缓解水堵塞问题以提高从水合物储层中回收甲烷的效率

《Geoenergy Science and Engineering》：Mitigating Water Blockage for Enhanced Methane Recovery from Hydrate Reservoirs

水力压裂技术通过破胶剂、粘土稳定剂和清洁剂协同作用有效缓解水锁效应，降低渗透率损伤，提升天然气水合物储层气体采收率。

　　自然气水合物（NGH）作为一种潜在的绿色能源来源，因其高能量效率和丰富的储量而备受关注。这些水合物主要存在于深海沉积物和永久冻土区，由天然气（主要是甲烷）与水在低温高压条件下形成。近年来，随着对天然气资源开发的持续探索，NGH的开发逐渐成为研究热点。2017年，南海海域首次在黏土-粉砂沉积物中进行了水合物的现场生产试验，持续60天。2020年，第二次海上生产试验取得了超过30天连续产气的成绩，累计产量达到86.14 × 10?立方米。这些成功的现场试验为NGH储量的开发提供了有力的证据，表明其具有商业开发的潜力。然而，现场试验也揭示了一些显著的挑战，例如较低的产气效率和较短的稳定产气期。这些问题与商业生产的要求存在较大偏差，因此亟需解决以实现更高的产量目标。

由于NGH储层属于非常规油气储层，其地质结构通常表现出较低的渗透率。这一特性对气体与水的流动以及压力传播有着深远的影响，是导致产气效率下降的主要原因。因此，提高储层渗透率成为提升产气效率的关键策略。建立高渗透率的裂缝通道是增强储层产能的一种有效方法，而水力压裂技术正是实现这一目标的重要手段。该技术通过向致密储层注入大量压裂液，形成复杂的裂缝网络，从而扩大储层与井筒的接触面积。水力压裂技术在页岩气、煤层气和致密砂岩储层中广泛应用，以提高油气产量。已有研究表明，高度饱和的水合物储层可以被有效压裂，同时，数值模拟结果也进一步证实了水力压裂技术在提升NGH产气效率方面的有效性。

尽管水力压裂技术在提高产气效率方面具有显著优势，但其应用仍面临一些关键问题。目前，大多数压裂液为水基体系，其中以瓜尔胶压裂液最为常见，因其成本低廉且具有良好的携砂能力。然而，在压裂过程中，大量压裂液被注入到致密储层中，形成裂缝网络后，由于毛细管力的作用，压裂液往往会在储层基质中滞留，导致水阻现象。这种水阻不仅会降低储层的渗透性，还可能堵塞基质与裂缝之间的孔隙，影响气体的流动。特别是在致密储层中，由于孔隙较小且黏土含量较高，毛细管压力显著增加，加剧了水阻问题，从而降低了油气的相对渗透率，对储层产能造成严重影响。因此，在选择压裂液和设计操作参数时，必须考虑如何防止黏土颗粒膨胀，并促进压裂液的有效回流，以减少对储层渗透性的损害。

针对水阻问题，研究者提出了多种解决方案，其中使用表面活性剂是一种常见的策略。表面活性剂能够有效降低流体之间的界面张力，从而减少压裂液在储层中的毛细管压力，降低水阻风险。通过降低界面张力，表面活性剂有助于压裂液在回流过程中更容易被驱出，提高回流效率。此外，表面活性剂还能改变储层的润湿性，使其从油湿转变为水湿。在水湿储层中，油气的相对渗透率通常高于油湿或气湿储层，因此这一转变能够增强油气在储层中的流动能力，进而提升压裂液回流效率。然而，表面活性剂的使用并非没有限制，其添加量的多少直接影响其效果。如果添加量不足，可能无法有效降低界面张力或改变润湿性，导致水阻问题依然存在；而如果添加量过多，则可能在裂缝表面发生吸附或堵塞，影响压裂液的回流效果，甚至对更深层的储层造成不利影响。

针对NGH储层中孔隙较小、黏土含量高的特点，水基压裂液的侵入对储层渗透性的影响尤为显著。已有研究表明，在高压条件下，瓜尔胶压裂液会侵入储层孔隙，导致水敏性、水阻性和大分子吸附性损伤，从而降低储层的渗透性（见图1）。这些损伤的程度与压裂液的黏度和压力梯度密切相关。为了缓解这些问题，研究者引入了黏土稳定剂和凝胶降解剂。这些添加剂能够有效抑制黏土颗粒的膨胀，防止大分子物质在储层中的吸附，从而减轻储层渗透性的损害。然而，水阻仍然是影响储层渗透性的主要因素，因此，提高压裂液的回流效率对于降低储层渗透性损害至关重要。

本研究旨在深入探讨压裂液侵入水合物储层的过程，特别是清理添加剂在减轻水阻损伤方面的作用机制及其对提高甲烷气产量的影响。通过一系列大规模实验，包括水合物的合成、分解以及压裂液侵入过程，我们能够更全面地分析储层渗透性损伤的问题，并克服传统岩心尺度实验在研究储层渗透性损伤方面的局限性。实验过程中，我们对压裂液侵入后的体积变化、侵入距离、储层温度和压力变化，以及水合物分解和产气特征进行了监测和记录。这些宏观实验现象为我们评估不同黏土稳定剂在减轻储层损伤方面的效果提供了重要依据。同时，我们还进行了微观测试，以揭示储层渗透性损伤的具体机制。

在本研究中，我们精心挑选了凝胶降解剂、黏土稳定剂和清理添加剂，以提升基于瓜尔胶的压裂液体系的性能。通过一系列严格实验，我们评估了这些添加剂对气体产量的影响及其对储层渗透性的潜在损害。此外，我们还测量了压裂液的接触角和界面张力，以更深入地理解其物理化学性质。通过对侵入区域沉积物进行核磁共振（NMR）测试，我们进一步揭示了水阻减轻的内在机制。实验结果表明，适当比例的黏土稳定剂和清理添加剂能够显著降低水阻，提高储层的渗透性。在实验条件下，加入5%重量百分比的清理添加剂和KCl后，裂缝表面附近的损害程度降低至10%。与此同时，未被侵入区域的产气速率相较于未添加添加剂的压裂液提高了74.3%。这些结果表明，将清理添加剂纳入压裂液体系中，能够有效减轻水阻带来的损害，并显著提升甲烷气的回收效率。

本研究的重要性在于，它为解决水力压裂过程中水阻问题提供了新的思路和方法。通过优化添加剂的配比，我们不仅能够提高压裂液的回流效率，还能在一定程度上恢复储层的渗透性，从而实现更高的产气效率。这些研究成果对于推动水力压裂技术在水合物储层中的应用具有重要意义，同时也为未来的储层开发提供了科学依据和技术支持。随着全球对清洁能源需求的不断增长，水合物作为一种新型能源资源，其开发和利用将为能源行业带来深远的影响。因此，深入研究水力压裂过程中水阻问题的解决方案，不仅有助于提高水合物的开发效率，也为实现可持续能源开发目标提供了有力保障。