日本天然气水合物研发进展与技术方向

张 涛, 冉 皞, 徐晶晶, 沙志彬, 姜 雅, 王 琨

1)中国地质调查局发展研究中心, 北京 100037； 2)中国地质调查局广州海洋地质调查局, 广东广州 510760；3)自然资源部信息中心, 北京 100036； 4)中国地质科学院矿产资源研究所, 北京 100037

日本作为世界第五大一次能源消费国, 一次能源自给率仅为9.6%(Ministry of Economy and Trade and Industry Agency for Natural Resources and Energy, 2020), 保障能源安全一直是日本政府的重要任务。日本历来对海洋具有较大的依赖性, 并且确定了“海洋立国”的方针, 依据其《海洋基本法》,开发利用海洋能源资源是其能源政策的重要方向。天然气水合物在日本周边海域广泛存在, 已成为其未来保障能源安全的重要抓手。自20世纪90年代以来, 日本以商业化开发为目标, 开展了大量研发工作, 并实施了两轮海域天然气水合物试采(Konno et al., 2017； Oyama and Masutani, 2017； 吴西顺等,2017； 张炜等, 2017a, b, c； 沙志彬等, 2019； 赵克斌等, 2019), 但两轮试采均未完全实现预期目标, 原商业化开发计划也部分延后。为此, 2019年2月日本再次修订了《日本海洋能源和矿产资源开发计划》,进一步明确了技术攻关方向和推进天然气水合物商业化开发的路线图, 并开始实施新一轮的国家级研发计划(MH21-S)(MH21-S研究開発コンソーシアム, 2019a, b)。本文结合日本天然气水合物资源调查和技术研发的最新进展, 系统梳理了最新成果和未来计划, 并总结了近 20年日本推动天然气水合物商业化开发的措施和经验。

1 日本天然气水合物勘查开发主要成果

日本通过实施《天然气水合物初步推进计划》(1995—1999年)和《天然气水合物开发计划》(MH21)(2001—2018年), 在其周边海域实施了三次钻探和两轮试采, 基本完成了天然气水合物资源的调查和评价, 初步摸清了资源状况, 探索了砂层型天然气水合物降压法生产技术, 初步形成了一套天然气水合物生产钻完井和环境监测技术, 但尚未实现海域天然气水合物的长期稳定生产。

1.1 资源勘查

日本基本完成了周边海域天然气水合物资源的调查和评价, 通过长期持续的海洋地质调查、地球物理勘探和地球化学研究, 圈定了周边海域似海底反射层(BSR)分布区, 达 12.2万 km2, 确定了 12块富集区, 估算甲烷资源量达 6万亿 m3(Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan,200, 2019)。特别是在日本南海海槽东部海域, 对重点海域开展了二维、三维地震勘探和钻探, 精确刻画 16个水合物富集带, 估算甲烷气体原地资源量达1.1万亿m3(Konno et al., 2017)。在南海海槽的钻探进一步揭示了天然气水合物的富集度、储层厚度、地层温压条件和物性等(Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan, 2008, 2019),为确定试采井位和目标层提供了依据。日本海域试采目标层的天然气水合物主要赋存于富砂浊积岩中,而我国进行的两轮海域试采的天然气水合物赋存于占全球水合物资源量最大(90%以上)、开发难度最大的泥质粉砂型储层。

