黃鑫，王海波，張樂,2，賀甲元,2，岑學齊,2

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206; 2.南方海洋科學與工程廣東省實驗室，廣州 511458)

天然氣水合物是極具潛力的清潔能源之一，資源潛力巨大，廣泛分布在海洋大陸邊緣和陸地永久凍土區(qū)。根據Kvenvolden[1]的估計，全球天然氣水合物中蘊藏的甲烷含量約為2.0×1016m3，約為全球目前探明的煤炭、石油和天然氣中蘊含碳量總和的兩倍。根據2016年發(fā)布的《中國能源礦產地質調查報告》，中國水合物資源約為83.65×1012m3，而南海海域的資源約占80%。

目前，中國、美國、日本、印度和韓國等是天然氣水合物勘查與試采領域最為活躍的國家，各國已經相繼在加拿大的麥肯齊三角洲、阿拉斯加的北坡、日本的南海海槽和中國南海的神狐海域等多個地域開展了水合物現場試驗開采[2]。盡管試生產取得了一定成功，但是每次現場試驗均面臨諸如產氣量低和開采周期短的現狀。這意味著亟須攻關工藝技術，聚焦儲層滲透率改善和產氣提效工藝，以早日實現天然氣水合物資源的大規(guī)模商業(yè)開發(fā)。為此，現從優(yōu)化水合物開發(fā)工藝，提高水合物產能的角度，重點分析天然氣水合物增產技術及增產理論，以期為天然氣水合物開發(fā)技術研究的進步提供參考。

1 水合物藏開采方法

水合物藏的開采方法與傳統常規(guī)天然氣藏有很大的差異，天然氣水合物在埋藏條件下是固體，在開采過程中會發(fā)生相態(tài)轉變，從固態(tài)轉變?yōu)闅鈶B(tài)的天然氣和液態(tài)的水。天然氣水合物的開采技術也聚焦于如何人為地破壞天然氣水合物穩(wěn)定存在的溫度和壓力條件，促使其在儲層內失穩(wěn)分解，并建立井筒將分解產生的天然氣輸送到地面。目前，中外學者提出的天然氣水合物開采主要有降壓法、注熱法、注化學抑制劑法和二氧化碳置換法等。

如圖1所示，注熱法和降壓法分別通過改變溫度和壓力條件，使得局部穩(wěn)定溫壓條件轉移到天然氣水合物相平衡曲線不穩(wěn)定的一側；注劑法改變了相平衡邊界，使局部的天然氣水合物在原位條件下發(fā)生分解。二氧化碳置換法是基于客體分子置換的原理，由于二氧化碳水合物相比于天然氣水合物所需要的相平衡壓力更低，向水合物藏注入二氧化碳氣體后可以置換出封存于天然氣水合物中的甲烷氣體。

圖1 各種開采方法所引起的水合物相平衡曲線變化示意圖[3]

1.1 降壓法

降壓法的基本原理是將水合物儲層壓力降低到水合物相平衡壓力之下，在儲層溫度不變的條件下破壞天然氣水合物的穩(wěn)定性[4]。降壓法開采水合物藏的基本流程即通過一口鉆穿蓋層到達水合物層的生產井，通過降低井底壓力來使局部水合物的穩(wěn)定性發(fā)生破壞，誘使水合物發(fā)生分解，從而連續(xù)產出氣體。

大量的研究結果表明，降壓法開采受降壓幅度、環(huán)境溫度、水合物初始飽和度和儲層結構特征的影響[5-9]。其優(yōu)點是操作工藝簡單易行，經濟環(huán)保優(yōu)勢明顯，可行性較高。該方法的缺點是單一的降壓法開采速率衰減較快，這是由于降壓法開采中沒有額外熱源補充，水合物分解所需要的熱量必須從周圍的環(huán)境中獲得，此時大量的分解熱會導致降壓過程中儲層溫度降低，釋放出來的水會變成固態(tài)冰堵塞流體流動通道，阻礙了水合物的進一步分解。因此，只有當存在較大的傳熱和分解面積，或者水合物儲層具有合適的溫度條件時，降壓法才具有實際使用價值。

