海域天然氣水合物開采增產理論與技術體系展望

吳能友 李彥龍 萬義釗 孫建業 黃 麗 毛佩筱

1.自然資源部天然氣水合物重點實驗室·中國地質調查局青島海洋地質研究所 2.青島海洋科學與技術試點國家實驗室海洋礦產資源評價與探測技術功能實驗室

0 引言

1810年，英國學者Davy首次在實驗室命名了氣體水合物，截至21世紀初，先后發現了40多種氣體分子（分子直徑介于0.4～0.9 nm）能夠形成氣體水合物[1-2]。1934年，Hammerschmidt等[3]在天然氣輸送管道中發現了甲烷水合物堵塞，由此拉開了天然氣水合物研究的序幕[4]。特別是Makogon等1965年報道了天然氣水合物在永久凍土帶和深海環境中大量存在以后，掀起了全球天然氣水合物研究的熱潮。國際天然氣水合物研究隊伍從化工界擴展到地質界，研究目標由原來的工業災害防治轉變為非常規能源找礦甚至直指商業開采應用。盡管關于天然氣水合物在環境氣候[5-9]、海底災害方面[10-12]的討論和爭議從未間斷，但在全球能源轉型的大背景下，天然氣水合物作為一種非常規戰略能源已成為國際共識。

縱觀世界各國及相關組織的天然氣水合物勘探開發計劃發展歷程，大致可以將其歸納為3個階段。第一階段（1965年—20世紀80年代）的主要目標是證實天然氣水合物在自然界中的存在，美國布萊克海臺、加拿大麥肯齊三角洲的天然氣水合物就是在這一時期被發現的。第一階段的研究認為，全球天然氣水合物蘊含的甲烷總量在1×1017～1×1018m3（標準狀況下，即溫度為0 ℃、壓強為101.325 kPa）量級[13]。這一驚人的數據，好似給全球天然氣水合物能源調查研究注入了一針“強心劑”。隨后開展了以圈定分布范圍、評估資源潛力、確定有利區和預測資源遠景為主要目的[14]的水合物調查高潮（即第二階段，20世紀80年代—2002年）。隨著該階段調查程度的深入和資源量評估技術的進步，全球天然氣水合物所含的天然氣資源量預測結果被降低至1×1014～ 1×1015m3量級[15-16]。2002 年，由加拿大主導的在Mallik 5L-38井進行儲層降壓和加熱分解測試，證明天然氣水合物儲層具有一定的可流動性，單純依靠熱激發很難實現天然氣水合物的高效生產[17]。由此，天然氣水合物高效開采方法的研究便成了熱點，國際天然氣水合物研發態勢從勘查階段轉入勘查試采一體化階段（即第三階段，2002年至今）。目前，中國、美國、日本、印度和韓國是天然氣水合物勘查與試采領域最為活躍的國家[18]。

天然氣水合物處于化石能源金字塔的中下部，儲量巨大，但其資源品位差、聚集程度弱，現有技術條件下的資源經濟可采性差[19-20]。近年來，國內外在天然氣水合物開采方法與技術室內實驗模擬、數值模擬、現場試采等方面都取得了重要的進展。基于對天然氣水合物儲層孔滲特征、技術可采難度的認識，國際主流觀點普遍認為賦存在砂層沉積物中的天然氣水合物應該是試采的優選目標[19]。因此，日本2013年、2017年先后兩度海域天然氣水合物試采也都將試采站位鎖定在海底砂質沉積物中[21-22]。前期印度、韓國的天然氣水合物鉆探航次也將尋找砂層型天然氣水合物作為重點目標，從而為后續的試采提供可選站位。我國在早期天然氣水合物鉆探航次和室內研究中，也大多瞄準賦存于砂層沉積物中的天然氣水合物。

然而，全球天然氣水合物總量的90%以上都賦存于海底黏土質粉砂或淤泥質沉積物中[16,23]。2017年，我國在南海北部陸坡開展的泥質粉砂型天然氣水合物試采獲得成功，證明賦存于海底黏土質粉砂中的沉積物也具備技術可采性[24]，從而扭轉了國際天然氣水合物研究界的常規認識。這是我國天然氣水合物能源研究從跟跑到領跑的重要標志。然而，無論是我國首次海域天然氣水合物試采，還是國外歷次天然氣水合物試采，均處于科學實驗階段，離產業化開采還有很多關鍵技術問題需要解決。2020年我國采用水平井成功實現了第二輪天然氣水合物試采，今年2月17日—3月18日期間累計產氣 86.14×104m3[25]。這一方面進一步證實了泥質粉砂天然氣水合物的開采可行性，另一方面也充分說明了水平井等新技術的應用對于提高天然氣水合物的產能至關重要。

在國家戰略的刺激和引導下，近年來國內天然氣水合物研究隊伍規模不斷擴大，不同的團隊針對天然氣水合物“提產降本”做了大量的實驗模擬和數值模擬。研究隊伍的快速擴充極大地促進了天然氣水合物開發技術的發展，但同時也面臨著研究片段化、缺乏學科統領等瓶頸。從學科體系的角度對不同的研究成果進行整合，是促進天然氣水合物開發技術發展的必然需求。為此，本文從提高天然氣水合物產能的角度，重點探討天然氣水合物增產學科建設的發展方向，進而提出對天然氣水合物增產技術、增產理論、主要實現途徑等的思考與建議，以期為天然氣水合物開發技術研究的進步提供參考。