1.2 技术研发

日本初步形成了一套集“勘探选区—生产模拟—钻完井—降压生产—环境监测”于一体的海域天然气水合物技术体系, 研发了砂层型水合物降压法生产的部分关键技术设备, 初步构建和整合了海域试采技术流程和装备体系。开发了圈定富集带的最优解释流程以及基于二维和三维地震、测井及岩芯数据的资源评价流程, 为勘探选区和试采站位选择提供依据(Fujii et al., 2007)。另外, 还开发了水合物生产预测模拟器(MH21-HYDRATES)和热-水-力耦合模拟器(COTHMA), 分别用于精确模拟水合物生产和预测生产过程中地层固结程度、应力状态变化(Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan, 2008； Kurihara et al., 2009)。日本通过参与2002年和2007—2008年在加拿大麦肯齐三角洲的陆域冻土天然气水合物试采, 认识到在富砂高渗透性沉积层中使用降压法更为有效(王淑玲和孙张涛, 2018), 也为日后海域试采积累了实操经验,并依托其“地球号”钻探船, 开发了钻完井作业体系和降压法增产技术(Yamamoto et al., 2019), 初步形成了生产监测技术体系, 使用实时温压监测和生产井可回收监测系统, 可实时监测井下温压变化并获得生产井相关数据(Yamamoto et al., 2019)。但其部分关键技术设备仍由国际公司设计制造, 如防砂系统由美国贝克休斯公司研发, 井下设备和修井立管系统、监测井温压监测设备由斯伦贝谢公司等国际石油公司研发(张炜等, 2018)。

1.3 海域试采

2013年和 2017年, 日本在其南海海槽实施了两轮海域天然气水合物试采, 均成功产气, 但未完全达到预期目标。其中, 2013年3月, 第一轮试采在砂层使用一口竖井进行试采, 采用电潜泵抽水降压技术, 利用举升分离器在井下分离水和天然气,此次试采验证了降压法在近海开采天然气水合物的可行性, 产气持续6天, 累计产气量12万m3, 平均日产气量 2万 m3(Konno et al., 2017； Oyama and Masutani, 2017), 但由于采用砾石充填防砂, 砾石移动破坏筛网, 发生了严重的出砂现象, 生产被迫中断(Uchida et al., 2016)。针对第一轮试采中出现的技术问题, 2017年4—7月在同一海域进行第二轮试采, 使用两口竖井交替生产, 仍然使用电潜泵抽水降压技术, 重新设计气水分离系统, 防砂系统通过形状记忆聚合物的膨胀, 封堵井壁与地层之间的环形空间, 两口竖井配备预先膨胀和井下膨胀两种不同的防砂装置, 以便一口井发生故障时切换生产,并验证两种防砂措施(Li et al., 2019； Yamamoto et al.,2019)。第二轮试采累计产气23.5万m3, 第一口生产井12天累计产气3.5万m3, 平均日产气量2917 m3；第二口生产井24天累计产气20万m3, 平均日产气量8330 m3(Ministry of Economy and Trade and In-dustry, 2017), 两口井平均日产气量均低于第一轮试采。

第二次试采针对第一轮试采中出现的技术问题, 改进和重新研发了部分技术装备(Yamamoto et al., 2019)：第二轮试采使用形状记忆聚合物防砂装置替代第一轮试采的砾石充填防砂装置, 在第二口生产井生产中基本解决了防砂问题； 采用了可以重新安装和切换作业的修井立管系统, 实现短时间内两口生产井切换生产； 验证了重新设计的气水分离系统, 提高分离效率； 在试采中增加了压力测量。但第一口生产井仍然遇到出砂问题, 可能是预先膨胀的出砂系统未能有效进行封堵, 或井下降压过快导致。

1.4 环境监测

在试采过程中, 日本收集研究了天然气水合物开发对环境影响的信息, 确定了水合物开发中应关注的环境因素, 如甲烷泄漏、废水排放、地层变形和海底滑坡等(Arata et al., 2011； Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan, 2008,2019)。通过对钻井岩心的研究分析, 掌握了海底沉积层物理特性。使用ROV进行海洋环境调查, 获取基线数据, 以便研究试采可能导致的周边海域环境变化(Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan, 2008)。在试采准备和实施过程中,开展环境风险分析与应对研究, 开发了相关环境监测技术, 使用可回收井下环境监测系统, 分析试采对环境影响的数据, 并综合评价天然气水合物储层开发环境, 确保最大限度降低水合物开发对环境的影响。在试采过程中, 主要依靠海底—井下环境监测, 监测手段较为单一, 部分可回收数据记录系统回收失败, 未实现对水体和大气的高精度监测, 未开展试采对海洋生物影响的评价, 尚未形成大范围、多手段、高精度的环境监测体系。

