海域层系水合物藏“双气”共采及下伏游离气的影响特性

Co-production of “dual gas” from marine stratigraphic hydrate reservoirs and the influence of underlying free gas

摘要

神狐海域水合物藏为水合物、游离气与水共存的分层体系,游离气的存在会影响储层内气、水运移及热量传递过程。为明晰层系水合物藏的降压分解过程及下伏游离气的作用机制,本文针对神狐海域W17站位水合物藏,建立了含水合物、游离气及自由水的多层储藏模型。利用TOUGH+HYDRATE模拟了海域层系水合物藏长期降压生产过程,探究了水合物层与游离气层“双气”共采特性,分析了下伏游离气对层系水合物藏降压生产特性的影响机制。结果显示:随着生产的延续,水合物分解减速且分解气在井口产气中占比不断下降,生产至10年时有超乎1/2的井口产气为海水中溶解甲烷及初始游离气。下伏游离气的存在会影响沉积层内压力传播,加剧水合物层间界面以及分解前缘区域水合物的再生成。游离气的存在有利于井口产气能效,但会阻碍沉积层内水合物的有效分解,生产至10年时其水合物分解率可降低约30.42%。生产过程中盖层孔隙水会在重力及压差驱使下不断补充并渗向井筒。含游离气水合物藏外来补水量略高于井口产水量可能与生产过程中大量游离气产出及水合物的生成耗水有关。

Abstract

The hydrate reservoir in the Shenhu Sea area is a complex stratigraphic system characterized by the coexistence of gas hydrate, free gas, and aqueous phase. The presence of underlying free gas significantly influences fluid migration and heat transfer dynamics, thereby affecting overall production behavior. To elucidate the dissociation mechanisms of stratigraphic hydrate reservoirs under depressurization and investigate the role of pre-existing free gas, we developed a multi-layer physical model based on the W17 hydrate site, explicitly incorporating hydrate, free gas, and water layers. Using the TOUGH+HYDRATE numerical simulator, we simulated long-term depressurization-induced gas production and comprehensively analyzed the co-production of methane from both hydrate dissociation and the underlying free gas zone. Results show that hydrate dissociation rates progressively decline over time, leading to a diminishing contribution of hydrate-derived gas to total wellhead output. After ten years of continuous operation, over 50% of the produced gas originates from dissolved methane and initial free gas originally present in the formation. The presence of free gas alters pressure propagation through the sedimentary column, thereby creating localized conditions that favor hydrate reformation at layer boundaries and near the dissociation front. Although free gas contributes to higher wellhead energy yields by supplementing gas supply, it simultaneously impedes efficient hydrate dissociation in the reservoir matrix, resulting in an approximately 30%-42% reduction in cumulative hydrate decomposition after ten years. Furthermore, pore water from adjacent caprocks is continuously drawn into the reservoir and flows into the wellbore under the combined influence of gravity and pressure gradients. In hydrate reservoirs containing free gas, the external water influx is slightly greater than the wellhead water production. This discrepancy may be attributed to substantial free gas production and water consumption caused by hydrate reformation during extraction.

Graphical abstract

关键词

天然气水合物 / 层系储藏 / 下伏游离气 / 共采 / 数值模拟

Key words

natural gas hydrate / stratigraphic reservoirs / underlying free gas / co-production / numerical simulation

0 引言

天然气水合物作为一种新型潜力矿种,争取其商业化开发是各国奋力抢占的未来能源战略制高点^[1-3]。自然界已探明水合物藏230余个,估测资源总量约为常规天然气储量的42倍^[4]。南海北陆作为我国天然气水合物勘探开发重点靶区,已初步圈定出11个资源潜在点,并确立神狐海域为试采甜点区域。我国在此区域成功实施3次水合物藏试采工程,取得了前瞻性及突破性的成果。然水合物资源终究异于传统油气藏,对其成藏演化、聚集特征与开采利用等方面的认知仍处于探索阶段^[5-6]。

