现阶段天然气水合物试采实践所采用的技术方法主要包括加热法、降压法与二氧化碳置换法，试采井主要为单一直井^[1]。

单一直井加热开采技术是最早尝试的天然气水合物试采技术。该技术于2002年用于加拿大马更些三角洲Mallik 5L-38井天然气水合物试采作业。在钻至目标天然气水合物藏后，采用循环注入热流体方式促进天然气水合物原地分解；同时，在试采井两边各钻1口观测井，用于实时观测试采过程中天然气水合物分解前缘推进与产气情况^[2-5]。

Mallik 5L-38井采用了如图1所示的闭合回路设计，实现了对注入流体的持续加热与循环利用，保证了注入天然气水合物藏的热流体温度始终保持在80 ℃以上。在该井生产套管内部与井壁两侧各安装了一套分布式温度传感系统，以便监测试采过程中天然气水合物分解情况。热流体经Ø42.1 mm循环管从井口注入到试采井中，通过射孔孔眼进入天然气水合物藏；天然气水合物受热分解产生的气、水流体连同注入的热流体一起，经热流体循环管和生产油管之间的环空间隙返回地表；在井口先后经过高压分离器和低压分离器实现气体和液体的分离，从而获得天然气水合物分解出的甲烷气体；分离出的液体经常压热交换器冷却、泥浆输送泵加压之后，再经高压加热器加热到所需温度并重新注入井下，完成天然气水合物藏循环加热试采流程(图1)。

图  1  加拿大马更些三角洲Mallik 5L-38井水合物注热开采流程示意图^{[2, 4]}

Figure 1.  Schematic process of heat-injection hydrate recovery of Well Mallik 5L-38 in the Mackenzie delta of Canada

单一直井降压开采技术是最常用的天然气水合物试采技术，在加拿大马更些地区、日本南海海槽、我国南海北部神狐海域等地天然气水合物试采实践中均有应用。笔者以日本南海海槽天然气水合物降压试采为例，对单一直井降压开采天然气水合物技术加以说明。

日本南海海槽区于2013年和2017年先后2次进行了天然气水合物降压试采实践。2013年共钻4口井，包括1口试采井、2口温度监测井与1口取心井。试采井除安装了井下温压传感器和分布式温度传感系统之外，还安装有电潜泵、电加热器、气液分离系统以及化学试剂注入管线等，同时采用了裸眼砾石充填防砂完井技术。降压试采过程中，通过电潜泵抽取地层流体，将压力降至天然气水合物相平衡压力之下，促使天然气水合物分解为天然气体和水。通过井下加热器对井筒中天然气水合物分解产出流体进行加热，降低了井筒天然气水合物二次形成的风险；通过化学试剂注入管注入甲醇，进一步抑制了井筒天然气水合物二次形成；采用井下气液分离系统对气、水流体进行分离^[6-8]。但因试采中出现了严重的出砂现象，导致试采井通道堵塞，试采研究被迫终止。

2017年，采用改进的开发技术开展了南海海槽新一轮天然气水合物试采实践。针对2013年天然气水合物试采中的出砂问题，研制了具有形状记忆功能的新型多孔聚合物防砂材料，并集成了一种由形状记忆聚合物材料、优质筛管与金属珠嵌件组合而成的三重防砂装置(图2)。本次钻试采井和观测井各2口，目的之一是验证新研制防砂材料的有效性。2口试采井分别对2种使用方式下防砂材料的性能进行了验证研究，其中AT1-P3井完井防砂装置安装了预先充分膨胀的聚合物防砂材料；AT1-P2井完井防砂装置安装的聚合物材料未经事先激活，需要在井下通过活化液进行现场激活^[9-10]。研究结果表明，AT1-P3井降压试采作业持续了大约12 d，仍因出砂严重而终止；AT1-P2井降压试采过程未出现出砂问题，但井筒出现了天然气水合物二次生成现象，在降压试采作业持续大约24 d后终止。

图  2  日本南海海槽第2次天然气水合物试采完井装置示意图^[9]

Figure 2.  Schematic well completion device for the second production test of natural gas hydrate in the Nankai trough of Japan

迄今为止二氧化碳置换开采技术仅在美国阿拉斯加北坡区Iġnik Sikumi 1井进行了应用性研究，通过注入CO₂“置换”出天然气(甲烷)水合物中的甲烷气体。但由于二氧化碳置换作用较为缓慢，为了提高开采效率，借鉴了稠油油藏吞吐开采技术，采用“气体注入—焖井—采气”循环方式进行了天然气水合物开采试验。

