天然气水合物藏开采增产技术研究进展

黄鑫，王海波，张乐,2，贺甲元,2，岑学齐,2

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206; 2.南方海洋科学与工程广东省实验室，广州 511458)

天然气水合物是极具潜力的清洁能源之一，资源潜力巨大，广泛分布在海洋大陆边缘和陆地永久冻土区。根据Kvenvolden[1]的估计，全球天然气水合物中蕴藏的甲烷含量约为2.0×1016m3，约为全球目前探明的煤炭、石油和天然气中蕴含碳量总和的两倍。根据2016年发布的《中国能源矿产地质调查报告》，中国水合物资源约为83.65×1012m3，而南海海域的资源约占80%。

目前，中国、美国、日本、印度和韩国等是天然气水合物勘查与试采领域最为活跃的国家，各国已经相继在加拿大的麦肯齐三角洲、阿拉斯加的北坡、日本的南海海槽和中国南海的神狐海域等多个地域开展了水合物现场试验开采[2]。尽管试生产取得了一定成功，但是每次现场试验均面临诸如产气量低和开采周期短的现状。这意味着亟须攻关工艺技术，聚焦储层渗透率改善和产气提效工艺，以早日实现天然气水合物资源的大规模商业开发。为此，现从优化水合物开发工艺，提高水合物产能的角度，重点分析天然气水合物增产技术及增产理论，以期为天然气水合物开发技术研究的进步提供参考。

1 水合物藏开采方法

水合物藏的开采方法与传统常规天然气藏有很大的差异，天然气水合物在埋藏条件下是固体，在开采过程中会发生相态转变，从固态转变为气态的天然气和液态的水。天然气水合物的开采技术也聚焦于如何人为地破坏天然气水合物稳定存在的温度和压力条件，促使其在储层内失稳分解，并建立井筒将分解产生的天然气输送到地面。目前，中外学者提出的天然气水合物开采主要有降压法、注热法、注化学抑制剂法和二氧化碳置换法等。

如图1所示，注热法和降压法分别通过改变温度和压力条件，使得局部稳定温压条件转移到天然气水合物相平衡曲线不稳定的一侧；注剂法改变了相平衡边界，使局部的天然气水合物在原位条件下发生分解。二氧化碳置换法是基于客体分子置换的原理，由于二氧化碳水合物相比于天然气水合物所需要的相平衡压力更低，向水合物藏注入二氧化碳气体后可以置换出封存于天然气水合物中的甲烷气体。

图1 各种开采方法所引起的水合物相平衡曲线变化示意图[3]

1.1 降压法

降压法的基本原理是将水合物储层压力降低到水合物相平衡压力之下，在储层温度不变的条件下破坏天然气水合物的稳定性[4]。降压法开采水合物藏的基本流程即通过一口钻穿盖层到达水合物层的生产井，通过降低井底压力来使局部水合物的稳定性发生破坏，诱使水合物发生分解，从而连续产出气体。

大量的研究结果表明，降压法开采受降压幅度、环境温度、水合物初始饱和度和储层结构特征的影响[5-9]。其优点是操作工艺简单易行，经济环保优势明显，可行性较高。该方法的缺点是单一的降压法开采速率衰减较快，这是由于降压法开采中没有额外热源补充，水合物分解所需要的热量必须从周围的环境中获得，此时大量的分解热会导致降压过程中储层温度降低，释放出来的水会变成固态冰堵塞流体流动通道，阻碍了水合物的进一步分解。因此，只有当存在较大的传热和分解面积，或者水合物储层具有合适的温度条件时，降压法才具有实际使用价值。

1.2 注热法

注热法的基本原理是将水合物储层温度提高到相平衡温度以上，打破水合物藏的稳定状态，其技术手段主要是通过传统的井口注热方法，将热水[10-12]、蒸汽[13]、热盐水[14-15]等介质注入天然气水合物储层。注热法开采水合物藏的基本流程包括：①热流体从井口注入管柱，并从射孔孔眼进入到水合物的目的层；②通过热传导、对流等方式将热量传递给天然气水合物，而后分解产生的天然气、水及注入的热流体等形成的混合流体从井筒和管柱间的环形空间返回地面。

