摘 要

摘　要：中国目前所发现的水合物藏缺乏下伏流动层，比较接近有上、下盖层的Class 3水合物，业内对其开采的经济性和能效比有质疑且相关研究成果鲜见。为此，采用HydrateResSim模拟水

摘　要：中国目前所发现的水合物藏缺乏下伏流动层，比较接近有上、下盖层的Class 3水合物，业内对其开采的经济性和能效比有质疑且相关研究成果鲜见。为此，采用HydrateResSim模拟水平井加热减压联合开采Class 3水合物，研究了其开采的能效比、气水比、采收率等参数。首先定义水合物开采所获得的天然气的热值和水合物开采过程输入物藏热量之比为水合物开采的能效比(EER)，采用能效比对水合物开采过程进行评价；然后，设定开采井的温度为42℃，在0.2P0(P0为水合物藏初始压力，1.383×10⁷Pa)、0.5P0、0.8P03种压力条件下进行水平井加热减压联合开采模拟。结果发现：①开采前期能量消耗大，产水量多；②只有在0.2P0、42℃条件下，气水比长期大于l00，采收率在50％左右，同时，EER达到l88；③而0.5P0和0.8P0条件下的开采指标较0.2P0小很多。进一步分析0.2P0、42℃条件下水合物开采过程中井内热流数据，得到加热只分解了5.28％的水合物，其他大量水合物由减压驱动力分解，因而能效比较高。结论认为：水平井加热减压联合的方法能够高效开采Class 3水合物。

关键词：Class 3天然气水合物  水平井  加热减压联合开采  气水比  采收率  能效比  高效开采

A simulation study of Class Ⅲ hydrate production with a high efficiency through the depressurization recovery and thermal stimulation in horizontal wells

Abstract：Natural gas hydrate is a poten{ial and alternative energy source．For lack of the flowing layers underlain，the discovered hydrate reservoirs in China belong to Class Ⅲ hydrate pools，which have top and bottom covered layers．However，most domestic scholars still doubt about the economic possibility and energy efficiency ratio(EER)of Class llI hydrate production and no such literatures have ever been found yet．In view of this，the reservoir simulation tool HydrateResSim was adopted to simulate the production process of Class Ⅲ hydrate through the depressurization recovery and thermal stimulation in a horizontal well，which aims to study the indicators such as EER，gas-water ratio，the gas recovery rate，ere．First，EER，defined by the ratio between energy output from hydrate and energy input to dissociate hydrate，was applied to evaluate the possibility of hydrate dissociation through the above two recovery methods in this case study．Then，the simulation conditions were as follows in the horizontal well：well temperature was 42℃；well pressure was 0.2P0，0.5P0，0.8P0 respectively．P0，the initial pressure of a hydrate reservoir，was equal to 1.383×10⁷Pa．The following findings were concluded．a．At the early stage of hydrate production,there is huge energy consumption needed and a great volume of water produced．b．Only when the well temperature is 42℃ and the well pressure 0.2P0，the gas-water ratio will be kept above l00 for a long time，the gas recovery rate about 50％，and the EER up to 188，the indicators of which are all much bigger than those under the other two well pressures．Furthermore，through the analysis of other heat flow values in the case of 0.2P0,it was found that only about 5.28％hydrate was dissociated by the thermal stimulation；and the others were all by the depressurization recovery．That could explain why the EER in this case is much higher．In conclusion，this study proves that the depressurization recovery and thermal stimulation in a horizontal well will be an economic strategy to achieve the hydrate production under a certain condition；and further studies are needed to demonstrate more than that．

Key words：Class Ⅲ hydrate，horizontal well，depressurization and thermal stimulation，gas-water ratio，recovery rate，energy efficiency ratio(EER)

天然气水合物(以下简称水合物)中蕴含的巨大能源资源量引起了许多国家的关注，其中既包括中国、日本、韩国等常规能源缺乏的国家，也包括美国、加拿大、俄罗斯等常规能源丰富的国家^[1-2]。日本已制定了开采南海海槽天然气水合物的长期规划，同时也计划在近期进行生产性测试^[3-5]。

