可燃冰，离成功还差很远

○ 文／鲁东侯

可燃冰，离成功还差很远

○ 文／鲁东侯

我国天然气水合物实现商业化开发还很难，在短期内无法对油气市场产生冲击。

● 天然气水合物储量丰富，全球储量足够人类使用1000年。

日前，在距离祖国大陆300多公里的我国南海北部神狐海域“蓝鲸一号”海上钻井平台，国土资源部宣布，我国进行的首次可燃冰（天然气水合物）试采取得历史性突破。

截至6月21日14时，我国南海神狐海域天然气水合物试采已连续试采达42天，累计产量超过23.5万立方米。实现连续42天试采成功在国内能源界乃至整个社会中都产生了较大的影响。本文通过对现阶段国内外天然气水合物的研究进展及开发现状进行梳理，认为该资源发展利用中仍存在的诸多问题，在短期内难以商业化发展利用。但从中长期看，如果天然气水合物实现了商业化发展，必将对我国油气市场产生重大冲击。

取得世界领先的试采突破

国外研究天然气水合物早在1810年就开始，共经历了三个阶段。目前在西伯利亚、北斯洛普、墨西哥湾、日本海、日本南海海槽、孟加拉湾、印度大陆边缘、南中国海北坡等地相继发现了天然气水合物。

相较于南海神狐海海域取试采突破，国外在此之前已完成的六次成功试采活动。包括前苏联在西伯利亚的麦索雅哈气田进行试采；1998年加拿大与日本合作进行试采；2002年，加拿大、美国、日本、印度、德国等5个国家联合在加拿大麦肯齐冻土三角洲进行试采；2007—2008年，日本和加拿大重返Mallik 2L-38 井进行试采；2012年，美国在阿拉斯加北坡永冻带的Ignik Sikumi 1井进行试采；2013年，日本在日本南海海槽海域第一次运用减压法采获水合物试得成功。相较于采气数量，日本在日本的南海采气数量最多，不到7天的时间内采气12万立方米。

相比于国外，我国在2002年启动天然气水合物资源调查项目，即118专项。从试采情况上看，5月18日是我国的首次试采，采气点位于水深1266米海底以下203～277米的海床中，距香港约285公里，使用了全球最先进的双井架半潜式钻井平台“蓝鲸一号”。其中，5月10日至5月17日，试采已累计产出天然气超12万立方米，最高产量达3.5万立方米/日，平均产量超1.6万立方米/日，甲烷含量达99.5%。试采同时达到了日均产气1万立方米以上，以及截至目前已经实现连续一个多月不间断产气的国际公认指标，标志着我国在天然气水合物探索阶段达到了世界领先水平。

国外已形成的主要试采技术

传统的水合物开发方法主要包括热采法、减压法和抑制剂注入法三种。热采法见效快且可以实现循环注热，但热效率低、有效面积小；减压法的成本相对较低，且可以用于大面积开采，但对水合物藏有特殊要求，应用范围有限。抑制剂法所需要的化学试剂费用成本较高，作用时间长，商业价值低，水合物分解产生的水还会稀释试剂，影响效果，而且还可能产生环境污染，因此对该方法的研究和试验较少。

相比于国外的开采方法，我国此次开采的是在世界上占比超过90%的泥质粉砂型储层，这也是我国主要的储集类型，具有特低孔隙度、特低渗透率等特点，同时深水区浅部地层松软易垮塌，易发生井漏，钻探风险极高，开采难度最大。日本、美国、加拿大、韩国、印度瞄准的天然气水合物试采均为砂质类型，该类型资源占世界资源量5%左右，其孔隙条件、稳定条件均较好，开采难度是所有类型中最低的。

可以看出，地质不同，技术不能照搬，也无成熟经验可循。由此，我国实现了六大技术体系二十项关键技术自主创新。包括储层改造技术、钻完井技术、勘查技术等。在防砂技术上，我国实现了包括“地层流体抽取”、未成岩超细储层防砂和天然气水合物二次生成预防技术在内的3项创新。

