CN119411997B - 交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法 - Google Patents

交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法

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Abstract

本发明公开了一种交替注入相变材料和相变乳液改造海域天然气水合物藏强化开采天然气和碳封存的方法。该方法包括：在海域天然气水合物藏的上覆层交替注入相变材料和相变乳液，得到改造后的上覆层；对海域天然气水合物藏进行开采；注入CO2在海域天然气水合物藏的天然气采空区以CO2水合物的形式封存CO2。本发明能够提高天然气开采效率，并且可通过防止CO2向上扩散提高CO2封存密度。

Description

交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法
技术领域
本发明属于天然气水合物开采及碳封存技术领域，具体涉及一种交替注入相变材料和相变乳液改造海域天然气水合物藏强化开采天然气和碳封存的方法。
背景技术
天然气水合物是天然气和水在一定的高压和低温条件下形成的冰状物质，主要赋存于深海沉积物或陆域的永久冻土层中，具有储量大、埋藏浅、洁净等特点。据估算，天然气水合物所含的甲烷储量是现有天然气、煤炭、石油全球储量的2倍，总有机碳含量高达十万亿吨，是重要的接替能源。
与传统油气资源储层不同，天然气水合物大多赋存于海底沉积物中，海底环境下的天然气水合物藏的上覆层普遍为不成岩沉积物，具有机械强度一般及渗透率高的特点。水合物藏的开采通常需要一些激发措施，如降压、注热水、注抑制剂等来打破水合物相平衡状态，促使水合物分解。以降压法为例，该方法主要通过将储层压力降低至水合物相平衡压力之下来激发水合物的分解。降压法的可持续性取决于压力的波及范围、水合物饱和度以及地层渗透率。海域水合物藏多为水饱和体系，孔隙水的运移在应用降压法开采时，将采取排出孔隙自由水的方式来降低储层压力。但在低渗性上覆盖岩缺失的情况下，水合物藏内的水饱和度将很难降低，即水合物藏压力很难降低至相平衡压力之下来激发水合物的分解。假若成功利用降压法实现了水合物的分解，上覆盖岩的持续性大量渗水也将极大地影响后续产气效率，最终导致整个开采过程获得较低的气液比，这对水合物大规模商业化开发是极为不利的。因此，为提高海域水合物藏开采成功率及效率，亟需在开采前对储层进行相关改造作业。此外，值得注意的是，通过进行储层改造，整个水合物藏的抗地质风险能力也将随之提高。
常规及非常规油气藏通常会在开采前开展储层改造预处理操作，当前，储层改造技术已经成为油气藏开发过程中不可或缺的措施和支撑高效勘探开发的核心技术。在天然气水合物方面，储层改造是一种主动性人为改造，通过改善原生储层孔渗(孔隙度、渗透率)和力学特性，为后续压力传递和气水渗流开采过程提供良好条件，从而实现提产增效。在上述背景下，近年来，水合物储层改造技术发展迅速，例如液态CO2(CN106761589B)及乳液态CO2(CN111271033B)均被提出可用于天然气水合物储层改造。基于注CO2进行储层改造的目的在于通过在水合物藏上部生成低渗且具有一定机械固结强度的CO2水合物盖层，降低开采风险并提高开采效率。
然而，上述储层改造技术存在以下几点问题：1、生成的二氧化碳水合物盖层在与海水接触的过程中将不断受到侵蚀从而退化，长久来看，二氧化碳盖层存在一定的失稳风险；2、CO2水合物生成主要受温压条件控制，储层条件复杂，极易在注入过程中生成水合物造成井筒堵塞，对注入工艺要求较高；3、当天然气水合物藏的上覆层较薄时，可能不具备CO2水合物生成温压条件；4、二氧化碳水合物盖层在生成过程中受储层水饱和度影响较大，极易由于局部水饱和较低造成CO2水饱和较低，即盖层存在厚度较薄处，这对于后续水合物藏的降压开采来说将是极大地生产安全隐患；5、CO2相平衡条件相对固定，水合物藏上覆层中适合生成盖层的范围较小，无法在纵向生成多个致密性盖层；6、二氧化碳水合物盖层稳定性极易受到储层温压条件影响，若出现极端地质灾害，盖层存在失稳坍塌可能性。此外，在CO2封存过程中，容易出现CO2短路的现象，并且在对采空区进行CO2封存后，随着CO2水合物在沉积层内的复杂环境中不断退化，且CO2盖层自身也存在退化问题，会导致大量CO2气体向海上运移，导致CO2封存密度显著降低并对环境产生巨大影响。
