开采井压力和长度对天然气水合物产能和储层力学特性的影响

加瑞; 王雨秋; 郝岱恒; 乔小利

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2507755

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (28) :12179-12188 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2507755

石油、天然气工业

开采井压力和长度对天然气水合物产能和储层力学特性的影响

加瑞 ¹^,² ,
王雨秋 ¹^,² ,
郝岱恒 ¹^,² ,
乔小利 ³^,^*

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Impact of Production Well Pressure and Length on Natural Gas Hydrate Production Capacity and Reservoir Mechanical Properties

JIA Rui ¹^,² ,
WANG Yu-qiu ¹^,² ,
HAO Dai-heng ¹^,² ,
QIAO Xiao-li ³^,^*

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摘要

天然气水合物是21世纪重要的潜在战略能源,但其商业化开采仍面临产能低与储层失稳等关键挑战。降压法作为主流开采方法,其关键工程参数(如开采井压力与长度)对开采效率与安全性的影响机制亟待深入研究。基于中国南海神狐海域SH7站位的实际地质背景,利用非饱和地下水与热传输-水合物模拟软件(transport of unsaturated groundwater and heat + hydrate,TOUGH+HYDRATE)建立了泥质粉砂型水合物储层降压开采的数值模型,系统模拟并分析了不同开采井压力与开采井长度对开采产能、水合物饱和度分布及储层胶结强度演化的影响规律。结果表明:开采产能方面,降低开采井压力与增加开采井长度均能提升产气速率与累计产气量,但均存在边际效益递减现象;同时,二者均会显著加剧产水量,导致气水比下降,影响开采经济性。储层力学特性方面,水合物分解区呈“上-下快、中部慢”的倒尖锥形非均匀扩展,主要源于储层上下边界因流体对流产生的高效传热与中部区域仅能依靠低效热传导所导致的供热不足;储层胶结强度(以参数L表征)的劣化范围随开采井压力降低和井长增加而显著扩大,且其分布与水合物饱和度非完全同步,揭示了热-流-力多场耦合的复杂作用机制。综合而言,为实现安全高效开采,需在追求高产能与维持储层稳定性之间寻求平衡,避免因过于激进的参数设计(如过低的开采压力或过长的井段)而诱发严重的出砂、井筒失稳或地层不均匀沉降等工程风险。研究成果可为海域泥质粉砂型天然气水合物降压开采的工程参数优化提供理论依据。

Abstract

Natural gas hydrates are considered a significant potential strategic energy resource for the 21st century. However, their commercial exploitation is still constrained by low production efficiency and reservoir instability. Among the available extraction methods, depressurization is regarded as the most practical approach. Nevertheless, the influence mechanisms of key engineering parameters, such as production well pressure and well length, on production performance and reservoir safety remain insufficiently clarified. Based on the actual geological conditions of the SH7 site in the Shenhu Area of the South China Sea, a numerical model for depressurization-induced production in a clayey-silt hydrate reservoir was established using the transport of unsaturated groundwater and heat + hydrate (TOUGH+HYDRATE) simulator. The effects of different production well pressures and well lengths on gas production performance, hydrate saturation distribution, and the evolution of reservoir cementation strength were systematically simulated and analyzed. The results indicate that in terms of production capacity, both decreasing production well pressure and increasing well length enhance the gas production rate and cumulative gas yield, although diminishing marginal returns are observed. Meanwhile, water production is significantly increased, and the gas-to-water ratio is reduced, which may negatively affect economic efficiency. In terms of reservoir mechanical behavior, a non-uniform inverted-cone-shaped expansion pattern of the hydrate dissociation zone is observed. Faster propagation occurs near the top and bottom boundaries, while slower progression appears in the central region. This phenomenon is mainly attributed to more efficient convective heat transfer near reservoir boundaries and limited conductive heat transfer in the central zone. The deterioration range of reservoir cementation strength, represented by parameter L, expands markedly with decreasing well pressure and increasing well length. Its spatial distribution does not completely coincide with that of hydrate saturation, indicating complex thermal-hydraulic-mechanical coupling effects. Overall, safe and efficient hydrate exploitation requires a balance between high productivity and reservoir stability. Excessively low production pressure or overly long well sections should be avoided to reduce engineering risks such as sand production, wellbore instability, and uneven formation subsidence. These findings provide a theoretical basis for optimizing engineering parameters in depressurization-based production of marine clayey-silt gas hydrate reservoirs.

