基于ICP技術(shù)的天然氣水合物開采方案

楊 遠(yuǎn)肖傳桃李永臣黃慶東陳輝娜李建忠

（ 1長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院；2中石油煤層氣有限責(zé)任公司忻州分公司；3中國石油新疆油田公司準(zhǔn)東采油廠；4中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院；5中國石油青海油田公司采油五廠 ）

基于ICP技術(shù)的天然氣水合物開采方案

楊 遠(yuǎn)1肖傳桃1李永臣2黃慶東3陳輝娜4李建忠5

（ 1長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院；2中石油煤層氣有限責(zé)任公司忻州分公司；3中國石油新疆油田公司準(zhǔn)東采油廠；4中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院；5中國石油青海油田公司采油五廠 ）

天然氣水合物（NGH）礦產(chǎn)儲量巨大，燃燒后幾乎不產(chǎn)生任何殘?jiān)且环N高效利用的清潔能源。為了提出天然氣水合物切實(shí)可行的開采方案，對天然氣水合物成藏特點(diǎn)進(jìn)行分析，通過當(dāng)前室內(nèi)研究的天然氣水合物開采方法比較，并考慮到真實(shí)開采過程中可能出現(xiàn)的地層破壞問題，在CO2乳狀液置換天然氣水合物中CH4實(shí)驗(yàn)和頁巖油ICP開采技術(shù)的啟發(fā)下，最終制訂出一套具有井工廠特點(diǎn)的天然氣水合物開采方案。研究得出：ICP技術(shù)核心工藝?yán)鋬鰤?、加熱井井網(wǎng)布置能有效克服熱散失，并持續(xù)提供熱量促進(jìn)天然氣水合物分解。CO2乳狀液置換技術(shù)能在高效產(chǎn)出CH4情況下形成CO2水合物，防止地層因?yàn)樘烊粴馑衔锓纸舛a(chǎn)生的地層破壞。注采監(jiān)測系統(tǒng)的部署能實(shí)時監(jiān)控生產(chǎn)反應(yīng)過程，可操作性強(qiáng)，控制精度高。

天然氣水合物；開采；地層破壞；CO2乳狀液置換；ICP技術(shù)

天然氣水合物（NGH）沉積物廣泛分布于陸地凍土環(huán)境與海洋、湖泊等深水地層環(huán)境，其中含有80%～99.9%的甲烷，含碳量是已知化石燃料的兩倍以上[1]。天然氣水合物燃燒后幾乎不產(chǎn)生任何殘?jiān)?，是一種高效利用的清潔能源。

天然氣水合物的開采研究多為室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研究表明：熱分解法和降壓法最具工業(yè)開采價值[2]。但是熱分解法消耗熱量過大并且要保證連續(xù)和精細(xì)的供給；降壓法需要復(fù)雜和精密的井下壓力實(shí)時監(jiān)測控制系統(tǒng)，并且也與熱量供給相關(guān)性大[3-6]。唯一具有代表性的現(xiàn)場試驗(yàn)是1998年開始進(jìn)行的加拿大北部馬立克2L-38井項(xiàng)目，研究表明：除孔隙度為32%～45%的碎屑砂巖和孔隙度為23%～29%的礫石層中出現(xiàn)天然氣水合物外，在某一層段天然氣水合物成了砂質(zhì)礫巖的基質(zhì)，其所占體積超過40%。天然氣水合物在溫壓穩(wěn)定條件下與實(shí)驗(yàn)研究的純甲烷水合物Ⅰ型結(jié)構(gòu)相似；相反，隨著砂巖含鹽度的增大而向高壓、低溫區(qū)的移動逐漸加快[7-10]。前人研究并未提出高可行性的現(xiàn)場天然氣水合物開采技術(shù)。本文基于頁巖油ICP成熟開采技術(shù)現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)，并與天然氣水合物CO2乳狀液置換研究室內(nèi)實(shí)驗(yàn)相結(jié)合，大膽提出具有井工廠特點(diǎn)的天然氣水合物開采方案。

1 天然氣水合物成藏特點(diǎn)

通過測定氣體組分及其同位素研究發(fā)現(xiàn)，天然氣水合物均為有機(jī)成因氣。天然氣水合物成藏取決于溫度、壓力、氣體組分、飽和度及孔隙水組成等多方面因素，其結(jié)晶生長速度還取決于沉積物顆粒大小、形狀和組成。理論上，在能夠提供天然氣水合物形成和穩(wěn)定存在的高壓低溫條件，以及具備充足氣源、氣體運(yùn)移通道和水源的沉積環(huán)境中，可能分布天然氣水合物沉積層[11-14]。天然氣水合物穩(wěn)定存在的深度與溫度區(qū)域見圖1所示。

