天然气水合物（NGH）沉积物广泛分布于陆地冻土环境与海洋、湖泊等深水地层环境，其中含有80%~99.9%的甲烷，含碳量是已知化石燃料的两倍以上^[1]。天然气水合物燃烧后几乎不产生任何残渣，是一种高效利用的清洁能源。

天然气水合物的开采研究多为室内实验，研究表明：热分解法和降压法最具工业开采价值^[2]。但是热分解法消耗热量过大并且要保证连续和精细的供给；降压法需要复杂和精密的井下压力实时监测控制系统，并且也与热量供给相关性大^[3-6]。唯一具有代表性的现场试验是1998年开始进行的加拿大北部马立克2L-38井项目，研究表明：除孔隙度为32%~45%的碎屑砂岩和孔隙度为23%~29%的砾石层中出现天然气水合物外，在某一层段天然气水合物成了砂质砾岩的基质，其所占体积超过40%。天然气水合物在温压稳定条件下与实验研究的纯甲烷水合物Ⅰ型结构相似；相反，随着砂岩含盐度的增大而向高压、低温区的移动逐渐加快^[7-10]。前人研究并未提出高可行性的现场天然气水合物开采技术。本文基于页岩油ICP成熟开采技术现场经验，并与天然气水合物CO₂乳状液置换研究室内实验相结合，大胆提出具有井工厂特点的天然气水合物开采方案。

1 天然气水合物成藏特点

通过测定气体组分及其同位素研究发现，天然气水合物均为有机成因气。天然气水合物成藏取决于温度、压力、气体组分、饱和度及孔隙水组成等多方面因素，其结晶生长速度还取决于沉积物颗粒大小、形状和组成。理论上，在能够提供天然气水合物形成和稳定存在的高压低温条件，以及具备充足气源、气体运移通道和水源的沉积环境中，可能分布天然气水合物沉积层^[11-14]。天然气水合物稳定存在的深度与温度区域见图 1所示。

地质构造和沉积作用直接影响天然气水合物形成和赋存，特别是在不同时间节点上导致多种可能的动力学反应^[15]。全球气候暖冷事件的交替变化、新构造活动、沉积作用效应、地温梯度和冰川性海平面相对移位等因素均可改变天然气水合物成藏条件，从而影响天然气水合物系统的稳定性。所以很多天然气水合物储层在垂直方向和水平方向上的分布不连续且不均匀，这给天然气水合物的勘探和开采均造成了障碍^[16]。

当前研究表明这种分布不均匀性受多种因素复合控制，如受流体来源和沉积物属性的控制，或受到气体及流体来源与流量变化、岩石学属性和特征、地质构造和古海洋环境、微生物活动等因素及应力的控制与影响^[17]。但各种因素的控制强度、相互作用尚不清楚。

根据含天然气水合物地层的水合物含量、地层圈闭、沉积物类型及结构等，可将其分为4类（表 1）。

2 传统开采方法

天然气水合物是一种由气体分子和水分子在一定温压条件下形成的非化学计量型亚稳定态矿物，存在于特定的温压条件下。外界条件变化会破坏天然气水合物的相平衡，并引起天然气水合物分解。常规天然气水合物开采方法就是基于这种性质^[18-20]，主要包括热分解法、降压法、注化学试剂法（表 2）^[21-22]。

3 地层破坏研究

天然气水合物热分解引起地层的分层破坏是新发现的一种地层破坏形式，现处于试验论证阶段。常规天然气水合物开采都是将天然气水合物分解后开采至地面的^[23]，而天然气水合物分解会产生大量的水，若填充至岩层孔隙空间，会直接降低颗粒胶结程度，导致天然气水合物赋存区地层固结性变差；若遇水敏地层情况会更加复杂。另外天然气水合物热分解会引起地层局部气体释放，再次增加不可控制性，地层孔隙静压也会随之增大^[24]，最终导致天然气水合物层强度降低。若强度降低至极限，可发生天然气水合物层自身及上覆地层大变形、井位下沉、上覆地层中结构（平台、井筒和管道）破坏、滑坡、坍塌等多种破坏现象。在热分解开采情况下，热膨胀会使破坏效应加剧。据文献记载，挪威大陆架边缘由于天然气水合物分解发生的海底滑坡共滑走2500~3200km³沉积物，是目前为止发现的最大海底滑坡^[25-27]。

根据中国科学院张旭辉等实验研究^[28]，当地层渗透性较好时，天然气水合物分解产生的气体压力可以较好地释放，但随着分解的进行地层黏聚力降低，天然气水合物层易发生沉降甚至坍塌。当地层渗透性较差时，天然气水合物分解会产生高压气区，当分解进行到一定程度，该区域地层接近液化甚至气化。当气体压力等于上覆沉积层重力时会出现分层现象；当气体压力超过上覆所有阻力时会发生地层的喷发、开裂等破坏现象，如层理、沉积层扰动处，从而给天然气水合物开采产生致命影响。所以保证地层的稳定性是天然气水合物成功开采的首要前提。

