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数值模拟可为天然气水合物藏开采方案的确定提供重要依据，特别对认识开发过程中各因素的敏感性、环境影响、水合物藏的产气量初步估计等方面都具有重要意义。数值模型可以充分利用野外和实验室内试验数据，定量计算压力、温度和天然气水合物化学的动力学转换关系，评价水合物的开采潜力，从而预测复杂系统的热-物理动力过程。
美国劳伦斯伯克利国家实验室的TOUGH+HYDRATE是公认的世界上功能最强大的水合物模拟器之一[1]，也是业界应用最为广泛的模拟器，可以模拟多组分多相态，模拟组分包括水合物、H2O、CH4、盐、添加抑制剂、热等，涉及26种可能相态组合。该模拟器既可以模拟平衡或动态分解过程，也可以模拟可能的降压、热、添加抑制剂及混合情况的分解过程。RUDQVIST和MORIDIS[2]将TOUGH+HYDRATE与FLAC3D耦合，用于评估天然气水合物开采过程中的地质力学稳定性。BIRKEDAL等[3]运用TOUGH+HYDRATE成功拟合了水合物分解的实验数据。
近年来，相关研究人员利用该模拟器进行了大量的水合物开采数值模拟研究，但国内公开发表论文涉及开采井型大多为垂直井或水平井等简单井型[4-9]。提高原位水合物分解速率和扩大水合物分解面积是提高单井产能的2种基本方法。理论上讲，增加井底压降可以达到提高水合物分解速率的目的。但水合物储层强度较低，片面增大生产压差不能有效地提高生产效率，甚至有可能导致井眼塌陷、储层破坏等问题。因此，增大分解面积是提高产能，减轻因压降过大而引起储层破坏问题的有效途径，其中多分支井技术能最大限度地增加天然气水合物藏的裸露面积和深度[10]。为实现天然气水合物商业化开采，急需探索基于多分支井的天然气水合物高效开采技术，在使用TOUGH+HYDRATE进行水合物开采数值模拟过程中，困难的网格生成方法限制了数模人员开展基于复杂结构井的水合物开采产能评价研究工作。本文提出了基于mVIEW的复杂结构井快速建模技术，并结合TOUGH+HYDRATE模拟器，以中国地质调查局2017年在南海北部陆坡深水区白云凹陷神狐海域SHSC-4试采井测井曲线数据为基础，建立理想水合物藏分层地质模型，开展单一水平井和多分支井在水合物Ⅱ层中部的降压开采数值模拟研究。
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多分支井是指在一口主井眼的底部钻出2口或多口进入油气藏的分支井眼。主井眼可以是直井、定向斜井，也可以是水平井；分支井眼可以是定向斜井、水平井或波浪式分支井眼。该技术是在常规水平井和分支井的基础上发展起来的一项新兴钻井技术，在有效提高油藏采收率的同时，还可大幅降低油藏开采成本，经济效益突出，应用前景广阔[11-14]。多分支井水平井按水平段几何形态可分为集束分支水平井（图1a）、径向分支水平井（图1b）、反向分支水平井（图1c）、叠状分支水平井（图1d）和鱼骨状分支水平井（图1e）。集束分支水平井是在一垂直井段钻多个辐射状分支井眼；径向分支水平井是在一垂直段钻出多个超短半径分支井眼；反向分支水平井，即一个分支井眼下倾，另一个分支井眼上倾，并且井眼方向相反；叠状分支井，用于开采2个不同产层或在1个低渗透阻挡层之上或之下开采油气；鱼骨状分支水平井，即在一主水平段两侧钻出多个分支井眼。
图 1 多分支井类型示意图
Figure 1. Schematic diagram of multilateral well types
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mVIEW是一款专业非规则网格剖分软件，支持TOUGH+HYDRATE、MODFLOW等多种数值模拟软件，具有灵活的网格剖分方式和网格加密方法[15]。为实现复杂结构井建模，开发了单井三维几何体创建模块（create 3D layer for single well geometry）和单井三维几何体连接地质体模块（Connect 3D Well Geometry to Geology），允许创建任意类型多分支井。本文以多分支井为例介绍复杂结构井建模流程，首先根据研究区域的实际情况，创建合适的地质体网格，模拟区域为50 m×50 m×25 m的地质体，以笛卡尔坐标系进行网格离散划分。x方向上将模拟区域分为50个网格，y方向上将模拟区域分为50个网格，z方向上将模拟区域分为25个网格，整个模拟区域被划分成50×50×25=62 500个网格（图2）。
图 2 地质体网格
Figure 2. Geometry grid
完成地质体网格创建后，下一步创建多分支井网格，多分支井在地质体的空间位置（图3）。
图 3 多分支井在地质体的空间位置
Figure 3. The spatial position of multilateral well in geometry grid
多分支井的主井和分支井轨迹被描述为一系列的三维坐标点（图4）。将编辑好的多分支井空间轨迹分布信息导入mVIEW后插值平滑，每条轨迹第1个节点都将连接到在它之前任意轨迹最近的节点。
图 4 多分支井的主井和分支井的轨迹坐标
Figure 4. The trajectory coordinates of the main well and the branch wells of the multilateral well
