SAGD技術(shù)應(yīng)用于陸域凍土天然氣水合物開采中的理論研究

王志剛， 張永勤， 梁 健， 王漢寶， 吳紀(jì)修， 李 寬， 李鑫淼， 尹 浩， 李小洋

(中國地質(zhì)科學(xué)院勘探技術(shù)研究所，河北 廊坊 065000)

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SAGD技術(shù)應(yīng)用于陸域凍土天然氣水合物
開采中的理論研究

王志剛， 張永勤， 梁 健， 王漢寶， 吳紀(jì)修， 李 寬， 李鑫淼， 尹 浩， 李小洋

(中國地質(zhì)科學(xué)院勘探技術(shù)研究所，河北 廊坊 065000)

天然氣水合物被譽(yù)為最有研究價(jià)值和開采價(jià)值的清潔能源，已經(jīng)成為當(dāng)今世界能源研究的熱點(diǎn)。但到目前為止還未形成成熟穩(wěn)定的天然氣水合物開采技術(shù)體系，仍處于研究和試采階段。陸域凍土天然氣水合物開采與海域天然氣水合物開采相比相對比較容易，在鉆進(jìn)過程中能夠形成較穩(wěn)定的孔壁。天然氣水合物開采的主要方法有熱激法、降壓法、置換法和化學(xué)抑制劑法。SAGD(Steam Assisted Gravity Drainage)技術(shù)也叫蒸汽輔助重力驅(qū)油技術(shù)，在重油、油砂開采中得到了迅速發(fā)展，取得了非常有效的成果，被認(rèn)為是目前重油開采最有效的方法。對SAGD技術(shù)應(yīng)用到陸域凍土天然氣水合物開采中進(jìn)行理論分析研究，經(jīng)過分析發(fā)現(xiàn)將SAGD技術(shù)應(yīng)用到天然氣水合物開采中是可行的，但確定兩口水平井之間的距離是關(guān)鍵，且在應(yīng)用時要將上部井變?yōu)樯a(chǎn)井，下部井變?yōu)樽⑵?/p>

SAGD技術(shù)；天然氣水合物；陸域；凍土區(qū)；試采(井)

0 引言

天然氣水合物是在一定的低溫高壓環(huán)境下，由水分子和甲烷氣體形成的一種籠狀晶體化合物，其特點(diǎn)是儲量大、分布廣、能量高，一經(jīng)發(fā)現(xiàn)就受到了世界各個國家的重視。據(jù)估計(jì)，天然氣水合物資源當(dāng)量約為石油、煤炭及天然氣等常規(guī)能源的2倍，被視為是21世紀(jì)最有研究價(jià)值和開采價(jià)值的清潔能源。因此，對勘探、開發(fā)水合物技術(shù)方法的研究已經(jīng)成為當(dāng)今世界的研究熱點(diǎn)。我國是石油消費(fèi)大國，特別是在改革開放以后，我國已經(jīng)由石油出口國轉(zhuǎn)變?yōu)槭瓦M(jìn)口國，對外依存度達(dá)到了60%。經(jīng)濟(jì)的發(fā)展離不開能源的支持，能源對外依存度越大對我國安全和經(jīng)濟(jì)造成的威脅就越大，因此，尋找新的清潔替代能源已經(jīng)迫在眉睫。天然氣水合物的發(fā)現(xiàn)對于我國經(jīng)濟(jì)和國家安全具有十分重要的意義，為我國新能源替代舊能源提供了有力的支持。

雖然天然氣水合物的勘探開發(fā)具有廣泛的發(fā)展前景，但到目前為止，世界各國都沒有成熟的天然氣水合物開采技術(shù)，只有俄羅斯、加拿大、美國、日本進(jìn)行了試采，因此，天然氣水合物開采所引發(fā)的地質(zhì)及環(huán)境問題，特別是海洋天然氣水合物開采產(chǎn)生的影響，還沒有完全弄明白，需要進(jìn)一步的研究和試驗(yàn)。就勘探開發(fā)來看，陸域凍土天然氣水合物儲層相對穩(wěn)定，開采難度與海洋水合物開采相比相對比較容易，但就目前的研究情況來看，還沒有一種完全適用于陸域水合物開采的開采技術(shù)。本文主要探討SAGD技術(shù)可否在陸域凍土天然氣水合物開采中應(yīng)用。