发展中存在的问题

虽然国内外在天然气水合物试采方面获得了不同程度的突破，但依旧有诸多问题存在。

具体资源条件、技术限制进一步开发

从现有研究成果看，不同研究机构和人员普遍对于天然气水合物的总体资源情况持乐观态度，但对具体地质和资源情况的认识还非常有限，由此限制了开发活动。天然气水合物在储层中的赋存形式包括地层型、透镜型、岩脉型、细纹理型、结核型、弥散性以及大量型等多种类型，不同类型水合物的地质特征、温压条件和变化各异，必须根据具体条件制定开采方案，因此需要针对不同类型的水合物藏特征进行评价。

在技术方面，虽然全球已采用不同的技术方法进行了7次成功的天然气水合物试采，但这些方法都是处于现场测试阶段，还存在不同程度的缺陷，实现商业应用的路还很长。减压法是经济性相对较好的一种方法，但其对天然气水合物藏的性质有特殊的要求，只有当天然气水合物位于温度与压力平衡边界附近时，减压开发才具有可行性。热力法至今尚未很好地解决热利用效率低的问题，且只能局部加热，因此有待进一步完善。抑制剂法则因很容易造成严重的环境问题而不能长时间、大规模使用。置换法和固体开采法的提出和测试时间尚短，相关测试极少，有待于进一步研究和优化。

存在较高的环境风险

根据现有资料和研究成果，天然气水合物开发过程中存在巨大的安全与环保风险。一方面，从资源赋存方式看，天然气水合物结构嵌入在海底,成为该区域地质构造的一部分，但当前尚不能完全了解天然气水合物在深海低温高压条件下保持稳定的条件和结构。在天然气水合物的开发过程中，极有可能导致其在海洋中发生液化而破坏现有海洋生态系统，也可能改变海底及大陆架的地质构造，诱发地震乃至大规模海啸。另一方面，在天然气水合物开发的过程中不可避免的会伴有一定量的甲烷等气体释放，将对海洋环境和大气环境产生不利影响。有学者在对天然气和天然气水合物开采过程中的排放物进行研究后指出，天然气水合物开采过程中排放的甲烷是常规天然气生产的近2倍，而单位体积的甲烷在空气中释放后，产生的温室效应将是等体积二氧化碳的30倍，能够极大的加剧全球气候变暖，可能对全球生态环境造成灾难性的后果。而且天然气水合物开采过程中产生的氮、硫和碳氧化物的排放量也是常规天然气的2～3倍不等，由此可见在现行技术条件下进行天然气水合物开发势必面临巨大的环境压力。

资源开发成本居高

日本是迄今为止在天然气水合物方面做过最多尝试的国家，根据日本油气与金属矿藏机构的估算，从海底天然气水合物中开采天然气的成本在0.4美元～1.6美元/立方米（为11.3～45.3美元/百万英热单位），而受近年来油气价格疲软影响，2016年日本的LNG现货进口价格只有约7美元/百万英热单位。根据费氏全球能源公司的统计和预测，日本现有的LNG长期供货合同在2030年前的平均价格不到11美元/百万英热单位，该国2030年之前的现货LNG采购价格只有约8美元/百万英热单位，未来新增的LNG长期供应合同的价格在6～11美元/百万英热单位，天然气水合物与之相比完全没有成本优势。除成本外，无法实现长时间的连续生产也是天然气水合物经济开发需要解决的问题。从目前已经进行的天然气水合物试采来看，虽然已取得了多次成功，但都无法和常规天然气一样实现长时间的连续生产，多数测试都是因为遇到了出砂等问题后被迫停止的。

对我国石油企业的启示

现阶段难以商业化利用，但潜在影响巨大

天然气水合物资源的开发利用在资源、技术、环境与成本等方面存在诸多问题，现阶段实现大规模商业化开发利用难度较大，在短期内无法对我国油气市场产生实质性冲击。

但从中长期发展看，一旦天然气水合物资源的开发与利用达到商业化水平，必将对我国能源市场产生重大影响。一是将扩大国内天然气供给规模，降低能源对外依存度。2016年，我国天然气进口量超过700亿立方米，对外依存度已达36.6%；如果天然气水合物资源开发取得实质性突破，能够快速提高国内天然气供给，替代进口天然气的需求规模。二是将从供给侧引导天然气在国内一次能源消费中的比例持续提高。2016年，天然气在我国一次能源消费中的占比仅为6.2%，远低于原油的18.1%，更低于煤炭的62.4%。如果天然气水合物资源开发取得实质性突破，将扩大天然气供应规模、降低天然气市场价格，最终从供给侧引导我国消费结构积极调整，天然气在一次能源消费中的比例将持续提升。三是将影响国际油气资源价格走势。我国当前是全球第一大原油进口国和第三大天然气进口国，如果天然气水合物资源开发取得实质性突破，最终将减少我国油气资源包括LNG资源的进口规模，使国际油气市场上“供大于求”的形势进一步恶化，进而大幅降低世界油气资源价格。

