天然氣水合物開采三維實驗模擬技術研究*

周守為 李清平 陳 偉 付 強

(1. 中國海洋石油總公司 北京 100010； 2. 中海油研究總院 北京 100028)

天然氣水合物開采三維實驗模擬技術研究*

周守為1李清平2陳 偉2付 強1

(1. 中國海洋石油總公司 北京 100010； 2. 中海油研究總院 北京 100028)

調研了國內外天然氣水合物開采技術研究進展，基于無量綱相似分析方法研制了三維可視天然氣水合物開采模擬實驗系統。以甲烷、水和石英砂為實驗介質，開展了降壓、注熱、注劑等天然氣水合物開采方法三維實驗模擬分析。根據室內模擬實驗和數值模擬分析結果，提出了海上天然氣水合物試采的技術思路，以期為天然氣水合物試采及深水工程的研究提供借鑒。

天然氣水合物；三維實驗模擬；降壓；注熱；注劑；開采

天然氣水合物是由水和甲烷等烴類氣體在高壓低溫條件下形成的結晶狀、籠形化合物，具有高密度、高熱值、分布廣、儲量大等特點。據估計，全球天然氣水合物的資源總量換算成甲烷氣體約為(1.8～2.1)×1016m3，其有機碳儲量相當于全球已探明礦物燃料(煤炭、石油和天然氣等)的2倍[1-3]。因此，天然氣水合物有望成為繼頁巖氣、致密氣、煤層氣、油砂等之后的儲量最為巨大的接替能源。鑒于天然氣水合物巨大的資源潛力，美國、加拿大、德國、挪威、新西蘭、日本、印度、韓國等先后啟動了國家層面的天然氣水合物資源勘察與開發領域的長期研究計劃，北極凍土帶的加拿大馬更歇、美國阿拉斯加、西西伯利亞以及墨西哥灣、印度沿海、南中國海和日本海的“一陸三海”格局初步形成。同時圍繞北極凍土帶和墨西哥灣深水區3個工業聯合項目吸引了諸多國家和研究機構的參與。前蘇聯、加拿大、美國、日本等[4-7]均進行了天然氣水合物的試采工程。

目前，圍繞天然氣水合物資源開發利用的研究主要集中在3個方面：①天然氣水合物資源勘探和目標評價。通過地球物理勘探、地球化學分析等方法初步圈定天然氣水合物的有利富集區域，通過保真鉆探取樣證實天然氣水合物存在，并落實其資源量。 ②天然氣水合物室內研究和試采工程實施。隨著天然氣水合物晶體結構分析、試采物理模擬和數值分析的不斷深入，加拿大馬更歇永久凍土、美國阿拉斯加永久凍土、日本海域已經成功實施短期試采。③天然氣水合物無序分解和開發可能引發的環境問題。深水淺層天然氣水合物埋深淺、非成巖、膠結性差，其分解可能觸發海底結構物基礎失穩、海底滑坡等災害；同時甲烷溫室氣體的大量釋放，也會引起全球氣候變化。因此，對天然氣水合物環境風險的評估和防范與天然氣水合物資源開發利用同等重要。當前天然氣水合物還是一種儲備性資源，圍繞北極和海域的試采項目實施時間較短，僅證明通過降壓、注劑、CO2置換等可以實現天然氣水合物分解并獲取甲烷等氣體，但其開發安全性以及對環境影響等問題未根本解決；同時從自然界獲取的30多個天然氣水合物樣品分析來看，其形態、儲層特性呈現多樣性，有砂巖型、砂巖裂隙型、粉質泥巖或細粒型，還有一些分散型，目前僅試采砂巖或砂層天然氣水合物，限于技術驗證范疇，距生產測試、商業開發需求還有一定距離。

我國海域具有廣闊的天然氣水合物資源前景，據估算僅南海天然氣水合物的總資源量就達到643.5億～772.2億t油當量，約相當于我國陸上和近海石油天然氣總資源量的1/2[8]。因此，尋找安全、高效、經濟的開采方式是當前和今后一段時間內世界科技前沿創新技術研發重點。筆者調研了國內外天然氣水合物室內模擬開采技術研究進展，基于無量綱相似分析方法研制了三維可視天然氣水合物開采模擬實驗系統，開展了降壓、注熱、注劑等天然氣水合物開采方法實驗模擬分析，提出了海上天然氣水合物試采的技術思路,以期探求合理、安全的開采方式,有效規避由淺地層天然氣水合物分解可能帶來的潛在風險，使天然氣水合物資源盡早得到應用。

