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化工学报|大尺度扇柱形反应釜内甲烷水合物降压开采规律研究

发布时间：2025-08-15

大尺度扇柱形反应釜内甲烷水合物降压开采规律研究

王令颁孙漪霏卜禹豪许振彬孙贤邵瀚锋孙长宇陈光进

（中国石油大学（北京）化学工程与环境学院，北京 102249）

DOI：10.11949/0438-1157.20241267

引言

化石燃料仍然是当今世界能源供给的主要来源。美国能源信息署估计，至2050年，全球能源消耗将增长50%^[1]。在已开发利用的化石燃料中，天然气因其合理的价格、较低的污染排放及稳定的供应安全等优势赢得了众多国家和地区的青睐。众所周知，自然环境中广泛存在的天然气水合物内蕴藏着大量可供开采的天然气资源。目前研究表明，天然气水合物藏在全球范围内广泛分布。通常情况下，这些水合物藏主要赋存于海底沉积物和高原冻土层，其储藏有机碳总量超过所有已知传统化石燃料总量的两倍^[2]。毫无疑问，作为一种重要形式的碳汇，天然气水合物在地球碳循环中发挥着不可替代的重要作用^[3]。

迄今为止，基于不断从实验室及模拟研究中积累的知识，已开展多次陆上^[4]和海上现场试验^[5]。从现有的试采结果来看，水合物的开采效率仍然较低，难以满足商业化开采需求。目前的开采方法主要是通过使固态天然气水合物在其储层原位分解为天然气和水，然后采出生成的天然气。这一过程涉及流体在开采层位及其相邻区域的运移。流体在储层中的特征直接影响到开采区的压力场、温度场、渗流场及浓度场，从而进一步影响水合物的分解行为及天然气产出。同时，水合物的分解会改变储层孔隙结构参数，引发储层变形（涉及压力场），并反过来影响流体运移行为。实际上，水合物开采过程是一个多场相互演变、控制相变、应变与流体行为之间复杂交互作用的过程。对多场时空演变规律进行深入理解，将为优化现有开采工艺提供重要技术支撑。

为了揭示多场时空演变规律并研发新型开采工艺，实验模拟是不可或缺的。需要强调的是，模拟过程必须具备足够大的时间和空间尺度，以确保所构建的多场时空结构及其演变特征与真实开采过程具有相似可比性。因此，构建大容积的实验模拟装置显得尤为重要。近年来，国内外纷纷致力于研制建造大容积水合物开采实验模拟装置，例如，中国科学院广州能源研究所搭建了主体为117.8 L的模拟器^[6-7]，中国石油大学（北京）搭建了196 L模拟器^[8-10]，德国地球科学研究中心搭建了425 L模拟器^[11-12]，青岛海洋地质研究所搭建了900 L模拟器^[13-14]，日本先进工业科学技术研究所搭建了1710 L模拟器^[15-16]。总体而言，上述已研制的大容积三维水合物模拟器在尺度上仍显不足。以体积最大的1710 L模拟器为例，若将开采井设置在模拟器中轴位置，其周围能够实现的径向模拟尺度不足1 m，这无疑使得在实验过程中难以建立有意义的径向压力梯度。因此，相较于单纯追求大容积，更需要关注构建大尺度的模拟装置。然而，在传统桶状模拟器设计理念下，为实现这一目标而盲目增加体积将面临制造及运行上的重大挑战。在此背景下，本文提出一种扇柱形“分维度”式水合物模拟器，以替代目前流行的全维度圆筒形模拟器，并采用该设备开展开采模拟实验，从而获取多场时空演化规律。

1 设计理念

为了有效模拟天然气水合物开采过程中沉积层的多场时空演变规律及其对气-水-砂产出过程的影响机制，亟须开发更大尺度的天然气水合物开采模拟装置。小尺度模拟器的场结构边界可能在短时间内接触到器壁，从而失去开放性；而传统圆桶形模拟器放大至更大尺度时则面临制造难度、时效性和安全性等问题。例如，当直径从1 m增至6 m时（图1），模拟器体积将扩大为原来的217倍，这使得高压容器的材料选择与制造工艺面临挑战。

图1 传统圆桶形天然气水合物开采模拟放大思路Fig.1 Traditional scaling-up approach of cylindrical reactor for hydrate exploitation