1.5 资金投入

日本天然气水合物的研发资金主要来源于政府拨款和企业出资。日本MH21计划中的实施主体由三家单位构成：日本国家石油天然气金属公司(JOGMEC)、日本产业技术综合研究所(AIST)和日本工程协会(ENAA)。2014年 10月又成立了由 11家民营公司投资的日本甲烷水合物地质调查股份有限公司(JMH), 并且在最新的MH21-S计划中, JMH替换了 ENAA, 与 JOGMEC、AIST共同执行MH21-S计划。JOGMEC和AIST的天然气水合物研发经费主要来源于政府拨款, ENAA作为部分项目的承担单位, 承担JOGMEC的委托项目。近十年(2009—2018年； MH21计划第二、三阶段), MH21计划累计投资折合人民币 60.39亿元，年均折合人民币约 6.4 亿元(表 1； Research Consortium for MethaneHydrate Resources in Japan, 2019)。

表1 日本近10年天然气水合物研发投入经费(亿元/人民币)Table 1 The R&D outlays of the natural gas hydrate in Japan from 2009 to 2018

2 日本天然气水合物下一步攻关方向及工作计划

2019年新修订的《日本海洋能源和矿产资源开发计划》针对研发现状和存在问题, 明确了下一阶段的开发目标及实现路径、必要的技术研发、推进方式等, 制定了未来 5～10年的研发路线图(图 1)。原计划的 2013—2018年目标未能完全实现, 因此相关技术推进和商业化进程不得不推迟, 争取2027年前启动以民营企业为主导的商业化开发项目。

图1 日本天然气水合物2019—2027年发展路线图Fig.1 The development road map of the natural gas hydrate in Japan from 2019 to 2027

2.1 资源调查和技术研发仍是未来的主要任务

在两轮海域试采中暴露了一系列影响产量和生产稳定性的技术问题, 而实现商业化开采必须首先解决这些问题。虽然日本基本摸清了周边海域天然气水合物的资源特征和分布, 但对南海海槽以外海域的富集带仍缺少精细刻画, 部分BSR分布区缺少三维地震资料(MH21-S研究開発コンソーシアム,2019b)。针对以上问题, 2022年前, 日本天然气水合物研发攻关重点将主要集中在三个方面：在生产技术研发方面, 主要提升储层评价和产能模拟技术的准确性, 开展长期稳定生产相关技术的开发和改良；在资源调查方面, 实施三维地震勘探和钻探, 精确刻画储层特征, 并实施低成本的简易生产试验； 在环境影响评估方面, 开展试采海域环境调查和环境影响评价。同时, 为提高产量和降低成本将开发新技术, 并改进现有技术装备, 包括简化钻采设备、提高举升效率、实时产量控制等, 为经济和环境友好的商业化开发创造必备条件。

2.2 提出了商业化开发的必要条件, 探索长期稳定开采的生产技术

砂层型天然气水合物是日本海域天然气水合物商业化开发的目标资源。根据测算, 要使天然气水合物具有市场竞争力, 需把开发成本控制在6～7美元/百万英热单位(约1.5～1.7元/m3)。商业化开发的基本条件是资源量 500亿 m3(技术可采量 200～250 m3)以上的大规模开发, 30年生产周期, 使用至少48口单井, 单井平均日产量15万m3以上。且单井平均寿命 8年。另外, 根据早期日本进行的经济性评价, 如果未来能源价格大幅上涨或“井群”生产成本下降，单井日产量达到5～15万m3的大规模开发也可以满足商业化的需求(資源エネルギー庁資源·燃料部, 2017)。

