文摘

天然气水合物是一个最好的可选择的潜在资源解决世界的能源需求。加拿大在Mallik站点上可用的地质资料表明水合物储层岩石物性性质的垂直异构性问题。根据测井资料和样品分析结果Mallik 2 l-38,地质的2 d模型描述hydrate-bearing沉积物调查多相流动行为成立水合物储层气体引起的复苏和射孔段对天然气生产性能的影响。首先,垂直异构结构的构造模型渗透率、孔隙度、和水合物饱和度被匹配的测量数据验证Mallik 2007测试。过度中残留的甲烷水合物储层在模拟结果表明气体生产效率不足。为更有效的复苏甲烷水合物储层,射孔段长期天然气生产性能的影响研究基于储层模型进行验证。仿真结果表明,射孔段的位置和长度都显著影响水合物分离行为,而天然气生产性能主要影响射孔段的长度。具体而言,一个优秀的气体释放性能被发现在穿孔间隔设置的情况下水合物储层之间的接口和一个潜在的水饱和区。通过增加射孔段长度5米,8米和10米,水合物分解的气体释放量和天然气生产井的产量增加了34%,52%,57%,37%,58%,和62%,分别。

1。介绍

天然气水合物(已)是一个晶体,在气体分子被限制在一个水分子结构适合低温和高压的情况下1]。大量的与高密度主要发生在冻土地区已和深海洋沉积物(2,3]。作为最好的一个潜在的可替代资源来解决世界的能源需求,已吸引了相当多的关注。在过去的几十年里,大量的研究都集中在从甲烷水合物开采天然气(4]。然而,事实证明,经济从水合物储层能量回收是极大的挑战5,6]。

天然气开发从甲烷水合物分离固体水合物的过程变成一个流体阶段(例如,气体和水),涉及到一个复杂的多相流动,一个吸热反应7),和储层变形(8]。目前,原位分离天然气水合物是一种有效的方法的复苏hydrate-bearing沉积物(哈佛商学院)。流行的技术包括减压(9,10)、热刺激(11],抑制剂注入[12)、天然气替代(如有限公司₂和N₂)[13,他们的组合14]。综合考虑经济因素,能量回收效率,实现可行性和环境影响推断这减压是公认的最好的利用天然气水合物资源的潜在方法。因此,depressurization-induced天然气生产最近被广泛调查(15- - - - - -21]。成功的应用在实地测试Mallik网站(22],南开槽东部[23,24),和南中国海25]表示减压的可行性和有效性在陆地永久冻土和海洋水合物。然而,上述领域的天然气生产期限和利率测试低于商业生产水平。因此,生产方法和井筒建设需要进一步加强。

数值模拟被认为是一个既经济又有效的方式来调查的长期生产性能水合物储层和优化生产方案。Moridis et al。26- - - - - -28)调查了天然气生产性能从类1、2班,和类3氢沉积物不同,各向异性,通过降压界限。他们认为传统技术可以有效地诱导水合物的分解,他们不断获得天然气产量率高。此外,他们推断,长期生产需要实现任何HBS的全部潜力。国内外关于天然气水合物为不同网站,数值模拟被用来评价水合物储层的生产潜力,进行敏感性分析。根据地质资料在东部南开槽,Konno et al。29日)、元等。30.),和太阳等。31日]研究长期生产性能通过减压hydrate-bearing沉积物。他们所有的结果显示模拟水过度生产。对于典型的陆地永久冻土水合物储层,Uddin et al。32,33]预测长期天然气和水生产潜力基于地质资料和操作参数Mallik 2008测试。此外,他们评估了储层的非均质效果和相对重要性,导热系数,盐度和渗透率。仿真结果表明,长期的天然气生产Mallik存款似乎可行。此外,数值模拟也被用于调查的影响不同的水合物分解方法对天然气生产性能和刺激方法。苏et al。34),杨et al。35),金等。36王,et al。37,38)进行数值计算从多个氢沉积物甲烷生产性能的热刺激和减压。结果表明,可以明显改善气体恢复结合减压和热刺激。此外,水力压裂和减压方法的组合应用由Sun et al。39,40和冯et al。17提高天然气产量。他们表明,水力压裂可以显著提高depressurization-induced早期生产阶段的生产潜力,特别是水库淤泥的水合物。一般来说,重要的储层地质参数的重要性(如渗透率、孔隙度和初始水合物饱和度)对天然气生产性能可以从上面的研究结果表明。在之前的调查中,天然气生产性能的敏感性分析主要是集中在这些内在的储层特征(如渗透率、孔隙度、盐度)或生产方法(例如,减压和热刺激)。然而,相对较少的研究反映了生产井的射孔段的影响,已被证明对天然气生产性能有显著的影响从水合物储层降压引起通过实验室测试。

