海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望.pdf

天 然 气 工 业 NATURAL GAS INDUSTRY 第 40 卷第 8 期 2020 年 8 月 100 海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望 吴能友 1,2 李彦龙1,2 万义钊1,2 孙建业1,2 黄 丽1,2 毛佩筱1,2 1. 自然资源部天然气水合物重点实验室中国地质调查局青岛海洋地质研究所 2. 青岛海洋科学与技术试点国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室 摘要 从量级尺度大幅度提高产能是实现天然气水合物（以下简称水合物）产业化开采的关键，而水合物开采能否产业化又取决于 原地可采储量能否支撑产业化开采所需要的基本开采周期，以及开采产能能否达到当前产业化开采的标准。为了给水合物开发技术 研究提供参考，从海域水合物增产理论与技术学科体系建设的角度，结合国内外水合物实验模拟和数值模拟研究成果，分析了潜在 的水合物增产技术，提出了水合物开采增产的基本原理、评价方法及目前存在的技术瓶颈。研究结果表明 ①复杂结构井、多井井网、 新型开采方法、储层改造是实现天然气水合物增产的主要途径，其增产机理可归纳为扩大泄流面积、提高分解效率、改善渗流条件 等三个方面 ； ②复杂结构井和井网是提高水合物产能的根本，基于复杂结构井和井网系统辅助加热或进行储层改造，能从量级尺度 提高水合物的产能 ； ③制样技术、储层监测技术和力学场耦合技术是目前水合物增产基础研究的主要技术瓶颈，建议“十四五”期 间国家水合物应用基础研究的重点应关注上述技术瓶颈。结论认为，以水平井或多分支井为代表的复杂结构井、以多井簇群井开采 为代表的井网开采模式、以降压辅助热激发为主的开采新方法、以水力造缝为代表的储层改造技术的联合应用等，是实现水合物产 能量级提升的关键。 关键词 海域天然气水合物 ； 产业化开采 ； 增产理论和技术 ； 复杂结构井 ； 井网 ； 降压辅助热激发 ； 水力造缝 ； 储集层改造 DOI 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.08.008 Prospect of marine natural gas hydrate stimulation theory and technology system WU Nengyou1,2, LI Yanlong1,2, WAN Yizhao1,2, SUN Jianye1,2, HUANG Li1,2, MAO Peixiao1,2 1. Key Laboratory of Gas Hydrate, Ministry of Natural Resources//Qingdao Institute of Marine Geology, China Geological Survey, Qing- dao, Shandong 266071, China; 2. Laboratory for Marine Mineral Resource, Pilot National Laboratory for Marine Science and Technolo- gy-Qingdao, Qingdao, Shandong 266071, China NATUR. GAS IND. VOLUME 40, ISSUE 8, pp.100-115, 8/25/2020. ISSN 1000-0976; In Chinese Abstract Improving productivity significantly in the scale of magnitude is the key to realize the industrial production of natural gas hydrate NGH, and the industrialization of NGH production is dependent on whether or not in-situ recoverable reserves can support the basic production cycle of industrial production and