天然气水合物储层改造研究进展

黄 满 吴亮虹 宁伏龙 王佳贤 窦晓峰 张 凌 刘天乐 蒋国盛

1. 中国地质大学（武汉）工程学院 2. 地球深部钻探与深地资源开发国际联合研究中心

0 引言

我国天然气水合物（以下简称水合物）总储量估算约为84×1012m3，仅南海北部陆坡水合物远景资源量就达上百亿吨油当量，其产业化开发对于改善我国能源消费结构、保障国家能源安全和实现“双碳”战略目标等具有重要意义[1-4]。

近30年来水合物资源研究与开发领域取得了突出成绩，但离商业化开发目标仍有较长的距离。水合物开发，是打破原位稳定条件促使水合物分解进而排采出天然气，由此产生了降压、热激、注抑制剂、CO2置换、固态流化法等多种生产方法。这些单一或联合法开采过程中的水合物分解机制、气水运移规律以及参数敏感性相关的研究成果，构成了较为扎实的水合物开发基础理论[5-6]。在此基础上，全球范围内已实施了11次水合物试采[6–14]，采用了7次降压法、1次热激法、1次降压—热激联合法，1次降压—CO2置换联合法和1次固态流化法。2020年在中国南海神狐海域进行了第二轮试采，采用水平井降压开采法实现了连续产气30天、总产气量86×104m3、日均产气量2.9×104m3的历史突破[9]。然而，对于商业化开发，当前水合物试采仍面临开采效率低、安全风险高等瓶颈难题。

大量科学研究和工程实践表明，储层改造是提升非常规低渗透储层生产性能的重要途径。相对于生产井型设计、分解刺激强化、开发策略优化等对原生水合物储层的被动优化适应，储层改造则是对水合物储层进行主动人为改造，以改善原生储层孔渗（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[15-17]。此外，致密页岩气储层水平井压裂开发的成功模式，也为实现水合物储层简单可控、经济高效地改造增产提供了有益参考。据此，笔者在前人关于水合物储层增产开采方法和井身结构设计研究的基础上[18]，分析了水合物储层的基本特征，系统梳理了水合物储层改造方面的研究资料，将其归纳为水力压裂、近井改造和化学改造3个方向，总结了3个方向主要的研究成果，最后进行了讨论与展望，以期为后续研究和实践提供重要参考，推动水合物产业化进程。

1 水合物储层基本特征

如图1所示，迄今自然界中发现的水合物晶体类型有Ⅰ、Ⅱ和H三种[22-23]。其中，Ⅰ型水合物主要是微生物成因，Ⅱ和H型水合物主要源于热解成因与混合成因[19]。中国南海发现的水合物绝大多数属于Ⅰ型，祁连山冻土区和木里地区则主要为Ⅱ、H型水合物[24]。根据颗粒间接触关系，水合物微观赋存模式可分为胶结型、孔隙填充型和颗粒承载型[25]。宏观赋存状态主要包括块状、层状、结节状、脉状、片状、分散状、浸染状和水合物丘等[19,26]。砂质沉积物中水合物饱和度通常较高，可达90%[27]。泥质粉砂沉积物中水合物通常呈分散状，且饱和度一般较低，介于1%～12%，自然界中水合物多为此类赋存形式[28]。水合物成藏分为构造聚集、地层聚集和两者组合3种模式[29]，形成4种不同储藏类型[30–32]。第1、2和3类水合物储藏，具有上覆和下伏低渗透地层。其中，第1类存在含游离气水层，第2类存在不含游离气水层，第3类存在单一水合物沉积物层，中国南海水合物赋存区多属第2类储藏。第4类储藏无上覆下伏低渗地层，通常为大面积低饱和度块状水合物沉积物，分布广泛，其中一些具有良好的开发潜力[20]。