注热法的优点是可以通过控制注热速率来控制水合物的分解速率，实现调节气体产率的目的。该方法的缺点是热量损失巨大，注热法注入的热量不仅加热了水合物，更多地用于了提高沉积物颗粒、黏土和下伏地层流体的温度，而且在热流体沿着管道从海平面输送至海底的过程中存在较大的沿程热耗散，因此能源利用效率极低。计算研究表明，这种方式所产生的热损失最高可以达到75%[16-17]。

1.3 注化学抑制剂法

注化学抑制剂法的基本原理是向地层中注入某种化学试剂，以降低水分子活度，将天然气水合物的相平衡曲线移动向更高的压力和更低的温度方向，从而使得水合物藏发生分解[18-23]。注化学抑制剂法的技术手段与注热法类似，之前的研究结果表明注化学抑制剂法的开采效果抑制剂的种类、浓度、注入温度、注入速率和系统压力等多种因素有关[24-27]。

注化学抑制剂法的优点是可以降低初期能源输入，能在很短的时间内有效地提高水合物的分解速率。该方法最大的缺点是成本太高，并且常用抑制剂易污染环境。Collett等[28]进行了水合物开采的经济评价表明，注化学抑制剂法费用要远高于注热法和降压法。Kvenvolden[29]报道，注化学抑制剂法曾在西伯利亚的Messoyakha气田试验过，但是实践证明该方法费用太高，不适用于商业生产。

1.4 二氧化碳置换法

二氧化碳置换法的基本原理是基于二氧化碳和甲烷水合物相平衡条件的差异，将二氧化碳气体注入水合物储层后把水合物中的甲烷气体置换出来[30-32]。Nakano 等[33]总结了二氧化碳置换开采法的两个主要优点，一是新形成的二氧化碳水合物能够保持储层沉积物的力学稳定性；二是该方法可以将二氧化碳封存起来，减弱温室效应。目前，已经有大量的实验研究从热力学和动力学的角度验证了二氧化碳置换开采的可行性[34-36]。

但是，用二氧化碳置换法开采水合物也存在着一些技术难题，尚未很好地解决。首先，二氧化碳置换甲烷水合物的反应速率很慢，难以满足商业生产的需要；其次，二氧化碳只能置换水合物晶体中包裹于大笼子中的甲烷分子，即使完全置换也会残留部分甲烷分子在水合物晶体中；再次，置换开采法的效率会随着反应的进行逐渐降低，这是由于表面新形成的二氧化碳水合物会包裹天然气水合物，阻碍二氧化碳气体与内部水合物的接触，降低了置换效率[37]。

2 天然气水合物试开采进展

水合物的开发利用必须先进行试验开采，继之以长期试验开采，才能逐步稳定过渡到规模化商业开发阶段。随着对天然气水合物研究的不断深入，科学界已经开始尝试对大陆冻土带和海域水合物进行试开采。目前，天然气水合物现场测试开采地点主要分布在西伯利亚平原、麦肯齐三角洲、阿拉斯加的北坡、日本的南海海槽和中国南海的神狐海域[38-51]。表1汇总了国内外开展的多次天然气水合物试采进展细节，目前仍仅限于短期探索性开采，亟须解决长期开发所要面临的增产工艺技术及经济问题，以实现天然气水合物的规模化商业开采。

表1 国内外天然气水合物试采情况汇总表

3 水合物藏开采增产技术

3.1 降压法增产技术

3.1.1 裂隙流体抽取法

这种方法通过抽取储层介质孔隙与裂缝中液体的方法开降低水合物藏的层压，将系统压力降低到储层温度对应的水合物稳定压力以下，促使天然气水合物分解[52]。由于水合物是一种吸热过程，随着开采进行会使得储层温度降低，形成沿着水合物分解前缘的温度梯度。裂隙流体抽取法通过相邻地段液体的流动运移，补充了水合物分解区所需要的热量，提高水合物藏开采效率。

3.1.2 降压-注热联合开采

现场测试证明，单一采用降压开采天然气水合物产气效率低，并且当储层分解吸热后的会发生水合物二次生成或结冰，阻塞气层通路。为了更有效、更经济地开采天然气水合物，解决单一开采方法存在的局限性和缺点，可以采用联合开采方法[53-59]。

