CN108180001A - 泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法 - Google Patents

Abstract

泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，属于天然气水合物开采领域，该方法通过向天然气水合物层中注入含有泡沫水泥砂浆，可在天然气水合物层中形成比原有天然气水合物层强度和渗透率更高的网状骨架结构。与现有技术相比，本发明一方面通过网状骨架结构增加天然气水合物层稳定性，另一方面通过网状骨架结构中的孔隙提高天然气水合物层的渗透率，从而达到提高单井开采效率，延长开采周期，降低水合物开采过程中地质灾害发生的效果。

Description

泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法

技术领域

本发明属于天然气水合物开采领域，涉及一种储层改造方法，尤其涉及一种海洋泥质粉砂型天然气水合物的储层改造方法。

背景技术

天然气水合物是由天然气与水在高压低温条件下形成的类冰状的结晶物质，广泛分布于深海沉积物或陆域的永久冻土中，其有机碳储量相当于全球已探明的煤、石油、天然气的两倍，被公认为21世纪的重要后续能源。

由于海洋中的天然气水合物储量远远地大于陆地上天然气水合物的储量，海洋将成为未来天然气水合物资源开发的主要区域。日本的两次海上天然气水合物开采均为海底砂岩型天然气水合物，该类型天然气水合物具有渗透性好、饱和度高的特点，开采难度相对较小。但90％以上的天然气水合物分散的分布于海底泥质粉砂岩中，海底泥质粉砂岩渗透性差，开采难度极大。天然气水合物开采会出现很多的问题，一方面，天然气水合物分解会导致原先由天然气水合物固结的沉积层变得松散，产生海底滑坡等事故；另一方面，由于泥质粉砂岩的渗透性差，水合物分解产生的水不能及时排除，降低了产气效率。

2017年5月10日至7月9日，我国在神狐海域实现全球首次泥质粉砂型天然气水合物开采。该次开采连续试气点火60天，累计产气量超过30万立方米，平均日产5000立方米以上，最高产量达3.5万立方米每天。针对我国南海神狐海域主要赋存泥质粉砂型水合物，并且渗透率低的情况，此次试采，采用了水力割缝的方法进行储层改造。通过测试表明，割缝效果良好，大大提高了地层渗透性。然而本次海洋天然气水合物开采远未达到商业化开采的程度。

为实现海洋天然气水合物的商业化开采，需要通过进一步的储层改造的方法提高单井开采效率，延长开采周期，降低天然气水合物开采过程中地质灾害发生的可能性。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是：为了提高单井开采效率，延长开采周期，降低天然气水合物开采过程中地质灾害发生的可能性，提供一种泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法。

本发明采用如下的技术方案：泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一、利用钻进装置从海底表面钻进至设计深度形成井眼，对井眼进行固井和完井作业；