依据水合物藏的储层构造、地球物理特性等，Moridis将水合物藏分为4类：Class l、Class 2、Class3、Class 4^[6-8]。其中Class 3的特征为：上、下层为非渗透层，中间层为水合物结构的水合物藏。Class l、class 2这两类水合物藏具有经济开采价值，能够进行工业级开采^[7-9]。而Class 3、Class 4水合物藏，专家们担心其开采的经济性和能效比^[10-11]。特别是Class 4水合物，虽资源总量巨大但饱和度低，水合物分散于整个物藏，开采难度大^[9-10]。

水合物开采的原理就是通过一定的方法，将水合物的状态改变，使原先处于稳定状态的水合物变为不稳定状态，从而发生分解，如图l所示。目前水合物的开采主要有加热法、减压法、注入抑制剂法和置换法。其中加热法又有多种加热方式，比如电加热、注入热水加热、注入高温水蒸气加热、电磁加热以及在原位燃烧加热等。减压法则是通过一定的办法降低水合物所在位置的压力，使水合物处于低压分解状态。抑制剂法可以使用不同的抑制剂来实施，比如注甲醇溶液、氯化钠溶液等。置换法指的是用二氧化碳置换天然气的开采方法。上述4种水合物开采方法可以单独使用，也可以多种方法组合同时使用，如图1所示的减压加热联合开采法。这些方法应根据物藏条件灵活使用，也可以针对一个物藏的不同开采阶段选用不同的开采方法。

 

减压法被认为具有比较好的能量效率，即能效比高。但是目前发现的水合物藏，不能只依靠单一的减压法而将水合物开采出来。麦索雅哈气田的水合物减压开采，多年来也都依靠往水合物层注入热力学抑制剂，才得以顺利开采部分水合物。加热法能够快速分解水合物，但是加热法的缺点是投入成本高、能效比低。需要指出的是，加热开采水合物最为重要的作用在于防止二次水合物和冰的形成。注入热力学抑制剂法难以采用，其原因除了成本高以外，还因为会带来环境污染，而且对于无流动性底层的水合物，抑制剂无法接近待分解的水合物，难于发挥其作用。二氧化碳置换开采法工程实施困难、置换效率也不高，工艺条件也需要进一步探索研究。

减压法能效比高，而为确保不形成二次水合物和冰，还需要加热。中国目前发现的水合物都没有流动性底层且渗透性低，采用水平井有可能克服这个制约。所以针对中国的水合物藏，应采用水平井减压法和加热法联合的方式进行开采。

人们希望能够采用恰当的方法，使得水合物开采过程中能量消耗尽可能少，使水合物在开采过程中有高的能效比。鉴于中国目前在青海祁连山和南海海底发现了天然气水合物且物藏总量大、物藏各参数良好^[11-13]，加之南海水合物缺乏明显的流动性底层，比较接近Class 3物藏^[14]，笔者使用HydrateResSim模拟C1ass 3水合物开采，以考察水合物开采过程中的气水比、采收率、能效比等油气开采参数。同时利用模拟所得井内热流数据，进一步研究了水平井加热减压联合开采过程中，减压和加热对水合物分解的贡献。通过孔隙渗流理论，验证水合物分解过程中的热流数据。进而据此对水平井加热减压联合开采Class 3水合物是否符合工业油气开采要求及能否高效开采做出判断和评价。

1　开采过程及各指标的计算

1．1　Class 3水合物藏开采

假设Class 3水合物层渗透率为75mD^[15]，为更接近实际情况，上、下层渗透率均采用45mD。模拟采用截面为0.2m×0.2m的水平井，水合物藏尺寸为80m×400m×1m。物藏其余参数列于表l，未列出的参数为软件默认设置参数^[16]。

在Z轴方向(竖直方向)，水合物层细分为Dz=0.2-1m的网格。而上下层在Z方向上，单个网格lm或2m，Z方向共离散成55个间隔。在Y方向(宽度方向)，400m被分为3个网格，两侧网格均为l99.9m，中间网格为0.2m，用做开采井。X方向为1m单个网格。总网格数为l65(55×3)。最顶层和最底层的6(3×2)个网格作为边界网格(恒温、恒压)，离散所得的网格如图2所示。开采井在网格正中心，图3为井的放大图，图3中示意了流体流向。井内温度压力条件根据模拟需要进行相应设置。井温度设定为42℃(恒温)，压力设置为0.2P0、0.5P0、0.8P0 (恒压)3个级别进行模拟开采。

