海域天然气水合物产业与技术发展及对策建议

（中国石油集团海洋工程有限公司）

1 世界天然气水合物资源分布及对能源供给的潜在影响

1.1 世界天然气水合物资源分布状况及主要特点

天然气水合物是由天然气与水在高压低温条件下形成的结晶物质，俗称“可燃冰”，广泛分布在大陆永久冻土和海洋中岛屿的斜坡地带、大陆边缘隆起处、极地大陆架及海洋深水环境等。据预测[1]，全球天然气水合物资源总量约为21000×1012m3，相当于全球已探明化石能源总量的两倍左右，其中，3%的资源量分布在极地、冻土带、陆海及湖泊，97%的资源量分布在海洋，主要在1000m以深的深海。

20世纪60年代，以美国、日本为代表的国家就制订了天然气水合物勘探开发研究计划，迄今已在近海海域与冻土区发现水合物矿点超过230处。根据资源调查评估成果，美国、俄罗斯、加拿大、中南美洲、非洲等国家和地区及其所属北冰洋、南大洋、印度洋等专属海洋经济区内的天然气水合物资源十分丰富，其中，泥质粉砂型矿体资源量占93%以上，富砂质矿体资源量中值约为1227×1012m3，约占资源总量的6.2%（表1）。

1.2 天然气水合物被认为是最有希望的战略接替能源

随着世界经济快速发展，能源供给由煤炭、石油逐渐向天然气、核能、水电等倾斜转化。据世界能源咨询机构预测，未来20年，天然气和可再生资源在一次能源消费结构中的占比将越来越高，其中，天然气消费年均增长率为0.3%，预计21世纪30年代到达峰值，需求增长主要是中国、印度、日本、韩国等东亚和南亚国家，供应增长主要包括美国、中东、非洲等资源丰富的国家和地区（图1）。

表1 世界高砂质水合物资源地区分布（单位：1012m3）

图1 全球一次能源消费的能源种类及结构[2]

从资源条件看，天然气资源清洁环保，相同热值的碳排放量是煤的37%、石油的80%。目前，全球常规天然气探明储量增长乏力，天然气水合物作为一种潜在的天然气资源，具有储量大、污染小、能量密度高等特点，符合现代社会对能源消费的要求，如果得到有效利用，可满足人类1000年的使用需求。

从开发前景看，世界新能源科技革命日新月异，与石油、天然气的开采技术相比，海域天然气水合物产业化瓶颈问题，如矿体精细刻画、采气时储层孔隙度和渗透率的动态变化规律预测、热力动力变化规律预测、钻采技术工艺、经济适用装备等，都将随着新材料、新技术、新工艺、新装备、大数据、人工智能等技术突破和应用而得到解决。据专家预测，2030年左右可实现海域天然气水合物产业化开发利用。

从开采动力看，主要国家均将能源技术视为新一轮科技革命和经济转型的突破口。我国两轮试采成功后，天然气水合物勘查开发竞争态势加剧，主要发达国家将加强战略部署和联盟合作，强化深海资源开发的科技领先优势。日本计划2022年前开展海上试验，2027年前正式商业开采。美国、日本、德国等国加强了与印度的试采合作。对于中国、印度、日本等能源进口大国，加快天然气水合物产业化步伐，不但能够改善能源消费结构，而且对提升国际能源话语权具有促进作用[3-5]。随着天然气水合物等新能源的加入，有望对国际能源供需平衡和战略博弈注入新的活力。

1.3 加快实现海域天然气水合物产业化是渴望能源独立国家的共同选择

海域天然气水合物资源量大，清洁环保，被认为是“后石油时代”最有希望的战略接替能源、未来全球能源竞争的焦点之一，许多国家都将该资源的产业化列入重点发展计划，纷纷投入巨资进行资源调查与开采技术研究。

长期以来，美国高度重视海洋油气资源和新兴战略性能源的资源勘查、技术创新和产业管控。20世纪60年代中期，启动了深海钻探计划（DSDP），由美国能源部牵头，组织联邦机构、高校、实验室、工业界及国际合作伙伴等，开展海域天然气水合物资源调查、科学研究和技术创新，不定期发布产业化“技术路线图”和“重点研发计划”，突出基础理论研究、资源精细评价和产业化进程等关键核心问题，如资源赋存规律、形成与分解机理、降压试采变化规律、生产技术路线等。同时，积极推动相关企业参与试采工程技术领域的国际合作，在地质普查、资源评估、理论研究、开发技术、环境评价等方面处于世界领先地位。