若忽略水合物储层的非均质性，在一口垂直开采井作业时，其周围的压力场、温度场等各种场结构将呈现以开采井为中心的轴对称特征。因此，如果能获取某一水平方位角内的场结构，则可推导出360°全方位的场结构。数值模拟通常基于这一轴对称特性，仅在较小方位角内划分网格进行计算，以减少网格数并节省计算资源。以此为基础，提出一种新的水合物模拟器设计思路，如图2所示。实际开采过程中，受压力波及影响，水合物分解呈现由近井向远井区域扩张的趋势，因此储层温度场通常是以垂直开采井为中心呈轴对称分布。温度演变整体受水合物分解速率和传热效率控制。对于实验室模拟而言，温度边界条件主要影响传热。在本反应釜温度边界条件设计中主要考虑了传热方向的问题，认为储层主要受径向和垂向传热，因此在两侧矩形接触面上采用了包裹石棉材料的方式做隔热处理，以降低切向传热；同时，反应釜上下端面及圆周弧面上未做隔热处理，是水合物开采过程中的主要传热区域。总地来看，在满足开采过程模拟所需的大空间和时间尺度前提下，控制沉积物体积于较小范围，从而降低制造成本，提高实验模拟效率与安全性。同时，构建的沉积物水合物模拟体与数值模拟过程中采用的模拟体构型一致，使实验模拟结果更易通过数值模拟扩展至实际开采规模。在此背景下，研制了一个方位角为6°、径向尺度为3 m、内腔高度为0.3 m且容积约142 L的扇柱形反应釜，其模拟功能相当于直径6 m、高0.3 m、容积约8500 L的全维度圆筒形模拟器。显然，当前制造水平下，生产一个直径6 m的高压圆筒形容器极具挑战，即便成功制造，其后续使用效率也将大幅降低，并存在显著安全隐患。

图2 大尺度分维度水合物储层模型及对应的水合物开采模拟器示意图Fig.2 Schematic diagram of a large-scale multi-dimensional hydrate reservoir model and the corresponding hydrate exploitation simulator

2 实验部分

图3 实验模拟系统及扇柱形反应釜实物图Fig.3 Photographs of the experimental system and the fan column-shaped reactor

2.1 实验模拟系统及材料

基于上述设计思想，构建了一套以扇柱形反应釜为核心的实验模拟系统，其实物如图3所示，总体组成示意图见图4。该系统包含扇柱形反应釜、数据采集系统、控温系统、气液供给系统、采排气系统及安全保障系统。

图4 实验系统示意图Fig.4 Schematic diagram of the experimental system

扇柱形反应釜（方位角6°，径向尺度3 m，内腔高度0.3 m，有效容积142 L）是整套实验模拟系统的核心组件，耐压能力高达32 MPa，由316 L不锈钢锻造而成，以确保足够的机械强度。数据采集系统包括温度传感器、压力传感器和声波探头，实时获取储层的温度、压力及饱和度变化，这些数据可用于构建压力场、温度场及浓度场。控温系统由自主搭建的水槽与大功率冷机组成，重现真实水合物储层的地质条件。气液供给系统包括高压气瓶、汇流排、增压机、活塞罐和隔膜泵等，能根据实验需求灵活调节注入模式。采排气系统涵盖了开采井、气动调节阀、气液分离罐和储气罐，实时收集产出流体。开采井上均匀布置多个直径为1 mm的小孔，并缠裹孔径约15 μm的筛网防砂。安全保障系统包括釜体上的安全阀及实验场所内的甲烷报警器，有效防范实验超压或甲烷泄漏引发的安全隐患。

常规圆筒形水合物模拟器因径向尺度有限，难以有效建立实验压力场，导致实验结果普遍缺乏现实意义。为弥补实验与真实条件的差距，如图5所示，在沉积物中布置了17个压力传感器，分为三层：从上至下，各层测量点依次命名为UP_i（upper pressure）、MP_i（middle pressure）及LP_i（lower pressure）。其中，中间水平面为关键监测层，沿其中心轴线布置9个压力传感器，其余两层各布置4个压力传感器，以构建具有代表性的压力场。

图5 压力测量点分布示意图Fig.5 Distribution of the pressure measurement points

水合物藏开采过程中，储层热性质变化与生产行为密切相关。为深入理解温度场变化规律，通过模拟器侧壁操作孔在沉积层内插入18个温度传感器，共设置42个温度测量点（图6）。这些测量点呈放射状分布，构建了两层水平温度测量面。从上至下，各层测量点依次命名为UT_i（upper temperature）及LT_i（lower temperature）。同时，测量点沿径向方向形成9个垂直截面（vertical plane，VP_i），以全面捕捉储层内温度变化。

