天然气水合物开发要探求更经济途径——访北京大学工学院教授、我国天然气水合物首次试采工程首席科学家卢海龙

□ 本刊记者 许帆婷

如果将来天然气水合物实现商业化开发，可能含游离气的这种储层类型能最先实现突破。

访谈者名片：卢海龙，北京大学工学院、海洋研究院教授，北京天然气水合物国际研究中心主任，“千人计划”国家特聘专家，中国地质调查局“李四光学者”，20多年来致力于天然气水合物的基础理论及调查和开发利用有关研究，曾长期在日本和加拿大从事相关研究工作。他是我国首次天然气水合物试采工程的首席科学家，提出的“地层流体抽取法”（流体抽取-相态控制法）对试采成功起了关键性作用。

2017年5月，中国地质调查局在南海神狐海域进行了首次天然气水合物试采，连续试气点火60天，累计产气30.9万立方米，平均日产气5151立方米。这标志着我国海域天然气水合物研究取得历史性突破。2017年11月，我国宣布天然气水合物为第173个独立矿种，为今后的产业化开发利用奠定了基础。

海域天然气水合物在我国的开发利用前景如何，首次海域试采过程克服了哪些技术和工程难题，天然气水合物的商业化开发还需要突破哪些瓶颈？近日，本刊记者采访了北京大学工学院教授、我国天然气水合物首次试采工程首席科学家卢海龙。

目前天然气水合物试采最大问题是出砂

记者：据有关方面评估，天然气水合物在全球的储量很大。美国、日本等国家多年来一直在探索开发利用模式。天然气水合物为什么那么难开采，面临哪些技术困难？

卢海龙：与常规能源相比，天然气水合物的能量密度相对较低。虽然储量大、分布范围广，但单位体积的能量密度不如常规油气高。此外，天然气水合物在不同类型沉积物中的饱和度也是不同的。在粗砂岩中饱和度能达到90%以上，而在粉砂质或黏土质等细粒沉积物中饱和度就非常低，只有5%左右。目前国外天然气水合物试采，都是在粗砂型的储层进行。

日本是世界上在调查研究天然气水合物方面比较积极的国家。他们与加拿大合作，在加拿大北极地区与日本南海海槽储层沉积物类型相似的马利克进行了3次陆上试生产。第一次试采在2001年冬天到2002年，采用加热法，5天时间内生产了不到500立方米天然气，效率比较低。加热法的思路就被放弃了。第二次试采在2005年冬天到2006年，采用降压法生产，但由于没有考虑到出砂问题，试采开始后不久就因为出砂堵住生产管道，无法继续进行。第三次试采在2007年冬天到2008年，采用了一些防砂办法，试采进行了6天，最好的瞬时产量折合日产量有4000～5000立方米，与加热法相比算是比较理想的。

此后，日本和美国合作又在阿拉斯加用二氧化碳置换法进行了一次试采，生产效果不理想。这样经过几次陆上试采，发现降压法相对来说比较可行。2013年3月，世界上首次海域天然气水合物试采在日本南海海槽进行，共进行了6天，单井日产稳定在2万立方米，虽然与商业化开发还有差距，但从试采来说还是比较可观的。这次试采让世界其他国家对天然气水合物的开发再次看到希望。

后来日本的试采也是因为出砂，影响了生产的继续进行。目前天然气水合物试采遇到的最大问题就是出砂，导致生产不能长期进行。

记者：有分析认为，天然气水合物的开发利用容易导致不可控制的地质和环境风险，您怎么看？

卢海龙：有人认为天然气水合物开采过程会导致甲烷大规模泄漏，实际上这是比较难发生的。因为我们在试采过程中需要人为干预才能把它从地层中抽取出来。比如采用降压法生产，当人为干预存在时，储层压力降低导致水合物分解而释放出天然气；一旦停止干预，储层压力恢复，水合物就变得稳定而不再继续分解，也就不再出气了。总体来讲，这是个可控的过程。还有，我们为了安全生产，从试采准备阶段就采取了各种措施（试采地点环境基线调查、工程调查和安全评估等），试采过程中也做了相当严密的防护。

另外，天然气水合物开采会不会造成地层滑坡？在大规模生产的时候确实有这种风险。因为水合物分解后地层会形成脆弱层，在大规模生产时，具有一定坡度和工程地质条件的地层有可能被诱发滑坡，这在地质历史中也是发生过的。为了防止这个潜在的风险，我们在生产之前先进行了模拟，开展了风险评估，优选了试采地点。

这次试采为天然气水合物开发蹚出了一条新路

记者：去年我国在南海的天然气水合物试采，不仅在海域水合物试采研究中第一次实现了连续稳定产气，而且也是世界首次成功实施泥质粉砂型天然气水合物藏安全可控开采试验。研究团队攻克了哪些技术难点？

卢海龙：最初中国也想找饱和度比较高的粗砂层，但经过十几年的调查，还没有找到像日本那样的粗砂层储层。中国南海海域的天然气水合物储层属于黏土质粉砂类型，水合物的饱和度相对较低、渗透率低，这样产能也就相对比较低，是比较难开发的类型。

天然气水合物的储层类型大致可以分两种，一种是水合物储层下面有游离气层，但更多的是水合物储层下面没有游离气的。这次试采，在设计时有几口井是针对单纯水合物储层的，有一口井是针对有游离气储层的。但是受南海试采作业的时间窗口所限，最后只实施了对水合物层下有游离气储层类型的试采。有人质疑我们的试采，认为生产的天然气并不完全来自水合物分解，还有相当多的游离气被采出来。这种质疑可以理解，但水合物的开发方法必须建立在对水合物储层的认识基础上。上覆的水合物储层和紧接其下的游离气层同为天然气水合物系统的一部分；从技术上来说，通过抽取游离气使得上覆的天然气水合物变得不稳定而发生分解，从而实现从水合物储层生产天然气，这是公认的一种生产方法。此外，对游离气的抽取不但可以使水合物变得不稳定，也可以弥补一部分高成本。因此，如果将来天然气水合物实现商业化开发，可能含游离气的这种储层类型能最先实现突破。