综上所述，为提高天然气开采效率和CO2封存密度，对海域天然气水合物藏的上覆层进行改造的需求是客观存在的。然而，当前已提出的储层改造技术主要是基于注入CO2生成致密性的水合物盖层，该技术存在失稳风险高、注入工艺苛刻、与储层条件容错率低等特点。因此，选择能够在海底沉积层内具有良好运移效果的合适材料进行储层改造是本领域亟需解决的瓶颈问题，此外，如何避免封存过程中CO2短路现象以及采空区CO2固化封存后，退化的CO2水合物产生气体向上扩散导致封存失效的问题，也是本领域亟需解决的问题。
发明内容
鉴于上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的在于提供一种交替注入相变材料和相变乳液改造海域天然气水合物藏强化开采天然气和碳封存的方法。本发明能够提高天然气开采效率，并且可通过防止CO2向上扩散提高CO2封存密度。
为实现上述目的，本发明提供了一种交替注入相变材料和相变乳液改造海域天然气水合物藏以开采天然气和碳封存的方法，该方法包括以下步骤：
(1)在海域天然气水合物藏部署生产井，在所述海域天然气水合物藏的上部的上覆层部署注入井；
(2)通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液，当所述相变材料和相变乳液的总扩散范围在厚度方向上为所述上覆层的厚度的10～30％、在平面方向上为下部的所述海域天然气水合物藏的平面面积的100～150％时，停止注入所述相变材料和相变乳液，关闭注入井；当所述上覆层的渗透率为0.1～10mD或孔隙度为10～15％时，得到改造后的上覆层；
(3)采用降压法并通过所述生产井对所述海域天然气水合物藏进行开采，当所述生产井产出的流体中的甲烷气体的体积含量小于10％时，关闭生产井，完成对天然气的开采；
(4)通过所述生产井注入CO2，在开采后的海域天然气水合物藏的天然气采空区以CO2水合物的形式封存CO2。
根据本发明的具体实施方式，优选地，所述相变材料为液固相变材料，所述相变材料在常压条件下的液固相变温度为3～12℃；所述相变材料不溶于水；且固态的所述相变材料在5MPa、3℃条件下浸泡于液态CO2中48h后，其质量损失率为0～0.5％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，所述相变材料包括第一正构烷烃和第二正构烷烃的组合，所述第一正构烷烃包括正十六烷，所述第二正构烷烃包括正十三烷和正十四烷中的一种或两种；以所述相变材料的总质量为100％计，所述第一正构烷烃的含量为55～70％，所述第二正构烷烃的含量为30～45％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，以所述相变乳液的总质量为100％计，其包括：相变材料40～60％、表面活性剂0.1～2％以及水38～59.9％；其中，所述相变材料为液固相变材料，所述相变材料在常压条件下的液固相变温度为3～12℃；所述相变材料不溶于水；且固态的所述相变材料在5MPa、3℃条件下浸泡于液态CO2中48h后，其质量损失率为0～0.5％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，在所述相变乳液中，所述相变材料包括第一正构烷烃和第二正构烷烃的组合，所述第一正构烷烃包括正十六烷，所述第二正构烷烃包括正十三烷和正十四烷中的一种或两种；以所述相变材料的总质量为100％计，所述第一正构烷烃的含量为55～70％，所述第二正构烷烃的含量为30～45％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，在所述相变乳液中，所述表面活性剂包括烷基硫酸钠、失水山梨醇脂肪酸酯(司盘)和聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯(吐温)等中的一种或两种以上。
根据本发明的具体实施方式，优选地，所述相变乳液为水包油型乳液。更优选地，所述相变乳液是至少通过以下步骤制得的：将所述表面活性剂与水混合均匀，得到水相；分批次将所述水相加入到所述相变材料中并进行剪切，得到所述的相变乳液。
根据本发明的具体实施方式，优选地，通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液时，每次注入的所述相变材料的体积和所述相变乳液的体积相同，并且每次注入的所述相变材料的体积和所述相变乳液的体积分别为二者总注入体积的1～5％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液时的注入温度为高于所述相变材料的相变温度，注入压力为低于所述上覆层的破裂压力。
