CN107575193A - 一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法 - Google Patents

Abstract

一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，属于天然气水合物的开采技术领域。所述方法包括：结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网及配套完井作业，完井后通过水平井实施降压开采直至无经济效益，降压开采后对水平井实施压裂作业，随后在注水井布置地面供给系统及井下注水系统，通过注水井对天然气水合物储藏注入驱替水，并从生产井对天然气及地层水进行收集；本发明适用于连通性差、储藏厚、天然气水合物饱和度低的储藏，通过注入表层海水及添加剂对储藏进行开发，表层海水具有一定温度，可促使天然气水合物分解，以实现天然气水合物储藏最优化开采，提高采气效率，且成本较低，可增加经济效益。

Description

一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法

技术领域

一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，属于天然气水合物的开采技术领域，具体涉及一种综合利用加热法和降压法开采天然气水合物的方法。

背景技术

天然气水合物(natural gas hydrate，简称NGH)，是天然气在一定的低温、高压下与水形成的非化学计量笼形化合物，也被称为“可燃冰”。1m³天然气水合物可含164m³甲烷气和0.8m³的水。“可燃冰”是天然气的附生产品，应用范围与天然气大致相同，是一种典型的石油替代品。“可燃冰”极易燃烧，在同等条件下，“可燃冰”燃烧产生的能量比煤、石油、天然气要高出数十倍，被誉为“属于末来的超级能源”。

我国的可燃冰储量十分丰富，根据调查研究，我国的天然气水合物主要分布在南海海域、东海海域、青藏高原冻土带以及东北冻土带。

人为地打破天然气水合物稳定存在的相平衡条件，促使其分解，是目前开发天然气水合物的主要方法。根据天然气水合物的平衡相图，大体上可分为加热法、化学法、降压法三类。

加热法：此方法主要是将蒸汽、热水、热盐水或其它热流体介质从地面泵入天然气水合物储层，也可采用开采重油时使用的火驱法或利用钻柱加热器。热开采技术的主要不足是会造成大量的热损失，效率很低。

添加化学剂：某些化学剂，诸如盐水、甲醇、乙醇、乙二醇、丙三醇等化学剂可以改变水合物形成的相平衡条件，降低水合物稳定温度。添加化学剂最大的缺点是费用太昂贵。由于大洋中天然气水合物的压力较高，因而不宜采用此方法。

降压法：通过降低压力而引起天然气水合物稳定的相平衡曲线的移动，从而达到促使天然气水合物分解的目的。开采水合物层之下的游离气是降低储层压力的一种有效方法，另外通过调节天然气的提取速度可以达到控制储层压力的目的，进而达到控制水合物分解的效果。降压法最大的特点是不需要昂贵的连续激发，因而其可能成为今后大规模开采天然气水合物的有效方法之一。

CN 200910059321.8公开了一种通过水泵向天然气水合物开采井外排水的装置和方法，通过排水降低天然气水合物层的压力，促进天然气水合物层的分解。但是单纯采用降压法提供的分解推动力小，且天然气水合物分解造成温度降低，当温度降低到0℃以下，还会造成冰堵塞和天然气水合物分解的停滞，CN 20111048906.4公开了一种排水降压的同时加热的方法开采天然气水合物，连续促进水合物的分解，上述两种方法都是利用水合物分解后气体上逸，水由于自重下落，水泵将水排出天然气水合物开采井外，但实际上分解气体上逸时携带大量的水汽，上逸速度很慢，开采效率很低。而且CN 20111048906.4中利用水平井燃烧加热，天然气水合物开采井内燃烧加热不安全，天然气水合物开采井内外都有可燃气体，使用明火直接加热非常危险。

