天然气水合物开发研究现状和发展战略分析＊

庞维新，李清平，周守为

(1.天然气水合物国家重点实验室；2.中海油研究总院有限责任公司；3.中国海洋石油集团有限公司）

1 天然气水合物资源开发的重要意义

中国是能源消费大国，近年来油气对外依存度不断攀升，天然气等清洁能源的消费占比和对外依存度也逐步提高。近十多年中国的天然气消费量普遍以10%以上的速度增长。2009年中国天然气表观消费量为895.2亿立方米，至2021年增长至3726亿立方米，仅次于美国和俄罗斯，居世界第三位。2021年中国清洁能源（包括天然气）在一次能源消费中的占比为25.5%，国内天然气产量约2051亿立方米，天然气对外依存度为44.9%。据专家预测，到2035年中国天然气需求量约为6178亿立方米，对外依存度超过50%，届时中国天然气年产量约为3025亿立方米，非常规天然气将成为未来中国天然气产量增长的主力，约占总产量的50%。因此，大力发展非常规天然气，对未来中国能源实现清洁绿色低碳转型具有十分重要的意义。

天然气水合物俗称“可燃冰”，是天然气和水在低温高压条件下形成的一种固体晶状物，主要分布于水深大于300米的海洋及陆地永久冻土带。据估算，全球天然气水合物含碳量约为已探明其他化石燃料碳储量的两倍，其中海洋天然气水合物资源量约占全球天然气水合物资源总量的97%[1-3]。最新估算结果表明，中国天然气水合物的资源量约为84.0万亿立方米，主要分布在中国南海和青海冻土带，其中南海约占总资源量的78%，冻土带占总资源量的15%，东海也发现天然气水合物存在的标识[4]。南海是中国天然气水合物资源的主要赋存地，目前已发现11个潜在目标区，是中国目前水合物开发研究的主战场。2017年天然气水合物被列为中国第173个矿种，但目前尚没有明确的矿权区域划分。

分析认为，21世纪世界油气工业可能存在“三大革命”，分别是2000年的页岩气革命、2030年的页岩油革命和2050年的水合物革命。因此，推进天然气水合物勘探开发是保障中国天然气绿色能源可持续供给的重要战略布局，对实现中国能源绿色低碳和可持续发展具有长远的现实意义和战略意义。

2 全球天然气水合物开发发展现状

2.1 世界主要国家天然气水合物发展规划

面对天然气水合物这一潜力巨大的资源，随着研究的不断深入，全世界主要国家均制定了各自的天然气水合物研究计划[5]，其中美国主要集中在陆上冻土带，中国和日本主要集中于海上。中国、日本和美国的研究计划相对领先其他国家，均计划在2030年左右进行商业化开发[6]，但目前看来，这些计划的实现均面临着较大的技术难题，尚需大力加强关键技术攻关。由于资源缺乏，日本特别重视天然气水合物的开发，制定了长期、分阶段的水合物发展计划，针对当前的研发现状和存在的问题，日本更新了2019－2027年发展路线图（见图1）[7]。作为重点攻关方向都集中在海洋的天然气水合物研究国家，日本的这一详细的研究计划对中国有很大的参考意义。

图1 日本2019－2027年天然气水合物发展路线

根据计划，中国已启动神狐和琼东南海域两个天然气水合物商业化开发先导示范区建设工程，目前已初步建立海域天然气水合物勘查技术和装备体系，实现精细目标勘探，初步锁定先导示范区内富集区和甜点。该示范区的建设可以基本形成水合物规模化商业开发所需的技术和产业体系，为保障中国可持续天然气绿色能源的安全供给提供支撑。

2.2 世界天然气水合物试采案例

经过数十年的攻关研究[8-11]，目前天然气水合物已经进入现场试采技术验证阶段，但尚未实现商业化开发。目前全世界已经在6个地点进行了12次天然气水合物试采试验，其中国外7次，中国5次，陆上6次，海上6次，见表1所示[12-24]。

