天然气水合物开采系统工程解析

张 磊

（中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017）

天然气水合物是由水和甲烷等气体组成的固态晶体化合物，其中甲烷分子占据了类冰晶体结构的晶格。在必要的低温高压条件下，天然气水合物可以在砂岩、页岩或粉砂岩中形成和积累水合物占据砂粒和粉砂的孔隙空间，也可以在裂缝或透镜体中发现，在某些情况下可以作为基质支持沉积物。

鉴于天然气资源的巨大规模、不断增长的全球能源需求以及有限的传统化石燃料储量，天然气水合物正成为越来越多国家关注并投入积极研发的一种潜在能源，即使只有一小部分天然气水合物能够在经济上得到回收。与固体或液体燃料相比，天然气的环境可取性进一步提高了天然气水合物的吸引力。因此，天然气水合物作为未来油气资源的吸引力正在迅速增加，其生产潜力显然需要技术和经济评价。在过去的十年中，天然气水合物的研究和开发得到了显著的加速。天然气水合物被认为是油气资源层次中的“非常规”，类似于致密气、煤层气或页岩气的开发。非常规气井通常面临许多生产挑战，天然气水合物井也将面临一系列的生产挑战，包括以商业天然气产量生产，以及初期或后期生产水的处理。保持高产量的商业天然气流量；井筒内低温低压作业；流量保证问题，包括井筒内的水合物和冻结；控制地层出砂进入井筒；并确保随着储层沉降和（或）沿井筒地质力学性能的变化，油井结构的完整性。本文针对这些生产问题，概述了典型的深水和北极陆上天然气水合物生产井的设计要求。需要强调的是，天然气水合物在储层中发生离解（从固态天然气水合物晶体转变为游离气相和游离水相的过程）。进行的许多研究和测试都是为了了解这种现象。随着进一步的现场试验和中试试验的继续，在操作天然气水合物井方面取得的经验将对评价商业生产所需的技术提供宝贵的帮助。

1 生产挑战

1.1 开发天然气水合物的担忧

自然生成的天然气水合物发现于1968 年，当时，一个离解水合物层碰巧注入了西伯利亚西部生产的Messoyakha 气田（Collett，1993）。在过去的一个世纪里，天然气水合物作为一种能源既没有带来太多的危害，也没有带来任何好处。目前，天然气水合物被认为既是未来能源的机遇，也是对环境的威胁。大约8 200 年前，水合物离解被认为是挪威近海Storegga 滑坡的主要原因，在挪威和英国北部造成了毁灭性的洪水（Mienert et al.，2005）。这样或类似的事件显然不限于过去；自那时起，水合物离解引起的边坡失稳和井眼破坏一直是人们关注的问题（Briaud and Chaouch，1999，Nixon and Grozic，2007）。不受控制的天然气水合物离解也可能对全球气候变化产生影响（Archer et al.，2008）。鉴于甲烷的温室效应是二氧化碳的20 到40 倍，它的作用当然不能被忽视。天然气水合物的开发是“一朵带刺的玫瑰”。海洋天然气水合物及其伴生气体大量存在于陆坡海洋沉积物中。关注度的增加是由这些甲烷矿床的经济潜力所驱动的。无论天然气水合物本身是否具有商业利益，还是一种环境和工程危害。有效地测量、监测、控制手段实时观测海底天然气水合物发生都是必须的。天然气水合物对全球碳循环和气候变化、海底稳定与安全以及对生物食物链的影响不能忽略，必须为水合物系统沉积物调查、观察、测量和取样制定专门的方法。

1.2 准确的勘探技术

勘探重点已逐步从确认天然气水合物的存在转移到更复杂的寻找特定的高浓缩天然气聚集体的问题。识别原位天然气水合物的赋存，准确评价其在宿主沉积物中的体积具有重要意义。天然气水合物体积的评价依赖于水合物赋存的面积范围、储层厚度、储层孔隙度和水合物饱和度等参数（见图1）。

1999 年11 月至2000 年2 月，在日本近海的南开槽进行了为期88 d、水深为945 m 的天然气水合物勘探。这是一个由国际贸易和工业（MITI）领导的寻找新能源的国家项目。它是由日本国家石油公司（JNOC）与日本石油勘探有限公司（JAPEX）合作组织的钻井作业。南开槽井是用R&B Falcon 公司的深水半潜式钻井船“M.G.Hulme，Jr.”钻的。选择了地震剖面上最清晰的BSR（底部模拟反射器）位置。在BSR 层钻了6 口100 m范围内的井，并在平均海平面以下1 135 m～1 213 m确定了富水合物地层。采用岩心观测、试验分析、测井、地震学、钻井、天然气测井、地球化学等方法，总结天然气水合物的识别特征。每种方法都有其可靠性和精密度，必须进行综合研究，准确的勘探技术是开发的前提条件，只有提高勘探水平，才能保证开发的效果。