钻探结果表明,几乎所有的实际氢沉积物明显复杂和异构通过分析测井数据。显然,天然气水合物分解的行为、天然气生产、水生产、和空间分布的压力、温度、和相位饱和度密切相关的地球物理属性水合物储层。然而,在以往的数值模拟研究中,水合物储层已被描述为一个齐次模型用一个层,导致不精确的天然气产量潜力的评价。最近,元et al。41]建议齐次水合物储层模型与统一的内在渗透率值和气体水合物饱和度可能低估了生产力相比,使用分层异构描述储层。埃尔伯特山网站的调查还显示,早些时候水合物沉积物的异质性对天然气产量有显著的影响随着时间的推移,(42]。因此,精确描述水合物的储层是保证的基础建立数值模型的可靠性,这是至关重要的评价天然气水合物储层的生产性能。

本文基于详细的钻孔地球物理测井资料Mallik网站的麦肯齐三角洲,加拿大的西北地区,一个更实际的油藏模型,认为分层异构结构的渗透率、孔隙度、和水合物饱和度,建立调查长期水合物生产性能。验证了模型的可用性匹配实际的测试数据来衡量,包括天然气和水的生产速度。在此基础上,本工作的主要目标是调查的影响生产井的射孔段对水合物生产性能通过验证地质描述性hydrate-bearing沉积物。此外,多相流动行为的变化和演进的储层孔隙压力,温度,并详细分析了相位饱和度。希望的结果,这项工作可能为未来的商业生产和提供一些有价值的参考利用水合物储层具有类似条件。

2。生产测试Mallik网站的概述

2.1。地质背景

的Mallik生产测试站点位于麦肯齐三角洲的北部边缘,西北地区(43]。天然气水合物矿床主要集中在渐新世第三纪沉积物的Kugmallit序列和渐新世到中新世Mackenzie湾序列,由超过600 m的冻土上限(44]。储层由10多个离散的水合物层,可以大致分为三个主要水合物区。水合物饱和度高,在某些情况下超过80%,陆地方便工程使Mallik水合物领域的一个世界上最好的潜在的天然气水合物资源丰富的领域(45]。

2.2。分布和实地测试

Mallik网站,两个生产井(2 L-38 5 L-38)和三个监测井(3 L-38 L-38, 4 L-38)是钻天然气水合物储层的分布进行调查和收集甲烷水合物核心样本30年期间从1972年到2002年。Mallik站点的位置和分布的这些钻井是描绘在图1(一)。为了评价天然气生产潜力和研究环境响应,共有四个试验测试Mallik水合物领域实现了从2002年到2008年(46,47]。

2002年,第一个124小时热刺激试验测试和第二depressurization-induced天然气生产测试进行了5 l-38好,生产的间隔设置的层从907米到920米(区C)和974米至1106.5米(区B区)低于陆地表面(图1 (b)),分别48]。根据再入和Mallik 2 l-38重新完成,两个试验的测试进行了12米穿孔间隔(1093米~ 1105米,区)2008年4月,2007年3月,分别。在2007年测试,总气体和水产量约830米³和20米³27-hour期间。天然气生产测试持续了大约2008年144个小时,和生产的天然气和水在测试期间约有2000 ~ 3000 m³/ d和10 ~ 20米³/ d,分别49]。考虑到储层结构的2008个测试受损砂生产在2007年的测试和受损的情况很难准确地描述,2007年生产试验的实测数据选择历史匹配在这项研究。