从表1可以看出，在这些试采试验中，美国和加拿大都是先后在相对较易操作的陆上冻土带进行天然气水合物试采试验，试采的天然气总产能和日均产能均很低，但呈现逐步升高的趋势，从2002年的日均产气94立方米升高到2008年的日均产气2000多立方米，在2012年进行了CO2置换开发天然气水合物的试验，对后期的技术发展具有很重要的启迪意义。现在看来，这些早期的探索性试采技术水平已相对落后，但这些试采试验也发现了一些室内研究无法发现的问题。例如，发现实际产能远低于预期、出砂问题等，为后期的研究指明了方向，具有很重要的意义。

表1 国内外天然气水合物现场试采对比

日本由于资源缺乏，对天然气水合物开发的研究态度十分积极，前期参与了加拿大马更歇冻土带的水合物试采试验，积累了一定的作业经验。2013年，日本在其南海海槽成功实施了国际上第一次海域天然气水合物试采试验。试采结果表明，6天生产天然气12万立方米，因严重出砂终止试验（见图2）。此后，日本针对防砂技术进行了数年重点公关，研发了两套防砂技术，于2017年5月采用第一套防砂技术进行了第二次海上试开采，12天生产天然气3.5万立方米，日产气约3000立方米，再一次因严重出砂终止。2017年7月，日本利用研发的第二套防砂技术即安装有井底预膨胀的GeoFORM防砂系统进行了第三次试采，24天生产天然气20万立方米，日产气约8333立方米，达到了预期的试验目标。

图2 2013年日本海域水合物试采监测曲线

2.3 中国天然气水合物试采案例

中国的天然气水合物研究和试采均起步较晚，2011年，中国首次在青海木里冻土地带进行了天然气水合物试采，在101小时的试采时间内累计产气95立方米。后经过数年的攻关研究，2017年5月，中国地质调查局在中国南海神狐海域采用降压法实施了海洋天然气水合物试采。据公开报道数据分析，在为期60天的试采过程中最终共产气30万立方米，日均产气5000立方米，随着试采时间的增长，平均产气量逐渐降低，其不同时间的产气统计结果见图3。2017年5月，中国海油采用自主研制的全套装备和技术，在全球首次成功实施海洋非成岩天然气水合物固态流化试采，共产气101立方米，初步验证了该技术的可行性，为海洋深水浅层天然气水合物的开发提供了一个新思路。2020年，中国地质调查局在南海神狐海域又一次采用降压法，通过水平井进行了海洋天然气水合物试采，在为期30天的试采时间内，产气总量为86.14万立方米，日均产气量为2.87万立方米，创造了天然气水合物试采“产气总量、日均产气量”两项世界纪录。这也是世界首次在海上采用水平井进行天然气水合物试采，初步验证了深水浅层水平井开发天然气水合物的可行性，为后期的研究提供了支撑。

图3 中国2017年试采日均产气量变化

2.4 天然气水合物试采结果分析和对比

上述天然气水合物试开采结果表明，天然气水合物藏开采在技术上是可行的，但距离产业化规模生产还有很大距离。表2为国内外海洋天然气水合物试采结果对比，可以看出，目前试采最长时间进行了60天，最大的单井产量为35000立方米/日，但仅维持了一日，试采最大的日均产气量为28700立方米，水合物开发成本距离商业开发的经济门槛还有很大距离。而且，从全球天然气水合物资源宏观分布看，储量较大的海底浅层的弱胶结型天然气水合物开发利用技术没有实质性进展。因此，如何完善开采技术，减少开采成本，是今后研究天然气水合物开发的重点目标。

表2 水合物试采代表性结果

3 天然气水合物开发面临的问题和挑战

天然气水合物规模和产业化开发是极为复杂的系统工程，面临砂质水合物发育有限、资源品质低、成藏机制和开采理论仍不成熟等问题，规模开发所面临的装备安全、控制安全和环境安全技术尚未根本突破，技术经济可采性有待系统、深入、长期的攻关[25]。如何在保证安全的前提下，大规模、安全、经济地开发利用天然气水合物资源，是目前制约天然气水合物产业化的最大挑战[26]。总结目前的试采案例，分析认为目前天然气水合物开发面临的主要问题和挑战如下。