这次试采为天然气水合物的开发蹚出了一条新路。过去的勘探往往寻找砂质储层，这种黏土质粉砂层从来都不考虑开发，但是在世界上水合物藏中，这种类型是占比最大的。这次试采以后大家观念可能会发生变化。所以我们试采成功具有很大的意义，对天然气水合物的开发具有很大的促进作用。

记者：首次试采之前，工程团队是如何勘查、准备的，如何评估这次试采的可行性？

卢海龙：在试采之前，中国地质调查局做了详细的地质勘查工作。在寻找试采地点时有几个方面需要考虑：首先，水合物藏要有一定规模，适合较长时间的试生产。其次，虽然找不到粗砂层，但储层的渗透率最好尽量高一些。试采前对几个类型的储层做数值模拟和储量评估。再次，在施工之前，还要做工程勘查。有的储层条件虽然很好，但工程地质条件可能不太适合生产，比如在一个大坡上设立井架就可能不稳，试采容易发生工程事故，还有比如储层上面地层的断层较多，可能会使地层不稳定，也不适合生产。因此，在试采之前，我们做了一系列勘查准备，包括环境监测、工程准备、硬件采购等，有些硬件设备还需要专门定制。我们从2016年初开始，只有1年左右的准备时间，时间非常紧张。

有针对性的创新才更经济高效

记者：生产的工具设备是自主知识产权吗？

卢海龙：有相当一部分设备不是自主知识产权的，是石油工程中常用的。创新不能盲目，应该有针对性。天然气水合物目前还处在试生产阶段，相关经验很少，光凭想象设计的仪器设备不一定有效。现有的设备已经经过油气工业多年检验和改进，在性能等各方面是比较成熟的。在试验开发前就研发、在试采时盲目试验新的设备，除了研发成本，还承担很高的出海和作业成本，一旦研发的装备无效，将造成数以亿计的经济损失。使用现有的装备，是最经济的方式。当然，经过试验生产，发现现有设备的问题，同时为了提高能效和安全性，对现有设备进行改进甚至研发新的设备，这时的研发才是有针对性的，成本会相对比较低，效率也会更高。经过这次试采后，我们就非常清楚哪些设备在哪些方面需要改进，哪些设备需要研发，哪些技术需要继续创新。在下次试采时，就会做得更好。

记者：在首次试采过程中，出现过前期没有预料到的情况吗，你们是如何研究解决的？

卢海龙：在施工过程中的确碰到一些没有预想到的问题，也很担心这些问题是否会对生产产生影响。但最后这些问题都找到办法解决了。比如预计第一口井生产两个星期，但是后来生产了两个月，所以需要对后续试验计划进行调整。

在南海的作业时间是有窗口期的，为了安全考虑，一般在台风较多的7月之前需要完成作业。即使这样，试采期间还是遇到了躲不过去的台风。大部分台风都是在菲律宾附近洋面形成，然后移动到我国南海，如果预测到有台风靠近，就需要停止生产，关停拔管，把平台开到台风路线以外去躲避，等台风过去以后再进行回插。

中国首次海域天然气水合物试采使用的钻井平台“蓝鲸1号”。视觉中国 供图

但是试采时遇到的那次台风，是在平台附近生成的，我们没有时间躲避。那一次，前几天附近海面特别平静，像镜子一样没有一点波浪。经常出海的人都知道，可能有台风要来了。忽然，台风就生成了，中心正好经过试采平台。因为没有时间躲避，只好硬扛。所幸平台比较新、自重大，有动力定位系统，相对来说比较稳定。即便如此，台风还是把电泵的电缆刮断了。虽然后来采取了临时补救措施，但还是影响了产量。

记者：日本和中国连续试采天然气水合物成功后，许多国家对天然气水合物的商业化生产重燃信心，并制定了时间表。比如中国希望在2030年前能实现天然气水合物的商业化开发。您认为要进入商业化开发还需要解决哪些问题？

卢海龙：天然气水合物的商业化开发不单单是技术问题。从技术角度来说，这次试采已经成功地生产出天然气，表明已经初步具有这项技术。再经过一段时间的研发，比如再有10年左右的时间，天然气水合物开采的技术就相对比较成熟了。

商业化开发一定要有利可图，因此除了技术，还面临成本问题。要实现商业化开发，首先必须达到一定的产能。比如在这次试采的海区，需要一天生产几十万甚至100万立方米天然气才能勉强覆盖成本。这次试生产每天产能只有几千立方米，高一点也就一两万立方米，距离商业化开发要求还比较远。所以今后研发的第一目标要增加产能，第二目标是降低生产成本，这就需要研发一系列新技术。

考虑到与传统油气相比，天然气水合物能量密度相对低、开发成本高的特点，可能含有游离气层的天然气水合物储层类型会最早实现商业化开发，因为游离气的开发可以弥补水合物本身开发的高成本，而且给了水合物储层响应的时间。但这种类型的天然气水合物储层比较少，在我国南海分布也不是很普遍，第一次试采选的几个井位只有一个井位是这种储层类型。

经过第一次试验后，我们对天然气水合物的开发有了更深的认识。为实现水合物的产业化开发，需要有目的、有针对性地进行创新。下一次试采的时间正在规划，在不久的将来，我们再次向天然气水合物开发进军，届时将会试验应用研发的一些新技术。