一种开采天然气水合物的方法技术

本发明专利技术提供一种开采天然气水合物的方法，包括如下步骤：在天然气水合物待开采区域建立气体注入井和生产井；依据天然气水合物待开采区域的地层渗透率和气体注入井与生产井之间的井距确定注入井的注入压力；依据注入压力，开启气体注入井向天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替天然气水合物储层孔隙流体，气体注入井、天然气水合物储层和生产井连通；从生产井采集产出气体并监测产出气体的组成；待产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭气体注入井和生产井，完成采集。通过高压气体驱替孔隙流体降低孔隙流体相中的天然气分压，同时，高压气体有效抑制外围水相侵入，提升开采效果。提升开采效果。提升开采效果。

【技术实现步骤摘要】
一种开采天然气水合物的方法


[0001]本专利技术涉及开采天然气水合物
，尤其涉及一种开采天然气水合物的方法。

技术介绍

[0002]天然气水合物，即可燃冰，作为一种新兴清洁能源，具有分布范围广、规模大、能量密度高等特点，被公认为21世纪的重要战略储备能源。乐观估计全球天然气水合物总资源量达到18
‑
21万亿油当量，其中海域水合物资源储量约占总储量的97％，其开发利用已引起美国、日本等主要能源消耗国政府和学术界的广泛关注。我国具有丰富的海域水合物资源，目前南海北部已探明水合物远景资源量高达744亿吨油当量，已确定2个相当于千亿立方米以上天然气储量规模的水合物矿藏。不同于常规油气开发，天然气水合物以固相形式存在于沉积层中，其开发过程首先涉及天然气水合物分解为气相天然气和液相水的相变过程，进而再从储层中抽取出天然气。因此，天然气水合物开采难度更大，涉及科学问题更加交叉复杂。此外，海域水合物藏一般不具备固定、稳定的上覆盖层或封闭岩层，孔隙水饱和度高，渗透率随地质环境变化大，分解过程极具复杂性和不稳定性，使得开发难度进一步增大。目前研究较多的诱发水合物发生分解的方法主要包括降压、注热和注热力学抑制剂。其中，降压过程产气效率受传热限制导致分解推动力低，且有效波及范围不足，产水量大，易出砂，因此无法适应长期开发作业；注热过程热效率低的问题难以解决；注热力学抑制剂则面临成本高，污染性强的问题。此外，由于固态天然气水合物相作为地层骨架结构的一部分，对地层稳定性至关重要，一旦发生大体量分解，必然出现沉积物塌陷，进而引发地质问题。传统降压、注热和注抑制剂的方法均是采用直接促使天然气水合物发生分解的思路，这势必成为实现安全生产的巨大障碍。注CO2置换是专门针对天然气水合物开采所提出的技术。在一定的温度压力条件下，CO2水合物相比天然气水合物更加稳定，CO2分子能够从天然气水合物的大孔结构中置换出CH4分子，进而实现天然气产出。该方法的主要优势在于兼顾了水合物开发和CO2固态封存，缺点在于天然气水合物表层发生置换并形成CO2‑
CH4水合物后，将严重阻碍后续的置换过程，因此从置换动力学的角度来看不能满足商业生产。向储层中注入含有CO2的混合气同样能够实现置换开采过程，且在实验模拟中证明了其能够有效强化置换效率。2012年，美国能源部首次在IgnikSikumi冻土区进行了注CO2/N2混合气开采天然气水合物的测试。其过程主要概括为：向储层中单井注入混合气2.1
×
105m3，注入时间13天；之后，产出天然气共计2.8
×
104m3，生产时间30天。从现场测试结果来看，采用气体吞吐式开采天然气水合物存在注气成本高，大量气体在孔隙中被重新采出，导致注入气体利用效率极低，同时由于CO2水合物直接包裹原有天然气水合物，导致产期效率不高，产出气浓度很低。此外该次现场测试还包括气体注采比低，置换效率低的问题，储层压力的大幅度波动也存在地质安全隐患。
[0003]由上可知，目前天然气水合物资源安全高效开发依然亟需新技术、新机制的开发。
[0004]以上
技术介绍
内容的公开仅用于辅助理解本专利技术的构思及技术方案，其并不必然
属于本专利申请的现有技术，在没有明确的证据表明上述内容在本专利申请的申请日已经公开的情况下，上述
技术介绍
不应当用于评价本申请的新颖性和创造性。

