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2021 , Vol. 9 >Issue 2: 133 - 142

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-560X.2021.02.007

天然气水合物开采的关键地质参数敏感性研究

  • 彭盈钰 1, 2, 3, 4 ,
  • 金光荣 1, 2, 3 ,
  • 苏正 , 1, 2, 3, † ,
  • 刘丽华 1, 2, 3 ,
  • 刘杰 1, 2, 3 ,
  • 翟海珍 1, 2, 3
展开
  • 1.中国科学院广州能源研究所,广州 510640
  • 2.中国科学院天然气水合物重点实验室,广州 510640
  • 3.广东省新能源和可再生能源研究开发与应用重点实验室,广州 510640
  • 4.中国科学院大学,北京 100049
† 通信作者:苏 正,E-mail:

作者简介:彭盈钰（1996-）,女,硕士研究生,主要从事天然气水合物开采研究。苏 正（1980-）,男,博士,研究员,主要从事天然气水合物成藏机制和开采潜力评价研究。

收稿日期: 2020-10-26

  修回日期: 2020-11-23

基金资助

广州市科技计划项目（201804010372）

“广东特支计划”本土创新创业团队项目子项目（2019BT02L278-01）

2019年省级促进经济发展专项资金项目（GDOE[2019]A41）

中国科学院南海生态环境工程创新研究院项目（ISEE2020YB05）

广东省海洋科技协同创新中心项目（20180207）

广州市科技计划项目（201804010264）

收起

Sensitivity Study on Key Geological Parameters of Gas Hydrate Production

  • Ying-yu PENG 1, 2, 3, 4 ,
  • Guang-rong JIN 1, 2, 3 ,
  • Zheng SU , †, 1, 2, 3 ,
  • Li-hua LIU 1, 2, 3 ,
  • Jie LIU 1, 2, 3 ,
  • Hai-zhen ZHAI 1, 2, 3
Expand
  • 1. Guangzhou Institute of Energy Conversion, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, China
  • 2. CAS Key Laboratory of Gas Hydrate, Guangzhou 510640, China
  • 3. Guangdong Provincial Key Laboratory of New and Renewable Energy Research and Development, Guangzhou 510640, China
  • 4. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China

Received date: 2020-10-26

  Revised date: 2020-11-23

Copyright

版权所有 © 《新能源进展》编辑部
Fold

摘要

采用TOUGH+HYDRATE数值模拟工具,探讨降压开采方案下天然气水合物藏（无下伏游离气水层）开采的地质参数。以单次单因子敏感性分析方法为基础,在统一变化幅度范围内研究某一储层参数（温度、压力、孔隙度、渗透率、水合物饱和度、地层厚度）的变化在60天短期与5年长期开采中对水合物开采结果的定性影响关系,并以变量敏感度为依据,定量计算储层地质参数对水合物开采评价指标的敏感度值。结果发现,在整个开采周期内,储层温度与分解气体量及产气量之间有较强的相关性;当水合物储层压力增大时,水合物分解气体体积随之减小,而在60天开采中,储层压力增大使得产气量增大,在5年开采中,储层压力的变化对产气量基本无影响,另外,储层压力与产水量之间呈线性增加的关系;水合物总分解气体量、总产气量与孔隙度之间呈负相关关系,但对产气量的变化影响相对较小;渗透率对水合物开采有明显的影响;水合物前期分解气体体积与产水量随水合物饱和度的增大而减小;在60天开采中,水合物厚度越大反而不利于水合物分解,但5年开采中,地层厚度增大,水合物分解量增大。另外,通过对地质参数敏感度计算发现,无论是以哪一开采指标作为水合物开采潜力的评价标准,水合物地层温度、地层压力以及绝对渗透率是三个至关重要的地质参数。

关键词： 天然气水合物; 地质参数; 降压开采; 敏感性

本文引用格式

彭盈钰 , 金光荣 , 苏正 , 刘丽华 , 刘杰 , 翟海珍 . 天然气水合物开采的关键地质参数敏感性研究[J]. 新能源进展, 2021 , 9(2) : 133 -142 . DOI: 10.3969/j.issn.2095-560X.2021.02.007