图6 温度测量点分布示意图Fig.6 Distribution of the temperature measurement points

为确保天然气水合物商业开发的安全性和可控性，需深入研究开采过程中储层的力学性能。鉴于储层固结程度与水合物饱和度密切相关，并且饱和度可通过声速反演，因此为实时原位获取水合物饱和度演变及储层力学性能动态变化，在沉积层内沿径向布置了4对声波探头，测得的波速值（P-wave velocity，V_P_i）依次为V_P1、V_P2、V_P3、V_P4，如图7所示。

图7 声波探头布置示意图Fig.7 Distribution of the ultrasonic transducers

实验中使用的甲烷气体纯度为99.9%，由北京海普燃气工业公司提供。质量分数为3.35%的盐水溶液采用阿拉丁生物科技公司的NaCl试剂配制而成。水合物沉积层由天然海滩砂粒构建，其粒径分布见图8，中值粒径为80.025 μm（φ₅₀=79.62 μm）。砂粒平均真密度为3.4416 g/cm³（标准偏差0.0002 g/cm³），孔隙度约30.39%。实验前，所有砂粒均用去离子水清洗并干燥。

图8 沉积物粒径分布Fig.8 Particle size of the sediments

2.2 实验步骤

2.2.1 沉积物装填

仅可借助法兰进行填砂的扇柱形反应釜本质上是一种大体积盲釜。装填盲区的存在易引发“壁效应”，对流体运移产生影响，可以通过结合“水流法”与“相变材料填充”解决相关问题。首先，通过釜上端面和弧面法兰装填约328.87 kg石英砂，利用水流裹挟砂粒移动以填充大部分盲区。随后，注入相变温度为17℃的液-固相变材料消除剩余盲区。注入完成后，降低水浴温度至15℃以固化相变材料，并在确认装置密封性能良好后开展后续实验。

2.2.2 冷模实验

在未生成水合物的条件下，开展冷模实验以探讨不同体系中流体迁移对压力分布的影响。针对封闭和开放体系共进行10组实验（表1）。封闭体系实验中，注水增压至13 MPa后进行排水降压操作；开放体系实验中，在排水降压操作的同时，利用隔膜泵向装置补水以模拟渗流现象。

2.2.3 水合物储层样品的制备

注入甲烷驱替孔隙盐水，并将水浴温度调至5℃以加速水合物生成。样品制备过程采用过量气与过量水结合的方法，具体操作信息详见表2。约20 d后，压力稳定在约8 MPa。根据之前的研究计算，水合相、液相及气相的最终饱和度依次为52%、45%及3%。由于气相饱和度低于5%，可认为样品符合水饱和条件^[17]。最后，将水浴温度升至8.5℃，以模拟真实海域地质温度。釜内平均压力因升温最终稳定在约10 MPa。

表1 冷模实验信息汇总Table 1 Summary of information for the cold model experiments

表2 水合物生成过程信息汇总Table 2 Summary of information for the hydrate formation process

注：括号内的两个数值分别表示平均压力与平均温度。“注入”指的是每次物料注入操作结束后釜内瞬时的温压状态，而“稳定”则代表了在下一次物料注入操作前，釜内达到的稳定温压状态。

表3 水合物开采实验信息汇总Table 3 Summary of information for the hydrate production experiment

2.2.4 水合物降压开采实验

开展一组具有代表性的开放体系降压开采模拟实验，具体实验信息详见表3。整个开采过程可分为降压及恒压阶段。降压阶段，逐步增大气动调节阀开度，以避免因瞬时流体冲击力过大而损坏防砂筛网。釜内平均压力基本稳定后，进入恒压阶段。整个实验结束的标志是储层平均温度与环境温度重新建立平衡。

2.3 计算方法

在本研究中，储层的平均压力（P_avg）和平均温度（T_avg）的计算方法如下：

(1)

(2)

考虑到所进行的冷模实验中，沉积层底部区域渗透率较低，因此以该平面为代表进行研究。在相关实验中，通过LP₄与LP₁间的压差（P_diff）来反映不同实验条件下的压力分布情况，其计算方法如下：

(3)

开放体系水合物降压开采实验中，时刻t的产气速率（r_prod(G),_t）、注水速率（r_inj(W),_t）、产水速率（r_prod(W),_t）的计算方法如下：

