CN114542022B - 一种深海天然气水合物充填开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种深海天然气水合物充填开采方法，采用水平井和立井联合布置方式，以主力井为中心建立条带回采区；采用立井和水平井组合方式对天然气水合物进行开采，利用注浆工艺对开采完成的分段进行注浆充填，该深海天然气水合物充填开采方法可以有效减少因天然气水合物储层中天然气水合物分解引起的所述储层强度降低而引起的海底地层变形沉降及海底滑坡等地质灾害的发生。
Description
技术领域
本发明涉及了一种深海水合物开采方法，尤其涉及一种深海天然气水合物充填开采方法。
背景技术
天然气水合物是一种由天然气和水在低温和高压条件下形成的似冰状笼型结晶化合物，广泛分布于高纬度极地冻土地层和海洋湖泊等深水地层中，具有储量大和能量密度高等特点，被认为是一种潜在能源。其中，甲烷的能源密度(在标准状况下每单位岩石体积中的甲烷体积)很大，是煤和黑色页岩的10倍，天然气的2.5倍。
天然气水合物在自然界广泛分布在大陆、岛屿的斜坡地带、活动和被动大陆边缘的隆起处、极地大陆架以及海洋和一些内陆湖的深水环境。天然气水合物的形成条件：低温，温度一般低于10℃；高压，压力一般高于10MPa；充足的天然气(烃类，以甲烷为主)气体来源；有利的水合物赋存空间。
由于天然气水合物主要分布在海底弱胶结未成岩的渗透系数较小的松散颗粒孔隙中，通过已有的试开采报道可以得出，目前已有的开采方法开采效率过低，尚不能达到商业化开采的生产条件，开采效率的提高需要改变已有的开采井的布置，同时，还要考虑尽量降低井网布置的费用并尽量减小由于孔隙中天然气水合物分解对上覆地层的影响。因此，亟需一种行之有效的可以提高深海天然气水合物开采效率并能有效控制由于天然气水合物开采引起的海底地层变形的工业开采方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种深海天然气水合物充填开采方法，以解决解决海域天然气水合物开采过程中地层变形问题，提高深海天然气水合物开采安全性及开采效率。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
一种深海天然气水合物充填开采方法，包括以下步骤：
S1：确定天然气水合物所在区域，分析所述区域内天然气水合物地层渗透系数、地层温度及颗粒级配地质参数；
S2：确定所述区域内的钻井位置，并搭设海上开采平台；所述海上开采平台通过主立井贯穿覆盖层并伸入所述区域内；
S3：确定回采区块及回采区块的布置顺序，以所述主立井为中心向周边施工回采井；所述回采井是指除所述主立井以外的开采井；
S4：在所述回采区块中完成工序并安装开采装置和钻孔孔底封堵设备；
S5：确定所述回采区块天然气水合物开采方式；
S6：当所述回采区块内先开采区域产气量降低时，切换所述回采区块内进行未开采所述回采区块区域开采工作；
S7：利用劈裂注浆和压力注浆相结合的注浆方式向已开采完成的所述回采区块地层中注入浆液提高已开采完成区域地层的力学强度；
S8：交替进行上述开采和充填首轮交替作业，实现开采区域的稳定生产，同时提高已开采所述回采区块地层强度。
步骤二中所述覆盖层处于海水层下方；所述主立井贯穿所述覆盖层并置于所述设计层位。
所述设计层位为所述天然气水合物储层上下边界位置。
所述回采区块包括上回收水平井、下供能水平井和开采立井；所述上回收水平井和下供能水平井分别置于所述天然气水合物储层上下边界。
步骤五中所述开采方式为降压开采或注热开采。
所述降压开采具体为通过所述下供能水平井对所述开采立井周围进行降压，分解产生的天然气通过所述上回收水平井及主立井输送到所述海上开采平台。
所述注热开采方式具体为过所述下供能水平井向所述开采立井进行注入高温流体，进行闷井；分解产生的天然气通过所述上回收水平井及主立井输送到所述海上开采平台。
所述回采区块开采方式为长臂增效开采方法、条带分区开采方法或分层开采方法。
步骤七中所述注浆液为水性液态缓凝材料，可注入颗粒孔隙并驱替其中的海水并凝固胶结周边颗粒。
注浆时注浆压力需满足为所述水平井内孔隙水压力的3-5倍。
