天然气工业压裂联合封闭盖层增产过程天然气水合物储层开发和力学响应

程久辉; 张水涛; 宋晓龙; 张通; 王琳琳

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506562

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (26) :11274-11286 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506562

石油、天然气工业

天然气工业压裂联合封闭盖层增产过程天然气水合物储层开发和力学响应

程久辉 ¹^,² ,
张水涛 ²^,³ ,
宋晓龙 ¹ ,
张通 ¹ ,
王琳琳 ²^,³^,^*

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Development and Geomechanical Response of Gas Hydrate Reservoirs during Stimulation Process Using Fracturing Combined with Caprock Sealing

CHENG Jiu-hui ¹^,² ,
ZHANG Shui-tao ²^,³ ,
SONG Xiao-long ¹ ,
ZHANG Tong ¹ ,
WANG Lin-lin ²^,³^,^*

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摘要

储层改造能够很好地促进天然气水合物高效安全开采,其关键在于改造后开采过程中的物理化学机制和力学响应。常规模拟方法可以很容易地进行水合物储层的产能预测,但常常忽略了开采过程中的力学响应。本文建立热-渗流-力学-化学多场耦合模型进行压裂联合封闭盖层增产过程中的天然气水合物储层开采模拟,阐明了产能和力学响应随不同储层改造参数的演化规律。研究结果表明:采用中部水平井部署方案时,开采周期内(3年)累计产气体积最大,沉降最小,呈现最优开发效益。压裂能够明显提升天然气水合物储层产能。封堵层与水合物层越近,产能越大,沉降量越小。产能随封堵层长度增加先增加后趋向稳定;沉降量随长度增加先减小后趋向稳定。低渗透率的封堵层能够阻碍上覆盖层冷水向下运移,重构整个地层的压力梯度场,从而提升产能和减少沉降。封堵层厚度对产能影响不大,通过自身强度来减少沉降。上述研究结果有助于明了压裂联合封堵盖层水平井降压开采时的天然气水合物储层开发和力学响应机制,可为水合物开采方案设计提供模拟基础。

Abstract

Efficient and safe exploitation of gas hydrate can be significantly promoted by reservoir stimulation, with the key lying in the physicochemical mechanisms and geomechanical responses during post-stimulation production. Conventional simulation methods can easily predict gas production from hydrate reservoirs, but often neglect the mechanical response during extraction. To address this limitation, THMC(thermal-hydraulic-mechanical-chemical) coupled model was established to simulate gas hydrate reservoir recovery via fracturing combined with caprock sealing. The evolution of gas production and mechanical response with different stimulation parameters was elucidated. The results show that when the middle horizontal well deployment scheme is adopted, the three-year cumulative gas production is the largest and the subsidence is the smallest, demonstrating optimal development benefit. Fracturing can significantly enhance gas production. As the sealing layer moves closer to the hydrate layer, gas production increases and subsidence decreases. With increasing sealing layer length, gas production initially increases and then stabilizes, while subsidence shows the opposite trend. The low-permeability sealing layer hinders downward cold-water migration from the overburden, reconstructs the pressure gradient field of the entire formation, thereby enhancing production and reducing subsidence. The thickness of the sealing layer has little effect on gas production, and the reduction in subsidence is attributed to the mechanical strength of the sealing layer itself. In conclusion, this study helps to understand the gas production and mechanical response mechanisms of hydrate-bearing sediments during fracturing combined with caprock sealing under horizontal well depressurization, providing a simulation basis for the design of hydrate extraction schemes.