海域水合物藏开采过程复杂,储藏地质特征、渗流及传热特性等均会对水合物分解与气体运移产生影响^[7-8]。为提高水合物藏开发效率,实验室内开展了不少关于降压方式^[9-11]、井身结构^[12-13]、储层改造^[14-16]及井网布局^[17-19]等方面的研究,证实了部分方式在改善局部渗透率及增大井筒泄流面积的实质效用。随着勘探技术的革新,对海域水合物藏资源赋存特征的认知逐渐清晰。不止我国神狐海域,全球多个水合物藏均为水合物与游离气、水共存的多相分层体系^[20-23]。初始游离气的存在使得水合物藏开采过程更为复杂,气、水渗流差异会影响沉积层内压力传播及热量传递过程,水合物原位再生成会干扰水合物分解过程。因此,层系水合物藏的降压分解过程及下伏游离气的作用机制亟需明晰。

数值模拟作为实际水合物藏开采模拟的便捷手段,常被用于评估水合物藏较长开采周期的生产特性。已有不少关于神狐海域水合物藏生产的数值模拟报道,但主要集中在不含游离气的液-固体系水合物藏,在气-液-固体系的层系水合物藏降压开采方面的研究仍显不足。因此,笔者基于神狐海域W17站位水合物藏地质条件,建立了含水合物层、水合物/游离气共存层、游离气层及上下盖层的层系水合物藏物理模型,利用TOUGH+HYDRATE模拟计算了该站位水合物藏为期10年的降压开采过程,比较了有、无下伏游离气存在时水合物藏的产气产水、温压场及各相饱和度空间分布规律,分析了下伏游离气对水合物藏生产特性的影响机制。

1 数值模拟

1.1 地层结构与储藏特征

神狐海域地处我国南海北陆西沙海槽和东沙群岛之间,为欧亚、太平洋及印澳三大板块交汇地。沉积层内优良的气源通道及适宜的温压条件孕生了丰富的水合物资源^[24-25]。钻探结果显示该区域地温梯度为0.043~0.068 ℃/m,孔隙水盐度质量分数为2.90%~3.15%。不同于日本南海海槽砂质水合物藏,神狐海域沉积物以32~63 μm粉砂为主,黏土含量超20%,为典型的致密非成岩泥质粉砂类型。如图1^[26]所示,本文模拟区域为试采井SHSC-4所在的W17站位,构造隶属于珠江口盆地珠Ⅱ坳陷白云凹陷。W11-17矿体拥有较厚的水合物资源,最大水合物层厚度可达95 m,平均厚度约为57 m,整个水合物储藏呈南北向分布。根据实地勘探数据可知W17站位水合物藏为层系赋存,可细分为1个水合物层、1个水合物/游离气共存层和1个下伏游离气层。站位海水深度1 266 m,水合物层位于海底以下201~236 m,平均孔隙度为35%,平均水合物饱和度为34%,本征渗透率为2.9 mD;水合物/游离气共存层位于海底以下236~251 m,平均孔隙度为33%,平均水合物饱和度为31%,本征渗透率为1.5 mD;下伏游离气层位于海底以下251~278 m,平均孔隙度为32%,平均气体饱和度为7.8%,本征渗透率为7.4 mD^[26-27]。

