天然气水合物实验模拟装置和数值模拟器的研究进展

DOI: 10.19911/j.1003-0417.tyn20240613.01　文章编号：1003-0417(2025)01-33-10

天然气水合物实验模拟装置和数值模拟器的研究进展

李 刚 1,2，李小森 1,2，翁一凡 1,2，吕秋楠 1,2*

(1. 中国科学院广州能源研究所，广州 510640；2. 中国科学院天然气水合物重点实验室，广州 510640)

摘要：中国的天然气水合物资源丰富，若实现商业化开采，有助于中国的能源结构调整。天然气水合物开采的实验模拟和数值模拟是指导其安全高效开采的重要手段。首先简要介绍了天然气水合物的开采方法、国内外野外试验性开采案例，然后系统总结了天然气水合物实验模拟装置及全球具有代表性的天然气水合物数值模拟器的开发和应用，最后对未来天然气水合物实验模拟和数值模拟的研究方向进行了展望。未来，在实验模拟装置方面，应重点研发适用于开采过程中测量和监测热学、渗流、力学和相变参数的实验模拟装置；在数值模拟器方面，应实现天然气水合物数值模拟过程的精确化，并不断优化数值模拟器算法，从而建立可服务于中国天然气水合物产业化开发的高精度数值模拟器。

关键词：天然气水合物；实验模拟装置；数值模拟器；理论模型

中图分类号：TE52　文献标志码：A

天然气水合物，俗称“可燃冰”，是由天然气和水分子在高压低温条件下形成的固体化合物，其碳含量为常规化石燃料( 煤炭、石油和天然气等 ) 中碳含量总和的两倍 [1]，具有碳储量大、能量密度高等特点，是一种重要的潜在能源。天然气水合物大多数赋存在陆地永冻土带及深海海域，对其进行高效开发和利用有助于缓解能源短缺。因此，越来越多的勘探计划得以实施。部分天然气水合物勘探计划的分布图如图1[2-11]所示。

　　天然气水合物开采的实验模拟和数值模拟是指导其安全高效开采的重要手段。基于此，本文首先对现阶段常用的几种天然气水合物开采方法及全球各种野外试验性开采(下文简称为“试采”)案例进行分析，然后对国内外天然气水合物实验模拟装置和数值模拟器的开发和应用进行介绍，最后对未来天然气水合物实验和数值模拟的研究方向进行展望。

1 天然气水合物开采方法

　　天然气水合物的开采是一项极具挑战性且复杂的工程，其中涉及水合物相变、多相渗流、储层传热、力学 4 个相互影响的物理、化学效应 [12]，是通过破坏水合物晶体结构的稳定性，从而促使天然气水合物分解为天然气和水。为此，研究人员研究了一系列天然气水合物的开采方法，包括降压法、注热法、注入抑制剂法、CO2 置换法、固态流化法及联合开采法，这些方法有各自的适用性和优缺点。

　　1) 降压法。通过抽水实现天然气水合物储层压力的降低，使储层压力低于天然气水合物的相平衡压力，促使天然气水合物分解，从而实现对天然气水合物的开采。此方法具有开采效率高、操作难度低等优点；但其缺点是不适用于渗透率较低的储层，且其对热量的需求极大。当显热不足时，天然气水合物的分解速率降低，甚至会出现天然气水合物二次生成或结冰的现象。此外，利用降压法开采天然气水合物通常会伴随出砂，最终导致开采井口堵塞 [13-14]。

　　2) 注热法。通过向天然气水合物储层注入蒸汽、热水或其他热流体，为天然气水合物的分解提供热量，从而实现天然气水合物的开采。该方法操作简易，对设备的要求低且易于控制；但其缺点是在渗透率低、热利用率低的环境下，无法实现天然气水合物的高效开采 [15-16]。

　　3) 注入抑制剂法。通过向天然气水合物储层注入甲醇、乙二醇或盐水等抑制剂，破坏其相平衡，从而促使天然气水合物分解，实现天然气水合物的开采。该方法具有操作简易、能量消耗小的优点；但其缺点是成本高，对环境也可能会造成污染，且作用效果较慢。注入抑制剂法常用于防止天然气水合物开采井井口因生成水合物而造成的堵塞，或用于辅助其他的天然气水合物开采方法 [17-18]。

　　4) CO2 置换法。由于 CO2 水合物更容易生成，因此通常是向天然气水合物储层中注入 CO2来置换出水合物笼中的 CH4 气体分子，从而实现天然气水合物的开采。此方法不仅可以保证储层的稳定性，还可以实现 CO2 的封存。然而，该方法受储层的传热和渗流的限制，导致置换速率慢，现阶段仍处于实验模拟研究阶段 [19-20]。

