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

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。ORCID:0000-0002-1734-6249。地址:(266071)山东省青岛市市南区福州南路 62 号。E-mail: wuny@ms.giec.ac.cn

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
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, Qingdao, Shandong 266071, China
2. Laboratory for Marine Mineral Resource, Pilot National Laboratory for Marine Science and Technology-Qingdao, Qingdao, Shandong 266071, China
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, evaluation methods 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 experimental and numerical simulation. And the following research results were obtained. First, complex-structure wells, multi-well patterns, novel production methods 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 methods (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.

Keyword: Marine natural gas hydrate; Industrial production; Stimulation theory and technology; Complex-structure well; Well pattern; Depressurization assisted thermal excitation; Hydraulic fracturing; Reservoir reconstruction
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, 6, 7, 8, 9]、海底灾害方面[10, 11, 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1× 1017~1× 1018m3(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1× 1014~1× 1015 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86.14× 104 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, 30, 31, 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、2007— 2008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3.0× 105m3/d[41, 42, 43, 44]; 对于海域天然气水合物储层而言, 部分学者则以5.0× 106m3/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5.0× 105m3, 而非5.0× 106m3。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]

图2 大尺寸主井眼与多分支孔配合关系模式示意图[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0.95× 104m3增加到7.9× 104m3。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3 多井簇群井开采天然气水合物概念图

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/(s· m)的条件下, 该地区年均天然气日产能可高达86.4× 104m3(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13.76× 104m3, 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, 78, 79, 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]

图4 基于“ 地热+降压” 联合开采天然气水合物的概念图

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, 86, 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0.95× 104m3增加到2.0× 104m3。这也是诸多文献中以储层绝对渗透率值作为主要指标优选试采目标[41, 67, 91, 92]的重要考量。因此, 通过储层改造方法提高储层渗透率对于天然气水合物长期开采具有重要的意义。

储层改造的主要目标是通过一定的物理/化学/生物手段在生产井周围形成裂缝网络, 提高开采井周围的局部渗透率, 加速压力传递效率, 进而提高产能。目前文献中提及的天然气水合物储层改造技术主要为水力压裂[46]。在假定储层中已经形成既定规模的裂隙网络的前提下, Feng等[93]、Sun等[94]分别开展了砂质储层、泥质粉砂储层水力压裂增产效果的数值模拟, 证明提高水力裂缝的渗透率和几何尺寸是增强水力压裂提产效果的主要途径; 水力裂缝在开采初期提产作用明显, 但在开采中后期的增产作用则有限。其主要原因可能是生产中后期天然气水合物分解范围超出水力裂缝的控制范围, 裂缝在增大分解阵面中的主导作用下降。在水力裂缝降压的基础上, 适度加热将有助于进一步提升天然气水合物的产能。尽管如此, 单纯依靠单一直井储层改造仍然很难达到天然气水合物产业化开采产能的需求[95]。因此, 储层改造技术必须结合复杂结构井或多井井网, 才能具备在短期内实现天然气水合物产业化开采的可能性。

Bhade等[96]模拟储层纵向非均质分布特征对Ⅱ 类储层降压开采的影响, 结果显示天然气水合物纵向成层分布储层的开采效率明显优于天然气水合物均质分布储层。这可能是储层中天然气水合物层状分布引起的渗透率各向异性因素所致的。渗透率各向异性虽然在开采初期不利于产气量的提高, 但在开采中后期却能大幅度的提高产能和气水比, 有利于增产[42]。这一结论为储层精细改造提供了重要的启示:储层改造过程中, 在提高储层整体渗透率的同时, 通过定向改变储层中的裂隙方位[94], 提高天然气水合物储层渗透率的各向异性, 是获得储层改造红利最大化的重要措施。

然而, 关于天然气水合物储层水力压裂可行性的争论一直都存在[97, 98]。Too等[99]通过注液压力曲线证实, 天然气水合物饱和度为50%~75%的砂质储层具有可压性; Konno等[100]基于含水合物饱和度为72%的砂质沉积物进行压裂实验, 通过X-CT扫描观察到了沉积物内部沿最小主应力方向的裂缝延伸。而在泥质/砂质互层型天然气水合物储层中, 裂缝则倾向于沿着砂泥互层界面延伸[101]。更令人振奋的一条信息是:实验发现, 即使压裂结束后不进行充填, 沉积物渗透率也会比压裂之前高很多[100]。这可能预示着水力压裂在天然气水合物储层增产中还有其他未被发掘的增产机理。以上苛刻的实验条件(砂质、高饱和度)预示着在进行实际天然气水合物储层压裂改造时必须进行目标储层的筛选, 由此限制了压裂技术的广泛应用。特别是对于饱和度较低的黏土质粉砂储层, 在动静载荷作用下更容易发生压实而难以被压裂。因此用水力切割、声波致裂、激光射孔等方法代替传统水力压裂, 是天然气水合物储层改造技术的主要发展方向。