图1 天然气水合物勘探监测系统

1.3 方法优化组合

水合物的开采方法可大体分为以下4 类：（1）热力法，提高地层温度至水合物平衡温度以上；（2）降压法，将地层压力降至水合物平衡压力以下；（3）注化学抑制剂，向地层注入水合物热力学抑制剂，打破水合物原有平衡；（4）CO2置换法，CO2置换法不是以分解水合物的方式获得CH4，CO2水合物的二次生成维持了地层的稳定性。避免了其他三种方法带来的海底滑坡等环境隐患。阿拉斯加北坡的Ignik Sikumi 现场试验成功的证明二氧化碳可以注入一个充满水合物的含水储层，CO2/CH4交换技术的应用在未来可能具有商业可行性。

目前，大多集中在注热（剂）法开采和降压法开采及其组合开采，对于CO2置换法开采进行的研究则相对较少。1986 年Ohgaki[2]首次提出CO2置换法开采的设想，随后Smith 等又对CO2置换法的可行性进行了分析，主要包括动力学和热力学可行性分析，对置换试验的研究则主要是探究CO2注入形态及试验体系对置换结果的影响。Koh 等[4]采用液态CO2、CO2乳化液及烟气（CO2/N2）代替气态CO2进行置换，经过分析对比，发现采用在水合物相中分散性更好的CO2乳化液进行置换效果最好（见图2）。

图2 双水平井降压热激射流循环一体化开采简图

1.4 可行性分析

热刺激技术在稠油开采中得到了有效的应用。蒸汽应用于SAGD（蒸汽辅助）使用最多的是重力排水作业或“吞吐”（交替注汽和油水生产循环）。电加热包括感应加热和电阻加热以及微波，已经取得了一些有限的成功。稠油井通常很浅，成本相对较低。因此储层的导热系数很低，注蒸汽井必须相对靠近生产井。因产品价值（油）重石油开发可以承担额外的油井和热力作业相关的资金和运营成本。对天然气水合物在发展中，所生产的产品（天然气）的价值远远低于重油生产的产品的价值。因此，在井距较近的情况下，天然气水合物的开发不能有效地进行。另外，大部分在热源中加热的产物实际上是水，这意味着转移到热源的热量被浪费了。在此基础上，天然气水合物的热操作都是不经济的。同样，用化学方法使天然气水合物分离，也不经济。因此，在最终的油井设计中，无论是热刺激方法还是化学刺激方法的研究都将有很大的进展。这两种方法的一些技术可能会被沿用，以及大约0.9 倍体积的水，等价的水气比约为158.987 m3/283 316 m3。因此，水将是天然气水合物生产面临的主要生产挑战之一。

1.5 试采实例

第一次陆上天然气水合物生产试验于2002 年在加拿大西北部麦肯齐三角洲地区的现场进行。2013 年3 月在南海海槽区实施了世界首次海域水合物试采研究。采用降压法，在6 d 的时间内累计产气量达12×104m3，远远超出了此前陆地冻土区天然气水合物试采研究获得的产气量。2017 年，日本按计划在南海海槽区开展新一轮水合物中长期降压试采研究。这次天然气水合物试采研究区位于2013 年水合物试采研究同一区域，即日本爱知县渥美半岛以南80 km 处的南海海槽第二渥美海丘区，水深约1 000 m，水合物藏位于海底以下约300 m。这次南海海槽区天然气水合物试采研究目标，一是在更长的时间内实现连续产气；二是解决水合物原地分解出砂造成的井眼堵塞问题。并已成功采出天然气。

我国于2017 年5 月首次实现海域天然气水合物（可燃冰）试采，实现开发难度最大的泥质粉砂型天然气水合物（可燃冰）安全可控开采。

从试验和数值模拟[3-8]及以上的试采情况来看，减压能快速分解水合物，但是单一的减压法容易降低水合物藏温度，引发冰的形成，阻碍水合物的进一步分解。即使是在小尺度下的水合物分解，从试验和数值模拟都显示有冰的形成。可见在工业级开采条件下，更应该注意水合物藏温度，适当加热才能确保水合物长时间顺利开采。要想实现水合物工业开采必将结合这四种方法的优缺点，进行不同方法的组合，不同时间使用不同方法，或同一时间采用几种不同的方法组合开采。