1 天然氣水合物開發面臨的產能困局

實現天然氣水合物試采的基本原理是：通過一定的物理化學手段促使原地狀態的天然氣水合物分解為氣—水兩相，然后應用類似于油氣開采的手段將天然氣產出到地面。目前國際上普遍認可的天然氣水合物開采方法主要有降壓法、注熱法、二氧化碳置換法及上述單一方法的聯合應用[26-27]。除了現場試采以外，國內外學者還基于室內數值模擬、實驗模擬開展了大量的針對天然氣水合物開采方法評價方面的研究工作，由此暴露出現有的開采技術中所存在的一些問題。比如，降壓法在開采海域天然氣水合物過程中面臨著地層失穩[28]、大面積出砂[29-32]等潛在工程地質風險，也有可能造成地層物質、能量的雙重虧空；二氧化碳置換法雖然能在一定程度上解決天然氣水合物產出所造成的物質虧空[33-34]，但生產效率低則是該方法的最大缺陷，同時還存在著產出氣體分離難題的困擾；向儲層中注熱水的方法雖然能夠補充地層能量并在很大程度上緩解工程地質風險的發生，但是受能量傳遞及熱效率的影響，注熱法在深遠海天然氣水合物開采中作為主要方法的前景不容樂觀[35]，當然其作為一種輔助增產提效措施的作用仍然不可忽視，后文將詳細表述。

在眾多天然氣水合物勘探開發國家計劃的支持下，迄今已在加拿大北部麥肯齊三角洲外緣的Mallik（2002年、2007—2008年）[36-37]、阿拉斯加北部陸坡的Ig?nik Sikumi（2012年）[38]、中國祁連山木里盆地（2011年、2016年）[39]3個陸地凍土區，以及日本東南沿海的Nankai海槽（2013年、2017年）[21-22]、中國南海神狐海域（2017年、2020年）[24-25]兩個海域成功實施了9次試采。特別是2013年由日本主導實施的全球首次海域天然氣水合物試采，盡管因為出砂和天氣的原因被迫終止[21]，但仍然極大地鼓舞了國際天然氣水合物研究者。2017年，日本在同一地點進行了第二次天然氣水合物生產測試，目的是評估其2013年試采中遇到的防砂完井問題，并嘗試驗證長期高產試采的可行性[22]。同期，中國在南海神狐海域完成了海域天然氣水合物生產測試，首次在泥質粉砂型儲層中取得了天然氣水合物試采成功[24]。

我國目前已將天然氣水合物產業化開采作為階段科研攻關目標。天然氣水合物能否滿足產業化標準，一方面取決于天然氣價格，另一方面則取決于產能。本文僅從技術層面來考慮提高天然氣水合物產能的技術方案，采用固定產能作為天然氣水合物產業化的門檻產能標準。天然氣水合物產業化開采產能門檻值應該不是一個固定不變的數值，隨著低成本開發技術的發展，該數值將有可能降低[40]。國內外研究文獻普遍采用的凍土區天然氣水合物產業化開采的產能門檻值是3.0×105m3/d[41-44]；對于海域天然氣水合物儲層而言，部分學者則以5.0×106m3/d為標準[45-46]——需要說明的是，雖然文獻顯示該門檻值的出處為本文參考文獻[4]，但源文獻的日產氣量的門檻值應為5.0×105m3，而非5.0×106m3。因此，上述產業化門檻產能標準數據的準確性仍有待于進一步考證，但在沒有考慮天然氣價格、目前沒有確切行業標準的情況下，采用上述產能數據來衡量目前試采所處的技術水平，刪繁就簡、直觀可行，也有其優勢所在。

圖1對比了當前已有的天然氣水合物試采日均產能結果與商業開采門檻產能之間的關系。由圖1可知，當前陸域天然氣水合物試采最高日均產能約為產業化開采日均產能門檻值的1/138，海域天然氣水合物試采最高日均產能約為產業化開采日均產能門檻的1/17。目前天然氣水合物開采產能距離產業化開采產能門檻仍然有2～3個數量級的差距，海洋天然氣水合物試采日均產能普遍高于陸地永久凍土帶試采日均產能1～2個數量級。

圖1 已有的天然氣水合物試采日均產能與產業化門檻產能之間的關系圖

2 天然氣水合物開采增產方法

綜合現場試采、數值模擬、實驗模擬的研究結果，目前普遍認為，降壓法及基于降壓法的改良方案可能是實現海域天然氣水合物產業化試采的最佳途徑[48]，而其他方法則主要作為降壓法的輔助增產措施或產氣穩定措施使用[49-50]。已有的天然氣水合物試采主要以垂直井為主，因此下文討論的增產技術方案和基本原理都是以垂直井降壓法為參考基準而展開的。另外，天然氣水合物開采方法及增產技術在不同類型的天然氣水合物儲層中的適應性也不盡相同。因此首先要對儲層類型進行準確地劃分，方能使天然氣水合物增產方法研究有的放矢。

從天然氣水合物開采模擬的角度，為方便數值建模分析，Moridis等[51]將天然氣水合物藏分為4種基本類型：①由上層天然氣水合物子層與下部游離氣子層共同構成的Ⅰ類天然氣水合物藏；②由上部天然氣水合物子層與下部游離水層構成的Ⅱ類天然氣水合物藏；③不存在下伏氣/水子層的單一天然氣水合物儲層（Ⅲ類儲層）；④彌散分布于海洋沉積物中的低飽和度天然氣水合物儲層（Ⅳ類儲層）。以下在探討具體的天然氣水合物增產方法時，所指的儲層類型便以此為參考。

2.1 復雜結構井增產

近年來，國內外學者基于室內實驗和數值模擬，開展了大量的天然氣水合物開采模擬研究，其中大部分研究都集中在垂直井和水平井。由于垂直井技術門檻和作業成本均較低，因此很可能是當前及未來相當長一段時間進行天然氣水合物試采的主力井身結構。在垂直井開采條件下，選擇恰當的降壓方案[52]、井身結構[53]或井眼擴孔[54]都能在一定程度上輔助產能的提升，但不足以有量級的突破。因此，從短期現場試采和長期數值模擬的結果來看，單一垂直井降壓法很難滿足天然氣水合物產業化開采的需求[47]。以定向井（尤其是水平井）和多分支井為代表的復雜結構井在未來天然氣水合物產業化進程中將具有不可替代的作用。