Demirbas[60]指出作为一种水合物藏生产天然气的方法，结合井壁加热工艺的减压开采更具有经济可行性，将系统压力降低到储层温度下的水合物稳定压力以下后，仅通过加热含水合物层的井壁，就可以有效地降低开采运行成本。Jiang等[61]开发一个描述水合物储层开采的三维数值模型，模拟了在恒定的井底压力下从含底层游离气水合物储层生产天然气的过程，结果表明当初始水合物储层温度很低时开采效率极低，联合开采可以有效改善这一情况。Nair等[62-63]从不同的角度比较了在单一降压和降压-加热联合开采下的水合物开采效率。结果表明，联合开采方法的开采效率始终比单纯的减压效果更好。Moridis等[64]证明水合物最有前途的生产策略之一就是注热和降压联合开采，并且可以采用多口生产井注热系统进一步增强效果。Li等[65-66]基于南海神狐地区SH2，SH3和SH7站点的地质数据，使用TOUGH+HYDRATE模拟器模拟了通过降压法和注热-降压联合开采水合物的分解和水/气生产过程，证实了联合开采增产的经济性和有效性。

综上所述，在注热法辅助下的降压方法可以在一定程度上提高天然气水合物的开采率和生产气水比。但是由于天然气水合物储层热导率较差，若仅提高热源温度或增加注热量，对于提高天然气水合物的分解效率影响有限[67-68]。因此，联合开采方法需要结合水平井和复杂井网技术，提高储层内热对流效率来改善传热。

3.2 注热法增产技术

3.2.1 注热增效

Kamath等[16]建立了一个注热开采天然气水合物藏的数学模型，以评估储层孔隙度、水合物藏厚度、埋深、盐水浓度、盐水温度和盐水注入速率等关键参数对能效比和产气量的影响。热盐水的浓度对能效比影响很大，浓度增加不仅可以降低热损耗，同时可以减少水合物分解所需要的能量，从而提高能量利用效率。研究表明，浓度每增加1%，能量利用效率可以提高约2%。为了提高注热发开采效率，应尽量提高含浓度，或采用稠化盐水的方法，注入过饱和度的热盐水。此外，优选热盐水的注入温度需要考虑热效应，过高意味着严重的热损失，而过低则需要相应提高注入速率；具体注入速度应根据地层渗透性、注入能力和热利用效率综合确定。

3.2.2 井下电磁加热技术

井下电磁加热技术是改善注热法的效率的一种有效途径。实践证明，在电磁加热技术中最有效的是微波加热技术。微波具有独特的加热性能，与常规注热法不同，微波对物质的介电热效应是通过离子迁移和极性分子的旋转运动实现的，热量从介质内部产生，温度场更为均匀。微波加热技术开采天然气水合物兼顾了加热、造缝和非热效应三大作用，具有速度快、设备简单、灵活性高、不对储层造成任何污染等优点[69]。

微波开采水合物藏是利用大功率微波源对地层进行辐射，由于天然气水合物笼形结构以水分子为主体，其是一种可以吸收微波能量的极性分子，水分子吸收的能量会以热的形式耗散在水合物气藏中，从而促进天然气水合物藏的分解。微波的非热效应也可以提高水合物藏采收率，当微波频率接近主体水分子的固有频率，极易引起分子强烈的共振，破坏水分子间氢键的稳定性，会进一步地促进水合物的分解。此外，由于不同物质组分在微波作用下的温度变化和膨胀系数差异很大，会造成膨胀收缩不均匀，诱导较大的热应力，致使水合物储层产生大量的微裂缝，有效提高储层渗透率。

3.2.3 自发热流体注入法

为提高注热开采效率，俄罗斯研究人员提出了在水合物储层中利用酸碱中和反应原位产热方法[70]。这种方法原理是利用水力压裂技术是将液态酸、碱注入水合物层，在地层中原位发生酸碱中和反应，并利用化学反应产生的热量分解水合物。这是一种实用的提高单井产量的天然气水合物藏开采方法，该方法的结合水力压裂工艺可以在储层中形成相互连通的裂缝，增加热作用面，提高传热效率，解决低渗透水合物储层的传质和传热问题。然而，这种方法的加热机理与常规的热水注入和井底加热方法有很大的不同，放热动力学机理、温度和压力变化以及合适的生产工艺参数有待进一步研究。