2.3。储层岩石物性属性

正如上面提到的,2007年较低的测试进行了水合物储层命名为“区”(1060 ~ 1112)。等储层绝对渗透率、孔隙度、和水合物饱和度是源自于开放的测井资料和岩心样品的分析结果Mallik 2 l-38 [51,52]。如图2带一件礼物的储层岩石物性性能明显分层井筒附近的异质性。水合物储层由两个主要部分,上部薄交替的泥沙层和较低的sand-dominant层。

绝对渗透率(图2(一)估计从K-lambda ECS测井资料的模型和校准领域的核心数据。和下部的渗透率值较大,范围从100 mD - 1000。疏(图2(b))主要从0.30到0.60从测井解释和核心样品分析数据。水合物饱和度(图2(c))估计从电阻率测井奇的关系53]。降低储层的饱和区是相对较高的,从0.6到0.85不等。此外,水合物储层是回silt-dominant底部层和厚厚的水饱和砂层。

3所示。仿真设置

3.1。储层概念模型

3.1.1。水库的建设模型

的基础上的测井曲线信息和核心数据Mallik 2 l-38, RZ2D概念使用圆柱对称性建立了储层模型为以后历史拟仿真如图3描述了。这个模型的顶层是在地表以下1040米的深度。整个模型的总厚度是92米,它是由三层包括水合物储层(52米),上覆silt-dominant区(20米),一个潜在的sand-dominant区(20米)。r模型的大小是1000,以避免边界效应。根据2007年的现场操作数据,设置垂直生产井筒作为pseudoporous介质半径为0.1米。生产间隔长度为12米位于下部(53米~ 65米深度)水合物储层的渗透率和水合物饱和度条件好。

考虑到水合物分解的影响主要发生在一个有限的区域在短期内生产井附近,因此井筒周围的离散化是一个加密的模拟精度,网格间距沿径向有几何增长。垂直方向的离散化是由岩石物性的变化属性,每个细层的厚度是0.5米。因此,模型域已经被离散成 (23920)不均匀地间隔网格块。

3.1.2。初始和边界条件

根据测量的数据Mallik 4 l-38 DTS,底部的初始压力和温度的甲烷水合物储层( )大约11.3 MPa和12.55°C (48),分别用0.05盐度的状况。根据初始压力,在这个沉积物系统根据水深计算的假设下静水孔隙压力分布。分配给不同的初始温度分布是线性的函数深度地温梯度为0.030°C / m (22,49]。

建立模型的径向延伸的距离足以避免边界效应在27-hour生产时间,所以在这个领域之外可以被视为无,没有热量交换边界。顶部和底部层设置在恒定压强和温度边界。

此外,甲烷萃取的减压方法是利用2007年的测试。降压过程的模拟仍按照以记忆计2007测试。生产时间是27小时,和详细的井底压力变化如图4。

3.1.3。模型参数

基于测井资料和核心报道Mallik 2 l-38样本分析,主要的建模参数和物理特性进行描述如表所示1。Mallik网站,考虑到地质特征(a)的绝对渗透率、孔隙度(b)和(c)水合物饱和度显示明显的层异质结构如图5说明了。属性确定与实际测井数据(图2),被认为是均匀分布在每个细层厚度为0.5米。渗透率、孔隙度和水合物饱和度计算每一层的平均细层测井资料中的值。值得一提的是,复制的渗透率资料略校准一个现场试验的过程,和校准结果如图5(一个)。在我们的模型中,水合物被视为纯甲烷水合物,和水盐度0.05根据样本分析。