发明内容

本发明涉及一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，所述方法包括：结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网及配套完井作业，完井后通过水平井实施降压开采直至无经济效益，降压开采后对水平井实施压裂作业，随后在注水井布置地面供给系统及井下注水系统，通过注水井对天然气水合物储藏注入驱替水，并从生产井对天然气及地层水进行收集；本发明适用于连通性差、储藏厚、天然气水合物饱和度低的储藏，通过注入表层海水及添加剂对储藏进行开发，表层海水具有一定温度，可促使天然气水合物分解，以实现天然气水合物储藏最优化开采，提高采气效率，且成本较低，可增加经济效益。

为了实现上述目的，本发明提供了一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，所述方法包括下述步骤：

步骤1、布置排式水平井网，结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网，水平井分为注水井及生产井，通过排式分布水平井来提高可动用天然气水合物储量；

步骤2、完井作业，排式水平井网布置完成后进行配套完井作业；

步骤3、降压开采，配套完井作业后，布置生产井配套地面系统，对注水井及生产井实施降压开采，直至无经济效益；

步骤4、压裂作业，降压开采后在井场布置压裂系统，对水平井段实施压裂作业；

步骤5、布置注水系统，注水系统包括地面供给系统和井下注水系统；

步骤6、注水开采，通过注水井对天然气水合物储藏注入驱替水，并从生产井收集天然气及地层水。

所述步骤1中排式水平井网包括：所述排式水平井网中所述注水井方向与所述生产井方向可以是同向的，也可以是反向的；所述排式水平井网中注水井与生产井的水平段可以是等长的，也可以是非等长的；所述排式水平井网中注水井与生产井可以是对齐分布的，也可以是错位分布的；所述注水井水平段深度与所述生产井水平段深度可以是等高的，所述注水井水平段也可以位于所述生产井水平段上方或下方；各井之间的距离根据储藏条件可以在一定范围内变化。

优选的，所述排式水平井网布置范围为：水平井网间距范围300-1000米，水平段长度范围500-2000米。

所述步骤2中配套完井作业分为直井段完井和水平段完井，所述直井段完井中直井段深度大于水平段深度5-30米，形成存液腔，以实现气水分采，减少采出气含水量，并抑制套管中天然气水合物形成；所述水平段完井可以包括射孔完井、裸眼完井、衬管完井；作业时在所述注水井及生产井直井段中下入电潜泵，下入至直井段底部存液腔，并下入防砂装置，防砂装置能够防止天然气水合物分解产生的砂石进入直井段内，防止砂石损坏井下设备；具体实施过程为依次向水平井中下入防砂装置、扶正器、电潜泵以及动力电缆，所述防砂装置、扶正器、电潜泵以及动力电缆均为常用井下工具，可根据实际储藏情况选择适应型号。

所述步骤3中生产井配套地面系统包括供电系统、地层水处理系统、采出气处理系统和控制系统。

所述供电系统包括电源、变频器，由动力电缆与生产井口油管入口依次连接，通过调整变频器输出功率，进而调整电潜泵在井底排液速度；所述电源包括发电机、工业用电及各种常规电源。

所述地层水处理系统包括储水装置、水处理装置、调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计，经由液体管线与生产井口油管出口依次连接，通过液体流量计、压力传感器及温度传感器实时收集电潜泵排液数据，通过调节阀门对排水量实施控制，通过水处理装置对地层水进行过滤、脱气处理，将过滤后的水供入储水装置以待下一步处理，所述储水装置内部设有计量装置，用以监测储水装置内部存水量；所述储水装置包括水罐以及其他具有存储水功能的容器，所述计量装置包括液位仪以及其他具有测量水位功能的装置，所述水处理装置包括具有过滤、分解水中溶解气功能的常规水处理设备，所述调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计、液体管线均为常规设备。

所述采出气处理系统包括储运设备、天然气处理设备、气液分离器、调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计，依次经由输气管线连接于生产井口套管出口，通过气体流量计、压力传感器及温度传感器实时收集套管采气数据，通过调节阀门对采气量实施控制，通过气液分离器对采出气进行气液分离处理，分离后的天然气供入天然气处理装置进行下一步加工，包括过滤处理、脱硫处理、脱水处理，处理后的天然气供入储运设备进行运输；所述储运设备包括输气管线、压力容器及其他具有天然气储运功能的常规设备，所述天然气处理设备包括具有过滤、脱硫、脱水功能的常规天然气处理设备，所述气液分离器为常规具有气液分离功能的设备，所述调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计、输气管线均为常规设备。