目前水平井開采天然氣水合物的適應性評價主要限于室內模擬。2020年我國在南海開展的第二次天然氣水合物試采，是目前國際上唯一采用水平井成功實現海域天然氣水合物試采的現場應用案例[25]。水平井應用于天然氣水合物開采模擬的最早文獻見于Moridis等[55]，該文作者對比了水平井和垂直井在不同類型儲層中的產能情況，認為在Ⅰ類儲層中，無論是水平井還是垂直井，天然氣水合物分解陣面都會沿水合物層—游離氣層界面向前推進。基于此，該文作者認為水平井在Ⅰ類儲層中促進天然氣水合物分解的效果有限，而在Ⅱ類和Ⅲ類儲層則增產效果顯著，但增產見效期與水平井布設位置緊密相關。此后，大量實驗研究和數值模擬都顯示出水平井的增產優勢。如Chong等[56-57]基于小尺度實驗證明，水平井有助于提高連續產氣周期和氣體采收率（5.5%～10.0%）；Feng等[42]基于日本Nankai海槽AT1試采站位對比垂直井和水平井的開采產能，發現水平井能夠將砂質儲層中的天然氣水合物產能提高一個量級（10倍）。

水平井能夠大幅度提高天然氣水合物的產能，主要歸因于其廣域面效應，即：水平井增大了井筒與天然氣水合物儲層的接觸面積，擴大了天然氣水合物分解陣面，使得同一時刻參與分解的天然氣水合物量成倍的增加。進一步的研究表明，在水平井和垂直井與儲層接觸面相近的條件下，水平井開采后期儲層溫度回升速率大于垂直井開采條件[58-59]。這意味著水平井能夠顯著提升天然氣水合物儲層的傳熱效率，在一定程度上加快其分解速率[60]。盡管水平井較垂直井更有利于天然氣水合物開采，但單純依靠降壓法結合水平井的方式仍然不足以滿足產業化開采的需求。據Feng等[42]的模擬結果，在水平井穿越儲層長度628 m，垂直井穿越儲層長度 12 m的條件下，水平井360天的日均產能比垂直井提高了一個量級（10倍），但實際上其水平井與垂直井穿越儲層長度比卻接近于30倍。可見水平井穿越儲層長度越長，天然氣水合物產能一定越大，但其增產倍數與穿越長度倍數則不成比例。因此，利用水平井進行開采時，需考慮井型變化及產量變化的復雜性，必然存在著一個最優水平井長度，以達到米增產倍數的最大值。

盡管針對不同的地質條件、采用不同模擬手段獲得的水平井增產效果模擬結果差異較大，并且針對具體儲層的水平井參數優化需要考慮的因素也還沒有定論，但可以肯定的是：水平井一定能夠在一定程度上擴大天然氣水合物分解的面積，水平段長度越長，分解陣面越大。但是受成本、技術難度的限制，超長井段水平井在天然氣水合物儲層中的應用仍然受限[61]。如何在短期內快速見效并緩解工程地質風險，是天然氣水合物復雜結構井應用的關鍵。為此，中國地質調查局青島海洋地質研究所（以下簡稱青島海洋地質所）提出了大尺寸主井眼多分支孔有限控砂天然氣水合物開采技術（專利號：ZL201611024784.7；JP2018-528718）。其基本思路是：首先穿透天然氣水合物儲層形成一口大直徑主井眼垂直井或水平井；然后通過在主井眼周圍形成若干與主井眼呈一定夾角、定向分布的分支孔，分支孔內按照“防粗疏細”的基本原則填充礫石形成高滲充填通道[29]，以達到提高泥質粉砂天然氣水合物儲層產氣能力、降低工程地質風險的雙重目的。大尺寸主井眼與多分支孔配合關系模式示意圖如圖2所示。為了驗證大尺寸主井眼多分支孔這一“單井叢式井”的增產效果，以“垂直主井眼∠兩分支孔”井型為例，基于我國南海神狐海域W19站位的地質參數開展的初步模擬結果顯示，主井眼配套2口深度約為60 m的傾斜孔，能夠在緩解儲層出水的同時使天然氣產能翻倍[62]。

圖2 大尺寸主井眼與多分支孔配合關系模式示意圖[62]

可以預見，在儲層控制邊界足夠大的情況下，多分支孔開采技術能夠在開采初期快速見效；但對于長期開采而言，當天然氣水合物分解范圍超過分支孔控制邊界后，多分支孔的增產效果將大打折扣。因此，“主井眼多分支孔”向多分支井開采的轉化將會是必然選擇。特別是對于縱向非均質性明顯的儲層，多分支井在開采中后期具有明顯的增產優勢[63]。

從工程施工難度的角度來看，復雜結構井在天然氣水合物儲層中施工對現有的建井工藝也提出了苛刻的要求：天然氣水合物儲層埋深淺，要求復雜結構井造斜率大；儲層疏松未成巖，造斜困難，井眼軌跡控制難度大，井壁穩定性差、易漏、易塌；儲層鉆井液密度窗口窄，長井段復雜結構井鉆井風險增大。因此，復雜結構井的選擇需要從擴大分解陣面、改善地層滲流條件、降低施工難度和成本等方面加以綜合考慮。

2.2 井網協同效應增產

Yu等[46]對比了日本Nankai海槽儲層在單一直井和雙直井降壓開采條件下的天然氣產能情況，結果表明采用雙直井（井間距為100 m）能夠將15年生產周期內的天然氣日均產能從0.95×104m3增加到7.9×104m3。Yu等[45]進一步分析了雙水平井的增產效果，結果表明無論兩口水平井的空間相對位置如何，雙水平井的產能都遠大于單一水平井的產能。這一結論也曾被Moridis等[64]證實。同時，在雙水平井井距一定的情況下，雙水平井同一深度水平布局或在縱向剖面內平行布局，在相同開采條件下的平均米采指數、綜合氣水比都存在著差異。雙水平井在縱向剖面內平行布局時的增產效果最佳[45]。這可能與水平井上下布局導致儲層中氣/水重力分異作用明顯有關[43]。上述結論均顯示出，雙井協同效應在天然氣水合物增產方面所具有巨大的潛力。雖然直井雙井聯采、水平井雙井聯采不屬于嚴格意義上的“井網”，但雙井聯采模式對于多井井網協同效應開采具有非常重要的啟示：①多井聯采一定能夠大幅度提升天然氣水合物的產能； ②不同的井網布局參數對增產效果有著重要的影響[65]。因此在討論多井聯采增產效果時，必須考慮井網參數的影響。