圖1 天然氣水合物穩(wěn)定存在相圖

地質(zhì)構(gòu)造和沉積作用直接影響天然氣水合物形成和賦存，特別是在不同時間節(jié)點(diǎn)上導(dǎo)致多種可能的動力學(xué)反應(yīng)[15]。全球氣候暖冷事件的交替變化、新構(gòu)造活動、沉積作用效應(yīng)、地溫梯度和冰川性海平面相對移位等因素均可改變天然氣水合物成藏條件，從而影響天然氣水合物系統(tǒng)的穩(wěn)定性。所以很多天然氣水合物儲層在垂直方向和水平方向上的分布不連續(xù)且不均勻，這給天然氣水合物的勘探和開采均造成了障礙[16]。

當(dāng)前研究表明這種分布不均勻性受多種因素復(fù)合控制，如受流體來源和沉積物屬性的控制，或受到氣體及流體來源與流量變化、巖石學(xué)屬性和特征、地質(zhì)構(gòu)造和古海洋環(huán)境、微生物活動等因素及應(yīng)力的控制與影響[17]。但各種因素的控制強(qiáng)度、相互作用尚不清楚。

根據(jù)含天然氣水合物地層的水合物含量、地層圈閉、沉積物類型及結(jié)構(gòu)等，可將其分為4類（表1）。

表1 含天然氣水合物地層類型

2 傳統(tǒng)開采方法

天然氣水合物是一種由氣體分子和水分子在一定溫壓條件下形成的非化學(xué)計(jì)量型亞穩(wěn)定態(tài)礦物，存在于特定的溫壓條件下。外界條件變化會破壞天然氣水合物的相平衡，并引起天然氣水合物分解。常規(guī)天然氣水合物開采方法就是基于這種性質(zhì)[18-20]，主要包括熱分解法、降壓法、注化學(xué)試劑法（表2）[21-22]。

表2 天然氣水合物開采方法

3 地層破壞研究

天然氣水合物熱分解引起地層的分層破壞是新發(fā)現(xiàn)的一種地層破壞形式，現(xiàn)處于試驗(yàn)論證階段。常規(guī)天然氣水合物開采都是將天然氣水合物分解后開采至地面的[23]，而天然氣水合物分解會產(chǎn)生大量的水，若填充至巖層孔隙空間，會直接降低顆粒膠結(jié)程度，導(dǎo)致天然氣水合物賦存區(qū)地層固結(jié)性變差；若遇水敏地層情況會更加復(fù)雜。另外天然氣水合物熱分解會引起地層局部氣體釋放，再次增加不可控制性，地層孔隙靜壓也會隨之增大[24]，最終導(dǎo)致天然氣水合物層強(qiáng)度降低。若強(qiáng)度降低至極限，可發(fā)生天然氣水合物層自身及上覆地層大變形、井位下沉、上覆地層中結(jié)構(gòu)（平臺、井筒和管道）破壞、滑坡、坍塌等多種破壞現(xiàn)象。在熱分解開采情況下，熱膨脹會使破壞效應(yīng)加劇。據(jù)文獻(xiàn)記載，挪威大陸架邊緣由于天然氣水合物分解發(fā)生的海底滑坡共滑走2500～3200km3沉積物，是目前為止發(fā)現(xiàn)的最大海底滑坡[25-27]。

根據(jù)中國科學(xué)院張旭輝等實(shí)驗(yàn)研究[28]，當(dāng)?shù)貙訚B透性較好時，天然氣水合物分解產(chǎn)生的氣體壓力可以較好地釋放，但隨著分解的進(jìn)行地層黏聚力降低，天然氣水合物層易發(fā)生沉降甚至坍塌。當(dāng)?shù)貙訚B透性較差時，天然氣水合物分解會產(chǎn)生高壓氣區(qū)，當(dāng)分解進(jìn)行到一定程度，該區(qū)域地層接近液化甚至氣化。當(dāng)氣體壓力等于上覆沉積層重力時會出現(xiàn)分層現(xiàn)象；當(dāng)氣體壓力超過上覆所有阻力時會發(fā)生地層的噴發(fā)、開裂等破壞現(xiàn)象，如層理、沉積層擾動處，從而給天然氣水合物開采產(chǎn)生致命影響。所以保證地層的穩(wěn)定性是天然氣水合物成功開采的首要前提。

4 天然氣水合物ICP開采技術(shù)

ICP技術(shù)是殼牌公司于2006年開始試驗(yàn)的一種油頁巖原位開采技術(shù)，即油頁巖地下轉(zhuǎn)化工藝。當(dāng)前的油頁巖原位開采技術(shù)已發(fā)展至十幾種，最具代表性的有殼牌公司的ICP技術(shù)、美孚公司的ElectrofracTM技術(shù)和Prtroprobe公司的空氣加熱技術(shù)等，唯有ICP技術(shù)已在美國科羅拉多州進(jìn)行了試驗(yàn)研究并取得相應(yīng)成果[29]。