3.1 天然气水合物成藏机理及相关理论尚不完善，海域资源调查工作不均衡

目前，国际上天然气水合物成藏动力学及相关理论尚不完善，沉积物中气体的运移方式和富集机制亦需进一步研究，对于水合物成矿区块资源评价、资源分类、储量计算等目前尚缺乏统一的规范和标准。

中国尚未建立天然气水合物成藏机制和资源评价方法，还没有掌握资源家底，未锁定富集区。中国南海北部陆坡水合物发育区的面积约为31万平方千米，目前仅在东沙、神狐和琼东南等海域小范围开展调查；东海陆坡水合物有利发育区面积约为8.6万平方千米，目前仅在中部和北部陆坡开展资源普查；南海南部和西部水合物有利发育区面积达45万平方千米，尚未开展实质性调查工作，亟待加强这些地区的水合物资源勘查研究工作，维护中国海洋资源权益。目前中国海域尚未找到丰度高、资源品质好的砂质水合物矿区。此外，中国管辖外国际海域，例如南极和北极、西南太平洋海域等，仅限于资料收集，未开展实质性勘查工作。

3.2 尚需探索天然气水合物稳定试采和规模开发的技术

天然气水合物储层与常规油气资源存在的本质差别在于，天然气水合物储存在深水沉积层或冻土岩层中，特别是目前中国已发现的海洋水合物基本都存在埋深浅、压力窗口窄、为泥质粉砂类水合物等特征，潜在目标区大多没有完整的圈闭构造和致密盖层，传统的油气渗流理论无法提供水合物开发技术研究所需要的理论支持。

中国已获取的水合物样品主要分布在南海北部陆坡区埋深几米到300米左右的泥岩或弱胶结的岩石中，水合物本身就是岩石骨骼结构的重要组成部分，在水合物开采过程中，其原有的固态结构将溃散。天然气水合物分解过程是集解析、相变、传热、渗流和多相流为一体的复杂耦合过程，目前采用的降压、注热、注剂、CO2置换等试采方法大多还是借鉴常规油气开发技术。这些常规油气开发技术无法完全移植到水合物开发利用上。因此，虽然中国的试采已实现“产气总量、日均产气量”两项世界纪录，但存在单井日产量过低，生产不能持续等关键问题。整体上，无论国内国际，天然气水合物实现稳定试采、规模开发和产业化的技术和装备尚未根本突破。

3.3 天然气水合物稳定规模开发存在的潜在环境风险评价体系欠缺

一方面，目前的天然气水合物试采方法存在单井产量低和不能持续生产等问题，例如日本的三次海上试采因为砂堵而中断；另一方面，天然气水合物本身即为储层骨架，试采时间有限（最长2月），只能证明试采所用的技术可以从天然气水合物储层中获得天然气，而长期大量天然气水合物开发可能带来的设备安全、人员安全和地质塌陷等环境风险并没有很好的解决方案，目前制约天然气水合物产业化的三大瓶颈——装备安全、生产安全和环境安全，国内外都尚未根本突破。

3.4 海域天然气水合物勘查、规模开发的核心装备需尽快突破

水合物资源勘查开发是一项高新技术密集的庞大系统工程。在各项科研计划的资助下，中国自主研制的部分关键技术和装备，例如遥控无人潜水器调查、海底地震仪调查、可控源电磁技术、保压取芯、试采工艺等在南海北部进行了初步应用，但精度、效率、实用性有待进一步提高和验证，功能有待扩展，尚不能达到产业化和推广应用的要求。同时，中国水合物降压试采所使用的井下举升系统、水下测试树等均依赖国外技术；固态流化试采尚无可规模开发的工艺技术及配套装备，需要进一步开展研制工作。

3.5 天然气水合物开发成本过高

目前，针对冻土区和海洋天然气水合物短期生产测试所得的最大单井日产量为3.5万立方米/日，最大日均产气量为2.87万立方米/日。参考海洋常规油气开发经验，初步判断，若想在海上实现规模化经济开发，至少需要达到单井日产20万立方米气体以上。由此可见，国内外水合物开发成本都距离商业开发的经济门槛还有很大距离。

