南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟
陈朝阳1,2,3, 游昌宇1,2,4, 吕涛1,2,4, 李小森1,2,3, 张郁1,2,3, 徐立新5
1. 中国科学院广州能源研究所
2. 中国科学院天然气水合物重点实验室
3. 广东省新能源和可再生能源研究开发与应用重点实验室
4. 中国科学院大学
5. 招商局海洋装备研究院有限公司

作者简介:陈朝阳,1972年生,研究员,博士;主要从事天然气水合物开采技术方面的研究工作。地址:(510640)广东省广州市天河区能源路2号。ORCID:0000-0002-2743-6811。E-mail: chenzy@ms.giec.ac.cn

摘要

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物(以下简称水合物)储层降压开采的气产量和采收率,基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件,根据实际试采数据,针对单垂直井和垂直井网两种布井方式,利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟,研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征,进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明:①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中,水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大,从而使气、水产量增加;②在降压开采初始阶段,开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小,水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低,而后随着开采时间的延续,气、水渗流阻力增加,压降传播速率降低,水合物分解气产量和井口气产量不断降低,水产量则缓慢上升;③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制,井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解,井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气;④采用垂直井网进行水合物开采,每口井的控制面积减少,单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井,但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高;⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量,井间压降叠加效应加速了水合物的分解,井间区域的压力及温度显著低于单井,但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动,在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为,多井联合开采可以提高井场总的气产量,但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。

关键词: 南海北部; 天然气水合物; 单垂直井; 垂直井网; 井距; 降压开采; 数值模拟; 泥质粉砂; 产气/产水特性
Numerical simulation of the depressurization production of natural gas hydrate reservoirs by vertical well patterns in the northern South China Sea
CHEN Zhaoyang1,2,3, YOU Changyu1,2,4, LYU Tao1,2,4, LI Xiaosen1,2,3, ZHANG Yu1,2,3, XU Lixin5
1. Guangzhou Institute of Energy Conversion, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou, Guangdong 510640, China
2. Key Laboratory of Gas Hydrate, Chinese Academy of sciences, Guangzhou, Guangdong 510640, China
3. Guangdong Key Laboratory of New and Renewable Energy Research and Development, Guangzhou, Guangdong 510640, China
4. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China
5. China Merchants Marine and Offshore Research Institute Co., Ltd., Shenzhen, Guangdong 518000, China
Abstract

In order to improve gas production rate and recovery factor of low-permeability muddy silt natural gas hydrate (NGH) reservoir by depressurization production in the northern South China Sea, this paper adopted the TOUGH+HYDRATE software to numerically simulate the depressurization production of NGH reservoir in two well deployment modes (i.e., single vertical well and vertical well pattern) according to the actual production test data, based on the condition that the NGH reservoir at W17 NGH production test site contained a little free gas and was underlain by mud layer in 2017. Then, the gas/water production behaviors of production wells and the change characteristics of temperature field, pressure field and NGH saturation field in the production area were investigated. Finally, the influence mechanisms of permeability and inter-well interference on the change of pressure field, temperature field and flow field were analyzed. And the following research results were obtained. First, during the depressurization production of low-permeability muddy silt NGH reservoir, the permeability of NGH sediment layer increases due to NGH dissociation, which leads to the increase of gas/water production rate. Second, in the initial stage of depressurization production, gas/water production rate of production well decreases sharply after reaching a peak value within a short time, and the temperature around the borehole drops due to the rapid dissociation and heat absorption of NGH and the influx of free gas. Then, as the production continues, gas/water flow resistance increases and the propagation rate of pressure drop decreases. As a result, the production rates of NGH dissociated gas and wellhead gas decrease continuously, while the water production rate increases slowly. Third, NGH dissociation is under the joint control of pressure drop and peripheral fluid seepage and heat transfer. NGH around the wellbore and near the upper and lower interface of NGH layer dissociates preferentially. Most wellhead gas comes from the free gas in the peripheral NGH layers and the dissolved gas in the pore water. Fourth, when the vertical well pattern is used for NGH production, the control area of each well is reduced and its single-well gas/water production rate and cumulative water/gas production are much lower than those of single vertical well, but its total gas production and NGH recovery factor are higher. Fifth, well spacing dominates the control area and the ultimate cumulative gas production of each well. The superposition effect of inter-well pressure drop speeds up NGH dissociation, so temperature and pressure between wells are much lower than those in a single well, but the interference of inter-well symmetric flow field hinders the gas/water flow, which results in the formation of “dead liquid area” in the central area between wells. In conclusion, multi-well joint production can be used to increase the total gas production of the well site, but a reasonable well spacing shall be determined comprehensively according to drilling cost, NGH reservoir permeability, expected production cycle, total gas production rate of the well site and NGH recovery factor.