(4)

(5)

(6)

式中，n_prod(G),_t₊₁和n_prod(G),_t分别代表时刻t +1和t的甲烷产出量；V_inj(W),_t₊₁和V_inj(W),_t分别代表时刻t +1和t的盐水注入体积；V_prod(W),_t₊₁和V_prod(W),_t分别代表时刻 t+1和t的盐水产出体积。

3 实验结果与讨论

3.1 排水降压冷模实验

冷模实验是通过替代物料模拟水合物分解后流体行为的重要方法，具有高效、安全和经济的特点。在水合物开采研究中，冷模实验为储层行为分析、生产工艺优化及地质灾害预防提供了重要的理论和实践基础。为了更深入地理解流体运移过程中井筒低压的传播规律及储层内的压力分布情况，首先在封闭与开放体系下的富水沉积层中开展排水降压冷模实验，并进行压力传播特性的研究。

3.1.1 封闭体系中排水速率对压力传播的影响

对于封闭体系而言，排水速率是影响沉积层内压力传播特性的重要因素之一，可以通过调节开采管线上的阀门开度来实现控制。本小节共开展5组实验（第1~5组），详细实验信息见表1。

图9展示了在封闭体系中，不同阀门开度下沉积层各位置的压力变化曲线。实验结果表明，当阀门开度超过45%时，进一步增加开度对降压速率的影响显著减小。这表明在降压阶段，通过调节开度控制排水速率，从而影响降压速率的方法存在显著的操作阈值。过度调节开度不仅无助于降压，还可能因瞬时流体冲击力激增导致防砂网击穿。建议降压初期合理控制阀门开度，以在保护井筒防砂网的同时实现最快的降压速率。最佳阀门开度受排出流体中气液比例及管线状况影响，需通过更多陆上实验加以优化。

图9 封闭体系中沉积层内的压力变化Fig.9 Pressure variations within the sediments for the closed system

图10 封闭体系沉积层下部平面的压力分布Fig.10 Pressure distribution at the lower plane of the sediments for the closed system

基于轴对称原理，模拟器的扇形横截面被等效扩展为以开采井为中心的圆形平面，以描述系统内压力场的时空演变。图10为LP₁在不同值时沉积层下部的压力分布，5个平面分别对应于第1~5组实验。结果表明，沉积层内压力梯度均呈现出自中心向边缘逐渐升高的趋势，即距离降压出口越近，压力下降速率越快。相同压力条件下，阀门开度越大，排水速率越快，从而产生更显著的压力梯度，这会限制井筒低压的传播。同时，沉积层的多孔结构类似节流装置，流体快速运移引发的焦汤节流降温效应不利于水合物开采。尽管不同排水速率的压力分布差异逐渐减小，但直至近井压力降至3 MPa时才实现本质性改善。然而，该值已低于日本南海海槽（4 MPa）和中国神狐海域（4.2 MPa）的最终开采压力^[18]。这表明快速排水模式下，即使近井区域压力降至目标值，压力梯度的存在仍限制水合物有效分解区域的范围，从而影响经济效益。相比之下，较低的排水速率则会延长操作周期。例如，近井压力降至3 MPa时，第1组实验的耗时约为第5组的2倍，显著增加开采成本。

为直观展现排水速率对压力梯度的影响，将其简化为远井压力（LP₄）与近井压力（LP₁）间的压差，并在图11中呈现了不同阀门开度下沉积层下部压差及累计产水量随时间的变化。结果表明，阀门开度与压差峰值呈正相关，开度越大，压差峰值越高。从沉积层稳定性角度看，较高瞬时压差及持续高压差增加了砂粒迁移的风险，威胁生产安全并可能引发地质灾害。在阀门开度为15%时，初期出现约125 s的产水迟滞，主要因为流体在致密储层中的非线性（非达西）渗流特征及启动压力梯度^[19-21]。尽管随后产水顺利，但达到800 ml累计产水量耗时为45%开度的2倍以上。因此，综合考虑降压速率、降压效果、沉积层稳定性及经济效益，选择适中的阀门开度更符合实际需求。

图11 封闭体系沉积层内压差及累计产水量随时间的变化规律Fig.11 Variations of pressure difference and cumulative water production for the closed system