 

 

1．2　气水比

气水比是衡量水合物开采过程流体收集效率的重要指标。井内收集到的气体体积与收集到的水的体积的比值定义为气水比。开采过程气水比衡量了开采的效率。气水比显示的是收集到的流体中，多少成分为产品，多少为水。

1．3　采收比

采收比也是油气工业的重要指标，目前普遍的油气开采，采收比在0.3～0.6之间就被认为具有开采价值。当然，采收比和物藏特性、物藏的地质结构以及开采方法也有关。通常油气行业所说的采收比，指开采过程收集到的资源量和物藏中的资源含量之比。对于水合物的采收比，这里指的是开采井内收集到的气体体积和水合物分解出自由气的体积比。水合物分解气并没有完全流入开采井，而有一部分气体始终留在物藏内。既可以从总量上计算采收比，也可以从分解过程来计算采收比。

1．4　加热减压分解水合物贡献计算

井的高温和低压条件将促使水合物分解。同时，多孔介质中的水合物的分解将提高物藏的流动性，进而促进降压和加热驱动力分解水合物的效果，使得水合物藏进一步分解，从而形成良性循环。这样将使更多的水合物分解，最终达到开采目的。

加热所消耗能量可以从模拟结果的热流数据文件中得到。气水流体流入低压井，而热流则从中心井向物藏四周传递。HydrateResSim模拟结果文件中Conx_Time_Series文件中的Heat_flow就是该热流值^[16]。通过加热熔化水合物藏中的水合物所需能量可以按照水合物分解焓计算得到，记为Qdis。模拟过程从井内流人物藏的能量可以通过对热流在时间上积分得到，记为Q。Q和Qdis之比作为加热所分解水合物的贡献因子，记为h：

 

式中h表示加热贡献因子；Q表示模拟井内流人物藏的能量；Q拙表示水合物分解所需能量。

Qdis=E×m^mol        　　　        (2)

式中E表示水合物分解得到lmol甲烷的焓54.27kJ／mol；m^mol表示水合物分解得到的气体摩尔体积。

1．5　孔隙渗流传热计算

开采水合物，本质上就是孔隙地质层中多相多元系统的传热与传质问题，符合多孔介质渗流理论。水合物开采模型假设前提为开采过程满足达西定律，也就是认为水合物开采过程为层流自然对流，满足多孔介质层流传热传质规律。所以可以结合模拟开采数据，手动计算物藏中换热大小，井单元流向物藏热流为记为F：

F=FC+FV       　　　   　　    (3)

式中F表示手动计算井内流入物藏的热流；FC表示导热热流功率；FV表示渗流换热功率。

 

式中A1表示导热面积0.4m²(井左右网格对井导热距离大，其导热热流忽略)；l表示导热系数，其中lrock表示地层骨架(沙石)导热系数，3.1W／(m·K)，占0.6的空间，有效导热系数为1.86W／(m·K)，lrock表示水的导热系数0.58W／(m·K)，孔隙度为0.4，饱和度为0.5，有效导热系数为0.12W／(m·K)；DT表示井和其周围网格间温差，来自模拟结果文件；L表示导热距离0.35m，井中心到上下网格中心距离。

FV＝hA2DT 　　　　　　　　　　　　　(5)

式中h表示换热系数；A2表示换热面积0.8m²井表面积；DT表示换热温差，来自模拟结果文件。

井内换热视为平板加热^[18]，换热系数由下式确定：

 

式中NU表示努赛尔数；h表示换热系数；l表示特征长度0.33m，4倍面积除以润周得到特征长度；lwater表示水的有效导热系数，0.12W／(m·K)；Pr表示普朗特数，取饱和水40℃时的值；Re表示雷洛数。

Re=rvl/m     　　　　　　 　　　　  (7)

