第一章绪论
第一节天然气水合物能源开发现状
一、天然气水合物试采概况
1810年，英国学者Davy首次在实验室命名了气体水合物。至21世纪初，先后发现40多种气体分子(分子直径0.4～0.9nm)能够形成气体水合物。1934年，Hammerschmidt（1934）在天然气输送管道中发现天然气水合物堵塞，由此拉开了天然气水合物研究的序幕。特别是Makogon（1965）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。近年来，尽管对天然气水合物在环境气候、海底灾害方面的讨论和争议从未间断(Ruppel and Kessler，2017)，但在全球能源结构转型、实现“双碳”目标的大背景下，天然气水合物作为一种非常规战略能源已成为国际共识。
纵观世界各国及组织天然气水合物勘探开发发展历程，大致可归纳为三个阶段。第一阶段（1965年至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发现的，该阶段研究认为全球天然气水合物蕴含的甲烷总量在1017～1018m3(标准状况)量级(Makogon，2010)。这一惊人数据给全球天然气水合物能源调查研究注入一针强心剂。随后开展了以圈定天然气水合物分布范围、评估资源潜力、确定有利区和预测资源远景为主要目的的水合物现场调查研究（第二阶段，80年代至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甲烷气资源量预测结果降低至1014～1015m3量级(Boswell and Collett，2011)。2002年，加拿大等国在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(Takahashi et al.，2003)，尽管单纯依靠热激发很难实现天然气水合物的高效生产，但至少证明人类通过技术革新有实现天然气水合物可控利用的可能性。由此，天然气水合物高效开采方法的研究成为热点，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、韩国是天然气水合物勘查与试采领域*活跃的国家。
在各国天然气水合物勘探开发国家计划的支持下，迄今（截至2020年年底）已在加拿大北部麦肯齐三角洲外缘的Mallik(2002年、2007～2008年)(Dallimore et al.，2005；Kurihara et al.，2010)、美国阿拉斯加北坡的Ig nik Sikumi(2012年)(Boswell et al.，2017)、中国祁连山木里盆地(2011年、2016年)(王平康等，2019)等3个陆地冻土区和日本东南沿海的Nankai海槽(2013年、2017年)(Yamamoto et al.，2014，2019)、中国南海神狐海域(2017年、2020年)(Li et al.，2018；叶建良等，2020)2个海域成功实施了9次试采。
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。因此，日本在2013年和2017年海域天然气水合物试采中也都将试采站位锁定在海底砂质沉积物中。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。但据预测，全球天然气水合物总量的90%以上赋存于海底黏土质粉砂或淤泥质沉积物中。进一步落实海底黏土质粉砂或淤泥质沉积物中的天然气水合物资源量并突破其开采瓶颈对于改善全球能源结构意义重大(吴能友等，2020)。
聚焦国内，我国自20世纪末期启动天然气水合物调查研究以来，经过20余年的不懈努力，初步评价我国海域天然气水合物资源量约800亿吨油当量(中国矿产资源报告，2019年)，并在南海北部陆坡评价圈定了11个天然气水合物成矿远景区，25个有利区块，锁定了24个钻探目标区，取得了一系列重大找矿突破(中国矿产资源报告，2018年)。我国天然气水合物研究历程主要可划分如下三个阶段：①1999～2001年，原地矿部启动天然气水合物调查预研究，2001年11月3日，青岛海洋地质研究所业渝光研究员牵头，在国内首次人工合成天然气水合物样品并实现点火成功，央视集中报道了这一历史性时刻，这一事件极大地鼓舞了国内科研人员和相关政府组织机构，随即拉开了天然气水合物大调查序幕。②2002～2015年，由中国地质调查局牵头开展水合物调查，先后在我国祁连山冻土带、南海北部东沙海槽和神狐海域钻获了天然气水合物实物样品，经2007年以来多轮钻探取样和调查，我国海域天然气水合物勘查研究提升到了一个新高度。2014年，由中国地质调查局和中国科学院联合主办第八届国际天然气水合物大会，宣布我国将开展海域天然气水合物试采。③2015年年底，中国地质调查局启动首轮海域天然气水合物试采工程，由吴能友研究员担任首席专家，卢海龙教授担任首席科学家。由此，我国海域天然气水合物研究由资源家底普查转入勘查试采一体化阶段。目前，南海北部陆坡已经成为我国主要的天然气水合物调查、试采研究区，目前已经在陆坡中部神狐海域和西部琼东南海域启动建设两个试采先导区。
特别值得一提的是，2017年我国在南海北部陆坡开展泥质粉砂型天然气水合物试采并获得成功，在全球首次证明赋存于海底黏土质粉砂中的天然气水合物具备技术可采性，从而扭转了国际天然气水合物研究界的常规认识。因此，我国首次海域天然气水合物试采成功也被外界认为是我国天然气水合物能源研究从跟跑到领跑的重要标志。2020年，我国采用水平井实现第二轮海域天然气水合物试采，2月17日至3月18日累计产气86.14万m3，一方面进一步证实泥质粉砂天然气水合物开采的可行性，另一方面充分说明水平井等新技术新工艺的应用是实现天然气水合物开发提质增效的有效途径。