所述水处理装置与气液分离器之间通过输气管线与液体管线相连接，所述输气管线上设有气体流量计，所述液体管线上设有液体流量计，水处理装置中脱气后产生的天然气供入气液分离器，气液分离器分离出的水供入水处理装置进行下一步处理。

所述控制系统包括控制器和信号接收器，通过信号传输电缆与供电系统中变频器相连接，用以实时监测变频器工作状态，并通过控制器对变频器实施远程控制，通过信号传输电缆与地层水处理系统中调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计、计量装置连接，通过控制器实施监测地层水处理系统工作状态，并实现对地层水处理系统远程控制，通过信号传输电缆与采出气处理系统中调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计连接，通过控制器实施监测采出气处理系统工作状态，并实现对采出气处理系统远程控制；所述控制器包括计算机、平板电脑以及其他具有控制功能的常规设备，所述信号接收器为具有信号接收、转化功能的常规设备。

所述降压开采具体实施为，通过注水井及生产井中电潜泵对井底抽水，通过油管与套管环空部分采气，通过变频器对井下电潜泵排量实施调节，当天然气产量过低或其他原因导致无经济效益后，实施步骤4。

所述步骤4中压裂系统，包括搅拌装置、压裂液容器、增压装置、压力传感器、温度传感器、液体流量计、连续油管装置、控制器和信号接收器，其中搅拌装置、压裂液容器、增压装置、压力传感器、温度传感器和液体流量计通过液体管线逐一连接至连续油管装置，连续油管装置连接压裂井口，控制器和信号接收器通过信号传输电缆与压裂液容器、增压装置、压力传感器、温度传感器、液体流量计连接，通过控制器实施监测压裂系统工作状态，并实现对压裂作业精确控制；所述搅拌装置包括搅拌罐或其他具有搅拌功能的常用海上设备，所述压裂液容器包括液体储罐或其他具有存储压裂液功能的常用海上设备，所述增压装置包括压力泵或其他具有增压功能的常用海上设备，所述连续油管装置包括常规控制连续油管的海上设备，所述控制器包括计算机、平板电脑以及其他具有控制功能的常规设备，所述信号接收器为具有信号接收、转化功能的常规设备。

所述步骤4中压裂作业适用于连通性差、储藏厚、天然气水合物饱和度低的储藏，通过压裂的方式增加储藏连通性，以达到提高天然气采收率的目的；所述压裂实施方式包括注水井水平段压裂、生产井水平段压裂、注水井水平段和生产井水平段同时压裂；所述压裂为常规压裂方法，裂缝长度根据实际储藏情况可以进行调整。

所述步骤5中所述地面供给系统包括供水系统和控制系统。

所述供水系统包括水处理装置、搅拌装置、添加剂储液罐、储水装置、计量装置、增压装置、液体流量计、温度传感器、压力传感器，所述水处理装置入口连接于海面，出口连接于搅拌装置，所述添加剂储液罐通过液体管线与搅拌装置相连接，所述液体管线上设有液体流量计和调节阀门，所述搅拌装置、储水装置、增压装置、液体流量计、温度传感器、压力传感器经由液体管线与注水井口依次连接；所述水处理装置连接海面，对海水进行过滤处理，将过滤后的海水供入搅拌装置，所述添加剂储液罐通过液体管线将添加剂供入搅拌装置，所述搅拌装置将其内部供入的海水及添加剂搅拌均匀并供入所述储水装置，所述储水装置内部设有计量装置，用以监测储水装置内部存水量，所述增压装置为驱替水提供工作压力，所述液体流量计、压力传感器及温度传感器实时记录供水系统工作数据；所述水处理装置包括具有过滤功能的常规水处理设备，所述搅拌装置包括搅拌罐或其他可应用于海上平台并具有搅拌功能的常用设备，所述添加剂储液罐包括水罐以及其他具有存储水功能的容器，所述储水装置包括水罐以及其他具有存储水功能的容器，所述计量装置包括液位仪以及其他具有测量水位功能的装置，所述增压装置包括水泵或其他可应用于海上平台并具有增压功能的常规增压装置，所述温度传感器、压力传感器、液体流量计、液体管线均为常规设备。