1.2 注熱法

注熱法的基本原理是將水合物儲層溫度提高到相平衡溫度以上，打破水合物藏的穩(wěn)定狀態(tài)，其技術手段主要是通過傳統的井口注熱方法，將熱水[10-12]、蒸汽[13]、熱鹽水[14-15]等介質注入天然氣水合物儲層。注熱法開采水合物藏的基本流程包括：①熱流體從井口注入管柱，并從射孔孔眼進入到水合物的目的層；②通過熱傳導、對流等方式將熱量傳遞給天然氣水合物，而后分解產生的天然氣、水及注入的熱流體等形成的混合流體從井筒和管柱間的環(huán)形空間返回地面。

注熱法的優(yōu)點是可以通過控制注熱速率來控制水合物的分解速率，實現調節(jié)氣體產率的目的。該方法的缺點是熱量損失巨大，注熱法注入的熱量不僅加熱了水合物，更多地用于了提高沉積物顆粒、黏土和下伏地層流體的溫度，而且在熱流體沿著管道從海平面輸送至海底的過程中存在較大的沿程熱耗散，因此能源利用效率極低。計算研究表明，這種方式所產生的熱損失最高可以達到75%[16-17]。

1.3 注化學抑制劑法

注化學抑制劑法的基本原理是向地層中注入某種化學試劑，以降低水分子活度，將天然氣水合物的相平衡曲線移動向更高的壓力和更低的溫度方向，從而使得水合物藏發(fā)生分解[18-23]。注化學抑制劑法的技術手段與注熱法類似，之前的研究結果表明注化學抑制劑法的開采效果抑制劑的種類、濃度、注入溫度、注入速率和系統壓力等多種因素有關[24-27]。

注化學抑制劑法的優(yōu)點是可以降低初期能源輸入，能在很短的時間內有效地提高水合物的分解速率。該方法最大的缺點是成本太高，并且常用抑制劑易污染環(huán)境。Collett等[28]進行了水合物開采的經濟評價表明，注化學抑制劑法費用要遠高于注熱法和降壓法。Kvenvolden[29]報道，注化學抑制劑法曾在西伯利亞的Messoyakha氣田試驗過，但是實踐證明該方法費用太高，不適用于商業(yè)生產。

1.4 二氧化碳置換法

二氧化碳置換法的基本原理是基于二氧化碳和甲烷水合物相平衡條件的差異，將二氧化碳氣體注入水合物儲層后把水合物中的甲烷氣體置換出來[30-32]。Nakano 等[33]總結了二氧化碳置換開采法的兩個主要優(yōu)點，一是新形成的二氧化碳水合物能夠保持儲層沉積物的力學穩(wěn)定性；二是該方法可以將二氧化碳封存起來，減弱溫室效應。目前，已經有大量的實驗研究從熱力學和動力學的角度驗證了二氧化碳置換開采的可行性[34-36]。

但是，用二氧化碳置換法開采水合物也存在著一些技術難題，尚未很好地解決。首先，二氧化碳置換甲烷水合物的反應速率很慢，難以滿足商業(yè)生產的需要；其次，二氧化碳只能置換水合物晶體中包裹于大籠子中的甲烷分子，即使完全置換也會殘留部分甲烷分子在水合物晶體中；再次，置換開采法的效率會隨著反應的進行逐漸降低，這是由于表面新形成的二氧化碳水合物會包裹天然氣水合物，阻礙二氧化碳氣體與內部水合物的接觸，降低了置換效率[37]。

2 天然氣水合物試開采進展

水合物的開發(fā)利用必須先進行試驗開采，繼之以長期試驗開采，才能逐步穩(wěn)定過渡到規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)階段。隨著對天然氣水合物研究的不斷深入，科學界已經開始嘗試對大陸凍土帶和海域水合物進行試開采。目前，天然氣水合物現場測試開采地點主要分布在西伯利亞平原、麥肯齊三角洲、阿拉斯加的北坡、日本的南海海槽和中國南海的神狐海域[38-51]。表1匯總了國內外開展的多次天然氣水合物試采進展細節(jié)，目前仍僅限于短期探索性開采，亟須解決長期開發(fā)所要面臨的增產工藝技術及經濟問題，以實現天然氣水合物的規(guī)模化商業(yè)開采。