工藝原理：直接給地下油頁巖層加熱, 加快干酪根自然成熟進(jìn)度，使其在地下裂解生成油氣,最后通過生產(chǎn)井把油氣開采出來[30]。最新改進(jìn)方案為：在加熱至合適溫度后緩慢向地下注入氫氣，使產(chǎn)生的頁巖油發(fā)生氫化反應(yīng),直至干酪根加熱裂解為小分子烴類,最后得到輕質(zhì)凝析油(約占2/3)和伴生氣(約占1/3)。

工藝施工方案（圖2）：①冷凍墻系統(tǒng)，圍繞儲集區(qū)每間隔8ft鉆一口深度約為2000ft或達(dá)到整個儲層區(qū)間深度的冷凍井，大約鉆150～200口，形成環(huán)狀封閉（理論試驗(yàn)正圓形環(huán)隔熱效果最好，但根據(jù)現(xiàn)場施工和地質(zhì)情況允許不規(guī)則封割環(huán)）。同時地面建設(shè)配套制冷裝置，向井內(nèi)注入-45°F冷凍液，使之在密閉系統(tǒng)內(nèi)循環(huán)，使系統(tǒng)周圍地下水及圍巖等介質(zhì)一起冷凍，形成冷凍墻。②加熱系統(tǒng)，冷凍墻形成后依據(jù)地質(zhì)情況以井網(wǎng)方式鉆取一定數(shù)量、彼此間隔20～40ft的加熱井，并裝入長1950ft的裸電極加熱器，使其大部分熱輸出集中在底部1000ft處。③注采監(jiān)測系統(tǒng)，依據(jù)地質(zhì)情況在加熱井井網(wǎng)中布置生產(chǎn)井，并在加熱井與冷凍墻之間布置注水井網(wǎng)。前期開采時注水井作為監(jiān)測井使用，開采后期改為注水增產(chǎn)。④輔助系統(tǒng)，隨著油頁巖層的加熱，產(chǎn)生的油、氣、水蒸氣和非烴類氣體流入生產(chǎn)井，采出至地面并進(jìn)入相應(yīng)處理裝置，進(jìn)行油、氣、水分離。分離出的油、氣產(chǎn)品采用不同管網(wǎng)輸送至終端，產(chǎn)生的廢液處理后注入地下。監(jiān)測井主要檢測水質(zhì)、溫度及相應(yīng)地下情況，可根據(jù)現(xiàn)場需要進(jìn)行注水井轉(zhuǎn)換。⑤恢復(fù)系統(tǒng)，開采結(jié)束后根據(jù)環(huán)保要求需要恢復(fù)工區(qū)原狀。首先恢復(fù)高溫區(qū)，加熱結(jié)束后，若地面水質(zhì)處理達(dá)標(biāo)，則用冷卻水使高溫區(qū)降溫，再用來自高溫區(qū)的熱水融化冷凍墻；然后，拆除ICP設(shè)施、堵井或棄井，設(shè)備及人員撤離。

工藝特點(diǎn):①對于中深層油頁巖(300m以內(nèi))開發(fā)較為有利；②成本低，采收率高；③占地面積小、地面工藝可重復(fù)利用、環(huán)保。

圖2 ICP技術(shù)工藝示意圖

周錫堂等研究表明（圖3），溫度一定的條件下，天然氣水合物保持穩(wěn)定所需的壓力比CO2水合物高。所以在某一特定的壓力范圍內(nèi)天然氣水合物會分解，而CO2水合物則易于形成并保持穩(wěn)定。如果此時向工區(qū)內(nèi)監(jiān)測井注入CO2乳狀夜，破壞天然氣水合物相平衡，促使天然氣水合物分解，導(dǎo)致CO2氣體與天然氣水合物分解出的水生成CO2水合物。同時此種作用屬放熱反應(yīng)，釋放的熱量有助于天然氣水合物的分解[31]。根據(jù)以上研究及ICP技術(shù)提出了天然氣水合物開采方案，見表3[32]。

圖3 CO2乳狀液置換天然氣水合物CH4溫壓曲線A、B區(qū)域?yàn)橹脫Q反應(yīng)穩(wěn)定區(qū)

5 可行性分析

本文提出的天然氣水合物開采方案成功的關(guān)鍵主要在于ICP開采技術(shù)的穩(wěn)定性和CO2乳狀液置換效果的可行性。若兩者有機(jī)結(jié)合、各取所長，就能形成針對大規(guī)模整裝天然氣水合物藏的井工廠開采方案。

5.1 賦存條件差異對比

頁巖油是以游離態(tài)、吸附態(tài)及溶解態(tài)等多種方式賦存于有效生烴泥頁巖地層中，具有源儲一體、儲層致密、不受常規(guī)圈閉控制、源內(nèi)或源緣分布等非常規(guī)油氣特點(diǎn)。