在稳定的热力学条件下，沉积物和岩石中含有丰富的天然天然气水合物。这些资源大部分位于永久冻土层和深水区域的海底浅层。在过去的二十年里，各种各样的努力致力于实验室研究和现场生产测试，使用不同的方法来检查最佳的生产战略，是经济上可行的商业化。为了产生气体，沉积物或岩石孔隙中的固体天然气水合物需要通过降低孔隙压力、提高温度、注入抑制剂或利用二氧化碳进行气体交换来解离。在天然气生产中，有可能把这些选项结合起来使用。

降压可以单独使用，但热刺激或化学刺激技术必须与减压相结合以使油井流动。所有这些技术都可以用于斜井、水平井或多层井。增加与井筒表面接触面积的压裂增产措施也可能存在与这些井一起使用。减压被认为是最有效的技术手段。

1.6 井筒稳定及完整性

天然气水合物井将面临一系列的生产挑战，包括保持高产量的商业天然气流量；井筒内低温低压作业；流量保证问题，包括井筒内的水合物和冻结；控制地层出砂进入井筒；并确保随着储层沉降和（或）沿井筒地质力学性能的变化，油井结构的完整性。

含气水合物沉积物的地质力学响应以及潜在的井失稳和套管变形，是大规模生产天然气前需要解决和理解的严重问题，来自水合物的沉积物可以继续沉积，特别是在深水环境中（Rutqvist et al.，2008，2009）。海上和陆上的，天然气水合物普遍存在于较弱的松散沉积物中，其特征通常是有限的剪切强度。固体水合物作为一种强胶凝材料，其离解作用会降低结构强度，其中，沉积物的演化进一步加剧了瓦斯带的膨胀，荷载从沉积物逐步转移水合物到沉积物中，并沉降。模拟研究表明，降压过程中的地质力学响应海上和陆上相关水合物矿床的天然气产量都是由整个油藏的压力驱动的，这时反过来，在井筒控制产量和压力下降。更深层次的（高压力）储层主要位于深水区，储层率普遍较高压力损耗。储层的降压作用会引起垂向压实和应力变化，在大多数情况下，会增加储层内部的剪应力。增加的剪应力可能（如果足够高）导致剪切破坏在储层内。沉降的大小与压力下降的大小成正比，也取决于研究了含水合物沉积物的弹塑性特性、含水合物沉积物的厚度和任何其他含流体沉积物厚度，这些沉积物的压力会减小。虽然不可能一概而论，但海上水合物开发的沉降很容易在剪切范围内应力会影响井筒的完整性。因此，陆上天然气水合物开发的沉降量将普遍减少相对坚硬的永久冻土覆盖层，对井筒完整性的影响不大。无论如何，随着作用于松散沉积物上的剪应力的增大，天然气流速增大，产水增加速度、出砂是不可避免的，除非使用防砂技术（砾石充填、筛管或衬管）。从整体上看，对于大厚壁井，由于剪切载荷而造成的井筒破坏，几乎没有什么可以弥补的胶结套管可能会延迟失效时间，而战略性井眼定位可能会降低现场失效的概率。储层沉降还会引起储层上方套管的拉伸破坏和屈曲破坏。可通过使用滑动接头或可伸缩套管接头来防止拉伸破坏，战略性地放置在井筒内（在稠油作业中很常见）。套管失效，由于柱屈曲在通过选择厚壁套管、良好的固井措施和固相控制措施，可以防止储层间隔。

深海海洋沉积物孔隙中天然气水合物的离解作用可能导致未来可能的生产井周围地层变形。日本学者采用一种特殊设计的压力容器，对含天然气水合物沉积物在天然气水合物离解过程中的压实行为进行了研究。在容器内密实度较高的Toyoura 砂中人工形成天然气水合物，通过测量垂直位移、温度和孔隙压力，监测水合物离解的压实行为。结果表明，在水合物离解过程中，Toyoura 砂的驱替量最终接近于Toyoura 砂的驱替量。试验结果表明，最终的变形主要是由天然气水合物离解的降压性能引起的。

1.7 完井技术

全球天然气水合物资源可能超过19.8×1012m3，而已知的最高质量的资源是发现于北极永久冻土地区，那里的阿拉斯加北坡的天然气水合物高孔隙度砂岩储层具有高水合物饱和度（Boswell &Collett，2006）。石油系统占地近145 687 km2（科莱特等，2008）。通过对测井资料的解释，确定了两个水合物浓度较高的地区为目标的油井钻探。

