双层分支水平井注热海水开采海底天然气水合物经济性评价.pdf

第 37 卷 第 1 期 2015 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China） Abstract Due to the large submarine natural gas hydrate reserves, it is meaningful to exploit these resources in a cost-effective manner. Given that the existing mining s all have inherent flaws respectively, a thermal seawater injection of double- branch horizontal wells is proposed in an attempt to explore the economical, safe and feasible mining s of natural gas hydrate. The is based on the research result about “thermal seawater injection of double-branch horizontal wells” from Kyuro Sasaki, Shinji Ono and others of the Energy School of Kyushu University. It is a new mining that uses a series of advantageous technologies including seawater source heat pump, shallow-branch horizontal well drilling, and natural gas hydrate decomposition using high-temperature brine. This fully utilizes the selective drilling and large effectively controlled area of branch horizontal wells to achieve multi-point communication in the reservoir stratum by injecting thermal seawater into double-branch horizontal wells for “hot water cavities” and per three-dimensional exploration of natural gas hydrate by injecting from the bottom and mining at the top. This mining is not only safe and feasible and environmentally friendly, but also economic beneficial. It is a positive, pragmatic and innovative attempt to achieve commercial exploitation of natural gas hydrates in the future. Key words natural gas hydrate; branch horizontal wells; thermal seawater injection; mining; economic feasibility 作者简介蒋贝贝， 1984 年生。2011 年毕业于西南石油大学石油工程学院， 获硕士学位， 主要从事油气开采、 水平井完井及新能源开发 等方面研究。电话15928430178。E-mailjiangboy1984 天然气水合物是在一定条件下（温度、 压力、 饱 和度） 由水和天然气组成的类冰的、 非化学计量的笼 形结晶化合物。