Graphical abstract

关键词

天然气水合物 / 开采产能 / 储层力学特性 / 水合物胶结强度 / TOUGH+HYDRATE

Key words

natural gas hydrates / gas production capacity / reservoir mechanical properties / hydrate cementation strength / TOUGH+HYDRATE

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加瑞, 王雨秋, 郝岱恒, 乔小利. 开采井压力和长度对天然气水合物产能和储层力学特性的影响[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(28): 12179-12188 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2507755

JIA Rui, WANG Yu-qiu, HAO Dai-heng, QIAO Xiao-li. Impact of Production Well Pressure and Length on Natural Gas Hydrate Production Capacity and Reservoir Mechanical Properties[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(28): 12179-12188 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2507755

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天然气水合物是由甲烷等烃类气体与水分子在高压低温条件下形成的固态结晶物质,俗称“可燃冰”。其通常赋存于深海沉积物和永久冻土区,因储量丰富、能量密度高、燃烧清洁等特点,被视为21世纪极具开发前景的替代能源之一^[1]。当前,天然气水合物的开采技术主要包括降压法、加热法、注入化学试剂法、CO₂置换法及其多元耦合工艺^[2]。尽管全球已开展多次试采^[3-5],其商业化开发仍面临严峻挑战。核心瓶颈在于:一方面,储层产能低且不稳定,制约了经济可行性;另一方面,开采后储层力学性质发生劣化。前者制约了开采的经济可行性,后者则可能引发井筒失稳、严重出砂等工程问题,甚至诱发海底滑坡等重大地质灾害^[6-7]。此外,储层结构破坏还可能加剧甲烷泄漏,带来环境风险。因此,系统研究天然气水合物开采产能的影响因素及储层力学特性演化规律,具有重要的理论价值和工程意义。近年来,中国在天然气水合物开发领域取得了重要进展,尤其是在南海神狐海域开展的多轮试采实现了产气规模和稳定性的持续提升。2017年首次海域试采实现连续稳定产气,2020年第二轮试采在产气效率和持续时间方面进一步提高,标志着降压开采技术逐步向工程化应用推进。然而,试采过程中仍面临产能衰减、产水量较大及储层稳定性不足等问题,这些问题与开采井压力控制及井段设计密切相关,亟须通过系统研究加以解决。

围绕天然气水合物开采产能的影响因素,中外学者开展了大量研究,主要采用室内实验与数值模拟两类方法。在室内实验方面,Oyama等^[8]通过人工沉积岩心实验揭示了开采压力对水合物分解及产气速率的显著影响。Bai等^[9]构建水合物分解实验系统,系统分析了降压过程中压力、温度及四相饱和度的演化特征。卢静生等^[10]探讨了出砂与产能之间的关系,指出防砂措施需兼顾出砂控制与产气效率。在数值模拟方面,宋永臣等^[11]建立二维降压模型,证实开采井压力对产气量具有重要调控作用。李淑霞等^[12]进一步分析了井底压力及降压速率的影响。彭盈钰等^[13]和加瑞等^[14]指出,储层温度、压力及渗透率等参数对产能提升具有关键作用。Ma等^[15]构建全耦合热-流-力-化学(thermal-hydraulic-mechanical-chemical,THMC)模型,揭示了出砂与产气之间的耦合机制,并指出脱落因子、临界流速及出口压力对出砂行为与产能之间存在权衡关系。总体而言,现有研究已从实验与数值两方面揭示了多种影响因素对产能演化的作用机制,但针对开采井关键工程参数对产能提升影响的系统定量分析仍相对不足,有必要进一步开展深入研究。