采用先进的钻井技术，包括分支井、水平井或多口井，以及先进的完井技术，包括多裂缝增产技术，以提高流入和采收率，并优化井数和资本成本。同样，天然气水合物生产也会有许多挑战，包括维护商业气体流动水生产速度高，较低的操作温度和低压力在井筒流动保障问题，包括水合物和冻结井筒，控制地层出砂进入井筒，并保证结构完整性与水库沉降和（或）沿井筒geo-mechanical 属性的变化。虽然所有这些生产挑战理论上都可以利用商业上可用的技术进行管理，但与更简单的常规和非常规气井相比，天然气水合物的成本明显处于劣势。此外，天然气水合物开发项目将与北极陆上或深水海上更经济的常规资源争夺进入资本市场的机会。

1.7.1 储层选择与分析 大多数现场研究项目都将粗粒度砂岩作为最有希望的储层天然气水合物。天然气水合物在这些类型的储层中可以以多种方式存在，包括（2009 年Moridis）：

（1）气体水合物层与自由气体层接触：这种情况的明显优势是自由天然气水合物层作为储层压力的贡献，可作为常规天然气的初始产量下降到稳定点以下。自由气体理论上与气体水合物的大表面积接触，这将增加天然气水合物的反应。

（2）与自由水层接触的气体水合物层-可通过产生自由水层来启动离解将储层压力降至稳定点以下。如上所述，自由水与接触天然气水合物表面积大，应增加天然气水合物的响应。

（3）只有天然气水合物层，没有游离的水或气体接触-可在井筒接触处开始离解区域。

在现实中，甚至孤立的气体水合物层可能会接近一些自由的水，在水合物稳定性的基础领域，或者自由水层混杂在一起。一般来说，离解1 体积的天然气水合物释放出约164 体积的气体（在标准条件下）和约0.9体积的水，水将是天然气水合物生产面临的主要生产挑战之一。

1.7.2 完井工艺及管柱 伸缩悬挂器悬挂筛管防砂工艺是一种比较成熟的工艺技术。该工艺技术有望解决天然气水合物开采过程井筒失稳变形等问题。该悬挂器悬挂力大，不会因为水合物解离，地质变形而损害井筒。保证正常生产（见图3）。

图3 天然气水合物开采完井管柱示意图

该工艺有单独的注入管线，可以实现注热、注CO2、化学抑制剂以及喷射改造储层渗透率等多种功能。实现各种开采方法的有机组合。防砂管柱可以通过正反循环冲洗泥砂，具有解堵功能，不会因为砂泥堵塞而停产。这张井图说明了深水水平天然气水合物井的主要组成部分。除标准海底井口外，海底采油树和地面均受到控制井下安全阀（所有海底油井通用），主要设备将包括砂控制，化学注射和人工举升。其他设备可能包括仪表如压力表和分布温度，并补充加热。

1.7.3 水处理分析 常规气井产水并不罕见，生产过量水的井通常都要进行修井取消非经济的水生产或关井。气体在低压和（或）高速下具有巨大的提升液体的能力。人工举升或其他举升液体的方法一般采用陆上常规举升和非常规井处理液体载荷，一般在接近作业寿命末期。海上人工举升深水气井不太常见，而是依靠入口压缩来降低压力，提高处理速度与液体加载。在天然气水合物井中，需要人工举升来卸载井（降低砂面压力）开始离解并维持生产，停井后重新启动井，并可能维持生产在井的生命晚期。在天然气水合物的生产过程中，可能有一段时间不需要人工举升，但是最初的要求显然会增加天然气水合物井的资本成本。对于上面讨论的水平井，在真实垂直深度约为3 200 m 时，目标井下流动压力约为2.758 MPa，比初始储层压力下降了约90 %。这是相对和绝对数值都很高，但墨西哥湾的一些防砂完井作业的含砂量也有这么大。然而，在这种深度的井中，要达到2.758 MPa 的工作压力是很困难的，原因如下：

（1）在低压高速率多相水平井中，沿水平井长度方向的摩擦引起的压力损失流量将会很大，可能很难从整个井长中获得贡献。这可能需要在井底压力更低的情况下流动，并使用流入控制装置，以达到最大限度沿井长的流量贡献。

（2）即使在低水气比（＜0.000 028）和相对较大的油管中，静水压力和摩擦压力也较大，油管和流线的损失可能会使气体无法随目标井底流动到地面压力。这在远程开发中尤其困难，因为远程开发需要连接到远处的软管平台上。较大的油管和流线可能导致早期的液体装载或堵塞问题。用人工在主平台上进行升力和入口压缩，维持稳定的流动条件可能存在问题深水天然气水合物开发-水下处理，如水分离和气体处理最终可能需要压缩。