Keyword: Northern South China Sea; Natural gas hydrate; Single vertical well; Vertical well pattern; Well spacing; Depressurization production; Numerical simulation; Muddy silt; Gas/water production performance
0 引言

南海北部陆坡赋存着丰富的天然气水合物(以下简称水合物)资源[1], 2017年和2020年分别采用单垂直井(以下简称直井)和单水平井在南海神狐海域成功实施了海域水合物的短期试采。鉴于海洋水合物现场试采难度大、耗资巨大, 数值模拟技术被应用于研究不同开采方式下水合物藏的长期分解特性及开采规律[2, 3, 4, 5]。2010年以来, 国内研究者根据自然资源部中国地质调查局直属的广州海洋地质调查局南海北部陆坡水合物钻探专项调查成果, 特别是GMGS1~3航次公布的数据, 对南海神狐海域SH2、SH7、W19[6, 7, 8, 9, 10]以及东沙GMGS2-16[11] 等站位水合物的开采, 采用数值模拟技术, 深入研究了不同布井方式下降压、注热以及联合开采(降压+注热)的产气/产水特性、增产方式、地层力学特性及其影响机制等。研究结果表明:采用直井、单或双水平井的布井方式, 单井气产量仍然较低; 为了提高产气速率和井场总的气产量, Wang等[12]对比试验研究了五点垂直井网(以下简称井网)、双水平井和三水平井开采水合物的传热、生产特性和生产效率。日本21世纪水合物研发计划(MH21)联盟2017年在日本南海海槽进行第二次水合物试采后, 提出了一套在10 km2水合物藏布置24口直井的水合物商业开采井网部署方案[13]。Yu等[14]采用三维数值模拟对比研究了低渗透率水合物藏采用1~4口直井开采的生产特性和注热对多井降压开采的强化作用。Deepak等[15]针对印度KG盆地NGHP-02-16站位水合物储层条件, 开展了120口直井联合开采水合物的技术经济评价。Vedachalam等[16]对采用井网开采KG盆地水合物进行了数值模拟和经济评价, 结果表明当水合物分解区渗透率大于200 mD、水合物饱和度大于75%时, 采用40口直井进行联合开采, 其投资回收期为3.1年, 并且渗透率与水合物饱和度越高, 投资回收期越短。

目前已有的研究成果均表明:储层渗透率低是导致单井产气量低的主要原因, 多井联合开采有利于提高总产气量、降低固定投资成本, 确保气产量的长期稳定; 但对于多井联合生产过程中井网模式、井距及井间干扰对气水渗流特性及水合物开采效率的影响机制尚缺乏清晰的认识。为了提高我国南海低渗透率、泥质粉砂型水合物储层降压开采产气量和采收率, 揭示井网降压开采下的气水渗流机制和开采特征, 笔者基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏为泥层的条件, 根据实际试采数据, 针对直井和井网两种布井方式, 利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟, 研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征, 进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制, 以期为中国南海水合物商业化开采井网优化部署提供支撑。