Iġnik Sikumi 1井采用了复式套管柱，并在井筒上部安装有注热管柱。通过变径套管柱将井筒直径最终转变为114.30 mm，而后进行射孔、注入流体与回采试验。在变径套管柱外部安装有分布式光纤测温系统，在井筒下部安装有3组可在地面读数的温压计。紧邻测温光纤安装有电缆线，用于传输井下温压计测得的温度和压力数据。在油管外部安装了3条Ø19.05 mm管柱，其中2条为开口管，便于上部井筒环空中流体循环与注热，用于控制注入流体温度；另一条Ø19.05 mm管柱与化学剂注入阀相连接，用于向井筒注入CO₂与N₂的混合气体^[11](图3)。

图  3  美国阿拉斯加北坡天然气水合物二氧化碳置换法试采井完井设计^[11]

Figure 3.  Well completion design of the production test well of natural gas hydrate by carbon dioxide replacement method in the north slope of Alaska, America

除了主流的单一直井试采技术之外，近年还探索了其他一些天然气水合物开发技术，包括多井、定向井开发技术以及固态流化开采技术等。

2016年在我国青藏高原祁连山冻土带采用“山”字型水平对接井进行了天然气水合物试采研究，共钻3口井，包括1口试采井和2口水平井。其中试采井用于降压与采气，水平井主要用于注热。2口水平井分别位于试采井两侧。当2口水平井与试采井在目标天然气水合物层完成对接之后，通过试采井抽取地层流体使天然气水合物层压力降至平衡压力以下，促使天然气水合物分解；同时通过水平井注入热流体，对天然气水合物层进行加热，进一步促进天然气水合物分解^[12-13]，最后经试采井采出天然气水合物分解所产生的天然气。2020年，我国南海北部神狐海域天然气水合物第2次试采也采用了水平井开采技术。试采井采用三开井身结构，在目标天然气水合物层采用Ø244.5 mm套管完井，通过降低天然气水合物层压力促进天然气水合物原地分解，取得了较好的开采效果^[14]。

此外，天然气水合物固体开采法近年也有所发展。天然气水合物固体开采法是直接采集天然气水合物固体，通过海面或岸上处理基地对天然气水合物进行控制性分解采气的一种天然气水合物开采方法。近年，传统的天然气水合物固体开采法已发展成为固态流化开采法，并在我国南海北部荔湾海域采用该开采方法进行了天然气水合物试采研究。在试采井钻达目标天然气水合物藏之后，通过井底射流方式将天然气水合物破碎至细小颗粒^[15]，然后将混有天然气水合物颗粒的混合物浆体导入到密闭的气-液-固多相举升管道内，输送到海面处理设施进行气、液分离，从而获得天然气水合物分解气^[16]。

最近10多年来，新型天然气水合物开发技术研究较为活跃，在天然气水合物藏原位加热、地热储热能利用以及现有油气开发技术移植与改进等方面进行了大量探索，提出了新型天然气水合物开发技术方案。

天然气水合物藏原位加热有助于减少井口注热所面临的热能损失问题，是加热开采技术的改进方向之一。天然气水合物藏原位加热开采技术主要包括两大类：一是基于向天然气水合物层注入反应物的原位生热技术；二是基于水平井循环注热的原位加热技术。

俄罗斯研究者曾提出多种天然气水合物层原位生热与原位加热技术^[17]。其中比较有代表性的一项技术为放射性物质原位生热法。通过水平分支井将放射性废液注入到天然气水合物藏之下的地层，在天然气水合物藏下方形成放射性废液储集区。利用放射性物质衰变反应持续不断地产生热量，对上部天然气水合物藏进行持续加热。此外，还有研究者提出向目标天然气水合物藏注入液态酸和碱溶液，利用酸碱中和反应产生的热量对天然气水合物进行原位加热^[18]。近年来，我国有研究者提出将纳米铝粉持续喷射到天然气水合物层，利用纳米铝粉燃烧释放的热量对天然气水合物进行原位加热^[19]。

多井、水平井循环注热是另一种比较有影响的天然气水合物原位加热开采技术。根据俄罗斯研究者提出的技术实施方案^[17]，开采井与注热井钻至目标天然气水合物藏之后均改为水平井，然后进行对接；地面安装的采气设备与注热设备分别与开采井与注热井相连接(图4)。其中采气设备用于从天然气水合物藏中采出气、水流体并进行气、水分离，注热设备用于对循环流体进行加热并重新注入天然气水合物藏。

