地大地球深部能源实验室硕士研究生顾宇航和孙嘉鑫副教授在期刊Journal of Natural Gas Science and Engineering上发表了题为Numerical analysis on gas production from silty hydrate reservoirs in the South China sea by depressurizing: The effect of permeability reduction caused by pore compression的文章。

该文章针对利用降压法开采水合物过程中的最优生产压力开展了相关工作。降压法是目前公认天然气水合物最有效的开采方式。在降压开采水合物的过程中，孔隙压力的降低会导致有效应力增加，地层被压实，孔隙度与渗透率随之降低。这一现象被定义为渗透率降低效应，且在前人关于南海的产能预测研究中鲜有考虑。另外，为保证开采产能最大化，生产过程中应尽可能降低井底压力。井底压力的降低一方面会提供更大的水合物分解驱动力，另一方面也会导致更为严重的渗透率降低效应。综合降低井底压力正负两方面因素考虑，实际生产过程中是否存在最优生产压力使得产能最大化？

基于此，地大地球深部能源实验室硕士研究生顾宇航和孙嘉鑫副教授利用南海W19和SH2站位测井数据及相关地层资料，分别构建了考虑渗透率降低效应条件下两类水合物储层（Class Ⅰ与Class Ⅲ）对应的产能预测模型。对比了两种类型储层分别在考虑与不考虑渗透率降低效应下的储层产气行为。随后，利用上述模型对两个站位的最优生产压力进行了探索，并进一步定量得出了孔隙压缩性以及渗透率修正系数对两个站位的产能影响规律。上述研究可为南海泥质粉砂水合物储层精细建模和后续试采方案优化提供一定指导。

图1 渗透率降低效应原理图

                (a) W19                                                                                       (b) SH2

图2 储层模型示意图

该文章得到的主要结论如下：

（1）总体而言， 渗透率降低效应明显影响到降压开采过程中的产气行为。W19站位考虑了渗透率降低效应后的累积产气量只有不考虑时的1/15（图3）。而SH2站位考虑该效应后累计产气量也将减少4/5（图4）。因此，在进行南海泥质粉砂水合物储层的产能预测时，渗透率降低效应的影响不可忽视。

图3 W19站位考虑与不考虑渗透率降低效应产气产水行为对比

图4 SH2站位考虑与不考虑渗透率降低效应产气产水行为对比

（2）考虑渗透率降低效应后，降低的井底压力并不总能得到更高的气体产量。在W19和SH2站位，最大产气量对应的最佳生产压力分别为1.5MPa（图5）和5.5MPa（图6）。

图5 W19站位不同井底压力对应产气产水量以及气水比

图6 SH2站位不同井底压力对应产气产水量以及气水比

（3）在考虑了渗透率降低效应后，孔隙压缩性和渗透率相关系数会急剧影响气体产量。这两个参数越小，总产气量就越大。α_P和γ_H对产量的影响在两类水合物储层中都比较明显，而γ_G对第一类水合物储层的影响则相对较小（图7-11）。

图7 W19站位不同孔隙压缩系数对应产气产水行为演化

图8 W19站位不同水合物层渗透率修正系数对应产气产水行为演化

图9 W19站位不同气层渗透率修正系数对应产气产水行为演化

图10 SH2站位不同孔隙压缩性系数对应产气产水行为演化

图11 SH2站位不同水合物层系数对应产气产水行为演化