3.1.2 开放体系中排水速率对压力传播的影响

与传统油气资源储层相比，天然气水合物主要赋存于海底沉积物中，通常缺乏稳定的上覆盖层或封闭岩层。开采过程中，渗流现象将导致资源开发面临复杂性和不稳定性^[22-23]。因此，相较于理想的封闭体系，开放体系更贴合真实开采条件。本节共开展5组实验（第6~10组），详细信息见表1。

图12(a)~(e)为在开放体系中，不同阀门开度下沉积层各位置的压力变化曲线。在1000 s的实验时间内，5组实验中的LP1~LP4均缓慢下降并最终趋于稳定，表明系统逐渐达到动态平衡。通过图12(f)中的对比分析，发现开度对降压速率的影响同样存在显著的操作阈值，这可能与流体动力学特性及系统内部阻力等因素有关。与封闭体系相比，开放体系因远端持续补水操作，降压速率显著减缓，且在达到流动平衡后出现高于预期的压力平衡值。当阀门开度从15%增至45%后，平衡压力降低约30%，但超过45%后对平衡压力影响甚微，这表明仅依靠调节阀门开度实现有效降压在海域开采过程中面临诸多挑战。

图12 开放体系中沉积层内的压力变化Fig.12 Pressure variations within the sediments for the open system

图13展示了LP₁在不同值时沉积层下部的压力分布情况，5个平面对应于表1中第6~10组实验。结果显示，排水降压过程中，各沉积层内部均形成了自中心向边缘逐渐升高的压力梯度。相同压力条件下，开度越大，压力梯度越显著，这可能与快速流体运动引发的剪切作用有关。与图10相比，开放体系中的压力梯度更加显著，表明开放体系中的流体动态特性与封闭体系存在本质差异。渗流现象使得沉积层内维持稳定流动状态，导致压力梯度未如封闭体系那样改善。显著压力梯度的存在不仅影响了降压阶段井筒低压的快速传播，还限制了压力的有效下降。此外，压力梯度可能引发局部涌流现象，造成某些区域流体排出过快或过慢，从而导致沉积层内局部应力分布不均，进一步影响恒压阶段的稳定性与安全性。

图13 开放体系沉积层下部平面的压力分布Fig.13 Pressure distribution at the lower plane of the sediments for the open system

图14展示了开放体系内压差及累计产水量随时间的变化。图14(a)中，压差在初始迅速上升后趋于稳定，且稳定值与阀门开度呈正相关。相同开度下，其峰值比封闭体系高一个量级。这一显著提升源于渗流现象加剧了沉积层内压力分布不均，导致局部区域承受更大剪切力和应力集中，促使沉积物颗粒迁移。资源开发过程中，颗粒迁移被认为会导致产砂^[24]并可能引发沉积物变形^[25]，最终影响开采效率。图14(b)依据排水速率演变，划分出0~200 s的快速阶段和200~800 s的稳定阶段。结合图11及图12，可推测快速阶段的产水主要源于初始高压孔隙水，而稳定阶段则主要来自外部渗透盐水。在快速排水阶段，产出的高压孔隙水以甲烷饱和盐水为主，高压低温条件下，分解的甲烷气体易于再生成水合物并造成堵塞。进一步分析表明，阀门开度在稳定阶段对产水速率影响甚微。综上，在不影响产水速率的前提下，稳定阶段选择适中的开度能有效减小沉积层内压差，达到降低地质灾害风险的目标。

图14 开放体系沉积层内压差及累计产水量随时间的变化规律Fig.14 Variations of pressure difference and cumulative water production for the open system

综合来看，在真实海域进行降压开采时，可在快速阶段逐步增大阀门开度，促进高压孔隙水的快速排出以提高井筒低压传播速率。进入稳定阶段后，适当回调阀门开度，以维持相对平稳且可控的生产状态。此策略旨在平衡资源开发与环境保护，确保储层结构及其物理特性在长周期开采过程中的稳定性，从而为安全、高效的资源开发提供保障。

3.2 水合物降压开采模拟实验

在现有的开采技术中，降压法因其无须额外能量输入且操作简便，被广泛认为是最具前景的开采方式^[26-27]。近年来，日本南海海槽和中国南海北部神狐海域的试采试验均采用降压法，验证了其优势^[28]。为深入探讨常规降压法下储层内多场时空演变规律，利用扇柱形反应釜开展了模拟开采实验。

3.2.1 生产行为

图15(a)为实验过程中储层内平均压力、平均温度及环境温度随时间的变化。图15(b)为累计产气量、累计注水量及累计产水量随时间的变化。根据平均压力的变化，可以将整个降压过程划分为降压阶段（0~550 min）和恒压阶段（550~2700 min）。