图  4  多井—水平井原位加热开采天然气水合物技术示意图^[17]

Figure 4.  Technical sketch of producing natural gas hydrate by the in-situ heating of multi-well and horizontal well

利用地热储开采天然气水合物研究主要集中于天然气水合物藏下方干热岩热能利用方面，近年水热型地热储在天然气水合物开采中的应用研究也有所推进。

利用干热岩热能开采海洋天然气水合物，技术思路是首先向天然气水合物藏下方的干热岩层打注水井，通过压裂向干热岩层注入海水，海水在干热岩层受到加热之后，再抽至天然气水合物藏进行加热^[20]。最近新提出的一种利用干热岩热能开采天然气水合物的钻完井技术方案采用的井组结构包括1口注入/采热井和1口生产井(图5)^[21-22]。注入井钻至天然气水合物藏之下的干热岩层之中，并在干热岩层与天然气水合物层中分别布置1口水平分支井，在天然气水合物层内的水平分支跟端上部安装有封隔器。生产井钻至天然气水合物层段转为水平井，生产井水平井段布置于注入井在天然气水合物层内的水平分支井下部且与之互相平行。通过注入井向干热岩层注入流体进行加热，然后将高温流体泵抽至上部天然气水合物藏，对天然气水合物进行加热；再由生产井采出天然气水合物分解所产生的天然气。

图  5  新近提出的利用干热岩热能开采海底水合物的井组结构与实施方案^[21-22]

Figure 5.  Well group structure and implementation scheme of the new proposal of producing subsea hydrate by using hot dry rock energy

近年来，在利用水热型地热能开采天然气水合物方面也有所研究，提出的开采技术方案如图6所示^[23]，包括1口连通井和2口生产井。其中连通井钻穿天然气水合物藏并钻至深部的地热储，并在天然气水合物藏与地热储井段分别射孔；2口生产井分别位于连通井两侧，完井于天然气水合物藏之内(图6)。

图  6  利用水热型地热储热能自流注入法开采海底水合物技术方案^[23]

Figure 6.  Technical scheme of producing subsea hydrate by means of the flowing injection of hydrothermal geothermal storage energy

天然气水合物开采过程分为2个阶段。第1阶段仅对天然气水合物藏进行常规降压开采，通过在连通井天然气水合物藏底部井筒安装封隔器，将降压作用局限在天然气水合物藏之内。随着压力的降低，连通井筒近旁的天然气水合物会快速分解，所产天然气经生产井和连通井采出。由于水合物分解属于吸热反应，因此随着天然气水合物的分解，天然气水合物藏温度会不断下降，使得天然气水合物分解速率与产气量持续降低。当产气量降低到一定数值，开始启动第2开采阶段即利用地热能开采阶段。将天然气水合物藏底部的封隔器移至水合物藏顶部，使连通井转变为单一的注热井。在压力差的作用下，下部地热储中的热流体会自动流入连通井，并经连通井射孔处进入天然气水合物藏之中，从而对天然气水合物进行加热，促使天然气水合物分解出甲烷气体。

在提高天然气水合物开采效率的探索研究中，引入常规油气开发技术并加以改进也是一个重要方面。现阶段，单井注水吞吐法、井网开采法以及蒸汽辅助重力驱油等技术，在天然气水合物开发技术研究中都有借鉴。

天然气水合物开发研究中采用的吞吐技术大多与加热开采法配合使用，以“注热—焖井—采气—注热”循环方式对天然气水合物进行开采^[24]。采用热吞吐技术可增加天然气水合物受热时间，使热流体在天然气水合物藏中充分扩散，可提高天然气水合物分解效率与产气量。

天然气水合物五点井网开采法主要探索了“4口注热井+1口开采井”^[25]与“1口注热井+4口开采井”^[26]两种模式。为了使热激发效应与减压效应能够集中发挥作用，天然气水合物井网开采方案中的注入井与开采井通常均完井于天然气水合物藏的同一层段。最近还提出了一种天然气水合物井网开采优化方案，即将五点井网作为1个井群，在多个井群中间部位部署1口总开采井。每个井群的开采井均与总开采井相连通，各井群区天然气水合物分解所产生的天然气与地层流体经由总开采井采出^[27]。

此外，近年天然气水合物开采技术方案中还引入了作为重油开采有效技术的蒸汽辅助重力驱油技术与油页岩地下转化技术，并针对天然气水合物产气特征提出了技术改进建议^[28-29]。

