利用分支水平井开采盖层可渗透的天然气水合物藏的方法

本发明属于海洋天然气水合物开采领域，具体地，涉及一种利用分支水平井开采盖层可渗透的天然气水合物藏的方法。

背景技术：

天然气水合物是由天然气与水在低温高压条件下形成的一种具有笼型结构的似冰状结晶化合物，其主要赋存于陆地冻土区和海洋沉积物中。天然气水合物储量巨大，被认为是21世纪理想的替代能源。

2020年3月26日，我国海域天然气水合物第二轮试采累计产气86.14万立方米，日均产气2.87万立方米，创造了“产气总量、日均产气量”两项新的世界纪录，为天然气水合物商业开采奠定了坚实的基础。但是，试采发现我国南海海域天然气水合物的赋存环境不同于常规气藏，尤其是天然气水合物储层的盖层具有可渗透性。对于盖层可渗透的天然气水合物藏，采用一般降压法开采时海水能源源不断的渗透到水合物储层中，导致水合物储层降压程度有限，影响降压开采效果。而采用热激发法、注化学剂法等方法时，受地层压力梯度和注入流体压力的驱动，分解的甲烷气可渗透到盖层里，这不仅会降低采收率，而且可能导致大量甲烷气运移至海底，污染海洋环境，甚至加剧温室效应。

目前提出的一些其他的开采天然气水合物的方法亦不适用于含可渗透盖层天然气水合物藏的开采，如：专利文献号cn201210171680.4公开了一种天然气水合物的开采方法，在水合物储层中钻连通井，从井口的一端注入热水或水合物分解促进剂，另一端用于采气，不适用于含可渗透盖层水合物藏的开采。专利文献号cn201810716966.3公开了用于开采海洋水合物的双连通井结构及方法，在水合物层设置上下间隔排布的两个连通井以实现水合物的开采，未考虑盖层的可渗透性，不适用于含可渗透盖层水合物藏的开采。专利文献号cn201911015194.1公开了一种基于多分支井开采水合物的方法，在高温高压气藏和水合物藏部署水平分支，利用气藏中的高温流体促使水合物分解，不适用于含可渗透盖层水合物藏的开采。专利文献号cn201910496581.5公开了一种通过人工致密盖层提高天然气水合物藏采收率的方法，向可渗透盖层中注入水泥浆，以阻止甲烷气通过可渗透盖层向大气中运移。但是，由于盖层渗透率整体是偏低的，注浆的范围和效果无法得到保证，且工艺复杂，成本高。

技术实现要素：

鉴于背景技术中的问题，本发明的目的是提供一种利用分支水平井开采盖层可渗透的天然气水合物藏的方法，以解决盖层可渗透的天然气水合物藏开采面临的降压效果差、甲烷气泄露等问题，实现盖层可渗透的天然气水合物藏的高效、安全开发。

为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：利用分支水平井开采盖层可渗透的天然气水合物藏的方法，其特征在于，该方法包括如下步骤：

步骤1、根据区域地震资料和测井资料，选取天然气水合物储层厚度大于20m、可渗透盖层渗透率大于1md的天然气水合物藏作为开采对象；

步骤2、在选定的天然气水合物藏目标区域钻取多分支水平井，所述多分支水平井为两分支水平井或三分支水平井；

当上盖层或下盖层可渗透时，所述多分支水平井采用两分支水平井，两分支水平井包括垂直井段、与所述垂直井段通过造斜段相连通的第一分支水平段和第二分支水平段，第一分支水平段沿水平方向延伸并且位于可渗透的上盖层或下盖层；第二分支水平段沿水平方向延伸并且位于天然气水合物储层；其中，上盖层可渗透时，位于上盖层中的第一分支水平段距离天然气水合物储层的顶面0.5m～3m，位于天然气水合物储层中的第二分支水平段距离天然气水合物储层底面0.5m～3m；下盖层可渗透时，位于下盖层中的第一分支水平段距离天然气水合物储层的底面0.5m～3m，位于天然气水合物储层中的第二分支水平段距离天然气水合物储层顶面0.5m～3m；