根据本发明的具体实施方式，优选地，所述生产井为直井，所述注入井为水平井。
根据本发明的具体实施方式，优选地，采用降压法并通过所述生产井对所述海域天然气水合物藏进行开采时的开采压力为低于所述海域天然气水合物藏的温度对应的相平衡压力1～4MPa。
根据本发明的具体实施方式，优选地，通过所述生产井注入的CO2包括液态二氧化碳或乳液态二氧化碳。
根据本发明的具体实施方式，优选地，通过所述生产井注入CO2时的注入温度为高于注入深度对应的地层压力条件下的CO2水合物的生成温度，注入压力为高于注入深度对应的地层压力且低于所述改造后的上覆层的破裂压力。
根据本发明的具体实施方式，优选地，当CO2的注入量达到所述开采后的海域天然气水合物藏的孔隙体积的0.2～0.4倍时，停止注入CO2。
本发明至少具有以下有益效果：
(1)与向海域天然气水合物藏的上覆层注入液态二氧化碳或乳液态二氧化碳进行改造相比，本发明交替注入相变材料和相变乳液的注入条件较为容易控制，基本上是控制注入温度即可，避免了在注入CO2进行储层改造时需考虑的复杂温压条件。
(2)采用本发明的交替注入相变材料和相变乳液的方式，使得相变乳液驱替相变材料进行范围更广的运移和扩散，同时利用本发明的相变材料在液固相变后具有超低渗和较高力学强度的特性，本发明对水合物藏的上覆层进行改造后，形成了大范围的、稳定的、具有较高力学强度的人造低渗透层，显著提高了天然气开采效率和开采安全性。本发明的人造低渗透层不易受到海水侵蚀而发生退化，几乎无失稳风险。并且，本发明的人造低渗透层能够有效防止CO2封存过程中短路以及CO2水合物退化后向上运移并扩散至大气中，增强了CO2的封存稳定性和封存密度。
(3)本发明对海域天然气水合物藏的上覆层的条件要求较低，在存在上覆层的情况下均可使用本发明的方法对其开展改造，而无需考虑上覆层的厚度及含水率等条件。
附图说明
图1为交替注入相变材料和相变乳液前后的开采示意图；
图2为实施例1的固态的相变材料浸泡于液态CO2中48h前后的对比图；
图3为实施例1的相变乳液在室温放置24小时后的光学图和在3℃环境中固化后的光学图；
图4为实施例采用的模拟实验装置的结构示意图；
图5为对比例1和实施例1的水合物生成过程的温度、压力曲线随时间的变化情况；
图6为对比例1和实施例1的降压开采过程中温度、压力曲线随时间的变化情况；
图7为对比例1和实施例1的开采气液比、产气量和产液量曲线随时间的变化情况。
附图标号说明：
1-气瓶；2-减压阀；3-截止阀；4-低温循环水浴；5-反应釜；6-MCGS数据采集系统；7-相变乳液注入活塞罐；8-相变材料注入活塞罐；9-恒速恒压泵；10-液态CO2注入活塞罐；11-集气罐；12-气液分离罐；13-背压阀。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合实施例和附图对本发明进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
本发明提供了一种交替注入相变材料和相变乳液改造海域天然气水合物藏强化开采天然气和碳封存的方法，该方法包括以下步骤：
(1)在海域天然气水合物藏部署生产井，在所述海域天然气水合物藏的上部的上覆层部署注入井；
(2)通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液，当所述相变材料和相变乳液的总扩散范围在厚度方向上为所述上覆层的厚度的10～30％、在平面方向上为下部的所述海域天然气水合物藏的平面面积的100～150％时，停止注入所述相变材料和相变乳液，关闭注入井；当所述上覆层的渗透率为0.1～10mD或孔隙度为10～15％时，得到改造后的上覆层；
(3)采用降压法并通过所述生产井对所述海域天然气水合物藏进行开采，当所述生产井产出的流体中的甲烷气体的体积含量小于10％时，关闭生产井，完成对天然气的开采；
(4)通过所述生产井注入CO2，在开采后的海域天然气水合物藏的天然气采空区以CO2水合物的形式封存CO2。
目前，海域天然气水合物的开采过程中至少存在上覆层的水向下渗透导致开采效率较低的问题，以及CO2固化封存过程中易短路的问题和时间长CO2水合物退化的问题，而现有的储层改造方法难以同时解决上述三个难题。
如图1所示，在未交替注入相变材料和相变乳液时，对海域天然气水合物藏进行开采，由于其上覆层的渗透率高以及机械强度一般，导致天然气开采效率低(低气液比)，同时存在较高的安全隐患。