whether or not productivity can reach the current standard of industrial production. In order to provide a reference for researching NGH development technologies, this paper analyzed potential NGH stimulation technologies and illustrated the basic principles, uation s and existing technical bottlenecks of NGH stimulation from the perspective of marine NGH stimulation theory and technology system construction, combined with domestic and foreign research results of NGH exper- imental and numerical simulation. And the following research results were obtained. First, complex-structure wells, multi-well patterns, novel production s and reservoir reconstruction are main approaches to NGH stimulation, and their stimulation mechanisms can be summarized from three aspects, i.e., enlarging the drainage area, increasing the dissociation efficiency, and improving the seepage condition. Second, complex-structure wells and well patterns are fundamental to increase NGH productivity, and auxiliary heating based on complex-structure wells and well pattern systems or reservoir reconstruction can improve NGH productivity in the scale of magnitude. Third, sample preparation technology, reservoir monitoring technology and mechanical field coupling technology are currently the main technical bottlenecks in the basic studies of NGH stimulation, which shall be focused on in the national NGH application basic studies during the 14th Five-Year Plan. In conclusion, the joint application of complex-structure wells horizontal wells and multi-lateral wells as the representatives, well-pattern production models multi-cluster/group well production as the representative, novel production meth- ods depressurization assisted thermal excitation as the dominant and reservoir reconstruction technologies hydraulic fracturing as the representative is the key to the improvement of NGH