如表 1所示，包括我国在内全球仅有4个国家开展了天然气水合物试采，包括在加拿大实施的两次陆域水合物试采、在美国实施的一次陆域水合物试采以及在日本实施的两次海域水合物试采。尽管前苏联西西伯利亚永久冻土带的麦索亚哈气田早在1969年就采用降压法和化学抑制剂法成功实现了对水合物的产业化开发，但实际上这只是常规气田开发时的意外收获，而非专门针对水合物产业化而实施的有计划开采尝试，因此无论从数据上还是经验上都对此后的水合物试采工作帮助有限^[1-3]。

表  1  全球天然气水合物试采情况对比^{[2, 4-9]}

Table  1.  Comparison of natural gas hydrate production tests in the world

	加拿大		美国	日本		中国
	首次陆域试采	第二次陆域试采	首次陆域试采	首次海域试采	第二次海域试采	首次海域试采
时间	2002年	2007、2008年	2012年	2013年	2017年	2017年
作业区域	麦肯齐三角洲	麦肯齐三角洲	阿拉斯加北坡	第二渥美海丘	第二渥美海丘	南海神狐海域
作业水深	—	—	—	约1 000 m	约1 000 m	1 266 m
储层深度	地表以下约900 m	地表以下约1 100 m	地表以下约700 m	海底以下约300 m	海底以下约350 m	海底以下203~277 m
储层条件	砂质	砂质	砂质	砂质	砂质	泥质粉砂
开采方法	热水循环法	降压法	二氧化碳-甲烷置换法+降压法	降压法	降压法	地层流体抽取法
产气持续时间	5 d	6 d	30 d	6 d	36 d*	60 d
累计产气量	516 m3	1.3万m3	2.4万m3	12万m3	23.5万m3**	30.9万m3
平均日产气量	94 m3	2 200 m3	800 m3	2万m3	3 000 m3(第一口生产井) 8 330 m3(第二口生产井)	5 151 m3
日最高产气量	350 m3	4 000 m3	5 000 m3	约2.5万m3	—	3.5万m3
停产原因	—	—	—	出砂堵塞	出砂堵塞(第一口生产井)	—
注*其中第一口生产井12d，第二口生产井24 d。 **其中第一口生产井3.5万m3，第二口生产井20万m3

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1.   日本天然气水合物产业化开发规划

根据2001年7月和2013年4月分别发布的《日本天然气水合物开发计划》和《海洋基本计划》，日本计划分3个大的阶段来实现对天然气水合物的最终产业化开发，第一个是2001财政年至2018财政年以政府为主的研发(试采)阶段；第二个是2019年至2023年的产业化开发前的过渡阶段；第三个是2023年至2027年以民营企业为主的产业化开发阶段。

其中，研发(试采)阶段的目标是积极推进勘探、生产等技术的开发，圈定水合物资源区域，通过陆域和海域试采来改进和验证相关技术，以及确立可用于产业化开发的技术与体系；过渡阶段的目标是开始产业化项目的准备以及推进以民营企业为核心的体系的完善；产业化开发阶段的目标是实现对水合物长期、经济且安全地开发利用。

在目前的研发(试采)阶段，日本参与了加拿大麦肯齐三角洲的两次陆域试采和美国阿拉斯加北坡的一次陆域试采，主导实施了两次海域试采，这两次海域试采的场地均位于日本近海的南海海槽，沉积了从日本列岛侵蚀下来的厚层沉积物，包括广泛分布的浊积水道复合体和其他的富砂地层。

日本通商产业省(MITI，即现在的经济产业省持续了6天时间直到3月18日早晨，井下压力从初始的13.5MPa最多降至约4.5MPa，但由于严重的出砂现象，生产被迫中断，平均日产气量约2万m³，累计产气量约12万m³，产出的气体为纯甲烷^[15]。