3.3 二氧化碳置换法增产技术

3.3.1 优化注入方式

Mcgrail等[71]提出了一种强化二氧化碳置换开采天然气水合物的方法，制备一种液态二氧化碳为分散相、水为连续相的乳化液。该方法利用二氧化碳乳化液的物理和热力学特性，以及在含水合物的多孔介质中多相流传热传质过程，在高于甲烷水合物稳定相平衡温度的条件下将两相乳化液注入水合物储层中，促进水合物藏原位分解。研究表明，水合物藏分解所需要的热量来源于乳化液的显热与形成二氧化碳水合物释放的热量。通过调整乳化液温度、二氧化碳与水的比例以及分散相的尺寸，可以对置换效率和速率进行调控。

3.3.2 混合气体置换

使用二氧化碳置换开采天然气水合物，二氧化碳主要置换束缚在大笼子中的甲烷分子，对于常规I型水合物而言，理论置换效率不会超过75%，实验结果也证明了这一点。Kvamme等[72]研究表明向二氧化碳气体中添加一定比例的氮气有利于提高置换效率，而且混合气体具有较高的气体渗透性的优点，与注入纯二氧化碳气体相比，形成新的水合物而造成的流动通道阻塞也将更少。Park等[73]使用发电厂尾气中的烟气(二氧化碳和氮气混合气体)进行水合物置换实验，发现由于氮气可以置换小笼子中的甲烷分子，I型水合物的置换率可以提高到85%。二氧化碳置换法在气体置换机制外，还存在混合气体吹扫机制，这两种机制结合进一步提高了置换效率，获得了更高的回收率。

2012年，美国能源部向Ignik Sikumi油气田的目标水合物层中注入了氮气(77%)+二氧化碳(23%)的混合气体，以验证混合气驱替法的应用潜力。注入地层的大部分氮气被回收，二氧化碳回收率低于50%，证实了混合气体替代是一种增强的开采方法[74]。然而在工程应用领域，尽管混合气的置换率很高，但由于天然气水合物储层的渗透率极低，能被置换生产天然气的水合物储层体积有限。为了进一步提高单井的产气量和开采效率，该方法应与优化的钻井方案和压裂技术相结合。

3.4 注化学抑制剂增产技术

传统水合物热力学抑制剂具有耗量巨大、成本高、毒性强等缺点，为了弥补其不足，逐渐发展了两种新型的抑制技术，即以表面活性剂为基础的防聚结技术和阻止晶核生长的动力学技术[75-77]。

水合物动力学抑制剂是指一些水溶性或水分散性的聚合物，通过显著降低水合物的成核速率、阻碍临界晶核的生成、干扰晶体生长等方式抑制水合物的生成[78-80]。动力学抑制剂在两相界面处发生作用，因此在天然气水合物气藏开采后期，当温度、压力、水溶液组分等条件不变的情况下，只需要对应产出水量适当增加动力学抑制剂的剂量即可保持恒定的抑制效果。

防聚剂多为聚合物和表面活性剂，其通过吸附于水合物笼上而改变晶体分聚集形态。与动力学抑制剂不同，防聚剂起乳化作用，在油水共存时才可使用。但是由于防聚剂的效果不像动力学抑制剂一样取决于过冷度大小，温度-压力应用范围更为宽广[81-83]。

从效益、经济性和绿色环保角度考虑，新型动力学抑制剂和防聚剂代替传统的热力学抑制剂已势在必行。此外，还需要摸索生产动态、寻求合理的注剂解堵技术、合理优化注入量，或者把多种抑制剂配合起来使用，以降低天然气生产成本，提高水合物开采效率。

3.5 井网模式

由于垂直井技术难度和作业成本较低，是当前水合物现场试采的主要井身设计结构。虽然在垂直井设计中，可以通过调整适当的降压方案或井眼扩孔等方式辅助增产，但是不足以实现产能量级突破[84-85]。因此，以水平井和多分支井、多井簇群井为主的复杂井网开采方法将会是未来攻关天然气水合物产业化的重要技术手段。