1 水合物藏降压开采数值模拟模型
1.1 假设条件

水合物藏开采数值模拟的假设条件主要包括:①考虑储层为均匀多孔介质, 水合物及固相沉积物不可流动, 多孔介质中气液流动遵循达西定律; ②液相中的甲烷溶解符合亨利定律; ③水合物为单组分甲烷水合物, 水合物生成或分解过程满足相平衡反应; ④水合物分解过程中流体渗透率依赖于储层孔隙度的变化, 满足Kozeny-Carman方程; ⑤垂直井网中所有井对称均匀分布, 每口井同步等产量生产; ⑥立方体水合物藏模型中圆柱体形生产井可近似用等边立方体来代替。

1.2 模型的建立

此次模拟工区为我国2017年首口水合物试采井SHSC-4所在的W17站位, 构造位置属于珠江口盆地珠二坳陷白云凹陷的一部分, W11-17矿体呈南北向分布, 面积约为6.42 km2, 最大水合物层厚度达95 m, 平均厚度约57 m。根据实际的地质勘查数据, W17站位海水深度为1 266 m, 水合物储层属于泥质粉砂型, 沉积物平均粒径约12 μ m, 主要包含石英和长石(53%)、碳酸盐(16%)、蒙脱石和伊利石组成的黏土矿物(26%~30%), 由于黏土矿物含量高, 束缚水含量高达65%。根据Moridis等[3]的分类方法, W17站位水合物藏属于Ⅰ 类水合物藏(由水合物层和下伏游离气+水层组成), 可细分为海底以下201~236 m的水合物层Ⅰ 、海底以下236~251 m的水合物层Ⅱ 、海底以下251~278 m的泥层(含游离气+水)[17, 18]

针对W17站位水合物藏特征, 采用圆柱体水合物藏模型模拟单垂直井降压开采, 采用三维立方体水合物藏模型模拟呈正方形展布的垂直井网降压开采, 如图1所示, 图中H、W、G分别表示水合物、水、游离气。模型上、下盖层的孔隙度及渗透率分别与相邻的水合物层Ⅰ 、泥层相同, 厚度取值为20 m; 上下盖层厚度的取值应确保开采期内水合物层Ⅰ 、Ⅱ 及下伏泥层与上、下盖层的热流交换与压力传播不超出上、下盖层范围[3, 10]。由此, 模型上盖层、水合物层Ⅰ 、水合物层Ⅱ 、泥层及下盖层的厚度依次为20 m、35 m、15 m、27 m、20 m, 对应孔隙度依次为35%、35%、33%、32%、32%, 对应渗透率依次为2.9 mD、2.9 mD、1.5 mD、7.4 mD、7.4 mD[17], 且渗透率各向同性。另外, 气体组分为100%CH4, 孔隙水盐度为3.05%, 地温梯度为0.044 3 K/m, 沉积层密度为2 200 kg/m3

图1 W17站位水合物藏降压开采数值模拟模型示意图

圆柱体模型沿z方向, 上下盖层网格尺寸(Δ z)为1.0 m, 水合物层Ⅰ 、水合物层Ⅱ 及游离气层Δ z为0.5 m; 模型沿径向r最大取值为150 m, 足够描述开采过程径向压力传播[3, 15], 由于开采井周边区域内的传质传热、相变过程非常剧烈, 因此该区域的网格划分更加细密, 其网格尺寸为0.05 m, 然后随r增大, 网格尺寸以对数形式增长; 整个模拟区域沿着rz方向总共被离散为15 714个网格, 其中包含15 452个活跃网格(网格的温度、压力、各相饱和度及渗透率等参数随模拟过程不断改变), 模拟区域的最上层(上盖层)及最下层(下盖层)的边界处网格被定义为非活跃网格(网格的温度、压力等参数在模拟过程中都保持恒定)。

立方体水合物藏模型进行离散网格划分时, 在开采井周围网格采用细密划分方式, 随着与开采井距离的增大, 网格间距也逐渐增大。如井距为30 m时, 沿x方向从井筒中心位置向外Δ x依次为0.1 m、0.2 m、0.4 m、0.8 m、2.0 m(14层)、0.8 m、0.4 m、0.2 m、0.1 m, 合计为22层; 沿y方向Δ y依次为0.1 m、0.2 m、0.3 m、0.4 m、0.5 m、1.0 m(14层), 合计为19层; 沿z方向从上至下Δ z依次为5.0 m(2层)、4.0 m、3.0 m、2.0 m、1.0 m(79层)、2.0 m、3.0 m、4.0 m、5.0 m(2层), 合计为89层。由此, 模拟区域总共离散网格数为22× 19× 89 =37 202个, 其中活跃网格为36 266个。