3 天然气水合物开采增产的基本原理与评价方法
3.1 主要增产机理

如前所述, 从量级尺度提升产能是实现天然气水合物产业化开采的关键, 复杂结构井、多井井网、新型辅助热激发开采方法及储层改造是提高天然气水合物产能的具体实现途径。从天然气水合物分解、产出的全过程来分析, 上述增产措施的主要增产机理可概括为:①扩大分解阵面, 增加泄流面积; ②提高天然气水合物分解速率; ③改善储层渗流条件。以下分述之。

1)扩大分解阵面即尽可能使井筒与储层有更大的接触面积, 确保同一时刻参与分解的天然气水合物量成倍增加, 有更多的流体流入井筒。这是短期内快速提高天然气水合物产能的关键。较之于单一垂直井, 水平井或多分支井井眼在天然气水合物储层中的暴露面积成倍增加, 因此产能也有较大的提高。在一定的产能需求条件下, 扩大分解阵面和泄流面积意味着可以采用较低的生产压差, 因而能够降低井周地层的渗流速率, 从而缓解产能需求与工程地质风险之间的矛盾。对于多井井网联合开采方式而言, 短期内主要的增产效果仍然以扩大分解阵面和泄流面积为主, 但随着开采的进行, 多井眼降压区域出现重叠, 可能发生相互干扰, 此时扩大泄流面积对天然气水合物分解阵面的扩大作用有可能会下降[62, 102]。同理, 水力裂缝在垂直井/水平井周围的扩展大大提高了泄流面积, 扩大了开采初期天然气水合物的分解阵面。因此储层改造对于天然气水合物开采初期快速见效作用显著, 但是在开采中后期, 当储层中的天然气水合物分解前缘超过裂缝控制范围后, 裂隙扩大分解阵面的作用就会降低。

2)从提高分解速率的角度来考虑, 扩大生产压差能提高天然气水合物分解的速率[41], 但无疑也会加剧工程地质风险的发生和发展。因此, 从天然气水合物相平衡条件的角度来考虑, 维持或升高储层温度不仅有利于加速天然气水合物的分解, 而且也有利于缓解储层中的Joule-Thomson效应, 防止天然气水合物二次生成。目前各种基于降压辅助热激发天然气水合物开采技术的主要增产原理便在于此。

3)天然气水合物在地层中高效分解是实现其开采的第一步, 而其分解气能否高效流入到井筒当中在开采过程中与前者具有同等重要的地位。不同的数值模拟和实验模拟结果均表明, 天然气水合物分解产生的气体总量总是大于产出到井底的气体总量[44, 55, 58], 只有当地层中的气相饱和度大于束缚气饱和度时, 天然气才会产出到井筒。部分模拟结果显示, 长度相近的水平井和垂直井进行降压开采过程中, 水平井开采条件下储层产气速率快且稳定降压阶段储层的温度回升快。其主要原因是:水平井开采条件下, 水的重力方向与井眼轴线垂直, 影响了甲烷气体和水在储层中的传输效率。此外, 渗流条件的改善有利于储层中压力的扩展, 促进热量的传递, 从而扩大天然气水合物的分解范围、提高分解效率。因此, 复杂结构井在扩大分解阵面的同时, 对于改善储层的渗流条件也至关重要。

除此之外, 不同的天然气水合物增产方法可能还存在着其他的增产机理, 如渗透率各向异性在开采初期不利于产气量的提高, 但在后期则有助于产气量的提高。渗透率各向异性能够提高气水比, 有助于增产[42], 主要原因是储层渗透率各向异性通常是水平方向的渗透率高于垂向渗透率。这就有利压力在水平方向的扩展、扩大分解面, 而不利于压力在垂向的扩展速度, 避免上覆层和下伏层的水过早进入井筒, 降低产气速率。