天然氣水合物主要分布在深水及凍土環(huán)境中特定相態(tài)的穩(wěn)定溫壓條件下，分布不連續(xù)且不均勻，儲層滲透率低，資源總量大，分布范圍廣。由表1可以看出，當(dāng)前情況下運(yùn)用常規(guī)開采方法僅14%的天然氣水合物礦產(chǎn)具備商業(yè)開采價值；而75%的天然氣水合物礦產(chǎn)處于儲層滲透率低、天然氣水合物空間分布零散，且飽和度低于10%的情況，所以新工藝開采潛力巨大。

雖然頁巖油與天然氣水合物賦存的地層條件存在一定差異，但大體相同，均屬大面積連續(xù)分布、儲層致密、圈閉界限不明顯的非常規(guī)礦產(chǎn)，個別影響開采的地質(zhì)異同點(diǎn)也可以通過工藝改進(jìn)進(jìn)行彌補(bǔ)。例如頁巖油分布廣泛，采用冷凍墻系統(tǒng)進(jìn)行“人工圈閉”處理，經(jīng)濟(jì)性可觀；但天然氣水合物分布不均勻且不連續(xù)，需改進(jìn)此施工項(xiàng)目，進(jìn)行資源經(jīng)濟(jì)性核算后再決定是否建立冷凍墻系統(tǒng)，若經(jīng)濟(jì)性不劃算，則可采用單井稠油熱采模式的水平井壓裂+加熱系統(tǒng)+注CO2乳狀液進(jìn)行復(fù)核開采。

目前中國已在南海和祁連山取得了天然氣水合物樣品，進(jìn)一步證實(shí)天然氣水合物具備可觀資源量。研究發(fā)現(xiàn)，運(yùn)用常規(guī)方法在南海和祁連山地區(qū)開采天然氣水合物經(jīng)濟(jì)性較差，所以ICP等技術(shù)的論證與運(yùn)用迫在眉睫。下一步天然氣水合物開采應(yīng)考慮供熱、安全性、滲漏等特殊問題。

表3 天然氣水合物開采方案

5.2 ICP開采技術(shù)運(yùn)用效果

ICP開采技術(shù)已經(jīng)經(jīng)過30多年發(fā)展（表4）。無論是室內(nèi)實(shí)驗(yàn)還是現(xiàn)場開采都得到了足夠的論證，特別是在可靠性及經(jīng)濟(jì)性評價方面。殼牌公司成本預(yù)算表明，采用最新加熱器的E-ICP項(xiàng)目已經(jīng)取得成功，約1750×108bbl頁巖油會成為有經(jīng)濟(jì)開發(fā)價值的資源，而開采成本僅為每桶25～30美元，足已應(yīng)對油價波動，而且能提供后續(xù)研發(fā)資金。正因如此，第三代的E-ICP技術(shù)實(shí)驗(yàn)室數(shù)據(jù)和數(shù)模計(jì)算已研究完成，若用于頁巖油開發(fā)將會取得巨大成功。當(dāng)前由于新技術(shù)的不斷發(fā)展與自控系統(tǒng)的運(yùn)用，ICP技術(shù)暫時處于下一階段的開發(fā)試用環(huán)節(jié)。

表4 ICP技術(shù)發(fā)展歷程

2016年11月吉林省眾誠油頁巖投資開發(fā)有限公司對ICP技術(shù)進(jìn)行改進(jìn)，先后投資1.8億元進(jìn)行實(shí)驗(yàn)論證研究，形成成套自主技術(shù)，并在扶余市三駿鄉(xiāng)苗勝村試采成功?，F(xiàn)在油頁巖項(xiàng)目已進(jìn)入中試階段，目前實(shí)現(xiàn)單井頁巖油日產(chǎn)量200kg以上，比初試階段提高了3倍多。該技術(shù)適合吉林省油頁巖埋藏深、巖層薄、含油率低等特點(diǎn)，且占地面積小，復(fù)墾較容易，生產(chǎn)中產(chǎn)生的余熱還可利用，在節(jié)能減排的基礎(chǔ)上對環(huán)境友好。

5.3 CO2乳狀液置換

用CO2置換天然氣水合物中的CH4是一種運(yùn)用溫室氣體開采新能源的環(huán)保思路，理論上可行，關(guān)鍵點(diǎn)在于提高置換率和置換動力學(xué)的強(qiáng)化。反應(yīng)分子交換及能量變化為：