productivity in the scale of magnitude. Keywords Marine natural gas hydrate; Industrial production; Stimulation theory and technology; Complex-structure well; Well pattern; Depressurization assisted thermal excitation; Hydraulic fracturing; Reservoir reconstruction 基金项目 国家重点研发计划项目“水合物试采、环境监测及综合评价应用示范” （编号 2017YFC0307600） 、山东省泰山学者特 聘专家项目（编号 ts201712079） 、山东省自然科学基金项目“水力割缝对南海粉砂质水合物降压开采产能影响的数值模拟” （编号 ZR2019BD058） 。 作者简介 吴能友，1965 年生，研究员，博士研究生导师，本刊第八届编委会委员，本期“天然气水合物勘探开发钻井专辑”特约主 编，博士 ； 主要从事天然气水合物方面的研究工作，现任中国地质调查局青岛海洋地质研究所所长。ORCID0000-0002-1734-6249。地址 （266071）山东省青岛市市南区福州南路 62 号。E-mail wuny 第 8 期 101 吴能友等海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望 0 引言 1810 年，英国学者 Davy 首次在实验室命名了气 体水合物，截至 21 世纪初，先后发现了 40 多种气 体分子（分子直径介于 0.4 ～ 0.9 nm）能够形成气体 水合物 [1-2]。1934 年，Hammerschmidt 等[3] 在天然气 输送管道中发现了甲烷水合物堵塞，由此拉开了天然 气水合物研究的序幕 [4]。特别是 Makogon 等 1965 年 报道了天然气水合物在永久冻土带和深海环境中大 量存在以后，掀起了全球天然气水合物研究的热潮。 国际天然气水合物研究队伍从化工界扩展到地质界， 研究目标由原来的工业灾害防治转变为非常规能源 找矿甚至直指商业开采应用。尽管关于天然气水合 物在环境气候 [5-9]、海底灾害方面[10-12] 的讨论和争议 从未间断，但在全球能源转型的大背景下，天然气 水合物作为一种非常规战略能源已成为国际共识。 纵观世界各国及相关组织的天然气水合物勘探 开发计划发展历程，大致可以将其归纳为 3 个阶段。 第一阶段（1965 年20 世纪 80 年代）的主要目标 是证实天然气水合物在自然界中的存在，美国布莱 克海台、加拿大麦肯齐三角洲的天然气水合物就是 在这一时期被发现的。第一阶段的研究认为，全球 天然气水合物蕴含的甲烷总量在 11017～ 11018 m3（标准状况下，即温度为 0 ℃、压强为 101.325 kPa）量级 [13]。这一惊人的数据，好似给全球天然气 水合物能源调查研究注入了一针“强心剂” 。随后开 展了以圈定分布范围、评估资源潜力、确定有利区 和预测资源远景为主要目的 [14] 的水合物调查高潮 （即 第二阶段，20 世纪 80 年代2002 年） 。随着该阶段 调查程度的深入和资源量评估技术的进步，全球天 然气水合物所含的天然气资源量预测结果被降低至 11014～ 11015 m3量级 [15-16]。2002 年，由加拿大 主导的在 Mallik 5L-38 井进行储层降压和加热分解测 试，证明天然气水合物储层具有一定的可流动性，单 纯依靠热激发很难实现天然气水合物的高效生产 [17]。 由此，天然气水合物高效开采方法的研究便成了热 点，国际天然气水合物研发态势从勘查阶段转入勘 查试采一体化阶段 （即第三阶段， 2002年至今） 。 目前， 中国、美国、日本、印度和韩国是天然气水合物勘 查与试采领域最为活跃的国家 [18]。 天然气水合物处于化石能源金字塔的中下部， 储量巨大，但其资源品位差、聚集程度弱，现有技 术条件下的资源经济可采性差 [19-20]。近年来，国内外 在天然气水合物开采方法与技术室内实验模拟、数值 模拟、现场试采等方面都取得了重要的进展。基于 对天然气水合物储层孔渗特征、技术可采难度的认 识，国际主流观点普遍认为赋存在砂层沉积物中的 天然气水合物应该是试采的优选目标 [19]。