1 陸域凍土區(qū)天然氣水合物基本特征

1.1 成因及產(chǎn)出層位特征

天然氣水合物中的氣體為有機(jī)成因，除了部分來源于微生物分解發(fā)酵外，還來源于原油裂解氣、原油伴生氣、少量的凝析油伴生氣、煤層氣以及干酪根裂解氣。有了充足的氣源保證，在一定的溫度和壓力條件下極有可能形成天然氣水合物。青海省木里地區(qū)有多個小型含煤盆地，為水合物的形成提供了豐富的氣源。青海省木里地區(qū)水合物實(shí)物取出位置為凍土帶以下的煤系中。

1.2 賦存特征

凍土區(qū)天然氣水合物賦存于固結(jié)的沉積巖中，存在方式主要有孔隙填充物、結(jié)核裂隙填充物、膠結(jié)物、顆粒包殼等，其中以孔隙填充物、結(jié)核或裂隙填充物最為普遍。水合物呈薄片狀、片狀、團(tuán)塊狀，分布受控于地質(zhì)構(gòu)造和地層溫壓條件，測井時呈現(xiàn)高電阻率特征。例如青海省木里地區(qū)水合物層分布于細(xì)粉砂巖夾層內(nèi)，賦存狀態(tài)為孔隙或裂隙中分布，裂隙寬一般為0.5～1 mm，最寬可達(dá)3 mm。

1.3 物理化學(xué)特征

從青海省木里地區(qū)取出的天然氣水合物實(shí)物樣品呈白色冰狀，混有泥漿時呈煙灰色，用火可直接點(diǎn)燃，生成二氧化碳和水。密度為0.8～0.95 g/cm3。主要成分以甲烷為主，并含有一定量的乙烷和丙烷。

2 天然氣水合物的開采方式

天然氣水合物在地下的存在形式是固態(tài)，在開采的過程中會發(fā)生相態(tài)的變化，分解成天然氣和水，基于這個原理，目前研究的天然氣水合物開采方式都是以改變水合物的相平衡狀態(tài)來實(shí)現(xiàn)的。

2.1 熱激法

熱激法是在保持水合物層壓力基本不變的條件下，通過提高水合物儲層的溫度來改變相平衡，破壞氫鍵，使水合物發(fā)生分解。主要的加熱方式有高溫?zé)崴蛘啕}水、電磁加熱、微波加熱等。采用熱激法開采天然氣水合物有明顯的優(yōu)勢，不僅提高了開采效率，還可以將注入流體進(jìn)行重復(fù)循環(huán)使用，對環(huán)境影響小，適用于任何類型的天然氣水合物開采。但是也存在一定的缺陷，例如熱損失大，能量利用效率低等。

2.2 降壓法

降壓法開采是最經(jīng)濟(jì)直接的方式，通過改變水合物儲層的壓力來控制水合物的分解。主要的降壓方法有2種：(1)采取低密度鉆井液鉆井；(2)通過泵將水合物層下方的游離氣或者水抽出來以降低壓力。降壓法不僅成本低、操作簡單，而且不需要連續(xù)激發(fā)，適合大規(guī)模開發(fā)。但是單純采用降壓法開采也有其缺點(diǎn)，速度慢、效率低，容易二次形成水合物。