为此, 日本提出了实现商业化开发需要攻克的四方面问题：一是稳定的生产技术, 二是查明具有足够资源量的富集带, 三是生产体系的研发, 四是商业化生产试验成功(MH21-S 研究開発コンソーシアム, 2019a)。在具体的实施过程中, 为了攻克长期稳定开采技术, 2018年12月JOGMEC与美国能源技术实验室合作, 开始在阿拉斯加永久冻土层进行钻探和试采准备, 准备实施为期 1年的陆域试采(2020—2021年), 进一步了解储层的地质特性及井口周边的情况, 验证相关技术, 分析阻碍稳定产气的原因, 提高模拟预测的准确性, 改良可支撑海上长期连续生产的生产技术(MH21-S研究開発コンソーシアム, 2019b)。

2.3 以“井群生产”为长期技术演进路线

与常规天然气生产相比, 天然气水合物生产具有产能低、产气范围小、气井寿命短的特点, 但钻井深度较浅、气体处理及完井所需的成本低。综合各种特征, 日本提出了“井群生产”的概念, 以提高产量、降低成本(メタンハイドレート資源開発研究コンソーシアム(MH21), 2017； MH21-S研究開発コンソーシアム, 2019a)。另外, 积极调动相关企业的积极性, 利用工业企业和研究机构掌握的新技术探讨提高产量和降低成本的可行性。其中, 2023年是下一个阶段工作的起点, 为在 2023年开展下一个阶段海域试采的前端工程设计(FEED), 要在此之前完成一系列准备工作, 包括基本工作框架设计,相关设备和基础技术的研发。下一个阶段, 要研究支撑数月连续开采作业的技术, 包括数个井同时进行生产作业。

2.4 提出水合物商业化生产路线图

提出了2020和2023年两个里程碑式时间节点,其中 2020年完成储层评价和生产系统改良方面的攻关, 力争2023年开展第三轮海域试采, 实现日产5万m3天然气, 并可能使用“井群”技术(MH21-S研究開発コンソーシアム, 2019b)。2023—2027年引入民营企业, 推动海域天然气水合物商业化开发。另外, 日本制定了长期完善法规制度进行海洋资源量评价和开采经济技术评价的方法, 在环境方面, 持续开展实验海域环境调查、试采环境影响评价。本轮计划继续明确了将砂层型天然气水合物作为商业化开发的主要目标, 针对表层型天然气水合物的研究仍处于基础研究和资源勘查阶段, 提出将于 2023—2027年择机试采该类型, 推动实现 2030年对表层型天然气水合物的商业化生产目标。

3 日本推动天然气水合物商业化开发的经验

日本在推进天然气水合物开发利用的 20多年发展过程中, 始终以实现天然气水合物的商业化开发为目标, 在推进机制、组织形式、顶层设计等方面制定了具体的措施。

3.1 坚持国家长期规划和需求导向, 构建稳定灵活的政策体系

2007年7月, 日本国会颁布了《海洋基本法》。根据该法, 2008年3月发布了《海洋基本计划》, 明确提出要有计划地推进海洋能源和矿产资源的开发,要求制定《海洋能源矿产资源开发计划》。2009年,经济产业省根据《海洋基本计划》制定了为期 10年的《海洋能源和矿产资源开发计划》。根据工作进展和国际形势的变化, 2013年12月对《海洋能源和矿产资源开发计划》进行了第一次修订, 2019年 2月进行了第二次修订。国家通过制定《海洋基本法》,以法律形式确定国家对海洋资源开发和利用的支持,制定国家层面的行动计划《海洋基本计划》和《海洋能源和矿产资源开发计划》, 形成“基本法—基本计划—开发计划”的完整体系, 并坚持执行以10年为周期的长期规划, 确保国家层面政策的稳定性和连续性。同时, 以需求和问题为导向, 不断完善未来规划。根据过去在海洋能源和矿产资源开发以及原有开发计划组织实施过程中存在的问题, 有针对性地更新开发计划中的相关内容, 服务需求, 解决问题。