4 天然气水合物ICP开采技术

ICP技术是壳牌公司于2006年开始试验的一种油页岩原位开采技术，即油页岩地下转化工艺。当前的油页岩原位开采技术已发展至十几种，最具代表性的有壳牌公司的ICP技术、美孚公司的ElectrofracTM技术和Prtroprobe公司的空气加热技术等，唯有ICP技术已在美国科罗拉多州进行了试验研究并取得相应成果^[29]。

工艺原理：直接给地下油页岩层加热, 加快干酪根自然成熟进度，使其在地下裂解生成油气, 最后通过生产井把油气开采出来^[30]。最新改进方案为：在加热至合适温度后缓慢向地下注入氢气，使产生的页岩油发生氢化反应, 直至干酪根加热裂解为小分子烃类, 最后得到轻质凝析油(约占2/3) 和伴生气(约占1/3)。

工艺施工方案（图 2）：① 冷冻墙系统，围绕储集区每间隔8ft钻一口深度约为2000ft或达到整个储层区间深度的冷冻井，大约钻150~200口，形成环状封闭（理论试验正圆形环隔热效果最好，但根据现场施工和地质情况允许不规则封割环）。同时地面建设配套制冷装置，向井内注入-45°F冷冻液，使之在密闭系统内循环，使系统周围地下水及围岩等介质一起冷冻，形成冷冻墙。② 加热系统，冷冻墙形成后依据地质情况以井网方式钻取一定数量、彼此间隔20~40ft的加热井，并装入长1950ft的裸电极加热器，使其大部分热输出集中在底部1000ft处。③ 注采监测系统，依据地质情况在加热井井网中布置生产井，并在加热井与冷冻墙之间布置注水井网。前期开采时注水井作为监测井使用，开采后期改为注水增产。④ 辅助系统，随着油页岩层的加热，产生的油、气、水蒸气和非烃类气体流入生产井，采出至地面并进入相应处理装置，进行油、气、水分离。分离出的油、气产品采用不同管网输送至终端，产生的废液处理后注入地下。监测井主要检测水质、温度及相应地下情况，可根据现场需要进行注水井转换。⑤ 恢复系统，开采结束后根据环保要求需要恢复工区原状。首先恢复高温区，加热结束后，若地面水质处理达标，则用冷却水使高温区降温，再用来自高温区的热水融化冷冻墙；然后，拆除ICP设施、堵井或弃井，设备及人员撤离。

工艺特点:① 对于中深层油页岩(300m以内)开发较为有利；② 成本低，采收率高；③ 占地面积小、地面工艺可重复利用、环保。

周锡堂等研究表明（图 3），温度一定的条件下，天然气水合物保持稳定所需的压力比CO₂水合物高。所以在某一特定的压力范围内天然气水合物会分解，而CO₂水合物则易于形成并保持稳定。如果此时向工区内监测井注入CO₂乳状夜，破坏天然气水合物相平衡，促使天然气水合物分解，导致CO₂气体与天然气水合物分解出的水生成CO₂水合物。同时此种作用属放热反应，释放的热量有助于天然气水合物的分解^[31]。根据以上研究及ICP技术提出了天然气水合物开采方案，见表 3^[32]。

5 可行性分析

本文提出的天然气水合物开采方案成功的关键主要在于ICP开采技术的稳定性和CO₂乳状液置换效果的可行性。若两者有机结合、各取所长，就能形成针对大规模整装天然气水合物藏的井工厂开采方案。

5.1 赋存条件差异对比

页岩油是以游离态、吸附态及溶解态等多种方式赋存于有效生烃泥页岩地层中，具有源储一体、储层致密、不受常规圈闭控制、源内或源缘分布等非常规油气特点。

天然气水合物主要分布在深水及冻土环境中特定相态的稳定温压条件下，分布不连续且不均匀，储层渗透率低，资源总量大，分布范围广。由表 1可以看出，当前情况下运用常规开采方法仅14%的天然气水合物矿产具备商业开采价值；而75%的天然气水合物矿产处于储层渗透率低、天然气水合物空间分布零散，且饱和度低于10%的情况，所以新工艺开采潜力巨大。

虽然页岩油与天然气水合物赋存的地层条件存在一定差异，但大体相同，均属大面积连续分布、储层致密、圈闭界限不明显的非常规矿产，个别影响开采的地质异同点也可以通过工艺改进进行弥补。例如页岩油分布广泛，采用冷冻墙系统进行“人工圈闭”处理，经济性可观；但天然气水合物分布不均匀且不连续，需改进此施工项目，进行资源经济性核算后再决定是否建立冷冻墙系统，若经济性不划算，则可采用单井稠油热采模式的水平井压裂+加热系统+注CO₂乳状液进行复核开采。