式中r表示水的密度；v表示水的渗流速度；l表示特征长度0.33m；m表示水的动力学黏度，取40℃饱和水黏度值。

1．6　能效比计算

模拟过程从井内流入物藏的能量可以通过对热流在时间上积分得到，记为Q。收集到的天然气按理想情况下的高热值计算，所获得热量记为Qpo，Qp和Q之比，就是本文所定义的水合物开采过程的能效比。能效比可以评价水合物开采的可行性和经济性。该值对于现在成熟的油气开采技术，平均水平为100左右。也就是，投入l份能量，开采得到的资源能提供100份左右的能量，这种方案被认为具有经济性，在能效上，被认为具有较好的投入产出比。

 

式中EER表示能效比；Qp表示水合物开采所得天然气的燃烧热；Q表示模拟井内流人物藏的能量。

Qp＝qmg      　　　　　　  　　   (9)

式中q表示天然气的高热值37.5 MJ／m³；mg表示井内累积收集的气体体积。

2　结果与讨论

2．1　气水比

从上述研究成果町以得出，在0.2p0条件下，水合物藏中水合物全部分解，井内收集到3.4×10⁵m³的气体。图4为0.2p0、42℃，0.5p0、42℃，0.8p0、42℃这3种条件下，井内收集水的累积变化图。从图4中可以看出，产水集中在开采前期1500d，后期产水速率小。在0.5p0、42℃，0.8p0、42℃条件下，也有较大量的水被收集，表明也有较大量的水合物被分解了。图5为整个开采过程中3种条件下，井内气水比随时间的变化图。从图5可以看出，0.2p0、42℃条件下，气水比一直在增加，最大值达到304；而0.5p0、42℃条件下，气水比增加缓慢，最大达到136；0.8p0、42℃条件下气水体积比一直接近0，开采后期也没有改善。可以看出，在井内压力高时，井和物藏间的压差不够大，整个开采过程，分解后的自由气并没有大量流人开采井内。可见减压驱动力对于分解后自由气在井内的收集非常重要。物藏和井之间压差太小，自由气一直留在物藏内，无法在井内被收集。

 

 

2．2　采收比

如果水合物已经分解，分解气体不能够流入井内被顺利收集，那么这种技术就没有任何经济价值和意义。因此井中的流体流动对水合物的开采是非常重要的。图6为3种开采条件下，井内收集气体积速率和水合物分解气的体积速率比(采收比)随时间的变化图。在开采初期，水合物分解速率大，分解气体积速率也大，而井内收集速率较小，所以采收都比较低。而在开采后期，分解气体积速率小，收集速率比较平稳，所以开采后期采收比根据井和物藏间压差不同而变化较大。在0.2P0、42℃情况下，采收比在开采1000d左右增加到0.3，而0.5P0、42℃情况下，则在2000d左右才达到0.3，而0.8P0、42℃条件下，采收比始终接近于0。水合物藏总含气量为6.8×10⁵m³，0.2P0、42℃条件下，井内气体累积收集量为3．4×l0⁵ m³，总采收率为0.5。当气体收集到2.1×10⁵m³，总的采收率约为0.3，0.8P0，42℃条件下，总采收比接近0。由此可以看出，减压驱动力对采收比也有着非常大的影响。

 

2．3　加热贡献计算

用80m×400m×1m水合物藏开采模拟所得数据，结合开采物藏和井的参数，可计算减压和加热对水合物分解的贡献。水合物藏中水合物总质量为3.6×10⁶kg。由式(2)可得，完全通过加热熔化需要能量1.27×10¹²J。图7为井流向物藏的热流随时间变化图。对图7热流进行积分，得到输入物藏累计能量变化曲线(图8)。在0.2P0、42℃条件下，输人物藏的能量最大，为6.71×10¹⁰J。井内温压条件为0.5P0、42℃时，输入物藏的能量为5.39×10¹⁰J，0.8P0、42℃时，输人物藏能量为4.39×10¹⁰J。由式(1)可得，在0.2P、42℃条件下，加热分解了5.28％的水合物，其余的水合物由减压驱动力所分解。而在另外两种井内温度压力条件下，加热分解的水合物量多一些，而减压所分解的水合物量相比更少一些。