Abstract

In this paper, TOUGH+HYDRATE was used to study the geological parameters affecting the production of gas hydrate reservoirs. The geological parameters affecting the production were intensively investigated. Based on the method of single-factor sensitivity analysis, the change of a certain geological parameter on the hydrate production behavior was studied within the unified range of variation for short or long production period (60 days or 5 years). Taking variable sensitivity as a reference, the sensitivity values of reservoir geological parameters to hydrate production evaluation indices were quantitatively calculated. The results showed that during the entire production, there was a strong correlation between reservoir temperature and gas production volume. When the pressure of hydrate reservoir increased, the gas volume of hydrate decomposition decreased. In 60 days of production, increasing reservoir pressure leads to increased gas production. In long-term production, the change in reservoir pressure had no effect on gas production. In addition, there was a linear increase relationship between reservoir pressure and water production. The gas volume and porosity were generally negatively correlated, while the influence on the change of gas production was relatively small. Intrinsic permeability had a significant impact on hydrate production. The gas volume of hydrate decomposition and water production in the early stage decreased with the increase of hydrate saturation. In 60 days production, the larger the hydrate thickness was, the worse the hydrate decomposition. However, in the 5-year production, the amount of hydrate decomposition increased with the increase of the formation thickness. No matter which production rule was used as the evaluation standard of hydrate production potential, the temperature, pressure and absolute permeability of hydrate formation were three important geological parameters.

Key words： gas hydrate; geologic parameters; depressurization; sensitivity analysis

0 引言

天然气水合物为白色或是淡黄色的固态冰笼状结晶化合物,也被称为“可燃冰”[1],由小分子气体如轻烃、二氧化碳和水在低温高压条件下形成[2]。天然气水合物主要有I型、II型以及H型三种结构类型,其中甲烷主要形成Ⅰ型结构的天然气水合物[3]。在标准温度压力下,1 m3的I型天然气水合物包含164 m3天然气[4],具有低能源丰度的特点。
天然气水合物开采的主要原理是破坏多孔介质中水合物的相平稳条件。目前,所采用的三种常规开采方法为降压法[5]、注热法[6]、注入抑制剂法[7]。实验开采、数值模拟以及现场试采均表明降压法是比较经济高效的开采方法,其他开采方法可以作为辅助手段来抑制井筒周围冰的形成和水合物二次生成等[8]。
一般来说,不同地区天然气水合物开采效率受到不同地质构造环境、生产条件等因素的影响。而天然气水合物储层因素,如储层介质孔隙度、渗透率、地层厚度以及初始温压条件等,是影响水合物开采的内在因素[3]。目前,通过数值模拟与实验方式对天然气水合物储层物性条件、地质条件对开采的影响做了大量的研究。JIANG等[9]模拟探究了含有下伏气层的天然气水合物储层降压开采情况,发现随着储层初始温度的升高,水合物分解释放气体的速率增大,这是由于天然气水合物分解是一个吸热过程,当储层温度较高时,提供水合物分解的内在热量较多。RUAN等[10]通过对有含水层的水合物储层降压模拟发现,与储层初始温度相反,水合物储层压力越高反而不利于水合物开采。水合物的饱和度对开采影响相对复杂,一方面,储层中天然气水合物饱和度高,储量大,有利于提高总产气量[11],另一方面,高水合物饱和度影响储层介质渗透性,阻碍流体流动,从而影响产气量[12]。储层渗透率是影响水合物分解的重要水力参数,通常地层渗透率高（最低临界值1 ~ 10 mD）,提高了流体流动能力,有利于地层压降传递与水合物分解,可提高流体开采效率[13]。地层孔隙度对水合物开采的影响在实验和数值模拟上有不同结论,BAI等[14]通过降压分解水合物实验与模拟发现,在实验中孔隙度值增高,流体运移空间变大,产气速率随之增大,但模拟结果与之相反。另外,通过各个参数对水合物开采敏感性影响研究,有学者认为,影响流体运移的地层渗透率是对水合物开采影响最重要的参数[15],也有学者认为,水合物储层的初始温度很大程度上影响水合物的生产状态[16]。目前,已对水合物储层物性条件和地质条件与开采之间的单一影响关系得出定性结论,但还需要进一步定量研究影响水合物开采的最关键储层参数,分析储层参数对水合物开采的联合影响关系,为实现水合物开采潜力地质评价提供资料基础。
本文以单次单因子敏感性分析方法为基础,在统一变化幅度范围内研究某一储层参数的变化在短期与长期开采周期下的水合物生产行为影响关系,并以变量敏感度为参照,计算多个水合物储层参数对开采结果的影响,进一步确定影响天然气水合物开采的关键地质参数。