本发明通过向海域天然气水合物藏的上覆层中交替注入相变材料和相变乳液的方式来进行储层改造，同时解决了上述三个难题，在提高天然气开采效率(高气液比)的同时，通过防止CO2过早出现短路以及水合物退化向上扩散的现象提高了CO2封存密度。本发明人发现，相变乳液在多孔介质中具有良好的流动性和扩散性，并且可以改变砂粒的润湿性；同时，发现本发明的相变材料在固化后(即液固相变后)比相变乳液具有更高的力学强度；本发明利用相变乳液和相变材料的上述特点，采用交替注入的方式，使得相变乳液驱替相变材料进行范围更广的运移和扩散，同时利用相变材料在固化后具有较高力学强度的优点，在上覆层中构建了大范围的由相变材料和相变乳液形成的人造低渗透层，并且该人造低渗透层具有较高的力学强度，显著增强了改造后的上覆层的稳定性。在改造后的上覆层中，相变材料和相变乳液由液相转化为了固相，形成了该人造低渗透层，使得后续降压法对海域天然气水合物藏的开采是在封闭(或接近封闭)体系下进行的，有效避免了上覆层中海水的渗流以及砂粒运移破坏储层原有的稳定结构导致储层失稳的情况发生，并且使得天然气开采效率得到显著提升，同时使开采安全性获得足够保障。
而且，本发明在开采天然气之后，将CO2以CO2水合物的形式封存于天然气采空区，实现了天然气开采和CO2封存一体化。同时，本发明构建的人造低渗透层能够有效防止CO2过早短路以及CO2水合物退化后向上运移并扩散至大气中，增强了CO2的封存稳定性和封存密度。
本领域技术人员可以理解的是，所述海域天然气水合物藏的上覆层一般为渗透率较高的区域，所述上覆层的渗透率一般为高于10mD。
在一些实施例中，所述相变材料为液固相变材料，所述相变材料在常压条件下的液固相变温度为3～12℃；所述相变材料不溶于水；且固态的所述相变材料在5MPa、3℃条件下浸泡于液态CO2中48h后，其质量损失率为0～0.5％。需说明的是，所述质量损失率的计算公式为：质量损失率(％)＝(浸泡于液态CO2之前的固态相变材料的质量-浸泡于液态CO2之后的固态相变材料的质量)÷浸泡于液态CO2之前的固态相变材料的质量×100％。
在一些实施例中，所述相变材料包括第一正构烷烃和第二正构烷烃的组合，所述第一正构烷烃包括正十六烷，所述第二正构烷烃包括正十三烷和正十四烷中的一种或两种；以所述相变材料的总质量为100％计，所述第一正构烷烃的含量为55～70％，所述第二正构烷烃的含量为30～45％。
在一些实施例中，以所述相变乳液的总质量为100％计，其包括：相变材料40～60％、表面活性剂0.1～2％，优选0.1～0.3％以及水38～59.9％，优选39.7～59.9％。
在一些实施例中，在所述相变乳液中，所述相变材料包括第一正构烷烃和第二正构烷烃的组合，所述第一正构烷烃包括正十六烷，所述第二正构烷烃包括正十三烷和正十四烷中的一种或两种；以所述相变材料的总质量为100％计，所述第一正构烷烃的含量为55～70％，所述第二正构烷烃的含量为30～45％。
在一些实施例中，交替注入的所述相变材料和所述相变乳液中的相变材料相同。
在一些实施例中，在所述相变乳液中，所述表面活性剂包括烷基硫酸钠、失水山梨醇脂肪酸酯(司盘)和聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯(吐温)等中的一种或两种以上。具体地，所述表面活性剂包括十二烷基硫酸钠(SDS)、山梨醇酐单硬脂酸酯(司盘60)和聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯60(吐温60)等中的一种或两种以上。
在一些实施例中，所述相变乳液在常压条件下的液固相变温度为3～12℃。
在一些实施例中，所述相变乳液为水包油型乳液。优选地，所述相变乳液是至少通过以下步骤制得的：将所述表面活性剂与水混合均匀，得到水相；分批次将所述水相加入到所述相变材料中并进行剪切，得到所述的相变乳液。其中，更优选地，所述水相是分2～4批次加入的(本领域技术人员可以对每批次加入的水相的量进行常规调整，例如可以平均分配每次加入的水相的量)；所述剪切的转速为10000～20000转/秒，时间为5～15分钟。
本发明利用上述相变材料和表面活性剂及水通过乳化的方式配制而成的相变乳液，具有优异的流动性，以及优异的在多孔介质中的扩散性，可以改变砂粒的润湿性，同时具有优异的传热性。采用本发明的交替注入的方式，使得相变乳液驱替相变材料进行范围更广的运移和扩散，利用本发明的相变材料在液固相变后具有超低渗和较高力学强度的特性，对水合物藏的上覆层进行改造后，形成了大范围的、稳定的、具有较高力学强度的人造低渗透层，显著提高了天然气开采效率和开采安全性。