在储层力学特性演化方面,中外学者同样通过室内试验与数值模拟开展了大量研究。Hyodo等^[16]对比分析了注热法与降压法对含水合物沉积物强度与变形特性的影响。Song等^[17]与Yoneda等^[18]指出,水合物分解会显著削弱沉积物强度与刚度,且有效围压越低,强度衰减越明显。Li等^[19]进一步表明,有效围压对体变特征具有显著影响,高围压条件下更易发生剪缩。Lee等^[20]强调水合物解离比对储层力学性质具有重要控制作用。Wang等^[21]通过降压试验揭示了开采参数与储层变形及产能之间的相关性。Zhao等^[22]通过三轴试验揭示了细粒含水合物沉积物的力学特性,并建立了可统一描述砂性与黏性水合物沉积物行为的本构模型。在数值模拟方面,Rutqvist等^[23]耦合非饱和地下水与热传输-水合物模拟软件(transport of unsaturated groundwater and heat + hydrate,TOUGH+HYDRATE)与快速拉格朗日连续介质分析(fast Lagrangian analysis of continua,FLAC)程序,模拟了降压开采过程中的地质力学响应。Uchida等^[24]与窦晓峰等^[25]构建多场耦合模型,揭示了水合物分解与出砂之间的动态关系。陈意茹^[26]指出,过大的降压幅值可能导致储层显著弱化与不均匀沉降,有效应力增长是变形的重要诱因。Wu等^[27]与Dou等^[28]基于离散元方法分析了不同分解模式与分解率对沉积物力学行为的影响,发现水合物分解会促使沉积物由脆性向延性转变。总体而言,现有研究系统揭示了水合物分解对储层强度、刚度及变形特性的影响,但针对关键开采参数变化条件下储层力学响应与产能演化之间的协同关系仍缺乏系统定量分析,有必要进一步开展深入研究。

降压法是当前海域天然气水合物开采中最常用的方法。该方法通过降低储层孔隙压力,使温压条件偏离水合物相平衡状态,促使水合物分解产气,气体在压差驱动下向井筒运移^[29]。开采过程中,水合物持续分解导致储层固相占比下降,沉积物逐渐转化为欠固结土或松砂状结构;同时,降压及分解吸热作用会引起储层温度和压力变化,显著削弱颗粒间胶结强度。水合物饱和度降低和胶结强度减弱共同导致储层力学性质显著劣化。尽管已有研究对天然气水合物开采产能影响因素及储层力学特性演化进行了较为广泛的探讨,但在降压开采条件下,开采井压力与井段长度对产能及储层力学响应的系统影响仍有待深入研究,尤其是产能提升与储层力学响应之间的耦合机制尚缺乏定量分析。相较于试验研究成本高、过程复杂且不可控因素多的特点,数值模拟是一种高效且经济的研究手段。现基于天然气水合物模拟软件TOUGH+HYDRATE,建立了中国南海泥质粉砂型天然气水合物降压开采的数值模型,系统分析了不同开采井压力与长度条件下,降压开采的产能变化、水合物饱和度分布及胶结强度演化规律,为实现天然气水合物安全、经济且高效的开采目标提供理论依据与技术参考。

1 数值模型

1.1 数值模拟软件

采用美国劳伦斯伯克利国家实验室开发的TOUGH+HYDRATE软件进行数值模拟。该软件基于达西定律,能够精确模拟含抑制剂等多组分、多相体系的天然气水合物储层。其核心优势在于整合了水合物分解动力学与相平衡模型,涵盖水合物、冰、液体、气体4种相态,以及水合物、甲烷、水、盐类和化学抑制剂等9种关键组分,从而能够有效模拟降压、热刺激、注抑制剂等单一开采方式及其联合开采过程。验证结果表明,该软件的模拟结果与实验数据基本一致,具备良好的可靠性。

1.2 数值模型建立

基于中国南海神狐海域SH7 站位的水合物储层地质背景,建立一个轴对称数值模型,如图1 所示。模型半径为150 m,垂向结构自上而下依次为上覆层、水合物储层和下伏层。其中,水合物储层厚度为22 m,上覆层与下伏层厚度均为60 m。开采井位于模型中心,长度为8 m,半径为0.3 m。

模型网格在竖直方向划分为62行,水平方向划分为100列。为精确刻画水合物储层,其在垂向上采用1 m的网格高度;而上覆层与下伏层则采用 3 m 的相对稀疏网格。在水平方向上,为聚焦开采井附近区域的复杂变化,对近井区进行了网格加密处理:紧邻开采井的第一列网格宽度为0.3 m,随后网格宽度随距井距离增加而逐渐增大,实现由密到疏的平滑过渡。

天然气水合物的相平衡曲线如图2所示,其胶结强度由储层温度、压力及盐度共同决定。基本规律是:水合物赋存的温压条件距离相平衡线越远,其强度越高。为量化这一关系,蒋明镜^[30]引入参数L,用于表征当前温压状态点与相平衡线之间的距离,其表达式如式(1)所示。基于此,水合物的抗压强度(σ_c)、抗拉强度(σ_t)及弹性模量(E)等力学参数与L的关系如式(2)所示。