当上盖层和下盖层均可渗透时，所述多分支水平井采用三分支水平井，三分支水平井包括垂直井段、与所述垂直井段通过造斜段相连通的第一分支水平段、第二分支水平段和第三分支水平段，第一分支水平段、第二分支水平段和第三分支水平段沿水平方向延伸并且分别对应位于上盖层、天然气水合物储层和下盖层；位于上盖层中的第一分支水平段距离天然气水合物储层的顶面0.5m～3m，位于天然气水合物储层中的第二分支水平段处在天然气水合物储层中部；位于下盖层中的第三分支水平段距离天然气水合物储层的底面0.5m～3m；

步骤3、多分支水平井的所有分支水平段采用套管射孔完井，射孔密度控制在12孔/m～36孔/m，射孔深度控制在0.4m～3m；

步骤4、通过井口向位于天然气水合物储层的分支水平段中下入油管，下入深度至该分支水平段总长度的1/4～1/2处；

步骤5、在位于天然气水合物储层的分支水平段的套管和油管的环形空间中下入封隔器，密封套管和油管的环形空间，封隔器坐封位置位于所述分支水平段的起点，所述起点是分支水平段靠近垂直井段的一端；

步骤6、在井口以排量100m³/天～500m³/天的速度向所述油管中注入用于促进水合物分解的流体，所述流体的温度为30℃～90℃；

步骤7、注入流体1天～30天后，位于盖层中的分支水平段开始降压生产，生产压差控制在2mpa～10mpa之间，由于盖层中分支水平段的井底压力低于天然气水合物储层中分支水平段的井底压力，天然气水合物储层内水合物分解产生的甲烷气和水被注入流体驱替进入盖层中的分支水平段内，甲烷气沿着井筒上升，从而实现盖层可渗透的天然气水合物藏的开采。

其中，在步骤2中，所述多分支水平井中各个分支水平段的长度均控制在200m～2000m。

作为本发明的优选方案，所述多分支水平井中各个分支水平段的长度均控制在在500m以上。

在步骤3中，在步骤3中，套管射孔完井时，所述射孔密度大于24孔/m，射孔深度大于0.6m。

作为本发明的优选方案，在步骤6中，所述流体的温度为50℃以上。

作为本发明的优选方案，在步骤6中，所述排量200m³/天以上。

在步骤6中，所述流体为热水、甲醇、co2流体和工厂烟道气。

进一步，所述co2流体为温度大于50℃、压力大于10mpa的超临界co2或乳状液的co2。

进一步，所述工厂烟道气为温度高于50℃的工厂烟道气，且工厂烟道气中n2和co2的总含量在90％以上。

通过上述设计方案，本发明可以带来如下有益效果：

1、天然气水合物储层的分支水平段与盖层中的分支水平段形成了单井注采系统，解决了含可渗透盖层的天然气水合物藏中天然气水合物储层降压开采效率低下的难题。

2、采用在天然气水合物储层注流体、盖层生产的多分支水平井可以形成上下注采系统，可有效防止水合物分解产生的甲烷气通过盖层泄露到海底，有效降低了在含可渗透盖层天然气水合物藏开采所面临的环境污染风险。

3、由于水合物分解后，天然气水合物储层结构被破坏，在天然气水合物储层布生产井易出砂，且生产过程中易诱发井壁失稳，本发明在盖层生产较好了解决了这个问题。

附图说明

此处的附图说明用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明申请的一部分，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为采用三分支水平井开采上盖层和下盖层均可渗透的天然气水合物藏示意图；

图2为采用两分支水平井开采上盖层可渗透的天然气水合物藏示意图；

图3为采用两分支水平井开采下盖层可渗透的天然气水合物藏示意图。

图中各标记如下：1-可渗透上盖层；2-致密上盖层；3-天然气水合物储层；4-可渗透下盖层；5-致密下盖层；6-垂直井段；7-造斜段；8-上盖层分支水平段；9-储层分支水平段；10-下盖层分支水平段；11-油管；12-油套环空；13-封隔器；14-注入流体流动方向；15-气藏中甲烷气流动方向；16-井筒中甲烷气流动方向；17-射孔；18-井口；19-海平面。