2.3 置換法

目前研究最熱的是向水合物儲層注入二氧化碳?xì)怏w置換水合物中的甲烷。采用二氧化碳置換甲烷不僅可以達(dá)到開采水合物的目的，還可以將二氧化碳封存在地下，減少二氧化碳的排放，緩解溫室效應(yīng)。二氧化碳置換甲烷的機(jī)理是在一定壓力范圍內(nèi)，水合物會發(fā)生分解，形成甲烷和水，而二氧化碳則易與水結(jié)合形成固態(tài)物質(zhì)并保持穩(wěn)定。二氧化碳與水的親和力在相同條件下要優(yōu)于甲烷。同時置換過程也是放熱的過程，釋放出的熱量可以促進(jìn)天然氣水合物的分解。雖然二氧化碳置換甲烷具有雙重優(yōu)勢，但是在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)時發(fā)現(xiàn)置換過程非常緩慢，且受到儲層滲透率的限制，注入的流體可能會避開儲層直接進(jìn)入井口，同時在收集和運(yùn)輸上也存在著安全問題。

2.4 化學(xué)抑制劑法

化學(xué)抑制劑法是將鹽水類、甲醇類、乙醇類藥劑注入到水合物層，打破天然氣水合物原有的相平衡狀態(tài)，改變儲層孔隙壓力和溫度，分解水合物。在初期開采時只需要注入較少的量即可，但是水合物分解速度緩慢；制備化學(xué)抑制劑需要高昂的費(fèi)用，還會污染環(huán)境，發(fā)展?jié)摿Σ淮蟆?/p>

2.5 其他方法

固體開采法又稱水力提升法，是將水合物在儲集層以固態(tài)形式進(jìn)行挖掘采集，并進(jìn)行輸送，而不是在原地進(jìn)行分解。這種方法主要針對的是海底水合物的開采，結(jié)合了海底采礦技術(shù)而提出的一種水合物開采方法，但是并不適合陸域水合物的開采。

3 SAGD技術(shù)在天然氣水合物試采中應(yīng)用理論探討

3.1 SAGD技術(shù)介紹

SAGD(Steam Assisted Gravity Drainage)技術(shù)最早的提出者是Butler和Stephens，他們采用計(jì)算和實(shí)驗(yàn)的方法證實(shí)了采用該技術(shù)進(jìn)行稠油開采可獲得很好的采收率。我國最早采用SAGD技術(shù)進(jìn)行稠油開采的油田是遼河油田，隨后許多學(xué)者對該技術(shù)進(jìn)行了深入詳細(xì)的研究。

SAGD技術(shù)，也就是蒸汽輔助重力泄油技術(shù)。主要用來開采粘度非常高或者瀝青含量非常高的稠油油藏，被認(rèn)為是目前重油開采最有效的方法。一般定義為：在水平井上方的一口或多口直井或水平井內(nèi)注入蒸汽加熱稠油，使稠油在重力作用下流入到下方的水平井中進(jìn)行開采的技術(shù)。SAGD技術(shù)開采基本原理如圖1所示。

圖1 SAGD技術(shù)開采基本原理

SAGD技術(shù)的采油機(jī)理是以蒸汽作為熱源，通過熱傳導(dǎo)和熱對流相結(jié)合，實(shí)現(xiàn)蒸汽和油水之間的對流，再依靠原油和凝析液的重力進(jìn)行采油。其生產(chǎn)過程包括3個階段，分別是預(yù)熱、降壓生產(chǎn)和SAGD生產(chǎn)。開始時上部井與下部井同時注入蒸汽進(jìn)行吞吐生產(chǎn)，各自形成獨(dú)立的蒸汽腔(預(yù)熱階段)；隨著蒸汽吞吐生產(chǎn)的進(jìn)行，上部井與下部井的蒸汽腔不斷擴(kuò)大，最后實(shí)現(xiàn)連通(降壓生產(chǎn)階段)；轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)階段，這時上部井轉(zhuǎn)為注汽井，持續(xù)向油藏內(nèi)注入蒸汽，蒸汽向上、向下四周流動，最終形成一個連通且完整的蒸汽腔，注入的蒸汽會在蒸汽腔內(nèi)冷凝并釋放熱量，加熱稠油，稠油和冷凝水在重力作用下向油藏內(nèi)部推進(jìn)，這樣不僅保持了油藏的壓力和驅(qū)動力，同時還提高了蒸汽的波及范圍，因此，SAGD技術(shù)要比單純的蒸汽吞吐獲得的采收率高。目前已經(jīng)在稠油開采中得到了廣泛的應(yīng)用。