如表1所示，水合物储层与页岩气储层的基本特征存在差异[19,21,33-37]。相对于页岩气储层，水合物资源储量更大，储层埋深更浅、厚度更厚、孔隙度更高，这些方面的优势有利于高效开发。然而，原位状态下水合物储层渗透率较低，与页岩气储层相当。而且，水合物在沉积物中的赋存形式复杂，开发过程中存在降压刺激以及水合物分解、生成、运移等演化过程，对孔渗特性也会产生影响：①降压刺激会增加沉积物有效应力，劣化孔渗特性；②水合物分解、生成会影响储层孔隙度和沉积物骨架有效应力；③运移聚集可能会堵塞渗流通道。这些机制会导致水合物储层孔渗特性在开发过程中动态演变，有别于页岩气开发。此外，自然界中水合物多为饱和度较低的分散状泥质粉砂水合物沉积物，这些特征是水合物高效开发的不利因素。从水力压裂改善页岩气储层渗透性大幅提高产能的成功经验来看，合适的储层改造也是改善水合物储层渗透性并提升产能的极具潜力的途径。因此，研究人员开展了系列水合物储层改造研究。

表1 水合物与页岩气储层特征对比表[21,32-37]

2 水合物储层水力压裂改造

2.1 水力压裂试验研究

迄今针对水合物储层，已开展不含水合物沉积物骨架、含水合物砂质沉积物、含水合物泥质粉砂沉积物3类试样压裂试验（表2），这些试验的分析手段包括泵压曲线、宏观裂缝、CT扫描等。

表2 水合物沉积物压裂试验条件表

2.1.1 不含水合物沉积物骨架压裂试验

未固结砂层、泥沙隔层和泥质粉砂层压裂试验表明，流体注入过程中各试样均可产生水力裂缝（图2-a）。但是，不同于岩石裂隙尖端线弹性断裂机制，未固结砂层裂隙尖端扩展取决于前端过渡区内的流体侵入和剪切失效[38]。泥隔层砂层水力裂缝并未沿最大水平主应力方向扩展，而是沿泥砂交界面扩展延伸[39]。

图2 水合物沉积物压裂试验图

这有别于岩石中裂缝扩展规律，可能是由于泥砂交界面渗透性较好，便于流体侵入。在流体注入过程中，泥质粉砂试样会产生拉伸和剪切破坏，同时形成复杂的水平和垂直裂缝，裂缝扩展方向未表现出受应力状态严格约束，围压的增加会增大起裂压力和更易诱发微裂隙[40]。此外，未固结或弱固结介质压裂规律与压裂液的造壁性能和滤失特性密切相关，交联瓜尔胶注入砂层会形成滤饼带、凝胶侵入带和滤液侵入带，添加降滤失剂可以降低净起裂压力，并有效抑制凝胶侵入[38]。

2.1.2 含水合物砂质沉积物压裂试验

针对含水合物砂质沉积物，开展了不同侧重的水力压裂试验（图2-b）。含甲烷水合物砂质沉积物水力裂缝表现出拉伸破坏特征，扩展方向垂直于最小主应力方向，与完整固结岩石压裂行为相似；裂缝在围压作用下闭合后，渗透率增益效果在1天间隔内依然存在；试样经二次注入压裂后渗透率可增加到4.6 mD，是降压生产的良好条件[41]。压裂液黏度和地应力状态均会影响含水合物砂质沉积物压裂行为，随压裂液黏度增加起裂压力增大且裂缝复杂程度增加；对于大埋深高应力状态储层，高黏压裂液具有更好的造缝效果[42-43]。此外，Too等[44-45]采用预置币型裂缝冻砂试样验证了压裂方法确定断裂力学参数的有效性，并使用该方法测算了含水合物砂质沉积物的表观断裂韧度、抗拉强度和特征长度，其中前二者随着水合物饱和度的增加呈现增大趋势。Liu等[46]使用层次分析—熵值法建立了水合物沉积物可压性评价模型，并分析了模拟阿拉斯加冻土水合物沉积物试样的压裂结果，指出脆性是主要影响因素，其次是矿物组分、水合物饱和度、应力各向异性，增加压裂液黏度可提高可压性指数，改善压裂效果。

2.1.3 含水合物泥质粉砂沉积物压裂试验

针对含水合物泥质粉砂沉积物，开展了压裂试验（图2-c）。在无围压试验条件下，泥质粉砂和砂质水合物沉积物产生的水力裂缝形态存在差异，前者形成水平裂缝，后者则产生缝网[47]。在围压条件下，冰饱和度、注入速率和压裂液黏度的增加会增大含冰泥质粉砂沉积物的起裂压力，且裂缝扩展方向主要受应力条件差异控制；对于含水合物泥质粉砂沉积物，压裂液黏度增加会增大起裂压力，饱和度增大使裂缝扩展所需流体压力增加[48]。另外，不同于固结岩石压裂行为，含水合物泥质粉砂沉积物水力压裂过程可分为两个阶段：第一阶段是初始拉伸破坏，第二阶段是侵蚀破坏，可能导致穿孔现象和裂缝加宽[49]。