1.2 物理模型及网格划分

根据试采井SHSC-4地震剖面,建立了柱坐标系下W17站位水合物藏物理模型示意图(记为储藏A),如图2^[26]所示。各层参数依次为:上覆盖层厚20 m,水饱和度(S_W)为100%,孔隙度和渗透率与水合物层I一致;水合物层I厚35 m,孔隙度为35%,水合物饱和度(S_H)为34%,本征渗透率为2.9 mD;水合物层II厚15 m,孔隙度为33%,S_H为31%,气体饱和度(S_G)为7.8%,本征渗透率为1.5 mD;游离气层厚27 m,孔隙度为32%,S_G为7.8%,S_W为92.2%,本征渗透率为7.4 mD;下伏盖层厚20 m,S_W为100%,孔隙度和渗透率与游离气层一致。地层参数取值为:孔隙水盐度(质量分数)为3.05%,沉积物真实密度取值2 200 kg/m³。海底沉积物导热系数(饱和水)取值1.7 W/(m·K),水合物沉积层导热系数(不含水)取值1.0 W/(m·K),复合导热系数及沉积物孔隙毛细管压力计算模型与Moridis等^[28]保持一致,相对渗透率计算模型则为改进的Stone模型^[8,18,26]。本文模拟的0 m≤R≤150 m,-117 m≤Z≤0 m圆柱体系沿R,Z方向共被离散为81×194 = 15 714个网格,其中包含15 452个活跃网格,上、下层边界网格定义为不动网格。具体网格划分为:R方向,初始网格尺度为0.05 m,随后沿对数增长,最大网格尺度为8.22 m;Z方向,盖层网格尺寸被均匀划分为1.0 m,水合物层及游离气层网格尺寸则为0.5 m。

1.3 边界条件及初始化

海底温度为3.7 ℃,地温梯度为0.044 3 ℃/m,压力依据静水压分布进行计算^[28]。模型最外侧边界定义为流动边界,上下盖层边界可渗透且温度与压力恒定。水合物藏模型初始化依据Moridis等^[29-30]描述的方法进行,即固定上下边界温度与压力值,不断迭代试算求取每层网格的初始条件参数。最终确立的水合物层II底部初始压力为15.50 MPa,初始温度为14.82 ℃。计算过程中做如下假设:(1)固相天然气水合物与沉积物不发生移动,多孔介质内气液流动遵循达西定律;(2)液相中甲烷溶解满足亨利定律;(3)储层内水合物分解与生成依据相平衡反应;(4)水合物分解过程中,储层内的渗透率依赖于流体孔隙度,满足Kozeny-Carman方程;(5)储层内多孔介质均匀分布;(6)天然气水合物分子式为CH₄·6H₂O。

1.4 生产方案与模型有效性

生产直井位于圆柱模型中心,半径为0.1 m,生产层段贯穿水合物层I及II。为简化求解,假设开采井内的流体遵循达西定律,井内渗透率取值1 000 D,孔隙度为1.0,毛细管压力为0。计算过程中生产压力取值有3.0、4.5和6.0 MPa,对应降压驱动力分别为0.8p₀、0.7p₀和0.6p₀。为验证本文建立模型计算结果的准确性及有效性,将其短期60天内井口产气结果与同等条件下实际试采数据对比,发现二者吻合较好,如图3^[31]所示。此外,TOUGH+HYDRATE数值代码已多次被用于评估中国神狐海域、日本南海海槽及印度K-G盆地等实际水合物藏的长期生产预测^[32-34]。

2 结果与讨论

2.1 “双气”共采时产气产水特性

为避免因降压过快引起产砂量的增加及可能的井筒损坏,在实际水合物藏的生产过程中往往会采用阶梯型多级降压的生产方式,如加拿大麦肯齐三角洲Mallik5 L-38井的降压轨迹(11.0 MPa→7.4 MPa→5.0 MPa→4.2 MPa)以及日本南海海槽二次试采操作压力(13.5 MPa→7.0 MPa→5.0 MPa→3.0 MPa)^[11,35]。为此,在模拟W17站位水合物藏“双气”共采的同时也比较了不同开采压力时储藏的生产特性。