模拟计算过程中, 储层的复合导热系数(kΘ C)计算式为[3, 19]

(1)

式中kΘ RD表示不含水的海底沉积物导热系数, 取值为1.0 W/(m· K); kΘ RW表示饱和水的海底沉积物导热系数, 取值为1.7 W/(m· K); kΘ I表示冰的导热系数, W/(m· K); SASHSI分别表示水、水合物和冰的饱和度; φ 表示沉积物孔隙度。

沉积物孔隙毛细管压力(pc)采用van Genuchten方程计算[20], 即

(2)

式中p0表示初始毛细管压力, 取值为1× 105 Pa; SirA表示束缚水饱和度, 取值为0.30; SA, max表示最大水饱和度; m表示van Genuchten指数, 取值为0.45。

水相相对渗透率(KrA)和气相相对渗透率(KrG)的计算式分别为[3, 21]

(3)

(4)

式中nAnG表示水、气相衰减指数, 分别取值为5.0、3.5; SirG表示残余气饱和度, 取值为0.03。

1.3 模型初始化

模型的水合物层Ⅰ 、泥层及上下盖层的初始温度、压力及气、水、水合物三相饱和度分布按照本文参考文献[3]所述方法进行初始化后得到, 水合物层Ⅱ 中每个网格的初始压力均采用对应初始温度下的相平衡压力, 以确保初始条件下的水合物层Ⅱ 处于气+水合物+水三相共存状态。经初始化后, 该站位上盖层初始水饱和度(SA)为100%; 水合物层Ⅰ 初始水合物饱和度(SH)为34%、初始SA为66%; 水合物层Ⅱ 初始SH为31%、初始SA为61.2%、初始气饱和度(SG)为7.8%; 泥层初始SA为92.2%、初始SG为7.8%; 下盖层初始SA为100%[17]

1.4 开采井设计及生产制度

如图1所示, 单垂直井位于圆柱体中心处, 井半径为0.1 m; 垂直井网中A井、B井对称分布于立方体模型边缘处, 以边长为0.2 m的正方形近似代替半径为0.1 m的井筒圆形横截面。开采井生产层段贯穿水合物层Ⅰ 、Ⅱ , 为了简化求解过程, 假设开采井井筒内流体流动同样遵循达西定律, 考虑渗透率取值为1 000 D、孔隙度为100%、毛细管压力为0 MPa。水合物层Ⅱ 底部初始压力(pB)为15.5 MPa、初始温度(TB)为14.82 ℃, 降压开采时井底压力设置为4.5 MPa, 降压开采压差为0.71 pB

2 模拟结果与分析

数值模拟结果显示, 随着水合物储层渗透率升高, 累计产气量也明显增大, 可见采用压裂等储层改造技术来提高储层渗透率是提高开采井的气产量、增大累计产气量的有效方法。如图2所示, 当水合物层Ⅰ 、Ⅱ 的渗透率分别为2.9 mD、1.5 mD时, 累计产气量远低于2017年试采结果(30.9× 104m3); 当水合物层Ⅰ 、Ⅱ 的渗透率增至20.0 mD时, 开采60天的累计产气量与试采结果较接近, 实际试采初期累计产气量高于模拟结果, 分析其原因可能是由于钻井施工或储层改造使得井筒附近渗透率提高且游离气饱和度较高的缘故[22]。鉴于南海W17站位的水合物为渗透率极低的非成岩泥质粉砂型水合物, 在开采过程中储层受到震动、固相运移等因素的影响后其渗透率易增大, 在下面的开采模拟中水合物层Ⅰ 、Ⅱ 的渗透率均取值为20.0 mD。