因此，日 本 2013 年、2017 年先后两度海域天然气水合物试采 也都将试采站位锁定在海底砂质沉积物中 [21-22]。前 期印度、韩国的天然气水合物钻探航次也将寻找砂 层型天然气水合物作为重点目标，从而为后续的试 采提供可选站位。我国在早期天然气水合物钻探航 次和室内研究中，也大多瞄准赋存于砂层沉积物中 的天然气水合物。 然而，全球天然气水合物总量的 90 以上都赋 存于海底黏土质粉砂或淤泥质沉积物中 [16, 23]。2017 年，我国在南海北部陆坡开展的泥质粉砂型天然气 水合物试采获得成功，证明赋存于海底黏土质粉砂 中的沉积物也具备技术可采性 [24]，从而扭转了国际 天然气水合物研究界的常规认识。这是我国天然气 水合物能源研究从跟跑到领跑的重要标志。然而，无 论是我国首次海域天然气水合物试采，还是国外历 次天然气水合物试采，均处于科学实验阶段，离产业 化开采还有很多关键技术问题需要解决。2020 年我国 采用水平井成功实现了第二轮天然气水合物试采，今 年2月17日3月18日期间累计产气86.14104 m3 [25]。 这一方面进一步证实了泥质粉砂天然气水合物的开 采可行性，另一方面也充分说明了水平井等新技术 的应用对于提高天然气水合物的产能至关重要。 在国家战略的刺激和引导下，近年来国内天然 气水合物研究队伍规模不断扩大，不同的团队针对天 然气水合物“提产降本”做了大量的实验模拟和数 值模拟。研究队伍的快速扩充极大地促进了天然气 水合物开发技术的发展，但同时也面临着研究片段 化、缺乏学科统领等瓶颈。从学科体系的角度对不同 的研究成果进行整合，是促进天然气水合物开发技 术发展的必然需求。为此，本文从提高天然气水合 物产能的角度，重点探讨天然气水合物增产学科建 设的发展方向，进而提出对天然气水合物增产技术、 增产理论、主要实现途径等的思考与建议，以期为 天然气水合物开发技术研究的进步提供参考。 1 天然气水合物开发面临的产能困局 实现天然气水合物试采的基本原理是 通过一 定的物理化学手段促使原地状态的天然气水合物分 解为气水两相，然后应用类似于油气开采的手段 天 然 气 工 业2020 年第 40 卷 102 将天然气产出到地面。目前国际上普遍认可的天然 气水合物开采方法主要有降压法、注热法、二氧化 碳置换法及上述单一方法的联合应用 [26-27]。除了现 场试采以外，国内外学者还基于室内数值模拟、实 验模拟开展了大量的针对天然气水合物开采方法评 价方面的研究工作，由此暴露出现有的开采技术中 所存在的一些问题。比如，降压法在开采海域天然 气水合物过程中面临着地层失稳 [28]、 大面积出砂[29-32] 等潜在工程地质风险，也有可能造成地层物质、能 量的双重亏空 ； 二氧化碳置换法虽然能在一定程度 上解决天然气水合物产出所造成的物质亏空 [33-34]，但 生产效率低则是该方法的最大缺陷，同时还存在着 产出气体分离难题的困扰 ； 向储层中注热水的方法 虽然能够补充地层能量并在很大程度上缓解工程地 质风险的发生，但是受能量传递及热效率的影响，注 热法在深远海天然气水合物开采中作为主要方法的前 景不容乐观 [35]，当然其作为一种辅助增产提效措施 的作用仍然不可忽视，后文将详细表述。 在众多天然气水合物勘探开发国家计划的支持 下，迄今已在加拿大北部麦肯齐三角洲外缘的 Mallik （2002 年、20072008 年）[36-37]、阿拉斯加北部陆坡 的 Iġnik Sikumi（2012 年）[38] 、中国祁连山木里盆地 （2011 年、2016 年）[39]3 个陆地冻土区，以及日本东 南沿海的 Nankai 海槽（2013 年、2017 年）[21-22]、中 国南海神狐海域（2017 年、2020 年）[24-25] 两个海域 成功实施了 9 次试采。特别是 2013 年由日本主导实 施的全球首次海域天然气水合物试采，尽管因为出 砂和天气的原因被迫终止 [21]，但仍然极大地鼓舞了 国际天然气水合物研究者。2017 年，日本在同一地 点进行了第二次天然气水合物生产测试，目的是评 估其 2013 年试采中遇到的防砂完井问题，并尝试验 证长期高产试采的可行性 [22]。同期，中国在南海神 狐海域完成了海域天然气水合物生产测试，首次在 泥质粉砂型储层中取得了天然气水合物试采成功 [24]。 我国目前已将天然气水合物产业化开采作为阶 段科研攻关目标。天然气水合物能否满足产业化标 准，一方面取决于天然气价格，另一方面则取决于 产能。