3.2 SAGD技術(shù)主要布井方式

實(shí)現(xiàn)SAGD技術(shù)的布井方式主要有以下幾種。

(1)雙水平井SAGD模式(見圖2)，由上下2口平行的水平井組成，在進(jìn)行地質(zhì)建模以后，根據(jù)油藏特征選擇合適的井間距布井，進(jìn)入SAGD生產(chǎn)后，上部水平井為注蒸汽井，下部水平井為生產(chǎn)井。

圖2 雙水平井布井方式

(2)若干直井和水平井的組合(見圖3)，這種SAGD布井組合針對的主要是已經(jīng)布置直井進(jìn)行開發(fā)的稠油油藏，為了更好地利用現(xiàn)有直井，可在直井下方鉆一口水平井轉(zhuǎn)變成SAGD技術(shù)進(jìn)行開采，這樣不僅節(jié)約了鉆井成本，還提高了油藏的采收率，更好地提高了經(jīng)濟(jì)效益。

圖3 直井和水平井組合布井方式

(3)雙水平井與直井連通布井方式(見圖4)。這種布井方式屬于新型SAGD技術(shù)，3口井當(dāng)中一口井為注蒸汽井，一口井為泄油井，另一口井為生產(chǎn)井。這種布井方式主要是為了解決抽油泵沉沒度不夠；瀝青及井眼軌跡使泵偏磨嚴(yán)重等問題。

圖4 雙水平井+連通直井布井方式

(4)雙水平井與直井不連通布井方式(見圖5)。首先布置常規(guī)的雙水平井，然后在其一側(cè)布置一口直井作為蒸汽吞吐井。雙水平井先進(jìn)行開采，待蒸汽腔到達(dá)的儲層頂部以后，向偏置直井注入蒸汽，且注入速率和壓力要明顯高于雙水平井，但低于地層破裂壓力，待偏置直井的蒸汽腔與雙水平井的蒸汽腔連通以后，直井作為生產(chǎn)井進(jìn)行原油生產(chǎn)。此種布井方式類似于上述雙水平井與直井連通布井方式，但是該布井方式則可以減少鉆井成本。

(5)汽液同向布井方式(見圖6)。這樣布井方式主要是為了控制汽竄和產(chǎn)出液溫度，還允許低溫泵舉升系統(tǒng)。

圖6 汽液同向布井方式

前2種布井方式是SAGD技術(shù)中最常見的布井方式，已經(jīng)在國內(nèi)外各大油田得到了廣泛的應(yīng)用。后3種為不常見的SAGD布井方式。

3.3 SGAD技術(shù)在天然氣水合物試采中的應(yīng)用分析

SAGD技術(shù)已經(jīng)在石油開采中得到了廣泛的應(yīng)用。與其他布井開采方式相比，SAGD技術(shù)具有非常明顯的優(yōu)勢，能夠有效提高石油的采收率，是目前稠油開采選擇最多的一種開采模式。在天然氣水合物相平衡影響因素中，溫度是最重要的影響因素之一。同時陸域凍土天然氣水合物儲層地層相對穩(wěn)定，在鉆井過程中能夠形成穩(wěn)定的孔壁，且已經(jīng)進(jìn)行過蒸汽吞吐試采試驗(yàn)，而SAGD技術(shù)的基本原理是首先注入蒸汽進(jìn)行蒸汽吞吐，然后上下2口水平井形成連通的蒸汽腔，上部井為注汽井，下部井為開采井，實(shí)際上利用的基本原理還是蒸汽加熱開采，因此，在陸域凍土天然氣水合物開采中可以嘗試采用SAGD雙水平技術(shù)進(jìn)行開采。加熱方式采用經(jīng)濟(jì)效益好、對套管腐蝕性低的蒸汽注入方式。不過采用SAGD雙水平井進(jìn)行天然氣水合物開采時，要將上部井變?yōu)樯a(chǎn)井，下部井轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑵＿@是因?yàn)樘烊粴馑衔锓纸夂笞優(yōu)樗图淄?，甲烷密度低會向上運(yùn)移，所以應(yīng)把上部井調(diào)整為生產(chǎn)井。SAGD技術(shù)應(yīng)用到陸域凍土天然氣水合物開采中的原理如圖7所示。