同时，本发明人意外地发现，本发明优选采用的相变材料(即第一正构烷烃和第二正构烷烃的组合)具有较高的耐CO2侵蚀性能，利用本发明的相变材料和含有该相变材料的相变乳液形成人造低渗透层后，不仅提高了天然气开采效率和开采安全性，而且由于该相变材料固化后对CO2的不敏感性，可以有效防止固化封存的CO2水合物在海底复杂环境中退化逸出到大气中。因此，本发明构建的人造低渗透层能够有效防止CO2水合物退化后向上运移并扩散至大气中，增强了CO2的封存稳定性和封存密度。
在一些实施例中，通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液时，每次注入的所述相变材料的体积和所述相变乳液的体积相同，并且每次注入的所述相变材料的体积和所述相变乳液的体积分别为二者总注入体积的1～5％。优选地，注入的所述相变材料的总量和所述相变乳液的总量相同。
在一些实施例中，通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液时的注入温度为高于所述相变材料的相变温度，注入压力为低于所述上覆层的破裂压力。在注入相变材料和相变乳液时，可以对它们进行预加热处理，以保证注入温度高于相变材料的相变温度，进而确保在注入过程中不发生液固相变产生固态。并且，在注入相变材料和相变乳液时，注入压力为低于所述上覆层的破裂压力，以防止因压力过高造成上覆层破裂导致海水侵蚀。所述上覆层的破裂压力可以由本领域技术人员通过现有技术中的方法进行测试得到，本发明对其不做特殊限制。
在一些实施例中，所述生产井为直井，所述注入井为水平井。所述生产井和注入井的数量和尺寸等，可以由本领域技术人员进行常规调整，本发明不对其进行特殊限制。
在一些实施例中，采用降压法并通过所述生产井对所述海域天然气水合物藏进行开采时的开采压力为低于所述海域天然气水合物藏的温度对应的相平衡压力1～4MPa。本发明对开采温度不做特殊限制，可以由本领域技术人员基于所述海域天然气水合物藏的温度确定。所述降压法进行开采的具体步骤可以按照现有技术中的步骤进行，本发明不对其进行特殊限制。
在一些实施例中，通过所述生产井注入的CO2包括液态二氧化碳或乳液态二氧化碳。
在一些实施例中，通过所述生产井注入CO2时的注入温度为高于注入深度对应的地层压力条件下的CO2水合物的生成温度，注入压力为高于注入深度对应的地层压力且低于所述改造后的上覆层的破裂压力。所述改造后的上覆层的破裂压力可以由本领域技术人员通过现有技术中的方法进行测试得到，本发明对其不做特殊限制。
在一些实施例中，当CO2的注入量达到所述开采后的海域天然气水合物藏的孔隙体积的0.2～0.4倍时，停止注入CO2。
以下通过实施例具体地说明本发明，但本发明并不限于这些实施例，当然可以在本发明的要点的范围内进行各种变形来实施。
对比例1
天然气水合物藏及其上部的上覆层的制备：称量2.11千克的石英砂，将其按照5:1的质量比与0.422千克水充分混合均匀后填装到反应釜内并压实，之后在其上方填装2.065千克的干砂并压实，将反应釜安装完毕以后通入甲烷气体至12MPa进行验漏操作，待12个小时内无明显压力降低认为反应釜密闭性完好，将甲烷气体排出。随后开启低温循环水浴进行降温，水浴设定为1℃，温度平衡时反应釜内为2.7℃，温度平稳以后向反应釜内通入甲烷气体至10MPa，等待所述反应釜内压力不再降低以后认为第一次水合物生成结束，再次向反应釜内通入甲烷气体至压力达到10MPa，继续等待水合物生成结束，为生成更多的水合物，然后向反应釜内加去离子水使反应釜内压力达到12MPa，等待一段时间后，水合物在反应釜内生成完毕。为模拟更加真实的储层条件，随后调整低温循环水浴的温度，使反应釜内的温度达到6℃，认为天然气水合物藏及其上部的上覆层的制备过程结束。
天然气开采过程：为构建与真实环境相近的非封闭体系，利用恒速恒压泵的恒压模式给反应釜的顶部入口提供10MPa的恒压上覆水，预先调整好背压阀的背压为3MPa，之后将背压阀连接到反应釜底部生产井的出口与气液分离罐之间。之后打开恒速恒压泵与反应釜之间的截止阀以及反应釜和背压阀之间的截止阀，进行含上覆水体系的降压开采。在降压开采过程中需要关注气液分离罐以及其连接的集气罐的压力变化，当即将达到3MPa时需要进行切罐操作。而且在降压开采过程中需要定期排出气液分离罐中的液体，直至反应釜内的温度回升至原始温度6℃，在排空气液分离罐中的水相后，根据集气罐和气液分离罐的温度压力以及两个罐的体积即可计算产出的甲烷含量。
实施例1
以本实施例采用的相变材料的总质量为100％计，其包括：正十六烷70％和正十三烷30％。