1 國內外天然氣水合物室內模擬開采技術研究進展

1.1 天然氣水合物開采模擬實驗系統

目前天然氣水合物開采方法研究的主要技術手段包括室內物理模擬和數值分析，而天然氣水合物開采模擬實驗裝置是一套集天然氣水合物生成、分解、參數測量等多功能于一體的高度集成系統，其形狀及尺度[9-10]的設計在很大程度上決定了實驗系統的規模、投資、性能及實驗結果的有效性。表1統計了我國及美國、日本、韓國主要的天然氣水合物開采模擬實驗系統。

表1 國內外天然氣水合物開采模擬實驗裝置

1．2 天然氣水合物開采模擬實驗系統技術參數

通過對國內外天然氣水合物開采模擬實驗裝置的調研，發現實驗裝置的形狀、尺寸、技術指標、主要功能與各個研究機構自身需求密切相關：通常一維設備只研究水合物藏在一維線性空間上的合成與分解規律，尺寸相對較小；三維實驗設備主要研究天然氣水合物藏在空間立體范圍內的合成與分解規律，尺寸相對較大。據統計，上述國內外天然氣水合物開采模擬實驗裝置高壓模擬系統的工作壓力變化范圍在15～40 MPa(以20、30 MPa的高壓模擬系統為主)，工作溫度變化范圍在-50～200 ℃(根據實際天然氣水合物藏的溫度條件，高壓模擬系統模擬溫度一般在-20～150 ℃)。天然氣水合物高壓模擬系統技術參數統計見表2。

表2 天然氣水合物高壓模擬系統技術參數

Table 2 Parameters of the natural gas hydrate high pressure simulation system

2 三維可視天然氣水合物開采模擬系統研制

2.1 技術指標

在總結分析國內外天然氣水合物開采模擬實驗系統的基礎上，中海油研究總院和廣州能源研究所依托國家863項目聯合研制了三維可視天然氣水合物開采模擬系統，其主要技術指標[11]見表3。

2.2 系統組成

三維可視天然氣水合物開采模擬系統采用模塊化設計思路(圖1)，各子模塊之間互相獨立，通過接口交換數據，主要包括以下幾個組成部分：

表3 三維可視天然氣水合物開采模擬系統技術指標

1) 模型主體，包括天然氣水合物生成與開采模擬模塊(高壓反應釜)、電極、測壓點、測溫點、超聲探頭、觀察窗等。

2) 穩壓供液模塊，包括注入泵、活塞容器、加液泵、氣動閥等。

3) 穩壓供氣模塊，包括空氣壓縮機、氣瓶、氣體增壓泵、壓力調節器、流量計等。

4) 溫度(環境)控制模塊，包括水夾套、制冷機組、冷箱、電加熱器、循環泵等以及步進式低溫恒溫室。

5) 回壓控制模塊，包括回壓控制閥、回壓緩沖容器等。

6) 測量模塊，包括溫度傳感器、壓力傳感器、差壓傳感器、流量控制器及二次儀表、電阻測量儀、超聲波發生器、光纖內窺鏡、氣液分離計量系統等。

圖1 天然氣水合物開采三維模擬實驗系統

7) 數據采集處理模塊，包括計算機、打印機、A/D采集卡、I/O控制板、軟件、系統電路。

三維可視天然氣水合物開采綜合模擬實驗平臺設置壓力、壓差、光纖、聲波測試等多種先進測試手段，可進行天然氣水合物生成與分解過程天然氣水合物藏特征參數的動態測量，從而較為系統地反映天然氣水合物開采過程的特征。該裝置能夠實現降壓法、熱激法、注化學劑法、聯合開采方法及新型開采方法研究，氣體開采量可達到494 L/h(標況)。該裝置主要技術指標總體處于國際先進水平，為深入研究大尺寸的天然氣水合物藏試驗開采技術方案模擬以及商業開采模擬奠定了實驗研究基礎。

3 天然氣水合物開采機理實驗模擬分析

天然氣水合物開采方法以降壓、注熱、注化學劑為主，同時CO2置換開采、就地氧化還原等新方法也在探索中。本文依托一維、小三維、三維-可視開采模擬實驗系統，采用填砂模型，開展了100多組不同模擬尺寸的天然氣水合物藏降壓、注熱(單井吞吐、驅替)、注劑(醇類、鹽水)等單原理以及聯合開采實驗模擬，分析了實驗條件下各種開采方法所對應的模擬天然氣水合物藏產氣率、產水率、溫度、壓力等相態變化，并進行了參數敏感性分析，為深入實驗研究和數值模型的建立、驗證以及試驗開采研究方案制定等奠定了基礎。