圖7 SAGD技術(shù)在天然氣水合物開采中的應(yīng)用原理

采用雙水平井SAGD技術(shù)進(jìn)行天然氣水合物開采的主要優(yōu)點(diǎn)有如下幾個。

(1)SAGD技術(shù)布井是一口井在儲層的底部，另一口井在其上部位置，隨著蒸汽的注入，上下2口井之間以及以上一部分地方都會形成蒸汽腔，蒸汽腔提高了儲層的導(dǎo)流能力和開采面積，可以有效地分解所控范圍內(nèi)的天然氣水合物，提高采收率，擴(kuò)大經(jīng)濟(jì)效益。

(2)一口為生產(chǎn)井，一口為注汽井，減少了井間干擾。

(3)在注入蒸汽時采用雙管注蒸汽，一根隔熱管插入水平井底部注蒸汽，另一根隔熱管在水平井前部注蒸汽，可以提高蒸汽輻射范圍，減少熱量損失，加快水合物的分解。

SAGD工藝技術(shù)已經(jīng)成熟，將其應(yīng)用到陸域凍土天然氣水合物開采中理論上是可行的。但是天然氣水合物開采與重油開采存在著許多差異(如：天然氣水合物吸熱分解，體積膨脹等)，因此，不能完全按照重油開采的模式來開采天然氣水合物，特別是在上下2口水平井井間距的確定上區(qū)別最大，如果按照重油開采的井間距確定方式來確定水合物開采的井間距，則極有可能造成上下2口水平井形不成連通的蒸汽腔，達(dá)不到采用SAGD技術(shù)開采天然氣水合物的目的，降低經(jīng)濟(jì)效益。

3.4 注采水平井間距計(jì)算

采用SAGD技術(shù)開采天然氣水合物時井間距的確定很關(guān)鍵，注采井間距離太小時，汽液面很難控制，蒸汽容易直接產(chǎn)出。但是注采井間距太大時，又很難形成連通的蒸汽腔，因此，注采井間距的確定對于SAGD技術(shù)在天然氣水合物開采中的應(yīng)用具有十分重要的意義。下面就對2口雙水平井之間的井間距的確定進(jìn)行探討。

首先假設(shè)：

(1)地層為各向同性均質(zhì)地層；

(2)水蒸汽在地層中傳熱忽略沿井身方向的縱向傳熱。

輸送到天然氣水合物層的熱量，一部分被水合物礦層吸收，一部分用于天然氣水合物的分解，因此，在極坐標(biāo)系下單位時間內(nèi)天然氣水合物層吸收的總熱量為：

(1)

初始條件：ε=0時，T=TD+mH

式中：Q1——水合物層吸收熱量，kJ；Q2——水合物分解時吸收的熱量，kJ；T——地層內(nèi)某處溫度，℃；TD——地表溫度，℃；λ——地層導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；ρ——地層密度，kg/m3；c——地層介質(zhì)的比熱；r——蒸汽線半徑，m；H——垂深，m；m——地溫梯度，℃/m；rt——某時刻蒸汽線半徑，m。

利用公式(1)和邊界條件可以求出水蒸汽線的控制半徑r。

天然氣水合物在地層中的賦存狀態(tài)為固態(tài)，受熱分解后會體積膨脹，這將對井壁穩(wěn)定產(chǎn)生很大的影響，所以前期應(yīng)進(jìn)行蒸汽吞吐作業(yè)，進(jìn)行地層預(yù)熱并穩(wěn)定井壁。在地層各向同性均質(zhì)條件下，地層主應(yīng)力變化與孔隙壓力變化關(guān)系為：

(2)

式中：ΔσH——最大主應(yīng)力變化量，MPa；Δσh——最小主應(yīng)力變化量，MPa；Δp——孔隙壓力變化量，MPa；μ——巖石的泊松比；α——有效應(yīng)力系數(shù)。