石油企业要大力拓展天然气消费市场

从本质上看，天然气水合物资源在完成开采和加工后，最终是以天然气的形式向能源消费市场输出。因此，我国石油企业提前谋划、积极应对未来中长期天然气水合物资源可能对传统油气业务的冲击，并有效把握其可能带来的发展机遇，在现阶段必须要大力拓展天然气市场业务，这也与当前公司天然气下游板块的发展目标高度吻合。

● 7月9日，开采60天、累计产气30万立方米，天然气水合物“蓝鲸一号”试采钻井平台正式关井。

第一，要充分利用在天然气上游板块的资源优势，统筹国产气和进口气的市场销售渠道，既要实现“以资源换市场”扩大市场份额，也要实现“就近销售利用”降低供应成本，做牢并做大现有天然气销售市场规模。第二，要优化现有销售渠道，探索构建“专业分公司—区域分销—省级销售”三位一体的销售网络，增强市场开拓力度。第三，要加强合作，通过参股地方城市燃气公司或与其成立合资公司等形式，参与气化城镇建设，增加天然气支线管网布局，扩大对天然气消费终端的占用和影响。第四，要积极培育优质天然气终端用户，包括扩大分布式天然气利用技术的应用规模，以及探索对需求量较大的工业用户实施“点供”和“直供”等。

密切关注天然气水合物资源的开发活动

尽管天然气水合物短期内无法对我国油气市场产生实质性冲击，但从中长期看，我国石油企业应该密切关注并适时介入该资源的开发活动。首先，我国“三大油”都是中央直属企业，也是销售规模巨大的国家石油公司，承担着保障国家能源供给安全的责任与使命，有义务参与国家战略性接替能源的发展；其次，本次天然气水合物的试采活动的成果表明，我国在此领域已实现了理论、技术、工程和装备的完全自主创新，能够对我国石油企业等能源公司未来实施天然气水合物的商业性开采提供有效支撑；最后，我国石油企业长期在陆上和海上从事对油气资源的勘探开发活动，形成了丰富的勘探、开发、运输等方面的理论与技术，也能够在未来天然气水合物资源的开发活动中发挥重要作用。因此，我国石油企业在现阶段要密切关注天然气水合物资源的发展动态，结合现有理论基础与技术实践的优势，从中长期发展战略的高度重视对相关技术的研发与储备，在条件成熟时再全面介入天然气水合物的效益开发活动。

积极探索与其他领先企业合作

从本次试采的实践以及未来发展的趋势看，天然气水合物资源的开发和利用是一项复杂的系统工程，需要在不同领域的领先企业通力合作才能安全、高效的实施完成。因此，我国石油企业在探索发展天然气水合物资源的过程中，无论是在技术积累、资源开发还是商业利用等阶段，都要结合现有业务的经验与特长，与其它领先企业的共同合作，取长补短，分摊风险。

一是要结合上游油气发展积累的地质理论和勘探开发技术优势，与国内外领先的科研院所及能源企业合作，摸清天然气水合物的富集特征与资源分布，同时大力发展海域、冻土等特殊区域天然气水合物资源的开发技术；二是要结合油气工程装备制造优势，与领先的海洋工程装备企业展开合作，完善天然气水合物资源开发的装备建设；三是要结合油气资源运输和销售等方面的经验，与领先的船运企业、管道公司及城市燃气公司等合作，拓展渠道，完善从资源开发到利用的全产业链结构；四是要发挥公司的资本优势，与其它能源公司、金融公司等展开合作，在天然气水合物资源发展初期探索实施联合投资，利益共享、责任均担，最大程度上降低新型资源开发中可能面临的各类风险。

责任编辑：周志霞