技术实现思路

[0005]本专利技术为了解决现有的问题，提供一种开采天然气水合物的方法。
[0006]为了解决上述问题，本专利技术采用的技术方案如下所述：
[0007]一种开采天然气水合物的方法，包括如下步骤：S1：在天然气水合物待开采区域建立气体注入井和生产井；S2：依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；S3：依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通；S4：从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；S5：待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述气体注入井和所述生产井，完成采集。
[0008]优选地，在开启所述气体注入井之前采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，具体步骤如下：在所述天然气水合物待开采区域建立所述气体注入井和所述生产井；依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；开启所述生产井，采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，降低天然气水合物储层中的压力至设定压力；依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述生产井；当所述天然气水合物储层中的压力达到初始压力时，关闭所述气体注入井，完成采集。
[0009]优选地，所述设定压力在所述天然气水合物储层的分解压力以上且比所述初始压力低5MPa以内。
[0010]优选地，监测所述生产井的所述产出气体的组成异常时，关闭所述生产井，保持所述气体注入井持续注入所述气体，待所述天然气水合物储层中的压力恢复到初始压力时重新开启所述生产井。
[0011]优选地，还包括如下步骤：完成采集后，实时检测所述天然气水合物储层的压力，根据所述压力与初始压力的差值间断式开启所述气体注入井对所述天然气水合物储层进行补气。
[0012]优选地，依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力具体包括：
[0013][0014]其中，μ是注入气体的粘度，单位为MPa
·
s；P0是大气压力，单位为MPa；Q0是大气压力下的流量，单位为cm3/s；D
井
是井间距，单位为m；k是气体渗透率，单位为10
‑3μm2；A是待开采区域有效截面积，单位为m2；P
产
是生产井压力，单位为MPa，注入压力P
注
的单位为MPa。
[0015]优选地，所述注入井的注入压力是12
‑
18MPa。
[0016]优选地，在所述天然气水合物待开采区域建立1个所述气体注入井和1～4个所述生产井；每个所述生产井可以单独打开或关闭。
[0017]优选地，所述气体注入井与所述生产井之间的距离优为30
‑
70m。
[0018]优选地，所述含有二氧化碳的气体是二氧化碳和氢气的混合气体，或二氧化碳和氮气的混合气体；
[0019]所述混合气体中二氧化碳摩尔分数为18％
‑
74％；二氧化碳分压在2
‑...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种开采天然气水合物的方法，其特征在于，包括如下步骤：S1：在天然气水合物待开采区域建立气体注入井和生产井；S2：依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；S3：依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通；S4：从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；S5：待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述气体注入井和所述生产井，完成采集。2.如权利要求1所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，在开启所述气体注入井之前采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，具体步骤如下：在所述天然气水合物待开采区域建立所述气体注入井和所述生产井；依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；开启所述生产井，采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，降低天然气水合物储层中的压力至设定压力；依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述生产井；当所述天然气水合物储层中的压力达到初始压力时，关闭所述气体注入井，完成采集。3.如权利要求2所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述设定压力在所述天然气水合物储层的分解压力以上且比所述初始压力低5MPa以内。4.如权利要求1或2所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，监测所述生产井的所述产出气体的组成异常时，关闭所述生...

【专利技术属性】
技术研发人员：孙漪霏，陈道毅，陈光进，钟瑾荣，曹博健，
申请(专利权)人：清华大学深圳国际研究生院，
类型：发明
国别省市：