表1 國內外天然氣水合物試采情況匯總表

3 水合物藏開采增產技術

3.1 降壓法增產技術

3.1.1 裂隙流體抽取法

這種方法通過抽取儲層介質孔隙與裂縫中液體的方法開降低水合物藏的層壓，將系統壓力降低到儲層溫度對應的水合物穩(wěn)定壓力以下，促使天然氣水合物分解[52]。由于水合物是一種吸熱過程，隨著開采進行會使得儲層溫度降低，形成沿著水合物分解前緣的溫度梯度。裂隙流體抽取法通過相鄰地段液體的流動運移，補充了水合物分解區(qū)所需要的熱量，提高水合物藏開采效率。

3.1.2 降壓-注熱聯合開采

現場測試證明，單一采用降壓開采天然氣水合物產氣效率低，并且當儲層分解吸熱后的會發(fā)生水合物二次生成或結冰，阻塞氣層通路。為了更有效、更經濟地開采天然氣水合物，解決單一開采方法存在的局限性和缺點，可以采用聯合開采方法[53-59]。

Demirbas[60]指出作為一種水合物藏生產天然氣的方法，結合井壁加熱工藝的減壓開采更具有經濟可行性，將系統壓力降低到儲層溫度下的水合物穩(wěn)定壓力以下后，僅通過加熱含水合物層的井壁，就可以有效地降低開采運行成本。Jiang等[61]開發(fā)一個描述水合物儲層開采的三維數值模型，模擬了在恒定的井底壓力下從含底層游離氣水合物儲層生產天然氣的過程，結果表明當初始水合物儲層溫度很低時開采效率極低，聯合開采可以有效改善這一情況。Nair等[62-63]從不同的角度比較了在單一降壓和降壓-加熱聯合開采下的水合物開采效率。結果表明，聯合開采方法的開采效率始終比單純的減壓效果更好。Moridis等[64]證明水合物最有前途的生產策略之一就是注熱和降壓聯合開采，并且可以采用多口生產井注熱系統進一步增強效果。Li等[65-66]基于南海神狐地區(qū)SH2，SH3和SH7站點的地質數據，使用TOUGH+HYDRATE模擬器模擬了通過降壓法和注熱-降壓聯合開采水合物的分解和水/氣生產過程，證實了聯合開采增產的經濟性和有效性。

綜上所述，在注熱法輔助下的降壓方法可以在一定程度上提高天然氣水合物的開采率和生產氣水比。但是由于天然氣水合物儲層熱導率較差，若僅提高熱源溫度或增加注熱量，對于提高天然氣水合物的分解效率影響有限[67-68]。因此，聯合開采方法需要結合水平井和復雜井網技術，提高儲層內熱對流效率來改善傳熱。

3.2 注熱法增產技術

3.2.1 注熱增效

Kamath等[16]建立了一個注熱開采天然氣水合物藏的數學模型，以評估儲層孔隙度、水合物藏厚度、埋深、鹽水濃度、鹽水溫度和鹽水注入速率等關鍵參數對能效比和產氣量的影響。熱鹽水的濃度對能效比影響很大，濃度增加不僅可以降低熱損耗，同時可以減少水合物分解所需要的能量，從而提高能量利用效率。研究表明，濃度每增加1%，能量利用效率可以提高約2%。為了提高注熱發(fā)開采效率，應盡量提高含濃度，或采用稠化鹽水的方法，注入過飽和度的熱鹽水。此外，優(yōu)選熱鹽水的注入溫度需要考慮熱效應，過高意味著嚴重的熱損失，而過低則需要相應提高注入速率；具體注入速度應根據地層滲透性、注入能力和熱利用效率綜合確定。