该相变材料在常压条件下的液固相变温度为9℃。该相变材料不溶于水。将固态的该相变材料在5MPa、3℃条件下浸泡于液态CO2中48h后，其质量损失率为0.2％。图2为固态的该相变材料浸泡于液态CO2中48h前后的对比图。可以看出，在浸泡于液态CO2中48h后，固化后的相变材料没有明显变化，其质量损失率很低，说明该相变材料对CO2不敏感，具有较高的耐CO2侵蚀性能，从而可以有效防止CO2从沉积物内逸出，增强了CO2的封存稳定性和封存密度。
以本实施例采用的相变乳液的总质量为100％计，其包括：上述的相变材料(即正十六烷70％+正十三烷30％)44.95％、吐温60 0.11％以及水54.94％。
该相变乳液的制备步骤包括：将吐温60与水混合均匀，得到水相；平均分3批次将水相加入到相变材料中并通过均质乳化机进行快速剪切，剪切的转速为15000转/秒，时间为10分钟，得到相变乳液。
该相变乳液在常压条件下的液固相变温度为7.5℃。
图3为该相变乳液在室温放置24小时后的光学图(左)和在3℃环境中固化后的光学图(右)。
可以看出，本实施例的相变乳液具有较好的流动性和驱替能力，可以在上覆层内驱替相变材料大范围运移，并且相变材料随温度变化由液态转化为具有一定力学强度的固态，通过改造上覆层可以减少开采过程中上覆水的下渗，提升开采过程的气液比。并且，本实施例的相变材料和相变乳液发生液固相变以后，可以在原有的非封闭体系中为水合物藏构建一个相对封闭的环境，有利于快速达到降压时的开采压力，为水合物提供较大的分解驱动力，加快水合物分解过程。此外，本实施例的相变材料固化后对CO2不敏感，从而使得构建的盖层可以良好预防CO2注入过程过早短路和CO2水合物在退化以后从沉积层逸出。
作为对比，测试了正十六烷在常压条件下的液固相变温度为18℃，其相变温度过高，容易在注入过程中在管道中固化。并且，测试了正十三烷在常压条件下的液固相变温度为-5℃左右，其相变温度过低，在海底储层条件下无法固化。而本实施例采用正十六烷和正十三烷以特定比例的组合，不仅具有合适相变温度，而且耐CO2侵蚀。
本实施例采用的模拟实验装置如图4所示，该模拟实验装置包括：气瓶1、减压阀2、截止阀3、低温循环水浴4、反应釜5、MCGS数据采集系统6、相变乳液注入活塞罐7、相变材料注入活塞罐8、恒速恒压泵9、液态CO2注入活塞罐10、集气罐11、气液分离罐12和背压阀13等部件。
与对比例1稍有不同，交替注入了相变材料和相变乳液：称量2.11千克的石英砂，将其按照5:1的质量比与0.422千克水充分混合均匀后填装到反应釜5内并压实，之后在其上方填装2.065千克的干砂并压实，将反应釜5安装完毕以后，利用气瓶1通入甲烷气体至12MPa进行验漏操作，待12个小时内无明显压力降低认为反应釜5密闭性完好，将甲烷气体排出。随后开启低温循环水浴4进行降温，水浴设定为1℃，温度平衡时反应釜5内为2.7℃，温度平稳以后向反应釜5内通入甲烷气体至10MPa，等待反应釜5内压力不再降低以后认为第一次水合物生成结束，再次向反应釜5内通入甲烷气体至压力达到10MPa，继续等待水合物生成结束，为生成更多的水合物，然后向反应釜5内加去离子水使反应釜5内压力达到12MPa，等待一段时间后，水合物在反应釜5内生成完毕。然后通过从反应釜5的顶部向干砂层(模拟上覆层)开设的水平井将0.21千克的相变材料和0.21千克的相变乳液按照每次5mL的注入量交替注入到干砂层中(利用相变乳液注入活塞罐7、相变材料注入活塞罐8和恒速恒压泵9进行注入)，为模拟更加真实的储层条件，随后调整低温循环水浴4的温度，使反应釜5内的温度达到6℃。由于反应釜5内的温度低于相变材料和相变乳液的相变温度，因此在干砂层中完成液固相变过程，在水合物藏上方的上覆层中形成人造低渗透层。
在本实施例中，相变材料和相变乳液的总扩散范围在厚度方向上为上覆层的厚度的30％、在平面方向为下部的天然气水合物藏储层的平面面积的100％，改造后的上覆层的渗透率为0.28mD。
之后的天然气开采过程与对比例1相同。
图5为对比例1(未改造上覆层，图5中的(a))和实施例1(改造上覆层，图5中的(b))的水合物生成过程的温度、压力曲线随时间的变化情况。图6为对比例1(未改造上覆层，图6中的(a))和实施例1(改造上覆层，图6中的(b))的降压开采过程中温度、压力曲线随时间的变化情况。可以看出，对比例1在没有对上覆层进行改造时，天然气开采过程中压力降低的幅度很慢，这是由于上覆水的压力为10MPa，与开采压力之间有着较大的压差，因此开采过程中上覆水会持续下渗到水合物藏中，占据水合物藏的孔隙体积，从而导致压力很难降低。反应釜5内压力较高会导致分解驱动力减小，使得水合物分解速率降低，最终影响产出流体的气液比。由图6中的(a)可以看出，在对比例1的开采过程中，压力逐渐降低，直至开采结束时压力降到最低，在关闭生产井以后，压力开始逐步回升，因为上覆水一直向水合物藏中渗透，直至水合物藏压力恢复至与上覆水压力一致。通过图6中的(b)可以发现，实施例1进行改造后，在降压开始时反应釜内压力迅速降低，并且在整个开采过程中始终保持一个较低的开采压力，在开采过程结束将生产井关闭后，反应釜5内的压力变化依然较小，这是因为相变材料和相变乳液生成的人造低渗透层能够有效建立一个封闭的降压环境，凭借其优异的低渗性能可以大幅降低上覆水的渗透量，可以有效提高水合物开采过程的分解驱动力，加快气产量的同时降低水的产出。