3．1 降壓開采實驗模擬分析

天然氣水合物降壓開采模擬實驗主要研究了降壓開采生產動態變化規律以及降壓速度、模擬水合物藏初始溫度等對降壓開采過程的影響。

3．1．1 基本開采規律

通過三維可視天然氣水合物開采模擬實驗系統進行天然氣水合物降壓開采模擬實驗，所得到的產氣、產水速率曲線如圖2、3所示。

由圖2、3可以得出，天然氣水合物降壓開采過程可劃分為3個階段：

1) 自由氣產出階段。隨著系統壓力的降低，產氣速率迅速上升，且初始降壓時只產氣不產水，出水時間明顯滯后于產氣時間。

2) 水合物分解氣穩定生產階段，包括自由氣與水合物分解氣混合開采階段以及水合物分解氣為主的產出階段。當自由氣解析接近尾聲后，所產出的氣主要來源于水合物分解，此時產氣速率穩定在一定水平，同時產水速率上升到峰值后迅速回落。

圖2 天然氣水合物降壓開采產氣速率

圖3 天然氣水合物降壓開采產水速率

3) 產氣速率逐漸減小階段。隨著水合物分解的進行，水合物飽和度逐漸降低，分解產生的氣量和水量也越來越小，直至最后完全分解。

3．1．2 參數敏感性分析

1) 降壓幅度對生產動態的影響。

不同降壓幅度對開采效果的影響如圖4所示。由圖4可以看出，降壓幅度越大，累積產出氣體百分比越大，這與理論分析是一致的。因此，天然氣水合物藏開采的壓力降低幅度與累積產氣量是密切相關的。

2) 降壓速度對生產動態的影響。

共進行了3個周期的天然氣水合物藏等容合成與不同降壓速度開采實驗，降壓速度分別為0.37、0.58、3.07 MPa/h，實驗結果如圖5所示。

由圖5可以看出：在本實驗條件下，降壓速度越大，產氣速率越高；同時不同降壓速度只是影響開采持續時間的長短，最終產氣百分比基本一致。

圖4 天然氣水合物不同降壓幅度下的累積產氣量

圖5 天然氣水合物不同降壓速度下的產氣速率

3) 天然氣水合物藏初始溫度對降壓開采效果的影響。

在天然氣水合物飽和度相差不大的情況下，模擬了不同溫度天然氣水合物藏在相同降壓條件下的開采動態，實驗結果如圖6所示。由圖6可以看出：較低溫度下的天然氣水合物藏在降壓開采時更趨于發生自保護效應。因此，在開采溫度較低的天然氣水合物藏時，應當減小壓力降低幅度，防止天然氣水合物發生明顯的自保護效應；在開采溫度較高的天然氣水合物藏時，天然氣水合物的自保護效應不明顯，可以適當增大壓力降低幅度。

4) 不同產氣速率對降壓開采效果的影響。

保持天然氣水合物藏的其他實驗條件基本相同，模擬了在產氣速率分別為344 mL/min和1 003 mL/min條件下的天然氣水合物降壓開采過程，實驗結果如圖7所示。由圖7可以看出，產氣速率大時模擬天然氣水合物藏的壓力降低比較快，溫度下降更為明顯，開采時間較短，這與常規氣藏是一致的。因此，在實際天然氣水合物藏開發時，若產氣速率太高，則可能出現自保護效應。

圖6 天然氣水合物初始溫度對產氣量與對應的持續時間的影響

圖7 天然氣水合物不同產氣速率條件下的儲層壓力變化

3.2 注熱開采實驗模擬分析

天然氣水合物注熱開采模擬實驗主要研究了驅替、吞吐2種方式，并進行了注熱溫度、速率等參數敏感性實驗分析。以下重點介紹單井吞吐實驗結果。

單井吞吐注熱水開采天然氣水合物可分為多個周期，每個周期大致可分為3個階段：注水階段、燜井/閉井階段和產氣階段。天然氣水合物單井吞吐注熱開采過程中，初始階段(第一周期)由于天然氣水合物儲層中的游離氣體被水置換出來，瞬時產氣速率很大，但產氣時間卻很短；開采到中、后期(第二、三周期)時瞬時產氣速率相比初始階段大幅降低，但產氣時間明顯增加,產出的氣體為天然氣水合物分解氣。

在單井吞吐注熱過程中，天然氣水合物儲層的溫度隨著熱量的不斷注入而逐漸升高，部分實驗結果如圖8所示。從圖8可以看出，相同深度的天然氣水合物儲層中，中心的溫度最高，越靠近反應釜壁溫度越低；相同半徑的天然氣水合物儲層中，離注熱井口近的天然氣水合物儲層溫度更高。