然而，无论是我国主导的两轮试采，还是国外历次试采，均处于科学试验阶段，离产业化开采还有很多关键技术需要解决。我国已经将天然气水合物产业化作为阶段目标予以推进。在国家战略的刺激和牵引下，近年来国内天然气水合物研究队伍在不断扩张，部分能源研究高校在短期内迅速转型并投入了大量的人力物力攻关天然气水合物开发相关的技术，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一定的进展，也为后续学科建设和人才培养奠定了基础。
二、天然气水合物试采的产能制约
按照天然气水合物分解驱动力的差异，目前普遍认为天然气水合物开采的基本方法有降压法、热激发法、CO2置换法、化学抑制剂法及上述单一方法的联合(Chong et al.，2016)（图1.1）。但实际上，上述方法仅仅是“水合物分解方法”，与实际工程需求的“开采”仍然有一定的差距。鉴于目前天然气水合物开采方法都是在常规油气开采方法基础上的改良，因此天然气水合物的开采基本原理可以归纳为：通过一定的物理化学手段促使天然气水合物在原地分解为气-水两相，然后应用类似于油气开采的手段将天然气产出到地面。但常规石油、天然气开采过程中没有相变，天然气水合物在开采过程中会发生相变。因此，开采过程中含天然气水合物沉积层处于动态体系中，其化学物理性质受水合物饱和度及其微观分布模式的影响，传质传热、分解扩散能力和地层力学强度也随天然气水合物聚散过程而动态调整。
图1.1天然气水合物分解的基本原理
除了现场试采，国内外学者基于室内数值模拟、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，也暴露出了现有技术开采中存在的一些问题。例如，降压法在开采海域天然气水合物过程中面临着地层失稳、大面积出砂等潜在工程地质风险，也会造成地层物质、能量的双重亏空。二氧化碳置换法能在一定程度上解决天然气产出造成的物质亏空，但生产效率低是该方法的*大缺陷，也存在产出气体分离困扰。向储层中注热水的方法能够补充地层能量并在很大程度上避免工程地质风险的发生，但是受能量传递及热利用效率的影响，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，但其作为一种辅助增产提效措施的作用仍然不可忽视。
从技术层面考虑，实现单井产能的量级提升是实现天然气水合物产业化的关键。考虑到市场因素，天然气水合物产业化开采产能门槛值应不是一个确定的数值，随着低成本开发技术的发展而能够有所降低。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3.0×105m3/d；对于海域天然气水合物储层而言，日产气量的门槛值通常认为是5.0×105m3/d。尽管上述产业化门槛产能标准数据的准确值有待进一步考证，但在没有考虑天然气价格、没有确切行业标准的情况下，采用固定的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。
当前已有天然气水合物试采日均产能结果与产业化开采门槛产能之间的对比关系如图1.2所示。由图1.2可知，当前陆域天然气水合物试采*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*高日均产能约为产业化开采日均产能门槛的1/17。总之，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1.2已有天然气水合物试采日均产能结果与产业化门槛产能之间的对比关系(吴能友等，2020)
综合现场试采、数值模拟、实验模拟结果，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*佳途径，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。为了提高天然气水合物的单井日产量，大量的研究人员从数值模拟和实验模拟两个方面开展了研究，也提出了很多新的增产手段，如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方法等。这些方法的根本作用机理无外乎扩大天然气水合物分解阵面、提高天然气水合物分解速率和改善储层渗流条件。
另外，为了降低现有基于常规深水油气改良技术进行天然气水合物开采过程中的高成本问题，研究人员也提出了五花八门的“非常规”天然气水合物开采技术，如可再生能源（地热、太阳能）热开采法、可再生能源（风力、太阳能）电热泵开采法、原位热源（催化氧化、原位燃烧、自生热液/固体热化学法）开采法等。目前这些方法基本停留在概念模型的阶段。虽然研究人员在公开发表的学术论文中对这些方法都持乐观态度，但从根本上看，这些技术本身的成本在短期内也很难降低到能够满足产业化开采的需求，不同“非常规”方法的实际可用性仍然值得探讨。
三、天然气水合物试采的工程地质风险制约
针对海域天然气水合物安全有效开采相关工程地质风险的研究，应包含以下三个层次(吴能友等，2017)：
（1）明确海域天然气水合物开采活动可能造成的工程地质风险类型及其诱发因素（即知其然）；
（2）研究不同类型的工程地质风险对安全有效开采海域天然气水合物的影响程度、影响机制（即知其所以然）；
（3）探索针对不同的工程地质风险的防控措施，使工程地质风险处于可控范围内，保证天然气水合物的长效安全开采（即调控对策）。
从海域天然气水合物开发的整个生命周期分析，海域天然气水合物开发相关的工程地质风险主要可以分为钻完井阶段的工程地质风险、开采产气阶段的工程地质风险及天然气水合物储层产出物输送阶段可能面临的工程地质风险。
其中，在天然气水合
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