4 中国天然气水合物技术发展展望与战略建议

4.1 中国的天然气水合物研究的潜在优势与短板

对比上述试采案例，中国的天然气水合物开发技术整体上处于领先水平，主要表现在：1）海域天然气水合物试采技术和工艺领先。中国已分别在陆上和海洋开展了5次天然气水合物现场试采实验，试采成果处于国际先进水平，在现场作业技术方面积累了一定的经验。国际首次探索实施的深水浅层水平井开发天然气水合物和试采过程中发现的一些问题也为后期的研究提供了指导。2）建立了系统的水合物开发模拟分析技术和实验体系。中国海上天然气水合物试采成果的获得，受益于中国已经建立的世界先进的天然气水合物基础物性和开采模拟室内研究系统。在近十多年，中国加大了天然气水合物开发研究的投入，进行了持续不断的理论攻关研究，取得了显著成效，在水合物研究领域，无论是论文发表还是专利申报数量，都处于国际领先地位。

虽然中国的天然气水合物研究水平整体处于领先地位，但相比国外也存在一定的短板，需要进一步提高，主要表现为以下几个方面。

1）水合物勘探技术和核心采集装备国产化程度有待提高。目前国外高分辨地震采集与探测技术和装备已被广泛应用于水合物的调查和矿体评价，并逐步形成了一套相对成熟的地质、地球物理、地球化学综合调查技术体系，此外，电磁勘探在海域浅层水合物勘探及层位识别方面也取得重大突破。目前国外无论是陆上还是海上均已发现砂岩型水合物，而中国在这些方面均有所欠缺，尚未发现具有试采价值的砂岩型或裂隙型天然气水合物藏。

2）取样工具稳定性、在线集成测试系统等有待突破。经过多年研究，中国已实现了自主取样装备的国产化突破，但在取样工具稳定性、在线集成测试系统等方面尚有一定差距，有待着力突破。例如美国和日本的取心长度已达6米和3米，样品直径在60毫米以上，目前中国取样长度基本为1米，样品直径在46毫米左右，缺少大直径和高长度的取样设备，且取样成功率也相对偏低。样品带压切割转移的可靠性和稳定性也需进一步加强。工程地质钻孔原位测试作业水深国外已经达到3000米，中国尚不到2000米水深。

3）水合物试采水下和井下关键装备主要依赖国外。虽然中国的水合物试采技术和工艺水平与国际基本处于并跑阶段，但试采所需的水下装备特别是水下测试树、井下电潜泵－分离器、电加热等关键装备几乎全部依靠国外，急需突破并针对水合物试采特点进行小型化改进，以进一步降低水合物试采成本。

4）水合物风险评价技术急需突破。深水浅层沉积物中天然气水合物分解可能导致的海底滑坡、海上结构物不稳定、环境影响等方面的研究，目前在国外更受重视，并进行了长期研究，技术成熟度更高。中国在天然气水合物分解过程中储层温度、压力、剪切力、水合物－气－水饱和度、组份浓度和孔渗特性等多参数在水合物分解全时段、全空间的动态耦合演变机制研究方面尚处于起步阶段。

4.2 中国天然气水合物技术发展展望

基于中国天然气水合物开发技术发展现状，为了支撑先导示范区的建设，尽快实现天然气水合物的商业化开发，对中国的天然气水合物核心技术和装备发展方向提出以下六大建议。通过攻克这些技术，建立多类型天然气水合物勘查技术体系、试开采到产业化技术体系、经济技术评价体系和环境保护体系，逐步推进天然气水合物和常规油气一体化勘探开发进程，早日实现天然气水合物的商业化开发。

1）加大砂岩类高品质天然气水合物勘探。开展以地球物理为主结合重磁等综合探测技术研发，探寻天然气水合物－常规油气同盆共生成藏地质背景，力争发现高品质天然气水合物藏，这是实现天然气水合物商业化开发的基础。

2）天然气水合物、浅层气和深部气多气合采技术。依托海上常规油气开发设施进行天然气水合物开发是降低其成本的有效途径，重点攻克多气合采过程中的相互作用机制和产能控制技术，推进常规和非常规全层系天然气综合勘探立体开发，可为海洋天然气水合物的商业化开发提供新的技术路径。