图7为对比例1(未改造上覆层，图7中的(a))和实施例1(改造上覆层，图7中的(b))的开采气液比(图7中称之为气水比)、产气量和产液量(图7中称之为产水量)曲线随时间的变化情况。可以看出，对比例1和实施例1的产气量曲线均是在开采初期迅速上升，随后逐渐减缓，这是因为初期的时候自由气大量产出，而后期主要来自于水合物分解气，这也使得气液比在开始时较大。在相同时间内，对比例1的产液量远多于实施例1，在开采时间相差不大的情况下，对比例1的产液量约为实施例1的2.53倍，同时在水合物分解阶段，实施例1的气液比相较于对比例1提升了69％，大大提高了开采效率。在166min，本实施例的反应釜5的产出流体的气液比为233STm3 CH4/m3 H2O，具有较高的天然气开采效率。
在开采过程结束以后，设置反应釜5顶部的背压阀13为5MPa，用于液态CO2注入过程中向外驱水，之后通过恒速恒压泵9推动液态CO2注入活塞罐10内的液态CO2注入至反应釜5内，同时打开反应釜5顶部与背压阀13之间的截止阀，注入温度为9℃，注入压力为6MPa；当CO2出现短路现象后，停止注入液态CO2，本实施例为当CO2的注入量达到开采后的天然气水合物藏的孔隙体积的0.35倍，即431.2mL液态CO2时，在背压阀13处产出大量CO2，发生CO2短路现象，停止注入液态CO2，在天然气采空区以CO2水合物和游离CO2的形式封存CO2。本实施例的CO2封存密度为161.54kg/m3。其中，封存密度＝封存在储层中的CO2质量÷反应釜5的体积。其中，本领域技术人员可以理解的是，在进行模拟实验时，驱替出的流体中含有大量CO2，名为CO2短路现象，即CO2在反应釜5内形成通路。
实施例2
本实施例与实施例1基本相同，不同之处在于：相变材料和相变乳液不同，其余步骤与实施例1相同。
以本实施例采用的相变材料的总质量为100％计，其包括：正十六烷70％和正十四烷30％。该相变材料在常压条件下的液固相变温度为11℃。该相变材料不溶于水。将固态的该相变材料在5MPa、3℃条件下浸泡于液态CO2中48h后，其质量损失率为0.4％。
以本实施例采用的相变乳液的总质量为100％计，其包括：上述的相变材料(即正十六烷70％+正十四烷30％)44.95％、吐温60 0.11％以及水54.94％。该相变乳液的制备步骤与实施例1相同。该相变乳液在常压条件下的液固相变温度为8.7℃。
在166min，本实施例的反应釜5的产出流体的气液比为214STm3 CH4/m3 H2O，具有较高的天然气开采效率。本实施例的CO2封存密度为155.47kg/m3。
对比例2
本对比例是与实施例1进行对比，与实施例1基本相同，不同之处在于：未注入相变乳液，注入0.42千克的相变材料，其余步骤与实施例1相同。所采用的相变材料与实施例1相同。
在166min，本对比例的反应釜的产出流体的气液比为126STm3 CH4/m3 H2O。本对比例的CO2封存密度为124.35kg/m3。
对比例3
本对比例是与实施例1进行对比，与实施例1基本相同，不同之处在于：未注入相变材料，注入0.42千克的相变乳液，其余步骤与实施例1相同。所采用的相变乳液与实施例1相同。
在166min，本对比例的反应釜的产出流体的气液比为115STm3 CH4/m3 H2O。本对比例的CO2封存密度为102.28kg/m3。
最后，可以理解的是，以上实施方式只是为了说明本发明的技术构思及特点，其目的是在于让本领域内的普通技术人员能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。对于本领域普通技术人员而言，在不脱离本发明的原理和实质的情况下，可以做出各种变型和改进，这些变型和改进也视为本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其包括以下步骤：
(1)在海域天然气水合物藏部署生产井，在所述海域天然气水合物藏的上部的上覆层部署注入井；