在多相流系统中,每个阶段只占用了整个孔隙空间的一部分,因此其有效渗透率可能减少由于其他阶段的存在。在这项研究中,石头的修改版本的第一个三相相对渗透率法: 在哪里 , ,和水的相对渗透率、气和水合物阶段,分别;和是水和气体的饱和阶段;和的残余饱和度是水和天然气的阶段,分别为;和 , 是水和天然气的相关指数阶段。

此外,不同阶段之间的表面张力的影响会导致毛细管压力,这可能是由于坚实的进化改变(例如,水合物和冰)。使用的毛细管压力函数可以表示如下(van Genuchten的函数): 在哪里毛细管压力,是进入毛细管压力,孔隙结构指数。

相关的参数中使用上面提到的功能主要是由核心样品分析数据从多个网站(如Mallik站点,阿拉斯加北坡,南开槽和网站)(24,42,54)和校准历史拟合过程中通过反复测试。

3.2。仿真代码

为了模型复杂多组分多相流体和热流从氢沉积物在天然气生产过程,提出了几种广泛模拟器来解决水合物分解的控制方程,如MH-21水,艰难+水合物,HydrateResSim STOMP-HYD,发生恒星(42]。在这个工作中,艰难+水合物是用来解决水合物分解的问题行为和天然气生产评估。艰难+水合物是艰难的一员+家庭劳伦斯伯克利国家实验室开发的。建模场景包括非等温气体释放和每个可能的行为阶段常见的自然条件下水合物沉积物。在这段代码中,四个组件(水、水合物、CH₄和水溶性缓蚀剂)分区之间可能的固体水合物,水,气,和固体冰阶段被认为是和两个反应模型(55)(平衡模型和动力学模型)是用于描述水合物分离,形成20.,56]。平衡模型是利用在这项研究中,因为它有更少的计算需求,这是有利于长期的模拟。

4所示。结果与讨论

4.1。历史拟合结果和分析

如上介绍,建立了储层概念模型主要基于解释测井和岩心分析获得的结果在2007年的测试。情况下的降压过程数值模拟和现场测试是一致的,主要是两类储层参数校准的生殖领域测试过程的试验方法。首先,我们获得了近似率之间的模拟和测量天然气产量略有调整模型的渗透率值,由于储层渗透率为流动的至关重要的作用。值得注意的是,调整后的储层渗透率仍然在数据范围的两个日志(即结果。,一个是ECS测井资料的解释 - - - - - -λ模型,另一个是从CMR测井资料解释和伽马射线乔模型)。此外,在垂直方向的价值绝对渗透率降低了1/5倍相比,在径向方向。这主要是由于存在的合理考虑层间的泥沙层(7,48]。随后,相对渗透率和毛细管压力模型所涉及的参数校准了砂和粘土层,为了实现复制测量气体和水生产过程的现场试验。因此,校准水库模型验证了历史拟合的结果。

以下4.4.1。燃气和水的生产行为

井底压力的减少(必和必拓)可以反映储层压力梯度,导致水合物的分解和伴生天然气生产。图6(一)显示了测试测量的动态演进天然气在井筒( ),在井筒模拟天然气生产( ),和模拟天然气水合物分解释放( )。气体不以现场试验第一次16小时,因为泵开始的新一轮16小时作为一个事实,而模拟天然气产量已从大约10小时显著增加由于不同的水合物储层降压。一般来说,模拟天然气产量匹配与实测数据相当不错。测量和模拟天然气生产利率在井筒仍在 。图6 (b)描述了测试测量的比较结果累积气体在井筒产量( ),模拟井筒(累计天然气产量 ),从水合物分解和模拟累积气体释放量( )。总的来说,高于天然气生产过程中,由于气体没有测量现场试验的早期阶段。通过消除模拟和测量之间的差异累积气体产量在第一个16小时,校准的演变模拟累积气体产量( )如图6 (b)。和是封闭的在27-hour降压测试。此外,最终的产量(大约8200米高³/ d)现场试验导致的飞跃累积体积的最后测试。27小时的天然气生产,预计累计总额约为849米³,这是按照测量数据(大约830米³)在2007年的测试。适度的天然气生产性能主要是由相对较薄的穿孔间隔(12米)。此外,释放出来的气体速率(5000 ~ 6000 m³/ d)和累积体积(2703米³)明显高于天然气产量和累积产量从井筒( )表明过度中残留的甲烷水合物储层。因此,考虑到适度恢复天然气体积测试,生产战略和完井方案需要进一步优化,促进甲烷提取。