　　5) 固态流化法。通过挖掘和机械破碎深水浅层尚未固结的天然气水合物矿藏，在举升管道中实现对深水浅层天然气水合物安全可控的开发。该方法具有天然气水合物开采产量大、开采效率高等特点；但其缺点是开采过程可能会破坏海床的稳定性 [21]。

　　6) 联合开采法。该方法是指基于现场实际情况将上述两种及两种以上的开采方法相结合，例如：将降压法和注热法相结合的降压注热法，以及注热法和注入抑制剂 ( 盐水 ) 法相结合的注热盐水法，通过充分利用各种方法的优势，实现天然气水合物的高效开采 [22-23]。

2 国内外天然气水合物试采工程

　　全球已经有一些国家分别在陆地和海洋开展了天然气水合物的试采工程，下文针对部分工程进行详细介绍。

2.1 中国

　　中国先后在祁连山木里地区和南海海域开展了天然气水合物试采作业，具体工程包括：

　　1) 祁连山木里地区 ( 冻土区 ) 试采。2011 年9 月，中国地质调查局在祁连山木里地区开展了第 1 次陆地天然气水合物试采作业。本次试采作业累计时长 101 h；通过利用单直井和降压注热法对冻土区天然气水合物进行开采，累计采气量达 95 m3 。2016 年 9 月，在该地区开展了第 2 次天然气水合物试采作业，此次试采作业共持续23 天；通过利用水平井和降压法进行天然气水合物开采，累计采气量达 1078.4 m3 。两次试采作业的结果表明，水平井可以有效提高采气量。

　　2) 南海北部荔湾区域试采。2017 年 5 月，中国海洋石油集团有限公司在南海北部荔湾 3 站位利用固态流化法对海洋浅层非成岩天然气水合物进行了试采 [21]，采气量达 81 m3 ，验证了固态流化法开采天然气水合物的可行性。

　　3) 南海神狐海域试采。2017 年 3 月，中国地质调查局在南海神狐海域第 1 次成功实施了天然气水合物试采，累计采气量达 30.9×104 m3 ，日均采气量为 5151 m3 。本次试采采用垂直井和降压法，但在试采后期，由于泥质粉砂储层渗透率低，导致后期采气量降低 [2]。2019 年 10 月，中国地质调查局在南海神狐海域进行了第 2 次天然气水合物试采，连续采气 30 天，累计采气量达 86.14×104 m3 ，日均采气量为 2.87×104 m3 。本次试采是国际上首次利用水平井对海域的天然气水合物进行开采，并配套采用降压法辅助注热法和注入抑制剂法。在试采后期，同样出现了储层渗透率低，大量产水的现象，可以通过储层改造来解决该问题 [3]。

2.2 美国

　　美国先后于 2005、2007 年在墨西哥湾海域和阿拉斯加北坡实施了天然气水合物的钻探、勘察和取样工作。2012 年，美国在阿拉斯加北坡采用 CO2 置换法对天然气水合物进行试采，试采时间持续 6 周，但日均采气量较低，共计产出天然气 2.5×104 m3 ，这主要是由 CO2 置换速率低造成的 [4]。

2.3 加拿大

　　2002、2007 年，加拿大先后在 Mallik 地区的冻土区使用注热法和降压法进行了两次天然气水合物试采，均出现了产气速率低、出砂等问题。2008 年，加拿大在该冻土区采用垂直井和降压法再次进行了天然气水合物试采，试采共持续 6天，累计采气量达 13000 m3 ；但本次试采仍是因为出砂原因被迫终止 [5]。

2.4 日本

　　日本于 2013 年 3 月在近海海域进行为期 6天的天然气水合物试采，为全球首次在近海海域进行的天然气水合物试采工程，通过使用垂直井和降压法，得到的总采气量约为 2×104 m3 ；后期的试采作业因出砂和产水原因被迫终止。2017年 4 月 7 日，日本开展第 2 次近海海域的天然气水合物试采作业，为期 32 天，累计采气量约为23.5×104 m3 ，采用两口生产井交替采气；后期同样出现了出砂堵塞井口、大量产水等问题，导致采气量极低 [6-7]。

2.5 前苏联

　　20 世纪 60 年代，前苏联西伯利亚北部的麦索亚哈气田被证实有大量天然气水合物存在。1972年，前苏联通过采用降压法和注入抑制剂法相结合的方法使该气田的天然气水合物储层开始分解产气，到 2011 年底，该气田已累计采集 1.29×1010m3天然气。由于存在游离天然气。因此总采气量中预计有 41.9% 来自天然气水合物的分解 [8]。