图15 降压开采过程中的生产行为Fig.15 Production behaviors during the depressurization process

在降压阶段，可进一步细分为快速降压阶段（0~100 min）和缓慢降压阶段（100~550 min）。当平均压力从8 MPa降至7 MPa时，温压降低速率显著减缓，可能与水合物再生有关。快速降压阶段的降压速率约为缓慢降压阶段的40倍，产水量剧增，低压缩性盐水的大量排出是孔隙压力快速降低的主要原因。产水速率达到峰值后，产气速率急剧增加，表明孔隙填充水的快速排出及外部盐水有限流入有效降低了储层内孔隙压力，从而触发了水合物分解。整个快速降压过程中，水合物分解的吸热效应及甲烷气体快速流动引起的焦汤效应导致储层平均温度下降约5℃。进入缓慢降压阶段后，产气速率降至峰值的约一半，表明水合物分解强度显著减弱，此时外部盐水流入速率迅速增加，与盐水产出速率趋近，形成流动平衡状态。在这种情况下，孔隙内呈现水饱和状态，新鲜盐水流动侵蚀主导着水合物分解^[29]。Sean等^[30]指出，水合物分解的主要驱动因素是化学势差，甲烷在液相与水合物相间的化学势差值远小于其在气相与水合物相间的。因此，外部盐水大量涌入后，储层的水饱和状态将限制水合物的分解。在此期间，水合物分解强度的降低削弱了吸热效应。同时，与环境间温差增大导致热量补给加速，储层平均温度在达到最低值后逐渐上升。

经过约550 min的降压阶段，平均压力稳定在约3.4 MPa，实验进入恒压阶段。在此阶段，平均温度持续上升，直至与环境温度重新建立平衡，标志着实验结束。沉积层内盐水流动维持平衡，导致储层平均压力无法降至目标开采压力。在真实海域开采过程中，渗流现象的出现将对储层压力的有效降低及水合物分解造成影响。在实际应用中，需综合考虑地质特征、孔隙结构和流体动力学等因素，以优化开采策略并提高资源利用率。综合来看，本研究中获得的生产行为特征，例如产水峰值早于产气峰值出现和有效降压受到削弱，已在针对海域水合藏降压开采的数值模拟研究中得到了验证^[31-32]，这表明实验设计的合理性和数据的可靠性。

3.2.2 压力传播规律

图16展示了降压开采过程中，储层中心平面上沿径向的压力测量点随时间的变化规律。降压阶段，整体压力快速下降，各区域降压速率与其到开采井距离成反比。其中，快速降压阶段观察到显著的压力梯度，表明流体不断向开采井迁移。值得注意的是，近井区域MP₁出现了两段显著下降放缓甚至小幅回升的情况。结合另一插图中MP₁-VP₁与相平衡曲线的关系，推测该区域出现了两次水合物再生成现象。第一次中，除MP₁外测量点降压速率显著放缓，表明流体通道堵塞致使井筒低压传播受阻^[33-34]。在40 min时，阀门开度的增加产生了瞬时流体冲击力，成功解除了堵塞。然而，流体快速迁移造成焦汤降温效果显著，近井区域再次进入稳定区并触发水合物生成^[35]。此外，该阶段迁移流体以甲烷饱和盐水为主，也是再生诱因之一^[36]。总体来看，水合物再生现象主要发生在近井区域，这一结论在数值模拟研究中也得到了验证^[37]。直至实验结束，盐水的持续流动使储层内始终维持着一定数值的压差，这表明渗流现象是形成压力梯度的主要原因。

图16 降压过程中中间层压力随时间的变化规律Fig.16 Pressure changes during the depressurization process for the middle plane

为深入理解降压开采过程中压力场的时空演变规律，基于轴对称等效扩展原理，构建了12个时刻的压力空间分布，如图17所示。依据快速降压阶段、缓慢降压阶段及恒压阶段划分为三组，重新绘制颜色标尺以获得更直观的视觉效果。三个阶段内，均呈现了自开采井向储层边缘逐渐升高的压力梯度，其合理性在海域试采及数值模拟研究中得到了验证^[38-40]。随着时间推移，压力梯度不断减小。这一现象由水合物持续分解及渗流现象造成，流体流动模式因气液比动态变化而改变^[41]。开采初期，气液比较低，气相被分割使流体呈泡状流型，形成的较大压力梯度由连续液相主导。随着水合物大规模分解，流体气液比显著升高使流型转变为环状。气体在孔隙中呈准连续相流动，但较高的压缩性使得以气相为主导的压力梯度逐渐降低。最后，水合物分解强度减弱及渗流现象再次降低气液比，恢复了以连续液相为主导的压力梯度至开采结束。尽管流型已恢复为泡状，但流动条件的改善显著削弱了贾敏效应所导致的压差，促使该阶段压力梯度进一步降低^[42]。