图7显示测量的匹配结果和模拟水生产(图7(一) 和 ;图7 (b) 和 )在井筒中27-hour降压测试。的进化趋势预测水回收率与降压过程基本上是一致的。模拟水率有明显的增产4小时后由于储层压力的降低,和水产量在整个测试周期是大约20 ~ 30米³/ d。上半年的水生产,有一些轻微的差异和 。和轻微的差异放大时反映在累计体积。模拟水累积产量高于测量累积水量 。27小时的生产,(38.4米³)是大约一倍(19米³)的测试。和校准水累积体积模拟(通过消除模拟和测量之间的差异累积水产量前10小时)约为32.7 m³。模拟和测量水生产之间的差距可能在重新完成,水库扰动的结果在我们的模型中没有考虑。此外,与气体相比,水的传输性质更接近于储层属性,所以每个薄层的空间异质性和孔隙压缩系数引起的地质力学也会影响水的生产性能。因此,测量和模拟之间的差异累积水卷被认为是可以接受的,只要不是太大。一般来说,模拟水产量匹配与井筒Mallik现场测量数据。结合天然气生产的匹配结果,校准水库模型验证了后续的调查。

4.1.2。储层响应

储层参数的动态演进的关键参考分析水合物分离行为。此外,地质表达式(例如,出砂和海底沉降)的氢沉积物的演化特征是密切相关的温度、压力,水合物饱和度,根据相关调查结果和天然气饱和。所以这些详细分析了储层参数的演变给工程参考。

图8描绘了压力和温度的动态演化天然气水合物沉积。在天然气生产的早期阶段,相对较低的压力都集中在井筒附近由于低造成的有效渗透率高水合物饱和度。由于天然气水合物的分解,压力梯度在水合物分解的范围迅速扩展更多。然而,由于压力的传播性质,该地区不仅降压的水合物分离。27-hour生产测试期间,低压力的预测前水库超过20米的水平距离,而拒绝的径向区域温度小于5米。由于水合物分解吸热的特点,发生明显的温度降低井筒附近的最低温度约8.4°C。此外,较低的压力和温度的方面扩展更迅速,目前异构在水平方向,因为高渗透性砂层水力限制替代淤泥层较差的水动力条件。

降压生产间隔驱动器水合物的分解和释放甲烷气体在井筒,如图9所示。储层参数引起的各向异性条件更有利的水平方向的离解。水合物解离,这地位变得更加独特的有效渗透率由于显著增加。此外,异构分离前发生在水库,主要是因为垂直异构地球物理特性。与水合物饱和度的空间分布在早期阶段,最终预测分离区前面是在大约5米距离后的生产井27-hour生产测试。天然气水合物的饱和度储层的空间分布是很重要的对我们理解气体释放行为。可持续减压,游离气的发生区域逐渐扩大,达到5米距离最大的井筒气体饱和度为0.065。此外,不同的均质储层,向上的浮力影响气体扩散限制的粘土层渗透率较低,而更多的自由气体发生在生产井的下部由于高渗透性和水合物饱和度的浓度。这种现象提醒我们注意水的涌入与底层水饱和砂质区由于离解阻止水合物在长期的天然气生产。