Graphical abstract

关键词

天然气水合物 / 储层改造 / 产能 / 力学响应 / 数值模拟

Key words

gas hydrate / reservoir stimulation / gas production / geomechanical response / numerical simulation

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程久辉, 张水涛, 宋晓龙, 张通, 王琳琳. 天然气工业压裂联合封闭盖层增产过程天然气水合物储层开发和力学响应[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(26): 11274-11286 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506562

CHENG Jiu-hui, ZHANG Shui-tao, SONG Xiao-long, ZHANG Tong, WANG Lin-lin. Development and Geomechanical Response of Gas Hydrate Reservoirs during Stimulation Process Using Fracturing Combined with Caprock Sealing[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(26): 11274-11286 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506562

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天然气水合物是在低温高压条件下由烷烃类气体与水形成的类冰状固体,是一种笼形化合物^[1]。天然气水合物主要分布在陆上冻土带和海底浅表地层中,具有储量大、能量密度高、环境友好等特征^[2-3]。目前,天然气水合物的主流开采方法主要包括以下几种:降压法、注热法、注抑制剂法、二氧化碳置换法和固态流化法^[4-7]。众多国家先后进行了天然气水合物储层试采,但试采量难以达到商业化开发的要求^[8-9]。同时,井周水合物固体会随开采进程快速分解缺失,导致地层坍塌、海底沉降,进而引发安全事故^[10]。为了解决制约开采高效、安全、可持续性等关键问题,天然气水合物储层的开采亟需可靠的产能和力学响应预估方法,依据预测结果选取增产技术和安全措施,给出最优开采方案。

高效开采天然气水合物储层依赖于增产技术^[11-13]。中国南海区域首次采用水平井增产技术,单井日产气量较第一次试采提高了5.9倍^[14]。此外,压裂技术可以提高低渗透性的天然气水合物储层开采井的井周区域渗透率,增强降压效果,提升产能^[15]。虽然这些技术能够很好地提升产能,但无法解决开采过程中沉降坍塌导致的安全问题,甚至其本身也是事故的诱因之一。储层沉降主要来源于天然气水合物分解和地层压力分布变化。上覆盖层缺少低渗透带,压力垂向传播较易,导致出现较大沉降^[16]。在上覆盖层构造低渗透带可以采用封堵剂或利用CO₂以水合物形式埋存。该技术不仅有益于达到碳封存的目标,还能够促进水合物储层的长期增产开发^[17-18]。综上所述,采用水平井降压开采时,利用压裂联合盖层封堵有望解决上覆地层冷水向井筒涌入问题,激发生产潜力,还可以抑制海底沉降,保证生产安全。为了综合预测评估产能与沉降问题,开发力学模型并耦合进TOUGH+Hydrate软件,实现多场耦合开采预测分析,从而分析影响产能和地层变形的不同因素,有助于更清晰地认识水合物储层开发响应机制。

因此,现开发具备天然气水合物储层开采和变形双重研究功能的多场耦合模拟方法,研究压裂联合封闭盖层水平井降压开采过程中的产能和力学响应。分析不同水平井位置、压裂改造以及联合盖层封堵作用下3年生产期间的产能和海底沉降演化规律,探究储层改造参数对天然气水合物储层开发的影响,旨在对天然气水合物储层改造研究提供必要的参考,同时为天然气水合物储层开发方案设计提供一定的实际指导。

1 数值模拟方法

1.1 多场耦合模拟方法

天然气水合物储层开发涉及传热传质、水合物固体的相变分解、地层骨架的形变,是一个多物理场耦合的过程。目前的研究表明,TOUGH+Hydrate软件能够很好地进行天然气水合物储层开发的热-渗流-化学多场过程模拟,天然气水合物开采预测模拟相关理论和方法已经在TOUGH+Hydrate软件的操作手册中进行了详细说明^[19]。然而,该软件没有力学模块,不能描述天然气水合物储层开采过程中的力学响应过程。因此,基于deal.II有限元程序库,通过C++语言进行力学模型编程,并将其耦合进TOUGH+Hydrate软件框架内,实现储层的多场耦合过程模拟,达到进行开采和变形双重研究的目的。作为固体的天然气水合物,在地层中能够起到部分支撑或固结岩土的作用,并且天然气水合物开采涉及相变分解过程,也会导致储层力学参数随之变化。为了更加贴合储层实际力学特性,采用增量形式的本构方程进行研究。

(1)