目前所圈定的天然气水合物分布海 域主要有西太平洋的鄂霍次克海、 千岛海沟、 冲绳海 槽、 南海海槽， 东太平洋的中美海槽、 秘鲁海槽， 大西 洋的布莱克海台， 印度洋的阿曼海湾以及墨西哥湾 石油钻采工艺 2015 年 1 月（第 37 卷） 第 1 期88 等， 我国南海和东海海域也有大面积的天然气水合 物分布［1-2］。2013 年 12 月 17 日， 我国海洋地质科 技人员宣布在广东沿海珠江口盆地东部海域首次钻 获高纯度天然气水合物样品， 钻探获得了（1 000 1 500） 108 m3的控制储量， 丰度高达 （2030） 108 m3/km2；而且， 所发现的天然气水合物储层埋藏浅 （海底以下 220 m 以内） 、 厚度大（45 m） 、 类型多（层 状、 块状、 结核状、 脉状等） 、 纯度高（样品纯度 99） ， 相当于特大型常规天然气规模， 非常利于天然气水 合物的规模化商业开采。 1 天然气水合物储层特征 1.1 天然气水合物的成藏条件 天然气水合物要想富集成藏并且稳定存在必须 具备 4 个基本条件［3-4］（1） 原始物质基础， 气和水足 够富集；（2） 足够低的温度， 010 ℃即可；（3） 较高的 压力， 0 ℃、 3 MPa 即可生成；（4） 要有多孔介质层提 供储存天然气水合物的孔隙空间。 1.2 天然气水合物的储层特征 1.2.1 储层岩性 天然气水合物基本上储存在浅海 海底碎屑岩多孔介质中， 岩性以砂岩为主；因埋藏 浅， 所以岩石胶结强度低、 储层较疏松、 体积模量及 剪切模量小。一般通过地震反演（又叫合成声波测 井或波阻抗） 技术得到的不同储层岩石力学特征来 甄别天然气水合物储层［4］。在天然气水合物的实际 勘测中， 人们常常通过地震反演、 钻探分析、 测井解 释等一系列技术手段评价分析天然气水合物的分布 范围及储量规模， 其中岩石力学特征是评判的重要 依据。 1.2.2 储层物性及矿藏分布 主要有孔隙特征、 渗 透特征、 水合物饱和度分布特征以及电性特征等。 通过研究这些特征， 可得到天然气水合物饱和度的 孔隙空间特征和空间分布特征， 进行天然气水合物 的储量评估， 进而为其有效开采措施的制定奠定基 础。目前获取天然气水合物储层特征的方法主要有 地震勘测法、 测井分析法、 热弹性理论法以及地球化 学方法［5］， 通过以上单一或者组合的方法均可估算 出天然气水合物饱和度的孔隙空间特征和空间分布 特征， 完成储量评估；但现有技术条件下， 该评估过 程十分艰难， 不仅周期长花费高而且评价精度低， 还 有需要勘探技术的进步和大型设备 （比如， 超级计算 ） 的介入来实现其三维精细描述与评价［5-6］。 1.2.3 储层相态特征 天然气水合物以固态形式储 存在沉积层中， 储层孔隙空间只有少部分游离气和 液态水的存在， 天然气水合物 - 游离气 - 海水三者出 于一个动态平衡中［7］。任何温度、 压力的改变都会 打破这一平衡， 对储层相态特征的研究就是掌握其 相态平衡的变化规律， 以便制定更加科学、 合理、 考 虑因素更全面的开采措施。 2 天然气水合物开采方法评价与分析 2.1 常见天然气水合物开采方法 有热激法、 降压法、 化学抑制剂法、 CO2置换法、 地面分解法等。热激法和化学抑制剂法在参考文献 ［8］ 中有论述。 降压法是当水合物储层下方赋存大量游离气或 其他流体时， 通过抽吸方式将此游离气体或其他流 体抽出， 降低该区域压力， 打破原有地层相平衡， 进 而迫使天然气水合物分解的方法。降压法不需要连 续激发， 设备简单， 成本较低， 适用于大面积开采， 是 现有开采方法中较为有效有前景的一种开采方法。 但降压法开采只有当天然气水合物成藏环境位于温 压平衡边界附近时才具有商业开采价值， 这样苛刻 的要求在很大程度上限制了其推广应用。 CO2置换法是将CO2注入海底天然气水合物层， 由于 CO2较甲烷更易形成水合物且其水合物稳定 赋存压力比甲烷水合物低， 在温度、 压力满足一定条 件时， CO2便自发置换出甲烷水合物中的甲烷分子 （原 理CH4 nH2OCO2CO2 nH2OCH4） ，以 此 实 现天然气水合物的开采。该置换反应自发进行， 受 扩散控制， 满足热力学和动力学原理， 是一种新兴的 理论可行的开采方式， 真正实现 CO2置换法对天然 气水合物的商业化开采还任重道远［9］。 地面分解法是利用海底采矿技术， 将水合物通 过管道输送至海上平台， 分解、 收集、 储存然后加以 利用。