3.2 设立专家委员会和研究联盟等临时组织, 集中国内优势力量攻关

日本在开展天然气水合物研发之初, 就十分重视统筹规划、协调推进各类研发项目, 先后成立了多个统一的机构来管理和推进天然气水合物的研发进程。2000年6月, 日本经济产业省成立了天然气水合物开发研究委员会, 开始研讨开发计划以实现天然气水合物更为经济的钻探和生产目标。2002年3月, 经济产业省牵头成立了“天然气水合物资源开发研究联盟”(MH21研究联盟), 该联盟由政府、工业企业、研究机构等30余家单位组成(赵克斌等,2019), 其主要职责是对日本国内天然气水合物研究进行统一组织管理, 确保实现日本天然气水合物研发计划各阶段的目标, MH21组织实施的项目已于2019年3月31日结束。目前, 又由JOGMEC、AIST和JMH三个机构联合主导了MH21-S研究开发联盟, 联盟总部为长期推进这项工作设置了周边海域资源量评价组、商业化研讨组和事业推进组三个团队(MH21-S研究開発コンソーシアム, 2019a)。

以商业化为最终目标, 鼓励和促进民营企业参与开发计划, 是其天然气水合物商业化发展的重要举措。通过与民营企业共享资源调查与评价成果,向民营企业移交生产技术研发和经济性评价成果等措施, 促进民营企业参与目前国家主导实施的研发项目, 并利用民营企业拥有的技术、装备和经验合作开展调查与勘探, 最终实现民营企业为主导的商业化开采。

3.3 由“陆地到海洋”验证技术方法, 加强国际合作以推动商业化开发的相关技术研发

由于海域天然气水合物的赋存特点, 长期稳定开采一直是技术攻关的难点。海域试采成本高、风险大, 为推动海域天然气水合物商业化发展相关技术的进步, 日本通过在陆域水合物的试采以验证相关技术的可行性, 先后参加了加拿大麦肯齐三角洲2002年和2007—2008年水合物试采以及美国阿拉斯加北坡 2012年试采(Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan, 2008； 张炜等,2018)。通过与美国和加拿大合作开展陆域天然气水合物试采, 日本同时积累了热激法、CO2置换法和降压法开采水合物的宝贵经验, 为自主研发和检验相关技术及设备提供了实践平台, 为水合物试采积累了经验。日本通过国际合作, 实现技术共享, 协同研发, 分摊研发成本, 并推动日本天然气水合物相关技术走向世界, 为今后水合物商业化生产进入国际市场奠定了基础。另外, 吸引石油开发领域的各类新技术加入。在本轮开发计划中, 又明确提出2020—2021年与美国合作开展阿拉斯加陆域冻土长期试采, 还将与印度在天然气水合物资源勘查和开采领域开展合作。

4 结论

推动天然气水合物商业化开发是日本海洋能源资源开发利用的重要方向, 通过 20多年的调查研究和技术攻关, 日本在海域天然气水合物的资源调查和勘探开发相关技术已位居世界前列。

(1)日本已基本查清了日本周边海域天然气水合物的资源特征与分布状况, 圈定了资源富集区,并通过两轮试采形成了一套基于降压法的砂层型天然气水合物生产开发技术体系。

(2)通过制定基本法、开发计划、开发路线图等,确定了推动天然气水合物商业化开发的顶层设计,并通过成立天然气水合物商业化公司、设立专家委员会和研究联盟、模拟相关技术方法、加强国际交流合作等, 为推动天然气水合物商业化开发奠定了基础。

(3)我国于2017年和2020年成功在南海神狐海域实施了两轮天然气水合物试采, 成功实现了从“探索性试采”向“试验性试采”的重大跨越, 处于世界领先地位, 下一步应继续加大科技攻关力度,推动产业化发展进程。尽管日本开展天然气水合物试采的技术路径、生产方法与我国不同, 但制度建设、组织管理、生产模拟等方面的经验值得参考。

致谢：编辑和审稿专家对本文提出了有益的意见和建议, 在此表示感谢。

Acknowledgements:

This study was supported by China Geological Survey (No.DD20190462).