Reagan等[86]最早开展了应用水平井的天然气水合物开采模拟，在天然气水合物储层中，水平井增产效果显著，且增产效果受水平井布设位置控制。Chong 等[87-88]通过物模实验证实水平井有助于延长产气周期，提高气体采收率5.5%～10.0%。2020年中国神狐海域开展的水合物试采，创新性地采用定向水平井技术，大幅增加储层的动用面积，实现连续产气30 d，日产气2.87×104m3，相比与2017年中国首次海域水合物试采的垂直井结构，日产气量增至5.57 倍[51]。与直井和大斜度井相比，水平井具有扩大单井控制储量、增加气井产量、控制气井出砂等优势，主要是由于水平井增大了井筒与天然气水合物储层控制边界，扩大了天然气水合物分解前缘面积。但是根据Feng等[89]模拟研究表明，增加水平井穿越可以在一定程度上增加天然气水合物开采产能，但是产量增加幅度与水平井段长增加不匹配。因此，在采用定向水平井技术时，需综合考虑施工难度、成本及产量变化等因素，优选最佳水平井长度。

为了进一步提高储层控制范围、增加分解接触面积，李彦龙等[90]提出了一种针对天然气水合物储层的多分支井开采技术。如图2所示，该技术在主井眼四周布设系列的定向分布的分支孔，分支孔内按照“防粗疏细”的基本原则填充砾石形成高渗通道，以提高水合物储层渗透率、产气能力、降低工程地质风险。通过模拟现实，多分支井结构下水合物开采降压梯度较低，可以有效提高井眼周围的压力传输效率。多分支孔开采技术有效地增大了储层控制边界，能够显著提高开采初期的产能效率；但是对于长期开采而言，当天然气水合物分解范围超过分支孔控制边界后，多分支井的后期产量将大幅缩减。

图2 水合物储层钻井井眼与多分支射孔配合模式示意图[90]

此外，为实现天然气水合物储层的增产，还可以考虑采用多井簇群井开采方法，发展多井型井网开发模式。Yu等[91-92]模拟对比了日本Nankai海槽储层在垂直井和水平井模式降压开采天然气水合物的产能，结果显示两口水平井的产能远优于其他两种方案，暗示多井协同效应在天然气水合物增产方面可能具有巨大的潜力。为了充分发挥多井协同效应，早日实现天然气水合物的产业化，日本天然气水合物联盟最早提出了多井簇群井开采方案。如图3所示，利用多井簇形式对整个储层进行分片区的开采，每组井簇包含一定数量的井眼来实现对储层目标区域的控制，多井同步降压开采，并通过对井数、井间距及井簇位点优化，来实现天然气水合物的高效开发利用。然而，Yu等[93]通过建立多井系统相结合的3D储层模型，发现多井簇群井开采方法存在“盲区效应”，即分解产生的游离气会聚集在井簇中央，诱导水合物二次形成，限制了产气潜力。为了解决开采中水合物的二次形成来消除“盲区效应”，可以在多井型井网开发模式中采用降压-注热联合开采，从而提高天然气水合物产能[94-96]。

图3 水合物多井簇群井开采方法示意图[95]

3.6 储层改造

储层改造的目标是通过一定的物理化学手段在井筒周围形成裂缝网络，以提高井周局部渗透率，加速压力传递效率，进而提高产能。其中，水力压裂是提高单井产量的最有效的工程技术之一，极大地改变了致密气，页岩气和煤层气等非常规油气资源的经济开采方式[97-98]。水力压裂是开发低渗透率气藏和非常规油气藏的重要手段，已广泛应用于工业生产领域，可以使油气井的产量提高数十倍甚至数十倍。

天然气水合物藏不同于其他石油与天然气资源，在水合物对沉积物颗粒上的胶结作用下，水合物储层具有很强的岩石力学性能，因此常规的水力压裂技术可能并不适用[99]。目前，上述针对水合物储层的四种开采方式，都围绕着如何原位分解天然气水合物，但是还有一个同样重要的问题需要引起重视，即如果水合物储层的渗透率非常低，即使水合物已经原位解离，分解产生的天然气如何进入井眼并流向地面。迄今为止，在全球范围内已进行了多次期现场生产试验，产量都非常低，主要原因之一是储层渗透率较低，水合物储层的产气面积有限。