為了充分發揮多井協同效應，并在短期內快速達到產業化開采產能目標，日本天然氣水合物聯盟MH21提出了多井簇群井開采方案[66]。其基本思路是：基于同一個鉆井平臺，利用井簇形式將整個儲層進行分片區控制，每組井簇包含一定數量的垂直井井眼并控制一定的儲層范圍，多井同步降壓，如圖3所示。此時，每個井簇中的井數、井間距及井簇之間的距離是決定天然氣水合物開采效率的關鍵。Deepak等[40]認為6井簇、每簇20口井同步降壓開采可實現印度Krishna-Godavari盆地天然氣水合物產業化開采的需求，但最新模擬結果則顯示40口井協同降壓即可滿足產業化需求[67]。Yu等[68]認為，各井簇內布設兩口開采井的增產效果最佳；當井簇中井眼數為3或4時，部分天然氣水合物分解產生的游離氣會在井簇中央位置聚集，導致儲層出現產氣“盲區”，進而影響產能。目前，天然氣水合物多井簇群井開采方案仍處于概念模型階段，井簇之間的最優匹配關系、可避免“盲區”效應的井簇內最佳井網布設、長期開采時各井簇之間存在的影響等均需深入研究，需結合實際儲層特征進行匹配性分析。

圖3 多井簇群井開采天然氣水合物概念圖

除了上述多井協同降壓開采，研究人員還提出利用多井模式將降壓與注熱或置換相結合來實現天然氣水合物增產。如Loh等[69]證明在雙直井“一注一采”開采條件下，增大生產井壓差比、提高注熱井溫度對天然氣水合物產能的影響顯著。Wang等[70]基于降壓聯合注熱開采法，分析了不同井網布設對開采效率的影響，結果表明：在井間距較小的情況下五點法垂直井井網的增產效果為最好。Li等[71-72]的實驗和數值模擬結果顯示，雙水平井結合注熱的“上注下采”模式能夠使天然氣水合物產能維持在產業化標準以上，類似的結論在Yu等[45]的工作中也有所提及。

因此，針對實際天然氣水合物儲層，應優化多井簇群井開采方法，發展多井型井網開發模式，在增大網絡化降壓通道的同時輔以適當的加熱和儲層改造，通過建立海底井工廠實現天然氣水合物資源的高效、安全開發利用。此外，針對存在深層油氣的淺層天然氣水合物儲層，可形成深層油氣—淺層天然氣水合物一體化開發技術。但需注意的是，在大力發展海底井工廠等集成作業模式、提高生產效率的同時，還必須要兼顧環境友好及經濟性。

2.3 降壓輔助熱激發增產

針對單純降壓法開采天然氣水合物面臨的儲層水合物二次生成及儲層失穩等問題，近年來國內外開展了大量的基于降壓法輔助熱激發法相關的研究，也催生了許多新的天然氣水合物開采方法。Nair等[73-74]從不同角度驗證了不同降壓模式、降壓加熱聯合模式下天然氣水合物產能的變化情況，結果表明無論降壓方案如何優化，其開采效率都不如在降壓過程中輔助加熱所取得的效果。Yang等[41]指出，泥質粉砂型Ⅱ類天然氣水合物儲層在長井段水平井（1 500 m）、大幅度降壓（0.2p0～ 0.1p0，p0表示原始地層壓力）、輔助加熱（42 ℃）開采模式下，能夠達到產業化開采產能門檻值。Yu等[45]以雙水平井（水平段長度 1 000 m、井間距 90 m）“下注上采”模擬日本Nankai海槽天然氣水合物產氣情況，證明在注熱溫度40 ℃、注熱速率2 kg/（s·m）的條件下，該地區年均天然氣日產能可高達86.4×104m3（綜合氣水比為10.8），遠高于純降壓雙水平井開采模式（年均天然氣日產能為 13.76×104m3，綜合氣水比為 7.6）。

因此，降壓輔助熱激發開采方法能夠在一定程度上提高天然氣水合物產能和綜合氣水比[44]。但由于天然氣水合物儲層的傳熱條件差，單純提高熱源溫度或加大熱量的注入對提高天然氣水合物的分解效率效果均甚微[75-76]，而儲層的熱導率是很難改變的，只能通過提高熱對流的效率來改善傳熱。復雜結構井或多井井網降壓輔助熱激發對天然氣水合物產能的開采效率高于直井，復雜結構井或多井井網降壓輔助熱激發法是從量級尺度提高天然氣水合物產能的優選途徑。基于這種思路，近年來也有學者提出聯合深層地熱資源開采淺部天然氣水合物的方法[77-80]。該方法的基本思路是：通過向深層地熱儲層注入海水，海水在深層地熱層中吸收熱量后循環至淺部天然氣水合物儲層，利用復雜結構井技術，結合降壓法和加熱法促使天然氣水合物分解，如圖4所示。盡管不同文獻中采用的井身結構、熱替換方法有所差異，但其涉及的地熱應用模式均為熱水直接加熱儲層，暫未涉及利用地熱將水電解轉化為電能等二次轉化加熱模式[81]。熱水循環排量、地熱儲層溫度（地熱梯度）、地熱儲層滲透率、地熱儲層壓力等參數的提高，均能有助于提高天然氣水合物的開采效率，但同時也面臨著能效比的降低[79,82]。