所述控制系统包括控制器和信号接收器，通过信号传输电缆与供水系统中温度传感器、压力传感器、液体流量计、增压装置、计量装置、调节阀门连接，通过控制器实施监测供水系统工作状态，并实现对供水系统远程控制；所述控制器包括计算机、平板电脑以及其他具有控制功能的常规设备，所述信号接收器为具有信号接收、转化功能的常规设备。

所述步骤5中井下注水系统，包括隔热油管、扶正器、封隔器及喇叭口，在注水井底，依次将喇叭口、隔热油管、封隔器、扶正器下入注水井内，喇叭口到达直井段预设位置后将封隔器做封，以形成密闭注水空间，所述封隔器、扶正器可以是一个，也可以是多个；所述隔热油管、扶正器、封隔器及喇叭口为常规设备。

所述步骤6中注水开采具体实施过程为，通过注水井对天然气水合物储藏注入驱替水，并从生产井收集天然气及地层水；所述驱替水包括乙醇和表层海水，其中乙醇质量比为3％，其余组分为表层海水；在海上天然气水合物开发过程中，表层海水由于长期受日光照射，其温度高于海底天然气水合物储藏温度，且高于天然气水合物分解温度，尤其是热带海域，在夏季时表层海水温度可达三十摄氏度以上，将表层海水所携带的热量注入天然气水合物储藏中可极大程度上降低天然气水合物开采成本；在所述表层海水中加入3％质量比乙醇，可以改变天然气水合物形成的相平衡条件，降低水合物稳定温度，可加速天然气水合物的分解速度。

水平生产井采气过程中，通过控制注水井注入量及生产井采出气、水排量，进而调整生产井动液面以及井底流压，使生产井井底流压保持1.5-4Mpa之间，通过调整合理的排采速度，控制采出气含水量、温度，以抑制井筒中形成天然气水合物，并保持较高的采气速度。

本发明有益效果在于：

1)本发明首先通过降压法对注水井及生产井进行开采，以确保在后续注水开采时不会因为水合物大量分解而出现的井底压力过高、天然气流速过快对井下设备造成的危害，提高了天然气水合物开采的安全性。

2)本发明生产井底部设有存液腔，在注水开采过程中储藏所生成的水会进入生产井存液腔并经由电潜泵排出，使产出气避免在井下与水混合，可有效减少油套环空中天然气的含水量，增加气体上逸速度，进而提高生产效率。

3)本发明方法在天然气水合物层注入驱替水，通过驱替水填补了由于天然气水合物分解而产生的压降，能够维持地层压力，从而保障了生产设备的安全。

4)本发明方法利用表层海水所携带的热能、盐类和乙醇的分解作用，可增加天然气水合物分解效率，降低开采成本，且工作安全可靠。

5)本发明通过向目标储藏布置排式水平井网提高可采天然气水合物储量，相对于传统的直井井网、水平井井网，本发明排式水平井网能更大限度提高储藏中可采天然气水合物储量。

6)本发明通过压裂的方式增加储藏连通性，可增加连通性差、储藏厚、天然气水合物饱和度低储藏连通性，以达到提高天然气采收率的目的。

附图说明

为了更清楚地说明本发明的技术方案，下面将对描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为水平井网同向对齐分布示意图。