之后用单井三维几何体创建模块（Create 3D Layer for Single Well Geometry）将插值后的多分支井三维轨迹坐标转换为三维几何体（图5），在该模块中可输入信息包括井坐标、默认平面方向、井半径等。
生成多分支井网格后，使用合并三维几何体模块（Combine 3D Geometries）将多分支井添加至地质体网格中。整个模型创建最后一步是根据生产段实际长度，使用单井三维几何体连接地质体模块（Connect 3D Well Geometry to Geology），设置多分支井与地质体网格之间的连接面积。
图 5 多分支井网格
Figure 5. Multilateral well grid
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南海神狐海域天然气水合物矿藏位于南海北部陆坡中段神狐暗沙东南海域附近，西沙海槽与东沙群岛之间的珠江口盆地珠二坳陷，该坳陷自中新世以来处于构造沉降阶段，沉积速率高，为该区天然气水合物发育创造了良好地质条件[16]。自2003年以来，中国地质调查局对神狐海域的天然气水合物资源进行评估，开展了天然气水合物地质、地球物理和钻探调查。自2007年起，中国地质调查局在南海先后完成了4次水合物钻探航次（图6），分别为：GMGS1（2007）、GMGS2（2013）、GMGS3（2015）和GMGS4（2016），取得了丰富的水合物储层特征数据，并获取了大量原位水合物实物样品[17]。
2017年7月，在GMGS3航次钻探的W17站位，中国地质调查局组织实施了我国南海海域天然气水合物首次试采并取得了圆满成功。SHSC-4试采井自2017年5月10日试气点火以来，连续试开采60 d，累计产气超过30万m3，实现了我国天然气水合物勘探开发的历史性突破[18-19]。
W17站位海水深度1 266 m，水合物储层属于泥质粉砂型，沉积物平均粒径约12 μm，主要包含石英和长石（53%）、碳酸盐（16%）、蒙脱石和伊利石组成的黏土矿物（26%～30%）[18]。按照MORIDIS 等[20]提出水合物藏分类方法，W17站位天然气水合物系统属于Class1类水合藏，具体可细分为水合物Ⅰ层、水合物Ⅱ层和水合物Ⅲ层，包括水合物Ⅰ层（201～236 mbsf，其孔隙空间充满固态水合物和液态水），水合物Ⅱ层（236～251 mbsf，其孔隙空间填充了3个相态：固态水合物、游离气和液态水）和水合物Ⅲ层（251～278 mbsf，其孔隙空间充满2个相态：游离气和液态水）；水合物Ⅰ层、水合物Ⅱ层和水合物Ⅲ层的孔隙度分别为35%、33%和32%，平均渗透率分别为2.9×10−3、1.5×10−3和7.4 ×10−3 μm2。水合物Ⅰ层和水合物Ⅱ层的平均水合物饱和度分别为0.34和0.31，水合物Ⅲ层的平均气体饱和度为7.8%。
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本文以SHSC-4井测井曲线数据为基础[18]，建立理想水合物藏层间非均质地质模型（图7），开展单一水平井和多分支井在水合物Ⅱ层中部的降压开采产能模拟。
上述地质模型大小为380 m×630 m×137 m，天然气水合物储层由水合物Ⅰ层、水合物Ⅱ层和水合物Ⅲ层组成，厚度分别为35、15和27 m。受限于单机版TOUGH+HYDRATE最高支持50 000个网格，建立的数值模型重点考虑水合物藏的层间非均质性，因此，Z方向网格剖分较为精细，其中X、Y、Z3个方向上的最小网格尺寸为Δx= 0.25 m、Δy= 20.0 m、Δz= 1.0 m，上覆层和下伏层厚度为30 m。整个数值模型离散为43 740个网格（X方向为20个网格，Y方向为27个网格，Z方向为81个网格），数值模型网格剖分如图7所示。
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根据生产测试井SHSC-4的测井曲线，提取每层（每层0.5 m）的地质数据，如孔隙度、水合物饱和度、气体饱和度和水饱和度，建立数值模型。上覆层和下伏层的孔隙度均设置为30%。水合物Ⅰ层、水合物Ⅱ层和水合物Ⅲ层的平均渗透率分别设置为2.9×10−3、1.5×10−3和7.9 ×10−3 μm2[18-19,21]。上覆层和下伏层的平均渗透率设置为2.0×10−3 μm2。这项研究中没有考虑渗透率各向异性对水合物生产的影响[22-24]，因此将水合物储层、上覆层和下伏层在X、Y和Z方向的渗透率设置为相等。由于覆盖层是可渗透的，天然气水合物储层中的孔隙水可以与海水交换，这意味着孔隙水压力是静水压力[25]。可通过以下公式（1）计算模拟的天然气水合物藏压力[26]：
$$ {P_{{\rm{pw}}}} = {P_{{\rm{atm}}}} + {\rho _{{\rm{sw}}}}{\rm{g}}H \times {10^{ - 6}} $$ (1) 式中：Ppw和Patm分别为孔隙水的压力和标准大气压，Mpa；
ρ为海水密度，kg/m3；
g为重力加速度，m/s2；
H为到海平面的距离，m。
此外，可以基于静压公式和地热梯度来计算模型顶部和底部的温度和压力。整个模拟天然气水合物储层温度和压力可以通过软件的自平衡功能获得[27]。在数值模拟过程中，上下边界的温度和压力设置为恒定值[28]。天然气水合物藏主要性质详见表1。
表 1 储层特征参数和模拟计算参数