3.2.2 井下電磁加熱技術

井下電磁加熱技術是改善注熱法的效率的一種有效途徑。實踐證明，在電磁加熱技術中最有效的是微波加熱技術。微波具有獨特的加熱性能，與常規(guī)注熱法不同，微波對物質的介電熱效應是通過離子遷移和極性分子的旋轉運動實現的，熱量從介質內部產生，溫度場更為均勻。微波加熱技術開采天然氣水合物兼顧了加熱、造縫和非熱效應三大作用，具有速度快、設備簡單、靈活性高、不對儲層造成任何污染等優(yōu)點[69]。

微波開采水合物藏是利用大功率微波源對地層進行輻射，由于天然氣水合物籠形結構以水分子為主體，其是一種可以吸收微波能量的極性分子，水分子吸收的能量會以熱的形式耗散在水合物氣藏中，從而促進天然氣水合物藏的分解。微波的非熱效應也可以提高水合物藏采收率，當微波頻率接近主體水分子的固有頻率，極易引起分子強烈的共振，破壞水分子間氫鍵的穩(wěn)定性，會進一步地促進水合物的分解。此外，由于不同物質組分在微波作用下的溫度變化和膨脹系數差異很大，會造成膨脹收縮不均勻，誘導較大的熱應力，致使水合物儲層產生大量的微裂縫，有效提高儲層滲透率。

3.2.3 自發(fā)熱流體注入法

為提高注熱開采效率，俄羅斯研究人員提出了在水合物儲層中利用酸堿中和反應原位產熱方法[70]。這種方法原理是利用水力壓裂技術是將液態(tài)酸、堿注入水合物層，在地層中原位發(fā)生酸堿中和反應，并利用化學反應產生的熱量分解水合物。這是一種實用的提高單井產量的天然氣水合物藏開采方法，該方法的結合水力壓裂工藝可以在儲層中形成相互連通的裂縫，增加熱作用面，提高傳熱效率，解決低滲透水合物儲層的傳質和傳熱問題。然而，這種方法的加熱機理與常規(guī)的熱水注入和井底加熱方法有很大的不同，放熱動力學機理、溫度和壓力變化以及合適的生產工藝參數有待進一步研究。

3.3 二氧化碳置換法增產技術

3.3.1 優(yōu)化注入方式

Mcgrail等[71]提出了一種強化二氧化碳置換開采天然氣水合物的方法，制備一種液態(tài)二氧化碳為分散相、水為連續(xù)相的乳化液。該方法利用二氧化碳乳化液的物理和熱力學特性，以及在含水合物的多孔介質中多相流傳熱傳質過程，在高于甲烷水合物穩(wěn)定相平衡溫度的條件下將兩相乳化液注入水合物儲層中，促進水合物藏原位分解。研究表明，水合物藏分解所需要的熱量來源于乳化液的顯熱與形成二氧化碳水合物釋放的熱量。通過調整乳化液溫度、二氧化碳與水的比例以及分散相的尺寸，可以對置換效率和速率進行調控。

3.3.2 混合氣體置換

使用二氧化碳置換開采天然氣水合物，二氧化碳主要置換束縛在大籠子中的甲烷分子，對于常規(guī)I型水合物而言，理論置換效率不會超過75%，實驗結果也證明了這一點。Kvamme等[72]研究表明向二氧化碳氣體中添加一定比例的氮氣有利于提高置換效率，而且混合氣體具有較高的氣體滲透性的優(yōu)點，與注入純二氧化碳氣體相比，形成新的水合物而造成的流動通道阻塞也將更少。Park等[73]使用發(fā)電廠尾氣中的煙氣(二氧化碳和氮氣混合氣體)進行水合物置換實驗，發(fā)現由于氮氣可以置換小籠子中的甲烷分子，I型水合物的置換率可以提高到85%。二氧化碳置換法在氣體置換機制外，還存在混合氣體吹掃機制，這兩種機制結合進一步提高了置換效率，獲得了更高的回收率。

2012年，美國能源部向Ignik Sikumi油氣田的目標水合物層中注入了氮氣(77%)+二氧化碳(23%)的混合氣體，以驗證混合氣驅替法的應用潛力。注入地層的大部分氮氣被回收，二氧化碳回收率低于50%，證實了混合氣體替代是一種增強的開采方法[74]。然而在工程應用領域，盡管混合氣的置換率很高，但由于天然氣水合物儲層的滲透率極低，能被置換生產天然氣的水合物儲層體積有限。為了進一步提高單井的產氣量和開采效率，該方法應與優(yōu)化的鉆井方案和壓裂技術相結合。