步骤二、配置泡沫液和水泥砂浆，并将两者混合均匀形成泡沫水泥砂浆，泡沫水泥砂浆中的泡沫占总体积的10％～60％；

步骤三、下入注浆管，从注浆管内部泵送所述泡沫水泥砂浆进入到天然气水合物层中，注浆压力大于天然气水合物层的初始应力和抗剪强度使得天然气水合物层产生劈裂裂隙；

步骤四、注浆结束后，水化的水泥将砂浆胶结在一起形成网状骨架结构，泡沫在网状骨架结构中形成孔隙，孔隙率为10％～60％；

步骤五、天然气水合物层改造完成后，对天然气水合物层进行开采。

进一步，步骤一中，从海底表面钻进至设计深度过程，采用直井时钻进至天然气水合物层底部以下5米～20米；采用水平井时，水平井位于天然气水合物层的中间位置。

进一步，步骤一中，固井作业是在钻井完成后，在井眼中完成下套管和注水泥浆的过程。

进一步，步骤一中，完井作业是在固井作业完成后，采用射孔或下入花管方式使井眼与天然气水合物层连通。

进一步，步骤二中，所述的泡沫水泥砂浆中的泡沫液采用液态二氧化碳泡沫液，液态二氧化碳泡沫液是在温度为-17℃～-25℃、压力为2MPa～3MPa的条件下由液态二氧化碳和基液混合而成的，液态二氧化碳和基液配比为1:1，基液由清水或海水、起泡剂、稳泡剂及粘土稳定剂组成，按照重量百分比计为：基液是由95％～97％清水或海水、1％～2％的YPF-1起泡剂、0.5％～2％的羟丙基胍胶及0.5％～1％的A-25粘土稳定剂组成，以上各组分重量百分比之和为100％。

进一步，步骤二中，采用物理发泡的方式得到泡沫水泥砂浆，即通过搅拌系统或压缩空气将泡沫液和水泥砂浆充分混合并发泡，从而得到泡沫水泥砂浆。

进一步，步骤二中，所述的泡沫水泥砂浆中的泡沫液采用化学发泡泡沫液，

化学发泡泡沫液配方组成如下：

A液：按照重量百分比计为：3％～10％的铵盐，0.5％～2％的羟丙基胍胶稳泡剂，1％～2％的YPF-1起泡剂，0.5％～1％的A-25粘土稳定剂，85％～95％的清水或海水，以上各组分重量百分比之和为100％；

B液：按照重量百分比计为：3％～10％的亚硝酸盐，0.5％～2％的羟丙基胍胶稳泡剂，1％～2％的YPF-1起泡剂，0.5％～1％的A-25粘土稳定剂，85％～95％的清水或海水，以上各组分重量百分比之和为100％；

A液与B液的配比为1:1。

进一步，步骤三中，注浆压力为1MPa～15MPa。

进一步，步骤三中，所述的注浆管对天然气水合物层进行分段注浆，每段的层间距为3米～8米。

通过上述设计方案，本发明可以带来如下有益效果：本发明一方面通过网状骨架结构增加天然气水合物地层稳定性，另一方面通过网状骨架结构中的孔隙提高天然气水合物地层的渗透率，可提高到原始天然气水合物地层渗透率的10倍以上，从而达到提高单井开采效率，延长开采周期，降低水合物开采过程中地质灾害发生的可能性的效果。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明示意性实施例及其说明用于理解本发明，并不构成本发明的不当限定，在附图中：

图1是海洋泥质粉砂型天然气水合物储层改造示意图。

图2是水平井改造天然气水合物储层示意图

图3是双层管孔底混合注浆示意图。

图中：1-上覆地层；2-天然气水合物层；3-花管段；4-止浆塞；5-下伏地层；6-导管；7-表层套管；8-技术套管；9-天然气水合物层套管；10-注浆管；11-网状骨架结构；12-水泥环；13-隔水管；14-混合系统；15-注浆泵；16-海上钻井平台；17-水泥砂浆暂存罐；18-泡沫液储罐；19-液体二氧化碳储罐；20-基液暂存罐；21-钻进装置；22-海平面；23-井口装置；24-通道一；25-通道二；26-双通道水龙头；27-外管；28-内管。

具体实施方式

为了更清楚地表明本发明，下面结合优选实施例和附图对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。为了避免混淆本发明的实质，公知的方法、过程并没有详细的叙述。

实施例1

如图1所示，在海平面22以下一定含有天然气水合物层2，天然气水合物层2位于上覆地层1和下伏地层5之间，在海上钻井平台16与海底的上覆地层1之间安装隔水管13和井口装置23。采用机械破碎或水力破碎的方法，通过钻进装置21钻进至天然气水合物层2底部以下5米～20米，在此过程中完成下入导管6、表层套管7、技术套管8及天然气水合物层套管9，并将水泥浆分别从各层套管泵入至套管与井壁之间的环状空间，形成水泥环12，防止井壁坍塌。