(1)L=$\left\{\begin{array}{ll}\frac{\left|35\right({T}_{0}/T)+\mathrm{l}\mathrm{n}(P/{P}_{0})-35C|}{\sqrt{{35}^{2}+{1}^{2}}},& \mathrm{Ⅰ}\mathrm{区}\\ \frac{\left|7.5\right({T}_{0}/T)+\mathrm{l}\mathrm{n}(P/{P}_{0})-7.5C|}{\sqrt{7.{5}^{2}+{1}^{2}}},& \mathrm{Ⅱ}\mathrm{区}\end{array}\right.$

式(1)中:T为温度;T₀为参考温度,取273 K;P为压力;P₀为参考压力,取2.23 MPa;C为拟合参数,用于表征盐度对水合物相平衡线的影响。

(2)$\left\{\begin{array}{l}{\sigma }_{\mathrm{c}}={q}_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}=74.75L(P,T)\\ {\sigma }_{\mathrm{t}}=74.75L(P,T)\\ E=947.69L+157.95\end{array}\right.$

本文模型主要参数如表1所示。初始储层压力为15.0 MPa,温度为10 ℃,地热梯度为0.043 ℃/m,盐度质量分数为0.03。水合物饱和度(S_h)为35%,水饱和度(S_a)为65%,孔隙度为0.38,固有渗透率(k)为75 mD,固相颗粒密度(ρ)为2 600 kg/m³。相对渗透率模型与复合导热系数模型中的参数参考Moridis等^[31]设定。开采井设定为孔隙度等于1的多孔介质,渗透率为10 000 mD,以模拟流体和气体向井筒的运移过程。

1.3 数值模拟方案

通过数值模拟系统分析了不同开采井压力(1、2、4、6、8 MPa)和开采井长度(5、8、11、14、17 m)对开采产能、水合物饱和度分布及胶结强度变化的影响规律。在分析开采井压力影响时,其他参数保持不变:初始储层压力为15 MPa,储层温度为10 ℃,水合物饱和度为35%,开采井长度为8 m。在分析开采井长度影响时,设定初始储层压力为15 MPa,储层温度为10 ℃,水合物饱和度为35%,开采井压力为4 MPa。

2 结果与分析

2.1 不同开采井压力

2.1.1 不同开采井压力条件下的开采产能

图3(a)和图3(b)分别展示了不同开采井压力(8、6、4、2、1 MPa)条件下产气速率和累计产气量随时间的变化规律。由图3(a)可见,产气速率在开采初期处于较高水平,随后随时间逐渐下降,下降趋势渐趋平缓并最终趋于稳定。开采井压力越低,产气速率整体越高,但随着压力进一步降低,其对产气速率的提升效应逐渐减弱。图3(b)显示,在相同开采时间下,开采井压力越低,累计产气量越大,但压力降低对产气量的提升幅度同样呈递减趋势。具体数据表明,开采60 d时,各压力条件(8、6、4、2、1 MPa)对应的产气量分别为5.04×10⁴、7.19×10⁴、9.60×10⁴、1.17×10⁵、1.28×10⁵ m³;至开采 4 000 d 时,相应产气量分别达到2.08×10⁶、2.49×10⁶、2.86×10⁶、3.20×10⁶、3.36×10⁶ m³。上述结果表明,较低的开采井压力能够建立更强的压力驱动力,有效促进水合物分解并提高产能,但压力过低也可能引起近井地带应力状态剧烈变化,从而增加地层出砂与坍塌风险。

图4(a)和图4(b)分别为不同开采井压力(8、6、4、2、1 MPa)条件下产水量与气水比(定义为产气量与产水量的体积比值)随开采时间的变化曲线。从图4(a)可以看出,产水量随开采井压力的降低而增大,主要原因是较低的开采井压力与储层压力之间形成更大压差,从而加快水的渗流速度并提高产水量。但随着压力进一步降低,产水量的增长速率有所减缓。图4(b)显示,开采初期由于产气速率和累计产气量较高,气水比相应较大;随着开采持续进行,气水比逐渐下降并最终趋于稳定。对比不同工况可知,气水比随开采井压力的降低而整体减小,表明开采井压力对总产气量的提升效应弱于其对产水量的促进作用。上述结果说明,尽管较低的开采井压力有助于提升产气产能,但也会导致产水量显著增加,进而加剧水处理成本与井筒举升难度,并可能诱发更高的出砂与井筒失稳风险,对生产过程的稳定性与经济性构成挑战。

