南海神狐海域天然气水合物储层支撑剂性能与裂缝导流能力动态演化研究

针对南海粘土质粉砂型天然气水合物(NGH)储层开采中裂缝导流能力(KWf)维持难题，研究人员通过API标准导流室系统研究了降压开采过程中支撑剂性能与裂缝导流动态。发现闭合压力升至7.5MPa时导流损伤达87.35%，40/70目支撑剂表现最优，海水流动导致导流能力下降20.68%。该研究为优化海洋NGH开采工艺提供了关键依据。

　　

在能源转型的大背景下，天然气水合物(Natural Gas Hydrate, NGH)因其储量丰富、能量密度高而被视为未来重要的清洁能源。南海神狐海域作为我国NGH资源富集区，其粘土质粉砂型储层具有典型弱胶结、低渗透(2-5mD)特征。尽管第二次海上试采实现了86.14×10⁴m³的产气量，但距离商业化开采仍存在产量低、稳产期短等瓶颈问题。其中，水力压裂形成的支撑裂缝导流能力(KW_f)动态变化机制不明，特别是储层降压和NGH分解对裂缝系统的双重影响亟待阐明。

为破解这一难题，中国地质大学(北京)工程技术学院Bing Li团队在《Applied Ocean Research》发表了创新性研究成果。研究团队自主研发了符合API标准的低温导流室系统，通过定量注入预冷甲烷气体，系统监测了30/50、40/70、70/140目三种陶瓷支撑剂在不同铺砂浓度(0.3-7.5kg/m²)下的导流性能。关键技术包括：1)模拟南海储层条件的粘土质粉砂样品制备(D50=8.23μm)；2)多级闭合压力(1-7.5MPa)加载与分阶段NGH分解控制；3)白光轮廓仪量化支撑剂嵌入深度；4)海水流动对裂缝界面的影响实验。

【3.1 闭合压力加载与水合物分解过程中的导流能力变化】

研究发现闭合压力升至7.5MPa时，导流能力下降11.38D·cm，其中87.35%的损伤来自压力增加。位移监测显示支撑剂重排贡献率达63.2%，显著高于沉积物变形(21.5%)和支撑剂嵌入(15.3%)。NGH分解仅导致导流能力缓降12.65%，证实储层应力变化是主要控制因素。

【3.2 支撑剂粒径与浓度的影响机制】

40/70目支撑剂展现最优性能，7.5MPa下导流能力(3.76D·cm)较30/50目高16.13%。白光轮廓仪测量显示30/50目支撑剂嵌入深度达150.52μm(直径的32.53%)，揭示粘土质储层异常高的嵌入效应。多层铺砂(5kg/m²)使嵌入比降至4.95%，较单层(53.23%)显著改善。

【3.3 裂缝接触面润湿性影响】

海水流动导致导流能力额外降低20.68%，位移监测发现50μm的界面软化膨胀。蒙脱石等黏土矿物的水化膨胀被证实是加剧支撑剂嵌入的关键因素。

该研究首次系统揭示了海洋NGH储层导流能力的动态演化规律：1)闭合压力敏感性远高于常规页岩储层；2)中等粒径(40/70目)支撑剂在弱胶结储层中更具优势；3)多层铺砂(≥2.5kg/m²)可有效抵抗嵌入损伤；4)控水开采对维持裂缝导流至关重要。这些发现为南海NGH商业化开采的压裂设计提供了理论依据，特别是指明了低降压幅度(1-4MPa)与优化支撑剂组合的工艺方向。未来研究可结合CT原位观测技术进一步精确量化动态嵌入过程。