本文仅从技术层面来考虑提高天然气水合物 产能的技术方案，采用固定产能作为天然气水合物 产业化的门槛产能标准。天然气水合物产业化开采 产能门槛值应该不是一个固定不变的数值，随着低 成本开发技术的发展，该数值将有可能降低 [40]。国 内外研究文献普遍采用的冻土区天然气水合物产业 化开采的产能门槛值是 3.010 5 m3/d[41-44]； 对于海域 天然气水合物储层而言，部分学者则以 5.010 6 m3/d 为标准 [45-46]需要说明的是，虽然文献显示该门槛 值的出处为本文参考文献 [4]，但源文献的日产气量 的门槛值应为 5.010 5 m3，而非 5.010 6 m3。因此， 上述产业化门槛产能标准数据的准确性仍有待于进 一步考证，但在没有考虑天然气价格、目前没有确 切行业标准的情况下，采用上述产能数据来衡量目 前试采所处的技术水平，删繁就简、直观可行，也 有其优势所在。 图 1 对比了当前已有的天然气水合物试采日均 产能结果与商业开采门槛产能之间的关系。由图 1 可 知，当前陆域天然气水合物试采最高日均产能约为 产业化开采日均产能门槛值的 1/138，海域天然气水 合物试采最高日均产能约为产业化开采日均产能门 槛的 1/17。目前天然气水合物开采产能距离产业化 开采产能门槛仍然有 2 ～ 3 个数量级的差距，海洋 天然气水合物试采日均产能普遍高于陆地永久冻土 带试采日均产能 1 ～ 2 个数量级。 图1 已有的天然气水合物试采日均产能与 产业化门槛产能之间的关系图 注图中 JP 代表日本，CN 代表中国，CA 代表加拿大，US 代表美国； 国名缩写后面的数字代表天然气水合物日均产能；相关数据源自本文参考 文献 [21-22]、[24-25]、 [39]、 [47]。 2 天然气水合物开采增产方法 综合现场试采、数值模拟、实验模拟的研究结果， 目前普遍认为，降压法及基于降压法的改良方案可能 是实现海域天然气水合物产业化试采的最佳途径 [48]， 而其他方法则主要作为降压法的辅助增产措施或产 气稳定措施使用 [49-50]。已有的天然气水合物试采主 要以垂直井为主，因此下文讨论的增产技术方案和 基本原理都是以垂直井降压法为参考基准而展开的。 另外，天然气水合物开采方法及增产技术在不同类 第 8 期 103 吴能友等海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望 型的天然气水合物储层中的适应性也不尽相同。因 此首先要对储层类型进行准确地划分，方能使天然 气水合物增产方法研究有的放矢。 从天然气水合物开采模拟的角度，为方便数值 建模分析，Moridis 等 [51] 将天然气水合物藏分为 4 种 基本类型 ①由上层天然气水合物子层与下部游离 气子层共同构成的Ⅰ类天然气水合物藏 ； ②由上部 天然气水合物子层与下部游离水层构成的Ⅱ类天然 气水合物藏 ； ③不存在下伏气 / 水子层的单一天然气 水合物储层（Ⅲ类储层） ； ④弥散分布于海洋沉积物 中的低饱和度天然气水合物储层（Ⅳ类储层） 。以下 在探讨具体的天然气水合物增产方法时，所指的储 层类型便以此为参考。 2.1 复杂结构井增产 近年来，国内外学者基于室内实验和数值模拟， 开展了大量的天然气水合物开采模拟研究，其中大部 分研究都集中在垂直井和水平井。由于垂直井技术 门槛和作业成本均较低，因此很可能是当前及未来 相当长一段时间进行天然气水合物试采的主力井身 结构。 在垂直井开采条件下， 选择恰当的降压方案 [52]、 井身结构 [53] 或井眼扩孔 [54] 都能在一定程度上辅助产 能的提升，但不足以有量级的突破。因此，从短期 现场试采和长期数值模拟的结果来看，单一垂直井 降压法很难满足天然气水合物产业化开采的需求 [47]。 以定向井（尤其是水平井）和多分支井为代表的复 杂结构井在未来天然气水合物产业化进程中将具有 不可替代的作用。 目前水平井开采天然气水合物的适应性评价主 要限于室内模拟。2020 年我国在南海开展的第二次 天然气水合物试采，是目前国际上唯一采用水平井 成功实现海域天然气水合物试采的现场应用案例 [25]。 水平井应用于天然气水合物开采模拟的最早文献见 于 Moridis 等 [55]，该文作者对比了水平井和垂直井 在不同类型储层中的产能情况，认为在Ⅰ类储层中， 无论是水平井还是垂直井，天然气水合物分解阵面 都会沿水合物层游离气层界面向前推进。