海洋非成岩天然气水合物固态流化开采模拟实验技术及系统

第1章 天然气水合物资源调查与试采技术研究现状 1.1 天然气水合物资源特点及分布 全球一次能源正在迈入石油、天然气、煤炭和新能源“四分天下”的格局，但相当长一段时期内新能源还难以独担重任，石油与天然气仍然是当下不可或缺的主力能源[1]。当今世界，能源安全是各国国家安全的优先领域，抓住能源就抓住了国家发展和安全战略的“牛鼻子”[2]。相关数据显示[3，4]，2021年我国累计生产天然气2.053×1011m3，对外依存度达46%，国家能源安全形势极为严峻。 作为世界*大的能源消费国，如何有效保障国家能源安全、有力保障国家经济社会发展，始终是我国能源发展的首要问题。2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上强调，能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。现今能源开发，稳油增气是大势所趋，天然气将形成对石油的“**次革命”，进入天然气发展时代。面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，为保障国家能源安全，必须推动能源生产和消费革命。 天然气水合物是甲烷等烃类气体与水在高压、低温条件下形成的笼形结晶状化合物，俗称“可燃冰”[5]。在天然气水合物中，水分子作为主体形成笼形结构，甲烷等烃类气体作为客体分子进入并填充到主体分子构成的多面体晶体中，两者通过范德华力产生相互作用。在标准状况下，完全饱和的1m3天然气水合物可以分解为164m3天然气和0.8m3水。因此，天然气水合物具有储气密度高、燃烧热值高等特点，是一种清洁高效的能源[6]。 天然气水合物具有资源量大的特点，全球总资源量达7.6×1018m3，是已知含碳化合物(包括煤、石油和常规天然气等)总和的2倍，仅我国南海资源量就达8.5×1013m3，是全国陆地常规天然气储量的2.12倍。从长远看，页岩气、页岩油、天然气水合物等非常规油气必将形成对常规油气的“第二次革命”，尤其是“水合物革命”有可能比“页岩气革命”更具颠覆性。未来天然气水合物商业化开发预计将使我国天然气对外依存度降低20%，将在推动能源生产和消费革命以及中美贸易摩擦日益激烈的背景下在国家能源安全与南海维权等方面发挥重大作用[7-11]。 天然气水合物高效开发是当今世界科技创新及竞争的前沿和热点，其开采技术在国家层面具有战略性和革命性特征，近年来受到国家高度重视。2006年，《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006—2020年)》[12]将天然气水合物开发技术部署为24项前沿技术之一，提出突破天然气水合物钻井技术和安全开采技术；2014年，国家《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》提出加大天然气水合物勘探开发技术攻关力度，培育具有自主知识产权的核心技术，积极推进试采工程；2016年，国家《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》提出突破天然气水合物勘探开发基础理论和关键技术，开展先导钻探和试采试验。2017年11月16日，国土资源部(现自然资源部)在北京召开新闻发布会[13-15]，国务院正式批准将天然气水合物列为第173个矿种。 自然界天然气水合物成藏通常需要4项基本条件，即低温高压环境、充足的气源、水相的存在、流体运移聚集通道与空间。根据天然气水合物形成条件，其主要分布在高纬度或高海拔的陆地永久冻土带地区和水深300~3000m的大洋边缘海域陆坡、岛屿和盆地的表层沉积物或沉积岩中，也可以散布于海底泥线附近。天然气水合物稳定存在的温度、压力条件如图1-1所示[16-18]。据资料显示，陆地上27%和大洋底90%的地区具有形成天然气水合物的有利条件，绝大部分的天然气水合物分布在海域，其资源量是陆地的100倍以上[19，20]。 图1-1 天然气水合物稳定存在的温度、压力条件 目前，世界范围内多个区域已发现天然气水合物，如图1-2所示，其中在海域通过取样、地震标志、生物或碳酸盐结壳标志等直接或间接发现的天然气水合物有近百处。已调查并圈定含有天然气水合物的海域主要分布在西太平洋海域的白令海、鄂霍次克海、千岛海沟、冲绳海槽、四国海槽、南海海槽、苏拉威西海，东太平洋海域的中美海槽、北加利福尼亚-俄勒冈滨外、秘鲁海槽，大西洋海域的美国东海岸外布莱克海台、墨西哥湾、加勒比海、南美东海岸外陆缘、非洲西海岸海域，印度洋的阿曼海湾，北极的巴伦支海和波弗特海，南极的罗斯海和威德尔海，欧亚大陆的黑海、里海等[21-23]。 我国海域天然气水合物资源潜力巨大，其中南海北部陆坡、东海陆坡、台湾东北与东南海域、东海冲绳海槽以及东沙与南沙海槽等区域都具有天然气水合物形成的有利地质条件[24，25]。