3.4 注化學抑制劑增產技術

傳統水合物熱力學抑制劑具有耗量巨大、成本高、毒性強等缺點，為了彌補其不足，逐漸發(fā)展了兩種新型的抑制技術，即以表面活性劑為基礎的防聚結技術和阻止晶核生長的動力學技術[75-77]。

水合物動力學抑制劑是指一些水溶性或水分散性的聚合物，通過顯著降低水合物的成核速率、阻礙臨界晶核的生成、干擾晶體生長等方式抑制水合物的生成[78-80]。動力學抑制劑在兩相界面處發(fā)生作用，因此在天然氣水合物氣藏開采后期，當溫度、壓力、水溶液組分等條件不變的情況下，只需要對應產出水量適當增加動力學抑制劑的劑量即可保持恒定的抑制效果。

防聚劑多為聚合物和表面活性劑，其通過吸附于水合物籠上而改變晶體分聚集形態(tài)。與動力學抑制劑不同，防聚劑起乳化作用，在油水共存時才可使用。但是由于防聚劑的效果不像動力學抑制劑一樣取決于過冷度大小，溫度-壓力應用范圍更為寬廣[81-83]。

從效益、經濟性和綠色環(huán)保角度考慮，新型動力學抑制劑和防聚劑代替?zhèn)鹘y的熱力學抑制劑已勢在必行。此外，還需要摸索生產動態(tài)、尋求合理的注劑解堵技術、合理優(yōu)化注入量，或者把多種抑制劑配合起來使用，以降低天然氣生產成本，提高水合物開采效率。

3.5 井網模式

由于垂直井技術難度和作業(yè)成本較低，是當前水合物現場試采的主要井身設計結構。雖然在垂直井設計中，可以通過調整適當的降壓方案或井眼擴孔等方式輔助增產，但是不足以實現產能量級突破[84-85]。因此，以水平井和多分支井、多井簇群井為主的復雜井網開采方法將會是未來攻關天然氣水合物產業(yè)化的重要技術手段。

Reagan等[86]最早開展了應用水平井的天然氣水合物開采模擬，在天然氣水合物儲層中，水平井增產效果顯著，且增產效果受水平井布設位置控制。Chong 等[87-88]通過物模實驗證實水平井有助于延長產氣周期，提高氣體采收率5.5%～10.0%。2020年中國神狐海域開展的水合物試采，創(chuàng)新性地采用定向水平井技術，大幅增加儲層的動用面積，實現連續(xù)產氣30 d，日產氣2.87×104m3，相比與2017年中國首次海域水合物試采的垂直井結構，日產氣量增至5.57 倍[51]。與直井和大斜度井相比，水平井具有擴大單井控制儲量、增加氣井產量、控制氣井出砂等優(yōu)勢，主要是由于水平井增大了井筒與天然氣水合物儲層控制邊界，擴大了天然氣水合物分解前緣面積。但是根據Feng等[89]模擬研究表明，增加水平井穿越可以在一定程度上增加天然氣水合物開采產能，但是產量增加幅度與水平井段長增加不匹配。因此，在采用定向水平井技術時，需綜合考慮施工難度、成本及產量變化等因素，優(yōu)選最佳水平井長度。

為了進一步提高儲層控制范圍、增加分解接觸面積，李彥龍等[90]提出了一種針對天然氣水合物儲層的多分支井開采技術。如圖2所示，該技術在主井眼四周布設系列的定向分布的分支孔，分支孔內按照“防粗疏細”的基本原則填充礫石形成高滲通道，以提高水合物儲層滲透率、產氣能力、降低工程地質風險。通過模擬現實，多分支井結構下水合物開采降壓梯度較低，可以有效提高井眼周圍的壓力傳輸效率。多分支孔開采技術有效地增大了儲層控制邊界，能夠顯著提高開采初期的產能效率；但是對于長期開采而言，當天然氣水合物分解范圍超過分支孔控制邊界后，多分支井的后期產量將大幅縮減。

