海洋天然气水合物开采基础理论与模拟

**章 绪论 天然气水合物（俗称可燃冰）是在低温高压条件下由天然气和水分子形成的一种白色固态物质（Kvenvolden，1993）。形成天然气水合物的气体通常由甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氮气、硫化氢等组成，其中甲烷含量占80%～99.9%，因此以甲烷为主要气体组分的天然气水合物亦称甲烷水合物。天然气水合物分布广泛，全球海洋深水区和陆地多年冻土带的广大地区都具有形成天然气水合物的潜力。 由于天然气水合物分解产生的甲烷燃烧只产生二氧化碳和水，而且其巨大的资源量已远远超过已知的天然气储量（Boswell，2009），因此其作为一种清洁的潜在能源吸引全球一大批研究人员对其进行勘探和研究，并希望*终达到商业化开采的目的。20世纪90年代以来，天然气水合物研究得到蓬勃发展，近年来已成为地球科学和能源领域的一大研究热点。 迄今，国际上对自然界中天然气水合物的研究已有60多年历史，已在大量大陆边缘海底和陆地多年冻土带沉积物中获得实物样品，对其地质、地球物理、地球化学特征，产状和分布的控制，影响因素及成藏机制，不同储层特征及其资源量，开采响应，相关地质灾害和气候响应等，进行了广泛研究，并在一些地区成功地进行了试采。 然而，与常规油气相比，天然气水合物具有以下特点：**，天然气在水合物中以固体形式存在，不能在地层和构造中自由流动，需要外力作用将其分解为甲烷和水来实现天然气的开采；第二，全球天然气水合物勘探程度低，特定区域的资源量或可采资源量随技术成熟度变化较大；第三，天然气水合物的能量密度较低，约为原油的六分之一（即1m3天然气水合物≈164m3天然气≈0.157m3原油）；第四，海洋天然气水合物的开采成本仍具有不确定性，天然气需要较高的存储和运输成本，供需之间必须匹配，同时天然气水合物赋存于深水区，开采设施成本较高，需要额外成本用于保障海底稳定性和井壁稳定性及解决环境问题。因此，未来天然气水合物的勘探和开采仍面临着巨大的挑战。 本章在简要论述海洋天然气水合物资源特征和储层类型的基础上，基于天然气水合物开采技术方法和现场试采现状分析，阐述海洋天然气水合物开采面临的科学与技术挑战。 **节 天然气水合物资源特征 一、全球天然气水合物资源量及其不确定性 天然气水合物广泛分布于海洋深水区（～99%）和陆地多年冻土带（～1%）。全球天然气水合物中存储的天然气数量巨大（表1.1），但数值是推测性的，为2.8×1015～8×1018m3。相比之下，传统的天然气（储量和技术可采但尚未发现的全球资源量）约为4.4×1014m3（Ahlbrandt et al.，2000）。资源量预测存在较大差异的原因是天然气水合物分布具有不均匀性，以及储层孔隙度、饱和度等基本参数具有不确定性。由于孔隙度、气液渗流通道、有机质转化为甲烷的控制条件在短时间内都可能发生显著变化，因此在大多数情况下天然气水合物分布非常不均匀。而且，天然气水合物不仅存在资源评价的不确定性问题，其实际可采资源量也存在不确定性。 表1.1 全球、陆地多年冻土带和海洋中的天然气水合物资源量全球资源量 影响天然气水合物储层特性和开采潜力的因素具有高度不确定性，并且因位置而异。这些因素包括甲烷的局部供应、气体的运移和聚集构造、适合于天然气水合物形成的温压条件、储层特征、储层富集天然气水合物的能力以及持续形成天然气水合物的区域地质条件等。由于这些因素差异很大，即使在局部范围内，天然气水合物的分布也非常不均匀。因此，尽管全球天然气水合物含有大量甲烷气体，但并非都可开采，至少在短期内仅有一小部分资源在技术或经济上可采。 资源量是天然气水合物藏中储存的所有气体总量，包括已经发现和尚未发现的、经济可采的和非经济可采的总和（Milkov，2000；Milkov and Sassen，2003）。储量是在合理的可信度水平下，天然气水合物藏中已知的、运用现有技术经济可采的气体量。综合分析来看，天然气水合物的资源量在所有气体资源量中占较大比重，但其中砂质沉积物中的资源量占有比例较小，大部分是在泥质沉积物中。通过对全球天然气水合物资源评价表明，并不是所有天然气水合物资源均可以成为具有经济价值的储层（Milkov and Sassen，2003），总体上看，储量仅占资源量很小一部分，随着地质确信度、经济可采性的提高，储量逐渐减少，但其可采的程度逐渐提高（图1.1）。 图1.1 天然气水合物资源量和储量关系图［据Collett（2017）修改］ 二、天然气水合物资源分类及其评价方法 天然气水合物资源金字塔模型表明（Boswell and Collett，2006），极地多年冻土带中砂砾层天然气水合物储层的开采难度*低，开采效率较高。对于天然气水合物资源，开采难度从低到高依次为：冻土区砂砾层天然气水合物储层、海洋砂层天然气水合物储层、海洋渗透性黏土质天然气水合物储层、与冷泉相关的块状天然气水合物储层、海洋非渗透性黏土质天然气水合物储层（图1.2）。但是，天然气水合物很可能会与常规天然气类似，随着社会各界关注和开采技术的突破，使大量以前认为不可开采的资源量成为技术可采资源量（technical recoverable resources，TRR）和经济可采资源量（Economically recoverable resources，ERR）（图1.3）。 