(zhuǎn)變和多相流體運移過程，該部分網(wǎng)格單元相對較?。é=0.5 m，ΔZ=0.5 m）。地質(zhì)模型見圖2，模型中所用的參數(shù)設(shè)置見表1。

表1 神狐海域儲層參數(shù)Table 1 Reservoir parameters of Shenhu Sea area

圖2 神狐海域儲層地質(zhì)模型示意Fig.2 Schematic diagram of geological model of reservoir in Shenhu Sea area

2 模擬結(jié)果和討論

劉佳麗［28］利用CMG-STARS 數(shù)值模擬軟件擬合出的降壓法開采南海2017 試采試驗中產(chǎn)氣速度和累產(chǎn)氣與實際試采結(jié)果擬合效果較好，進一步驗證了CMG-STARS 模擬水合物開采的有效性。

為了研究抑制劑對水合物開采的影響，本文分別建立3 種模型并進行數(shù)值模擬研究，分別為降壓、注入熱水和注入熱甲醇溶液模型，生產(chǎn)井井底壓力為4.5 MPa，注入井井底壓力為25 MPa。甲醇的質(zhì)量分數(shù)為20%，注入溫度為60 ℃。

2.1 產(chǎn)氣量時間分布規(guī)律

圖3 為神狐海域水合物藏降壓、注熱水和注入熱甲醇溶液產(chǎn)氣開采過程中的產(chǎn)氣速度和累積產(chǎn)氣量隨時間的變化曲線，可以看出，單一降壓法在開采初期具有較高的累積產(chǎn)氣量，在第3 年達到約7.5×106m3，在第1～3 年產(chǎn)氣速度較高達到了大約7500 m3/d，這是由于沒有外界的壓力注入，儲層壓力能夠迅速下降，促進了產(chǎn)氣，并且井底的壓力越低，生產(chǎn)壓差越大，流體驅(qū)動力越高，促進了氣體由地層向井筒的運移，更有利于水合物的分解。在第3 年后由于儲層溫度逐漸下降至平衡溫度，抑制了水合物的進一步分解，產(chǎn)氣速度逐漸下降。

圖3 降壓、注熱水和注入熱甲醇產(chǎn)氣速度和累積產(chǎn)氣量Fig.3 Curves of gas production rate and cumulative gas production of depressurized,hot water injection and hot methanol injection

注熱水后，在0～180 d 階段，產(chǎn)氣速度上升，在180 d 產(chǎn)氣速度達到3000 m3/d，這是因為生產(chǎn)井中壓力較小，與儲層存在壓力差，導(dǎo)致儲層壓力下降促使水合物發(fā)生分解。在180～980 d 階段，產(chǎn)氣速率趨于穩(wěn)定，這是由于在這個階段熱前緣還未到達生產(chǎn)井，水合物分解主要還是因為降到相平衡以下的壓力使水合物分解；在980～2100 d 階段，熱前緣到達生產(chǎn)井，生產(chǎn)井溫度升高導(dǎo)致水合物快速分解，在這個階段生產(chǎn)井附近由于熱水不斷注入溫度不斷升高，水合物分解速度也不斷升高，在2100 d 以后階段，由于水合物不斷分解，水合物飽和度不斷下降，導(dǎo)致產(chǎn)氣速度下降。

注入熱甲醇溶液后，在0～180 d 階段，因為生產(chǎn)井與儲層存在壓力差導(dǎo)致儲層壓力下降促使水合物發(fā)生分解，產(chǎn)氣速度上升，在180 d 產(chǎn)氣速度達到3000 m3/d，在180～540 d 階段，由于在這個階段熱前緣和抑制劑擴散前緣還未到達生產(chǎn)井，產(chǎn)氣速率趨于穩(wěn)定，保持在3000 m3/d 左右；在540～1080 d 階段，由于溫度擴散過程中巖石骨架會吸收一部分熱量因此相較于甲醇溫度前緣移動速度較慢，在這個階段抑制劑擴散前緣和熱前緣先后到達生產(chǎn)井，抑制劑降低了水合物分解速度并且熱前緣為儲層提供了額外的熱量，產(chǎn)氣速度迅速上升，在1080 d 水合物分解速度達到2400 m3/d。在1080～1620 d，產(chǎn)氣速度保持穩(wěn)定。在1620 d 以后階段由于水合物分解水合物飽和度不斷下降，導(dǎo)致水合物分解速度不斷下降。

通過對比3 種開采方式，可以看出注入甲醇提升了中前期的產(chǎn)氣速率和產(chǎn)氣量，在開采2000 d 左右的時候，注入甲醇抑制劑的開采效果最好。

從圖4 中可以看出，單一降壓法在第1350 d 時，儲層中的水基本被完全采出，產(chǎn)水速度基本為0，這是由于降壓沒有額外的水注入，水主要是儲層中滲透產(chǎn)生的，隨著水合物分解的進行，儲層中的水被采出，產(chǎn)水速度不斷下降；在注熱水的生產(chǎn)過程中，由于水的不斷注入，水相相對滲透率逐漸升高，導(dǎo)致產(chǎn)水速率逐漸上升；在注熱甲醇溶液的過程中，甲醇抑制劑的粘度低于水，相同壓力具有更高的注入量，因此產(chǎn)水量高。