图2 W17站位水合物藏单垂直井累计产气量模拟结果与2017年试采结果对比图

2.1 产气/产水特征

如图3所示, 在两种布井方式(单垂直井和井距为40 m的垂直井网)下, 每口井井口气产量(qP)和水合物分解气产量(qR)均呈现先急剧上升、后快速下降、再缓慢下降的变化趋势, 相应每口井的累计产气量(QP)和水合物累计分解气产量(QR)的增长速率也逐渐减小; 开采前20天内, 开采井附近区域的压降幅度大, 水合物分解速度快, qR大于qP, 随后分解前缘外扩, 水合物分解的压降减小, qR下降至低于qP; 生产前100天内Qp略小于QR, 随后QP便超过QR, 且随着开采时间的推移, 两者间的差值逐渐增大, 这是由于游离气和孔隙水溶解气在井口产出的占比逐渐增大[5, 9]。两种布井方式下的产水规律也相似, 开采初期的产水速率较高, 很快就急剧降低, 然后保持极缓慢增长, 累计产水量均不断增加。

图3 W17站位水合物藏单垂直井和垂直井网单井平均气/水产量及累计产气/产水量变化曲线图

通过对两种布井方式的对比, 可以看出在开采初期单垂直井和垂直井网的单井平均气产量基本一致; 生产12天后, 井网的qR开始低于单井; 生产36天后, 井网的qP开始低于单井; 5年生产期内, 垂直井网下的单井平均累计产气量(QPQR)、累计产水量(QW)均低于单垂直井的累计产气量和累计产水量, 且对应的差值逐渐增大。这主要是因为井网联合开采时由于井间对称性压降分布和流场干扰的影响, 每口井的产气产水量只能来自于各自的压降区域内, 垂直井网下单井平均控制的开采面积(1 600 m2)远远小于单垂直井控制的开采面积, 单垂直井在生产时周围水合物储层的游离气和水会在压差作用下向其井筒渗流, 因而产出更多的游离气或溶解气; 开采5年, 垂直井网下单井平均QPQR的差值仅为57.5× 104 m3, 约占井口累计产气量的27%, 而单垂直井QPQR的差值则为294× 104 m3, 约占井口累计产气量的50%。随井距增大, 每口井的控制面积增大, 开采后期的单井平均产气/产水速率及累计产气/产水量增大, 但井场总的气产量和水合物采收率降低。

2.2 开采温压场及水合物饱和度分布

图4~9为采用单垂直井、垂直井网, 在不同开采时间下的压力, 温度和水合物饱和度分布图, 其中图5、7、9中黑色虚线框表示y=0.05 m截面水合物层Ⅰ 上界面、下界面及水合物层Ⅱ 下界面与模拟区中轴线划定的区域, a、b、c点依次为对应交点。如图4、5所示, 无论是采用单垂直井还是垂直井网(井距为40 m)进行开采, 水合物藏压力降均由开采井井筒位置沿径向不断向外扩展, 在开采井附近产生了明显的低压区域(小于8.0 MPa), 水合物分解使得沉积层渗透率增大; 开采压降沿径向不断向外传播, 但压降在上部水合物层Ⅰ 的径向传播距离始终大于下部水合物层Ⅱ 和泥层, 这主要是因为水合物层Ⅱ 及泥层具有少量游离气, 同时水合物层Ⅰ 中的水合物分解后产生的水在重力作用下向下渗流, 从而使下部流体渗流阻力增大。如图6、7所示, 由于在开采过程中水合物迅速分解、吸热及井筒附近气体涌入井筒引起的“ 焦汤效应” , 使开采井附近出现了明显的低温区域, 特别是在开采井下部由于初始游离气的存在, 温度降低尤其严重(低至9.8 ℃); 开采至180天时, 由于上下盖层中较高温度流体入侵至水合物已分解区域, 使得井筒附近的温度逐渐回升, 此后低温区域逐渐消失。如图8、9所示, 开采过程中水合物首先在井筒附近和水合物层上下边界处分解; 且由于下部泥层温度较高, 导致下部水合物分解得较多。