近年来，已有研究证实了通过水力压裂在含水合物沉积物中产生人工裂缝的可行性。Ito等[100]在实验室内开展了模拟水合物泥沙层中的水力压裂过程，发现注入流体可以在沙子和泥浆层之间的界面处引起类似裂缝的结构。Konno等[101]研究了含水合物的砂体中的水力压裂过程，结果表明，压裂后渗透率显著增加，即使裂缝重新闭合也能保持较高的渗透率。Jlta等[102]、Too等[103]研究了水合物饱和度高的砂岩储层的破裂敏感性，并通过水力压裂在一个硬币形裂缝中实现了人工裂缝。Feng等[104]为提高水合物储层的产气效率提出了水力压裂与减压相结合的方法，通过数值模拟研究了模拟深海沉积物和多年冻土区的两类储层，结果显示压裂后可以明显提高减压初期水合物的分解和产气量。

因此，如果将水力压裂技术与上述一种或几种生产方法结合，则有望获得可观的天然气产量。人造裂缝可以有效提高储层渗透率，显著增加了水合物储层的产气面积；并且可以改变气体流型，有利于回收气体顺利进入井筒。但是，水合物分解后的储层失去胶结作用，刚性结构将发生变形甚至塌陷，压裂也将失去其功能，这限制了压裂技术在水合物开发领域的普及应用。因此，水合物储层的改造和保护技术是水合物资源商业开发亟待解决的主要技术难题。研究人员应充分考虑天然气储层的特点，将基础理论与工程技术完美结合，进行技术创新，用水力切割、声波致裂、激光射孔等方法代替传统水力压裂，以进一步推进水合物工业化进程。

4 结论

如前所述，中外开展的多次天然气水合物现场测试虽实现了对水合物的成功开发，但是距离实现规模的商业化开采还有很大的距离。目前天然气水合物开发仍面临着工艺难度大、开采风险高、产量较低和施工成本高等诸多挑战。仅从工程技术的角度提出了天然气水合物增产的基本措施及原理，以期为天然气水合物的高效开发利用提供参考。

(1)天然气水合物的开采主要有注热法、降压法、注化学抑制剂法和二氧化碳置换法这四种方法，以提高天然气水合物原位分解速率为目标，研究人员针对每种开发方式均进行了科研攻关，提出了对应的增产技术。为解决注热法热量损失巨大的痛点，通过优化注热流体物性、研发井下电磁加热技术及自发热流体注入技术可以有效改善储层传热、增加热作用面、提高热利用率。多次水合物现场试采表明，单一降压开采产气效率较低，并且伴随着水合物二次生成或结冰现场，通过采用裂隙流体抽取法，或者降压-注热联合开采可以大幅提高开采率和生产效率。从效益、经济性和绿色环保角度考虑，通过研发新型动力学抑制剂和防聚剂代替传统的热力学抑制剂，可以使得注化学抑制剂方法更切实可行。针对二氧化碳置换开采这种极具前景的绿色开发方式，通过优化二氧化碳注入方式或者采用二氧化碳和N2/H2混合气开发的方式，可以有效改善置换开采的效率和速率。

(2)天然气水合物开采距离实现规模的商业化开采还需要经过很长的一段路程，全世界内多次水合物试采工程仅从考虑天然气水合物原位分解来设计开发方案，忽视了如何扩大水合物储层控制范围、增加分解接触面积以及对储层渗流条件的改善。为了实现水合物开发产能在量级上的突破，以水平井和多分支井、多井簇群井为主的复杂井网开采方法将会是未来攻关天然气水合物产业化的重要手段，有望显著提高水合物的采收面积。此外，水合物储层渗透率普遍非常低，水力压裂是提高水合物单井产量的最具潜力的工程技术之一，可以显著提高井周局部渗透率，加速压力传递效率，进而提高天然气水合物产能。

总体而言，虽然从技术角度阐述了提高天然气水合物产能的基本措施及增产机理，但并未评估实际技术成本及工艺实施难度。对于天然气水合物高效开发利用，仍需要不断地创新思路。传统油气井工程中的一些技术措施对天然气水合物的勘探开发虽具有重要借鉴意义，但不能完全复制。针对水合物储层的特殊性，要以原创技术为基础，实现制度创新、技术创新和装备创新，研发安全高效的水合物资源开发技术。在未来攻关中，建议针对中国南海海域水合物储层开展不同增产技术的适应性评价，综合开展实验模拟、数值模拟、现场应用协作攻关，优选最佳增产方法及技术参数，建立安全、高效、绿色、可持续的生产方案。