引言

天然气水合物资源广泛分布于陆地冻土带和海洋，资源潜力巨大，是极为重要的非常规能源^[1-2]。经济有效的开采方法是实现水合物资源商业化利用的关键。目前，水合物藏的开采模式主要有降压法^[3]、注热法^[4]、注化学剂法^[5]、气体置换法^[6]等。现场试验和研究显示^[7-9]，降压法与注热法结合是实现水合物资源开发利用最可能的方法。二者通过破坏水合物的稳定状态，使其分解为气体和水而实现水合物资源的开发利用。但单一的降压开采容易造成二次水合物和冰的形成而堵塞流动通道，仅靠注热开采也存在热损失过大的问题。

蒸汽吞吐和热水吞吐是稠油油藏开采的主要技术，在开采过程中主要包括注热、焖井和开井3个周期性环节^[10-11]。对于水合物藏而言，热流体(蒸汽或热水等)吞吐法能够结合降压法和注热法两种机制，避免两种方法单独作用时的缺点，提高开发效果。与稠油油藏不同，在开采过程中，相对于热水，注入蒸汽的热损失过大，热水吞吐是水合物藏开采的可行方法^[12]。同时，由于水合物的导热性能很差，在吞吐过程中，一般不考虑焖井^[13]。

目前，有关热水吞吐开发水合物藏的研究不多，且已有的研究中(如Li等^[14-15])过短的生产周期(如注入2 d，生产3 d)在现场不具有操作性。本文在结合实际水合物藏参数基础上，使用数值模拟方法，参照石油工业多周期吞吐的生产制度^[10]，分析了热水吞吐开发水合物藏的效果，并对热水吞吐过程中降压和注热的作用进行了探讨，以加强对水合物资源开发规律的认识。

1 研究方法

水合物藏开采动态的预测主要通过数值模拟实现，相关的数值模拟器有CMG-STARS^[16]、HydrateResSim(HRS)^[17]、MH21-HYDRES^[18]、STOMP-HYD^[19]、TOUGH+HYDRATE^[20]等。其中，HydrateResSim(HRS)是专门用于水合物藏开采模拟的开源代码。它考虑了水合物藏开采过程中的相变、传热、多相渗流等机理，能够对水合物藏开采过程中的物质和能量变化进行有效描述。许多学者使用HRS模拟器对水合物藏的开采进行了研究^[21-23]。

内边界条件是井的生产控制条件，主要有定井底流压生产和定流量生产两类。而原始的HRS代码对内边界条件的处理很简单：将井眼所经过的网格处理为独立的源汇，相互之间没有影响，这对于定井底流压生产来说影响不大，但对于定流量生产则有很大影响。此外，HRS只能模拟单一生产条件下水合物藏的开采，不具有复杂生产制度下的模拟能力。

考虑到模拟研究的需要，对HRS代码进行了改进，完善了定流量条件下的控制，将各网格之间的流体流量按其流度(流体的有效渗透率与黏度之比)进行分配，同时加入了定流量和定井底流压两种边界条件的转换控制，从而能够实现热水吞吐开发水合物藏的模拟研究。具体过程为：热水吞吐过程是一个周期性的过程，每个周期包括两个阶段，即热水注入阶段和开井生产阶段。如图 1所示，在热水注入阶段，热量进入储层，热波及范围内的水合物分解为气体和水；在开井生产阶段，储层中的气体和水被采出，在此过程中造成地层压力的下降，又促进了水合物的分解。

当产气速率降低到一定值(即各周期产气速率的下限值)后，开始下一个周期的模拟生产。由于水合物藏的注入性较差，随着生产的进行，储层渗透性逐渐变好。因此，在生产初期先进行一段时间的降压开采，以提高水合物藏的注入能力；同时，热水吞吐生产时，将各周期的热水注入量随周期数按一定比例递增。

模拟研究时，假设水合物是单一的甲烷水合物，体系由水合物相、水相和气相组成，且3相均存在于储层孔隙中。各相的流动遵守达西定律，相对渗透率模型见式(1)，毛管力模型见式(2)。