综上可知，上述国家开展的天然气水合物试采工程都存在开采效率低、经济性差的问题，说明天然气水合物开采的产业化还有许多关键性科学问题和技术问题有待解决。

3 实验模拟装置

　　为了提高开采效率和解决开采技术难题，需要通过实验模拟天然气水合物的生成和分解过程，从而解决相应问题。因此，各种中型、大型天然气水合物实验模拟装置得以开发，并结合各种有效的表征手段，揭示多孔介质中天然气水合物分解的微观机理，为理论模型的建立提供基础参数。

　　目前，全球相对完善和系统化的天然气水合物模拟装置主要具有以下特点：1) 耐低温、抗高压，可进行天然气水合物的生成和分解实验；2)可视化程度高，可直接观察模拟装置内的天然气水合物相变过程；3) 测试精度高，可准确测出天然气水合物生成和分解过程中压力和温度的变化情况；4) 检测手段多样化，包括光、声、电多种检测方法。

　　模拟装置具有上述特点是为了确保其可以模拟各种环境条件，进而更好地研究多孔介质中天然气水合物的分解过程，获得重要的物性参数，为野外调查提供科学依据。全球主要的大型天然气水合物实验模拟装置概况如表 1 所示。

　　中国的全尺寸开采井天然气水合物三维综合试验开采系统是目前全球规模最大的天然气水合物实验模拟装置，其实物图如图 2 所示。该装置包含 245 个测温点、245 个测压点，可承受 32MPa 的压力，井筒内配备有摄像头能够实时观察井筒内的情况，其能够模拟 3000 m 水深条件下天然气水合物的生成和分解。

　　天然气水合物生成或分解过程的精准量化直接决定了实验结果的可靠性，需依据实际的地层温度、压力及储层条件，采用不同的布井方式和开采方法进行天然气水合物的开采实验研究。通过对多孔介质中天然气水合物分解进行动态监测，分析产气、产水规律，研究影响开采效率的关键因素，为天然气水合物数值模拟模型的建立和实际开采提供可靠的实验数据和参考依据。

4 数值模拟器的开发及应用

4.1 数值模拟器的开发

　　为便于评估不同天然气水合物开采方法的可行性及天然气水合物的开采潜力，国内外开发了一系列天然气水合物数值模拟器(或模拟软件)。数值模拟器可以根据实际天然气水合物的赋存条件，对不同开采方式下天然气水合物的开采过程进行模拟。当前的天然气水合物开采数值模拟主要采用两种技术路径：1) 基于传统石油和天然气开采的相关数学模型，例如：在传统黑油 (blackoil) 模型和成熟商业软件 COMSOL 等的基础上，将液相的石油直接转变为固相的天然气水合物。2) 专门针对天然气水合物的成藏和开采，以及CO2 水合物地质封存进行数值模拟，并考虑了水合物生成或分解过程的放热或吸热化学反应过程，以及多孔介质中多相渗透和传热的复杂过程。国际上主要的天然气水合物数值模拟器 ( 或模拟软件 ) 如表 2 所示。

　　Wilder 等 [44] 和 White 等 [34] 分别于 2008 年和 2020 年开展了天然气水合物数值模拟器的研究对比，结果显示：从国际主流数值模拟器的建模方法、主要参数选取及求解结果的准确性来看，目前国际上尚缺乏公认的、能够精确有效分析含水合物沉积物这一复杂体系的实用工具。尤其是求解涉及复杂的传热 ( 导热、渗流换热和扩散换热 )、多相渗流 ( 气液两相的相对渗透率、含水合物多孔介质的绝对渗透率 )，以及相变化学反应 ( 水合物生成和分解反应 ) 等的强耦合问题时，在物理和化学过程描述和迭代收敛等方面还存在较大缺陷。主要体现在温度、压力、各相饱和度分布等求解结果不合理，收敛性欠佳，模型参数的选取随水合物变化范围较大等，因此，有待于进一步深入研究。

4.2 数值模拟器的应用

　　通过天然气水合物数值模拟器对实验结果的复现，可以验证天然气水合物物理模型和物性参数的合理性和适用性，这些模型和参数也将用于野外天然气水合物的评估模拟。

　　Li 等 [45] 基于实验数据提出了 1 种新的动力学模型，将其植入到“TOUGH+HYDRATE”模拟器中，通过数值模拟对比了 3 套不同尺度实验装置中天然气水合物分解过程的产气、产水、压力及温度的变化规律。Li 等 [40-41] 使用全隐式水合物模拟器分别模拟了天然气水合物三维综合试验开采系统和立方体天然气水合物模拟装置(CHS) 中的天然气水合物生成和分解过程，并得到了一系列能够用于后续研究的物性参数。