2.1.2 不同开采井压力条件下的水合物饱和度变化

图5展示了不同开采井压力(8、6、4、2 MPa)条件下,储层在60 d和1年时的水合物饱和度分布云图。由图5可知,开采初期水合物分解主要发生在井口附近较小圆形范围内:分解区域水合物饱和度降为0,未分解区域饱和度基本保持不变,分解前沿附近区域则呈现梯度变化。随着开采时间延长,水合物分解范围不断扩大,饱和度为零的区域显著增大;具体表现为开采1年时水合物分解范围明显大于60 d时。同时,开采井压力越低,水合物分解范围越大,饱和度为零的区域也越大。此外,储层上部和下部的水合物分解相对较快,导致该区域水合物饱和度为零的范围大于储层中部,分解前沿呈现倒尖锥形。因此,开采至1年时,不同压力条件下的剩余水合物均呈尖锥状分布。这一现象的形成机制在于:储层上下边界存在高效对流传热,为水合物分解提供充足热量,促使分解前沿快速向远离井筒的水平方向推进;而储层中部远离边界,热对流效应减弱,热量供给主要依赖热传导,导致分解前沿推进缓慢。

2.1.3 不同开采井压力条件下的水合物胶结强度变化

图6为不同开采井压力(8、6、4、2 MPa)条件下,储层在60 d和1年时的压力分布云图。生产井开始降压后,压力降以井筒为中心呈辐射状向外传播。对比不同开采时间可知,1年时压力降的波及范围大于60 d,且井口附近相同位置处的压力值更低,表明开采时间决定了压力降的最终波及范围。同时,开采井压力越低,压力降的波及范围和同一位置的压力降幅均显著增大,说明开采井压力影响储层压力的传递速率与分布特征。由于开采井位于储层中部,该区域压力始终低于上部和下部;且在开采1年后,储层上部压力也相对低于下部。

图7为不同开采井压力条件下储层胶结参数L的分布云图。胶结参数L是表征储层骨架结构稳定性的关键指标,其数值越小表示胶结程度越差。从图中可见,胶结参数L为零的区域仅局限于井口附近较小范围,其他区域L值仍大于零。随着开采时间延长,L值为零的区域逐渐扩大;开采井压力越低,该区域范围越大,整体L值也越小,这主要源于更低的开采压力引起更大的储层压力降。由于水合物分解吸热,储层上部部分未分解区域的L值较大。

此外,储层下部的胶结参数整体小于上部,这是由储层压力和温度共同决定的。水合物分解吸热导致分解前沿附近出现低温区,在渗流与热传导耦合作用下,储层垂向温度呈现上部降温、下部回暖的分布特征。该温度梯度驱动了胶结参数L的垂向非对称演化:储层上部L值因低温条件偏离相平衡线而增大,下部则因流体流动与地层热补给导致温度回升、趋近相平衡线,致使L值降低。对比图5与图7可知,胶结参数分布与水合物饱和度并不完全一致,即使在水合物未分解区域,胶结参数也可能出现降低。工程实践中,水合物完全分解区域的胶结强度降为零,而未完全分解区域的胶结强度则与L值大小密切相关。

2.2 不同开采井长度

2.2.1 不同开采井长度条件下的开采产能

图8(a)和图8(b)分别展示了不同开采井长度(5、8、11、14、17 m)条件下产气速率与累计产气量随时间的变化规律。图8(a)显示,产气速率在开采初期达到峰值后随时间逐渐下降,降幅渐缓并最终稳定。整体上,开采井长度越大,产气速率越高,但长度增加对产气速率的提升效应呈递减趋势。图8(b)表明,在相同开采时间下,累计产气量随开采井长度增加而增大,但其增幅同样随长度增加而减小。具体数据显示,开采60 d时,各井长(5、8、11、14、17 m)对应的产气量分别为6.88×10⁴、9.60×10⁴、1.20×10⁵、1.37×10⁵、1.51×10⁵ m³;至4 000 d时,产气量分别增至2.35×10⁶、2.86×10⁶、3.28×10⁶、3.65×10⁶、3.98×10⁶ m³。

上述结果表明,较大的开采井长度能形成更广的压力降范围,有效提升水合物分解效率与开采产能,但过长的井段也可能导致上覆层与下伏层孔隙压力显著降低、有效应力增大,进而诱发较大沉降,增加井周地层坍塌风险。