2.1.4 新型胀裂剂压裂试验

为探索海域水合物储层压裂新方法，开展了一种第三代颠覆性采矿技术（A Third-Generation Disruptive Technology for Mining，缩写为3G-DTM）试验[50]。3G-DTM技术的原理是利用氧化钙基胀裂剂水化膨胀产生高压压裂围岩。均质粗粒胶结砂岩试验结果显示，围压和孔隙流体盐度增加有利于提升3G-DTM的压裂效果，在一定程度上说明了对海底围压和盐水环境的良好适用性（图3）。但是，需要注意的是均质硅酸盐胶结砂岩与未固结或弱固结水合物沉积物在物质组成、胶结特性、成岩环境、强度特征等方面存在差异，而且胀裂剂所能提供的压裂能量有限，可能会限制压裂改造效果和范围。

图3 新型胀裂剂砂岩压裂试验图[50]

2.2 水力压裂数值模拟研究

根据水合物沉积物力学特征和断裂理论，构建裂缝起裂和扩展模型开展压裂过程数值模拟，是研究水合物储层压裂行为的重要手段。目前，针对水合物沉积物压裂行为的数值模拟较少，主要有cohesive单元模型[48,51]和PFC2D模型[52]，另外建立了热流体压裂耦合温度场模型[53]。

如图4-a所示，利用cohesive单元模型构建了水合物沉积物压裂数值模型[48,51]，耦合了裂缝起裂扩展、流体流动、流体滤失以及多孔介质变形等物理机制。使用2D模型分析了饱和度等地质条件和注入速率等工艺参数对裂缝起裂、扩展的影响。使用3D模型研究了神狐海域SH2站位储层单簇压裂、同步压裂和顺序压裂的行为和规律，分析了压裂液排量对单簇裂缝起裂和扩展的影响，研究了同步压裂和顺序压裂中多簇裂缝的起裂扩展规律，阐释了裂缝形态特征和裂缝间应力干扰现象。

图4 水合物沉积物压裂过程数值模拟模型图

根据颗粒直径、孔隙度和饱和度等参数，使用颗粒流分析程序PFC2D构建了水合物沉积物水力压裂离散元模型[52]（图4-b)。该模型由介质颗粒和颗粒间接触关系构成，耦合了流体流动机制，可描述剪切和拉伸破坏。模拟流体注入过程表明，饱和度低于30%的水合物沉积物试样脆性较弱，较难有效压裂；40%～60%饱和度的试样可产生理想数量的主裂缝；水合物赋存模式对压裂行为有显著影响，颗粒胶结型的最小破裂压力高于颗粒承载型；另外，水力裂缝和地层应力难以引起天然裂缝的剪切滑移。

此外，考虑水合物分解焓和地层渗透率的变化对传热传质的影响，在常规热流体压裂温度场模型基础上构建了耦合温度场模型[53]。计算结果表明，热流体压裂过程中水合物分解区呈“狭长的子弹”状，水合物分解、生成和裂缝温度场对裂缝壁面温度的影响依次减弱。该模型为水合物储层热流体压裂数值模拟提供了更精确的温度场计算方法。

2.3 储层压裂后生产性能评价研究

为评估水力压裂改造水合物储层效果，根据储层地质背景，利用Tough+Hydrate等工具构建了压裂后储层产气模型并开展了数值模拟，研究了水合物储层垂直井、水平井和三井注采系统压裂后的生产性能，并分析了实验室小尺度模型压裂后的产气规律（表3、图5）。总体上，水力压裂在储层中构建的高渗人工裂缝，可以改善降压和注热效果，有利于气水渗流，并提升生产性能。