该方法克服了天然气水合物在海底分解时因 吸热导致周围温度降低而无法继续的困难， 也克服 了不能使用传统减压法开采的缺点， 具有经济、 简单 且长期工作的特点。但面对如此庞大开采体系， 如 何合理确定各系统的工作参数、 如何处理沉渣排放 对海洋环境的影响、 如何在海上高投入下获得良好 的经济效益， 都是难题［9］。 鉴于上述不同开采方法的特点， 目前人们更多 采用组合的方法进行天然气水合物的开采；比如， 压降法与化学抑制剂组合法， 热激法与化学抑制剂 组合法， 压降法、 热激发和化学抑制剂三者组合等。 2.2 双水平井注热水开采法 双水平井注热水开采法是在借鉴砂岩油藏超 稠油蒸汽辅助重力泄油开采法基础上， 由日本九州 大学能源学院与日本产业技术总合研究所甲烷水 89蒋贝贝等双层分支水平井注热海水法开采海底天然气水合物经济性评价 合物研究中心的 Kyuro Sasaki、 Shinji Ono 和 Takao Ebinuma 教授等人首次提出。该采气系统主要由海 上平台和双水平井组成， 如图 1。两水平井位于天然 气水合物层内且水平段平行延伸， 垂直距离为 35 m。开采初期， 热水在两水平井中独立循环， 井眼周 围天然气水合物被预热并且逐渐分解， 随时间推移， 两水平井中间夹层被沟通并形成高渗透率多孔介质 通道， 最终得到由两水平井及连通区域组成的“热 水腔” ；向下层水平井中注入热水不断扩大“热水 腔” 作用范围促使更多天然气水合物分解， 在上层水 平井中采出水和天然气的混合物， 如此循环进而达 到天然气水合物开采的目的。 图 1 双水平井注热水开采简图 Kyuro Sasaki 等［11］通过物理模拟实验和数值模 拟分别重现了双水平井注热水开采天然气水合物的 过程， 得到了以下研究成果。 （1）利用压实玻璃球（直径 0.180.25 mm， 平 均孔隙度 38， 渗透率 11.5 D） 模拟多孔介质储层， NaHCO3溶液 （0.02 g/mL） 结冰后模拟天然气水合物， 85 ℃浓度为 1 mol/L 的 HCl 溶液模拟热水， 以连续 或间隔（注 10 min， 停 10 min） 注入方式模拟双水平 井注热水开采。实验结果表明， 在其他参数不变情 况下， 间隔注水模式总体效益要好于连续注水模式。 （2） 在模拟原油热采的“STARS” 数模软件中， 模拟双水平井注热水开采的物理实验过程和矿场开 采过程， 二者吻合吻合较好， 证实了这一开采方法的 可行性［11-12］。此外， 物理实验数模结果还得到， 在用 水量节约 50 的情况下， 间隔注水模式下的累计产 气量约是连续注水模式下的 80。 （3） 矿场数值模拟结果表明 ［12-13］， 在渗透率一致 的情况下， 日产气量和累计产气量都随注水量的增 加而增加， 连续注水模式下累计产气量高于间隔注 水模式下的累计产气量；数值模拟 3 年后， 连续注 水累计产气量约为 600 万 m3， 采收率 33.9（控制 储量 1 769 万 m3） ， 累计产出热量与累计注入热量的 比值为 3.5， 具有一定的经济效益。 从他们的实验和数模结果可看出， 双水平井注 热水开采法具有理论开采可行性和一定的经济效 益， 最为突出的是该开采方法能很好地保证天然气 水合物的安全开采， 而且方法简便， 是天然气水合物 开采方法的创新和进步， 但缓慢的采气速率和年仅 0.87 的采收率却极大地限制了该开采法的商业化 运行。 仔细分析不难发现， 造成采收率低下的主要原 因是水平井有效热控制体积小， 热水腔受热扩张速 率缓慢， 储层中绝大多数天然气水合物得不到有效 加热；另外， 根据文献［12］ 研究成果， 在注热水开 采天然气水合物时， 分解后的天然气在下游采出区 域因为温度、 压力的变化遇水后有复生成水合物现 象发生， 这也在很大程度上影响了其采收率［14］。 2.3 双分支水平井注热海水开采法 这一开采方法通过在天然气水合物储层中钻出 双层分支水平井， 以高温海水做为注入热源， 利用分 支水平井有效控制面积大及海水分解天然气水合物 的优良特性， 在水平井注采分支形成的多个“热水 腔” 中实现天然气水合物的大面积开采。将海水源 热泵技术应用到天然气水合物的开采中， 充分利用 表层海水取之不尽的热量给注入海水加热。 