将射孔枪下至预定深度，对位于天然气水合物层2的天然气水合物层套管9、水泥环12进行射孔，有效地连通井眼与天然气水合物层2。当天然气水合物层2较长时，采取分段射孔的方法，每段长度为3米～8米。

在海上钻井平台16上，将液态二氧化碳与基液按照1:1的配比进行混合形成泡沫液，泡沫质量控制在20％～70％左右，基液是由95％～97％清水或海水、1％～2％的YPF-1起泡剂、0.5％～2％的羟丙基胍胶及0.5％～1％的A-25粘土稳定剂组成，以上各组分重量百分比之和为100％，将泡沫液与水泥砂浆在混合系统14中混合均匀形成泡沫水泥砂浆，泡沫水泥砂浆中泡沫占总体积的10％～60％之间，优选的，将液态二氧化碳与基液按照1:1的配比进行混合，混合均匀，形成液态二氧化碳泡沫液，将液态二氧化碳泡沫液与水泥砂浆在海上钻井平台16混合均匀后注入到天然气水合物层2中，其中水泥砂浆储存在水泥砂浆暂存罐17内，泡沫液储存在泡沫液储罐18内，液体二氧化碳储存在液体二氧化碳储罐19内，基液储存在基液暂存罐20内。

将注浆管10下入到天然气水合物层2的下部，通过止浆塞4封堵注浆管10与天然气水合物层套管9之间的间隙，防止浆液上返。注浆泵15将混合系统14中配置的泡沫水泥砂浆通过注浆管10上的花管段3泵入到天然气水合物层2中。上移注浆管10，依次完成各段注浆。注浆结束后，水化的水泥将砂浆胶结在一起形成网状骨架结构11，泡沫在网状骨架结构11中形成大量的孔隙，孔隙率为10％～60％，使得网状骨架结构11渗透性增强，渗透率可增强到原有天然气水合物地层2的10倍以上。必要时，可对同一注浆段实行多次注浆，增加注浆效果。

通过钻进装置21钻开注浆时在天然气水合物层2中形成的注浆塞，通过抽取地层流体、注入热流体、注入二氧化碳实现降压开采、热激发开采或置换开采。

实施例2

本实施例的主要技术方案与实施例1相同，在本实施例中未解释的特征，采用实施例1的解释。在此不再进行赘述。如图2所示，本实施例与实施例1的区别在于，所述的由海底表面钻进至天然气水合物层2，在天然气水合物层2段采用水平定向井，水平井位于天然气水合物层2的中间位置。注浆时，对天然气水合物层2进行分段注浆，每段长度为3米～8米。

实施例3

本实施例的主要技术方案与实施例1相同，在本实施例中未解释的特征，采用实施例1的解释。在此不再进行赘述。本实施例与实施例1的区别在于，所述的泡沫水泥砂浆中的泡沫液可以采用物理发泡的方式。在海上钻井平台16通过搅拌系统或压缩空气将泡沫液和水泥砂浆充分混合并发泡得到泡沫水泥砂浆，将泡沫水泥砂浆通过注浆管10的花管段3注入到天然气水合物层2中。

实施例4

本实施例的主要技术方案与实施例1相同，在本实施例中未解释的特征，采用实施例1的解释。在此不再进行赘述。本实施例与实施例1的区别在于，所述的泡沫水泥砂浆中的泡沫液可以采用化学发泡泡沫液。化学发泡泡沫液的配方如下：

A液：按照重量百分比计为：3％～10％的铵盐，0.5％～2％的羟丙基胍胶稳泡剂，1％～2％的YPF-1起泡剂，0.5％～1％的A-25粘土稳定剂，85％～95％的清水或海水，以上各组分重量百分比之和为100％；

B液：按照重量百分比计为：3％～10％的亚硝酸盐，0.5％～2％的羟丙基胍胶稳泡剂，1％～2％的YPF-1起泡剂，0.5％～1％的A-25粘土稳定剂，85％～95％的清水或海水，以上各组分重量百分比之和为100％；