图2为水平井网反向对齐分布示意图。

图3为水平井网同向错位分布示意图。

图4为水平井网反向错位分布示意图。

图5为水平段深度示意图。

图6为降压开采完井示意图。

图7为生产井地面布置示意图。

图8为压裂系统地面示意图。

图9为注水井压裂示意图。

图10为生产井压裂示意图。

图11为注水井及生产井同时压裂示意图。

图12为注水井地面供给系统示意图。

图13为井下注水系统示意图。

附图标号：1、注水井2、生产井3、天然气水合物储层4、上覆岩层5、下覆岩层6、海水7、海上平台8、直井段9、水平段10、套管11、油管12、防砂装置13、存液腔14、扶正器15、电潜泵16、电源17、变频器18、动力电缆19、生产井口20、液体流量计21、压力传感器22、温度传感器23、液体管线24、调节阀门25、水处理装置26、储水装置27、计量装置28、输气管线29、气体流量计30、气液分离器31、天然气处理设备32、储运设备33、控制器34、信号接收装置35、信号传输电缆36、搅拌装置37、压裂液容器38、增压装置39、连续油管装置40、压裂井口41、压裂裂缝42、添加剂储液罐43、注水井口44、隔热油管45、封隔器46、喇叭口。

具体实施方式

本发明实施例提供一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，所述方法包括：结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网及配套完井作业，完井后通过水平井实施降压开采直至无经济效益，降压开采后对水平井实施压裂作业，随后在注水井布置地面供给系统及井下注水系统，通过注水井对天然气水合物储藏注入驱替水，并从生产井对天然气及地层水进行收集。

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明实施例提供了一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，所述方法包括如下步骤：

步骤1、布置排式水平井网，结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网，水平井分为注水井及生产井，通过排式分布水平井来提高可动用天然气水合物储量，排式水平井网有以下几种排布方式：

如图1所示，图1为水平井网同向对齐分布示意图，注水井1与生产井2同向分布，注水井1水平段与生产井2水平段呈横向对齐分布。

如图2所示，图2为水平井网反向对齐分布示意图，注水井1与生产井2反向分布，注水井1水平段与生产井2水平段呈横向对齐分布。

如图3所示，图3为水平井网同向错位分布示意图，注水井1与生产井2同向分布，注水井1水平段与生产井2水平段呈横向错位分布，且注水井1脚跟处位于生产井2脚跟处后方。

如图4所示，图4为水平井网反向错位分布示意图，注水井1与生产井2反向分布，注水井1水平段与生产井2水平段呈横向错位分布，且注水井1脚跟处位于生产井2脚尖处前方。

注水井水平段与生产井水平段深度排布有以下几种方式，如图5所示，为水平段深度示意图：

图5A为注水井1水平段下入深度小于生产井2水平段下入深度，注水井1和生产井2水平段均在天然气水合物储层3中，海水6、上覆岩层4之下，下覆岩层5之上。

图5B为注水井1水平段下入深度等于生产井2水平段下入深度，注水井1和生产井2水平段均在天然气水合物储层3中，海水6、上覆岩层4之下，下覆岩层5之上。

图5C为注水井1水平段下入深度大于生产井2水平段下入深度，注水井1和生产井2水平段均在天然气水合物储层3中，海水6、上覆岩层4之下，下覆岩层5之上。

步骤2、完井作业，排式水平井网布置完成后进行配套完井作业，如图6所示降压开采完井示意图，所述直井段8钻入深度大于水平段9钻入深度，形成存液腔13；在注水井1及生产井2直井段8中下入电潜泵15，下入至直井段8底部存液腔13，并下入防砂装置12，通过油管11对井底抽水，通过油管11与套管10环空部分采气；具体实施过程为依次向水平井中下入防砂装置12、扶正器14、电潜泵15以及动力电缆，动力电缆图中未视。

步骤3、降压开采，配套完井作业后，布置生产井配套地面系统，对注水井及生产井实施降压开采，直至无经济效益，如图7所示生产井地面布置示意图，所述生产井配套地面系统包括供电系统、地层水处理系统、采出气处理系统和控制系统。