图17 储层内压力场演化Fig.17 Evolution of pressure fields inside the reservoir

总体而言，快速降压阶段是水合物再生现象的高发期，近井区域风险较高。再生现象不仅阻碍了井筒低压传播，还加剧了局部区域压差。较大的压差易引发储层应力分布不均，从而增加地质灾害发生的风险。此外，降压开采过程中，应重点关注渗流现象及其对生产行为的潜在影响。

3.2.3 温度传播规律

如图6(a)所示，储层沿径向划分出9个垂直截面，各截面平均温度随时间变化的规律展示于图18中。由于水合物分解吸热及焦汤节流效应的存在，储层整体降温显著。井筒低压在储层内沿径向传播，依次触发水合物分解，使得降温区域不断扩大。降压初期，储层显热剩余较多，分解动力学为水合物分解的控制因素^[43]。随着开采过程的不断深入，当环境传递热量满足水合物分解所需时，储层温度降至最低并促使控制因素转变为传热^[44]。此后，随着显热恢复，储层温度不断上升直至与环境温度再次平衡。结合之前的分析，可以推断插图中的温度变化异常现象与水合物再生过程相关。从传热的角度来看，降压开采过程中水合物再生主要是由于供热不足^[45]。然而，神狐海域储层样品分析显示其热导率较低，仅为1.4~1.77 W/(m·K)^[46]，这意味着单独采用降压法将激增水合物再生的风险。因此，为安全高效地进行资源开发，考虑在降压阶段辅以热激法补充热量是更为合理和经济的。总体来看，各区域平均温度的“V”形变化趋势本质上反映了能量竞争的过程，而不同“V”间的形状差异则主要体现在最低温度及升温斜率上。开采过程中，固结情况^[47]及流体气液比^[48]都将影响导热性能，并最终体现在储层的热反馈上。深入研究这些变量将有助于揭示海域试采中的复杂交互作用，为未来资源开发提供理论支持和实践指导。

图18 降压过程中不同半径上平均温度的变化Fig.18 Changes in average temperature at different radii during the depressurization process

与图17类似，图19中绘制了温度场随时间的变化规律。开采初期，近井区域率先降温，形成了自开采井向储层边缘逐渐升高的温度梯度。根据温度变化，可以推测储层内水合物分解前沿呈圆柱形从中心向边缘移动。其中，下部低温区域扩散更快，这可通过水合物在垂向上非均质分布来解释^[49]。当近井区域的水合物分解强度降至一定程度后，该区域出现升温趋势，随后形成自中心向边缘不断扩散的升温前沿，这一现象已在众多数值模拟研究和海域试采结果中得到验证^[50-52]。

图19 储层内温度场演化Fig.19 Evolution of temperature fields inside the reservoir

综上所述，水合物再生现象导致降温过程的迟滞。这种“分解-再生-分解”循环所引发的局部温度波动或反弹，使温度场演变复杂化，增加了降压开采的技术难度与生产的不确定性。对于开放体系水合物藏，储层中的待升温区域受到三个热源的热量传递：已升温的近井区域、周围环境以及外部渗入的高温盐水。深入研究并量化这三个热源的贡献，有助于优化现有开采预测模型及提高开采效率。

3.2.4 声波响应

声学探测技术因其在识别储层相态变化和评估水合物分解方面的优势，在开采模拟实验中得到广泛应用^[53-55]。如图7所示，沿径向共设置了4对探头以监测水合物的分解情况，获取的声学速度随时间变化展示于图20中。结合图5和图6可知，V_P1~V_P4所监测的储层局部压力和温度依次为MP₃、MP₅、MP₇、MP₉及VP₃、VP₅、VP₇、VP₉。