近年，还探索了基于天然气水合物开采产物利用的天然气水合物循环开采技术。其技术思路主要是利用天然气水合物所产甲烷气体的燃烧产物或化学反应产物，对天然气水合物藏进行开采。

日本研究者最近提出了一种利用天然气水合物开采产物循环开采天然气水合物的技术方案^[30]。该技术方案通过利用甲烷燃烧所产生的二氧化碳气体与热能，对天然气水合物进行二氧化碳置换开采。开采系统由采气系统、发电系统、热管理系统和二氧化碳回收与注入系统4部分组成。首先采用降压法经采气系统采出天然气水合物分解所产生的甲烷，发电系统通过燃烧甲烷气体产生电能，实现天然气的工业利用；同时，热管理系统回收发电系统所产生的热能，二氧化碳回收与注入系统则回收甲烷燃烧产生的二氧化碳气体。然后，将回收的二氧化碳气体溶于海水，制成二氧化碳与海水混合物；再利用回收的热能对溶有二氧化碳气体的海水混合物进行加热，并经注入系统注入到天然气水合物藏之中，促进天然气水合物分解产气。所产天然气采出后经燃烧产生电能，同时产生二氧化碳和热能；利用热能加热二氧化碳水溶液并重新注入天然气水合物藏，实现天然气水合物的循环开采。

我国研究者还提出了利用低温固体氧化物燃料电池开采天然气水合物的技术方案。其技术思路是首先经降压等途径促进天然气水合物分解，并将所产甲烷气体输送到低温固体氧化物燃料电池阳极，同时从地面向电池阴极泵入空气，经电化学反应产生电能以及二氧化碳和水；然后利用二氧化碳对天然气水合物进行置换开采^[31-32]。

近年，也有研究者提出可借鉴煤炭地下气化技术理念开采天然气水合物。通过在天然气水合物层钻平行水平井组，扩大天然气水合物开采面积，并形成气体、水和泥沙混合流体的流动通道；同时，将大功率“高压火焰喷射器”集成到井筒之中，通过燃烧甲烷形成高温高压气流，用于大规模冲蚀、加热天然气水合物层，促进天然气水合物大面积分解^[33]。

(1)经过数十年的研究，天然气水合物开采技术获得了不断完善，但改进空间仍然巨大。加热法、降压法与二氧化碳置换法等主要开采技术已在天然气水合物试采实践中获得应用，并成功地从天然气水合物藏中采出甲烷气体。但天然气水合物试采研究还面临诸多技术难题，如天然气水合物分解前缘的有效推进、开采井井筒防砂、井筒天然气水合物二次生成等，都影响着天然气水合物试采实践持续性与产气量。在天然气水合物资源实现商业开发的征途中，天然气水合物开采技术的完善与改进将会是一个长期持续的研究方向。

(2)在天然气水合物开发井井型与布井方案方面进行了积极的探索，促进了天然气水合物藏开发技术的发展。除了目前主流的单一直井，多井、水平井以及井网开采方式都有所探索。采用多井对接、水平井以及五点井网开发天然气水合物，可有效增加天然气水合物分解面积，提高天然气水合物开采效率。因此这些钻井技术在天然气水合物开发中的应用研究应得到进一步加强。

(3)天然气水合物开发井相关配套技术与采气持续性保障技术研究也取得了明显进展。分布式光纤测温系统、温压传感器、井下信号传输电缆等在天然气水合物开发技术研究中获得了广泛应用，实现了对天然气水合物分解过程动态行为及其潜在影响的实时监控。井下气液分离技术获得了不断改进，现已能够在井下实现天然气水合物分解产物的气、液分离。针对现阶段影响天然气水合物试采持续性的井筒砂堵问题，通过研制新型防砂材料、集成新型防砂装置、控制降压幅度等途径，在井筒防砂方面也取得了明显成效。

(4)新型天然气水合物开发技术探索呈现出比较活跃的态势，特别是基于天然气水合物藏原地加热与水合物藏下方地热储热能利用，提出了多种天然气水合物开发钻完井技术方案。此外，移植现有油气开发技术并加以改进、利用天然气水合物藏开采产物对天然气水合物进行循环开采，也成为近年探索天然气水合物开发技术的重要内容。但从总体上看，新近提出的这些天然气水合物开发技术，基本还处于实验模拟和理论可行性研究状态，用于自然界天然气水合物藏开采的效果还有待验证。