(2)通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液，当所述相变材料和相变乳液的总扩散范围在厚度方向上为所述上覆层的厚度的10～30％、在平面方向上为下部的所述海域天然气水合物藏的平面面积的100～150％时，停止注入所述相变材料和相变乳液，关闭注入井；当所述上覆层的渗透率为0.1～10mD或孔隙度为10～15％时，得到改造后的上覆层；
(3)采用降压法并通过所述生产井对所述海域天然气水合物藏进行开采，当所述生产井产出的流体中的甲烷气体的体积含量小于10％时，关闭生产井，完成对天然气的开采；
(4)通过所述生产井注入CO2，在开采后的海域天然气水合物藏的天然气采空区以CO2水合物的形式封存CO2；
其中，所述相变材料为液固相变材料，所述相变材料在常压条件下的液固相变温度为3～12℃；所述相变材料不溶于水；且固态的所述相变材料在5MPa、3℃条件下浸泡于液态CO2中48h后，其质量损失率为0～0.5％；所述相变材料包括第一正构烷烃和第二正构烷烃的组合，所述第一正构烷烃包括正十六烷，所述第二正构烷烃包括正十三烷和正十四烷中的一种或两种；以所述相变材料的总质量为100％计，所述第一正构烷烃的含量为55～70％，所述第二正构烷烃的含量为30～45％；
以所述相变乳液的总质量为100％计，其包括：相变材料40～60％、表面活性剂0.1～2％以及水38～59.9％；其中，所述相变材料为液固相变材料，所述相变材料在常压条件下的液固相变温度为3～12℃；所述相变材料不溶于水；且固态的所述相变材料在5MPa、3℃条件下浸泡于液态CO2中48h后，其质量损失率为0～0.5％；
在所述相变乳液中，所述相变材料包括第一正构烷烃和第二正构烷烃的组合，所述第一正构烷烃包括正十六烷，所述第二正构烷烃包括正十三烷和正十四烷中的一种或两种；以所述相变材料的总质量为100％计，所述第一正构烷烃的含量为55～70％，所述第二正构烷烃的含量为30～45％；
在所述相变乳液中，所述表面活性剂包括烷基硫酸钠、失水山梨醇脂肪酸酯和聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯中的一种或两种以上；
所述相变乳液为水包油型乳液；
所述相变乳液是至少通过以下步骤制得的：将所述表面活性剂与水混合均匀，得到水相；分批次将所述水相加入到所述相变材料中并进行剪切，得到所述的相变乳液。
2.根据权利要求1所述的交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其中，通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液时，每次注入的所述相变材料的体积和所述相变乳液的体积相同，并且每次注入的所述相变材料的体积和所述相变乳液的体积分别为二者总注入体积的1～5％。
3.根据权利要求1所述的交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其中，通过所述注入井交替注入相变材料和相变乳液时的注入温度为高于所述相变材料的相变温度，注入压力为低于所述上覆层的破裂压力。
4.根据权利要求1所述的交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其中，所述生产井为直井，所述注入井为水平井。
5.根据权利要求1所述的交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其中，采用降压法并通过所述生产井对所述海域天然气水合物藏进行开采时的开采压力为低于所述海域天然气水合物藏的温度对应的相平衡压力1～4MPa。
6.根据权利要求1所述的交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其中，通过所述生产井注入的CO2包括液态二氧化碳或乳液态二氧化碳。
7.根据权利要求1所述的交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其中，通过所述生产井注入CO2时的注入温度为高于注入深度对应的地层压力条件下的CO2水合物的生成温度，注入压力为高于注入深度对应的地层压力且低于所述改造后的上覆层的破裂压力。
8.根据权利要求1所述的交替注入相变材料和相变乳液开采天然气和碳封存的方法，其中，当CO2的注入量达到所述开采后的海域天然气水合物藏的孔隙体积的0.2～0.4倍时，停止注入CO2。
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