图4~6为不同开采压力(3.0、4.5和6.0 MPa)下层系水合物藏直井降压生产10年时井口产气产水情况。以开采压力4.5 MPa为例,通过图4可以看出,开采初始,水合物分解产气速率瞬时增至1.03×10⁵ m³/d(标准状态,后同),井口产气速率则为5.48×10⁴ m³/d。因为此时流体的驱动压差即井筒与附近储层间压差处于高值。随后水合物分解产气与井口产气速率骤减,生产至30天时前者始终高于后者,此时水合物分解累积产气量和井口累积产气量分别为2.50×10⁵ m³(标准状态,后同)和1.88×10⁵ m³(图5),表明储藏内水合物分解气并未全部流入井筒产出。随后井口产气速率超越水合物分解产气速率,二者持续降低的同时其间差值逐渐扩大。生产至10年时水合物分解产气速率降至792 m³/d,仅为初始的1.45%,井口产气速率也降至1 412 m³/d。相应地,图5中井口累积产气量与水合物分解累积气量二者差值随生产时间延续不断增大,即水合物分解气在井口产出气中所占比例不断降低,生产至10年时井口累积产气量约1.01×10⁷ m³,水合物累积分解气量约为4.50×10⁶ m³,仅为前者的44.5%,说明井口绝大部分产气是来自海水中溶解甲烷及沉积层初始游离气。通过图6可以看出,产水规律与产气规律相似。生产初始井口产水速率瞬时达到3.53×10⁶ kg/d,随着水合物分解速率下降,井口产水速率骤降至2.63×10⁵ kg/d。随后产水速率缓慢增加可能是由于水合物分解区域内储层有效渗透率的提高所致。

从图4可以看出,随着开采压力从3.0 MPa增至6.0 MPa,水合物分解产气速率及井口产气速率依次降低,对应图5中水合物累积分解气量及井口累积产气量也随之降低。开采至10年时,3.0 MPa、4.5 MPa和6.0 MPa下井口平均产气速率分别为3 078、2 769和2 391 m³/d,同时水合物分解平均产气速率分别为1 433、1 233和991 m³/d。因为驱动压差越大,流体流动驱动力越大且水合物藏与周边环境的热传导作用越显著,从而会促进水合物分解及井口产气。与产气规律类似,井口产水速率及累积产水量均会随开采压力的增加而减小(图6)。随着生产的进行,井筒附近气体饱和度不断减小,邻层盖层孔隙水侵入,尤其是较低开采压力时,导致井口产出流体中气体占比不断减小。在实际生产过程中,降低开采压力尽管可以增大驱动压差,适当增加产气量,但同时也会导致绝对产水量大幅增加,因此降压不宜过低,这也是我国南海神狐海域及日本南海海槽水合物藏试采时压力值选取的重要原因之一。

2.2 下伏游离气的影响特性

为探究下伏游离气在海域层系水合物藏降压开采过程中的影响机制,建立了包含盖层、水合物层I及水合物层II的储藏B,即在储藏A模型的基础上去除了水合物层II及游离气层中初始游离气组分,用于模拟无下伏游离气时水合物藏的降压生产情况。图7至图10为有/无下伏游离气存在时储藏A与储藏B在定压4.5 MPa时的生产结果。从图7可以看出,由于储藏B缺乏初始游离气,井口产气速率始终小于储藏A。生产50天期间,前者水合物分解产气速率小于后者,这可能是因为后者中水合物层间界面附近初始游离气的流动扰动会促进水合物分解。随后储藏B中的水合物分解产气速率迅速超越储藏A,直至生产约300天时前者水合物累积分解气量超过后者(图8),因为初始游离气存在的情境中会显著发生水合物再生成现象,且下伏游离气的上浮一定程度上会阻碍水合物层II下端分解前缘与附近热流体的接触,减弱其间热传导作用,影响该区域水合物分解(见后面2.3节中饱和度空间分布)。

生产约970天时,储藏B的井口累积产气量开始大于其水合物累积分解气量,随后其产气规律与储藏A类似。由于储藏A初始游离气的存在使其生产过程中井口产气量始终高于储藏B。从图9可以看出,生产至10年时储藏B井口累积产水约为2.29×10⁹ kg,储藏A井口累积产水量则相比降低了约12.23%,表明下伏游离气的存在会显著降低井口产水量,同时储藏A的气液比始终高于储藏B。从绝对产水量及井口气液比的角度来看,下伏游离气的存在是有利于水合物藏降压生产的。但通过图10中水合物分解率及剩余水合物量随时间变化来看则不然。整体上储藏A的水合物分解率或水合物剩余量则不占优势,且其与储藏B的差值随生产的进行持续扩大,直至生产10年时后者水合物分解率为8.84%,高于前者43.74%,表明下伏游离气的存在会阻碍储层内水合物分解。