所述供电系统包括电源16、变频器17，由动力电缆18与生产井口19油管11入口依次连接，通过调整变频器17输出功率，进而调整电潜泵15在井底排液速度。

所述地层水处理系统包括储水装置26、水处理装置25、调节阀门24、温度传感器22、压力传感器21、液体流量计20，通过液体管线23与生产井口19油管11出口相连接，通过液体流量计20、压力传感器21及温度传感器22实时收集电潜泵15排液数据，通过调节阀门24对排水量实施控制，通过水处理装置25对地层水进行过滤、脱气处理，将过滤后的水供入储水装置26以待下一步处理，所述储水装置26内部设有计量装置27，用以监测储水装置26内部存水量。

所述采出气处理系统包括储运设备32、天然气处理设备31、气液分离器30、调节阀门24、温度传感器22、压力传感器21、气体流量计29，依次经由输气管线28连接于生产井口19套管10出口，通过气体流量计29、压力传感器21及温度传感器22实时收集套管10采气数据，通过调节阀门24对采气量实施控制，通过气液分离器30对采出气进行气液分离处理，分离后的天然气供入天然气处理装置31进行下一步加工，包括过滤处理、脱硫处理、脱水处理，处理后的天然气供入储运设备32进行运输，所述气液分离器30、天然气处理设备31及储运设备32由输气管线28连接，并在管线上设有气体流量计29。

所述水处理装置25与气液分离器30之间通过输气管线28与液体管线23相连接，所述输气管线28上设有气体流量计29，所述液体管线23上设有液体流量计20，水处理装置25中脱气后产生的天然气供入气液分离器30，气液分离器30分离出的水供入水处理装置25进行下一步处理。

所述控制系统包括控制器33和信号接收器34，通过信号传输电缆35与供电系统中变频器17相连接，用以实时监测变频器17工作状态，并通过控制器33对变频器17实施远程控制，通过信号传输电缆35与地层水处理系统中调节阀门24、温度传感器22、压力传感器21、液体流量计20、计量装置27连接，通过控制器33实施监测地层水处理系统工作状态，并实现对地层水处理系统远程控制，通过信号传输电缆35与采出气处理系统中调节阀门24、温度传感器22、压力传感器21、气体流量计29连接，通过控制器33实施监测采出气处理系统工作状态，并实现对采出气处理系统远程控制。

步骤4、压裂作业，降压开采后在井场布置压裂系统，对水平井段实施压裂作业，如图8所示压裂系统地面示意图，所述压裂系统，包括搅拌装置36、压裂液容器37、增压装置38、压力传感器21、温度传感器22、液体流量计20、连续油管装置39、控制器33和信号接收器34，其中搅拌装置36、压裂液容器37、增压装置38、压力传感器21、温度传感器22和液体流量计20通过液体管线23逐一连接至连续油管装置39，由连续油管装置39连接压裂井口40，控制器33和信号接收器34通过信号传输电缆35与压裂液容器37内部计量装置27、增压装置38、压力传感器21、温度传感器22、液体流量计20连接，通过控制器33实施监测压裂系统工作状态，并实现对压裂作业精确控制。

步骤4中压裂作业适用于连通性差、储藏厚、天然气水合物饱和度低的储藏，通过压裂的方式增加储藏连通性，以达到提高天然气采收率的目的；所述压裂实施方式包括注水井水平段压裂、生产井水平段压裂、注水井水平段和生产井水平段同时压裂；如图9所示注水井压裂示意图，压裂裂缝41位于注水井1水平段；图10所示生产井压裂示意图，压裂裂缝41位于生产井2水平段；图11所示注水井及生产井同时压裂示意图，压裂裂缝41位于注水井1水平段及生产井2水平段；所述压裂为常规压裂方法，裂缝长度根据实际储藏情况可以进行调整。