（3）大多数气田需要一定的压缩才能最大限度地提高储量采收率，但这通常发生在气田开发后期当产量开始低于稳定水平时。对于天然气水合物的开发，重要的是要了解造成离解所需的压力将要求在整个油田的使用寿命中使用进口压缩，包括生产高峰期或稳定期，这将大大增加油田开发的资金和运营成本。

（4）天然气水合物井所需的低操作压力也带来了另一个风险—游离水或游离气体的突破进入储层或井筒。目标气体水合物饱和度一般在40 %～80 %范围内，有效渗透率达到未扰动水库的水一般在微达西范围内。宿主对水的天然渗透性（离解）储层和可能相邻的自由水层或自由气层可能在达西范围内。这种渗透对比意味着自由水（或自由气体）将优先产生，如果这些层暴露在高天然气水合物层的下降。这样就很难创造优化天然气水合物分解的必要条件。良好的固井作业可以将井筒的这种风险降到最低。

1.7.4 完井防砂 水合物的开发，它确实说明了防砂选择的潜在问题，这可能是预期的气体水合物。对于典型的含气饱和度为80 %的Mallik 储层单元，其粒度分布分析表明，岩心样品中约70 %为细粒砂，体积较小，约占30 %岩心试样的粉砂粒径较小，约占黏土粒径的5 %。所有样品的分选都很差，而且高度不均匀。即使有优化的防砂设计，固相保留率也最多可达80%～85%。在整个过程中，高气体和液体的生产速度、极低的操作压力以及极快的速度会发生井筒和油管收集系统。对于任何重要的固体产物，长期的侵蚀都是一个问题。控制固相产量的最终设计都必须考虑到这一点，同时还要考虑堵漏和清孔问题。

用于天然气水合物的开发。砾石充填必须考虑到未扰动的天然气水合物层将没有任何渗透率效果（因此没有流体泄漏），这可能不利于在套管井砾石充填中充填射孔，或有利于在裸眼水平完井中放置砾石。

2 总结

必须完成重大的科学和勘探工作，才能认为天然气水合物是一种可行可利用的资源。在这些任务中，最关键的仍然是验证储层和通过扩展现场测试获得的井况，这证明了用现有技术以商业速度生产天然气水合物的能力。似乎没有针对天然气水合物生产井所面临的特殊挑战，目前还没有切实可行的长期措施有直接天然气水合物生产经验，或有通过天然气水合物生产井的重要经验。不过，有天然气水合物井存在相当大的风险，尤其是在深水钻井中由于水平井钻井的风险软沉积物、长期井筒稳定性的不确定性以及沉降引起的潜在破坏—这些都是唯一可能的一个领域的评估。直到天然气水合物的生产证明了一个重要的时期，在资本成本和天然气采收率方面仍将存在广泛的不确定性，以及天然气水合物开发的最终经济效益。

（1）热采有两种基本的方法可以用来提供必要的能量来分解自然形成的水合物。在第一种方法中，热量从储层外部提供，例如通过蒸汽、火驱、电加热等。从热力学角度可能是可行的，但这种热回收技术在可能发现水合物的恶劣环境中可能存在问题。虽然分解水合物所需要的能量只占其热值的10 %，但对周围环境的热损失可能相当大。

（2）天然气水合物的开发将需要某种形式的人工举升，如电潜泵或气举。低作业压力将需要更大的套管（井和流线）和前端的压缩。还需要额外的水处理设施和水的处理。更大的抑制剂体积（如乙二醇）将是需要防止在油管和流线中结冰和形成水合物。其他防砂、储层技术沉降、井下化学注入、近井热刺激的可能要求等也将需要与常规或其他非常规天然气相比，天然气水合物开发的额外资本和运营成本的发展。虽然所有这些都可以被认为是经过验证的技术，但它们还没有同时应用于气体中水合物的长期生产验证。以及天然气水合物开发的最终经济效益。

（3）世界范围内大量的天然气水合物存在于海陆地区，尤其是海洋沉积物储集层中。由于天然气水合物的开发对天然气未来的能源发展具有重要意义，为了实现地质调查、勘探、生产和提高采收率等整个系统，需要对水合物资源可生产部分的准确评估；制定确定适当生产目标的方法；含水沉积物取样及样品分析；水合物储层物探分析与解释方法；试井结果解释；地质力学和储层及井筒的稳定性问题；井的设计、施工、安装；在以砂为主的水合物储集层以外开展油田作业和扩大生产；监测生产和地质力学稳定性；实验室研究指导生产实践；水合物行为的基本知识；利用水合物生产商业天然气的经济学；以及相关的环境问题。