此外,构建的水合物藏模型上、下边界可渗透,即外部孔隙水可通过上、下边界渗流进入。这里对外部渗流进入流体(外来补水)作粗略估算:以储藏A为例,其模型初始水合物含量约为3.77×10⁸ kg,初始水总量为2.37×10⁹ kg,在4.5 MPa压力下累积生产60天时,累积分解水合物量为8.25×10⁵ kg,共产生分解水约7.46×10⁵ kg,井口累积产水量为1.88×10⁷ kg,此时水合物藏内剩余水量约2.37×10⁹ kg,可以大致估算出在生产过程中外部来水的补给量为1.65×10⁷ kg,同理,可以估算出不同生产时刻的外部来水供给量。图11为不同储藏生产过程中不同时刻井口产水与外来补水量变化。可以看出,储藏A的外来补水量始终低于储藏B,且其间差值不断扩大,直至生产10年时前者外部来水补给量低于后者约11.35%,这一数值与井口累积产水差异12.23%接近。不同生产时刻两个水合物储藏井口累积产水量与其外部来水补给量大致相等,这也是水合物藏开采效率低下的主要原因之一,而储藏A外来补给水量略大于井口产水量可能与生产过程中大量游离气产出及二次水合物的生成耗水有关。

2.3 压力/温度/相饱和度空间分布

图12~15为储藏A与储藏B定压4.5 MPa生产60天、1年、5年及10年时压力、温度、相饱和度空间分布云图,图中白色线条从上至下分别代表相应层间初始界面位置。从压力云图(图12)可以看出,开采过程中井筒压力恒定,井周区域产生明显的压力梯度,尤其在井附近约2.25 m内形成了一个显著低压区,因为开采初期此区域水合物便迅速分解,分解区域沉积层有效渗透率增大,同时远端未分解低渗区域又为压力传播提供了屏障,使该区域压力得以有效降低。随生产时间的延续,压力向外传播,水合物层I压力径向传播距离始终大于水合物层II,主要是由于开采过程中水合物分解水会在重力作用下渗聚积,同时也与距井筒的远近相关。储藏A内压力传播在上盖层与水合物层I,水合物层I与水合物层II,水合物层II与游离气层的界面处出现拐点,这是由于水合物分解界面附近相变及流体流动比较剧烈的缘故。水合物层I与水合物层II压力传播的显著差异则可能是因为离边界的距离不一致引起的,同时也与初始孔隙度及各相饱和度等参数的差异有关。相比储藏A,储藏B内水合物层I与水合物层II、水合物层II与游离气层的界面处压力平滑分布,并未出现拐点,且开采60天至10年内,后者的水合物层II与游离气层内的压力径向传播相对快于前者,说明游离气的存在会阻碍压力在沉积层中的传播。

通过温度云图(图13)可以看出,开采至60天时井筒附近便出现了明显的低温区域,尤其是储藏A井筒下部水合物层I与水合物层II界面处,温度降低更甚(低至9.8 ℃,初始温度为14.90 ℃),主要是由于此区域水合物迅速分解吸热及附近游离气涌入井筒引发“焦汤效应”所致。对比储藏B可以发现此时其井筒附近的低温区域显著小于储藏A,且前者温度相对高于后者,尤其是井筒下端,因为开采初期后者水合物分解速率较大,且水合物层I和水合物层II界面附近游离气的流动也会加剧水合物的分解,这也是储藏A的两个水合物层界面温度分布出现凹点,而储藏B则平滑分布的缘故。随生产时间的延续,上下盖层内流体会在压差及重力驱使下汇向水合物已分解区域,在热传导作用下使井筒附近的低温区逐渐回温消失,如生产1年至10年的温度云图变化,具有较高值的等温线已汇聚于井筒附近。与压力类似,储藏A内温度传播在水合物层I与水合物层II,水合物层II与游离气层的界面处也出现了拐点。