2.3.1 热盐水对天然气水合物的分解特性 早在 1987 年 Kamath 和 Godbole 等人［13］通过大量的实 验研究和理论计算， 得到了注入盐水温度、 盐度、 压 力及注入量等因素影响天然气水合物分解的特性及 定量计算公式， 并绘制了大量成果分析图， 这些研究 成果至今还在被广泛使用。直接将他们的研究成果 应用到分支水平井注热海水立体开采法中， 探索热 海水在这一开采法中的优势。 （1） 相比较注蒸汽开采天然气水合物， 在同等采 气量情况下注盐水造成的热损失更少；15 浓度盐 水 3 年的热利用效率较淡水高出 10， 这对于年上 千万方注入量的分支水平井注热海水立体开采法而 言， 能够节省几百万方的海水加热费用， 优势明显。 （2） 注热盐水开采天然气水合物要求储层孔隙度 不能低于 15， 储层厚度不能低于 7.6 m， 实际天然 气水合物储层物性条件基本满足该要求。 （3） 注入盐水的浓度越大， 天然气水合物开采效 果越好， Kamath 研究结果表明［11］盐度每提高 5， 天然气水合物分解速率将提高 4；结合实际推荐 采用盐度 15 的海水。 （4） 注入盐水温度需要优化， 过高过低都不利于 开采热效率的提高， Kamath 研究表明合理的注入温 石油钻采工艺 2015 年 1 月（第 37 卷） 第 1 期90 度为 121204 ℃， 推荐采用 121 ℃， 保持和双水平井 注热水开采法中的注入温度一致， 以便对比分析。 （5） 注入盐水温度确定前提下， 要获得足够多的 天然气， Kamath 得到的盐水注入量不低于 750 m3/d， 和双水平井注热水法中的有效注入量基本一致。 根据上面的研究成果， 盐度 15 的海水相比较 淡水而言， 在同等温度、 同等注入量的条件下， 热效 率高出 10， 天然气水合物分解速率高出 12。根 据能量守恒原理， 如果将注入淡水改为盐度 15 的海水， 在其他参数不变的情况下采收率将提高 15.39（1233.910） ， 达到 49.29。如果每 对注采分支井视为一双水平井， 通过参数设置， 可将 双水平井注热水开采法中的研究结论直接应用在双 层分支水平井注热海水开采法中。 2.3.2 海水源热泵技术及其节能效益 海水源热泵 技术是利用地球表面浅层水源（海水） 吸收的太阳能 和地热能而形成的低温低位热能资源， 并采用热泵 原理， 通过少量的高位电能输入， 实现低位热能向高 位热能转移的一种技术［15］。该技术最大的优势在 于对资源的清洁高效利用， 虽然以海水为“源体” ， 但却不消耗海水， 也不会造成海水污染；消耗 1 kW 电能， 可获得 34 kW 的热量或冷量， 热效率高；提 温效果好， 最高可将表层海水加热到 65 ℃， 能满足 冬天供暖的需求。如果将该技术应用到注入海水加 热中， 通过计算可以得到节能效果。 已知 1 m3甲烷完全燃烧后可释放 3.9104 kJ 的热量， 按照吸热公式（式 1） 计算， 所释放热量能够 使 1 m3海水升高 9.5 ℃ ；假设按照年 1 000104 m3的海水注入量， 将这些海水从 20 ℃直接加热到 121 ℃， 需用天然气 1.08108 m3；如果采用海水源 热泵 天然气梯度加热技术（即先用热泵将海水 从 20 ℃加热到 65 ℃， 再利用天然气将 65 ℃海水加 热到 121 ℃） ， 假设热泵 1 kW 的电能输入可实现 3 kW 的电能输出， 采用天然气发电（平均 85 转化 率） ， 同样将 1 000104 m3的海水升温 101 ℃只需要 7 890104 m3天然气， 节省了 27 的天然气消耗 Q吸tcm（t–t0） （1） 式中， c 为比热容， 海水比热容为 4 096 J/（kg ℃） ， 淡水比热容为 4 200 J/（kg ℃） ；m 为质量， kg；t0 和 t 分别为物体加热前后的温度， ℃。 2.3.3 双层分支水平井注热海水开采法经济评价 要提高双层分支水平井注热海水开采法的热开采 速率， 就必须提高其 “热水腔” 控制体积的扩张速率， 也就是制定出合理的分支水平井个数和海水日注入 量。这 2 个参数的制定主要受钻完井成本、 注入海 水加热成本、 采出水处理成本以及天然气水合物分 解速率的影响， 下面从成本投入与采出收益进行评 价分析， 确定它们合理的取值范围。 