本文選題：海洋水合物　切入點(diǎn)：試開(kāi)采驗(yàn)證　出處：《吉林大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：天然氣水合物是一種開(kāi)采潛力巨大的清潔能源。降壓法及降壓注熱聯(lián)合開(kāi)采方法,可以改變水合物相平衡條件使水合物不穩(wěn)定分解,是開(kāi)采水合物最有效和最常用的方法。已有研究多是直接利用模擬軟件進(jìn)行不同方案下水合物優(yōu)化開(kāi)采研究,缺少場(chǎng)地開(kāi)采和模擬計(jì)算的對(duì)比驗(yàn)證。本文首先結(jié)合日本Nankai海槽場(chǎng)地資料和實(shí)際開(kāi)采條件,包括開(kāi)采場(chǎng)地水合物飽和度、滲透率、孔隙度和實(shí)際溫壓條件以及開(kāi)采試驗(yàn)的開(kāi)采壓力等,利用TOUGH+hydrate模擬軟件,獲得開(kāi)采周期內(nèi)開(kāi)采井的產(chǎn)氣速率和產(chǎn)水速率等。然后將模擬計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)開(kāi)采數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比驗(yàn)證。對(duì)比結(jié)果發(fā)現(xiàn),在模型能夠較為精確地刻畫(huà)水合物儲(chǔ)層的滲透率及水合物飽和度非均質(zhì)分布時(shí),獲得的模擬產(chǎn)氣速率結(jié)果與實(shí)際試開(kāi)采數(shù)據(jù)擬合較好,說(shuō)明TOUGH+hydrate模擬軟件可以正確地刻畫(huà)水合物的開(kāi)采過(guò)程,可被用于研究天然氣水合物開(kāi)采評(píng)價(jià)工作中。在驗(yàn)證數(shù)值模擬軟件的可靠性后,本文選取我國(guó)主要的天然氣水合物賦存區(qū)域——南海北部陸坡神狐海域作為本次天然氣水合物優(yōu)化開(kāi)采的研究區(qū)。根據(jù)2007年廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局對(duì)南海神狐海域進(jìn)行鉆探的資料分析,利用在SH2鉆孔得到的地質(zhì)資料,模擬評(píng)價(jià)單一水平井和雙水平井降壓及降壓注熱聯(lián)合開(kāi)采水合物的產(chǎn)氣能力。通過(guò)分析不同降壓幅度和注熱幅度對(duì)水合物開(kāi)采速率的影響發(fā)現(xiàn),單一水平井降壓注熱聯(lián)合開(kāi)采(500W/m注熱功率)比單獨(dú)降壓開(kāi)采總體產(chǎn)氣提升20%,具體在初期可以大幅度提高產(chǎn)氣,但后期提升作用不明顯,這可能是因?yàn)殡S著開(kāi)采,井周圍水合物含量減少的原因。雙水平井采用上井降壓下井注熱開(kāi)采方式時(shí),其產(chǎn)氣速率始終低于雙水平井均降壓時(shí)的產(chǎn)氣速率。兩種布井方式下產(chǎn)氣速率變化趨勢(shì)相似,均是在開(kāi)采初期迅速降低,在生產(chǎn)后期趨于平穩(wěn)緩慢降低。在開(kāi)采初期,井底壓力越低,水合物分解的驅(qū)動(dòng)力越大,產(chǎn)氣速率越高,相應(yīng)的產(chǎn)氣速率降低幅度也越大,開(kāi)采后期各方案生產(chǎn)速率的差距減小甚至趨于相同。在2.7MPa的井底開(kāi)采壓力下,開(kāi)采五年時(shí)雙水平井的累積產(chǎn)氣量是單一水平井累積產(chǎn)氣量的2.3倍,累積產(chǎn)水量是單一水平井累積產(chǎn)氣量的1.9倍。
[Abstract]:Natural gas hydrate is a kind of clean energy with great potential for exploitation. Depressurization and depressurization combined with heat injection can change the phase equilibrium conditions of hydrate and make the hydrate unsteady decompose. It is the most effective and most commonly used method to exploit hydrate. Most of the studies have been done directly by using simulation software to study the optimal exploitation of hydrate under different schemes. This paper first combines the site data of the Nankai trough in Japan and the actual mining conditions, including hydrate saturation, permeability of the mining site. The porosity, the actual temperature and pressure conditions and the mining pressure of the mining test are simulated by TOUGH hydrate software. The gas production rate and water production rate of the well are obtained during the production cycle. Then, the simulated calculation results are compared with the actual mining data, and the comparison results show that, When the model can accurately describe the permeability of hydrate reservoir and the heterogeneous distribution of hydrate saturation, the simulated gas production rate obtained fits well with the actual test production data. It shows that TOUGH hydrate simulation software can accurately describe the process of hydrate exploitation, and can be used to study the evaluation of natural gas hydrate exploitation. In this paper, the main gas hydrate occurrence area in China, Shenhu sea area on the northern slope of the South China Sea, is selected as the research area for the optimal exploitation of natural gas hydrate. According to the Guangzhou Marine Geological Survey in 2007, the Shenhu sea area of the South China Sea was entered into. Analysis of the data of drilling, Based on the geological data obtained from drilling in SH2, this paper simulates and evaluates the gas production ability of single horizontal well and double horizontal well in combination with depressurization and injection heat injection. By analyzing the influence of different pressure reduction and heat injection amplitude on hydrate extraction rate, it is found that, A single horizontal well with reduced pressure and heat injection combined production (500 W / m heat injection power) can increase the total gas production by 20% compared with the single down pressure production. In the initial stage, the gas production can be greatly increased, but the later stage of the lifting effect is not obvious. This may be due to the fact that with the development, The reason for the decrease of hydrate content around the well is that the gas production rate of double horizontal wells is always lower than that of dual horizontal wells when the injection heat production method is adopted in the upper well and down well, and the variation trend of the gas production rate is similar under the two kinds of well distribution modes. In the early stage of exploitation, the lower the bottom hole pressure, the greater the driving force of hydrate decomposition, the higher the gas production rate, and the greater the decrease of the corresponding gas production rate. The difference of production rate between different schemes is decreasing or even being the same in the later stage of mining. Under the pressure of 2.7 MPA, the cumulative gas production of the double horizontal well is 2.3 times that of the single horizontal well during the five years of exploitation, and the cumulative gas production of the double horizontal well is 2.3 times of that of the single horizontal well. Cumulative water production is 1.9 times that of a single horizontal well.
【學(xué)位授予單位】：吉林大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE53

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本文編號(hào)：1620973