式中，n≥5.75，熱量Q為3.49kJ/mol，可見該過程為放熱反應(yīng)。

依據(jù)文獻(xiàn)[31]分別研究圖3中A、B兩個區(qū)域的置換反應(yīng)，得出：A區(qū)域CO2水合物穩(wěn)定，天然氣水合物不穩(wěn)定。用液態(tài)CO2置換天然氣水合物中的CH4，24～96h后置換率僅為8.1%～18.6%；而90∶10、70∶30、50∶50（wCO2∶wH2O）CO2乳狀液經(jīng)同樣時間換，置換率分別為13.1%～27.1%、14.1%～25.5%、 14.6%～24.3%，相同條件下CO2乳狀液置換率更高（圖4），CO2乳狀液高效可行。乳狀液CO2含量越高，置換的CH4含量越高。

圖4 4種CO2形式的CH4置換率與置換時間關(guān)系

5.4 CO2置換試采實(shí)例

2012年由康菲石油公司牽頭的CO2置換CH4和降壓法結(jié)合的試采工程在美國Alaska實(shí)施（表5），工區(qū)位于美國Alaska北坡的Prudhoe Bay Unit區(qū)域。該區(qū)地質(zhì)條件為：沉積物類型為砂質(zhì)多孔介質(zhì)，沉積物孔隙度為40%，絕對滲透率為1000mD，天然氣水合物飽和度約為70%，天然氣水合物層埋深約為650m，天然氣水合物儲層厚度約為20m，溫度在2.0～6.5℃之間，天然氣水合物層下方為頁巖，上下層情況良好。

表5 2012年Alaska試采過程記錄與效果分析

綜上所述，產(chǎn)水速率與產(chǎn)氣速率規(guī)律基本一致，這次試采證實(shí)了對于儲層條件好的地層，采用降壓法和CO2置換法兩種方法聯(lián)合開采是可行的。CO2乳狀液置換技術(shù)能在高效產(chǎn)出CH4情況下形成CO2水合物，防止地層因?yàn)樘烊粴馑衔锓纸舛a(chǎn)生的地層破壞，有效降低工程風(fēng)險。該方法有一定開采效率，但由于尚屬試驗(yàn)階段所以暫不具備商業(yè)化開采價值，只能作為前期試驗(yàn)論證。若能把CO2乳狀液置換技術(shù)與降壓法及熱分解法開采聯(lián)合，各取所長，并建立地質(zhì)工程一體化工程信息平臺，統(tǒng)一調(diào)配設(shè)備，模塊化協(xié)同，就可降低成本控制風(fēng)險。

6 結(jié)論

(1）使用單一的天然氣水合物開采方案各有瓶頸且采收率過低。比如：采用降壓法開采會引起降溫，導(dǎo)致天然氣水合物分解自鎖；采用熱分解法開采會因局部受熱不均、熱效率不高或熱散失過快而導(dǎo)致天然氣水合物分解過度或分解不到位，嚴(yán)重時還會誘發(fā)井噴；采用注化學(xué)試劑法開采成本預(yù)算不明，環(huán)境污染巨大。而盲目進(jìn)行復(fù)合方法開采又沒有先例，工藝及設(shè)備研發(fā)投入大，穩(wěn)定性不明，可行性低。

(2）采用CO2乳狀液置換技術(shù)，并與成熟的ICP開采工藝改進(jìn)版相結(jié)合，不僅解決了熱效率不高、熱散失等問題，還能基于成熟井網(wǎng)部署方案通過注入CO2乳狀液進(jìn)行置換，提高天然氣水合物功效。同時可以補(bǔ)充地層能量，防止因開采而造成的地層破壞。特別是冷凍墻和監(jiān)測井的采用有效隔絕了熱散失，并采用最為可靠的電導(dǎo)性監(jiān)測手段實(shí)時監(jiān)控天然氣水合物分解。

(3）在天然氣水合物勘探開發(fā)前對工區(qū)天然氣水合物成藏特點(diǎn)和地層破壞進(jìn)行研究，對CO2乳狀液注入速度、濃度、質(zhì)量進(jìn)行模擬實(shí)驗(yàn)；并基于ICP成熟方案進(jìn)行工藝需求修改、調(diào)配或定制撬裝式設(shè)備，進(jìn)行井工廠化生產(chǎn)，可操作性強(qiáng)，控制精度高。

[1] 寧伏龍，劉力，李實(shí)，張可，蔣國盛，吳能友，等．天然氣水合物儲層測井評價及其影響因素[J]．石油學(xué)報(bào)，2013,34(3):591-606. Ning Fulong, Liu Li, Li Shi, Zhang Ke, Jiang Guosheng, Wu Nengyou, et al. Well logging assessment of natural gas hydrate reservoirs and relevant influential factors [J]. Acta Petrolei Sinica, 2013,34(3):591-606.

[2] 李芳芳，劉曉棟．天然氣水合物開采新技術(shù)及其工業(yè)化開采的制約因素[J]．特種油氣藏，2010,17(3):1-3. Li Fangfang, Liu Xiaodong. New technology of gas hydrate recovery and constraints on commercial recovery [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2010,17(3):1-3.