然而，無論是地面注熱還是采用地熱輔助開采天然氣水合物，都不可避免地會在注熱井周圍形成高壓區域，不利于天然氣水合物的分解。特別是在高飽和度、低滲透率地層，將面臨注熱困難的窘境。非流體輔助加熱模式（如電加熱[83]、射頻波輻射[84]、微波加熱[85-87]、電磁加熱[88]）則有可能從根本上解決熱流體注入的難題。Liang等[83]指出，直井降壓開采條件下，電加熱輔助增產效果優于熱水加熱。Li等[87]和Islam[88]分別從不同的角度證明，在相同的熱功率條件下，微波加熱、電磁加熱引起的天然氣水合物分解效率遠高于注熱水加熱條件，Rahim等[84]則指出，微波加熱的開采效率優于射頻波輻射。總之，非流體輔助加熱開采方法，不僅克服了流體加熱的潛在工程地質風險，而且還提高了天然氣水合物開采的效率。盡管目前這些新型輔助加熱開采方法仍處于概念模型階段，但不能排除一旦技術取得突破，將對天然氣水合物產業化產生重大的影響，特別是對于高飽和度、低滲透率、低熱容等流體注入可行性較弱的儲層而言，非流體輔助加熱開采方法具有良好的應用前景。

圖4 基于“地熱+降壓”聯合開采天然氣水合物的概念圖

總之，目前針對降壓法輔助熱激發開采模擬的研究百花齊放，研究結論不一而足。總體而言，單純依靠熱激發很難實現天然氣水合物的高效開采，依賴復雜結構井或多井井網降壓，將熱激發作為輔助措施一定能夠提高天然氣水合物的產能。此外，天然氣水合物的分解是吸熱反應，從長期開采的角度來看，必須要通過熱量的補充來促進天然氣水合物的分解，進而保持產氣的穩定性。因此，在天然氣水合物開采過程中，加熱占有非常重要的地位。但是一味地強調注熱溫度或加熱功率可能無法提高能效比，因此在基于降壓法輔助熱激發開采天然氣水合物時，熱源作為輔助手段沒必要“用藥過猛”，而應以最大能效比作為注熱或加熱參數的優選標準。目前可行的辦法是通過一系列最優化分析方法（如Pareto最優準則[85]）確定最佳的輔助加熱功率。

2.4 儲層改造輔助增產

降壓法開采天然氣水合物的過程中，通常認為大幅度降壓能夠在一定程度上提高天然氣水合物的產能[89-90]，但當壓降超過一定閾值后，增大壓降幅度所帶來的產能紅利卻越來越小，因而不能將增大降壓幅度作為一種增產措施來對待。Yu等[46]基于日本Nankai海槽的模擬結果顯示，提高儲層滲透率對產能的影響遠大于擴大降壓幅度所帶來的收益，若該海槽儲層中部泥質夾層的滲透率從40 mD提高到800 mD，15年生產周期內的天然氣日均產能將從0.95×104m3增加到2.0×104m3。這也是諸多文獻中以儲層絕對滲透率值作為主要指標優選試采目標[41,67,91-92]的重要考量。因此，通過儲層改造方法提高儲層滲透率對于天然氣水合物長期開采具有重要的意義。

儲層改造的主要目標是通過一定的物理/化學/生物手段在生產井周圍形成裂縫網絡，提高開采井周圍的局部滲透率，加速壓力傳遞效率，進而提高產能。目前文獻中提及的天然氣水合物儲層改造技術主要為水力壓裂[46]。在假定儲層中已經形成既定規模的裂隙網絡的前提下，Feng等[93]、Sun等[94]分別開展了砂質儲層、泥質粉砂儲層水力壓裂增產效果的數值模擬，證明提高水力裂縫的滲透率和幾何尺寸是增強水力壓裂提產效果的主要途徑；水力裂縫在開采初期提產作用明顯，但在開采中后期的增產作用則有限。其主要原因可能是生產中后期天然氣水合物分解范圍超出水力裂縫的控制范圍，裂縫在增大分解陣面中的主導作用下降。在水力裂縫降壓的基礎上，適度加熱將有助于進一步提升天然氣水合物的產能。盡管如此，單純依靠單一直井儲層改造仍然很難達到天然氣水合物產業化開采產能的需求[95]。因此，儲層改造技術必須結合復雜結構井或多井井網，才能具備在短期內實現天然氣水合物產業化開采的可能性。

Bhade等[96]模擬儲層縱向非均質分布特征對Ⅱ類儲層降壓開采的影響，結果顯示天然氣水合物縱向成層分布儲層的開采效率明顯優于天然氣水合物均質分布儲層。這可能是儲層中天然氣水合物層狀分布引起的滲透率各向異性因素所致的。滲透率各向異性雖然在開采初期不利于產氣量的提高，但在開采中后期卻能大幅度的提高產能和氣水比，有利于增產[42]。這一結論為儲層精細改造提供了重要的啟示：儲層改造過程中，在提高儲層整體滲透率的同時，通過定向改變儲層中的裂隙方位[94]，提高天然氣水合物儲層滲透率的各向異性，是獲得儲層改造紅利最大化的重要措施。

然而，關于天然氣水合物儲層水力壓裂可行性的爭論一直都存在[97-98]。Too等[99]通過注液壓力曲線證實，天然氣水合物飽和度為50%～75%的砂質儲層具有可壓性；Konno等[100]基于含水合物飽和度為72%的砂質沉積物進行壓裂實驗，通過X-CT掃描觀察到了沉積物內部沿最小主應力方向的裂縫延伸。而在泥質/砂質互層型天然氣水合物儲層中，裂縫則傾向于沿著砂泥互層界面延伸[101]。更令人振奮的一條信息是：實驗發現，即使壓裂結束后不進行充填，沉積物滲透率也會比壓裂之前高很多[100]。這可能預示著水力壓裂在天然氣水合物儲層增產中還有其他未被發掘的增產機理。以上苛刻的實驗條件（砂質、高飽和度）預示著在進行實際天然氣水合物儲層壓裂改造時必須進行目標儲層的篩選，由此限制了壓裂技術的廣泛應用。特別是對于飽和度較低的黏土質粉砂儲層，在動靜載荷作用下更容易發生壓實而難以被壓裂。因此用水力切割、聲波致裂、激光射孔等方法代替傳統水力壓裂，是天然氣水合物儲層改造技術的主要發展方向。