通过水合物饱和度分布云图(图14)可以看出,生产至1年时,水合物分解集中在井筒附近,其径向分解前缘相对均匀,储藏A内水合物层II略滞后于I,而储藏B内分解前缘的径向扩张始终快于水合物层I。这可能与前者水合物层II中初始游离气汇聚井筒(图13)引发“焦汤效应”阻碍相应区域水合物分解有关,同时温度云图显示井筒附近水合物层II的温度低于水合物层I。此时,水合物层I上端分解前缘呈现显著尖状,这是因为上部相对低温流体浸入水合物分解区域,阻碍了附近水合物分解。随后水合物层II下部分解速度明显快于上部,因为下部相对高温流体在压差驱使汇向井筒时,会与上部储层接触发生热传导促进下部水合物分解。随生产的进行,水合物层I的分解前缘形状逐渐相近于水合物层II,由于储藏A内初始游离气的存在使得分解前缘在层间界面附近呈现显著的不规则状。生产过程中始终有游离气与水结合原位生成水合物,加之气体的上浮效应使得更多游离气向上汇聚,进而使得储藏A内两个水合物层间界面附近存在较高饱和度的水合物,其饱和度随生产时间的延续有明显增加的现象,尤其是生产至10年,已有大量水合物生成并聚集在分解前缘水合物层I底端及两个水合物层界面附近。对储藏B,其在分解前缘水合物层I处也有少许二次水合物生成现象。

此外,从气体饱和度云图(图15)可以看出,开采过程中水合物分解气及储藏本身游离气均汇向井筒,未发现气体逃逸而越过上盖层,表明未产出的分解气仍然滞留在沉积层,或又与游离水结合生成二次水合物。随生产时间的延续,由于上下水流向井筒的汇聚浸入,气体流入井筒的有效面积会大大减小(气体饱和度的垂向空间分布范围不断缩小),会阻碍气体的产出,这也是后期产气速率远小于初期的原因之一。

3 结论

(1)生产初始,井筒附近水合物迅速分解吸热、游离气涌入井筒引发“焦汤效应”,造成井筒附近形成明显的低温区。水合物分解区域与邻层融通后,沉积层内孔隙水会在压差及重力驱使下涌向井筒,阻碍气体产出。随生产的延续,水合物分解减速,且分解气在井口产气中所占比例连续下降,生产至10年时约占总产量的44.5%,其余则为海水中溶解甲烷及沉积层本身的游离气。较低开采压力会适当促进井口产气,但亦会导致井口产水量增加。

(2)生产过程中有大量水合物分解气或滞留于沉积层,或与游离水结合生成水合物,形成水合物主要聚集于两个水合物层间界面以及水合物层I下分解前缘附近。沉积层内气体均汇向井筒,且聚集在井筒与水合物分解前缘之间,未见气体越过盖层。

(3)含游离气水合物藏的井口累积产气量及气液比始终高于无游离气水合物藏,但其整体水合物分解率明显低于后者,即生产至10年时后者的水合物分解率高于前者约43.74%,但前者井口累积产水量可降低约11%,表明下伏游离气的存在有利于井口产气能效,但会阻碍沉积层内水合物分解。

(4)不同生产时刻水合物藏井口累积产水量与其外部来水补给量大致相等,这也是水合物藏开采效率低下的主要原因之一,而含游离气水合物藏外来补给水量略大于井口产水量则可能与生产过程中大量游离气产出及二次水合物的生成耗水有关。

参考文献

[1] WANG X C, SUN Y H, LI B, et al. Reservoir stimulation of marine natural gas hydrate: a review[J]. Energy, 2023, 263: 126120.