图4 W17站位水合物藏压力分布图(单垂直井)

图5 W17站位水合物藏压力分布图(垂直井网)

图6 W17站位水合物藏温度分布图(单垂直井)

图7 W17站位水合物藏温度分布图(垂直井网)

图8 W17站位水合物藏水合物饱和度分布图(单垂直井)

如图5、7、9所示, 采用垂直井网进行开采, 水合物藏的压力场、温度场及流场均受到井间干扰的影响; 开采60天时各井的径向压降区域已在井间产生交汇, 随着开采持续进行, 井间压降的叠加作用使得井间地层压力明显低于单垂直井开采时的地层压力[23]。水合物快速分解、吸热导致井间地层温度明显低于单垂直井开采时的地层温度。井间对称流场的干扰会阻碍气液流动, 在井间中心区域将形成“ 静止区” ; 同时由于上盖层和下部泥层的传热作用, 在温度/压力场中轴线的上、下部温度/压力等值线均呈现低凹、凸起区, 该位置的温度和压力相对较高; 采用垂直井网进行开采, 井间水合物的消融速度始终快于单井, 尤其是开采1年之后差别更加明显; 开采5年, 井间水合物绝大部分已经分解, 特别是水合物层Ⅱ , 而采用单垂直井开采, 水合物藏中仍有大量水合物未分解, 由此也说明单垂直井产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和溶解气。

图9 W17站位水合物藏水合物饱和度分布图(垂直井网)

2.3 不同井距对水合物藏开采的影响

如图10-a所示, 对于不同井距(30 m、40 m、50 m、60 m), 中轴线上a、b、c三点的压力均先急剧下降, 然后缓慢下降, 且随着井距增大, 井间中心区域压降减小; 开采60天时b、c点压力均已降至其初始相平衡压力以下, 而a点初始温度及相应的相平衡压力低, 只有30 m和40 m井距下a点压力降至其初始相平衡压力以下, 50 m和60 m井距下a点压力降至初始相平衡压力以下分别需要约1年和5年; 开采5年时, 30 m井距下a、b、c处压力分别为6.86 MPa、6.41 MPa、7.24 MPa, 而采用60 m井距时各点对应的压力分别为11.02 MPa、10.81 MPa、11.30 MPa。如图10-b所示, 随着开采时间延续, 井间中心区域温度先降后升, b点压力、温度在井距最小时降低得最多, 表明此处水合物分解得最快; 随着井距增大, a点、c点温度降低, 而b点温度在开采早中期随井距增大而升高。如图10-c所示, 水合物分解率随井距增大不断下降; 开采5年, 30 m、40 m井距下的水合物分解率分别达到100%、92%, 而60 m井距下的水合物分解率仅为59%。在开采早中期, 生产气液比也随井距增大而降低, 后期略有上升。对于南海浅埋藏、泥质粉砂型水合物, 钻井成本相对较低, 适于通过多井联合开采来提高井场总的气产量, 但合理井距的确定需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计的生产周期、井场总的气产量和水合物采收率等指标来综合考虑。

图10 不同井距下y=0.05 m截面中轴线上a、b、c点压力、温度和水合物分解率变化曲线图

3 结论

1)低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中, 水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大, 进而使气、水产量增大。

2)在降压开采初始阶段, 开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小, 水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低; 随着开采时间的延续, 气、水渗流阻力增加, 压降传播速率降低, 水合物分解气产量和井口气产量不断降低, 而水产量则缓慢上升。

3)水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制, 井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解, 井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气。

4)采用垂直井网进行水合物开采, 每口井的控制面积减少, 单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井, 但垂直井网开采井总的气产量更大、水合物采收率更高。

5)井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量, 井间压降叠加效应加速了水合物的分解, 井间区域的压力及温度显著低于单井, 但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动, 在井间中心区域将形成“ 静止区” 。

6)需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计的生产周期、井场总的气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。

参考文献
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