[3] 張永勤．國外天然氣水合物勘探現(xiàn)狀及我國水合物勘探進(jìn)展[C]. 2010全國探礦工程學(xué)術(shù)論壇，2010:1-8. Zhang Yongqin. Exploration current status of the gas hydrate abroad and the progress of the gas hydrate in China [C]. Exploration Engineering Academic Forum of China 2010, 2010:1-8.

[4] 吳能友，黃麗，蘇正，楊勝雄，王宏斌，梁金強(qiáng)．海洋天然氣水合物開采潛力地質(zhì)評價指標(biāo)研究：理論與方法[J]．天然氣工業(yè)，2013, 33(7):11-17. Wu Nengyou, Huang Li, Su Zheng, Yang Shengxiong, Wang Hongbin, Liang Jinqiang. A study of geological evaluation indicators for the exploitation potential of marine natural gas hydrates: theory and methodology [J]. Natural Gas Industry, 2013,33(7):11-17.

[5] Sakamoto Y, Komai T, Kawabe Y, Tenma N, & Yamaguchi T. Gas hydrate extraction from marine sediments by heat stimulation method. In The Fourteenth International Offshore and Polar Engineering Conference. International Society of Offshore and Polar Engineers. 2004:52-55.

[6] 思娜，安雷，鄧輝，孫鍵，光新軍．天然氣水合物開采技術(shù)研究進(jìn)展及思考[J]．中國石油勘探，2016,21(5):52-61. Si Na, An Lei, Deng Hui, Sun Jian, Guang Xinjun. Discussion on natural gas hydrate production technologies [J]. China Petroleum Exploration, 2016,21(5):52-61.

[7] 李淑霞，陳月明，杜慶軍．天然氣水合物開采方法及數(shù)值模擬研究評述[J]．中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版,2006,30(3):146-150. Li Shuxia, Chen Yueming, Du Qingjun. Commentary of production method and numerical simulation of natural gas hydrates [J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2006,30 (3):146-150.

[8] 許紅，孫和清．馬立克2L-38井氣水合物的觀測報(bào)告[J]．海洋地質(zhì)動態(tài)，2001,17(1):24-25. Xu Hong, Sun Heqing. Observation report of gas hydrate in Marek 2L-38 well [J]. Marine Geology Letters, 2001,17(1):24-25.

[9] Sakamoto Y, Komai T, Kawamura T, Minagawa H, Tenma N, Yamaguchi T. Modification of permeability model and history matching of laboratory-scale experiment for dissociation process of methane hydrate: Part 2-Numerical study for estimation of permeability in methane hydrate reservoir [J]. International Journal of Offshore and Polar Engineering, 2007,17(1):57-66.

[10] 鄧?yán)?，文志剛，劉蘊(yùn)，董紋希，劉聰．漠河盆地漠河組天然氣水合物潛在氣源巖評價[J]．特種油氣藏，2015,22(5):33-37. Deng Lei, Wen Zhigang, Liu Yun, Dong Wenxi, Liu Cong. Evaluation of potential gas source rock of gas hydrate in Mohe Formation, the Mohe Basin [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2015,22(5):33-37.

[11] 蘇新．海洋天然氣水合物分布與“氣—水—沉積物”動態(tài)體系——大洋鉆探204航次調(diào)查初步結(jié)果的啟示[J]．中國科學(xué)D輯，2004, 34(12):1091-1099. Su Xin. The implications of marine gas hydrate distribution and“gas-water-sediment”dynamic system——the preliminary results of ocean drilling 204 voyage survey [J]. Science in China Series D, 2004,34(12):1091-1099.

[12] Trehu A M, Bohrmann G, Rack F R. Proceedings of the ocean drilling program,initial reports,leg204 [M]. College Station，Texas：Texas A＆M University(Ocean DrillingProgram)，2003:55-125.

[13] Ecker C, Dvorkin J, Nur A. Sediments with gas hydrates: Internal structure from seismic AVO [J]. Geophysics, 1998, 63(5):1659-1669.

[14] Grevemeyer I, Villinger H. Gas hydrate stability and the assessment of heat flow through continental margins [J]. Geophysical Journal International, 2001,145(3):647-660.

[15] 張英，郭依群，莫午零，胡玉波．南海北部水合物中天然氣成因及形成條件[J]．現(xiàn)代地質(zhì)，2013(5):1180-1185. Zhang Ying, Guo Yiqun, Mo Wuling, Hu Yubo. Genesis and generation condition of natural gas in gas hydrate in the northern South China Sea [J]. Geoscience, 2013(5):1180-1185.

[16] Dickens G R. Rethinking the global carbon cycle with a large, dynamic and microbially mediated gas hydrate capacitor [J]. Earth and Planetary Science Letters，2003,213(3-4):169-183.