本发明具有如下技术效果：本发明通过采用水平井和立井联合布置方式，采用多分支井钻进施工工艺对开采区域天然气水合物储层进行分区或分段，采用立井和水平井组合方式对天然气水合物进行开采，利用注浆工艺对开采完成的分段进行注浆充填，该深海天然气水合物充填开采方法可以有效减少因天然气水合物储层中天然气水合物分解引起的所述储层强度降低而引起的海底地层变形沉降及海底滑坡等地质灾害的发生，该深海天然气水合物充填开采方法，设计思路明确，创新性强，可以有效提高深海天然气水合物开采过程海底地层稳定性，减轻开采产水造成的井筒破坏和海底地质灾害事故的发生，可以为提高深海水合物开采效率及安全性提供有益的技术指导，在本技术领域具有广泛的推广和应用价值。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明条带分区开采方法施工示意图；
图2为本发明两侧开采区块同时间隔后退开采示意图；
图3为本发明两侧开采区块同时间隔前进开采示意图；
图4为本发明两侧开采区块同时依次后退开采示意图；
图5为本发明两侧开采区块同时依次前进开采示意图；
图6为本发明单侧交替顺次后退开采示意图；
图7为本发明单侧交替顺次前进开采示意图；
图8为本发明单侧交替间隔前进开采示意图；
图9为本发明单侧交替间隔后退开采示意图；
图10为本发明为分层开采方法施工示意图；
图11为水平分层对称下行间隔充填开采示意图；
图12为水平分层对称上行间隔充填开采示意图；
图13为水平分层对称下行顺序充填开采示意图；
图14为水平分层对称上行顺序充填开采示意图；
图15为水平分层单侧下行间隔充填开采示意图；
图16为水平分层单侧上行间隔充填开采示意图；
图17为水平分层单侧下行顺序充填开采示意图；
图18为水平分层单侧上行顺序充填开采示意图；
图19为本发明长臂充填开采井布置示意图；
图20为前进式开采井布置示意图；
图21为后退式开采井布置示意图；
图中，1-海上开采平台；2-海水层；3-主立井；4-覆盖层；5-上回收水平井；6-开采立井；6’-第二开采立井，7-下供能水平井；8-天然气水合物储层；9-下部地层；10-开采分解区域；11-开采水平井。
具体实施方式
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。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
一种深海天然气水合物充填开采方法，包括以下步骤：
S1：确定天然气水合物所在区域，分析所述区域内天然气水合物地层渗透系数、地层温度及颗粒级配地质参数；
S2：确定所述区域内的钻井位置，并搭设海上开采平台；所述海上开采平台通过主立井贯穿覆盖层并伸入所述区域内；
S3：确定回采区块及回采区块的布置顺序，以所述主立井为中心向周边施工回采井；所述回采井是指除所述主立井以外的开采井；
S4：在所述回采区块中完成工序并安装开采装置和钻孔孔底封堵设备；
S5：确定所述回采区块天然气水合物开采方式；
S6：当所述回采区块内先开采区域产气量降低时，切换所述回采区块内进行未开采所述回采区块区域开采工作；
S7：利用劈裂注浆和压力注浆相结合的注浆方式向已开采完成的所述回采区块地层中注入浆液提高已开采完成区域地层的力学强度；
S8：交替进行上述开采和充填首轮交替作业，实现开采区域的稳定生产，同时提高已开采所述回采区块地层强度。
步骤二中所述覆盖层处于海水层下方；所述主立井贯穿所述覆盖层并置于所述设计层位。
所述设计层位为所述天然气水合物储层上下边界位置。
所述回采区块包括上回收水平井、下供能水平井和开采立井；所述上回收水平井和下供能水平井分别置于所述天然气水合物储层上下边界。
步骤五中所述开采方式为降压开采或注热开采。
所述降压开采具体为通过所述下供能水平井对所述开采立井周围进行降压，分解产生的天然气通过所述上回收水平井及主立井输送到所述海上开采平台。
所述注热开采方式具体为过所述下供能水平井向所述开采立井进行注入高温流体，进行闷井；分解产生的天然气通过所述上回收水平井及主立井输送到所述海上开采平台。
所述回采区块开采方式为长臂增效开采方法、条带分区开采方法或分层开采方法。
步骤七中所述注浆液为水性液态缓凝材料，可注入颗粒孔隙并驱替其中的海水并凝固胶结周边颗粒。