表3 水合物储层压裂后生产性能评价研究表

图5 压裂后水合物储层生产模型图

在垂直井压裂方面，如图一定条件下，产气速率随着裂缝数量的增加而增大[54]。裂缝半径小幅增加可改善生产性能，持续增加则作用有限[55]。上覆、下伏地层密封改造可以显著提升垂直井压裂后的生产性能，可大幅提高产气量并降低产水量[56]。此外，高渗裂缝区对高、低温储层产气过程影响规律存在差异[57]。在水平井压裂方面，研究了水平井位、裂缝方向、分支裂缝和裂缝环带等对生产性能的影响。存在三相层和游离气层的情况下，水平井位于三相层中部时裂缝对产气性能的提升效果最佳[58]。但是，随着水合物分解前缘远离裂缝，裂缝增益效果减弱[59]。在水平主裂缝和垂直分支裂缝构成的系统中，水平主裂缝可明显提升长期产量，垂直分支裂缝则主要对短期采收有贡献[60]。井周环形高渗裂缝带半径增加，会显著提升储层生产性能，例如，在设定条件下裂缝带半径从0增加到4 m，30年产气量增加2.1倍[61]。分段压裂可增大储层改造范围（图5-c）。水平井分段压裂裂缝数量、渗透率和面积的增加，可提升生产性能[48]。井筒上、下部水合物分解同时进行，不同于无裂缝井筒前期主要是井筒下部水合物分解[62]。此外，Tan等[63]分析了水平井分段压裂裂缝参数敏感性。

三井注采系统，通常是1口井注热另外2口井降压生产。在井间构建人工裂缝形成高渗通道，有利于压力传递、热量传导和气水渗流（图5-d）。人工裂缝可提升三井注采系统的生产性能，生产过程可被热突破分为相对短的突破前阶段和突破后稳定产气阶段，沿着裂缝和近裂缝区域的热对流主导突破前阶段，裂缝周围区域的热传导决定突破后阶段[64]。裂缝渗透率增大可增强产气性能，在较大井间距下产气效率提升更显著，人工裂缝可以增大有效井间距[65]。网状裂缝间距变化会导致水合物分解模式转变，间距较大时表现为活塞状分解模式，间距足够小时会转变为非活塞状分解模式，且生产效率显著提升[66]。此外，小尺度模型产气模拟便于与实验数据进行对比验证。如图6所示，Feng等[67]参照储层模拟器HiGUMA构建了产气模型，利用实验数据验证了模型准确性，并研究指出裂缝可显著提升降压初期气体产出速率，对最终产量几乎没有影响，有助于提升注热效果。Zhao等[68]研究了小尺度岩心模型在4种不同裂缝模式下的产气规律，指出裂缝深度在提升产气效率方面起到关键作用。

3 水合物储层近井改造

除水力压裂外，研究人员积极探索水合物储层改造新方法，提出了水射流割缝、井周注浆柱、分层劈裂注浆等近井储层改造思路（表4）。水射流割缝、井周注浆柱和分层劈裂注浆是将现有工程技术，应用于未固结或弱固结水合物储层改造。水射流割缝源于煤层割缝增渗增透，井周注浆柱源于薄弱地层旋喷桩加固，分层劈裂注浆源于土坝劈裂注浆防渗加固。在改造水合物储层时，将普通砂浆替换为泡沫砂浆，固结后形成多孔高渗通道，起到改善近井储层孔渗和力学特性的作用。

高压水射流破碎水合物沉积物研究结果表明，水合物饱和度较低和较高时，沉积物破坏模式分别类似于砂土和岩石，前者主要为冲刷破坏，后者以拉伸剪切破坏为主；射流速度越大，冲击破碎坑深度更深、直径更宽、体积更大[69]（图7-a）。在设定水合物储层条件和割缝参数下，水射流割缝井筒相对裸眼完井可提高约3倍产能[70]。此外，高渗割缝缝槽通道内气水流速高，有利于导流防砂作用，促进压降传播，效果随时间逐渐减弱，缝槽位于三相层时增产效果最为显著[71]。井周注浆柱是通过射流冲击破碎井周储层并构建多孔高渗注浆柱改造近井储层的方法[72]（图7-c）。神狐海域水合物储层井周注浆柱改造后生产模拟表明，半径为0.5 m的注浆柱可分别提升水合物分解效率157%、累计产气量110%以及平均气水比31%，提效增产效果显著；生产性能提升主要取决于注浆柱半径和高度，注浆柱孔渗参数高于阈值后的增加对产气性能提升不明显。分层劈裂注浆是劈裂注浆和泡沫砂浆相结合的方法[73]（图7-d）。劈裂注浆是注泥浆克服地层应力和抗拉强度构建劈裂裂缝；泡沫砂浆是固化后具有多孔高渗特性的砂浆。神狐海域SH2站点储层分层劈裂注浆改造后生产模拟结果表明，泡沫砂浆层可促进低压区扩张并提升产气性能，其数量、厚度和渗透率存在最优值，会影响储层物理和力学参数空间演化，在改善生产性能的同时有利于储层稳定。