1 数值模型

1.1 数值模拟器

本文采用由美国劳伦斯贝克莱国家实验室开发的TOUGH+HYDRATE模拟工具研究天然气水合物降压开采过程。该程序考虑非等温水合物反应、多相行为、流体的流动和热量的传递过程,考虑了四种物质成分:水合物、水、甲烷和水溶性抑制剂（如盐或醇）,这四种成分又分布在四种可能的相中,即气相、液相、冰相和水合物相[17]。本文将水合物形成与分解过程理解为热力学平衡过程,故采用平衡模型。对于所使用的其他方程,详细情况见TOUGH+HYDRATE用户手册[18]。

1.2 地质模型

选取中心一口垂直单井的圆柱形天然气水合物储层模型作为TOUGH+HYDRATE数值模拟器模拟的基本对象,地质模型参照南海神狐海域SH7站位[19,20]。圆柱模型半径为200 m,上下盖层厚度取30 m,水合物层厚度为22 m。研究中的开采井穿孔井段长度为8 m,井径为0.1 m,位于水合物层中部。研究区域为圆柱体模型,径向研究范围为 -150 ~ 150 m,由于地质模型的对称性,仅讨论研究区域的右半部（正数部分）,如图1所示。
Fig. 1 Geometric model of gas hydrate reservoir

图1 天然气水合物藏地质模型

1.3 网格离散化

研究区域Z方向上一共分为42层。为了精确描述水合物分解行为,水合物层网格间距为1 m,上下盖层以3 m为单位划分网格。沿径向剖分的网格数为99个,其中靠近井附近的最初3个网格半径为0.2 m,随后沿着径向网格半径呈指数形式增加。

1.4 模型条件

SH7站位水合物层底部温度为14℃,底部压力为13.5 MPa,地层温度梯度为0.043℃/m,在此温压条件下水合物能稳定存在。另外,最新的调查数据表明,南海储层类型主要为粘土质粉砂-低渗透粉砂,地层绝对渗透率平均为2 ~ 5 mD,有效渗透率明显低于南海海槽[21,22]。因此,模型中将水合物层地层绝对渗透率设为5 mD,上下盖层渗透率设为2 mD。具体模型参数见表1。
Table 1 Model parameters[19,20]

表1 模型参数[19,20]

模型参数 取值
水合物层厚度 22 m
储层孔隙度 0.38
水合物层渗透率 5.0 mD
水合物饱和度 0.40
孔隙水盐度 0.03
水合物层底部初始温度 14.0℃
水合物层底部初始压力 13.50 MPa
井口压力 4.0 MPa
沉积物颗粒密度 2 650 kg/m3
地温梯度 0.043℃/m
岩石比热 1 000 J∙℃/kg
干地层导热率 1.0 W∙℃/m
湿地层导热率 3.1 W∙℃/m
SmxA 1
λ 0.45
P0 1.0 × 105 Pa
n 3.5
SirG 0.05
SirA 0.3

2 敏感性分析

敏感性分析方法常用来从定性与定量的角度判断某自变量的改变对相关参数产生的影响。其中,单次单因子法为每个因素选择一个基准线,然后在其范围内依次改变每个因素,并使其他因素固定在初始（基线）水平[23]。基于单次单因子法,输出结果的任何变化都将明确地归因于单个因素的变化,这提高了结果的可比对性并将多个因素改变导致的模拟结果不收敛的风险大大降低[24]。
引入敏感度指标定量估算某一参数改变对水合物开采结果的影响,定义为[25]:
$S=\frac{{\Delta {{F}_{i}}}/{{{F}_{\text{b}}}}\;}{{\Delta {{V}_{i}}}/{{{V}_{\text{b}}}}\;}$ (1)
$\Delta {{F}_{i}}=\left| {{F}_{i}}-{{F}_{\text{b}}} \right|$ (2)
$\Delta {{V}_{i}}=\left| {{V}_{i}}-{{V}_{\text{b}}} \right|$ (3)
其中:Vb和Vi分别表示某自变量的初始水平和第i种水平;Fb和Fi分别是初始水平下的输出结果与第i种水平下的输出结果,以水合物开采至某一周期下的开采指标值表示;为了将参数变化幅度控制在同一数量级内,ΔVi定为10%、20%、30%。
另外,在分析天然气水合物开采潜力时多使用绝对评价指标与相对评价指标作为判断依据[26]。绝对评价指标包括水合物的分解气体量、井口产气量以及产水量等,而相对评价指标是水合物气水体积比,指水合物产气体积与产水体积之比。