日本为了甩掉“缺油、缺气、缺煤、资源小国”的帽子，历届政府和社会各界高度重视海域天然气水合物开发。通商产业省（MITI）和日本石油天然气金属矿产资源机构（JOGMEC）牵头， 2001年制定了中长期《可燃冰开发计划》，指定21世纪可燃冰开发研究财团（MH21）组织试采，并分别于2013年、2017年在日本Nankai海槽进行两次试采。近年来，日本选择印度、加拿大及欧盟作为战略合作伙伴，提供资源勘查评价、试采技术及装备研发等方面的主导技术。

近年来，印度不断加大在印度洋的天然气水合物资源勘查和试采准备，并且从国家战略角度出发，积极加强同日本、美国、欧盟的战略合作。

中国是天然气消费大国，20世纪90年代即开展天然气水合物的科学研究，2002年、2011年设立“118”“127”国家专项，2017年、2020年开展海域天然气水合物试采，取得了资源评价和地质环境监测技术等一系列突破，形成了以深水浅软地层水平井钻采技术为核心、国际领先的技术体系，实现由跟跑到领跑的跨越。自然资源部分别同广东省与中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、海南省与中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）签订了推进南海天然气水合物勘查开采先导试验区建设战略合作协议。国务院已将天然气水合物列为第173个矿种，“十三五”规划中将“推进天然气水合物资源勘查与商业化试采”列入能源发展重大工程。

海域天然气水合物产业化开发是一项战略性、创新性工程，主要国家高度重视，并根据各国重大项目组织形式的差异，制定针对性的研究目标和研究策略，以科技创新为核心的新一轮资源重组、国际竞争乃至技术壁垒正在形成。

1.4 加快深海油气资源开发是我国能源安全及社会经济发展的迫切要求

保障国家能源安全，特别是油气供应安全是我国能源战略的首要任务。近年我国石油、天然气对外依存度呈逐年上升趋势。预计到2030年，石油和天然气对外依存度将分别达到77%和50%，能源独立和安全受到严峻考验。

推动绿色能源革命是我国社会经济发展的迫切需要。党的十九大报告提出，“我国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾”。受资源条件和人口规模等因素制约，我国的环境污染和能源消费结构等还存在诸多问题，迫切需要增加天然气、可再生、核电等绿色能源供给，打赢“蓝天保卫战”，提高国民的“获得感”和“幸福指数”，天然气水合物契合了这一现实需要，受到国家和社会各界的高度期待。

加速深海油气开发是骨干能源企业的使命担当和现实需要。“发展海洋经济、加快建设海洋强国”，关系现代化建设和中华民族伟大复兴的历史进程。党中央、国务院高度重视海洋资源开发利用，在我国首轮海域天然气试采成功之际，发来贺电嘉奖。习近平总书记在2018年新年贺题中，将之列为“国家重大科技创新工程”，发出了进军深海的明确信息。

加快深海油气业务是海洋油气勘探开发的战略任务。受资源禀赋等客观条件限制，我国陆上油气储量和产能已呈下降趋势，稳产压力巨大，生产成本逐年上升。近些年，世界80%以上重大油气发现来自深海，随着科技创新和技术进步，海洋油气生产成本呈大幅下降趋势。“走向深海”已成为能源央企的战略发展方向之一。

2 海域天然气水合物产业化的关键工艺技术与发展

2.1 世界现有天然气水合物试采技术工艺对标分析

（1）试采工艺。目前，全球进行天然气水合物试采项目主要在俄罗斯麦索亚哈气田、加拿大Mallik气田、美国阿拉斯加、日本Nankai海槽、中国南海神狐海域等，均采用单井模式，开发方法有降压法、CO2置换法及加热法等（表1）[6-8]。

表1 国内外海域天然气水合物试采项目

2017年5月，中国地质调查局组织实施了国内首次海域天然气水合物试采，中国石油集团海洋工程有限公司为海上工程施工总承包方，攻克了泥质粉砂、低渗透、弱胶结储层完井防砂、人工举升、流动保障等试采技术难点，实现了产气时长、产气总量世界领先的突破性成果。2020年3月，中国地质调查局组织实施了第二轮试采，中国石油集团海洋工程有限公司仍为工程施工总承包方，攻克了深水浅软地层开路钻井、高造斜及水平井井眼井壁稳定、高造斜段管柱下入、未固结储层增产改造、泥质粉砂储层稳产防砂、复杂人工举升兼顾井下监测等世界性难题，产气总量和平均日产气量均有大幅度跨越。我国也成为全球首个采用水平井钻采技术试采海域天然气水合物的国家。

综合国内外不同试采技术路线，要使天然气水合物发生分解，实现固态向气态的转变，核心是打破原有压力、温度环境。其工艺特点对比见表2。

表2 天然气水合物试采方式对比分析

从表2中可以看出，降压法由于波及系数大，分解压力敏感程度高，一直受到国内外同行的认可。加热法、CO2置换法、注化学抑制剂法等由于波及系数较小，能量作用效果不明显，作为单一试采方法的效果不理想。固态流化法是近年提出的创新理念，相关技术正在研究、试验和推进中。