3 天然氣水合物開采增產的基本原理與評價方法

3.1 主要增產機理

如前所述，從量級尺度提升產能是實現天然氣水合物產業化開采的關鍵，復雜結構井、多井井網、新型輔助熱激發開采方法及儲層改造是提高天然氣水合物產能的具體實現途徑。從天然氣水合物分解、產出的全過程來分析，上述增產措施的主要增產機理可概括為：①擴大分解陣面，增加泄流面積；②提高天然氣水合物分解速率；③改善儲層滲流條件。以下分述之。

1）擴大分解陣面即盡可能使井筒與儲層有更大的接觸面積，確保同一時刻參與分解的天然氣水合物量成倍增加，有更多的流體流入井筒。這是短期內快速提高天然氣水合物產能的關鍵。較之于單一垂直井，水平井或多分支井井眼在天然氣水合物儲層中的暴露面積成倍增加，因此產能也有較大的提高。在一定的產能需求條件下，擴大分解陣面和泄流面積意味著可以采用較低的生產壓差，因而能夠降低井周地層的滲流速率，從而緩解產能需求與工程地質風險之間的矛盾。對于多井井網聯合開采方式而言，短期內主要的增產效果仍然以擴大分解陣面和泄流面積為主，但隨著開采的進行，多井眼降壓區域出現重疊，可能發生相互干擾，此時擴大泄流面積對天然氣水合物分解陣面的擴大作用有可能會下降[62,102]。同理，水力裂縫在垂直井/水平井周圍的擴展大大提高了泄流面積，擴大了開采初期天然氣水合物的分解陣面。因此儲層改造對于天然氣水合物開采初期快速見效作用顯著，但是在開采中后期，當儲層中的天然氣水合物分解前緣超過裂縫控制范圍后，裂隙擴大分解陣面的作用就會降低。

2）從提高分解速率的角度來考慮，擴大生產壓差能提高天然氣水合物分解的速率[41]，但無疑也會加劇工程地質風險的發生和發展。因此，從天然氣水合物相平衡條件的角度來考慮，維持或升高儲層溫度不僅有利于加速天然氣水合物的分解，而且也有利于緩解儲層中的Joule-Thomson效應，防止天然氣水合物二次生成。目前各種基于降壓輔助熱激發天然氣水合物開采技術的主要增產原理便在于此。

3）天然氣水合物在地層中高效分解是實現其開采的第一步，而其分解氣能否高效流入到井筒當中在開采過程中與前者具有同等重要的地位。不同的數值模擬和實驗模擬結果均表明，天然氣水合物分解產生的氣體總量總是大于產出到井底的氣體總量[44,55,58]，只有當地層中的氣相飽和度大于束縛氣飽和度時，天然氣才會產出到井筒。部分模擬結果顯示，長度相近的水平井和垂直井進行降壓開采過程中，水平井開采條件下儲層產氣速率快且穩定降壓階段儲層的溫度回升快。其主要原因是：水平井開采條件下，水的重力方向與井眼軸線垂直，影響了甲烷氣體和水在儲層中的傳輸效率。此外，滲流條件的改善有利于儲層中壓力的擴展，促進熱量的傳遞，從而擴大天然氣水合物的分解范圍、提高分解效率。因此，復雜結構井在擴大分解陣面的同時，對于改善儲層的滲流條件也至關重要。

除此之外，不同的天然氣水合物增產方法可能還存在著其他的增產機理，如滲透率各向異性在開采初期不利于產氣量的提高，但在后期則有助于產氣量的提高。滲透率各向異性能夠提高氣水比，有助于增產[42]，主要原因是儲層滲透率各向異性通常是水平方向的滲透率高于垂向滲透率。這就有利壓力在水平方向的擴展、擴大分解面，而不利于壓力在垂向的擴展速度，避免上覆層和下伏層的水過早進入井筒，降低產氣速率。

3.2 增產效果評價方法

總體而言，筆者認為復雜結構井和多井井網是提高天然氣水合物產能的根本；基于復雜結構井和井網系統輔助加熱或進行儲層改造，能從量級尺度提高天然氣水合物的產能。日產能/日產氣量[Qg，單位m3（標準狀況下）]是衡量增產方法有效性最直接的量化指標，可以直觀地反映出增產后平臺產能與產業化開采門檻值之間的差距，從而衡量增產措施的有效性。然而，對于水平井等以擴大分解陣面為主要增產機理的方法而言，日產能提升量與水平井穿越儲層的長度并不成正比。因此，筆者建議使用比生產指數（J）作為增產效果評價的輔助指標，使用無阻流量（QAOF）作為評價增產極限的指標。另外，天然氣水合物開采過程中水的產出會抑制氣的產出，浪費了額外的能量、降低了開采效率。筆者采用綜合氣水比[Rgw， 單位m3/m3（標準狀況下）]來衡量增產方法的有效性。

比生產指數的定義為：

式中Qg表示日產氣量，m3；h表示穿越天然氣水合物儲層并實際打開用于生產的有效井眼累積長度，m；Δp表示生產壓差,MPa。J主要與滲透率、泄流面積和井型等有關，可以反映開采井型和儲層改造措施的增產效果，J越大，增產效果越好。

綜合氣水比的定義為：

式中Qw表示日產水量，m3。該值反映了從井中產出的氣和水的比例，Rgw越大，增產效果越好。

綜上所述，筆者建議以平均日產氣量（Qg）作為評價增產措施效果最直接的指標，同時以J、QAOF、Rgw作為輔助指標。其中QAOF的定義是流入動態關系曲線（日產氣量與井底壓力的關系曲線）與橫坐標相交的交點對應的產量，即假想井底流壓為0時的產氣量，即極限產氣量，同樣可以反映開采井型和儲層改造措施的增產效果，QAOF越大，增產效果越好。