圖2 水合物儲層鉆井井眼與多分支射孔配合模式示意圖[90]

此外，為實現天然氣水合物儲層的增產，還可以考慮采用多井簇群井開采方法，發(fā)展多井型井網開發(fā)模式。Yu等[91-92]模擬對比了日本Nankai海槽儲層在垂直井和水平井模式降壓開采天然氣水合物的產能，結果顯示兩口水平井的產能遠優(yōu)于其他兩種方案，暗示多井協同效應在天然氣水合物增產方面可能具有巨大的潛力。為了充分發(fā)揮多井協同效應，早日實現天然氣水合物的產業(yè)化，日本天然氣水合物聯盟最早提出了多井簇群井開采方案。如圖3所示，利用多井簇形式對整個儲層進行分片區(qū)的開采，每組井簇包含一定數量的井眼來實現對儲層目標區(qū)域的控制，多井同步降壓開采，并通過對井數、井間距及井簇位點優(yōu)化，來實現天然氣水合物的高效開發(fā)利用。然而，Yu等[93]通過建立多井系統相結合的3D儲層模型，發(fā)現多井簇群井開采方法存在“盲區(qū)效應”，即分解產生的游離氣會聚集在井簇中央，誘導水合物二次形成，限制了產氣潛力。為了解決開采中水合物的二次形成來消除“盲區(qū)效應”，可以在多井型井網開發(fā)模式中采用降壓-注熱聯合開采，從而提高天然氣水合物產能[94-96]。

圖3 水合物多井簇群井開采方法示意圖[95]

3.6 儲層改造

儲層改造的目標是通過一定的物理化學手段在井筒周圍形成裂縫網絡，以提高井周局部滲透率，加速壓力傳遞效率，進而提高產能。其中，水力壓裂是提高單井產量的最有效的工程技術之一，極大地改變了致密氣，頁巖氣和煤層氣等非常規(guī)油氣資源的經濟開采方式[97-98]。水力壓裂是開發(fā)低滲透率氣藏和非常規(guī)油氣藏的重要手段，已廣泛應用于工業(yè)生產領域，可以使油氣井的產量提高數十倍甚至數十倍。

天然氣水合物藏不同于其他石油與天然氣資源，在水合物對沉積物顆粒上的膠結作用下，水合物儲層具有很強的巖石力學性能，因此常規(guī)的水力壓裂技術可能并不適用[99]。目前，上述針對水合物儲層的四種開采方式，都圍繞著如何原位分解天然氣水合物，但是還有一個同樣重要的問題需要引起重視，即如果水合物儲層的滲透率非常低，即使水合物已經原位解離，分解產生的天然氣如何進入井眼并流向地面。迄今為止，在全球范圍內已進行了多次期現場生產試驗，產量都非常低，主要原因之一是儲層滲透率較低，水合物儲層的產氣面積有限。

近年來，已有研究證實了通過水力壓裂在含水合物沉積物中產生人工裂縫的可行性。Ito等[100]在實驗室內開展了模擬水合物泥沙層中的水力壓裂過程，發(fā)現注入流體可以在沙子和泥漿層之間的界面處引起類似裂縫的結構。Konno等[101]研究了含水合物的砂體中的水力壓裂過程，結果表明，壓裂后滲透率顯著增加，即使裂縫重新閉合也能保持較高的滲透率。Jlta等[102]、Too等[103]研究了水合物飽和度高的砂巖儲層的破裂敏感性，并通過水力壓裂在一個硬幣形裂縫中實現了人工裂縫。Feng等[104]為提高水合物儲層的產氣效率提出了水力壓裂與減壓相結合的方法，通過數值模擬研究了模擬深海沉積物和多年凍土區(qū)的兩類儲層，結果顯示壓裂后可以明顯提高減壓初期水合物的分解和產氣量。