圖8 天然氣水合物單井吞吐注熱開采第一周期位于同一儲層深度、不同徑向距離的儲層溫度變化

單井吞吐注熱開采過程天然氣水合物初始飽和度和注熱溫度對產氣能量效率及熱效率的影響如圖9所示。 從圖9可以看出，在其他條件相同的情況下，能量效率與熱效率隨天然氣水合物初始飽和度的增加而增加、隨注水溫度的增加而減小。顯然，在天然氣水合物開采時，盡可能選擇天然氣水合物飽和度高的地方進行開采，同時應確定一個最優的注熱溫度。

此外，依托三維裝置，采用五點法，進行了天然氣水合物單井吞吐注熱開采實驗，由中心1口井注熱，周圍4口井產氣產水，實驗結果如圖10所示。由圖10可以看出：溫度向四周擴散，并最終擴散至全釜，中心最高溫度可達到極限值。實驗中還發現，天然氣水合物注熱開采過程中持續產氣和產水，產氣均勻后期減慢，產水從注熱后一段時間開始，并保持均勻。

圖9 天然氣水合物初始飽和度(a)和注熱溫度(b)對天然氣水合物產氣能量效率和熱效率的影響

圖10 “五點法”單井吞吐注熱開采前期實驗模擬結果

3．3 注化學劑開采實驗模擬分析

實驗研究了驅替、吞吐2種方式的注劑開采天然氣水合物，不同類型化學劑、注入量、注入濃度等參數敏感性實驗結果如圖11所示。從圖11可以看出，整個注劑實驗過程可分為3個階段，即注劑階段、燜井階段、采氣階段。隨著抑制劑的注入，天然氣水合物分解吸熱使得周圍的溫度顯著降低；由于抑制劑的溫度(室溫)高于天然氣水合物樣品溫度，故天然氣水合物樣品溫度隨后又逐漸升高。當注劑結束后，進入燜井階段，由于注入的抑制劑帶進了大量的熱量，所以天然氣水合物層溫度仍然會繼續升高。當開始采氣時，由于氣體的排出產生的節流效應以及降壓導致的天然氣水合物的分解產生的吸熱效應，使得天然氣水合物層溫度急劇下降，位于反應釜中間的天然氣水合物層的溫度甚至低于初始溫度0～5 ℃。

圖11 天然氣水合物注劑開采時相同儲層深度徑向壓力、溫度變化

3．4 聯合開采實驗模擬分析

進行了降壓+注熱、降壓+注劑聯合開采天然氣水合物實驗模擬，結果如圖12、13所示。由圖12可以看出，采用降壓+注熱、降壓+注劑的方法獲得的平均產氣速率遠高于采用單原理的降壓、注熱的方法獲得的平均產氣速率。對比分析可以得出如下結論：

1) 與采用降壓的方法相比，采用降壓+注熱水/鹽水的方法進行天然氣水合物開采時，50%的產氣量以后的產氣速率具有明顯的優勢。

圖12 天然氣水合物產氣平均產氣速率

圖13 產氣百分數隨時間的變化

2) 與采用注熱的方法相比，采用降壓+注熱/鹽水的方法開采時，產氣速率和產氣量均具明顯優勢。

3) 采用降壓+注熱水的方法和降壓+注熱鹽水(20%NaCl溶液)的方法進行天然氣水合物開采時，二者的產氣效率沒有明顯的差別。

4 海上天然氣水合物試驗開采過程數值模擬分析

在實驗模擬分析的基礎上，以我國南海北部陸坡區域天然氣水合物鉆探區作為潛在目標區，進行了試驗開采數值模擬分析。基本參數：水深1 800 m，埋深300 m，天然氣水合物藏的壓力為14～19 MPa，溫度為14～16 ℃，厚度為18～34 m，天然氣水合物飽和度分布范圍為20%～45%，分解氣中99%為甲烷。數值模擬分析結果如圖14所示。

通過對比天然氣水和物開采實驗模擬和數值模擬結果可以得出:

1) 數值模擬是對實驗很好的補充，其所呈現的產氣規律等與實驗結果基本吻合，同時它能夠比較好地反映降壓開采過程井筒附近天然氣水合物二次生成。

圖14 南海潛在目標區天然氣水合物藏試采數值分析中飽和度空間分布

2) 降壓與注熱、注劑聯合開采方式是天然氣水合物連續開發的有效途徑，所以需要考慮先降壓，再進行降壓與注熱(或化學劑)等方法進行聯合開發。

5 海上天然氣水合物開采思路

目前世界各國已經獲取的海域天然氣水合物樣品呈現多樣性，優先開發為砂巖型和砂巖裂隙型，已經實施的試采均在砂巖儲層中進行；同時多數海洋天然氣水合物埋深淺、膠結性差，借鑒常規油氣開采方法，將天然氣水合物分解為氣體和水進行開發的方法不可行，需要考慮海底天然氣水合物固態流化開采方法，針對海域天然氣水合物的儲層特點進行開發方案設計。