$\left\{\begin{array}{ll}\mathit{d}\mathit{\sigma }\mathit{\text{'}}{\mathit{ }}_{\mathit{x}}=2\mathit{G}\left(\mathit{d}{\mathit{\epsilon }}_{\mathit{x}}+\frac{\mathit{\upsilon }}{1-2\mathit{\upsilon }}\mathit{d}\mathit{e}\right)+3{\mathit{\beta }}_{\mathit{T}}\mathit{d}\left(\mathit{\Delta }\mathit{T}\right),& \mathit{d}{\mathit{\tau }}_{\mathit{x}\mathit{y}}=\mathit{G}\mathit{d}{\mathit{\gamma }}_{\mathit{x}\mathit{y}}\\ \mathit{d}\mathit{\sigma }\mathit{\text{'}}{\mathit{ }}_{\mathit{y}}=2\mathit{G}\left(\mathit{d}{\mathit{\epsilon }}_{\mathit{y}}+\frac{\mathit{\upsilon }}{1-2\mathit{\upsilon }}\mathit{d}\mathit{e}\right)+3{\mathit{\beta }}_{\mathit{T}}\mathit{d}\left(\mathit{\Delta }\mathit{T}\right),& \mathit{d}{\mathit{\tau }}_{\mathit{y}\mathit{z}}=\mathit{G}\mathit{d}{\mathit{\gamma }}_{\mathit{y}\mathit{z}}\\ \mathit{d}\mathit{\sigma }\mathit{\text{'}}{\mathit{ }}_{\mathit{z}}=2\mathit{G}\left(\mathit{d}{\mathit{\epsilon }}_{\mathit{z}}+\frac{\mathit{\upsilon }}{1-2\mathit{\upsilon }}\mathit{d}\mathit{e}\right)+3{\mathit{\beta }}_{\mathit{T}}\mathit{d}\left(\mathit{\Delta }\mathit{T}\right),& \mathit{d}{\mathit{\tau }}_{\mathit{z}\mathit{x}}=\mathit{G}\mathit{d}{\mathit{\gamma }}_{\mathit{z}\mathit{x}}\end{array}\right.$

式(1)中:σ'_x、σ'_y、σ'_z分别为x、y、z方向上的有效应力,Pa;G为剪切弹性模量,Pa;ε_x、ε_y、ε_z分别为x、y、z方向上的应变; υ为泊松比;e为体积应变;β_T为热膨胀系数,℃^-1;ΔT为温度变化量,℃;t为剪应力,Pa;g_x、g_y、g_z分别为x、y、z方向上的切应变。

前期的研究已经表明杨氏模量与天然气水合物饱和度密切相关^[20]。

(2)

$\mathit{E}={\mathit{E}}_{0}+({\mathit{E}}_{\mathit{h}}-{\mathit{E}}_{0}){\mathit{S}}_{\mathit{h}}$

式(2)中:E₀为不含水合物时的杨氏模量,Pa;E_h为孔隙全部填充水合物时的杨氏模量,Pa;S_h为水合物饱和度。

考虑到孔隙压力演化和热膨胀效应,扩展Biot三维力学计算模型可以描述为

(3)$\left\{\begin{array}{l} -G \nabla^{2} u_{x}-\frac{G}{1-2 v \partial x}\left(\frac{\partial u_{x}}{\partial x}+\frac{\partial u_{y}}{\partial y}+\frac{\partial u_{z}}{\partial z}\right)+\frac{\partial P}{\partial x}+3 \beta_{\mathrm{T}} K \frac{\partial T}{\partial x}=0 \\ -G \nabla^{2} u_{y}-\frac{G}{1-2 v \partial y}\left(\frac{\partial u_{x}}{\partial x}+\frac{\partial u_{y}}{\partial y}+\frac{\partial u_{z}}{\partial z}\right)+\frac{\partial P}{\partial y}+3 \beta_{\mathrm{T}} K \frac{\partial T}{\partial y}=0 \\ -G \nabla^{2} u_{z}-\frac{G}{1-2 v \partial z}\left(\frac{\partial u_{x}}{\partial x}+\frac{\partial u_{y}}{\partial y}+\frac{\partial u_{z}}{\partial z}\right)+\frac{\partial P}{\partial z}+3 \beta_{\mathrm{T}} K \frac{\partial T}{\partial z}=0 \end{array}\right.$