4 天然氣水合物開采增產基礎研究的瓶頸

縱觀過去半個世紀（從1965年至今）的發展歷程，天然氣水合物研究盡管得到了各國政府或相關國際組織的支持，但企業資本的參與度卻非常低，各區域、各領域研究程度參差不齊。因此難免會產生天然氣水合物陷入“無休止的政府支出研究項目”的擔憂。目前天然氣水合物開發仍處于科學探索階段，天然氣水合物開采所獲產能距離產業化仍然存在著量級差距。參考體積壓裂技術發展及其在頁巖氣革命中的地位可知，能夠從量級尺度提高產能的增產理論與技術將是天然氣水合物實現產業化開采的關鍵突破口。目前很多增產方法、增產技術的研究仍然停留在概念模型階段或數值模擬階段，缺乏現場數據和實驗數據的支撐，對增產機理的認識還不夠深入、對實際生產儲層的影響行為不明確。因此，在天然氣水合物開發學科建設過程中，應該更加注重基礎研究工作、提前布局，從基礎理論上回答天然氣水合物增產的機理，考慮復雜地層影響因素，提出最佳的增產方法。從天然氣水合物增產理論與技術體系基礎研究的角度，筆者認為目前急需突破的技術瓶頸主要如下。

4.1 大尺度仿真實驗模擬

大尺度仿真實驗模擬是連接室內基礎研究與現場應用的關鍵，但應理性看待天然氣水合物開采仿真實驗的“大”與模擬真實儲層開采過程之間的鴻溝：盡管目前很多學者從數值模擬的角度對天然氣水合物增產技術的增產能力進行了評估，為優選最佳增產方法提供了非常有意義的借鑒。但如果離開實驗模擬，在目前現場試采數據有限的情況下，很難驗證模擬結果的準確性，也無法解釋天然氣水合物增產措施的作用機理。從實驗模擬的角度，實驗尺度的變化引起開采主控因素的改變：巖心尺度的天然氣水合物分解主要受動力學參數（如壓力差、不同相中的氣體逸度差）的控制，而大尺度的天然氣水合物藏中水合物的分解則主要受流體流動、傳熱和傳質過程的控制[56-57,60]。因此天然氣水合物開采過程仿真模擬實驗技術，在水合物開采增產理論與技術基礎研究方面具有不可替代的作用。

目前國內外仿真尺度（反應釜腔體容積大于等于200 L）的天然氣水合物開采物理模擬裝置如表1所示。

大型物理模擬裝置主體反應釜尺寸越大，開采過程中的傳熱傳質過程越接近于實際。然而，在發展大型物理模擬裝置的同時，也必須清醒地認識到目前大科學裝置所存在的不足。

表1 大型天然氣水合物開采物理模擬裝置統計表

1）當前的天然氣水合物增產效果室內模擬研究，無論是小尺度的機理研究還是大尺度的仿真實驗，都僅考慮了Ⅲ類儲層，而對Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅳ類儲層的考慮則極少。因此，大型物理模擬裝置在考慮實際地質模型方面仍然有很長的路要走。

2）有效監測技術的缺失與不足。目前的大型物理模擬裝置仿真天然氣水合物開采過程注重對產氣、產水的監測，近年來又不斷加入對產砂行為的監測，達到了氣液固產出測試的目的。對儲層本身演變行為的監測則主要以點式溫度、壓力監測為主，德國LARS系統和青島海洋地質所鉆采一體化系統考慮采用電阻率層析成像監測儲層飽和度場。但目前看來，這些監測技術仍然難以滿足對儲層多物理場、化學場耦合過程的監測。這導致開采仿真模擬重結果、輕機理，難以得到普適性的認識。

4.2 含天然氣水合物細粒沉積物高效制樣技術

含天然氣水合物細粒沉積物高效制樣技術是擺在南海天然氣水合物開采仿真模擬面前的最基礎、最緊迫的任務。粗略估計的結果表明，目前95%以上的天然氣水合物儲層基礎物性、開采過程室內基礎研究都以砂質儲層作為研究對象。然而，全球90%以上的天然氣水合物都存在于海底黏土質粉砂或粉砂質黏土沉積物（以下統稱為細粒沉積物）中，在我國南海迄今為止還沒有發現成規模的砂質天然氣水合物儲層。因此室內研究與真實需求之間尚存在著巨大的鴻溝，其主要制約因素是泥質粉砂天然氣水合物儲層制樣技術沒有取得突破。特別是仿真尺度細粒儲層制樣關鍵技術還沒有取得突破，制樣效率低，致使目前細粒沉積物儲層天然氣水合物開采過程仿真幾乎為空白。

在巖心尺度（厘米級別），部分學者采用四氫呋喃（THF）代替天然氣水合物摸索細粒沉積物中的水合物合成過程[108]，初步結果顯示，水合物合成排擠細顆粒形成非均質性極強的脈狀或結核狀水合物條帶。也有學者嘗試用不同的制樣方式驗證CO2水合物在細粒沉積物中的分布特征，獲得了與四氫呋喃水合物近似的非均質分布特征[109-110]。上述研究結果顯示，細粒沉積物中水合物難以全部以孔隙分散形態存在，其合成過程、物性演變與砂質沉積物中的孔隙充填型水合物存在著本質上的差異，細粒沉積物中水合物裂隙型非均質分布特點必然導致其開采行為演化存在著特殊性。然而，目前國內大部分研究者在數值模擬南海天然氣水合物開采過程時采用Tough+Hydrate模擬器，按照水合物層與氣/水邊界層的關系將儲層劃分為Ⅰ～Ⅳ類，假設天然氣水合物分散分布于沉積物孔隙中。這種分類便于數值建模，但是無法考慮天然氣水合物在地層中的塊狀或結核狀等非連續分布特征，在裂隙型水合物表征方面存在著致命缺陷，與實驗觀測結果存在著本質上的差異[23]。因此，對于以泥質粉砂為主的南海天然氣水合物儲層，在加快推進天然氣水合物試采進程的同時，還應更加重視基礎研究突破在試采可持續發展方面的支撐作用，首當其沖便是天然氣水合物制樣技術的制約。