图7 水合物储层近井改造图

4 水合物储层化学改造

根据水合物储藏特征，提出了甲醇吞吐、盖层改造等化学改造方法（表5）。甲醇吞吐法，即降压开采前利用甲醇吞吐促使近井区域水合物分解以改善储层渗透性的方法。数值计算表明，甲醇吞吐在提高产量方面效果良好，吞吐期间地层温度下降有助于周围地层热量流入，吞吐方案如吞吐时间比、甲醇浓度等会影响改造效果[74]。另外，针对水合物储藏盖层不成岩特点，李楠[75]提出了注二氧化碳生成水合物构造低渗盖层的改造方法（图8）。试验结果表明：①二氧化碳水合物低渗盖层可有效阻止上覆海水侵入，为后续降压操作提供封闭环境，显著提升产气效率和降低产水量；②低渗水合物盖层会经历增厚—退化—失稳3个阶段演化，可长时间维持力学稳定，实现二氧化碳封存。二氧化碳乳液对盖层的改造效果优于液态二氧化碳[76]，添加十二烷基硫酸钠可改善二氧化碳水合物盖层密封效果[77]。

表5 水合物藏化学改造方法研究表

图8 二氧化碳改造水合物藏盖层图[75]

5 讨论与展望

5.1 问题与挑战

5.1.1 现有水合物储层压裂试验研究存在一定局限性

一方面，虽然裂缝闭合后仍具有增渗效果，但Konno等[41]试验中裂缝闭合时间仅为1天，人工裂缝是否能长期保持稳定的增渗效果还需研究，而且生产过程中气水流动和地层结构演变对裂缝状态的影响也不清楚。另一方面，Sun等[49]发现含水合物泥质粉砂沉积物在围压下的压裂裂缝形态与常规裂缝存在明显差异，呈现穿孔形态（图2-c）。这种现象在Too等[44]含水合物砂质沉积物试验中也有出现（图2-b）。Ito等[39]研究发现，泥砂隔层压裂裂缝也具有一定穿孔趋势（图2-a）。这种压裂穿孔现象，可能是高压流体沿着试样不均质薄弱且渗透率相对较高的路径渗流侵蚀形成，不同于常规岩石材料的张拉断裂成缝模式，在岩石压裂试验中也较少观察到。在储层尺度下，侵蚀穿孔的增渗作用和改造范围，应与大面积人工裂缝面存在较大差距。穿孔现象的产生机理还不清楚，其与试样尺度、非均质性、地应力状态、压裂液性质是否有关联，还有待研究和揭示。

5.1.2 水合物沉积物压裂过程数值模拟研究较为匮乏

目前只构建了Abaqus程序cohesive单元压裂模型和PFC2D程序离散元压裂模型[48,51-52]。使用cohesive单元模型计算的起裂压力接近实验值，在一定程度上验证了该方法的有效性，为压裂机理分析和实际储层裂缝扩展分析提供了工具。但是，该模型需要预设裂缝扩展路径，没有考虑压裂过程中水合物分解与再形成的耦合影响，裂隙尖端设定为拉伸断裂。而且，除了物理力学参数不同外，该模型中水合物沉积物与常规岩石材料压裂设置无本质区别。这些因素使得该模型描述的水合物沉积物压裂过程与实际塑性地层情况存在差异。PFC2D水力压裂模型考虑了颗粒间的剪切破坏和张拉断裂，不需预置裂缝，更接近水合物沉积物压裂微观机制。但是该模型也没有考虑水合物分解与生成的影响，而且离散元计算负载通常巨大，储层规模的模拟对计算资源要求较高。水合物沉积物压裂模型还需在明确压裂机理的基础上进行精细和完善。