3.2 增产效果评价方法

总体而言, 笔者认为复杂结构井和多井井网是提高天然气水合物产能的根本; 基于复杂结构井和井网系统辅助加热或进行储层改造, 能从量级尺度提高天然气水合物的产能。日产能/日产气量[Qg, 单位m3(标准状况下)]是衡量增产方法有效性最直接的量化指标, 可以直观地反映出增产后平台产能与产业化开采门槛值之间的差距, 从而衡量增产措施的有效性。然而, 对于水平井等以扩大分解阵面为主要增产机理的方法而言, 日产能提升量与水平井穿越储层的长度并不成正比。因此, 笔者建议使用比生产指数(J)作为增产效果评价的辅助指标, 使用无阻流量(QAOF)作为评价增产极限的指标。另外, 天然气水合物开采过程中水的产出会抑制气的产出, 浪费了额外的能量、降低了开采效率。笔者采用综合气水比[Rgw, 单位m3/m3(标准状况下)]来衡量增产方法的有效性。

比生产指数的定义为:

(1)

式中Qg表示日产气量, m3; h表示穿越天然气水合物储层并实际打开用于生产的有效井眼累积长度, m; Δ p表示生产压差, MPa。J主要与渗透率、泄流面积和井型等有关, 可以反映开采井型和储层改造措施的增产效果, J越大, 增产效果越好。

综合气水比的定义为:

(2)

式中Qw表示日产水量, m3。该值反映了从井中产出的气和水的比例, Rgw越大, 增产效果越好。

综上所述, 笔者建议以平均日产气量(Qg)作为评价增产措施效果最直接的指标, 同时以JQAOFRgw作为辅助指标。其中QAOF的定义是流入动态关系曲线(日产气量与井底压力的关系曲线)与横坐标相交的交点对应的产量, 即假想井底流压为0时的产气量, 即极限产气量, 同样可以反映开采井型和储层改造措施的增产效果, QAOF越大, 增产效果越好。

4 天然气水合物开采增产基础研究的瓶颈

纵观过去半个世纪(从1965年至今)的发展历程, 天然气水合物研究尽管得到了各国政府或相关国际组织的支持, 但企业资本的参与度却非常低, 各区域、各领域研究程度参差不齐。因此难免会产生天然气水合物陷入“ 无休止的政府支出研究项目” 的担忧。目前天然气水合物开发仍处于科学探索阶段, 天然气水合物开采所获产能距离产业化仍然存在着量级差距。参考体积压裂技术发展及其在页岩气革命中的地位可知, 能够从量级尺度提高产能的增产理论与技术将是天然气水合物实现产业化开采的关键突破口。目前很多增产方法、增产技术的研究仍然停留在概念模型阶段或数值模拟阶段, 缺乏现场数据和实验数据的支撑, 对增产机理的认识还不够深入、对实际生产储层的影响行为不明确。因此, 在天然气水合物开发学科建设过程中, 应该更加注重基础研究工作、提前布局, 从基础理论上回答天然气水合物增产的机理, 考虑复杂地层影响因素, 提出最佳的增产方法。从天然气水合物增产理论与技术体系基础研究的角度, 笔者认为目前急需突破的技术瓶颈主要如下。

4.1 大尺度仿真实验模拟

大尺度仿真实验模拟是连接室内基础研究与现场应用的关键, 但应理性看待天然气水合物开采仿真实验的“ 大” 与模拟真实储层开采过程之间的鸿沟:尽管目前很多学者从数值模拟的角度对天然气水合物增产技术的增产能力进行了评估, 为优选最佳增产方法提供了非常有意义的借鉴。但如果离开实验模拟, 在目前现场试采数据有限的情况下, 很难验证模拟结果的准确性, 也无法解释天然气水合物增产措施的作用机理。从实验模拟的角度, 实验尺度的变化引起开采主控因素的改变:岩心尺度的天然气水合物分解主要受动力学参数(如压力差、不同相中的气体逸度差)的控制, 而大尺度的天然气水合物藏中水合物的分解则主要受流体流动、传热和传质过程的控制[56, 57, 60]。因此天然气水合物开采过程仿真模拟实验技术, 在水合物开采增产理论与技术基础研究方面具有不可替代的作用。

目前国内外仿真尺度(反应釜腔体容积大于等于200 L)的天然气水合物开采物理模拟装置如表1所示。

表1 大型天然气水合物开采物理模拟装置统计表

大型物理模拟装置主体反应釜尺寸越大, 开采过程中的传热传质过程越接近于实际。然而, 在发展大型物理模拟装置的同时, 也必须清醒地认识到目前大科学装置所存在的不足。