从图20可以看出，降压阶段声速下降显著，这是由于水合物分解造成储层固结程度及刚性硬度降低^[56-57]。具体来看，各区域呈现出V_P1<V_P2<V_P3<V_P4的趋势。上述现象较好地契合了开采过程中水合物分解前沿的移动情况及储层有效应力的时空演变规律，并在相关数值模拟研究中得到了验证^[58]。在快速降压阶段，水合物再生的出现使20~40 min内声速下降放缓并趋于平衡，这可通过储层刚性硬度部分恢复来解释。总的来看，整个降压阶段中，V_P1与V_P2曲线高度重合，但V_P2、V_P3和V_P4之间差异明显，表明再生现象延缓了近井区域水合物的分解并影响整体开采效率。进入恒压阶段，声速变化趋于平衡并逐步稳定。结合图15(b)可知，该阶段虽尚存较多水合物，但多以悬浮形式存在于孔隙流体中，其分解对声速的影响已显著削弱^[59]。

图20 降压过程中P波速度变化Fig.20 Changes in P-wave velocity during the depressurization process

研究表明，降压开采过程中，声波响应可准确反映水合物分解与再生对储层力学性能的影响。结合储层的温压变化，还可有效推测水合物分解边缘的移动情况，并有助于获取多场时空演变规律。鉴于声速对储层力学状态变化的敏感性，恒压阶段声速长期保持稳定可视为生产结束的标志，这将显著提升开采效率。

4 结论

本工作利用新型扇柱形反应釜开展了排水降压冷模实验及水合物降压开采实验，模拟开采区域半径达3 m。主要结论如下。

（1）封闭体系中，排水速率与降压速率呈正相关，并显著影响沉积层内的压力传播特性。阀门开度存在阈值，超过此值后增大开度对降压速率的影响减弱。

（2）开放体系中，阀门开度对降压速率和最终稳定压力的影响均存在阈值，单靠调节阀门开度难以实现控制降压速率及达到目标开采压力。外部盐水持续注入形成的压力梯度可能引发局部涌流和沉积物颗粒迁移，影响开采安全与效率。初期产水主要来自高压孔隙水，稳定阶段则转为外部盐水。

（3）水合物降压开采过程包括降压阶段和恒压阶段。降压初期压力波及缓慢，3 m径向的压差可达3~4 MPa，波及区域压力降至相平衡压力以下后触发水合物分解。550 min储层压力趋于稳定，径向压差缩小至0.3~0.4 MPa。受压力梯度影响，径向水合物分解速率存在显著差异，温度响应顺序与压力下降顺序一致。

（4）在快速降压阶段，近井区域易发生水合物二次生成。局部孔隙堵塞造成相关区域压力波动较大，对井筒低压传播具有负面影响。

（5）受限于声速-饱和度预测模型中关键参数缺乏足够实验数据进行拟合，暂时无法通过声速变化反演水合物浓度场。计划开展更多基础性实验，以建立可靠的反演模型去完善多场时间演变规律的预测工作。

Study on the methane hydrates exploitation by depressurization in a large-scale fan column-shaped reactor

WANG Lingban SUN Yifei BU YuhaoXU ZhenbinSUN XianSHAO HanfengSUN ChangyuCHEN Guangjin

（College of Chemical Engineering and Environment, China University of Petroleum, Beijing 102249, China）

Abstract: The development and utilization of natural gas hydrate resources is the research frontier in the current energy field. At present, related scientific research and new technology development are increasingly relying on large-scale simulation devices. This study, used a large-scale fan-shaped reactor to simulate the depressurization process of methane hydrate exploitation, obtaining the evolution characteristics of the temperature field, pressure field and wave speed, as well as the patterns of hydrate decomposition and fluid production. The results show that during the initial stage of depressurization, the pressure propagation is slow with a pressure difference of 3—4 MPa across a 3 m radial distance. After the whole reservoir pressure stabilizes, the pressure difference narrows to 0.3—0.4 MPa. Here the radial rate of hydrate decomposition varies significantly due to pressure effects. Moreover, there is secondary hydrate generation behavior in the near-well area during the initial stage of depressurization, which has a negative impact on the rate of pressure reduction. Additionally, this study explored the impact of the external environment on the depressurization process through an external constant-pressure water supply system. The results indicate that the continuous seepage of external seawater compensates for the reservoir pressure and has a significant impact on the evolution of temperature/pressure and the production of gas/water.

Keywords: hydrate；fan column-shaped reactor；scale-up；depressurization production；multiphase flow

第一作者：王令颁（1995—），男，博士研究生，wlb9519@qq.com

通讯作者：孙漪霏（1989—），男，博士，副教授，sun.yifei@cup.edu.cn