这次试采采用了通过电潜泵(ESP)抽水来降低含水合物地层中的静水压力使水合物失稳分解为甲烷气体和水的生产技术。利用设计的举升分离器使产出水和水合物分解产生的气体在井下分离，并分别通过两条流动管线举升至海面。其中，分离出的气体通过海洋隔水管中6.625″的钻管产出，而分离出的水则通过海洋隔水管中的水下节流管线产出^[15]。

在试采过程中，实时监测了生产井(AT1-P)和监测井(AT1-MC和AT1-MT1)中的温度，并在几个点测量了生产井中的压力。在产气试验开始的前后，在AT1-MC监测井中使用了套管井测井工具。此外，在产气试验后钻了两口新的监测井(ATI-LWD1、AT1-LWD2)，通过随钻测井工具确定了水合物分解所导致的地层物性变化^[16]。除了井中监测外，还在海底安装了具阵列地震检波器的海底电缆来开展四分量地震勘探和时移地震勘探。另外，在生产井周围500m范围内的海底安装了测量海水中甲烷浓度的传感器和测量海底地形变化的设备来调查产气试验对海洋环境的影响^[9]对监测结果(METI))从1999年至2004年开展了一系列地震调查和勘探性钻探(随钻测井、电缆测井和取心)，充分了解了南海海槽东部的水合物赋存特征并评估了其资源量，为日本两次海域试采从选址到实施奠定了良好的基础^{[9, 10-13]}。

2.   日本第一次海域天然气水合物试采

日本第一次海域试采受METI资助，由日本石油、天然气和金属矿产资源机构(JOGMEC)负责计划、管理和监督，由日本石油资源开发株式会社(JAPEX)负责实施现场作业，由日本钻井株式会社(JDC)负责设计并安装井下生产设备来实现降压，由贝克休斯(Bake Hughes)负责裸眼井砾石充填作业的设计、设备供应和施工，由AWT国际公司(AWT)、Farley Riggs公司(FR)和Peritus公司负责设计并操作海面生产系统^{[9, 14]}。试采作业平台为日本海洋研究开发机构(JAMSTEC)的“地球号”深海钻探船^[15]。

2013年3月12日开始的基于降压的产气试验的初步分析表明：(1)生产井中测得的地层温度数据确定了主要的产气(水合物富集带顶面下部0~19 m以及30~38 m)和产水(水合物富集带顶面下部近20 m)层段；(2)距离生产井约20 m的监测井测得的地层温度数据显示部分砂层的温度降低，这意味着水合物的分解范围已到达监测井；(3)海底地形变化监测设备显示产气和出砂过程中海底下沉了约3 cm；(4)甲烷浓度测量数据显示未出现大规模的甲烷气体泄漏^[17]。

3.   日本第二次海域天然气水合物试采

根据第一次海域试采获取的数据和发现的问题，METI决定于2017年实施第二次海域试采，主要目的是针对第一次试采中明确的技术问题(出砂、井下气水分离、长期稳定生产等)制定解决方案，在实际场地验证解决方案的有效性，并通过验证工作获取更长期试采和未来产业化所需的储层响应数据^[18]。

与第一次试采类似，第二次试采仍然由JOGMEC负责计划、管理和监督，但不同的是，由日本天然气水合物调查株式会社(JMH)负责试验设备的设计、制造和现场作业，由JDC负责钻探作业，由斯伦贝谢(Schlumberger)和阿克解决方案公司(Aker Solution)分别负责井下设备和修井立管的设计、制造和作业，由Bake Hughes负责防砂装置的设计和制造，由Schlumberger负责监测井测量设备的开发^[19]。

第二次试采在作业平台选择和站位选择等方面与第一次试采相同^[18-21]：(1)仍然利用JAMSTEC的“地球号”实施现场钻探和产气试验作业；(2)鉴于第二次试采的目的之一是验证第一次试采中遇到的技术问题的解决措施，因此选择的试采场地与第一次试采在位置和地质条件等方面接近；(3)仍然通过电潜泵进行井下降压，最大抽水能力设定为500 m³/d，为了应对第一次试采中遇到的技术问题，通过重力分离使流入电潜泵中的气体量降至最低，并提出了电潜泵在抽气的同时也能抽水的设计要求。