1)当前的天然气水合物增产效果室内模拟研究, 无论是小尺度的机理研究还是大尺度的仿真实验, 都仅考虑了Ⅲ 类储层, 而对Ⅰ 类、Ⅱ 类、Ⅳ 类储层的考虑则极少。因此, 大型物理模拟装置在考虑实际地质模型方面仍然有很长的路要走。

2)有效监测技术的缺失与不足。目前的大型物理模拟装置仿真天然气水合物开采过程注重对产气、产水的监测, 近年来又不断加入对产砂行为的监测, 达到了气液固产出测试的目的。对储层本身演变行为的监测则主要以点式温度、压力监测为主, 德国LARS系统和青岛海洋地质所钻采一体化系统考虑采用电阻率层析成像监测储层饱和度场。但目前看来, 这些监测技术仍然难以满足对储层多物理场、化学场耦合过程的监测。这导致开采仿真模拟重结果、轻机理, 难以得到普适性的认识。

4.2 含天然气水合物细粒沉积物高效制样技术

含天然气水合物细粒沉积物高效制样技术是摆在南海天然气水合物开采仿真模拟面前的最基础、最紧迫的任务。粗略估计的结果表明, 目前95%以上的天然气水合物储层基础物性、开采过程室内基础研究都以砂质储层作为研究对象。然而, 全球90%以上的天然气水合物都存在于海底黏土质粉砂或粉砂质黏土沉积物(以下统称为细粒沉积物)中, 在我国南海迄今为止还没有发现成规模的砂质天然气水合物储层。因此室内研究与真实需求之间尚存在着巨大的鸿沟, 其主要制约因素是泥质粉砂天然气水合物储层制样技术没有取得突破。特别是仿真尺度细粒储层制样关键技术还没有取得突破, 制样效率低, 致使目前细粒沉积物储层天然气水合物开采过程仿真几乎为空白。

在岩心尺度(厘米级别), 部分学者采用四氢呋喃(THF)代替天然气水合物摸索细粒沉积物中的水合物合成过程[108], 初步结果显示, 水合物合成排挤细颗粒形成非均质性极强的脉状或结核状水合物条带。也有学者尝试用不同的制样方式验证CO2水合物在细粒沉积物中的分布特征, 获得了与四氢呋喃水合物近似的非均质分布特征[109, 110]。上述研究结果显示, 细粒沉积物中水合物难以全部以孔隙分散形态存在, 其合成过程、物性演变与砂质沉积物中的孔隙充填型水合物存在着本质上的差异, 细粒沉积物中水合物裂隙型非均质分布特点必然导致其开采行为演化存在着特殊性。然而, 目前国内大部分研究者在数值模拟南海天然气水合物开采过程时采用Tough+Hydrate模拟器, 按照水合物层与气/水边界层的关系将储层划分为Ⅰ ~Ⅳ 类, 假设天然气水合物分散分布于沉积物孔隙中。这种分类便于数值建模, 但是无法考虑天然气水合物在地层中的块状或结核状等非连续分布特征, 在裂隙型水合物表征方面存在着致命缺陷, 与实验观测结果存在着本质上的差异[23]。因此, 对于以泥质粉砂为主的南海天然气水合物储层, 在加快推进天然气水合物试采进程的同时, 还应更加重视基础研究突破在试采可持续发展方面的支撑作用, 首当其冲便是天然气水合物制样技术的制约。

4.3 建立新型热— 流— 固— 化耦合模型

在天然气水合物开采过程仿真中, 考虑力学场、建立新型热— 流— 固— 化耦合模型, 是进行天然气水合物开采— 工程地质风险一体化评价与管控的关键:受天然气水合物储层非成岩、“ 亚稳态” 特征的制约, 降压开采过程中过大的生产压差有可能会导致工程地质风险的加大, 严重影响进一步开采。因此在天然气水合物开采过程中, 权衡产能需求与工程地质风险对于延长试采周期、保证试采安全至关重要[32]。而工程地质风险的发生则直接受储层应力与力学性质的控制[19], 储层强度参数受水合物饱和度的控制处于动态变化过程中[111, 112], 进而导致储层渗流特征的动态变化[113, 114]。从数值模拟的角度来看, 目前主要的研究手段是将Tough+Hydrate与Flac3D结合起来分析储层的稳定性[115], 多相渗流、传热和水合物分解过程由Tough+Hydrate模拟, 而储层力学响应过程则由Flac3D模拟, 两者之间通过参数传递的方式进行耦合。近期美国Lawrence Berkeley实验室(Tough+Hydrate开发商)推出了Tough+Millstone, 在原有Tough+Hydrate版本基础上, 新增了储层力学响应特征与开采数值模拟的耦合分析[116, 117]。此外, 不少学者还开发了多相渗流(H)、传热(T)、水合物分解(C)和力学(M)响应过程的THMC耦合模拟器, 用于天然气水合物开采地层和井筒稳定性的分析。如吉林大学等在Tough+Hydrate基础上开发的Tough+Hydrate+Biot模拟器[118], 青岛海洋地质所研发的QIMG-THMC模拟器(2019SR1154695)[28]。这些模拟器的发展对天然气水合物开采过程中热— 流— 固— 化强耦合过程的求解奠定了重要的基础。