　　Moridis[46] 使用“TOUGH+HYDRATE”模拟器模拟研究了阿拉斯加北坡的天然气水合物储层的产气潜力。模拟结果表明：在井底压力恒定的情况下，水平井的产气量与垂直井相比几乎增加了两个数量级，但产量仍然很低，而沉积层的初始温度可能是决定产气潜力的重要因素。Konno等 [47] 基于第 1 次在日本南海海槽东部进行的海域天然气水合物试采作业的数据进行了数值模拟研究，模拟结果表明：有效渗透率相对较高的含高饱和度天然气水合物的砂岩层更适合采用降压法开采，具有该特点的天然气水合物储层也是商业开采的首选。Yamamoto 等 [48] 基于日本南海海槽第 2 次 (2017 年 ) 海域天然气水合物试采的温度和压力数据，使用 MH21-HYDRES 数值模拟器对试采过程进行模拟研究，发现储层内天然气水合物的不均匀分布是造成产气量模拟结果和实际结果存在较大差异的主要原因，储层内水的流动给天然气水合物开采过程的分析增加了复杂性。Yu 等 [49-53] 根据日本南海海槽的地质勘探资料及海域天然气水合物试采现场数据，利用“TOUGH+HYDRATE”模拟器预测了长达 5 年开采时间下天然气水合物开采过程中的产气行为，分别研究了采用双垂直井和降压法开采，以及水平井和降压法开采，发现通过提高天然气水合物储层渗透率和采用降压注热法等方式可提高天然气的产出率。

　　Xiao 等 [54] 以 2020 年中国南海神狐海域第 2次天然气水合物试采数据为基础，研究了渗透率对天然气水合物储层生产行为的影响，提出了渗透率修正模型，首次在野外尺度上分析了天然气水合物分解对储层渗透率的影响。分析结果显示：天然气水合物的分解可以提高储层渗透率，从而促进流体流动，提高产气效率。Zhao 等 [55] 使用“TOUGH+HYDRATE”模拟器在中国琼东南海域的地质勘探数据基础上，对天然气水合物与浅层气共存体系进行了长期的开采模拟，对比了多气合采和单一开采的产气效率。研究结果表明：游离气的存在可以显著提高天然气水合物储层的产气能力。Li 等 [42] 使用全隐式水合物模拟器对中国南海神狐海域 SHSC2-6 区域进行了 8 年内的天然气开采潜力评估，发现天然气水合物分解过程的吸热效应遏制了降压法开采的持续进行，提出降压注热法是具有潜力的海域天然气水合物开采方法。

　　利用天然气水合物数值模拟器复现实验结果，获得可靠的物理模型和物性参数，并将其用于野外天然气水合物的产气能力评估及获得高效的开采方法。

　　在未来的数值模拟器研究中，一方面，应当基于实验数据获取更加可靠的物理模型和物性参数，建立可靠的多相渗流模型及相变 - 传热 - 渗流 - 力学强耦合理论模型，实现数值模拟过程的精确化；另一方面，应当实现数值模拟器的优化集成，通过并行计算、中央处理器 (CPU) 与图形处理器 (GPU) 结合、多处理器协同计算等方式，在保障计算精度的条件下实现超大网格矩阵的求解，并实现三相四场耦合模型的快速求解。

5 展望

　　现阶段，中国在天然气水合物野外试采和实验室尺度下实验模拟装置的研发方面都处于领先水平，但针对数值模拟器的研究起步较晚。未来在实验模拟装置方面，应重点研发适用于开采过程中测量和监测热学、渗流、力学和相变参数的实验模拟装置，通过相变 - 传热 - 渗流 - 力学多场耦合一体化监测装备的建立，实现热导率、热容、相变热、应力、渗透率等多项物性参数的长期一体化监测。在数值模拟器方面，未来应当将前期忽略或尚未考虑的影响天然气水合物开采的因素引入到物理模型中进行修正，并基于实验数据获取更为精准的物理模型和物性参数，建立多相渗流模型及相变 - 传热 - 渗流 - 力学强耦合理论模型，实现天然气水合物开采数值模拟过程的精确化；突破常规数值模拟器在均质、小尺度模型网格方面的限制，实现天然气水合物的精细化描述；实现储层、井筒、管道的全过程集成化模拟；优化数值模拟器算法，从而建立可服务于中国天然气水合物产业化开发的高精度数值模拟器。

6 结论

　　本文首先对现阶段常用的几种天然气水合物开采方法及全球各种野外试采案例进行了分析，然后对国内外天然气水合物实验模拟装置和数值模拟器的开发及应用进行了介绍，最后对未来天然气水合物实验模拟和数值模拟的研究方向进行了展望。未来，在实验模拟装置方面，应重点研发适用于开采过程中测量和监测热学、渗流、力学和相变参数的实验模拟装置；在数值模拟器方面，应实现天然气水合物开采数值模拟过程的精确化，并不断优化数值模拟器算法，从而建立可服务于中国天然气水合物产业化开发的高精度数值模拟器。

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（转自：太阳能杂志）