[17] 曾小明，于興河，王建忠，匡增桂．南海北部神狐海域天然氣水合物分布的主控因素[J]．海洋地質(zhì)前沿，2013,29(10):31-40. Zeng Xiaoming, Yu Xinghe, Wang Jianzhong, Kuang Zenggui. Controlling factors of natural gas hydrate in the north of Shenhu area, South China Sea [J]. Marine Geology Frontiers, 2013,29(10):31-40.

[18] 寧伏龍，張可霓，吳能友，蔣國盛，張凌，劉力，等．鉆井液侵入海洋含水合物地層的一維數(shù)值模擬研究[J]．地球物理學(xué)報(bào)，2013, 56(1):204-218. Ning Fulong, Zhang Keni, Wu Nengyou, Jiang Guosheng, Zhang Ling, Liu Li, et al. Invasion of water-based drilling mud into oceanic gas-hydrate-bearing sediment: Onedimensional numerical simulations [J]. Chinese Journal of Geophysics, 2013,56(1):204-218.

[19] 白玉湖，李清平，趙穎，杜燕．水合物藏降壓開采實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬[J].工程熱物理學(xué)報(bào)，2010(2):295-298. Bai Yuhu, Li Qingping, Zhao Ying, Du Yan. Experimental and numerical simulation of pressure reduction in gas hydrate reservoir [J]. Journal of Engineering Thermophysics, 2010(2): 295-298.

[20] 蘇正，陳多福．海洋環(huán)境甲烷水合物溶解度及其對水合物發(fā)育特征的控制[J].地球物理學(xué)報(bào)，2007,50(5):1518-1526. Su Zheng, Chen Duofu. Calculation of methane hydrate solubility in marine environment and its constraints on gas hydrate occurrence [J]. Chinese Journal of Geophysics, 2007,50(5):1518-1526.

[21] 蘇正，何勇，吳能友．南海北部神狐海域天然氣水合物熱激發(fā)開采潛力的數(shù)值模擬分析[J]．熱帶海洋學(xué)報(bào)，2012,31(5):74-82. Su Zheng, He Yong, Wu Nengyou. Numerical simulation on production potential of hydrate deposits by thermal stimulation [J]. Journal of Tropical Oceanography, 2012,31(5):74-82.

[22] 何家雄，顏文，祝有海，張偉，龔發(fā)雄，劉士林，等．南海北部邊緣盆地生物氣/亞生物氣資源與天然氣水合物成礦成藏[J]．天然氣工業(yè)，2013,33(6):121-134. He Jiaxiong, Yan Wen, Zhu Youhai, Zhang Wei, Gong Faxiong, Liu Shilin, et al. Bio-genetic and sub-biogenetic gas resource potential and genetic types of natural gas hydrates in the northern marginal basins of South China Sea [J]. Natural Gas Industry, 2013,33(6):121-134.

[23] 王祝文，李舟波，劉菁華．天然氣水合物的測井識別和評價[J]．海洋地質(zhì)與第四紀(jì)地質(zhì)，2003,23(2):97-102. Wang Zhuwen, Li Zhoubo, Liu Jinghua. Logging identification and evaluation methods for gas hydrate [J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2003,23(2):97-102.

[24] 梁勁，王明君，陸敬安，梁金強(qiáng)，王宏斌，匡增桂．南海北部神狐海域含天然氣水合物沉積層的速度特征[J]．天然氣工業(yè)，2013,33(7): 29-35. Liang Jin, Wang Mingjun, Lu Jing’an, Liang Jinqiang, Wang Hongbin, Kuang Zenggui. Characteristics of sonic and seismic velocities of gas hydrate bearing sediments in the Shenhu area, northern South China Sea [J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(7):29-35.

[25] 王力鋒，趙克斌，黃欣．南海北部陸坡熱流與天然氣水合物賦藏研究[J]. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2009,31(1):58-62. Wang Lifeng, Zhao Kebin, Huang Xin. A study on geothermics and occurrence of gas hydrates in the northern slope of the South China Sea [J]. Petroleum Geology & Experiment, 2009,31(1):58-62.

[26] 王平康，祝有海，盧振權(quán)，郭星旺，黃霞．祁連山凍土區(qū)天然氣水合物巖性和分布特征[J]．地質(zhì)通報(bào)，2011,30(12):1839-1850. Wang Pingkang, Zhu Youhai, Lu Zhenquan, Guo Xingwang, Huang Xia. Gas hydrate in the Qilian Mountain permafrost and its distribution characteristics [J]. Geological Bulletin of China, 2011,30(12):1839-1850.

[27] 梁金強(qiáng)，王宏斌，蘇新，付少英，王力峰，郭依群，等．南海北部陸坡天然氣水合物成藏條件及其控制因素[J]．天然氣工業(yè)，2014, 34(7):128-135. Liang Jinqiang, Wang Hongbin, Su Xin, Fu Shaoying, Wang Lifeng, Guo Yiqun, et al. Natural gas hydrate formation conditions and the associated controlling factors in the northern slope of the South China Sea [J]. Natural Gas Industry, 2014,34(7):128-135.