Table 1. Reservoir characteristic parameters and simulation calculation parameters
参数
类型参数 参数值 储层
特征上覆层厚度 30 m 下伏层厚度 30 m 水合物Ⅰ层 35 m 水合物Ⅱ层 15 m 水合物Ⅲ层 27 m 上覆层、下伏层孔隙度 0.3 上覆层、下伏层渗透率k 2×10−3 μm2 水合物Ⅰ层渗透率k 2.9×10−3 μm2 水合物Ⅱ层渗透率k 1.5×10−3 μm2 水合物Ⅲ层渗透率k 7.4×10−3 μm2 水合物Ⅰ层、Ⅱ层和Ⅲ层的孔隙度、水合物饱和度、气体饱和度、水饱和度 参考SHSC4测井曲线
数据引用参考文献[18-19,21]地温梯度 43.653 ℃/km 颗粒骨架密度ρR 2 600 kg·m−3 干岩热导率kΘRD 1.0 W·m−1·K−1 湿岩热导率kΘRW 3.1 W·m−1·K−1 模型
参数毛细管力模型 Pcap = −P0[（S*）−1/λ − 1]1− λ
S* =（SA − SirA）/（SmxA − SirA）
毛细进气压力P0（Pa），1×104
最大毛细压力Pmax（Pa），1×106
孔隙分布指数m，0.45相对渗透率模型 KrA= [（SA- SirA）/（1- SirA）]n，
krG=[（SG-SirG）/（1-SirA）]nG
残余水饱和度SirA，0.6
残余气饱和度SirG，0.02
液相衰减指数n，3.75
气相衰减指数nG，2.5 -
按照黏性流体方程（Navier-Stokes equation）理论，模型井筒被看作“似孔隙”介质，井筒内部流体为达西流[29]。早期研究已经证实了这种近似的正确性[29-35]。这种“似孔隙介质”的孔隙度为1，在模型里面将井筒的等效成孔隙度为1，渗透率为10 000 μm2，毛细管力为0的伪多孔介质，相对渗透率是各相饱和度的线形函数，具有非常低的气体残余饱和度[29]。
模拟天然气水合物降压开采期间，由于气体节流膨胀效应和水合物分解吸热，井筒内部会生成二次水合物；实际施工过程中，可通过在井筒内部加热或注入抑制剂等流动保障技术，抑制井筒内部二次水合物生成。因此模拟假定井筒内部不生成二次水合物并对数值模型井筒网格状态进行固定，生产井设计和开采方式详见表2。
表 2 生产井设计、开采方式
Table 2. Production well design and exploitation method
方案 生产井设计 开采方式 Case1 单一水平井布设在水合物Ⅱ层中部（Z=−72.5 m），
水平段长300 m，半径0.1 m，裸眼完井全井筒降压，压降为7 Mpa，开采60 d Case2 多分支井布设在水合物Ⅱ层中部（Z=−72.5 m），主井眼长300 m，
分支井井眼长100 m×8，半径0.1 m，裸眼完井全井筒降压，压降为7 Mpa，开采60 d Case1水平井和Case2的多分支主井眼位于水合物Ⅱ层中部（X=190 m，Z=−72.5 m），起点位于y = 165 m，终点位于y = 465 m，如图8生产井设计示意图中的红色部分，8个分支井沿主井对称等间距分布，分支井长为100 m，分支井间距为60 m，分支井与主井的夹角为45°。
图 8 生产井设计示意图
Figure 8. Schematic diagram of production well design
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Case1和Case2产气产水情况如图9所示，Case1模拟开采60 d内产气速率基本稳定在450 000 m3/d以上，模拟开采60 d累积产气量约3200万m3，模拟开采60 d累积产水量约1 300 m3。Case2模拟开采60 d内产气速率基本稳定在700 000 m3/d以上，模拟开采60 d累积产气量约5500万m3，模拟开采60 d累积产水量约3 400 m3。
图 9 产气产水量随时间的变化关系
Figure 9. The relationship between gas production and water production over time
忽略分支井长度、分支井数、分支间距、分支井与主井夹角等分支井参数对产能的影响，按照给定的模拟参数，同样的开采方式，Case2的模拟产能约为Case1的1.72倍；两个例子的日均产水都比实际产水偏高，因为在数值模型里面束缚水饱和度（毛管力和相渗）只能赋一个均值，而从公开发表的数据来看，不同岩性的束缚水饱和度差异还是比较大的。
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压降7 Mpa模拟开采60 d后，提取Case1和Case2在水合物Ⅱ层中部（Z=−72.5 m）XY平面的温压等参数分布场图（图10）。相较于单一水平井降压开采，多分支井外围等压线呈“心”形分布，压力传导范围明显更大。受分支井间干扰，多分支井内围等压线趋向于与井筒斜交。单一水平井井周温度较多分支井低，多分支井气体饱和度同样呈“心”形分布，近井筒周围气体饱和度较小。由于气体节流膨胀效应，开采60 d后Case1单一水平井跟部沿Y方向150～250 m、趾部沿Y方向410～470 m的近井筒储层2 m范围内生成了大量的二次水合物。Case2多分支井主井跟部沿Y方向160～210 m的近井筒储层0.7 m范围内也形成了二次水合物，相较于单一水平井，Case2的二次水合物量比较小、饱和度比较低。根据模拟结果温压等参数分布场图可知，与单一水平井降压开采相比，由主井带动分支井共同降压进行开采，多分支井压力传播范围较广，能最大限度增加天然气水合物藏的裸露面积和深度，有效提高水合物藏储量动用程度。