[2] 魏纳, 白睿玲, 周守为, 等. 碳达峰目标下中国深海天然气水合物开发战略[J]. 天然气工业, 2022, 42(2): 156-165.

[3] 吕涛, 潘杰, 蔡晶, 等. 人工隔板在海域层系天然气水合物藏降压开采中的适应性分析[J]. 天然气工业, 2022, 42(11): 132-140.

[4] 周守为, 李清平, 朱军龙, 等. 中国南海天然气水合物开发面临的挑战与思考[J]. 天然气工业, 2023, 43(11): 152-163.

[5] 陈雨核, 任金锋, 李廷微, 等. 南海北部渗漏型水合物成藏系统的发育特征及其形成演化规律[J]. 地学前缘, 2025, 32(2): 77-93.

[6] 吴能友, 李彦龙, 蒋宇静, 等. 海洋天然气水合物工程地质学的提出、学科内涵与展望[J]. 地学前缘, 2025, 32(2): 216-229.

[7] 吴能友, 李彦龙, 万义钊, 等. 海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望[J]. 天然气工业, 2020, 40(8): 100-115.

[8] LV T, CAI J, DING Y L, et al. Numerical evaluation of long-term depressurization production of a multilayer gas hydrate reservoir and its hydraulic fracturing applications[J]. Energy & Fuels, 2022, 36(6): 3154-3168.

[9] WEI R P, XIA Y Q, QU A X, et al. Sustained production of gas hydrate through hybrid depressurization scheme with enhanced energy efficiency and mitigated ice blockage[J]. Energy, 2024, 289: 129927.

[10] HOU J X, ZHAO E M, JI Y K. Numerical simulation of gas production from Class III hydrate reservoirs using low-frequency electric heating-assisted depressurization with horizontal wells[J]. Fuel, 2024, 357: 129906.

[11] LV T, LI X S, CHEN Z Y, et al. Experimental investigation on the production behaviors of methane hydrate in sandy sediments by different depressurization strategies[J]. Energy Technology, 2018, 6(12): 2501-2511.

[12] ZHANG J M, LI X S, CHEN Z Y, et al. Numerical simulation of the improved gas production from low permeability hydrate reservoirs by using an enlarged highly permeable well wall[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, 183: 106404.

[13] MEREY S, CHEN L. Numerical comparison of different well configurations in the conditions of the 2020-gas hydrate production test in the Shenhu area[J]. Upstream Oil and Gas Technology, 2022, 9: 100073.

[14] LI S X, GUO Y, WU D D, et al. Enhanced gas production from silty clay hydrate reservoirs using multi-branch wells combined with multi-stage fracturing: influence of fracture parameters[J]. Fuel, 2024, 357: 129705.

[15] ZHANG Y Q, ZHANG P P, HUI C Y, et al. Numerical analysis of the geomechanical responses during natural gas hydrate production by multilateral wells[J]. Energy, 2023, 269: 126810.

[16] 李淑霞, 于笑, 李爽, 等. 神狐水合物藏降压开采产气量预测及增产措施研究[J]. 中国海上油气, 2020, 32(6): 122-127.

[17] MAO P X, WU N Y, NING F L, et al. Gas production from muddy hydrate reservoirs by a spiral multilateral well network: effects of well deployment and production methods[J]. Gas Science and Engineering, 2023, 118: 205087.

[18] 陈朝阳, 游昌宇, 吕涛, 等. 南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟[J]. 天然气工业, 2020, 40(8): 177-185.

[19] JIN G R, SU Z, ZHAI H Z, et al. Enhancement of gas production from hydrate reservoir using a novel deployment of multilateral horizontal well[J]. Energy, 2023, 270: 126867.

[20] QIN X W, LU J A, LU H L, et al. Coexistence of natural gas hydrate, free gas and water in the gas hydrate system in the Shenhu area, South China Sea[J]. China Geology, 2020, 3(2): 210-220.