具体实施方式

如图1、图2和图3所示，本发明提出了一种利用分支水平井开采盖层可渗透的天然气水合物藏的方法，该方法包括如下步骤：

步骤1、根据区域地震资料和测井资料，选取天然气水合物储层3厚度大于20m、可渗透盖层渗透率大于1md的天然气水合物藏作为开采对象；

步骤2、在选定的天然气水合物藏目标区域钻取多分支水平井，所述多分支水平井为两分支水平井或三分支水平井；

当上盖层或下盖层可渗透时，所述多分支水平井采用两分支水平井，两分支水平井包括垂直井段6、与所述垂直井段6通过造斜段7相连通的第一分支水平段和第二分支水平段，第一分支水平段沿水平方向延伸并且位于可渗透的上盖层或下盖层；第二分支水平段沿水平方向延伸并且位于天然气水合物储层3；其中，上盖层可渗透时，位于上盖层中的第一分支水平段距离天然气水合物储层3的顶面0.5m～3m，位于天然气水合物储层3中的第二分支水平段距离天然气水合物储层3底面0.5m～3m；下盖层可渗透时，位于下盖层中的第一分支水平段距离天然气水合物储层3的底面0.5m～3m，位于天然气水合物储层3中的第二分支水平段距离天然气水合物储层3顶面0.5m～3m；

当上盖层和下盖层均可渗透时，所述多分支水平井采用三分支水平井，三分支水平井包括垂直井段6、与所述垂直井段6通过造斜段7相连通的第一分支水平段、第二分支水平段和第三分支水平段，第一分支水平段、第二分支水平段和第三分支水平段沿水平方向延伸并且分别对应位于上盖层、天然气水合物储层3和下盖层；位于上盖层中的第一分支水平段距离天然气水合物储层3的顶面0.5m～3m，位于天然气水合物储层3中的第二分支水平段处在天然气水合物储层3中部；位于下盖层中的第三分支水平段距离天然气水合物储层3的底面0.5m～3m；

其中，分支水平段越长，井控的开采区域越大，为提高开采效果，建议所有分支水平段的长度均控制在200m以上；

进一步，所述多分支水平井中各个分支水平段的长度均控制在200m～2000m。

步骤3、多分支水平井的所有分支水平段采用套管射孔完井，形成射孔17为流体提供流动通道，射孔密度控制在12孔/m～36孔/m，射孔深度控制在0.4m～3m。

步骤4、通过位于海平面19上方的井口18向位于天然气水合物储层3的分支水平段中下入油管11，下入深度至该分支水平段总长度的1/4～1/2处，以利于流体向天然气水合物储层3流动。

步骤5、在位于天然气水合物储层3的分支水平段的套管和油管11的环形空间中下入封隔器13，密封套管和油管11的环形空间，套管和油管11之间的环形空间即油套环空12，封隔器13坐封位置位于所述分支水平段的起点，所述起点是分支水平段靠近垂直井段6的一端。

步骤6、在井口18以排量100m³/天～500m³/天的速度向油管11中注入30℃～90℃热水或甲醇等水合物分解促进剂或co2流体，促进水合物分解。

步骤7、注入流体1天～30天后，位于盖层中的分支水平段开始降压生产，生产压差控制在2mpa～10mpa之间，由于盖层中分支水平段的井底压力低于天然气水合物储层3中分支水平段的井底压力，天然气水合物储层3内水合物分解产生的甲烷气和水被注入流体驱替进入盖层中的分支水平段内，甲烷气沿着井筒上升，从而实现盖层可渗透的天然气水合物藏的开采。

在前述步骤1中，进一步地，可渗透盖层分为位于天然气水合物储层3上部的上盖层和位于天然气水合物储层3下部的下盖层，渗透率大于1md，当盖层渗透率低于1md时，流体流动能力较差，认为盖层不可渗，即为致密盖层。