目前中国已在南海和祁连山取得了天然气水合物样品，进一步证实天然气水合物具备可观资源量。研究发现，运用常规方法在南海和祁连山地区开采天然气水合物经济性较差，所以ICP等技术的论证与运用迫在眉睫。下一步天然气水合物开采应考虑供热、安全性、渗漏等特殊问题。

5.2 ICP开采技术运用效果

ICP开采技术已经经过30多年发展（表 4）。无论是室内实验还是现场开采都得到了足够的论证，特别是在可靠性及经济性评价方面。壳牌公司成本预算表明，采用最新加热器的E-ICP项目已经取得成功，约1750×10⁸bbl页岩油会成为有经济开发价值的资源，而开采成本仅为每桶25~30美元，足已应对油价波动，而且能提供后续研发资金。正因如此，第三代的E-ICP技术实验室数据和数模计算已研究完成，若用于页岩油开发将会取得巨大成功。当前由于新技术的不断发展与自控系统的运用，ICP技术暂时处于下一阶段的开发试用环节。

2016年11月吉林省众诚油页岩投资开发有限公司对ICP技术进行改进，先后投资1.8亿元进行实验论证研究，形成成套自主技术，并在扶余市三骏乡苗胜村试采成功。现在油页岩项目已进入中试阶段，目前实现单井页岩油日产量200kg以上，比初试阶段提高了3倍多。该技术适合吉林省油页岩埋藏深、岩层薄、含油率低等特点，且占地面积小，复垦较容易，生产中产生的余热还可利用，在节能减排的基础上对环境友好。

5.3 CO₂乳状液置换

用CO₂置换天然气水合物中的CH₄是一种运用温室气体开采新能源的环保思路，理论上可行，关键点在于提高置换率和置换动力学的强化。反应分子交换及能量变化为：

CO₂+CH₄·nH₂O=CH₄+CO₂·nH₂O+Q

式中，n≥5.75，热量Q为3.49kJ/mol，可见该过程为放热反应。

依据文献[31]分别研究图 3中A、B两个区域的置换反应，得出：A区域CO₂水合物稳定，天然气水合物不稳定。用液态CO₂置换天然气水合物中的CH₄，24~96h后置换率仅为8.1%~18.6%；而90:10、70:30、50:50（w_CO2:w_H2O）CO₂乳状液经同样时间换，置换率分别为13.1%~27.1%、14.1%~25.5%、14.6%~24.3%，相同条件下CO₂乳状液置换率更高（图 4），CO₂乳状液高效可行。乳状液CO₂含量越高，置换的CH₄含量越高。

5.4 CO₂置换试采实例

2012年由康菲石油公司牵头的CO₂置换CH₄和降压法结合的试采工程在美国Alaska实施（表 5），工区位于美国Alaska北坡的Prudhoe Bay Unit区域。该区地质条件为：沉积物类型为砂质多孔介质，沉积物孔隙度为40%，绝对渗透率为1000mD，天然气水合物饱和度约为70%，天然气水合物层埋深约为650m，天然气水合物储层厚度约为20m，温度在2.0~6.5℃之间，天然气水合物层下方为页岩，上下层情况良好。

综上所述，产水速率与产气速率规律基本一致，这次试采证实了对于储层条件好的地层，采用降压法和CO₂置换法两种方法联合开采是可行的。CO₂乳状液置换技术能在高效产出CH₄情况下形成CO₂水合物，防止地层因为天然气水合物分解而产生的地层破坏，有效降低工程风险。该方法有一定开采效率，但由于尚属试验阶段所以暂不具备商业化开采价值，只能作为前期试验论证。若能把CO₂乳状液置换技术与降压法及热分解法开采联合，各取所长，并建立地质工程一体化工程信息平台，统一调配设备，模块化协同，就可降低成本控制风险。

6 结论

(1）使用单一的天然气水合物开采方案各有瓶颈且采收率过低。比如：采用降压法开采会引起降温，导致天然气水合物分解自锁；采用热分解法开采会因局部受热不均、热效率不高或热散失过快而导致天然气水合物分解过度或分解不到位，严重时还会诱发井喷；采用注化学试剂法开采成本预算不明，环境污染巨大。而盲目进行复合方法开采又没有先例，工艺及设备研发投入大，稳定性不明，可行性低。

(2）采用CO₂乳状液置换技术，并与成熟的ICP开采工艺改进版相结合，不仅解决了热效率不高、热散失等问题，还能基于成熟井网部署方案通过注入CO₂乳状液进行置换，提高天然气水合物功效。同时可以补充地层能量，防止因开采而造成的地层破坏。特别是冷冻墙和监测井的采用有效隔绝了热散失，并采用最为可靠的电导性监测手段实时监控天然气水合物分解。

(3）在天然气水合物勘探开发前对工区天然气水合物成藏特点和地层破坏进行研究，对CO₂乳状液注入速度、浓度、质量进行模拟实验；并基于ICP成熟方案进行工艺需求修改、调配或定制撬装式设备，进行井工厂化生产，可操作性强，控制精度高。