注浆时注浆压力需满足为所述水平井内孔隙水压力的3-5倍。
在本发明的一个实施例中，回采井布置方式分为水平井井组布置、立井井组布置、立井-水平井联合布置。
在本发明的一个实施例中，天然气水合物所在区域一般会埋藏在海底地层中，在海水层2与天然气水合物储层8之间覆盖有海水饱和的覆盖层4，天然气水合物储层8底部为更深层次的下部地层9；
进一步的，本发明与现有技术中不同的是，本发明中的回采区实际为关于主立井3对称的两个开采区域；两个开采区域分别由两侧的开采立井6和其顶部和底部的上回收水平井5和下供能水平井7分别相连；上回收水平井5和下供能水平井7的作用分别用于回收和供能；与现有技术中仅开设一个水平井的方式不同，通过功能划分使开采效率更高，保证产气效能。
进一步的，本发明先确定回收顺序进而选择区块进行开采，具体开采顺序在下列实施例中分别说明。
进一步的，上回收水平井5处还安装有防砂装置；减缓由于天然气水合物开采引起地层砂砾运移及海底地层变形沉降，可以有效提高深海天然气水合物开采过程海底地层稳定性，减轻开采产水造成的井筒出砂事故发生。
在本发明的实施例中，开采分解区域10分别为实际开采选取区域。
实施例一：
分析天然气水合物所在区域地层渗透系数、地层温度及颗粒级配地质参数，确定海水层高度，适宜搭建主立井3的位置，覆盖层4存在厚度，回采区块关于主立井3对称的长度范围；具体数据为海水深度800m，覆盖层厚度200m，地层渗透系数为1.5×10-4cm/s，地层压力12MPa，地层颗粒平均粒径500μm；
如图1，为条带分区开采方法，条带分区开采方法适用于天然气水合物赋存地层厚度较厚且地层稳定性较差，水合物长距离分解会引起地层大规模沉降变形时的地质条件。根据上述参数搭建海上开采平台1和主立井3；将主立井3修建贯穿覆盖层4至覆盖层4与天然气水合物储层8相接的高度，并向下延伸修建至天然气水合物储层8；根据上述参数海水深度800m，覆盖层厚度200m，地层渗透系数为1.5×10-4cm/s，地层压力12MPa，地层颗粒平均粒径500μm；主立井3直径2m，上回收水平井5和下供能水平井直径0.5m，每侧回采区长度20m，以主立井3为中心每5m开设一条开采立井6圈定出回采区内的各个回采条带；；
进一步，如图2，确定开采方向为同时间隔后退式开采；采用立井水平井结合的方式，通过开采立井6对回采区进行开采；其具体开采步骤为以主立井3为中心左右对称依次间隔按照从靠近回采区边缘向靠近主立井3的方向通过两侧开采立井6分解靠近主立井3侧的回采区域的天然气水合物；
进一步，由于为后退式开采，首先利用上述开采立井6开采主立井3两侧靠近条带开采区边沿位置的两个开采条带，通过下供能水平井7降低开采条带远离主立井3侧的开采立井6内部流体压力，分解产生的天然气通过上回收水平井5及主立井3输送到海上开采平台1。
选择降压开采方法时，降低开采立井6内流体压力，分解产生的天然气通过上回收水平井5汇集到主立井3输送到开采平台1；选择注热开采方法时，通过下供能水平井7向开采立井6内注入高温流体并闷井，分解产生的天然气通过上回收水平井5汇集到主立井3输送到开采平台1；
进一步，当上述靠近开采区边沿的两个开采条带的产能明显降低不能满足商业开采时，由回采区边缘向主立井3方向间隔一个回采条带对下一个作业回采条带进行开采作业，如此间隔开采可以有效减小开采对海底地层的沉降，同时，利用劈裂注浆和压力注浆相结合的方法通过前一个回采条带开采立井6向已开采完成区域地层中注入浆液提高已开采完成区域地层的力学强度，对于容易产生海底地质灾害的开采区域具有很好的预防作用；
上述回采条带产气率降低到峰值产气率的20％时，当重复上述开采和充填工序，按照间隔开采顺序开采完成最接近主立井3的回采条带后，依照上述回采条带开采方向对未开采的回采条带进行开采和充填，直至开采完成主立井两侧的所有回采条带，实现开采区域的稳定生产，同时提高已开采区域地层强度。
实施例二：
本实施例与实施例一的区别仅在于，如图3，开采方式为间隔前进开采示意图，以主立井3为中心左右对称依次间隔按照远离主立井3的方向通过两侧开采立井6分解靠近主立井3侧的回采区域的天然气水合物，分解产生的天然气通过上回收水平井5及主立井3输送到海上开采平台1。