基于此， 该文作者认为水平井在Ⅰ类储层中促进天然气水合 物分解的效果有限，而在Ⅱ类和Ⅲ类储层则增产效 果显著，但增产见效期与水平井布设位置紧密相 关。此后，大量实验研究和数值模拟都显示出水平 井的增产优势。如 Chong 等 [56-57] 基于小尺度实验证 明，水平井有助于提高连续产气周期和气体采收率 （5.5 ～ 10.0） ； Feng 等 [42] 基于日本 Nankai 海槽 AT1 试采站位对比垂直井和水平井的开采产能，发现 水平井能够将砂质储层中的天然气水合物产能提高 一个量级（10 倍） 。 水平井能够大幅度提高天然气水合物的产能， 主要归因于其广域面效应，即 水平井增大了井筒 与天然气水合物储层的接触面积，扩大了天然气水 合物分解阵面，使得同一时刻参与分解的天然气水合 物量成倍的增加。进一步的研究表明，在水平井和 垂直井与储层接触面相近的条件下，水平井开采后 期储层温度回升速率大于垂直井开采条件 [58-59]。这意 味着水平井能够显著提升天然气水合物储层的传热 效率，在一定程度上加快其分解速率 [60]。尽管水平 井较垂直井更有利于天然气水合物开采，但单纯依靠 降压法结合水平井的方式仍然不足以满足产业化开 采的需求。据 Feng 等 [42] 的模拟结果，在水平井穿越 储层长度 628 m，垂直井穿越储层长度 12 m 的条件 下，水平井 360 天的日均产能比垂直井提高了一个量 级（10 倍） ，但实际上其水平井与垂直井穿越储层长 度比却接近于 30 倍。可见水平井穿越储层长度越长， 天然气水合物产能一定越大，但其增产倍数与穿越 长度倍数则不成比例。因此， 利用水平井进行开采时， 需考虑井型变化及产量变化的复杂性，必然存在着 一个最优水平井长度，以达到米增产倍数的最大值。 尽管针对不同的地质条件、采用不同模拟手段获 得的水平井增产效果模拟结果差异较大，并且针对具 体储层的水平井参数优化需要考虑的因素也还没有 定论，但可以肯定的是 水平井一定能够在一定程度 上扩大天然气水合物分解的面积，水平段长度越长， 分解阵面越大。但是受成本、技术难度的限制，超 长井段水平井在天然气水合物储层中的应用仍然受 限 [61]。如何在短期内快速见效并缓解工程地质风险， 是天然气水合物复杂结构井应用的关键。为此，中国 地质调查局青岛海洋地质研究所（以下简称青岛海洋 地质所）提出了大尺寸主井眼多分支孔有限控砂天 然气水合物开采技术（专利号 ZL201611024784.7 ； JP2018-528718） 。其基本思路是 首先穿透天然气水 合物储层形成一口大直径主井眼垂直井或水平井 ； 然 后通过在主井眼周围形成若干与主井眼呈一定夹角、 定向分布的分支孔，分支孔内按照“防粗疏细”的 基本原则填充砾石形成高渗充填通道 [29]，以达到提 高泥质粉砂天然气水合物储层产气能力、降低工程 地质风险的双重目的。大尺寸主井眼与多分支孔配 合关系模式示意图如图 2 所示。为了验证大尺寸主 井眼多分支孔这一“单井丛式井”的增产效果， 以“垂 直主井眼∠两分支孔”井型为例，基于我国南海神 天 然 气 工 业2020 年第 40 卷 104 狐海域 W19 站位的地质参数开展的初步模拟结果显 示，主井眼配套 2 口深度约为 60 m 的倾斜孔，能够 在缓解储层出水的同时使天然气产能翻倍 [62]。 可以预见，在储层控制边界足够大的情况下， 多分支孔开采技术能够在开采初期快速见效 ； 但对 于长期开采而言，当天然气水合物分解范围超过分 支孔控制边界后，多分支孔的增产效果将大打折扣。 因此， “主井眼多分支孔”向多分支井开采的转化将 会是必然选择。特别是对于纵向非均质性明显的储 层，多分支井在开采中后期具有明显的增产优势 [63]。 从工程施工难度的角度来看，复杂结构井在天 然气水合物储层中施工对现有的建井工艺也提出了 苛刻的要求 天然气水合物储层埋深浅，要求复杂结 构井造斜率大 ；储层疏松未成岩，造斜困难，井眼 轨迹控制难度大，井壁稳定性差、易漏、易塌 ；储 层钻井液密度窗口窄，长井段复杂结构井钻井风险 增大。因此， 复杂结构井的选择需要从扩大分解阵面、 改善地层渗流条件、降低施工难度和成本等方面加 以综合考虑。 2.2 井网协同效应增产 Yu 等 [46] 对比了日本 Nankai 海槽储层在单一直 井和双直井降压开采条件下的天然气产能情况，结 果表明采用双直井（井间距为 100 m）能够将 15 年 生产周期内的天然气日均产能从 0.9510 4 m3增加到 7.910 4 m3。