在前述步骤2中，优选的方案，在钻进能力得到保证的前提下，建议多分支水平井中分支水平段的长度控制在500m以上，以提高开采效果。

在前述步骤3中，优选的方案，套管射孔完井时，为保证井下流动通道畅通，射孔密度大于24孔/m，射孔深度大于0.6m。

在前述步骤4中，优选的方案，在注热开采天然气水合物时，油管11可以采用具有隔热保温功能的油管11，以减少井筒中的热损失。

在前述步骤6中，优选的方案，注热开采时温度越高，水合物分解越快，建议注热温度控制在50℃以上；注入排量越大，越有利于水合物分解，但应根据现场泵的工作能力、储层渗透率、注入压力等综合确定合理的注入排量，为保证开采效率，建议排量在200m³/天以上；采用co2置换水合物时，可采用温度大于50℃，压力大于10mpa的超临界co2或乳状液的co2，也可采用温度高于50℃的工厂烟道气(要求n2和co2的总含量在90％以上)，以实现水合物的高效分解和开采。

在前述步骤7中，优选的方案，当生产中后期甲烷气产量下降时，可关闭盖层中的水平分支段1天～7天，之后再开始生产，直至生产结束。

为使本发明实施例中的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的表述。

实施例1

利用三分支水平井开采上盖层和下盖层均可渗透的天然气水合物藏的方法：

(1)如图1所示，选定由可渗透上盖层1、可渗透下盖层4以及天然气水合物储层3组成的天然气水合物藏，且可渗透上盖层1和可渗透下盖层4渗透率均大于1md。

(2)在目标天然气水合物藏完钻一口三分支水平井，三分支水平井包括垂直井段6、造斜段7、上盖层分支水平段8、储层分支水平段9和下盖层分支水平段10，上盖层分支水平段8、储层分支水平段9和下盖层分支水平段10呈上下平行分布且均沿水平方向延伸，上盖层分支水平段8、储层分支水平段9和下盖层分支水平段10分别通过造斜段7与垂直井段6连通，上盖层分支水平段8、储层分支水平段9和下盖层分支水平段10的长度均大于200m。其中，上盖层分支水平段8位于可渗透上盖层1中，且上盖层分支水平段8距离天然气水合物储层3顶面0.5m～3m，储层分支水平段9位于天然气水合物储层3的中部，下盖层分支水平段10位于可渗透下盖层4中，且下盖层分支水平段10距离天然气水合物储层3底面0.5m～3m。

(3)对上盖层分支水平段8、储层分支水平段9和下盖层分支水平段10套管射孔完井，形成射孔17为流体提供流动通道；射孔密度控制在12孔/m～36孔/m，射孔深度控制在0.4m～3m。

(4)通过井口18向储层分支水平段9下入油管11，下入深度至下入深度至该分支水平段总长度的1/4～1/2处。

(5)在储层分支水平段9的油套环空12下入封隔器13，油套环空12即油管11和套管之间形成的环形空间，密封套管和油管11之间的环形空间，封隔器13坐封位置位于水平井段的起点。

(6)在井口18以排量100m³/天～500m³/天的速度向油管11中注入30℃～90℃热水或甲醇等水合物分解促进剂或co2流体，促进水合物分解。

(7)注入流体1天～30天后，位于可渗透上盖层1中的上盖层分支水平段8和位于可渗透下盖层4中的下盖层分支水平段10开始降压生产，生产压差2mpa～10mpa；天然气水合物储层3中的甲烷气被注入流体驱替进入可渗透上盖层1中的上盖层分支水平段8和位于可渗透下盖层4中的下盖层分支水平段10内，沿着造斜段7、垂直井段6和油套环空12流动，从而实现天然气水合物开采。

图1中，标号14指引的箭头所指方向为注入流体流动方向；标号15指引的箭头方向为气藏中甲烷气流动方向；标号16指引的箭头方向为井筒中甲烷气流动方向。

实施例2

利用两分支水平井开采上盖层可渗透和下盖层致密的天然气水合物藏的方法：

(1)如图2所示，选定由可渗透上盖层1、致密下盖层5以及天然气水合物储层3组成的天然气水合物藏。其中，可渗透上盖层1的渗透率大于1md，致密下盖层5的渗透率低于1md。