进一步，当紧邻主立井3两侧的两个开采条带的产能明显降低不能满足商业开采时，向远离主立井3方向间隔一个回采条带对下一个作业回采条带进行开采作业，如此间隔开采可以有效减小开采对海底地层的沉降，同时，利用劈裂注浆和压力注浆相结合的方法通过前一个回采条带留存空间，通过开采立井6向已开采完成区域地层中注入浆液提高已开采完成区域地层的力学强度，对于容易产生海底地质灾害的开采区域具有很好的预防作用；
重复上述开采和充填工序，按照间隔开采顺序开采完成最远离主立井3的回采条带后，依照上述回采条带开采方向对未开采的回采条带进行开采和充填，直至开采完成主立井两侧的所有回采条带，实现开采区域的稳定生产，同时提高已开采区域地层强度。
本实施例与实施例一的效果差别在于回采条带的开采顺序相反，结构布置相对没有实施例一复杂，产气时间周期缩短；且本实例相比于实施例一可以较快的实现产气经济效益。
实施例三：
本实施例与实施例一的区别仅在于，如图4，为两侧同时依次后退开采；以主立井3为中心左右对称依次按照从靠近条带开采区边缘向靠近主立井3的方向通过两侧开采立井6分解靠近主立井3侧的回采区域的天然气水合物，当回采条带产能产能明显降低不能满足商业开采时，依次沿靠近立井3的方向对回采条带相继进行开采和充填作业，直至立井3。
本实施例与实施例一的效果差别在于，当开采区域地质条件较好，海底地层比较稳定时采用该实例方法开采，本实例相比于实例一而言，开采系统布置相对简单，开采产气量相对大，经济效益明显。
实施例四：
本实施例与实施例一的区别仅在于，如图5，为两侧同时依次前进开采，以主立井3为中心左右对称依次按照从主立井3向回采区边缘的方向通过两侧开采立井6分解靠近主立井3侧的回采区域的天然气水合物，当当前回采条带产能产能明显降低不能满足商业开采时，依次沿远离立井3的方向对回采条带相继进行开采和充填作业，直至回采区边界。
本实施例与实施例二的效果差别在于，当开采区域地质条件较好，海底地层比较稳定时采用该实例方法开采，本实例相比于实例二而言，开采系统布置相对简单，产气连续，开采产气量相对大，经济效益明显。
实施例五和六：
本实施例与实施例一的区别仅在于，如图6和7，分别为单侧交替顺次后退开采和单侧交替顺次前进开采，仅沿立井3一侧搭建开采立井，开设有若干个相互贴近的开采立井；分别选择后退开采和前进开采。
单侧顺序开采与两侧同时开采的效果差别在于，当开采区域不适宜两侧同时布置回采条带时或开采条件非常好，单侧开采即可满足商业开采目标时，选择单侧布置回采条带，与两侧同时布置回采条带相比，生产系统极大简化。
实施例七和八：
本实施例与实施例一的区别仅在于，如图8和9，分别为单侧交替间隔前进开采和单侧交替间隔后退开采，仅沿立井3一侧搭建开采立井，开设有若干个相互间隔的开采立井；分别选择后退开采和前进开采。
单侧间隔开采与单侧顺序开采的效果差别在于间隔对回采条带进行开采作业，单侧间隔开采与两侧间隔开采的效果差别在于当开采区域不适宜两侧同时布置回采条带时或开采条件非常好，单侧开采即可满足商业开采目标时，选择单侧布置回采条带，与两侧同时布置回采条带相比，生产系统极大简化。
实施例九-十六，如图11-18，为分层开采，与前8个实施例的区别在于，回采分层的划分方向为垂直方向，当天然气水合物储层8的厚度较厚且单一水平井不能在垂直方向上完全开采天然气水合物储层8内的全部天然气水合物时采取该方式，采用主立井3和开采水平井11相结合的方法，通过降低开采水平井11内的流体压力或在开采水平井11内注入高温流体并闷井，使天然气水合物储层8内的天然气水合物分解释放天然气，经开采水平井11汇集到主立井3然后输送到开采平台1，当开采区域产能降低不满足商业开采需求时切换下一回采分层开采并对上一开采完成分层进行充填作业，交替进行回采和充填作业直至完全开采主立井开采区域内的所有天然气水合物。
实施例十七，如图20，为长臂开采，确定开采方向为前进开采，开采方式为降压开采；其具体开采步骤为将主立井3置于天然气水合物储层8区域内先沿长臂开采区搭建上回收水平井5和下供能水平井7；
进一步，由于为前进式开采，在靠近立井3位置的一侧先搭建第一开采立井6，通过开采立井6对上回采井5、下供能水平井7与主立井3形成的范围进行降压，分解产生的天然气通过上回收水平井5及主立井3输送到海上开采平台1。