結(jié)合氣體的狀態(tài)方程可得：

(3)

式中：C——天然氣水合物分解后體積擴(kuò)大倍數(shù)；P——原始地層孔隙壓力，MPa；rp——蒸汽吞吐半徑，m；Δrp——蒸汽吞吐半徑增量，m。

對公式(3)在Δrp→0時求取極限可以得到蒸汽吞吐半徑。在確定SAGD雙水平井間距時首先要保證井壁穩(wěn)定，所以井間距要大于蒸汽吞吐半徑，但是井間距不應(yīng)超過蒸汽線控制半徑，否則很難形成連通的蒸汽腔，即：

rp

(4)

4 結(jié)語

SAGD技術(shù)已經(jīng)在石油開采中得到了廣泛的應(yīng)用，技術(shù)體系成熟，取得的效果顯著。將其應(yīng)用到陸域凍土天然氣水合物開采中理論上是可行的，可以有效地分解所控范圍內(nèi)的天然氣水合物，提高采收率，擴(kuò)大經(jīng)濟(jì)效益。盡管SAGD技術(shù)應(yīng)用到陸域凍土天然氣水合物開采中理論上是可行的，但是目前還沒有進(jìn)行現(xiàn)場驗(yàn)證。且本文只對SAGD技術(shù)應(yīng)用到水合物開采時的井間距進(jìn)行了計(jì)算，沒有對注入蒸汽干度、注采比、排液速度、注入壓力等影響因素進(jìn)行計(jì)算。因此，雖然采用該技術(shù)進(jìn)行水合物開采具有十分明顯的優(yōu)勢，但還應(yīng)加強(qiáng)室內(nèi)和室外試驗(yàn)研究，進(jìn)行進(jìn)一步的驗(yàn)證。

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Theoretical Study on the Application of SAGD Technology in Exploitation of Natural Gas Hydrate in Land Permafrost Region

WANG Zhi-gang, ZHANG Yong-qin, LIANG Jian, WANG Han-bao, WU Ji-xiu, LI Kuan, LI Xin-miao, YIN Hao, LI Xiao-yang

(The Institute of Exploration Techniques, CAGS, Langfang Hebei 065000, China)

Natural gas hydrate is regarded as clean energy with research and production value, which has become a hot research topic in the world. But so far, it is still in the research and production stage, no mature and stable gas hydrate production technology system has formed. The exploitation of natural gas hydrate in land permafrost region is relatively easy in contrast with the exploitation of natural gas hydrate in sea area, and the stable hole wall can form during the drilling process. The main natural gas hydrate exploitation methods are thermal stimulation method, depressurization method, displacement method and chemical inhibitor method. SAGD technology is also known as steam assisted gravity drainage, it has been rapidly developed in heavy oil and oil sands mining with very effective results, and is considered to be the most effective way of heavy oil exploitation. In this paper, the application of SAGD technology in natural gas hydrate exploitation in land permafrost region is analyzed, it is found that SAGD technology is feasible in the application of natural gas hydrate mining; however, it is very important to determine the distance between the 2 horizontal wells, and in the application, the upper well should be changed into a production well, while the lower one into the steam injection well.

SAGD technology; natural gas hydrate; land area; permafrost region; producing test (well)

2017-02-16

中國地質(zhì)調(diào)查局地質(zhì)調(diào)查項(xiàng)目“陸域凍土區(qū)天然氣水合物鉆采技術(shù)方法集成”(編號：DD20160225)；地質(zhì)調(diào)查子項(xiàng)目“《鉆探工程孔內(nèi)事故處理技術(shù)規(guī)程》制定”(編號：121201108000150012-09)。

王志剛，男，漢族，1987年生，碩士，油氣井工程專業(yè)，從事石油及天然氣水合物鉆井工藝技術(shù)研究工作，河北省廊坊市金光道77號，1036821833@qq.com。

TE21

A

1672-7428(2017)05-0014-05