2.1 定性分析

2.1.1 温度敏感性分析
将水合物储层初始温度14℃依次变化10%、20%、30%,温度范围为9.8 ~ 14℃。无论是60 d的短期开采还是5年的长期开采,随着储层温度升高,水合物总分解气体体积VR（图2a,图3a）、总产气体积VQ（图2b,图3b）、气水比RWG均增大（图2d,图3d）。其中,60 d后储层温度为9.8℃、11.2℃、12.6℃、14℃时,水合物分解气体量分别为8.14 × 103 m3、1.26 × 104 m3、2.03 × 104 m3、5.55 × 104 m3,产气量分别为1.13 ×104 m3、1.54 × 104 m3、1.96 × 104 m3、2.32 × 104 m3。天然气水合物能在自然界中稳定存在需要合适的温度和压力条件,根据SLOAN等[27]所提出的水合物压力-温度平衡关系相图,地层压力相同的储层,当地层温度高时,水合物接近热力学平衡状态,容易失稳分解;另外,水合物储层地层温度高,提供水合物分解吸收的热量充足。
Fig. 2 60 days production of natural gas hydrate at different temperatures: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图2 不同温度下天然气水合物60天开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

Fig. 3 5 years production of natural gas hydrate at different temperatures: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图3 不同温度下天然气水合物5年开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

模拟结果显示在整个开采周期中,水合物总分解气体体积VR、总产气体积VQ随地层温度升高变化幅度较大,储层温度与分解气体体积和产气量之间有较强的相关性。据此,水合物储层温度是影响开采的重要参数。另外,60 d短期开采时间内,储层温度的变化对产水量影响较小（图2c）,但开采后期,当地层温度高时,为后续水合物分解提供的热量多,水合物分解量增多,产水量也增加,气水比变化幅度减小（图3d）。
2.1.2 压力敏感性分析
在水合物储层初始温度为14℃时,将初始压力13.5 MPa依次变化10%、20%、30%进行开采模拟。根据图4a和图5a,当水合物储层压力增大时,短期和长期开采期内的水合物分解气体量随之减小,压力变化对水合物分解气体量的影响较大,是由于当储层初始温度相同时,较高的储层初始压力会增强水合物储层的稳定性,水合物不易发生分解,从而导致水合物分解气体量降低。另外,储层压力与总产气体积VQ之间的相关性明显减小,在60 d生产中,储层压力的增大反而使得产气量增大,而在长期开采中,储层压力的变化对水合物产气量无影响。其原因是地层中的溶解气体对生产的贡献随着初始压力的增大而增大。
Fig. 4 60 days production of natural gas hydrate under different pressures: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图4 不同压力下天然气水合物60天开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

Fig. 5 5 years production of natural gas hydrate under different pressures: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图5 不同压力下天然气水合物5年开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

图4c和图4d、图5c和图5d为产水体积VW和气水比RWG随储层压力的变化情况。结果发现,较高的储层初始压力会增大地层与生产井之间的压差驱动力,从而导致产水量增加（呈线性增加的关系）。总的来说,水合物储层初始地层压力是影响产水量的重要参数,但不是影响长期产气量的重要因素。
2.1.3 孔隙度敏感性分析
在给定孔隙度0.38的基础上,将孔隙度依次变化10%、20%、30%,评价孔隙度从0.266到0.456的变化对储层开采的影响。从图6a、图6b、图7a、图7b可以看出,水合物总分解气体体积VR、总产气体积VQ与孔隙度之间呈负相关,但对60 d水合物分解气量的变化影响相对较大,同时在后期的开采中孔隙度与分解气体量相关性趋势减小。另外,根据图6c、图6d、图7c、图7d发现,在整个开采过程中,孔隙度对水合物产水量的影响不明显,对气水比的变化影响较小。
Fig. 6 60 days production of natural gas hydrate with different porosity: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW ; (d) gas-water ratio RWG