式(3)中:u_x、u_y、u_z分别为x、y、z方向上的位移,m;P为压力,Pa;K为热导率,W/(m·℃)。

目前,多场模拟的耦合方案有3种:Jacobian耦合方案、Iteratiive耦合方案和Time-step耦合方案^[21]。Jacobian耦合方案需要同时求解几类方程,耗费大量计算机内存,效率低下。Iteratiive耦合方案每次迭代过程均会考虑耦合的相互影响,结果往往不收敛。综合考虑,采用Time-step耦合方案:在一个时间步长里按顺序完成每一步耦合过程的求解,耦合过程对水合物储层系统的影响也被考虑在内,在完成该时间步长的计算后进入到下一步时间步长,反复迭代直至模型计算结束。在进行数值模拟之前,需要对模型进行网格划分。采用PetraSim软件建立几何模型并进行网格划分。TOUGH+Hydrate软件采取的是有限差分法,相关数据主要存储于单元中心坐标。然而,力学模型是通过有限元程序实现的,初始计算数据存储于单元节点上,而不是单元中心坐标。为了保证有限元与有限差分运算中单元划分的相容性,在力学运算部分编写TOUGH+Hydrate软件网格读取模块,通过TOUGH+Hydrate软件输出的单元中心坐标来获得有限元节点坐标,进而完成有限元离散化。整个耦合过程可以简述为将TOUGH+Hydrate软件计算的储层孔压场、温度场和饱和度场的数据传输给力学计算程序进行储层变形计算。两个程序数据交换是通过存储数据节点转换实现,对单元中心坐标数据(如压力、温度、饱和度等)进行插值换算成有限元单元节点数据。通过上述过程,编制了有限差分-有限元数据转化程序,实现了TOUGH+Hydrate与力学模型计算程序的耦合,如图1所示。

1.2 方法验证

为了验证TOUGH+Hydrate+C++耦合程序的正确性,采用Terzaghi一维固结模型^[22-23]进行计算对比验证。表1列出了Terzaghi一维固结模型中使用的参数,计算获得验证结果,如图2所示。显然,该模型的压力分布和沉降演化与理论解一致。

2 模型构建

2.1 几何模型

目前,世界范围内的天然气水合物储层试采结果表明降压法最为高效。虽然大多试采方案采用直井开采,但中国南海海域首次采用水平井技术,实现了试采量和试采时间的双重突破。因此,采用水平井降压开采进行模拟,完井段设置在水合物层。基于中国南海海域的地质背景,模型采用平面直角坐标系,x轴长为200 m,上覆盖层和下覆盖层的厚度均为100 m,水合物层的厚度为40 m。海域天然气水合物储层下方通常存在游离气,所以设置了40 m厚的游离气层。整个模型共分为4层,如图3所示。根据已有研究结果,水合物储层开采过程主要发生在井周20 m之内^[24]。因此,为了着重刻画水合物开采过程,在井筒附近进行加密网格。表2是本文模型的水合物储层性质和主要参数,其他部分参数参照南海海域的水合物储层特性和经验取值。假设侧边界法向为0位移条件,模型底部施加位移约束。同时假设模型上下边界为定压定温边界,左右边界(除井筒)为封闭边界。