Yu 等 [45] 进一步分析了双水平井的增产 效果，结果表明无论两口水平井的空间相对位置如 何，双水平井的产能都远大于单一水平井的产能。这 一结论也曾被 Moridis 等 [64] 证实。同时，在双水平 井井距一定的情况下，双水平井同一深度水平布局或 在纵向剖面内平行布局，在相同开采条件下的平均 米采指数、综合气水比都存在着差异。双水平井在 纵向剖面内平行布局时的增产效果最佳 [45]。这可能 与水平井上下布局导致储层中气 / 水重力分异作用明 显有关 [43]。上述结论均显示出，双井协同效应在天 然气水合物增产方面所具有巨大的潜力。虽然直井 双井联采、水平井双井联采不属于严格意义上的“井 网” ，但双井联采模式对于多井井网协同效应开采具 有非常重要的启示 ①多井联采一定能够大幅度提 升天然气水合物的产能 ； ②不同的井网布局参数对 增产效果有着重要的影响 [65]。因此在讨论多井联采 增产效果时，必须考虑井网参数的影响。 为了充分发挥多井协同效应，并在短期内快速 达到产业化开采产能目标，日本天然气水合物联盟 MH21提出了多井簇群井开采方案 [66]。 其基本思路是 基于同一个钻井平台，利用井簇形式将整个储层进行 分片区控制，每组井簇包含一定数量的垂直井井眼 并控制一定的储层范围， 多井同步降压， 如图 3 所示。 此时，每个井簇中的井数、井间距及井簇之间的距 离是决定天然气水合物开采效率的关键。 Deepak等 [40] 认为 6 井簇、每簇 20 口井同步降压开采可实现印度 Krishna-Godavari 盆地天然气水合物产业化开采的需 求，但最新模拟结果则显示 40 口井协同降压即可满 足产业化需求 [67]。Yu 等[68] 认为，各井簇内布设两 口开采井的增产效果最佳 ； 当井簇中井眼数为 3 或 4 时，部分天然气水合物分解产生的游离气会在井簇中 央位置聚集，导致储层出现产气“盲区” ，进而影响 产能。目前，天然气水合物多井簇群井开采方案仍处 于概念模型阶段，井簇之间的最优匹配关系、可避免 “盲区”效应的井簇内最佳井网布设、长期开采时各 井簇之间存在的影响等均需深入研究，需结合实际 储层特征进行匹配性分析。 图2 大尺寸主井眼与多分支孔配合关系模式示意图 [62] 图3 多井簇群井开采天然气水合物概念图 第 8 期 105 吴能友等海域天然气水合物开采增产理论与技术体系展望 除了上述多井协同降压开采，研究人员还提出 利用多井模式将降压与注热或置换相结合来实现天 然气水合物增产。如 Loh 等 [69] 证明在双直井“一注 一采”开采条件下，增大生产井压差比、提高注热井 温度对天然气水合物产能的影响显著。Wang 等 [70] 基 于降压联合注热开采法，分析了不同井网布设对开 采效率的影响，结果表明 在井间距较小的情况下五 点法垂直井井网的增产效果为最好。Li 等 [71-72] 的实验 和数值模拟结果显示，双水平井结合注热的“上注 下采”模式能够使天然气水合物产能维持在产业化 标准以上，类似的结论在 Yu 等 [45] 的工作中也有所 提及。 因此，针对实际天然气水合物储层，应优化多 井簇群井开采方法，发展多井型井网开发模式，在 增大网络化降压通道的同时辅以适当的加热和储层 改造，通过建立海底井工厂实现天然气水合物资源 的高效、安全开发利用。此外，针对存在深层油气 的浅层天然气水合物储层，可形成深层油气浅层 天然气水合物一体化开发技术。但需注意的是，在 大力发展海底井工厂等集成作业模式、提高生产效 率的同时，还必须要兼顾环境友好及经济性。 2.3 降压辅助热激发增产 针对单纯降压法开采天然气水合物面临的储层 水合物二次生成及储层失稳等问题，近年来国内外开 展了大量的基于降压法辅助热激发法相关的研究，也 催生了许多新的天然气水合物开采方法。Nair 等 [73-74] 从不同角度验证了不同降压模式、降压加热联合模 式下天然气水合物产能的变化情况，结果表明无论 降压方案如何优化，其开采效率都不如在降压过程中 辅助加热所取得的效果。Yang 等 [41] 指出，泥质粉砂 型Ⅱ类天然气水合物储层在长井段水平井（1 500 m） 、 大幅度降压（0.2 p0～ 0.1 p0，p0表示原始地层压力） 、 辅助加热（42 ℃）开采模式下，能够达到产业化 开采产能门槛值。