[28] 張旭輝，魯曉兵，王淑云，李清平，姚海元．天然氣水合物快速加熱分解導(dǎo)致地層破壞的實(shí)驗(yàn)[J]．海洋地質(zhì)與第四紀(jì)地質(zhì)，2011, 31(1):157-164. Zhang Xuhui, Lu Xiaobing, Wang Shuyun, Li Qingping, Yao Haiyuan. Experiments on formation damage caused by rapid pyrolysis of gas hydrate [J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2011,31(1):157-164.

[29] 劉勝英，王世輝，陳春瑞，鐘延秋，鄭玉龍．殼牌公司頁巖油開采技術(shù)與進(jìn)展[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2007,31(3):53-55. Liu Shengying, Wang Shihui, Chen Chunrui, Zhong Yanqiu, Zheng Yulong. Shell shale oil recovery technique and its progress [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2007,31(3): 53-55.

[30] 蘇丕波，沙志彬，常少英，梁金強(qiáng)，付少英．珠江口盆地東部海域天然氣水合物的成藏地質(zhì)模式[J]．天然氣工業(yè)，2014,34(6):162-168. Su Pibo, Sha Zhibin, Chang Shaoying, Liang Jinqiang, Fu Shaoying. Geological models of gas hydrate formation in the eastern sea area of the Pearl River Mouth Basin [J]. Natural Gas Industry, 2014,34(6):162-168.

[31] 周錫堂，樊栓獅，梁德青．CO2乳狀液置換天然氣水合物中CH4的動力學(xué)研究[J]．天然氣地球科學(xué)，2013,24(2):259-264. Zhou Xitang, Fan Shuanshi, Liang Deqing. Kinetic research on replacement of methane in gas hydrate with carbon dioxide emulsion [J]. Natural Gas Geoscience, 2013,24(2):259-264.

[32] 周錫堂，樊栓獅，梁德青．用電導(dǎo)性監(jiān)測天然氣水合物的形成和分解[J]. 天然氣地球科學(xué)，2007,18(4):593-595. Zhou Xitang, Fan Shuanshi, Liang Deqing. Detecting formation and decomposition of NGH by measuring conductivity [J]. Natural Gas Geoscience, 2007,18(4):593-595.

Exploitation of natural gas hydrate based on ICP technology

Yang Yuan1, Xiao Chuantao1, Li Yongchen2, Huang Qingdong3, Chen Huina4, li Jianzhong5
( 1 School of Geosciences, Yangtze University; 2 PetroChina Coalbed Methane Co., LTD., Xinzhou Branch; 3 Zhundong Oil Production Plant of PetroChina Xinjiang Oilfield Company; 4 Exploration and Development Research Institute of PetroChina Huabei Oilfield Company; 5 No.5 Oil Production Plant of PetroChina Qinghai Oilfield Company )

Natural gas hydrate (NGH), with huge reserves, is a type of highly efficient and clean energy producing hardly any burning waste. In order to work out a practical NGH exploitation scheme, the accumulation features of NGH were identified, and the exploitation methods tested in laboratory were compared. Finally, a well-factory NGH exploitation scheme was proposed on the basis of the experiment of CH4displacement by CO2emulsion and the ICP shale oil extraction technology, which takes possible formation damage into account. The study results reveal that the frozen wall and heating well pattern arrangement, as core processes of ICP technology, can effectively prevent heat loss and provide heat consistently for NGH decomposition. The CO2emulsion replacement technology can generate CO2hydrate while effectively producing CH4, so that the formation can be protected from damage due to NGH decomposition. The injection and production monitoring system can monitor the production process in a real-time manner, with high operability and precision.

natural gas hydrate (NGH), exploitation, formation damage, CO2emulsion replacement, ICP technology

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.05.013

國土資源部中國地質(zhì)調(diào)查局勘查項(xiàng)目“東北凍土區(qū)天然氣水合物資源勘查”(GZHL20120304)。

楊遠(yuǎn)(1990-)，女，江蘇鹽城人，在讀碩士，現(xiàn)主要從事地質(zhì)礦產(chǎn)與非常規(guī)油氣研究工作。地址：湖北省武漢市蔡甸區(qū)大學(xué)路111號長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，郵政編碼：430100。E-mail：fengjiming@yeah.net

肖傳桃(1965-)，男，江西九江人，博士，2011年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)（武漢），教授?，F(xiàn)主要從事古生態(tài)學(xué)、綜合地層學(xué)及沉積學(xué)方面的教學(xué)與研究工作。地址：湖北省武漢市蔡甸區(qū)大學(xué)路111號長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，郵政編碼：430100。E-mail：ctxiaol88@yahoo.Corn.cn

2016-05-05；修改日期：2017-07-20