 

 

流入井内的热流可以通过手动计算得到印证。下面只对0.2P0、42℃条件下数据进行计算。图9为0.2P0、42℃条件下，井周围网格温度随时间变化图。井网格和其相连4个网格间温度差及其平均值都列于图9中，井温度为定值42℃，平均温差由如下式定义：

平均温差＝42-(上+左+右+下)／4 　　　　　　   (10)

从图9中可以看出，8500d内，井和周围网格温差平均值为30.3℃。因为左右网格中心和井网购中心距离大，井对左、右网格的导热热流忽略不计。只考虑上、下网格，导热距离0.35m。骨架有效导热系数为1.86W／(m·K)，水的有效导热系数为0.12W／(m·K)。由式(4)，骨架导热功率64.4W，水导热功率4.1W，所以总的导热热流为68.5W。

 

孔隙渗透换热能够将能量传人物藏。图l0为井周围网格水流速度随时间的变化图。左、右和下表示网格中水流向井内，而上则表示井从上流入其正下方网格。图10中下表示正上方网格流人下方井内水流速率，也就是图10中“下”表示的曲线，该速率远高于其他3个方向的速率。图ll为井周围网格中气体速率随时间变化图。同样是上方网格流向正下方井内气体速率最大，也就是图ll中“下”表示的曲线。气流和水流的速率数量级均为l04m／s。由于甲烷气导热系数约为0.03W／(m·K)，远低于液态水的导热系数，其换热可以不计算，这里只计算水的对流。

 

 

通过式(7)，可以计算得到Re约为4，Pr在40℃为4.32，水的有效导热系数为0.12W／m·K。由式(6)，得到换热系数为0.79W／(m²·℃)。换热面积0.8m²，可以得到渗流换热功率为l9.1W。模拟的8500d，井内流入物藏的能量6.71×10¹⁰J，模拟井内流人物藏的功率为91.4W。而手动计算井内流人物藏的热流值，由式(3)手动计算的热流值为87.6W，比较接近模拟井内流人物藏的功率。

2．4　能效比计算

开采井内收集到3.4×10⁵m³气体。将所获天然气按高热值计算，将产生1.26×10¹³J能量。输入水合物藏的加热能量为6.71×10¹⁰J。通过式(8)可算得，水合物开采能效比(EER)为188。

实验窒级别模拟开采测试表明，开采获得天然气热值只有加热热水所消耗能量的16％，也就是说这种条件下的能效比为0.16^[19]。而Sloan通过计算Class 4水合物的开采，在物藏孔隙度为0.3，饱和度为0.03时，水合物分解气体热值能将水合物藏的温度提高l9℃。Sloan的估计方法不方便计算能效比，但在这样的情况下，能效比较大^[20]。笔者通过水平井加热减压联合开采，其能效比达到188，这与Kurihara在水合物藏属性良好情况能效比可达200左右，也是相符合的^[3]。

当然，上面的加热分解水合物贡献，能效比计算没有考虑开采过程井内低压条件的获得所需能量，也没有考虑开采后气水分离能耗。同时，模拟限定水合物藏的状态处在水合物的相平衡边界上。

3　结论

通过对80m×400m×1m水合物藏开采模拟，分析了井内压力为0.2p0、0.5p0、0.8p0，温度为42℃条件下的各开采指标。总体上看，井内压力越低越有利于开采。开采过程中气水比、采收比都随井内压力降低而增大。同时各种开采条件下，开采前期水合物分解多，产水量大；开采后期，井内流体中气体产品成分增加。开采过程流人物藏能量较小，水合物分解主要依靠减压驱动力。加热驱动力分解了5.28％的水合物，其余的水合物由减压驱动力分解。水合物开采能效比为l88。这表明，水平井加热减压联合的方法能够高效开采Glass 3水合物。

 

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本文作者：樊栓狮  杨圣文  温永刚  王燕鸿  郎雪梅

作者单位：华南理工大学化学与化工学院·传热强化与过程节能教育部重点实验室