然而, 从大尺度天然气水合物开采过程实验仿真模拟的角度来看, 部分大型天然气水合物开采过程模拟实验未考虑储层应力条件的影响[58, 107], 部分则仅考虑在天然气水合物模拟储层制备腔体中安装沉积物夹套来模拟水合物储层所受的地层围压状态[103, 104, 105, 106], 未见对实际储层上覆地层压力、下伏地层压力的考虑, 特别是对储层应力状态各向异性的考虑不足。这是目前天然气水合物仿真过程模拟无法再现实际开采过程中储层沉降、出砂、失稳、甚至滑坡等工程地质风险的最大制约。为了实现天然气水合物开采— 工程地质风险一体化评价, 必须建立新的耦合储层宏— 微观力学特征和应力条件的天然气水合物生产预测模型。因此, 在建立海域天然气水合物开发学科的同时, 应注重与工程地质学的结合, 发展天然气水合物开发工程地质学, 以实现对天然气水合物工程地质参数的快速评价与实时反馈。

5 结论与建议

天然气水合物开采能否产业化取决于两个方面:首先是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; 其次是开采产能能否达到当前产业化开采的标准。本文仅从提高天然气水合物开采产能的角度提出了天然气水合物增产的基本方法、原理以及目前在增产基础学科研究领域存在的瓶颈问题, 以期为国家“ 十四五” 规划期间天然气水合物开发技术研究提供参考。

1)从目前文献调研的结果来看, 用于天然气水合物增产的方法有多种多样, 模拟获得的增产效果也不一而足。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天然气水合物产能量级提升的关键。

2)不同的增产方法提高天然气水合物产能的主要机理可概括为扩大水合物分解阵面、提高水合物分解速率、改善储层渗流条件。不同的增产机理在天然气水合物开发中起作用的时间点不同, 在提高天然气水合物产能中的地位也不同。日产能、比生产指数、无阻流量和综合气水比可作为评价不同天然气水合物增产方案增产效果的宏观指标。

3)天然气水合物研究得到了各国政府和相关国际组织的支持, 但企业资本的参与度却非常低, 各区域、各领域研究程度参差不齐。从天然气水合物增产理论与技术体系基础研究的角度来看, 目前急需突破的瓶颈主要包括:加强大尺寸天然气水合物仿真系统储层监测技术的研发, 制备与储层地质模型一致的储层; 攻关形成含天然气水合物细粒沉积物快速制样技术, 形成对南海天然气水合物开发有指导意义的研究成果; 在天然气水合物开采仿真过程中充分考虑储层力学场的演变及其对开采过程的反馈, 加强天然气水合物工程地质学学科发展。

4)总体而言, 我国海域天然气水合物试采步伐较快, 天然气水合物开发学科发展和基础理论研究严重滞后于现场工程实践。试采工程的快速推进带动了基础学科的发展, 但也可能面临着“ 重结果、轻机理” 的不足, 可持续发展面临瓶颈。虽然本文从技术角度阐述了提高天然气水合物产能的基本方法、增产机理, 但并未考虑实际技术成本。如果考虑部分海域天然气水合物系统的非连续特征, 必须进一步研发低成本开采系统, 从单一矿体的角度出发, 实现一个矿体几十年尺度的开发几乎是不可能的, 因而要有充分的“ 打一枪, 换一个地方” 的思想准备, 尽可能做到成本最小化、产能最大化。因此, 在下一步攻关中, 建议基于南海天然气水合物储层开展不同方法的适应性评价, 优选最佳增产方法, 以并行研究或集中攻关模式, 开展优选的增产方法的实验模拟、数值模拟、现场应用协作攻关。

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