2.2 方案设计

储层改造效果取决于不同的改造手段和参数,会在不同程度上影响天然气水合物储层降压开采时的产能和力学响应特性。考虑到模型使用水平井进行开采,生产井位置也会导致不同的开发效果。首先,在未压裂和未封堵的情况下进行不同生产井位的产能和力学响应模拟。生产井设置在天然气水合物层,分为上部井位、中部井位和下部井位,进行优选。随后,在最佳井位工况下压裂储层,判断压裂的改造效果。根据已报道的天然气水合物储层压裂结果^[25],采用压裂液排量为0.005 m³/s时所提取的裂缝形态,裂缝区域长度为5 m,高度为10 m。由于裂缝网络多样复杂,利用等效渗透率进行处理。此外,CO₂水合物比天然气水合物的温压形成条件要求更低,因此天然气水合物储层上覆盖层可能是潜在的封存地层。在这种情况下,在此区域可以实现CO₂注入地层生成固体埋存,同时实现碳封存和辅助天然气水合物开发。通过CO₂注入工艺的优选,能够实现处于盖层的封堵层形态调控。因此,进行压裂联合盖层封堵设计,重点考虑封堵层位置、长度和厚度参数影响,揭示压裂联合盖层封堵对水平井降压开采产能及储层力学响应的影响规律。表3给出了所有案例的详细储层改造参数。

3 产能和力学响应特性

3.1 压裂联合盖层封堵结果及分析

在不同的井位工况(上部井位、中部井位、下部井位)下进行天然气水合物储层的开采以及沉降模拟。除井位差异外,其余设置均一致。图4是3种井位下的产能和沉降演化曲线。上部井位开采时,3年累计产气量约为7.75×10⁵ m³;中部井位开采3年累计产气量约为2.40×10⁶ m³;下部井位开采时3年累计产气量约为1.61×10⁶ m³。明显可以发现,中部井位的3年累计产气量最高,下部井位次之,上部井位最小。这是由于受到水合物层低有效渗透率的影响,盖层中的水难以向中部井筒运移,导致不能及时补水,因此中部井筒周围可以形成更大的压降区域。更大的压降区域表示更多的水合物发生分解从而进入井筒,因此中部井位的产量最高。在实际天然气水合物储层生产中,水合物相变分解和渗流过程也会导致地层压力变化,进而导致有效应力分布变化,产生地层沉降。同样,这里对天然气水合物储层在3种井位下进行海底沉降过程分析。采用上部井位时,海底沉降量为0.22 m;中部井位时海底沉降量为0.13 m;下部井位的海底沉降量约为0.27 m。明显可以发现,尽管中部井位时累计产气量最大,但是上部井位和下部井位在3年时的海底沉降量要大于中部井位。海底沉降量由有效应力主导,受到上地层沉降和下地层凸起的共同作用^[26]。由于水合物的存在,水合物层的弹性模量一般大于其他地层,也就代表了相同有效应力作用下水合物层的变形较小。相对于上部井位和下部井位,沉降主要发生在盖层,中部井位的沉降主要发生在高强度的水合物层。因此,中部井位的沉降比上部和下部井位小。然而,沉降数值取决于建模和参数设定,因此这里仅讨论生产工况和储层改造对海底沉降的影响。

根据不同生产井位置的产能与沉降结果可以发现,中部井位呈现最优开发效益。因此,在中部水平井降压开采时,模拟不同压裂条件下的天然气水合物储层产能,压裂区域设置如图3所示。图5所示为不同压裂区域渗透率下的产能。进行压裂作业后,储层产能从2.40×10⁶ m³提升至约8.84×10⁶ m³,有近乎2.7倍的提升。产气量一般受水合物分解和气体运移两个过程控制。当压裂区域渗透率足够大时,可以认为气体运移过程几乎不会受到阻碍。但是,局部渗透率的提升并不能突破水合物分解的极限。因此,当到达水合物分解吸热极限时,提高压裂区域渗透率可能无法有效提高水合物分解质量。

3.2 封堵层位置优选

以CO₂水合物的形式进行碳封存已经受到了广泛关注。这里,以形成饱和度为0.5的二氧化碳水合物的封存带作为封堵层,其力学特性可以由式(2)进行计算。为了获取最佳封堵层在上覆盖层中的纵向位置,图6是不同位置下的3年累计产能和沉降结果。3年累计产气体积在封堵层位于-80~-100 m时变化较为剧烈,而封堵层位于-80 m之上时变化较为平缓。3年开采时的海底沉降则没有出现明显的分段变化趋势。可以发现,产能随着封堵层位置的下移而增大,而海底沉降随封堵层的下移而减小。因此,封堵层位置越接近天然气水合物储层越有利于水平井降压开采。