$ \left \{ \begin{array}{l} {{K}_{\rm rw}}=\min \left[{{\left( \dfrac{{{S}_{\rm w}}-{{S}_{\rm irw}}}{1-{{S}_{\rm irw}}} \right)}^{{{n}_{\rm w}}}}, 1 \right] \\[7pt] {{K}_{\rm rg}}=\min \left[{{\left( \dfrac{{{S}_{\rm g}}-{{S}_{\rm irg}}}{1-{{S}_{\rm irw}}} \right)}^{{{n}_{\rm g}}}}, 1 \right] \\ {{K}_{\rm rh}}=0 \end{array} \right . $

(1)

式中：${K}_{\rm rw}$ 、${K}_{\rm rg}$ 、${K}_{\rm rh}$ —水相、气相、水合物相相对渗透率，$\%$ ；

$S_{\rm w}$ 、$S_{\rm g}$ —水相、气相饱和度，$\%$ ；

$S_{\rm irw}$ 、$S_{\rm irg}$ —束缚水、束缚气饱和度，$\%$ ；

$n_{\rm w}$ 、$n_{\rm g}$ —模型参数，无因次。

$ {{p}_{{\rm c}}}=-{{p}_{{\rm c0}}}{{\left[{{\left( \dfrac{{{S}_{\rm w}}-{{S}_{\rm irw}}}{1-{{S}_{\rm irw}}} \right)}^{-1/\lambda }}-1 \right]}^{1-\lambda }} $

(2)

式中：$p_{\rm c}$ —气水间毛管压力，Pa；

$p_{\rm c0}$ —参考压力，Pa；

$\lambda$ —模型参数，无因次。

2 数值模拟模型 2.1 研究区块

研究区块位于中国南海北部陆坡中段神狐海域，具备良好的水合物成藏地质条件和适宜的温压环境。取芯研究发现^[24-25]：该海域水合物层厚10~25 m，水合物饱和度20%~48%，资源潜力巨大。

2.2 模型建立

基于SH7取芯点的水合物藏参数，建立水平井热水吞吐开采水合物藏的三维数值模型(图 2)。

模型由顶部非渗透层、水合物层和底部非渗透层组成。模型大小为290 m×290 m×82 m，对应的网格大小为%$x$ 、$y$ 、$z$ 方向29×29×17。其中，顶底非渗透层厚度均设为30 m^[25]；水合物层厚度为22 m，在纵向上划分为11个小层，考虑到储层普遍存在的非均质性，各网格的纵向渗透率设为平面渗透率的0.1倍。水平井位于水合物层中部，水平段长200 m。模型中水合物层的基础参数和生产模拟参数分别如表 1和表 2所示。

3 结果讨论 3.1 生产规律 3.1.1 气水动态

截至模拟结束，共进行了4个周期的生产。模型产气速率及累计产气量、分解气速率及累计分解气量的变化曲线分别如图 3和图 4所示。产气速率呈现明显的周期性变化，各周期内产气速率整体呈先增加后降低的趋势；随周期数增加，各周期的生产时间逐渐变长，由第1周期的不足5 d延长到第4周期的超过180 d，表明开发效果逐渐变好。

整个生产期内，分解气速率的变化规律较为复杂，各周期内的分解速率存在一定程度的波动。在热水注入阶段，分解气的速率为负值，意味着有水合物的生成，这主要是由于在热水注入阶段，井底的温压条件有利于气体和水生成水合物。在开井生产阶段，分解气速率随着周期数增加，整体呈上升趋势，平均分解气速率由第1周期的3 800 m³/d上升到7 400 m³/d，增幅达95%，表明水合物分解效果越来越好。这是由于随着生产的进行，热水注入量逐渐增加，且生产阶段导致的地层压力下降明显，促使储层中水合物持续分解。

随生产时间的增加，累计产气量和累计分解气量近似呈线性增长。生产结束时，约有80%的分解气体滞留在储层未被采出(累计分解气量为2.36×10⁶ m³、累计产气量为4.75×10⁵ m³)，采出比例较低，需要采取相关措施提高分解气的采出比例。