进一步，当第一开采立井6产能降低不能满足商业开采效益时，计算天然气水合物储层8已分解区域宽度，在远离主立井3的一侧重新施工第二开采立井6’；再对第二开采立井6’进行降压开采，利用第一开采立井6对已开采区域进行充填作业；
进一步，重复回采和充填作业；直至达到长臂开采区边界。
实施例十八，如图21，确定开采方向为后退式开采，开采方式为降压开采；其具体开采步骤为将主立井3置于天然气水合物储层8区域内先沿长臂开采区搭建上回收水平井5和下供能水平井7；
进一步，由于为前进式开采，在靠近长臂开采区域边缘的一侧先搭建第一开采立井6，通过开采立井6对上回采井5、下供能水平井7与主立井3形成的范围进行降压，分解产生的天然气通过上回收水平井5及主立井3输送到海上开采平台1。
进一步，当第一开采立井6产能降低不能满足商业开采效益时，计算天然气水合物储层8已分解区域宽度，在靠近主立井3的一侧重新施工第二开采立井6’；再对第二开采立井6’进行降压开采，利用第一开采立井6对已开采区域进行充填作业；
进一步，重复回采和充填作业；直至达到主立井3。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平井”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
以上所述的实施例仅是对本发明的优选方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案做出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。
Claims (5)
1.一种深海天然气水合物充填开采方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：确定天然气水合物所在区域，分析所述区域内天然气水合物地层渗透系数、地层温度及颗粒级配地质参数；
S2：确定所述区域内的钻井位置，并搭设海上开采平台；所述海上开采平台通过主立井贯穿覆盖层并伸入所述区域内；
S3：确定回采区块及回采区块的布置顺序，以所述主立井为中心向周边施工回采井；所述回采井是指除所述主立井以外的开采井；
S4：在所述回采区块中完成工序并安装开采装置和钻孔孔底封堵设备；
S5：确定所述回采区块开采方式；
S6：当所述回采区块内先开采区域产气量降低时，切换所述回采区块内未开采区域进行开采工作；
S7：利用劈裂注浆和压力注浆相结合的注浆方式向已开采完成的所述回采区块地层中注入浆液提高已开采完成区域地层的力学强度；
S8：交替进行上述开采和充填首轮交替作业，实现开采区域的稳定生产，同时提高已开采所述回采区块地层强度；
所述回采区块包括上回收水平井、下供能水平井和开采立井；所述上回收水平井和下供能水平井分别置于天然气水合物储层上下边界；步骤五中所述开采方式为降压开采或注热开采；所述降压开采具体为通过所述下供能水平井对所述开采立井周围进行降压，分解产生的天然气通过所述上回收水平井及主立井输送到所述海上开采平台；所述注热开采具体为通过所述下供能水平井向所述开采立井注入高温流体，进行闷井；分解产生的天然气通过所述上回收水平井及主立井输送到所述海上开采平台；两个开采区域分别由两侧的开采立井和其顶部和底部的上回收水平井和下供能水平井分别相连；上回收水平井和下供能水平井的作用分别用于回收和供能；
紧邻主立井两侧的两个开采条带不能满足开采时，向远离主立井方向间隔一个回采条带对下一个作业回采条带进行开采作业。
2.根据权利要求1所述的一种深海天然气水合物充填开采方法，其特征在于：步骤二中所述覆盖层处于海水层下方；所述主立井贯穿所述覆盖层并置于设计层位。
3.根据权利要求2所述的一种深海天然气水合物充填开采方法，其特征在于：所述设计层位为天然气水合物储层上下边界位置。
4.根据权利要求1所述的一种深海天然气水合物充填开采方法，其特征在于：所述回采区块开采方式为长臂增效开采方法、条带分区开采方法或分层开采方法。
5.根据权利要求4所述的一种深海天然气水合物充填开采方法，其特征在于：步骤七中所述注入浆液为水性液态缓凝材料，可注入颗粒孔隙并驱替其中的海水并凝固胶结周边颗粒。
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