图 10 开采60 d后温压等参数分布场
Figure 10. Distribution of parameters，such as temperature and pressure after 60 days of depressurization production
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（1）利用TOUGH+HYDRATE开展天然气水合物高效开采数值模拟研究工作，复杂结构井建模是数值模拟的重要环节，在使用TOUGH+HYDRATE的过程中，困难的网格生成方法限制了数模研究人员开展多分支井等复杂结构井的水合物产能评价工作。本文提出的建模方法可有效提高TOUGH+HYDRATE模拟器在复杂建模方面的能力。
（2）相较于单一水平井，多分支井开采技术能最大限度的增加天然气水合物藏的裸露面积和深度，有效提高水合物藏储量动用程度。研究人员可利用该建模方法进行多分支井分支参数优化设计，分析分支数、分支长度、分支间距、分支与主井筒夹角等参数对多分支井入流动态及产能的影响。
TOUGH+MULTILATERAL WELL MODEL CONSTRUCTION BASED ON MVIEW IN NUMERICAL SIMULATION OF NATURAL GAS HYDRATE
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摘要: 天然气水合物分布广、埋藏浅、清洁无污染、储量巨大，是极具发展潜力的清洁能源。为实现天然气水合物商业化开采，急需探索基于多分支井的高效开采技术。在使用TOUGH+HYDRATE模拟器开展数值模拟中，复杂结构井建模是研究工作的难点。为此提出了基于mVIEW的复杂结构井快速建模方法，以多分支井为例简要介绍了建模流程；此外，结合TOUGH+HYDRATE模拟器，以中国地质调查局2017年在南海北部陆坡深水区白云凹陷神狐海域SHSC-4试采井测井曲线数据为基础，建立理想水合物藏分层地质模型，开展单一水平井和多分支井在水合物Ⅱ层中部的降压开采数值模拟。模拟结果表明：该建模方法提高了模拟器在复杂建模方面的能力，对天然气水合物高效开采数值模拟具有较好效果和参考意义；相较于单一水平井降压开采，多分支井开采技术能最大限度地增加天然气水合物藏的裸露面积和深度，有效提高水合物藏储量动用程度，是值得探索的高效开采技术方法。Abstract: Natural gas hydrates are widely distributed and shallowly buried in the ocean. It is clean, pollution-free, and huge in reserves. As a clean energy source, it has great development potential in the future. In order to conduct the commercial exploitation of natural gas hydrate, it is necessary to explore the efficient gas hydrate exploitation technology based on multilateral wells. In the process to use the TOUGH+HYDRATE simulator to make numerical simulation, the complex structure well modeling is the difficulty. In this paper, we proposed a fast modeling method for complex structure well based on mVIEW. Taking the multilateral well as an example, the modeling process is briefly introduced in this paper. In addition, combined with the TOUGH+HYDRATE simulator, based on the logging curve data from the testing well of SHSC-4 operated by the China Geological Survey in 2017 in the Shenhu area of the Baiyun Sag in the deep water area of the northern South China Sea, an ideal layered geological model is established for hydrate reservoirs. Single horizontal well and multilateral well numerical simulation for depressurized production in the central part of the