图7~图10分别是不同封堵层位置开采3年时的压力、温度、天然气水合物和气体饱和度分布云图。开采时,天然气水合物急剧分解产生气体,水合物层上部和下部地层开始补水。封堵层具有极低的渗透率,地层水通过能力较弱。因此,位于封堵层上部的地层难以出现明显的压力降。由于封堵层上部水进入井筒的过程一定程度上被阻碍了,在开采时压力降主要出现在封堵层和井筒之间。3年时地层压力云图显示与此一致。因此,封堵层越向水合物层贴近,井筒周围压力降区域越小。温度也是天然气水合物相变的一个重要条件,封堵层位于z=-100 m时温度已经能够波及海底。天然气水合物饱和度分布显示水合物层上部区域水合物完全分解出现在封堵层位于z=-100 m时。同时,气体饱和度分布也与这一现象保持一致。这主要是因为上覆盖层中的冷水进入水合物层被阻碍,而下部地层热水进入水合物层不受影响。由于热水能够促进天然气水合物分解,因此能够产生更多的气体。

天然气水合物相变分解主要依赖温度压力环境,而地层沉降取决于有效应力。水合物储层水平井降压开采时,水合物分解导致地层孔隙压力降低,有效应力增大,因此井筒上部地层出现明显的沉降;由于井筒下部地层流体向上运移形成向上的作用力,结合上部地层的挤压作用,很容易出现一定的下部地层凸起。一般来说,井筒正上方的沉降变形是海底的最大沉降。图11是不同封堵层位置时在3年开采时的地层沉降云图。根据模拟结果可将云图分为3部分:海床周围地层、井筒上部周围地层和井筒下部地层。井筒下部地层位移云图在不同封堵层位置时几乎没有变化,表示下部地层凸起具有很好的一致性。这一现象与压力云图显示结果一致。海床周围地层压力降区域随着封堵层位置下移逐渐减小,最终只显示井筒上部周围地层压力降。封堵层主要会阻碍上部地层水的向下流动,因此封堵层与井筒之间的区域会出现明显的压力降,导致上覆盖层的沉降。联系井筒下部地层的凸起,形成最终的海底沉降。综上所述,最大海底沉降随封堵层位置下移而减小。

3.3 封堵层长度

封堵层位于z=-100 m时能够达到最大产能和最小沉降。因此,在此位置设置不同封堵层长度,进行3年累计产气体积和海底最大沉降分析,如图12所示。长度小于100 m的封堵层,3年产能随长度的增加迅速提升;长度大于100 m的封堵层,3年产能几乎不变或略微增加。海底沉降随封堵层长度增加而减小仅出现在长度小于31 m时。长度继续增加时,海底沉降量几乎没有变化或略微增大。短封堵层时海底沉降可能主要来源于上部地层的沉降。

图13~图16分别为位于z=-100 m处不同封堵层长度开采3年时的压力、温度、天然气水合物和气体饱和度分布云图。封堵层长度小于98 m时,封堵层上部地层区域存在压力降,并且随长度的增加而减小。上覆盖层压力降区域的出现说明在短封堵层长度时,上部地层的冷水能够绕过封堵层进入水合物层,从而抑制水合物的分解,降低产能。这从压降区域的横向直径随封堵长度的下降而减小也可以看出。封堵层达到一定长度后,对上覆盖层冷水向下运移形成了一定的阻碍。因此,水合物层下部地层热水能够充分进入水合物层促进分解。同时,由于上覆地层的冷水运移缓慢,下部地层的温度也能够很好地传递到上覆盖层区域,增强了传热过程。