4.2。射孔段对天然气生产性能的影响

穿孔间隔被认为是一个关键因素对甲烷水合物储层中恢复。针对水合物饱和度高、突出渗透率条件下,射孔段的长度为12米位于区从1093米到1105米(53米~ 65米模型)在2007年Mallik试验测试。的下部水合物储层厚度为7.5米被用来阻止水流入底层sand-dominant区,由于其低造成的有效渗透率高水合物饱和度。这个设计的可用性测试数据验证了上述仿真结果。然而,长期的天然气生产性能是模棱两可的,因为障碍可能与水合物分解消失,过量的水有可能流入生产井。此外,正如上面提到的,天然气水合物分解的储层完全不能产生,但它主要是积累,低于2007年的井筒降压测试。这些建议的重要性以及在未来的天然气生产测试配置优化。

4.2.1。准备模拟情况下

在这项研究中,我们设计了五例不同的射孔位置和长度的间隔为研究射孔段的影响长期天然气生产性能和水合物分离行为。如表2显示,在案例1(基本情况),射孔段位于原始站点(例如, )2007年的测试长度为12米。在例2中,射孔段降低8米(即, )并延伸到底层水饱和区。因此,例1和例2是为了说明穿孔的位置间隔的影响在天然气生产性能。然而,其他三个案例的设计,讨论了射孔长度的影响。射孔长度的间隔,以防3例4和5例17米,20 m,分别和22米。因此,穿孔的底部之间的距离间隔和水合物储层的底部是2.5米,-0.5米,-2.5米,分别(“-”表明,射孔段的底部低于水合物储层的底部)。

另一个值得一提的是长期天然气生产的减压过程模拟。基于验证水合物储层模型,长期(超过450天)天然气生产性能不同的情况下预计。第一次27-hour考验后,必和必拓仍然保持在7 MPa直到第十天。2008年Mallik考虑可行的降压方案测试,必和必拓逐渐减少7 MPa 4 MPa在接下来的20天。然后,使用4 MPa的恒压恢复天然气水合物储层在模拟运行。预期的模拟天然气生产时间在所有情况下都是2年(730天)。然而,事实上,这些案件的最后模拟的时间是不同的(450天~ 650天),由于一些计算问题(nonconvergence等等)。此外,模拟储层的径向距离模型扩展到10公里外生产井的生产周期越长。

4.2.2。天然气水合物分解释放

水合物分解特征反映了methane-storing水合物储层产能和真正的减压对储层的影响。图10表明的演进(a)模拟计算气体释放率( )和(b)累积气体释放量( )从水合物分解在不同情况下的射孔间隔。的所有病例在早期迅速增加,而在那之后,所有的增加而降低利率,逐步达到最大速率使用一个常数必和必拓4 MPa。这主要是因为(1)的降压效果显著增加生产井之间的水力梯度和储层开始,逐渐构建平衡后降压阶段;(2)有离解面积显著增加;和(3)有一个减少储层温度由于水合物分解的吸热效应,抑制水合物的快速分离的水库。

450天的降压测试,平均气体水合物分解的释放率5例 , , , ,和 ,和累积气体释放量 , , , ,和 ,分别。与例1相比,2,3,4,5和案例是增长了19%,34%,52%,57%。

显然,例1中的气体释放率低于其他的案件。这可以从两个方面解释:(1)的下部穿孔间隔,以防2延伸到水饱和区与高渗透率越低,大大提高了传播的减压水合物储层之间的接口和底层水饱和区(即。在这项研究中,占主导地位的离解接口),然后在径向增大水合物分离区。气体的释放率的比较例2和例3还建议主要分离界面的影响,因为穿孔间隔时间越长(17米的水合物储层),以防3并没有导致水合物分解比情况下2储层(11.5米和0.5米在底层含水层)前60天。此外,温度越高的下部储层显著促进水合物分离。(2)射孔长度越长,井筒之间的接触面积越大,水合物储层。因此,水合物分离区域的面积增加明显的增加射孔长度的区间。值得注意的是,射孔段的有效长度(即。,的length in the hydrate reservoir) is the main factor affecting hydrate dissociation performance, which can be inferred by the comparison results of the gas release rates in Case 3, Case 4, and Case 5.