Yu 等 [45] 以双水平井（水平段长 度 1 000 m、井间距 90 m） “下注上采”模拟日本 Nankai 海槽天然气水合物产气情况，证明在注热温 度 40 ℃、注热速率 2 kg/（sm）的条件下，该地区 年均天然气日产能可高达 86.410 4 m3（综合气水比 为 10.8） ，远高于纯降压双水平井开采模式（年均天 然气日产能为 13.7610 4 m3，综合气水比为 7.6） 。 因此，降压辅助热激发开采方法能够在一定程 度上提高天然气水合物产能和综合气水比 [44]。但由 于天然气水合物储层的传热条件差，单纯提高热源 温度或加大热量的注入对提高天然气水合物的分解 效率效果均甚微 [75-76]， 而储层的热导率是很难改变的， 只能通过提高热对流的效率来改善传热。复杂结构 井或多井井网降压辅助热激发对天然气水合物产能 的开采效率高于直井，复杂结构井或多井井网降压 辅助热激发法是从量级尺度提高天然气水合物产能的 优选途径。基于这种思路，近年来也有学者提出联合 深层地热资源开采浅部天然气水合物的方法 [77-80]。该 方法的基本思路是 通过向深层地热储层注入海水， 海水在深层地热层中吸收热量后循环至浅部天然气 水合物储层，利用复杂结构井技术，结合降压法和 加热法促使天然气水合物分解，如图 4 所示。尽管 不同文献中采用的井身结构、热替换方法有所差异， 但其涉及的地热应用模式均为热水直接加热储层，暂 未涉及利用地热将水电解转化为电能等二次转化加 热模式 [81]。热水循环排量、地热储层温度（地热梯 度） 、地热储层渗透率、地热储层压力等参数的提高， 均能有助于提高天然气水合物的开采效率，但同时 也面临着能效比的降低 [79, 82]。 然而，无论是地面注热还是采用地热辅助开采 天然气水合物，都不可避免地会在注热井周围形成 高压区域，不利于天然气水合物的分解。特别是在 高饱和度、低渗透率地层，将面临注热困难的窘境。 非流体辅助加热模式（如电加热 [83]、射频波辐射[84]、 微波加热 [85-87]、电磁加热[88]）则有可能从根本上解 决热流体注入的难题。Liang 等 [83] 指出，直井降压 开采条件下，电加热辅助增产效果优于热水加热。Li 等 [87] 和 Islam [88]分别从不同的角度证明，在相同的 热功率条件下，微波加热、电磁加热引起的天然气 水合物分解效率远高于注热水加热条件，Rahim 等 [84] 则指出， 微波加热的开采效率优于射频波辐射。总之， 非流体辅助加热开采方法，不仅克服了流体加热的 潜在工程地质风险，而且还提高了天然气水合物开 采的效率。尽管目前这些新型辅助加热开采方法仍 处于概念模型阶段，但不能排除一旦技术取得突破， 将对天然气水合物产业化产生重大的影响，特别是 对于高饱和度、低渗透率、低热容等流体注入可行 性较弱的储层而言，非流体辅助加热开采方法具有 良好的应用前景。 总之，目前针对降压法辅助热激发开采模拟的 研究百花齐放，研究结论不一而足。总体而言，单纯 依靠热激发很难实现天然气水合物的高效开采，依 赖复杂结构井或多井井网降压，将热激发作为辅助措 施一定能够提高天然气水合物的产能。此外，天然 气水合物的分解是吸热反应，从长期开采的角度来 天 然 气 工 业2020 年第 40 卷 106 看，必须要通过热量的补充来促进天然气水合物的分 解，进而保持产气的稳定性。因此，在天然气水合 物开采过程中，加热占有非常重要的地位。但是一 味地强调注热温度或加热功率可能无法提高能效比， 因此在基于降压法辅助热激发开采天然气水合物时， 热源作为辅助手段没必要“用药过猛” ，而应以最大 能效比作为注热或加热参数的优选标准。目前可行 的办法是通过一系列最优化分析方法（如 Pareto 最 优准则 [85]）确定最佳的辅助加热功率。 2.4 储层改造辅助增产 降压法开采天然气水合物的过程中，通常认为 大幅度降压能够在一定程度上提高天然气水合物的 产能 [89-90]，但当压降超过一定阈值后，增大压降幅 度所带来的产能红利却越来越小，因而不能将增大 降压幅度作为一种增产措施来对待。Yu 等 [46] 基于日 本 Nankai 海槽的模拟结果显示，提高储层渗透率对 产能的影响远大于扩大降压幅度所带来的收益，若该 海槽储层中部泥质夹层的渗透率从 40 mD 提高到 800 mD， 15 年生产周期内的天然气日均产能将从 0.9510 4 m3增加到 2.010 4 m3。这也是诸多文献中以储层绝对 渗