Hydrate Layer II is conducted. The simulation results show that: The modeling method has improved the simulator's ability in complex modeling and has good effect and reference significance for the numerical simulation research work for highly efficient gas hydrate production; Compared with single well depressurization production, multilateral well technology can maximize the exposed area and depth of gas hydrate reservoirs, and effectively increase the degree of production of hydrate reservoirs. It is a technical method worthy to be developed for efficient production of natural gas hydrates in the future.
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Key words:
- natural gas hydrate /
- complex structure well /
- mVIEW /
- multilateral well /
- numerical simulation /
- TOUGH+HYDRATE
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图 3 多分支井在地质体的空间位置
Figure 3. The spatial position of multilateral well in geometry grid
图 4 多分支井的主井和分支井的轨迹坐标
Figure 4. The trajectory coordinates of the main well and the branch wells of the multilateral well
图 9 产气产水量随时间的变化关系
Figure 9. The relationship between gas production and water production over time
图 10 开采60 d后温压等参数分布场
Figure 10. Distribution of parameters，such as temperature and pressure after 60 days of depressurization production
表 1 储层特征参数和模拟计算参数
Table 1. Reservoir characteristic parameters and simulation calculation parameters
参数
类型参数 参数值 储层
特征上覆层厚度 30 m 下伏层厚度 30 m 水合物Ⅰ层 35 m 水合物Ⅱ层 15 m 水合物Ⅲ层 27 m 上覆层、下伏层孔隙度 0.3 上覆层、下伏层渗透率k 2×10−3 μm2 水合物Ⅰ层渗透率k 2.9×10−3 μm2 水合物Ⅱ层渗透率k 1.5×10−3 μm2 水合物Ⅲ层渗透率k 7.4×10−3 μm2 水合物Ⅰ层、Ⅱ层和Ⅲ层的孔隙度、水合物饱和度、气体饱和度、水饱和度 参考SHSC4测井曲线
数据引用参考文献[18-19,21]地温梯度 43.653 ℃/km 颗粒骨架密度ρR 2 600 kg·m−3 干岩热导率kΘRD 1.0 W·m−1·K−1 湿岩热导率kΘRW 3.1 W·m−1·K−1 模型
参数毛细管力模型 Pcap = −P0[（S*）−1/λ − 1]1− λ
S* =（SA − SirA）/（SmxA − SirA）
毛细进气压力P0（Pa），1×104
最大毛细压力Pmax（Pa），1×106
孔隙分布指数m，0.45相对渗透率模型 KrA= [（SA- SirA）/（1- SirA）]n，
krG=[（SG-SirG）/（1-SirA）]nG
残余水饱和度SirA，0.6
残余气饱和度SirG，0.02
液相衰减指数n，3.75
气相衰减指数nG，2.5
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表 2 生产井设计、开采方式
Table 2. Production well design and exploitation method
方案 生产井设计 开采方式 Case1 单一水平井布设在水合物Ⅱ层中部（Z=−72.5 m），
水平段长300 m，半径0.1 m，裸眼完井全井筒降压，压降为7 Mpa，开采60 d Case2 多分支井布设在水合物Ⅱ层中部（Z=−72.5 m），主井眼长300 m，
分支井井眼长100 m×8，半径0.1 m，裸眼完井全井筒降压，压降为7 Mpa，开采60 d
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