4.2.3。燃气和水的生产行为

图11显示从井筒演进的天然气产量预测利率( )在不同的位置穿孔间隔。一般来说,天然气产量率迅速增加天然气生产的初始阶段,然后迅速减少。这主要是由于减压和温度下降之间的斗争由水合物分解的吸热效应引起的。随着天然气生产的发展,逐渐趋于稳定。最后(650天)天然气生产利率从井筒情况1和情况2 和 ,分别。此外,650天的模拟周期可分为三个阶段:在第一阶段(1)(每天0 ~ 257),例1的天然气产量高于2;(2)在第二阶段(每天258 ~ 430年),天然气生产的情况1和情况2关闭;和(3)第三阶段(每天431 ~ 650年),第二种情况的天然气生产性能逐渐超过案例1。这主要是因为下列事项:(1)在减压阶段早期,过多的水流入减少了气相对渗透率和阻碍横向压力梯度传播、复苏限制天然气水合物储层的第二种情况。然而,高水合物饱和度层厚度为7.5 m充当障碍底层含水层的水侵情况1。(2)随着时间的流逝,屏障密封水流入消失由于水合物分解,这带来了一个负面影响在案例1气体产率。同时,有利水合物分解量以防2(如图10描述了)会导致一个更大的产气量。

图12阐述了天然气产量预测利率的演进从井筒( )不同长度的穿孔间隔在450天内。显然,天然气产量增加射孔段的长度的增加,因为扩展的水合物分离。此外,天然气产量的增加率明显高于4和案件3之间,在例5和例4。这表明,超长的射孔段的地下蓄水层将导致更多的水流入水库,这将影响到天然气产量。(450天)平均天然气生产的案例1,3,4,5例是什么 , , ,和 ,分别。

图13描述了从井筒累计天然气产量预测( )在5例365天,450天。比较结果表明,与射孔段长度的增加,而射孔段的向下运动减少了天然气产量表面上。450天的降压测试中,射孔段的长度从12米增加到17米,20米,22米,导致增加从 来 , ,和 ,分别增加了37%、58%和62%。因此,可以有效地提高天然气产量性能通过适当地增加射孔长度的间隔在水合物储层,而在第二种情况,后450天的降压测试 ,这是Case1的0.945倍。建模结果表明,例2中的天然气生产性能不足主要是由于水侵量的限制在早期阶段。

天然气产量的比例气体释放量是一个重要的参考评价天然气采收率。图14描绘了预测的比率( )天然气的产量( )气体释放量( )在5例365天,450天。显然,从365天延长到450天,所有的由于气体释放速率的增加和减少天然气产量的降低利率。此外,案例2中比别人低。比较结果表明,稍微增加穿孔间隔的延长。的在5例450天4.01%,3.19%,4.10%,4.15%,和4.16%,分别。

图15描述了预测累积水产量从井筒( )在365天,450天5例,分别。穿孔的影响区间水生产类似于天然气生产,除了的价值大于 。450天的降压测试,相比的价值 ,的2,3,4,5 , , ,和 ,增加了19.9%,28.8%,43.4%,和46.7%,分别。显然,增加的程度的造成穿孔的延长间隔低于(即。,37%, 58%, and 62% as Figure13显示)。这也是穿孔的证据表明,适当延长间隔可以显著提高天然气生产效率。此外,从365天延长到450天,天然气产量在五个病例增加的值 , , , ,和 (即。,increased by 29.2%, 26.3%, 27.7%, 27.2%, and 27.0%), respectively.