1) 海域成巖天然氣水合物礦體的開采思路。

基本思路為采用降壓、注熱、注劑等開采方式，使天然氣水合物在儲層內分解為天然氣和水，再通過排水采氣方法進行開發，分解所產生的水和天然氣進入水下生產系統,再通過海底管道和立管回接到深水浮式生產設施，處理合格的氣體進行海底管網輸送或液化，如圖15所示。

2) 深水淺層非成巖天然氣水合物礦體的開采思路。

我國海域鉆探發現天然氣水合物儲存在深水陸坡區，水深約600～2 200 m，埋深十幾米到299 m，采用常規方法無法實施有效的開發。提出了深水淺層非成巖天然氣水合物礦體固態流化開采思路。其特點為：①考慮了淺層非成巖天然氣水合物埋深淺、疏松、易于粉碎流化的地質特性；②考慮了海底溫度、壓力相對穩定不易分離的海床環境條件;③考慮了從海底到地面溫度自然升高，壓力自然降低的自然條件(海底2～3 ℃ ，水面22～36 ℃)；④利用了天然氣水合物與泥沙比重差異大的特點，易于初步旋流分離；⑤利用表層溫度較高的海水作為引射液體，起到了升溫分解作用；⑥利用了天然氣水合物在溫度升高、壓力降低條件下自然解析、相變，氣態舉升的物理特征。因此，通過海底采掘、混合流化、多相舉升等方式，將海底淺層不可控的天然氣水合物礦體轉變采掘及輸送內分解可控的天然氣水合物、砂礫、水、氣等多相混合流體，通過地面分離獲得甲烷氣，同時砂和水達標后就地排放，從而順其自然，變害為利，變不可控為可控，可以實現海底淺層天然氣水合物的安全、綠色鉆采。

圖15 海域成巖天然氣水合物藏試開采思路

6 結束語

天然氣水合物試驗開采技術是一項前沿技術，通過室內實驗研究與數值模擬分析探索，獲得基于目前階段的認識，即聯合開采方法具有更高的開發效率和能源利用效率，但具體工程實施將面臨著更大的挑戰。本文研究成果將為天然氣水合物深入研究、規避淺地層天然氣水合物工程地質災害、實現安全可靠試驗開采奠定堅實的基礎。

致謝：本研究受到中國科學院廣州能源所、中國石油大學(北京)、大連理工大學、中國科學院海洋所、中國科學院力學所、廣州海洋地質調查局的大力支持和幫助，在此表示感謝！

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(編輯：孫豐成)

Research on 3D experiment technology of natural gas hydrate exploitation

Zhou Shouwei1Li Qingping2Chen Wei2Fu Qiang1

(1.CNOOC,Beijing100010,China;2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

Based on the review of the technology advance of natural gas hydrate exploitation，the dimensionless similarity principle to determine the key parameters for natural gas hydrate experimental equipment design is derived, with which a 3D experimental equipment to simulate natural gas hydrate development methods is built. The general methods for natural gas produced from hydrates such as depressurization, heat injection and chemical injection are carried out with the equipment, in which methane, water and quartz sand are used. According to the results of physical simulation and numerical simulation of natural gas hydrate exploitation, a development concept for offshore natural gas hydrate is proposed, which can provide references for natural gas hydrate pilot production and current deep water engineering practice.

natural gas hydrate; 3D experimental simulation; depressurization; heat injection; chemical injection; exploitation

*“十二五”國家科技重大專項“深水流動安全保障與水合物風險控制技術(編號：2011ZX05026-004)” 、中國工程科技中長期發展戰略研究項目“深海天然氣水合物綠色鉆采戰略及技術方向研究(編號：2013-ZCQ-12)”、中國海洋工程與限額及發展戰略研究(二期)項目“海洋能源工程與科技發展戰略研究(編號：2014-07-001-03)”部分研究成果。

周守為，男，中國工程院院士，教授級高級工程師，海洋石油開發工程專家。

1673-1506(2016)02-0001-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.001

P744.4

A

2016-02-26

周守為,李清平,陳偉，等.天然氣水合物開采三維實驗模擬技術研究[J].中國海上油氣，2016,28(2)：1-9.

Zhou Shouwei,Li Qingping,Chen Wei,et al.Research on 3D experiment technology of natural gas hydrate exploitation[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):1-9.