5.1.3 水合物储层压裂后生产性能评估研究方法相对单一

目前对该方向的研究几乎均使用Tough+Hydrate等工具构建储层压裂后产气模型，将裂缝简化为具有一定厚度的多孔高渗平面或者具有一定半径的环带区域，并研究分析多孔高渗平面或环带对产气过程的影响。研究中对裂缝进行了理想和简化，通过设置特定单元的孔隙度和渗透率来表征裂缝，并且未考虑裂缝在生产过程中可能产生的变化。这可能与实际情况存在差异，而且相应的试验验证和参照较少。水射流割缝、井周注浆柱和分层劈裂注浆等近井储层改造方法，目前多处于构建改造后储层产气模型并通过数值计算研究改造效果的阶段。然而，对于水合物储层改造工程应用，这些方法在注浆材料选配、注浆固化规律、注浆骨架孔渗特性、骨架通道构建工艺以及海域施工方法、难度、风险等方面的研究尚属空白，缺少相应的试验研究和验证。

5.1.4 现有水合物储层化学改造方法存在先天不足

甲醇吞吐法和二氧化碳水合物改造盖层均具有良好的改造增产潜力。但是与改造效果相比，甲醇毒性、可燃性以及成本等不利因素也需要综合考虑和评估。海域二氧化碳储运成本是限制二氧化碳水合物改造盖层方法的重要因素，并且改造后盖层的稳定性可能需要进一步评估，以避免造成二氧化碳泄露，不利于环境保护。

5.2 展望

展望未来，随着研究的不断深入和系统化，水合物储层可压性、裂缝起裂和扩展、裂缝渗流特征、裂缝演变规律等基础理论，压裂过程建模与计算、压裂储层产气模拟与评价等预测技术，风险和成本控制、方案设计和优化、现场监测与施工等生产工艺，将会不断精细和完善，形成成套水合储层压裂理论、技术和工艺。同时，针对水射流割缝、井周注浆柱和分层劈裂注浆等近井储层改造方法，在当前良好的生产性能提升研究的基础上，后续应在注浆材料选配、固化规律、固化后孔渗特性、稳定性、注浆骨架通道构建过程及操作参数影响规律、改造后储层产气特性和出砂规律、海域近井储层改造施工难度、风险以及成本评估等方面开展深入研究，并在试采工程中开展应用测试，以形成可行有效的近井储层改造技术。此外，在加强水合物储层化学改造机理研究的同时，应对安全性和经济性等方面进行重点评估。总体上，通过理论分析、数值计算、室内实验和现场试验等不断深入和系统地研究，构建以水力压裂为主、近井改造为辅、化学改造为补充的水合物储层改造理论和技术体系，有助于加快推动水合物资源开发产业化。

6 结束语

1）整体来看，当前水合物储层改造研究尚处于起始阶段，主要有水力压裂、近井改造和化学改造等3个方向。水力压裂研究资料相对丰富、研究程度相对较深较广，近井改造次之，化学改造较少。

2）水力压裂方面，验证了水合物沉积物具有可压性，揭示了水合物沉积物与岩石拉伸破坏相似的压裂机理，发现裂缝在围压作用下闭合后仍具有增渗效果并有利于二次张开，分析了地应力、压裂液对水合物沉积物压裂特性的影响；构建了压裂过程数值模型，模拟分析了水合物沉积物水力压裂裂缝起裂和扩展行为；阐释了人工裂缝改善水合物储层降压和注热效果的机制，明确了人工裂缝高渗通道对产气速率等关键生产指标的提升作用，分析了裂缝方向、渗透率、缝长、缝高、数量、间距等工艺参数的敏感性；为水合物储层压裂改造工程实际提供了理论指导。但是，压裂机理和数值模型还有待进一步精细和完善。

3）近井改造方面，揭示了高压水射流冲蚀水合物沉积物的机制和规律，通过数值模拟验证了水射流割缝、井周注浆柱、分层劈裂注浆均可有效提升生产性能，并分析了改造工艺参数对生产性能的影响。后续应在注浆材料选配、高渗骨架通道构建以及实际工程施工评估等方面，开展深入研究以验证近井改造方法的可行性和有效性。

4）化学改造方面，探索了二氧化碳水合物改造盖层和甲醇吞吐对水合物储层生产性能的提升潜力，分析了二氧化碳改造盖层实现二氧化碳埋存的可行性。然而，甲醇的毒性和可燃性以及海域二氧化碳储运成本和埋存泄露风险是明显的局限，需要进一步研究和评估。

5）针对当前面临的问题和挑战，通过后续不断深入和系统地研究，构建以水力压裂为主、近井改造为辅、化学改造为补充的水合物储层改造理论和技术体系，有助于加快推动天然气水合物资源开发产业化进程。