图1.2 天然气水合物资源金字塔［据Boswell和Collett（2006）修改］ 图1.3 天然气水合物的资源分类 当前国内外针对海洋天然气水合物的资源评价主要有4种方法（孙运宝等，2013）：基于天然气水合物成藏思路的面积法、体积法和概率统计法（Xu and Ruppel，1999；Soloviev，2002；Sain and Gupta，2012），以及基于生烃思路的物质平衡法。其中，目前国际上用于资源评价的主流方法是基于成藏思路的体积法，特别是国际上提出“天然气水合物油气系统”（gas hydratepetroleum system）的概念（Collett，2009），为下一步精确定量天然气水合物资源量提供了理论依据。一方面，天然气水合物油气系统综合考虑了天然气水合物形成所需要的温度和压力条件（如水深、地层压力、海底温度、地温梯度等），并将其用于天然气水合物稳定带深度和厚度估算，进而估算天然气水合物资源量；另一方面，天然气水合物油气系统更注重实际地质条件，通过地震调查和钻探确定天然气水合物储层的实际厚度、面积、饱和度、气体因子等参数，进而运用体积法估算天然气水合物资源量，一定程度上可作为开采潜力评价、试验性开采目标选择的主要依据。因此，基于天然气水合物油气系统开展天然气水合物资源评价，与以往全球尺度资源估算方法相比，将具有更高的可信度。 第二节 天然气水合物储层类型 一、按热动力学特征分类 目前，国际上有科学家提出了渗漏型和扩散型两类概念型天然气水合物成藏模式（图1.4，表1.2）（Chen et al.，2006；苏正和陈多福，2006）。 图1.4 渗漏型和扩散型两类概念型天然气水合物成藏模式示意图［据Chen等（2006）修改］ 表1.2 渗漏型和扩散型两类概念型天然气水合物特征对比表［据Chen等（2006）修改］ 渗漏型（裂隙充填型）天然气水合物：渗漏型天然气水合物分布有限，受流体活动控制，与海底天然气渗漏活动有关，是深部烃类气体沿断裂等通道向海底渗漏，在合适的条件下沉淀形成的天然气水合物，是水-水合物-游离气三相热力学非平衡体系，因而水合物发育于整个稳定带，往往存在于海底表面或浅层与断裂、底辟等构造有关的裂隙中。这类天然气水合物在地震剖面上常无似海底反射（BSR），但海底的地质、地球化学和生物异常明显，特征是甲烷厌氧氧化作用（AOM）显著。国际上认为，该类型天然气水合物由于开采过程中会产生工程地质和环境问题，不是有利的开采目标。 扩散型（孔隙充填型）天然气水合物：扩散型天然气水合物分布广泛，埋藏深（>20m），海底表面不发育天然气水合物，其沉淀主要与沉积物孔隙流体中溶解甲烷有关，受原地生物成因甲烷与深部甲烷向上扩散作用的控制，是水—水合物二相热力学平衡体系，因而往往存在于深层沉积物孔隙中。不同类型沉积物中的天然气水合物饱和度相差较大，饱和度与沉积物的物性，尤其是渗透率和孔隙度密切相关。国际上认为，该类型天然气水合物埋藏深，是开采的有利目标。按照储层地质条件，该类天然气水合物可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ类储层，其中Ⅰ类储层是目前*有利开采的类型（Moridis and Collett，2003，2004）。 二、按储层地质条件分类 针对海洋天然气水合物开采，Moridis和Collett根据储层的地质条件将扩散型天然气水合物储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ类（Moridis and Collett，2003，2004；Moridis，2004）。 Ⅰ类：双层储层，由含天然气水合物沉积层（天然气水合物稳定带底界之上）及其下伏含两相流（游离气、自由水）的沉积层组成。该类天然气水合物储层又细分为IW（天然气水合物沉积物孔隙中充填液态水）与IG（含天然气水合物沉积物孔隙中充填游离气）两种模式。通常这一类型的天然气水合物储层底部位于或略高于天然气水合物稳定带底界，小幅度的温度或压力变化即可导致天然气水合物分解，并且由于下伏游离气层的存在，当上覆天然气水合物不能被有效开采时，游离气层也能保证整个天然气水合物储层的开采效益，所以被认为是*有利开采的天然气水合物储层类型（Moridis and Collett，2004）。 Ⅱ类：双层储层，由含天然气水合物沉积层（天然气水合物稳定带底界或之上）及其下伏含单相流（自由水）的沉积层组成。含天然气水合物沉积层之下只发育含水沉积层（Moridis，2004）。 Ⅲ类：单一储层，指含天然气水合物沉积层之下不发育任何含游离相沉积层，仅含单一天然气水合物层的储层类型（Moridis，2004）。 Ⅱ类、Ⅲ类储层的整个含天然气水合物沉积层完全位于天然气水合物稳定带内。 Ⅳ类：广泛发育于海洋环境的扩散型、低饱和度的天然气水合物储层，且往往缺乏不可渗透性的上、下盖层，使该类储层不具有开采价值（Moridis et al.，2009）。 第三节 天然气水合物开采方法 尽管天然气水合物开采尚未进入商业规模，但必要的技术开发可以提高其开采能力，有效的开采技术在一定条件下可增大天然气水合物的可采资源量。目前，天然气水合物开采技术通常将其原位分解为天然气，通过管道输送回地面进行开采，大多数开采方法都是基于降压法、热激法和抑制剂注入法以破坏天然气水合物相平衡条件，将天然气水合物分解为天然气和水（图1.5）。 图1.5 甲烷水合物和二氧化碳水合物相平衡曲线 降压法：通过将压力降低到天然气水合物平衡压力以下来分解天然气水合物以达到开采天然气的目的。通过降压法开采天然气水合物的可持续性取决于压力传递、天然气水合物初始饱和度及储层的有效渗透率。降压法被认为是目前*经济、有效和简单的天然气水合物开采方法。