图6 不同孔隙度下天然气水合物60天开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

Fig. 7 5 years production of natural gas hydrate with different porosity: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图7 不同孔隙度下天然气水合物5年开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

虽然地层孔隙度低,提供水合物储层空间小,水合物分解气体量与产气量也会随之减小,但模拟结果与之相反。当地层孔隙度大时,含天然气水合物的沉积物单位体积潜热也较大,由于天然气水合物含量高,比热低,热导率低,使得地层的热导率变小,因此地层温度下降更快,从而不利于水合物分解。在开采后期,孔隙度对水合物开采影响的减小则是与水合物储量有关。
2.1.4 渗透率敏感性分析
在水合物储层初始渗透率5 mD基础上,依次变化10%、20%、30%,评价渗透率变化对储层开采的影响。渗透率是反映多孔介质中流体渗流问题的重要物理量。从图8和图9中可以看到,渗透率的微小改变对水合物开采有明显的影响。地层渗透率增大时,压降传递快,有利于水合物分解,使得水合物分解气体量随之增大。另外,水合物层中的自由气体随着水合物分解而增多,在地层压力与井口压力差的有效驱动下向井流动,因此在一定程度上增加了产气量,同时产水量也随之增加。由于渗透率对水合物产气量和产水量（图8a和图9a,图8c和图9c）的影响均较大,可见储层渗透率是影响水合物开采的重要参数。
Fig. 8 60 days production of natural gas hydrate under different permeability: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图8 不同渗透率下天然气水合物60天开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

Fig. 9 5 years production of natural gas hydrate under different permeability: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图9 不同渗透率下天然气水合物5年开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

2.1.5 水合物饱和度敏感性分析
在初始水合物饱和度0.40的基础上,依次变化10%、20%、30%,评价水合物饱和度变化对储层开采的影响。从图10a和图10b可以看到,在60 d短期开采中,水合物饱和度越大反而不利于水合物分解,分解气量随水合物饱和度的增大而减小,但是水合物饱和度的变化对产气量的影响较小。同时,5年内,高水合物饱和度与低水合物饱和度之间所引起的水合物分解气体体积、产水量差距减小,对产气量几乎没有影响（图10和图11）。另外,水合物饱和度与气水比之间为正相关关系（图10d和图11d）。这一现象产生的原因,一方面是水合物饱和度较高时降低了水合物储层的渗透率,自由气体的流量减少,使得在开采前期水合物产气量随饱和度增加而减少,同时也限制了水合物层压降的传递,抑制了对流换热,降低了水合物的分解速率。另一方面,高水合物饱和度通常会降低储层的导热系数,从而不利于天然气水合物的分解。此外,水合物的饱和度是与水合物储量有关的因素,在开采后期,当水合物层压降传递到一定的程度后,在高水合物饱和度情况下会有更多的水合物发生分解。
Fig. 10 60 days production of natural gas hydrate with different saturation: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图10 不同饱和度下天然气水合物60天开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

Fig. 11 5 years production of natural gas hydrate with different saturation: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图11 不同饱和度下天然气水合物5年开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）与气水比RWG

2.1.6 水合物层厚度敏感性分析
为了考察天然气水合物层厚度对水合物开采过程的影响,在初始水合物储层厚度22 m的基础上,将储层厚度依次变化10%、20%、30%。从图12所示的60 d水合物开采中发现,水合物层厚度变化对水合物产气量、产水量以及气水比的影响不大,反而水合物层厚度越大不利于水合物分解,这是由于水合物层厚度越大,地层压降传播距离越大,抑制了水合物分解。同时,开采初期,由于地层中残余气体对产气量的贡献,使得水合物层厚度对产气量的影响不大。另外,从图12b ~ 图12d与图13b ~ 图13d可以看到,5年开采周期中,由于天然气水合物层厚度越大,水合物储量越大,从而导致水合物分解气体体积、产气量和产水量也随之增大。
Fig. 12 60 days production of natural gas hydrate with different layer thickness: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图12 不同层厚下天然气水合物60天开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

Fig. 13 5 years production of natural gas hydrate with different layer thickness: (a) total hydrate decomposition gas volume VR; (b) total gas production volume VQ; (c) water production volume VW; (d) gas-water ratio RWG