A液与B液的配比为1:1，铵盐与亚硝酸盐反应生成氮气和水，同时放出热量。

如图3所示，通过双层管孔底混合注浆工艺，将含有铵盐的泡沫水泥砂浆和含有亚硝酸盐的泡沫水泥砂浆分别通过双通道水龙头26的通道一24和通道二25进入注浆管10的内管28和外管27进入到注浆管10的花管段3混合。在浆液注入到天然气水合物层2的过程中，由于铵盐和亚硝酸盐反应生成氮气和水，促使泡沫水泥砂浆发泡。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (10)

1.泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一、利用钻进装置(21)从海底表面钻进至设计深度形成井眼，对井眼进行固井和完井作业；

步骤二、配置泡沫液和水泥砂浆，并将两者混合均匀形成泡沫水泥砂浆，泡沫水泥砂浆中的泡沫占总体积的10％～60％；

步骤三、下入注浆管(10)，从注浆管(10)内部泵送所述泡沫水泥砂浆进入到天然气水合物层(2)中，注浆压力大于天然气水合物层(2)的初始应力和抗剪强度使得天然气水合物层(2)产生劈裂裂隙；

步骤四、注浆结束后，水化的水泥将砂浆胶结在一起形成网状骨架结构(11)，泡沫在网状骨架结构(11)中形成孔隙，孔隙率为10％～60％；

步骤五、天然气水合物层(2)改造完成后，对天然气水合物层(2)进行开采。

2.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤一中，从海底表面钻进至设计深度过程，采用直井时钻进至天然气水合物层(2)底部以下5米～20米；采用水平井时，水平井位于天然气水合物层(2)的中间位置。

3.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤一中，固井作业是在钻井完成后，在井眼中完成下套管和注水泥浆的过程。

4.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤一中，完井作业是在固井作业完成后，采用射孔或下入花管方式使井眼与天然气水合物层(2)连通。

5.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤二中，所述的泡沫水泥砂浆中的泡沫液采用液态二氧化碳泡沫液，液态二氧化碳泡沫液是在温度为-17℃～-25℃、压力为2MPa～3MPa的条件下由液态二氧化碳和基液混合而成的，液态二氧化碳和基液配比为1:1，基液由清水或海水、起泡剂、稳泡剂及粘土稳定剂组成。

6.根据权利要求5所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：按照重量百分比计为：基液是由95％～97％清水或海水、1％～2％的YPF-1起泡剂、0.5％～2％的羟丙基胍胶及0.5％～1％的A-25粘土稳定剂组成，以上各组分重量百分比之和为100％。

7.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤二中，采用物理发泡的方式得到泡沫水泥砂浆，即通过搅拌系统或压缩空气将泡沫液和水泥砂浆充分混合并发泡得到泡沫水泥砂浆。

8.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤二中，所述的泡沫水泥砂浆中的泡沫液采用化学发泡泡沫液，

化学发泡泡沫液配方组成如下：

A液：按照重量百分比计为：3％～10％的铵盐，0.5％～2％的羟丙基胍胶稳泡剂，1％～2％的YPF-1起泡剂，0.5％～1％的A-25粘土稳定剂，85％～95％的清水或海水，以上各组分重量百分比之和为100％；

B液：按照重量百分比计为：3％～10％的亚硝酸盐，0.5％～2％的羟丙基胍胶稳泡剂，1％～2％的YPF-1起泡剂，0.5％～1％的A-25粘土稳定剂，85％～95％的清水或海水，以上各组分重量百分比之和为100％；

A液与B液的配比为1:1。

9.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤三中，注浆压力为1MPa～15MPa。

10.根据权利要求1所述的泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法，其特征在于：步骤三中，所述的注浆管(10)对天然气水合物层(2)进行分段注浆，每段的层间距为3米～8米。