此外，针对第一次试采中取得的经验和教训，第二次试采在井位部署、生产试验系统、防砂装置、监测等方面做了显著的改进^{[17-19, 22]}：(1)比第一次试采增加了一口生产井，即两口配备有不同防砂装置的生产井，既可以在发生故障时通过切换井来继续实施试采，也可以验证不同防砂措施的效果；(2)第一次试采使用的“地球号”的钻探设备重量较大(超过300 t)，难以根据紧急情况或事先计划在较短时间内完成断开、重新安装以及切换作业，因此，第二次试采采用了重量更轻(约120 t)、更便于重新安装和切换作业、以及允许更大船偏距的修井立管系统，该系统主要由立(套)管、紧急脱离装置(EDP)和防喷装置(WCP)等构成；(3)由于第一次试采因井内存在较多的横断面积较小的地方，使气水流速较快且难以实现更有效的重力分离，从而造成气体生产管线中水的产出，进而导致降压控制不足，未完成计划降压至3 MPa的目标，所以第二次试采对气水分离系统作了重新设计，如使用内径较大的井(第一次试采为9.625″，第二次试采为13.375″)来降低流速，以及改进设备的放置等来提高气水分离效率；(4)第一次试采采用了砾石充填防砂措施，但砾石的移动破坏了筛网并进而造成了出砂，因此, 第二次试采采用了利用形状记忆聚合物(SMP)的膨胀封堵井壁与地层间环形空间的GeoFORM防砂系统；(5)第一次试采仅对监测井实施了温度测量，第二次试采则增加了压力测量，以便通过减少未知的变量来更好地认识不同深度层段的产气、产水和可能的出砂情况以及水合物的分解情况等(图 1)。

图  1  日本第二次海域试采试验系统示意图^[21]

Figure  1.  Schematic diagram of test system for the second offshore production test in Japan

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在2017年4月7日“地球号”从清水港出发赴试验海域到同年7月7日“地球号”完成现场海域的回收作业并抵达清水港的这3个月中，第一口生产井12 d累计产气约3.5万m³，第二口生产井24 d累计产气约20万m³(图 2)^[23-31]。试采结果表明，两口生产井中的第一口遇到了出砂问题，第二口并没有遇到该问题，尽管还没有对第一口生产井出砂原因的报道，但根据两口生产井采用的两种Geo FORM防砂系统的优缺点，我们认为出砂可能是由于第一口井所采用的预先膨胀的GeoFORM防砂系统未能有效地封堵井壁与地层间的环形空间，而第二口井的封堵效果良好则可能是因为采用了在井下膨胀的GeoFORM防砂系统。此外，降压过快或幅度过大也可能是第一口生产井发生出砂的原因。虽然原因不明，但出砂问题的再次出现意味着针对水合物的稳定生产技术仍然需要进一步的研发和验证。另外，这两口井都没有能够明确地确认之前关于“产气量波动后随水合物分解前缘扩大可能出现产气量增加”的模拟预测^{[20, 32]}，这为生产技术的确立提出了新的挑战^{[31, 33, 34]}。

图  2  日本第二次海域试采试验过程示意图^[27]

Figure  2.  Schematic diagram of test process for the second offshore production test in Japan

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4.   日本海域天然气水合物产业化开发设想

日本现有研究认为，相较于常规天然气开发，天然气水合物开发具有以下4个方面的显著特征^[32]：(1)单井产能较常规气井低，平均日产气量数万到数十万立方米，产气范围较小；(2)井的寿命预期较短，初期产气量较低，但会逐渐增加，在一年至数年达到峰值，随后急剧下降；(3)钻井深度较浅(数百米)，气体处理及完井所需的成本较低，也可通过简化现有钻机、生产设备进一步降低成本；(4)抽水降压需要能量，如用于人工举升的电潜泵需要电力驱动。综合上述特征，提出了井群生产的概念(图 3)，既可以利用钻井深度较浅、成本较低的优势，又可以弥补单井产能较低、产气范围较小的劣势，另外还应考虑如何增加井的利用率以及使产气量的峰值平缓化(即井群中各井的产气开始时间有计划地错开，以保持产气量的相对稳定)^{[20, 32]}。