图16表明预测天然气产量的比率的演进水产量( )在不同的情况下进行为期450天的周期。案例1中可以观察到的明显优势的第一个257天期天然气生产,由于高效水合物饱和度高水封障碍。向下扩展的水合物分离方面,在射孔段较长的情况下逐渐高于案例1。此外,所有的在天然气生产的初始阶段迅速减少,与类似的因果关系到气体产率。450天的生产周期,平均的值在5例12.01,5.13,10.47,6.81和6.21。

基于数据的综合比较和分析10- - - - - -16建议以下结果:(1)水合物离解行为可以通过移动提高射孔间隔之间的接口水合物储层和底层水饱和区,而气体和水生产行为主要受射孔段的长度。(2)短期气体生产、射孔段应设置高渗透带的储层与水合物饱和度高,在水流入底部的存在障碍。然而,高温的优势和广泛的水合物分离前的主要分离界面应考虑长期天然气生产测试。(3)在生产后期,射孔长度对天然气产量的影响大于水的生产,这意味着适当的延长有效的穿孔间隔可以提高甲烷气体恢复绝对和相对而言。

4.2.4。储层响应

图17描述了空间分布的动态演进的水合物饱和度五例30日,100年,和365天。在减压的早期测试中,水合物层之下生产间隔作为屏障阻止水进入生产之前在例1和例3完全分离,诱导相对更高的值在一个短期的测试。然而,水合物分离区域的面积,以防在案例1 2大于穿孔间隔的长度相同,因为优秀的渗透率条件和快速减压储层和底层含水层之间的界面一直在利用案例2。此外,水合物让更有可能发生在水库的下部,由于晋升更高的温度由地温梯度引起的。预测方面(只考虑方面并联生产间隔)分离区在5例365天约350米,690米,720米,950米,将近1000米。水合物饱和度证实的空间分布的位置和长度的显著影响射孔段对水合物分解行为。

图18描述了空间分布的动态演进的气体饱和度在5例30日,100年和365天。自由气体的发生区域逐渐扩大为常数减压。显然,在减压的前期测试、自由主要集中在生产气井水合物之前在例1和例3完全分离。然而,水合物储层和底层之间的直接连接含水层2,4,和案例5会导致更多的天然气累积下水库的一部分,因为那里发生重大水合物分离。此外,这种情况也发生在例1和例3后阻止水合物分解。气体发生地区的所有方面达到的距离超过1000远离井筒在5例,虽然自由气体发生区域的面积明显扩大增加射孔长度的区间。这也表明,可行的方法来提高气体恢复通过合理增加射孔长度的区间。此外,气体饱和的上层生产间隔高于低区由于浮力的影响。

5。结论

根据可用的地质数据2 l-38 Mallik网站,一个地质构造和验证的描述性hydrate-reservoir模型实测2007测试。动态生产行为在降压测试进行了详细分析。此外,穿孔时间间隔的影响(例如,长度和位置)对水合物分解和多相流动行为进行了调查的基础上,验证了水合物储层模型。可以得出一些结论如下:(1)模拟气体和水从异构生产速度基于地质描述水合物储层模型可以大大比赛现场试验的实测数据(2)水合物分离前的储层提供了一个粗糙的轮廓由于砂层、粉砂层。之间的接口和水合物分解前水合物储层和底层水饱和区显示了优势(3)水合物分解行为强烈影响穿孔的位置和长度区间。性能更优良的气体释放发生在射孔段的情况下水合物储层的低区。此外,增加射孔长度的间隔在很大程度上促进了水合物分离(4)穿孔间隔建议设置在前区与水合物饱和度和渗透率高的完整离解水合物作为水阻断障碍。然而,天然气生产性能的情况下,射孔段位于主要分离界面更优秀的后期长期的生产测试(5)射孔段的有效长度的增加可以强烈增强气体恢复(包括气体释放速率和产量)从水合物储层基于绝对和相对标准。随着射孔段长度的增加,气体释放量相比,气体产量相对较高程度的增加。它表明长度增加天然气生产效率的提高。

数据可用性

[。dat)数据用于支持本研究的发现可以从相应的作者。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突有关的出版。

确认

这项工作是国家支持的项目重点研究和开发项目(2017号yfc0307304)。