钻井费用以支付钻井船日租金（80 万元 /d） 来 计算， 钻井越深、 总钻进尺数越大需要钻井时间就越 长， 钻井费用也就越多。天然气水合物储层埋藏较 浅（500 m 以内） ， 日平均钻进尺为 180200 m， 钻井 成本为 4 0004 400 元 /m。 完井费用主要受完井方式和材料影响， 对于埋 藏浅、 储层胶结疏松的天然气水合物储层首选绕丝 筛管防砂［14］；绕丝筛管防砂既支撑井壁又可防砂， 能够保证天然气水合物的安全生产， 完井费用为 1 6001 800 元 /m。 海水加热成本以实际消耗天然气用量计算， 利 用公式（1） 可算出加热所需用的天然气量， 乘以天然 气单价即可得到加热成本。 采出污水处理成本主要参考海上平台污水处 理费用， 海上污水处理过程复杂， 包括沉淀、 除油、 过 滤、 杀菌等过程， 处理费用高， 一般在 79 元 /m3；而 天然气水合物开采所采出的污水不含油， 也不用杀 菌处理， 只需沉淀过滤和加盐， 处理工艺简单成本至 少节省一半， 本文取 3.0 元 /m3。 根据以上分析， 可得双层分支水平井注热海水 开采法主要费用构成。 水平井分支越多， 总钻井进尺也越长， 对应的所 有费用也就会增加；但是， 随着分支数的增加，“热水 腔” 相应的控制体积也会越大， 天然气水合物的采收 率也就越高， 采出气体也越多。根据 Kyuro Sasaki 矿 场数模结论及 2.3.1 的研究成果， 以我国珠江口盆地 东部海域发现的天然气水合物储层为例， 进行双层分 支水平井注热海水的商业化模拟开采；开采储层厚 度 45 m， 储层孔隙度 0.38， 有效渗透率 100 mD， 天然 气水合物含矿率平均为 50， 开采面积 1 km2， 控制区 域内天然气静态储量 14 亿 m3；双分支水平井的主 水平井长度 950 m， 分支水平井长度 480 m， 每对注采 分支水平井日注入量 750 m3， 3 年采收率 1.25（根 据 Kyuro Sasaki 模拟结果换算得到 ） ， 主水平井可视为 2 个注采分支水平井， 收益情况见表 1。 在日注入量一定情况下， 注采分支对数越多收 益越大， 3 年净收益与注采分支成线性比例关系， 主 要原因是天然气水合物采收率为定值（1.25） ， 并没 有随分支对数的增加而改变， 但实际情况应该是当 分支对数增加到一定数量后采收率会略有增加， 因 为各个“热水腔” 间的距离变小， 热利用率变高， 天 然气水合物分解速率也会随之增加， 也就是说收益 91蒋贝贝等双层分支水平井注热海水法开采海底天然气水合物经济性评价 会比表 1 的数字高。另外， 海水源热泵技术节能功 效巨大， 特别是当注入海水量绝对值较大时， 该技术 的节能效益就越发明显。 即使在最保守采收率的情况下， 双层分支水平 井注热海水开采法都有经济效益。开采效益对注采 分支个数及日注入量限制较小， 考虑到海上开采平 台实际水处理能力有限， 一般上 510 对注采分支较 为现实；至于海水日注入量的合理取值， 除去经济 因素的影响， 主要以保证足够的天然气水合物分解 速率为准。 3 结论 （1） 提出的“双层分支水平井注热海水开采法” 是在前人研究基础之上的一次大胆尝试， 是天然气 水合物热采法中的一个突破；既发挥了分支水平井 有效热控制体积大的特点， 又充分利用了海水对天 然气水合物抑制的特性， 特别是海水源热泵技术的 引入更是一个创新， 模拟评价中见到了成效。 （2） 从分析研究还认识到， 不管采取何种开采方 法， 都离不开天然气水合物储层特征的准确勘测与 评价；只有准确掌握了天然气水合物饱和度的孔隙 空间特征和空间分布特征， 准确评价出控制区域的 储量丰度， 制定出来的开采措施才能合理， 也才能取 得好的经济效益。 （3） 双层分支水平井注热海水开采法处于研究初 期；需建立相关的实验室， 准确评价分支井个数、 注 入海水盐度对采收率的影响， 进一步研究海水源热 泵技术在开采平台上参数设置， 为方案优化设计奠 定坚实基础。 参考文献 ［1］ MAKOGON Y F,HOLDITCH S A, MAKOGON T F. 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