2002年起，我国在东沙、神狐、西沙、琼东南4个海区进行天然气水合物资源调查，2007年、2013年、2015年、2017年均成功获取海域天然气水合物样品，初步圈定11个成矿远景区、25个有利区块，如图1-3所示，资源量达8.5×1013m3[24，25]。 图1-2 世界天然气水合物资源分布图 图1-3 我国南海天然气水合物资源调查区 1.2天然气水合物藏分类 根据已有的钻探取样资料及地质勘探资料，自然界中天然气水合物的存在形式主要有如下几种[26，27]：①冻土砂岩水合物；②海洋砂岩水合物；③海洋粉砂质泥岩水合物；④海洋脉状块状水合物；⑤海洋泥质岩水合物。不同成藏形式的天然气水合物和资源量分布金字塔如图1-4所示，位于金字塔顶端的天然气水合物类型开采难度*小，但资源量*少，越往下资源量越大，但开采难度逐渐加大。冻土砂岩和海洋砂岩水合物孔隙度、渗透性以及气体饱和度好，但资源量少；海洋粉砂质泥岩水合物和海洋脉状块状水合物储量较为丰富且饱和度较高，随着开采技术水平的提高未来也可实现开采；海洋泥质岩水合物藏储量十分丰富，但存在储层渗透性低、开采难度大的问题，开采技术的提高将对该类型水合物藏未来的开采起到关键作用。 图1-4 不同储藏形式的天然气水合物资源分布金字塔 依据自然界中天然气水合物的赋存形式，从开发角度可以将天然气水合物大致分为如下两种： (1)成岩型天然气水合物。成岩型天然气水合物是指水合物组分充填在岩石孔喉、裂隙当中并具有一定圈闭构造和岩石骨架的矿体，如图1-5所示。此类矿体一般具有类似常规油气藏的稳定圈闭构造且具有岩石骨架作为储层骨架，储层内部环境相对稳定，水合物不易发生无序分解，储层结构不易垮塌。冻土砂岩水合物、海洋砂岩水合物、部分海洋粉砂质泥岩水合物属于成岩型天然气水合物。 图1-5典型成岩型天然气水合物 (2)非成岩型天然气水合物。非成岩型天然气水合物一般没有像常规油气藏和砂岩水合物储层的稳定圈闭构造并且没有岩石骨架作为储层骨架，水合物本身即为储层骨架，水合物胶结弱，储层不稳定，水合物层受到外界影响易分解，储层易垮塌溃散且水合物分解难以控制，如图1-6所示。部分海洋粉砂质泥岩水合物、海洋脉状块状水合物、海洋泥质岩水合物属于非成岩型天然气水合物，其资源量约占海域天然气水合物总资源量的76.5%以上。 图1-6 典型非成岩型天然气水合物 依据水合物岩样的敏感性强度、饱和度、粒径以及胶结强度，将水合物初步分为非成岩Ⅰ类、非成岩Ⅱ类、非成岩Ⅲ类和成岩Ⅳ类、成岩Ⅴ类(表1-1)[28]。 表1-1 天然气水合物藏分类 1.3 天然气水合物开采方法分类 目前，国际常用的天然气水合物开采方法可分为4类[29-34]：降压开采法、热激开采法、注化学剂开采法、二氧化碳置换开采法，如图1-7所示。开采原理均是采用各种方法打破天然气水合物相平衡状态，从而使天然气水合物分解并采出天然气。此外，还有针对海域非成岩天然气水合物开发提出的固态流化开采法。 图1-7 国际常用的天然气水合物开采方法 1.3.1 降压开采法 降压开采法通过降低天然气水合物储层压力，破坏水合物相平衡状态，促成分解产气。该方法可通过调节井底流压等措施控制储层压力变化以控制水合物分解速率[35-38]。目前，全球已实施的天然气水合物试采工程以降压开采法为主，20世纪60年代以来，苏联、加拿大、美国、日本、中国等国家先后利用降压法实施了水合物试采。该方法在长期生产上仍面临以下挑战：①海域天然气水合物资源大多赋存于深水浅表层，成岩程度低，水合物分解后储层呈现承压能力低、砂体流动性强的特征，大量沉积物颗粒进入井筒造成电潜泵损坏、井筒砂堵和平台处理难度大等问题，无法长期稳定生产；②水合物分解的吸热特性和产气过程中的局部低温现象会导致水合物的二次生成和聚集，如需长期生产，井筒与集输设备需采取一定的流动安全保障措施。目前，随着天然气水合物试采经验的不断积累，降压开采法正朝着与其他开采方法联合使用的方向发展。 1.3.2 热激开采法 热激开采法通过向水合物储层注入热水、热盐水、蒸汽及其他热流体，或者采用电加热、微波加热、电磁加热等方法使得储层温度升高，从而破坏水合物相平衡状态，促进分解产气[39-43]。目前，已实施的水合物热激开采法试采工程以注热开采为主。 与降压开采法相比，热激开采法热量作用直接迅速，储层和井筒间压力梯度较小，出砂现象不显著，实施安全性较好，对水合物矿藏资源条件适应性较强。但是，通过该方法注入的热量只有很小的一部分被水合物分解过程利用，大部分热量都被储层沉积物和各种流体吸收，同时水合物储层上下边界层的散热现象使注入热量损失较大，特别是在水合物储层较薄时热量在储层中的波及范围极为有限，因此能量利用率低是热激开采法目前面临的主要问题。通过合理布井提高能量利用效率和注入水合物抑制剂促进分解是热激开采法的重点攻关方向[44]。