图9(a)和图9(b)分别展示了不同开采井长度条件下产水量与气水比随时间的变化关系。图9(a)显示,产水量随开采井长度增加而显著增大,主要原因是较长开采井能在储层中形成更大范围的压力降,增强水的流动能力。图9(b)表明,开采初期由于产气速率和累计产气量较高,气水比处于较高水平;随着开采持续,气水比逐渐下降并最终稳定。对比不同工况可知,气水比总体上随开采井长度增加而减小,表明开采井长度对产气量的提升幅度小于对产水量的促进作用。上述结果说明,尽管增加开采井长度有助于提升产气产能,但也会导致产水量大幅增加,进而加剧井筒稳定性风险,并显著提高水处理成本,对生产的经济性与可持续性构成挑战。

2.2.2 不同开采井长度条件下的水合物饱和度变化

图10展示了不同开采井长度(5、8、11、14 m)条件下,储层在60 d和1年时的水合物饱和度分布云图。由图10可知,开采初期水合物分解主要发生在井口附近较小圆形范围内,分解区域饱和度降为0,未分解区域基本不变,分解前沿附近呈现梯度变化。随着开采时间延长,水合物分解范围持续扩展,饱和度为零的区域显著增大;开采1年时的分解范围明显大于60 d时。随着开采井长度增加,60 d时水合物分解范围略有增大,但至1年时,不同井长下的分解范围差异不大。水合物降压开采初期,井周首先形成小范围快速分解区;随着开采进行,分解前沿沿径向向外扩展,呈现“上下快、中部慢”的非均匀推进特征,最终使残余水合物呈倒尖锥状分布。这是由于水合物分解为吸热过程,在分解前沿形成局部低温区,抑制后续分解速率,导致分解前沿传播滞后;同时,储层上下边界存在高效对流传热机制,而中部仅能依靠低效热传导,造成上下部分解较快、中部分解较慢。

2.2.3 不同开采井长度条件下的水合物胶结强度变化

图11为不同开采井长度条件下储层在60 d和1年时的压力分布云图。生产井降压后,压力降以开采井为中心呈圆形向外扩散。1年时的压力降范围大于60 d,且同位置压力值更低,说明开采时间决定波及范围;开采井长度越大,压力降范围与同一位置的压力幅度也越大,表明开采井长度影响最终储层压力分布。压力分布呈现垂向非均质性:因生产井位于中部,该区域压力最低;且在开采1年后,储层上部压力相对于下部更小。

图12为不同开采井长度条件下储层胶结参数L的分布云图。胶结参数L为零的区域最初仅局限于井口附近,随开采时间延长逐渐扩大。开采井长度越大,该零值区域扩展范围也越大,整体L值相应降低,主要源于更大开采长度引起的储层压力降幅加剧。此外,储层下部胶结参数整体小于上部,这是因为胶结参数受储层压力与温度共同调控:水合物分解吸热在储层中形成局部低温区,结合渗流与热传导作用,导致垂向温度呈上冷下暖分布。该温度梯度引起胶结参数L的非对称演化:上部L值因低温条件偏离相平衡线而增大,下部则因流体流动与地热补给促使温度回升、趋近相平衡线,导致L值降低。对比图10与图12可见,胶结参数分布与水合物饱和度并不完全一致,即使在水合物未分解区域仍可能出现胶结参数弱化现象。工程实践中,水合物完全分解区胶结强度丧失为零,而未完全分解区胶结强度则与L值呈正相关。

综上所述,水合物降压开采会显著改变储层力学特性:在分解区域内,水合物饱和度与胶结强度逐渐降为零,导致地层变形模量与强度参数显著劣化。随着开采时间延长,水合物分解范围持续扩展,井周岩层力学性能弱化区域随之增大。这种储层力学性质的空间非均匀演化,会进一步诱发地层不均匀沉降变形。