图17是不同封堵层长度在3年开采时的地层沉降云图。井筒下部地层的压力云图在不同封堵层长度时几乎没有变化,同时此区域水合物饱和度分布相差无几。因此,无论封堵层长度如何,井筒下部地层凸起基本保持一致。然而,短封堵层长度时,上覆盖层中的冷水能够绕过封堵层向下运移,导致压力降被传递至封堵层上方,产生沉降。因此,最大海底沉降量出现在封堵层长度最短时。随着封堵层长度增加,上覆地层冷水绕过封堵层向下运移的能力逐渐削弱,在一定长度时达到最小海底沉降量。上覆地层压力降区域逐渐减小,在一定封堵层长度时沉降达到极值的现象,与图14中的压力云图结果有很好的一致性。

3.4 封堵层厚度

封堵层位于z=-100 m、长度为98 m时,能够综合实现较大产能和较小沉降。因此,在此前提下设置不同封堵层厚度,图18是3年累计产气体积和海底沉降。可以发现,3年累计产气体积几乎没有变化,而海底最大沉降随着厚度的增加而减小。3年累计产气体积约为11.1×10⁶ m³,不同封堵层厚度之间产能差距不足0.25%。虽然沉降量存在一定变化,但变化量并不大。厚度从5 m增加到80 m,海底沉降量仅从0.32 m减小到0.28 m。产能变化不大的原因可能归功于最优封堵层位置和长度,厚度的增加对上覆盖层中的冷水进入水合物层影响不大。海底沉降的演化主要来源于封堵层本身的力学强度变化。

图19~图22分别为不同封堵层厚度时开采3年时的压力、温度、天然气水合物和气体饱和度分布云图。可以发现,无论是压力还是温度条件,所有厚度下的云图均无明显差异。考虑到封堵层位置和长度已经在优选位置,增加封堵层厚度对上覆盖层中的水向下运移几乎没有显著的影响。因此,在不同封堵层厚度时,天然气水合物和气体饱和度分布几乎保持一致。

图23是不同封堵层厚度在3年开采时的地层沉降云图。明显可以发现,随着封堵层的厚度增加,井筒上部区域沉降逐渐向远离井筒扩散。由于厚封堵层增强了上覆地层的强度,因此近井筒上部周围沉降范围减小。封堵层具有很小的渗透率,厚封堵层会对远离井筒的上部地层水运移产生一定影响,导致地层沉降加剧。远离井筒的上部地层沉降会增大井筒下部地层向上凸起,这与位移云图的表现一致。

4 结论

进行了压裂联合封闭盖层条件下水平井降压开采方案的水合物储层开采潜能和力学响应特性研究。

开发了天然气水合物储层多场耦合模拟方法,对不同工况下的储层开发进行了数值模拟,较为系统地分析了井位、压裂效果和封堵层参数对产能以及力学响应的影响,得出如下结论。

(1)利用多场耦合模拟方法对不同水平生产井位置开采进行模拟分析:中部井位时,3年累计产气体积最大,这是由于中部井筒拥有更大的水合物分解区域。有效应力作用区域拥有高强度的水合物层,变形相较于盖层更小,导致中部井位海底沉降量最小。

(2)在中部井位开采基础上,进行压裂作业后3年累计产气体积结果表明:累计产气体积明显增大。压裂提升井筒周围渗透率,可以促进压降扩散并提供高效气体运移通道。值得注意的是,天然气水合物生产不仅取决于渗流通道,还受相变分解气源控制。

(3)在中部水平井进行压裂联合封闭盖层降压生产时,探讨了使用不同封堵层参数(位置、长度、厚度)时的产能和沉降演化规律。结果表明,封堵层位置下移能够实现更大产能和更小沉降;在达到一定封堵层长度时,产能和沉降几乎不再有明显变化。产能增大主要是封堵层在一定程度上阻碍了上覆盖层冷水进入水合物层,导致压降扩散被抑制,从而促进天然气水合物的分解。封堵层的不同位置和长度改变了上覆盖层中水的运移路径,导致沉降规律的不同。更厚的封堵层能改变上覆盖层的整体强度,削弱沉降。

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原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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