圖4 降壓、注熱水和注入熱甲醇產(chǎn)水速度和累積產(chǎn)水量Fig.4 Curves of water production rate and cumulative water production of depressurization,hot water injection and hot methanol injection

從圖5 可以看出，注入甲醇抑制劑中前期產(chǎn)水量雖然高于熱水，但是氣水比更高，這是由于產(chǎn)氣的增加幅度大于產(chǎn)水的增加幅度。另外，雖然單一降壓法氣水比比較高，主要是由于產(chǎn)水量低所致，結(jié)合產(chǎn)氣曲線，降壓法的經(jīng)濟效益仍十分有限。

圖5 降壓、注熱水和注入熱甲醇氣水比Fig.5 Curves of gas-water ratio by depressurization,hot water injection and hot methanol injection

2.2 儲層物性空間分布規(guī)律

圖6 為在降壓、注熱水、注熱甲醇溶液產(chǎn)氣開采過程中水合物層在不同時刻的水合物飽和度縱剖面。從圖中可以看出，在降壓法開采過程中水合物飽和度從兩端的生產(chǎn)井逐漸向中部降低，表明水合物先從生產(chǎn)井附近開始分解，由于水合物分解吸熱，且降壓法沒有額外熱量注入，降低至水合物相平衡溫度時，水合物不再分解，5年后水合物飽和度約為0.2。

在注熱水開采過程剛開始時，注入井附近水合物飽和度升高，表明注入井附近有水合物的生成，這是由于注入水后壓力過大，增加了地層孔隙壓力，水合物在熱前緣尚未波及的區(qū)域二次生成，影響注入的進行。而后水合物分解前緣從中間向兩邊移動，這是由于注入熱水后熱前緣使水合物層溫度升高導(dǎo)致水合物發(fā)生分解。

在注入熱甲醇開采過程中，水合物飽和度從中間的注入井向兩端的生產(chǎn)井逐漸降低，表明水合物的分解前緣從注入井向生產(chǎn)井移動，這是由于注入熱甲醇溶液能夠提高水合物層的溫度，甲醇是熱力學(xué)抑制劑，破壞了水合物的相平衡從而促使水合物分解，雖然地層孔隙壓力增加，但甲醇能夠抑制水合物的生成，避免了熱前緣尚未波及的區(qū)域水合物二次生成。

通過比較3 種開采方式的水合物飽和度分布可知，注入甲醇抑制劑的開采效果最好，注熱水的開采效果次之。

圖7 為在降壓、注熱水、注熱甲醇產(chǎn)氣開采過程中水合物層在不同時刻的溫度縱剖面。從圖中可以觀察到，在降壓開采過程中，水合物層的溫度從注入井向中間生產(chǎn)井緩慢降低，這是因為隨著壓力的減小促進了水合物的分解，水合物的分解是一個吸熱的過程從而導(dǎo)致溫度逐漸降低，當(dāng)溫度降低到水合物分解的相平衡時水合物不再分解，溫度保持穩(wěn)定。在注熱水開采的過程中，水合物層的溫度前緣從注入井緩慢向生產(chǎn)井運移。在注熱甲醇開采的過程中具有注入抑制劑兼具注熱的過程，同時可以看出有一個明顯的低溫前緣，這是由于巖石骨架吸收了一定熱量而不吸收甲醇，所以抑制劑的傳遞速率高于溫度傳遞的速率，抑制劑促進了水合物的分解導(dǎo)致溫度傳遞前緣的區(qū)域溫度下降。

圖7 儲層中部溫度分布Fig.7 Temperature distribution in the middle reservoir

圖8 為儲層中部甲醇濃度的分布，可以看出，開采第1 年時甲醇抑制劑尚未傳遞至生產(chǎn)井。生產(chǎn)3年時甲醇抑制劑傳遞至生產(chǎn)井，此時抑制劑濃度約為10%尚未達到20%的注入濃度，這是由于注入的甲醇抑制劑和地層水混合，濃度有所降低。當(dāng)生產(chǎn)第5 年時生產(chǎn)井附近抑制劑濃度達到了注入濃度。

圖8 儲層中部甲醇濃度分布Fig.8 Distribution of methanol concentration in the middle reservoir

結(jié)合水合物飽和度分布（圖6）和溫度分布（圖7），可以看出，抑制劑波及范圍是水合物分解的范圍。另外抑制劑波及前緣范圍是低溫前緣范圍，這就是甲醇抑制劑作用的結(jié)果。

3 結(jié)論

通過對3 種水合物開采方式的開采效果對比研究，可得出以下結(jié)論。

（1）降壓法具有較高的初期產(chǎn)氣速率，但后期由于溫度下降至平衡溫度，抑制了水合物的進一步分解。

（2）注熱水在開采初期增加了地層孔隙壓力，導(dǎo)致水合物二次生成，影響注入進行，但是為儲層提供了充足的熱量，因此后期開采效果較好。

（3）注入熱甲醇抑制劑改善了注熱水的不足，抑制了水合物的二次生成，為儲層提供了溫度的同時降低了水合物的相平衡壓力，是一種高效的開采手段。

通過對比3 種開采方式，注熱甲醇抑制劑和注熱水的中后期的產(chǎn)氣效果要好于單一降壓法，注熱甲醇溶液能夠彌補注熱水的不足，產(chǎn)氣效果更好。