图13 不同层厚下天然气水合物5年开采情况:（a）水合物总分解气体体积VR;（b）总产气体积VQ;（c）产水量VW;（d）气水比RWG

2.2 定量计算

分别对6个水合物储层地质参数进行了敏感性模拟分析。图14分别给出了这6个参数对水合物分解气量、产气量以及产水量的敏感程度值。在水合物开采早期（图14a）,水合物层初始温度、压力和渗透率敏感度值分别为4.4、3.2、1.2,这三个参数是影响水合物分解的关键参数;而在开采后期（图14d）,除了地层温度（敏感性值为2.9）外,地层压力影响明显减小。对于井口产气量而言,前期开采中,水合物层温度（敏感性值为1.7）与渗透率（敏感性值为0.8）对产气量的影响贡献大,另外则是地层压力与孔隙度（图14b）;在后期开采中,除了地层温度外,渗透率与地层厚度的影响程度较大（图14e）。此外,水合物地层压力、渗透率以及水合物饱和度是影响水合物前期产水量的重要参数（图14c）,而在开采后期,地层温度影响增大,压力以及水合物饱和度的影响相对前期减小（图14f）。
Fig. 14 Sensitivity of different geological parameters to hydrate production: (a) sensitivity to hydrate decomposition within 60 days; (b) sensitivity to gas production within 60 days; (c) sensitivity to water production within 60 days; (d) sensitivity to hydrate decomposition within 5 years; (e) sensitivity to gas production within 5 years; (f) sensitivity to water production within 5 years

图14 不同地质参数对水合物开采的敏感度:（a）60天开采内对水合物分解的敏感度;（b）60天开采内对产气量的敏感度;（c）60天开采内对产水量的敏感度;（d）5年开采内对水合物分解的敏感度;（e）5年开采内对产气量的敏感度;（f）5年开采内对产水量的敏感度

综上所述,无论是以哪一开采指标作为水合物开采潜力的评价标准,水合物地层温度、地层压力以及绝对渗透率是三个至关重要的地质参数。其中水合物稳定存在的初始温压条件是影响开采的主导参数,反映的是储层的能量问题。气体的有效开采主要取决于地层的初始温度,然而,水合物储层的能量并不是影响开采的唯一因素。如果地层渗透率很低时,流体无法及时流向井口,导致产气量较低。因此,在实际开采水合物的过程中,应该关注选择合适的生产井压力以达到有效降压的目的,采用注热等手段提高储层能量使水合物在后期更有效地分解,同时也应该关注相关的储层改造技术,在安全开采的前提下,提高储层渗透率。

3 结论

采用TOUGH+HYDRATE数值模拟工具探究储层温度、压力、渗透率、孔隙度等6个储层参数变化对水合物开采过程的影响程度。以单次单因子敏感度分析方法和水合物开采评价指标为依据,定性讨论了储层参数变化与水合物开采潜力之间的关系,同时,对影响水合物开采潜力的重要参数进行定量计算。主要得到以下结论:
（1）定量分析发现,储层温度与分解气量和产气量之间有较强的相关性;当水合物储层压力增大时,水合物分解气体体积随之减小,压力变化对水合物分解气体量的影响较大,储层压力的增大使得产气量增大,而在长期开采中,储层压力的变化对水合物产气量基本无影响,储层压力与产水量之间呈线性增加的关系;水合物分解气量、总产气量与孔隙度之间呈负相关,在后期开采中孔隙度与分解气体量,产气量之间的相关性趋势减小;在整个开采周期中,渗透率对水合物开采有明显的影响;短期开采中,水合物饱和度越大不利于水合物分解,使得分解气体体积与产水量随水合物饱和度的增大而减小,在长期开采中饱和度对产气量几乎没有影响;短期开采中,水合物厚度越大反而不利于水合物分解,但地层厚度大使水合物分解量增大。
（2）定性计算发现,水合物层初始温度、压力和渗透率是影响水合物早期分解的三个关键参数,地层厚度对水合物后期分解影响程度最大;水合物层初始温度与压力对前期产气量的影响贡献大;水合物地层压力、渗透率以及水合物饱和度是影响水合物前期产水量的重要参数,而在开采后期,地层温度影响增大;无论是以哪一开采指标作为水合物开采潜力的评价标准,水合物地层温度、地层压力以及绝对渗透率是三个至关重要的地质参数。

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