因此，如果將水力壓裂技術與上述一種或幾種生產方法結合，則有望獲得可觀的天然氣產量。人造裂縫可以有效提高儲層滲透率，顯著增加了水合物儲層的產氣面積；并且可以改變氣體流型，有利于回收氣體順利進入井筒。但是，水合物分解后的儲層失去膠結作用，剛性結構將發(fā)生變形甚至塌陷，壓裂也將失去其功能，這限制了壓裂技術在水合物開發(fā)領域的普及應用。因此，水合物儲層的改造和保護技術是水合物資源商業(yè)開發(fā)亟待解決的主要技術難題。研究人員應充分考慮天然氣儲層的特點，將基礎理論與工程技術完美結合，進行技術創(chuàng)新，用水力切割、聲波致裂、激光射孔等方法代替?zhèn)鹘y水力壓裂，以進一步推進水合物工業(yè)化進程。

4 結論

如前所述，中外開展的多次天然氣水合物現場測試雖實現了對水合物的成功開發(fā)，但是距離實現規(guī)模的商業(yè)化開采還有很大的距離。目前天然氣水合物開發(fā)仍面臨著工藝難度大、開采風險高、產量較低和施工成本高等諸多挑戰(zhàn)。僅從工程技術的角度提出了天然氣水合物增產的基本措施及原理，以期為天然氣水合物的高效開發(fā)利用提供參考。

(1)天然氣水合物的開采主要有注熱法、降壓法、注化學抑制劑法和二氧化碳置換法這四種方法，以提高天然氣水合物原位分解速率為目標，研究人員針對每種開發(fā)方式均進行了科研攻關，提出了對應的增產技術。為解決注熱法熱量損失巨大的痛點，通過優(yōu)化注熱流體物性、研發(fā)井下電磁加熱技術及自發(fā)熱流體注入技術可以有效改善儲層傳熱、增加熱作用面、提高熱利用率。多次水合物現場試采表明，單一降壓開采產氣效率較低，并且伴隨著水合物二次生成或結冰現場，通過采用裂隙流體抽取法，或者降壓-注熱聯合開采可以大幅提高開采率和生產效率。從效益、經濟性和綠色環(huán)保角度考慮，通過研發(fā)新型動力學抑制劑和防聚劑代替?zhèn)鹘y的熱力學抑制劑，可以使得注化學抑制劑方法更切實可行。針對二氧化碳置換開采這種極具前景的綠色開發(fā)方式，通過優(yōu)化二氧化碳注入方式或者采用二氧化碳和N2/H2混合氣開發(fā)的方式，可以有效改善置換開采的效率和速率。

(2)天然氣水合物開采距離實現規(guī)模的商業(yè)化開采還需要經過很長的一段路程，全世界內多次水合物試采工程僅從考慮天然氣水合物原位分解來設計開發(fā)方案，忽視了如何擴大水合物儲層控制范圍、增加分解接觸面積以及對儲層滲流條件的改善。為了實現水合物開發(fā)產能在量級上的突破，以水平井和多分支井、多井簇群井為主的復雜井網開采方法將會是未來攻關天然氣水合物產業(yè)化的重要手段，有望顯著提高水合物的采收面積。此外，水合物儲層滲透率普遍非常低，水力壓裂是提高水合物單井產量的最具潛力的工程技術之一，可以顯著提高井周局部滲透率，加速壓力傳遞效率，進而提高天然氣水合物產能。

總體而言，雖然從技術角度闡述了提高天然氣水合物產能的基本措施及增產機理，但并未評估實際技術成本及工藝實施難度。對于天然氣水合物高效開發(fā)利用，仍需要不斷地創(chuàng)新思路。傳統油氣井工程中的一些技術措施對天然氣水合物的勘探開發(fā)雖具有重要借鑒意義，但不能完全復制。針對水合物儲層的特殊性，要以原創(chuàng)技術為基礎，實現制度創(chuàng)新、技術創(chuàng)新和裝備創(chuàng)新，研發(fā)安全高效的水合物資源開發(fā)技術。在未來攻關中，建議針對中國南海海域水合物儲層開展不同增產技術的適應性評價，綜合開展實驗模擬、數值模擬、現場應用協作攻關，優(yōu)選最佳增產方法及技術參數，建立安全、高效、綠色、可持續(xù)的生產方案。