[21] KRET K, TSUJI T, CHHUN C, et al. Distributions of gas hydrate and free gas accumulations associated with upward fluid flow in the Sanriku-Oki forearc basin, Northeast Japan[J]. Marine and Petroleum Geology, 2020, 116: 104305.

[22] MISHRA C K, DEWANGAN P, MUKHOPADHYAY R, et al. Velocity modeling and attribute analysis to understand the gas hydrates and free gas system in the Mannar Basin, India[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2021, 92: 104007.

[23] KROEGER K F, CRUTCHLEY G J, HILLMAN J I, et al. Gas hydrate formation beneath thrust ridges: a test of concepts using 3D modelling at the southern Hikurangi Margin, New Zealand[J]. Marine and Petroleum Geology, 2022, 135: 105394.

[24] 胡高伟, 李彦龙, 吴能友, 等. 神狐海域W18/19站位天然气水合物上覆层不排水抗剪强度预测[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2017, 37(5): 151-158.

[25] 靳佳澎, 王秀娟, 邓炜, 等. 南海北部多类型天然气水合物成藏特征与赋存差异[J]. 地学前缘, 2025, 32(2): 61-76.

[26] LI J F, YE J L, QIN X W, et al. The first offshore natural gas hydrate production test in South China Sea[J]. China Geology, 2018, 1(1): 5-16.

[27] 陈芳, 周洋, 苏新, 等. 南海神狐海域含水合物层粒度变化及与水合物饱和度的关系[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2011, 31(5): 95-100.

[28] MORIDIS G J, KOWALSKY M B, PRUESS K. TOUGH+HYDRATE v1.1 user’s manual: a code for the simulation of system behavior in hydrate-bearing[M]. Berkeley, California: Geologic Media, 2009.

[29] MORIDIS G J, KIM J, REAGAN M T, et al. Feasibility of gas production from a gas hydrate accumulation at the UBGH2-6 site of the Ulleung Basin in the Korean East Sea[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 108: 180-210.

[30] MORIDIS G J, REAGAN M T, QUEIRUGA A F, et al. Evaluation of the performance of the oceanic hydrate accumulation at site NGHP-02-09 in the Krishna-Godavari Basin during a production test and during single and multi-well production scenarios[J]. Marine and Petroleum Geology, 2019, 108: 660-696.

[31] YU T, GUAN G Q, WANG D Y, et al. Numerical investigation on the long-term gas production behavior at the 2017 Shenhu methane hydrate production site[J]. Applied Energy, 2021, 285: 116466.

[32] MAO P X, SUN J X, NING F L, et al. Numerical simulation on gas production from inclined layered methane hydrate reservoirs in the Nankai Trough: a case study[J]. Energy Reports, 2021, 7: 8608-8623.

[33] ZHANG J C, MORIDIS G J, BLASINGAME T A. Field-scale numerical investigation of a hybrid gas production method from the oceanic hydrate accumulation at site NGHP-02-09 in the Krishna-Godavari Basin, and the associated geomechanical responses[J]. Marine and Petroleum Geology, 2024, 164: 106792.

[34] MEREY S. Gas production from methane hydrate reservoirs in different well configurations: a case study in the conditions of the Black Sea[J]. Energy & Fuels, 2021, 35(2): 1281-1296.

[35] HEESCHEN K U, ABENDROTH S, PRIEGNITZ M, et al. Gas production from methane hydrate: a laboratory simulation of the multistage depressurization test in Mallik, Northwest Territories, Canada[J]. Energy & Fuels, 2016, 30(8): 6210-6219.

基金资助

国家自然科学基金项目(52504037)

国家自然科学基金项目(42402037)

国家自然科学基金项目(52404029)

陕西省教育厅科研计划项目(24JR135)

陕西省自然科学基础研究计划项目(2023-JC-QN-0389)

陕西省自然科学基础研究计划项目(2024JC-YBQN-0999)

河北省自然科学基金项目(E2025402004)