(2)在目标天然气水合物藏完钻一口两分支水平井，两分支水平井包括垂直井段6、造斜段7、上盖层分支水平段8和储层分支水平段9，上盖层分支水平段8和储层分支水平段9均沿水平方向延伸且相互平行布置，上盖层分支水平段8和储层分支水平段9分别通过造斜段7与垂直井段6连通，上盖层分支水平段8和储层分支水平段9长度均大于200m；上盖层分支水平段8位于可渗透上盖层1中，且上盖层分支水平段8距离天然气水合物储层3顶面0.5m～3m，储层分支水平段9位于天然气水合物储层3中，且距离天然气水合物储层3底面0.5m～3m。

(3)对上盖层分支水平段8和储层分支水平段9套管射孔完井，形成射孔17为流体提供流动通道；射孔密度控制在12孔/m～36孔/m，射孔深度控制在0.4m～3m。

(4)通过井口18向储层分支水平段9下入油管11，下入深度至下入深度至该分支水平段总长度的1/4～1/2处。

(5)在储层分支水平段9的油套环空12下入封隔器13，油套环空12即油管11和套管之间形成的环形空间，密封套管和油管11之间的环形空间，封隔器13坐封位置位于水平井段的起点。

(6)在井口18以排量100m³/天～500m³/天的速度向油管11中注入30℃～90℃热水或甲醇等水合物分解促进剂或co2流体，促进水合物分解。

(7)注入流体1天～30天后，位于可渗透上盖层1中的上盖层分支水平段8开始降压生产，生产压差2mpa～10mpa；天然气水合物储层3中的甲烷气被注入流体驱替进入可渗透上盖层1中的上盖层分支水平段8，沿着造斜段7、垂直井段6和油套环空12流动，从而实现天然气水合物开采。

图2中，标号14指引的箭头所指方向为注入流体流动方向；标号15指引的箭头方向为气藏中甲烷气流动方向；标号16指引的箭头方向为井筒中甲烷气流动方向。

实施例3

利用两分支水平井开采上盖层致密和下盖层可渗透的天然气水合物藏的方法：

(1)如图3所示，选定由致密上盖层2、可渗透下盖层5以及天然气水合物储层3组成的天然气水合物藏。其中，可渗透下盖层5的渗透率大于1md，致密上盖层2的渗透率低于1md。

(2)在目标天然气水合物藏完钻一口两分支水平井，两分支水平井包括垂直井段6、造斜段7、储层分支水平段9和下盖层分支水平段10，储层分支水平段9和下盖层分支水平段10均沿水平方向延伸且相互平行布置，储层分支水平段9和下盖层分支水平段10分别通过造斜段7与垂直井段6连通，储层分支水平段9和下盖层分支水平段10长度均大于200m；储层分支水平段9位于天然气水合物储层3中，且距离天然气水合物储层3顶面0.5m～3m，下盖层分支水平段10位于可渗透下盖层5中，且距离天然气水合物储层3底面0.5m～3m。

(3)对储层分支水平段9和下盖层分支水平段10套管射孔完井，形成射孔17为流体提供流动通道；射孔密度控制在12孔/m～36孔/m，射孔深度控制在0.4m～3m。

(4)通过井口18向储层分支水平段9下入油管11，下入深度至下入深度至该分支水平段总长度的1/4～1/2处。

(5)在储层分支水平段9的油套环空12下入封隔器13，油套环空12即油管11和套管之间形成的环形空间，密封套管和油管11之间的环形空间，封隔器13坐封位置位于水平井段的起点。

(6)在井口18以排量100m³/天～500m³/天的速度向油管11中注入30℃～90℃热水或甲醇等水合物分解促进剂或co2流体，促进水合物分解。

(7)注入流体1天～30天后，位于可渗透下盖层5中的下盖层分支水平段10开始降压生产，生产压差2mpa～10mpa。天然气水合物储层3中的甲烷气被注入流体驱替进入可渗透下盖层5中的下盖层分支水平段10，沿着造斜段7、垂直井段6和油套环空12流动，从而实现天然气水合物开采。

图3中，标号14指引的箭头所指方向为注入流体流动方向；标号15指引的箭头方向为气藏中甲烷气流动方向；标号16指引的箭头方向为井筒中甲烷气流动方向。