4.3 建立新型熱—流—固—化耦合模型

在天然氣水合物開采過程仿真中，考慮力學場、建立新型熱—流—固—化耦合模型，是進行天然氣水合物開采—工程地質風險一體化評價與管控的關鍵：受天然氣水合物儲層非成巖、“亞穩態”特征的制約，降壓開采過程中過大的生產壓差有可能會導致工程地質風險的加大，嚴重影響進一步開采。因此在天然氣水合物開采過程中，權衡產能需求與工程地質風險對于延長試采周期、保證試采安全至關重要[32]。而工程地質風險的發生則直接受儲層應力與力學性質的控制[19]，儲層強度參數受水合物飽和度的控制處于動態變化過程中[111-112]，進而導致儲層滲流特征的動態變化[113-114]。從數值模擬的角度來看，目前主要的研究手段是將Tough+Hydrate與Flac3D結合起來分析儲層的穩定性[115]，多相滲流、傳熱和水合物分解過程由Tough+Hydrate模擬，而儲層力學響應過程則由Flac3D模擬，兩者之間通過參數傳遞的方式進行耦合。近期美國Lawrence Berkeley實驗室（Tough+Hydrate開發商）推出了Tough+Millstone，在原有Tough+Hydrate版本基礎上，新增了儲層力學響應特征與開采數值模擬的耦合分析[116-117]。此外，不少學者還開發了多相滲流（H）、傳熱（T）、水合物分解（C）和力學（M）響應過程的THMC耦合模擬器，用于天然氣水合物開采地層和井筒穩定性的分析。如吉林大學等在Tough+Hydrate基礎上開發的Tough+Hydrate+Biot模擬器[118]，青島海洋地質所研發的QIMG-THMC模擬器（2019SR1154695）[28]。這些模擬器的發展對天然氣水合物開采過程中熱—流—固—化強耦合過程的求解奠定了重要的基礎。

然而，從大尺度天然氣水合物開采過程實驗仿真模擬的角度來看，部分大型天然氣水合物開采過程模擬實驗未考慮儲層應力條件的影響[58,107]，部分則僅考慮在天然氣水合物模擬儲層制備腔體中安裝沉積物夾套來模擬水合物儲層所受的地層圍壓狀態[103-106]，未見對實際儲層上覆地層壓力、下伏地層壓力的考慮，特別是對儲層應力狀態各向異性的考慮不足。這是目前天然氣水合物仿真過程模擬無法再現實際開采過程中儲層沉降、出砂、失穩、甚至滑坡等工程地質風險的最大制約。為了實現天然氣水合物開采—工程地質風險一體化評價，必須建立新的耦合儲層宏—微觀力學特征和應力條件的天然氣水合物生產預測模型。因此，在建立海域天然氣水合物開發學科的同時，應注重與工程地質學的結合，發展天然氣水合物開發工程地質學，以實現對天然氣水合物工程地質參數的快速評價與實時反饋。

5 結論與建議

天然氣水合物開采能否產業化取決于兩個方面：首先是原地可采儲量能否支撐產業化開采所需要的基本開采周期；其次是開采產能能否達到當前產業化開采的標準。本文僅從提高天然氣水合物開采產能的角度提出了天然氣水合物增產的基本方法、原理以及目前在增產基礎學科研究領域存在的瓶頸問題，以期為國家“十四五”規劃期間天然氣水合物開發技術研究提供參考。

1）從目前文獻調研的結果來看，用于天然氣水合物增產的方法有多種多樣，模擬獲得的增產效果也不一而足。以水平井或多分支井為代表的復雜結構井、以多井簇群井開采為代表的井網開采模式、以降壓輔助熱激發為主的開采新方法、以水力造縫為代表的儲層改造技術的聯合應用等是實現天然氣水合物產能量級提升的關鍵。

2）不同的增產方法提高天然氣水合物產能的主要機理可概括為擴大水合物分解陣面、提高水合物分解速率、改善儲層滲流條件。不同的增產機理在天然氣水合物開發中起作用的時間點不同，在提高天然氣水合物產能中的地位也不同。日產能、比生產指數、無阻流量和綜合氣水比可作為評價不同天然氣水合物增產方案增產效果的宏觀指標。

3）天然氣水合物研究得到了各國政府和相關國際組織的支持，但企業資本的參與度卻非常低，各區域、各領域研究程度參差不齊。從天然氣水合物增產理論與技術體系基礎研究的角度來看，目前急需突破的瓶頸主要包括：加強大尺寸天然氣水合物仿真系統儲層監測技術的研發，制備與儲層地質模型一致的儲層；攻關形成含天然氣水合物細粒沉積物快速制樣技術，形成對南海天然氣水合物開發有指導意義的研究成果；在天然氣水合物開采仿真過程中充分考慮儲層力學場的演變及其對開采過程的反饋，加強天然氣水合物工程地質學學科發展。

4）總體而言，我國海域天然氣水合物試采步伐較快，天然氣水合物開發學科發展和基礎理論研究嚴重滯后于現場工程實踐。試采工程的快速推進帶動了基礎學科的發展，但也可能面臨著“重結果、輕機理”的不足，可持續發展面臨瓶頸。雖然本文從技術角度闡述了提高天然氣水合物產能的基本方法、增產機理，但并未考慮實際技術成本。如果考慮部分海域天然氣水合物系統的非連續特征，必須進一步研發低成本開采系統，從單一礦體的角度出發，實現一個礦體幾十年尺度的開發幾乎是不可能的，因而要有充分的“打一槍，換一個地方”的思想準備，盡可能做到成本最小化、產能最大化。因此，在下一步攻關中，建議基于南海天然氣水合物儲層開展不同方法的適應性評價，優選最佳增產方法，以并行研究或集中攻關模式，開展優選的增產方法的實驗模擬、數值模擬、現場應用協作攻關。