（2）钻完井工艺。目前，国外采用的钻井方式都是直井，完井方式主要沿用机械防砂工艺。例如Mallik气田、阿拉斯加北坡、日本Nankai海槽等项目，采用套管和筛管完井。日本第二次试采中，第一口井选用了裸眼砾石充填防砂，后续作业中使用了较为先进的GeoFORM化学防砂系统。我国经过两轮成功试采，实现了由直井试采方案向水平井试采方案的跨越，增大了储层裸露面积，提高了产气量。完井防砂中根据目标储层粉砂质特性，创新提出“防排结合，以防为主”的防控砂理念，首轮试采选用预充填防砂筛管方案，未出现明显出砂。第二轮试采创新采用三级复合防砂方案，实现了较高精度的防砂控砂。

（3）举升工艺。国际上主要采用电泵举升工艺，举升工具主要有电潜泵、螺杆泵等。射流泵举升工艺由于举升效率较低、产气量小已不再使用。日本Nankai海槽试采中主要应用电潜泵，并对耐气锁能力、泵排量、扬程、举升效率等进行了优化，但由于防砂技术的影响，效果不尽相同。我国南海神狐项目根据目标储层实际情况、产气量波动变化等特点，选用一种特制的大曲率柔性电潜离心泵，应用效果较好，同时备用连续油管氮气举升工艺。

（4）海洋工程工艺。国外海洋环境地质研究和海洋工程装备处于领先地位，但尚无专用天然气水合物钻井平台、试采平台、气水回收装置和外输装置。日本试采平台为“地球号”深海钻探船，平台上设置气水分离装置，产出的天然气经计量后进入火炬燃烧。南海神狐两轮试采均采用深水钻井平台“蓝鲸号”，气液在井下分离后，进入地面流程分离测试，天然气进入火炬燃烧，并对水、砂进行收集处理。

（5）安全环保技术。国外部署监测井及监测装置，采用多种监测手段。我国南海两轮试采构建了独具特色、较为完善的大气、海水、海底、井中“四位一体”环境保护和监测体系，覆盖范围更广、手段更多、精度更高，整个试采过程中甲烷无泄漏，未发生地质灾害[9-10]。

2.2 我国海域天然气水合物资源禀赋及产业化的技术瓶颈

世界范围内的天然气水合物主要赋存类型呈金字塔形分布，从塔顶至塔底依次是北极砂岩储层、海洋砂岩储层、有渗透率的海洋非砂岩储层及微渗透率的海洋泥质粉砂型储层，其中微渗透率的海洋泥质粉砂型储层占比达90%，我国南海神狐海域天然气水合物储层类型主要属于此类。据初步预测，我国海域天然气水合物资源量约为800×108t油当量，主要分布在我国南海北部6个资源远景区，储层属于泥质粉砂型，中值粒径为5～12μm，渗透率为毫达西级别，包含I型、II型等多种类型，类型复杂，分解难度大。

经过两轮试采，我国在海域天然气水合物“系统成藏”“三相控制”理论及“甜点区”识别、储层分解及资源评价、降压试采及钻完井技术等方面取得一系列重大突破，成为全球首个采用水平井钻采技术试采海域天然气水合物的国家，并积累了大量第一手资料和宝贵实践经验。但目前的单井产量、生产周期、开发成本等，仍然不能满足产业化开发的基本要求，如一些重大科学问题、关键技术瓶颈、核心装备等方面有待探索和突破：“甜点区”优选的评价体系需不断完善；产业化技术体系尚在构建中，开发尺度的产能预测模型和评价方法还需不断完善；针对储层动力学及热力学性质研究还需进一步加强；储层结构稳定性与维持长期稳定流动孔道的关系仍需进一步攻关研究；复杂结构井钻完井技术与井筒完整性难题尚需探索；多相流高效分离和举升管柱优化设计有许多制约因素；新型能量补充装备、适宜钻探装备，如简易井下装置、经济适用井口装置、多井筒吸力锚装备、采气集输装备、智能化开采平台及跨界融合技术等仍有许多空白，商业化开发道路仍然曲折、漫长。

2.3 我国海域水合物产业化关键技术路线展望

加快我国海域天然气水合物产业化，核心是选择关键技术路线，实现“两个聚焦”。一是聚焦90%。南海神狐海域天然气水合物储层类型以泥质粉砂为主，世界上这类储层的资源量占90%以上。加快深海泥质粉砂矿体的资源评价和开采技术研发，带动深海钻探及采气装备制造国产化，是当前发展“重中之重”和主攻方向。二是聚焦产业化。要以资源利用为最终目标，运用储量动用程度、综合采气速度和系统能量消耗等指标，对各类技术体系进行储量、技术和经济的价值评估。当前，由于降压—能量补充法和固态流化法还在探索完善，可以“让子弹再飞一会”，一段时期内同时扶持两种技术路线。