步骤5、布置注水系统，注水系统包括地面供给系统和井下注水系统；如图12所示注水井地面供给系统示意图，所述地面供给系统包括供水系统和控制系统。

所述供水系统包括水处理装置25、搅拌装置36、添加剂储液罐42、储水装置26、计量装置27、增压装置38、液体流量计20、温度传感器22、压力传感器21，所述水处理装置25入口连接于海面，出口连接于搅拌装置36，所述添加剂储液罐42通过液体管线23与搅拌装置36相连接，所述液体管线23上设有液体流量计20和调节阀门24，所述搅拌装置36、储水装置26、增压装置38、液体流量计20、温度传感器22、压力传感器21经由液体管线23与注水井口43依次连接；所述水处理装置25连接海面，对海水进行过滤处理，将过滤后的海水供入搅拌装置36，所述添加剂储液罐42通过液体管线23将添加剂供入搅拌装置36，所述搅拌装置36将其内部供入的海水及添加剂搅拌均匀并供入所述储水装置26，所述储水装置26内部设有计量装置27，用以监测储水装置26内部存水量，所述增压装置38为驱替水提供工作压力，所述液体流量计20、压力传感器21及温度传感器22实时记录供水系统工作数据。

所述步骤5中井下注水系统，如图13所示，包括隔热油管44、扶正器14、封隔器45及喇叭口46，在注水井底，依次将喇叭口46、隔热油管44、封隔器45、扶正器14下入注水井内，喇叭口46到达直井段8预设位置后将封隔器45做封，以形成密闭注水空间。

步骤6、注水开采，通过注水井1对天然气水合物储层3注入驱替水，并从生产井2收集天然气及地层水；所述驱替水包括乙醇和表层海水，其中乙醇质量比为3％，其余组分为表层海水。

Claims (10)

1.一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

步骤1、布置排式水平井网，结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网，水平井分为注水井及生产井，通过排式分布水平井来提高可动用天然气水合物储量；

步骤2、完井作业，排式水平井网布置完成后进行配套完井作业；

步骤3、降压开采，配套完井作业后，布置生产井配套地面系统，对注水井及生产井实施降压开采，直至无经济效益；

步骤4、压裂作业，降压开采后在井场布置压裂系统，对水平井段实施压裂作业；

步骤5、布置注水系统，注水系统包括地面供给系统和井下注水系统；

步骤6、注水开采，通过注水井对天然气水合物储藏注入驱替水，并从生产井收集天然气及地层水。

2.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述注水井水平段延伸方向与所述生产井水平段延伸方向可以是同向的，也可以是反向的；所述注水井水平段深度与所述生产井水平段深度可以是等高的，所述注水井水平段也可以位于所述生产井水平段上方或下方。

3.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述配套完井作业分为直井段完井和水平段完井，所述直井段完井中直井段深度大于水平段，形成存液腔；所述水平段完井可以包括射孔完井、裸眼完井、衬管完井。

4.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述降压开采为在注水井及生产井中下入电潜泵，通过油管对井底抽水，通过油管与套管环空部分采气。

5.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述降压开采中生产井配套地面系统包括供电系统、地层水处理系统、采出气处理系统和控制系统，所述供电系统包括电源、变频器；所述地层水处理系统包括储水装置、水处理装置、调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计；所述采出气处理系统包括储运设备、天然气处理设备、气液分离器、调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计；所述控制系统包括控制器和信号接收器。

6.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述压裂系统包括搅拌装置、压裂液容器、增压装置、压力传感器、温度传感器、液体流量计、连续油管装置、控制器和信号接收器。

7.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述压裂作业包括注水井水平段压裂、生产井水平段压裂、注水井水平段和生产井水平段同时压裂，所述压裂为常规压裂方法。

8.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述地面供给系统包括供水系统和控制系统，所述供水系统包括水处理装置、搅拌装置、添加剂储液罐、储水装置、计量装置、增压装置、液体流量计、温度传感器、压力传感器；所述控制系统包括控制器和信号接收器。

9.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述井下注水系统包括隔热油管、扶正器、封隔器及喇叭口。

10.如权利要求1所述一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法，其特征在于，所述驱替水包括乙醇和表层海水，其中乙醇质量比为3％，其余组分为表层海水。