3 讨论

通过参数敏感性分析,系统探讨了不同开采井压力(1~8 MPa)和开采井长度(5~17 m)对产气速率、累计产气量、气水比、水合物饱和度分布以及储层胶结强度演化的影响规律。研究结果表明,在降压开采过程中,分解前沿由井筒向外径向扩展,并呈现出明显的非均匀推进特征:靠近储层顶部与底部区域分解速度相对较快,而中部区域推进相对滞后,整体呈现“倒尖锥状”扩展形态。该特征主要源于压力传播与热量供给机制的耦合作用,井周区域压力快速下降触发水合物分解,同时上下边界附近对流换热条件更为有利,而储层中部区域主要依赖热传导供热,导致分解推进速率相对较慢。进一步分析表明,降低开采井压力可显著扩大分解影响范围并加快前沿推进速度;增加开采井长度则有助于改善压力分布均匀性,使分解沿井段方向扩展更加充分。然而,当压力过低或井段过长时,虽然分解区域进一步扩大,但也可能引起更为显著的胶结强度劣化,从而增加储层失稳风险。因此,水合物分解前沿形态受压力传播速率、供热方式(对流与传导)以及井段空间分布等多因素耦合控制,其演化规律直接影响产能释放效率及储层力学响应。

随着开采井压力降低和开采井长度增加,产气量虽持续提高,但逐渐表现出一定的边际效益递减特征。同时,产水量显著增加,气水比整体呈下降趋势,进而可能增加水处理成本与井筒举升难度,并提高出砂及井筒失稳风险,对生产的经济性与长期可持续性构成挑战。因此,在工程实践中,不宜单纯追求最低开采井压力或最长开采井长度,而应综合考虑产气效率、产水处理成本及储层稳定性等多方面因素,进行合理优化设计。根据本文数值模拟结果,在所设定的储层参数条件下,当开采井压力控制在4~6 MPa、开采井长度为8~11 m时,可在较高产气效率与相对合理的气水比之间取得较为平衡的效果。

目前,天然气水合物的主要开采方法包括降压法、热激发法、降压-加热联合开采法、CO₂置换法以及固体流态化法等。其中,降压法具有技术成熟度较高、能耗相对较低、现场试采经验较为丰富等优势,因此被认为是当前工程可行性较强的开采方式。然而,其不足之处在于分解速率受限于储层供热条件,采收率的进一步提升存在一定瓶颈。热激发或联合开采方法虽有助于提高分解速率和潜在采收率,但通常面临能耗较高、经济性受限以及热效率损失等问题;CO₂置换法在理论上具有固碳与开采协同的优势,但技术复杂性较高,现场实施难度较大;固体流态化开采作为一种创新性的天然气水合物开采方法,虽然具有一定潜力,但目前仍存在水合物颗粒回收率较低等问题^[32]。在降压开采的技术框架下,重点分析了开采井压力与开采井长度对水合物分解前沿演化、产气效率及储层稳定性的影响,进一步揭示了开采参数变化对采收率提升与储层力学响应之间的耦合机制,为优化降压开采参数、提高开发效率并控制地质风险提供了参考依据。值得指出的是,本文结果与中国南海神狐海域天然气水合物试采实践具有一定一致性。相关试采研究表明,开采井压力与井段设计对产气效率及储层稳定性具有重要影响,这与本文数值模拟所揭示的规律基本一致,从工程角度进一步验证了研究结果的适用性。

4 结论

基于TOUGH+HYDRATE软件,系统模拟并分析了开采井压力与长度对南海泥质粉砂型天然气水合物降压开采产能及储层力学特性的影响,得出如下主要结论。

(1)开采井压力是调控产能与储层稳定的关键参数。降低开采井压力可显著提升产气速率与累计产气量,但存在边际效益递减规律。另外,过低的压力会加剧产水量,导致气水比下降,并显著扩大井周储层的压力降范围,从而加剧胶结强度劣化,增加地层出砂与井筒失稳风险。

(2)开采井长度对产能提升存在最优区间。增加开采井长度能扩大压力波及范围,有效提升产能,但其对产气量的促进作用弱于对产水量的提升,导致气水比随井长增加而降低。过长的井段可能扰动更大范围的储层,诱发上覆层与下伏层有效应力增高,对长期安全开采构成潜在威胁。

(3)储层中水合物分解与力学响应具有显著的非均匀性。受热传导与对流传热效率差异的影响,水合物分解前沿呈“上下快、中部慢”的倒尖锥形态。储层胶结强度(以参数L表征)的劣化始于井周并随开采扩展,其分布与水合物饱和度并非完全同步,且受温度-压力场耦合控制,呈现垂向非对称演化特征,预示了储层变形与沉降的空间不均匀性。

(4)实现安全高效开采需寻求多目标优化。研究表明,单纯追求高产气的激进降压或过长井段设计,会以储层力学稳定性劣化和产水量激增为代价。因此,在实际工程中,必须在产能目标与出砂控制、水处理成本及长期地质安全之间寻求最优平衡。

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原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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