笔者认为，以降压—能量补充为主体的混合开采方式，在储量动用、系统能耗等方面理论研究内容和成果较多，试采试验中可以最大限度实现储层天然气水合物的分解与运移，提高天然气产出效率和持续性，并已在我国两轮试采中见到了较好效果，加快了海洋泥质粉砂型天然气水合物产业化发展。

总体思路：选择水合物在储层内降压分解，利用复杂结构井、储层改造、一体化防砂举升等工艺提高单井产量，通过高效能量补充装置、储层动态平稳及渗透率持续稳定技术、井筒全周期完整性控制技术等手段延伸生产周期，最终通过自动化、智能化、跨界融合等新兴领域和技术，研发适宜的采气集输装备，降低生产成本，实现产业化开采。

重点攻关方向：成藏富集规律研究及资源评价、储层改造及能量补充技术、复杂结构井钻完井技术、防砂分离及流动保障技术、采气集输装备、天然气气体处理装备、海工及安全环保技术等。在应用降压—能量补充法的复合开采技术中，浅软层建井、储层动态平稳及渗透率持续稳定、分解热能补充、试采井筒完整等重大科学理论尚未形成，这是该技术路线的关键风险点，必须组织工程热物理、新兴材料科学、人工智能等领域专家，加强跨界技术融合和联合创新攻关，逐步建立系统、科学的产业化开采技术体系。

海域天然气水合物作为战略性新兴能源，其产业化所面临的科学问题和技术问题十分复杂，很多是世界前沿性难题，如开采技术路线、产品商品化等。但这些问题和困难都挡不住人类对新兴战略性清洁能源的渴求，科技创新的步伐只会加快、不会停滞，巨大的创新动力、聚集效应和带动作用，将会给科技投入带来丰厚回报。

3 加快推进我国海域天然气水合物产业与技术发展的建议

3.1 研究制定产业化发展规划及路线图

目前，我国南海天然气水合物第二轮试采圆满结束，实现了从“探索性试采”向“试验性试采”的重大跨越，迈出产业化进程中极其关键的一步，未来还将经历系统性问题复杂、技术瓶颈挑战更多、社会经济要求苛刻的生产性试采阶段，走好产业化这步棋，顶层设计是核心。应借鉴“深水油气开发”等国家创新工程经验，制定 “‘十四五’海域天然气水合物产业化规划”，把推进天然气水合物资源勘查与商业化试采的目标细化、落实，明确产业化的目标、责任主体、主攻方向、阶段任务。

3.2 加快培育“硬核式、网络化、开放型”科技创新联合体

深海天然气水合物资源开采，涉及新技术、新装备、新材料等尖端技术，如储层改造、深水钻完井、防砂分离等，这些都是深海资源开发的利器。应以关键核心技术突破为目标，立足“以我为主、为我所用”创新思路，持续推进以降压法为核心的混合开采技术创新实践，继续支持以固态流化法为核心的创新思路，构建以骨干能源企业为主体、社会资本积极参与的“硬核式、网络化、开放型”创新联盟，集智协同攻关，突破关键难题，掌握核心技术，并带动我国深海高端装备制造的跨越式发展。

3.3 切实发挥政府和国有能源骨干企业的引领和中坚作用

通过“127”等国家专项，中国地质调查局成功组织了两轮海域天然气水合物试采，取得了一大批原创性成果，积累了海量的研究资料，主体地位和主导作用十分突出。为了规划下一步发展方向和产业化路径，国家相关部委应积极指导和推进地方政府和国有能源骨干企业间的战略合作，为后续生产性试采奠定坚实基础。天然气水合物发展的可靠性、持久性、经济性及产业化需求，都会对所需工艺和技术提出更高要求，新的技术挑战已经来临。产业化是一项战略性、长期性工程，前期投入大，回报周期长，一般企业无法承担如此巨大的投入风险。而完全依靠政府投入，既不利于产业良性循环，也不可持续。必须切实发挥国有能源企业的担当意识和中坚作用，将天然气水合物业务与自身主营业务深度融合，保持科技创新的持续性和生命力，提高科研活动的针对性和成果转化效率。

3.4 积极引导社会资本参与建设海域天然气水合物产业链

推进深海天然气水合物产业化是一项重大的国家创新工程，构建基础研究、技术创新、高端制造等跨界融合的产业价值链，需要调动全社会的智慧与力量。一是研究制定产业准入、矿业权流转等制度，划定勘探区块，做好矿权登记；二是尽快制定用地用海、投融资、定价补贴及税收优惠等海域天然气水合物产业化的引导支持政策；三是加快布局培育上中下游的完整产业链，鼓励引导装备制造企业的产品创新和技术变革，推动深海资源的效益开发。