图  3  井群生产示意图^[20]

Figure  3.  Schematic diagram of a well group

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日本目前对以民营企业为主的产业化项目的目标是^[35]：(1)预计一口井可持续产气数年；(2)预计一口井的日产气量可达数万立方米；(3)实现对多井的产气控制，掌握可根据需要提高产气量的技术，同时确保经济性与安全性。尽管在实际的水合物产业化开发阶段中，各家民营企业会根据具体情况制定自己认为切实可行的开发利用方案，但现有研究认为，为实现水合物的最终产业化开发，需要具备3个方面的关键技术^[36]：(1)从水合物储层中长期产气的技术；(2)认识水合物储层长期产气情况的技术；(3)与具经济效益的海洋开发体系的设计和部署以及环境影响评价有关的技术。

针对以上关键技术验证的现场试验(较现有规模更大的试采)是实现产业化开发不可或缺的过程。当然，除上面提及的关键技术外，还需要考虑产业化开发所面临的资源条件、自然条件、社会条件、需求、成本、制度、资金、以及灾害诱发与环境影响风险等。

5.   对我国天然气水合物勘查与试采的启示

尽管日本拥有丰富的天然气水合物资源且投入了大量的人力、物力和财力，但仍然未形成可确保从海洋水合物矿床中稳定产气的技术，已开展的两次海域试采均遇到了一些技术问题，如出砂。目前，日本正在根据第二次试采结果商讨制定新的水合物产业化路线图，预计在进入产业化开发利用阶段之前，需经历为期15年左右的稳定生产技术验证示范阶段和产业化示范阶段等^[37]。此外，日本将改变之前以促进国内开发为目标的政策，积极参与近期可能实施的长期陆域试采(与美国合作)和其他国家(如印度)的海域试采，从而实现减少投入、加快积累试采经验的目的。

2017年3月底至7月底，由国土资源部中国地质调查局组织实施的我国首次海域天然气水合物试采成功。下一步，我国将加快推进水合物勘查开发产业化进程。本文基于对日本两次海域水合物试采的全面总结以及对日本海域水合物产业化利用的充分认识，提出如下建议：

(1) 尽管我国首次海域试采取得了巨大成功，但要实现最终的水合物产业化开发还需要在做好科学理论研究和技术装备研发的基础上有阶段性、有目的地开展试采(技术示范)工作和产业化示范工作，确保技术装备的安全稳定可靠、产气量的长期经济可持续、环境影响的可控，形成可指导我国水合物产业化实施的勘查开发规范、技术装备体系、法规制度等。

(2) 部署实施更大范围、更大精度的海域水合物勘查(勘探、钻探等)，圈定和优选资源潜力大、富集程度高的水合物有利区，以便为今后的产业化项目提供目标区。

(3) 尽管我国在水合物研发方面已处于全球领跑地位，但日本、美国等国家也加大了研发力度，国际竞争形势严峻，需要充分发挥中国地质调查局等中央部门、地方政府、石油企业，以及高校、科研院所等学术机构的优势，统一部署、形成合力，确保水合物相关领域的全面领先。此外，我国也可考虑与相关国家合作开展水合物勘查与试采，加快技术研发进程。

(4) 水合物产业化开发所需要的技术包括勘探(资源量评价)、钻探、储层评价、生产、开发系统、输运、利用等从上游到下游的技术。我国应在进一步明确水合物产业化开发所需具体技术装备的基础上，逐步实现各项技术装备从概念设计、基础设计、工程设计到功能测试、系统集成测试再到示范、推广的成熟过程。