图 5为瞬时气水比和累计气水比的变化曲线(瞬时气水比为产气速率与产水速率的比值；累计气水比为累计产气与累计产水的比值)。瞬时气水比的变化与产气速率类似，产水速率较为稳定，气水比的变化主要受产气速率的影响。累计气水比在生产初期快速下降，然后趋于20 m³/t的水平。这主要是由于产水速率较为稳定，开始阶段产气速率较高，累计气水比增长很快，而生产后期产气速率大致平稳，累计气水比变化较小。

3.1.2 水合物饱和度场变化

水合物饱和度的变化能定量反映水合物的分解情况。图 6为各周期末水平井周围的水合物饱和度分布情况(通过水平井的水平和垂直剖面)。随生产时间的增加，水合物以水平井为中心不断分解。从第1周期至第2周期，水合物的分解主要局限在井筒所在网格，而从第3周期开始，分解范围扩展明显，低水合物饱和度区域在水平和垂向上均不断扩大。同时可以看出，模拟结束时，井筒附近(半径约6~10 m)的水合物已经完全分解，且距离井筒越远，水合物的分解程度越低。因此，热水吞吐能够有效促进水合物的分解，但受效范围主要局限在近井区域，远井区域的水合物动用程度很低。

截至生产结束，水合物层平均水合物饱和度降至0.420，水合物的分解程度(已分解的水合物质量与初始水合物质量之比)约为4%。调整生产参数，如增加生产时间、优化生产参数等，能获得更高的水合物分解程度。

3.2 开发效果对比

热水吞吐开发模拟结束后，水合物层平均压力降至12 MPa，累计注入80 ℃的热水约2 000 t。在热水吞吐过程中，降压和注热作用共同促进了水合物的分解，为对比二者的单独作用效果，分别建立了两种开采模型。

在模型1中，仅使用降压法开采水合物藏：保持井底压力为8.3 MPa进行模拟开采，生产400 d。模拟结束时水合物层的平均压力降至12 MPa(同基础模型)。其他参数条件与基础模型相同。

在模型2中，仅使用注热法开采水合物藏：以恒定功率16.4 kW对水平井进行井底加热，生产400 d。其中，加热功率的确定如式(3)所示，模型2中加热储层的能量与基础模型相同。

$ h={{{Q}_{\rm inj}}}/{t} $

(3)

式中：$h$ —加热功率，kW；

$Q_{\rm inj}$ —基础模型中热水加热储层的总能量，kJ；

$t$ —生产时间，s。

生产结束时，不同模型的累计产气量及累计分解气量、水合物分解程度分别如图 7、图 8所示。

截至模拟结束，仅采用降压开采或仅采用注热开采得到的累计产气量、累计分解气量和水合物分解程度均低于热水吞吐开采条件下的值，且二者之和也低于热水吞吐的情况(累计产气：2.57×10⁵+7.94×10⁴ < 4.75×10⁵；累计分解气：2.15×10⁶+1.69×10⁵ < 2.36×10⁶；水合物分解程度：3.67%+0.29% < 4.11%)。这表明，相对于单纯的降压开采或注热开采，热水吞吐具有更好的水合物藏开发效果，可以获得更高的产气量、分解气量和水合物分解程度；同时，能够发挥降压和注热两者的作用，具有一定的协同效应。此外，从生产指标上可以看出，单纯降压开采的效果次之，而单纯注热开采的效果最差。

4 结论

(1) 热水吞吐开采水合物藏时，产气速率呈周期性变化，随周期数增加，周期生产时间逐渐变长，分解气速率呈上升趋势，开发效果逐渐变好。模拟结束时，仅有20%的分解气采出至地表，采出比例较低。因此，热水吞吐开发水合物藏时应采取合适措施提高分解气的采出比例。

(2) 热水吞吐开采水合物藏时，水合物的分解以水平井筒为中心逐渐向外扩展，受效范围主要在井筒附近，近井地带水合物分解程度高，距离井筒越远，水合物分解程度越低。

(3) 热水吞吐兼具降压作用和注热作用，且存在一定的协同效应，其开发效果好于二者单独作用时的情况，能够获得更高的产气量、分解气量和水合物分解程度。