3）CO2封存－置换开发天然气水合物一体化技术。研究CO2在沉积层内的溶解、扩散、迁移规律，攻克CO2水合物规模化形成技术，明确其稳定性，在开发天然气水合物的同时，拓展具有海洋工业特点的CO2地质封存技术研究方向，服务于国家碳达峰碳中和目标。

4）天然气水合物开发基础理论研究。虽然已经进行了多次试采，但目前的试采结果均离商业化开发的门槛还很远，其中一个重要原因是水合物开发的基础理论尚未获得根本突破，对试采过程中的储层变化规律、出砂影响和控制技术等尚未攻克，尚需进一步开展基础研究。

5）开展水合物试采关键装备研制。水合物试采所使用的绝大部分设备与常规油气相同，少部分设备具有水合物自身和本阶段的特殊性，需要单独研发。例如顶流立式采油树、可搬迁紧凑型管汇等，具有尺寸小、重量轻、安装方便等特征，可降低成本，适用于水合物试采。

6）安全监测和环境风险评价技术。与常规油气不同，天然气水合物本身就是储层构造的一部分，开采过程中随着水合物的分解，储层会发生结构变形，目前进行试采的时间较短，数以年计的长期开发对地层结构的影响及其带来的风险尚不明确。大多数水合物没有封闭盖层，开发过程中水合物是否会不可控地无序分解，造成环境风险和装备风险，尚不明确。

针对上述技术发展方向，结合目前的研究进展，对天然气水合物开发关键技术突破的时间节点预测如下。

1）2023年：基本突破海域天然气水合物电磁等综合探测技术和装备、海底原位钻探取样测试装备、样品带压转移、样品在线测试装备、降压和固态流化试采井下监测技术和设备井下机具、深海浅层天然气水合物井下流化和分离回填关键工具。

2）2025年：海域天然气水合物多气源成藏机理和目标评价技术、海域浅层泥质粉砂天然气水合物储层水平井技术、控压钻井等技术和机具、稳定试采的工艺将实现重大突破；天然气水合物试采船基本建成应用。

3）2030年：海域天然气水合物与浅层气合采工艺、安全监控技术、海上天然气水合物规模开采装备、天然气水合物试采水下装备等取得重大突破；开采船及水下生产系统等关键设备实现产业化，建立海域天然气水合物绿色开发装备标准体系，满足天然气水合物规模化开发需求。

4）2035年：各项技术、装备不断完善，实现远景资源量到可采资源、稳定试采到规模开发先导试验的重大跨越，形成支撑10亿立方米/年天然气产量的技术和配套装备能力。

5）2050年：建立规模开发所需要的技术、装备支撑，实现规模开发示范，成为中国天然气资源量的主要增长点。

4.3 天然气水合物发展战略建议

从试采案例结果可以看出，目前已实施的天然气水合物试采普遍存在试采不能持续、日产量低、安全问题尚不明确等难题，为了进一步降低水合物开发成本，早日实现天然气水合物的商业化开发，除上述技术发展建议外，提出如下发展战略。

4.3.1 海陆并举发展天然气水合物事业

除现在重点研究的海洋天然气水合物开发外，亦可加大陆上天然气水合物开发研究力度，对比致密气和煤层气开发可知，中国致密气的单井平均日产能约为6800立方米/日，煤层气的单井平均日产能约为1000立方米/日，而水合物目前海上试采日均产能可达28700立方米/日，且致密气和煤层气埋藏深度远深于水合物，钻井成本比水合物高。初步判断，水合物陆上开发可能是突破商业化开发的一个重要方向。

4.3.2 加强国际合作

结合中国天然气水合物技术发展现状、产业化研判和国外技术发展水平，建议在高精度综合勘查、可持续水合物开采工艺、风险评价和控制等技术研究方面，采用联合研究的方式与欧洲国家、日本等国开展联合攻关。在关键装备研制方面采用参与的策略，与国际重要石油装备制造公司联合攻关，以尽快服务于天然气水合物的开发。