光新軍，王敏生

(中國石化石油工程技術研究院，北京 100101)

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海洋天然氣水合物試采關鍵技術

光新軍，王敏生

(中國石化石油工程技術研究院，北京 100101)

針對海洋天然氣水合物開發(fā)技術與常規(guī)海洋油氣開發(fā)技術的異同，分析了海洋天然氣水合物儲層特性和試采面臨的挑戰(zhàn)，介紹了天然氣水合物試采關鍵技術，包括控壓鉆井技術、套管鉆井技術、抑制性鉆井液、鉆井液冷卻系統(tǒng)、低溫低放熱水泥漿體系、完井技術、開采方式優(yōu)選和儲層及環(huán)境監(jiān)測技術等，指出了我國海洋天然氣水合物試采應圍繞水合物物理力學性質、安全成井、連續(xù)排采與防砂、開采方法適應性評價、試采過程儲層參數(shù)和地層形變監(jiān)測等技術難題開展研究，通過示范工程，形成海洋天然氣水合物試采技術體系，為我國海洋天然氣水合物的高效開發(fā)提供技術支撐。

天然氣水合物；試采；安全鉆井；開采方式；實時監(jiān)測

天然氣水合物具有分布廣、儲量豐富、能量密度大和清潔高效的特點，是一種潛力巨大的替代能源。天然氣水合物資源約99%賦存在海底，只有1%存在于陸地凍土層。我國南海北部大陸坡天然氣水合物遠景資源量達185×108t油當量，整個南海海域的天然氣水合物資源量達(643.5～772.2)×108t油當量，約相當于中國陸上和近海石油、天然氣總資源量的一半[1]，具有良好的資源開發(fā)前景。

天然氣水合物開采涉及多相傳遞和轉換，并可能帶來一系列地質和環(huán)境問題，至今沒有成熟的天然氣水合物開發(fā)技術。目前，俄羅斯、加拿大、美國和日本等國家已成功進行了天然氣水合物的試采，特別是日本于2013年在海洋天然氣水合物試采方面取得突破，為未來海洋天然氣水合物的開發(fā)奠定了一定基礎。我國分別于2007年和2013年在南海發(fā)現(xiàn)高飽和度天然氣水合物層，并計劃進行海洋天然氣水合物的試采，但目前還沒有形成一套適用于海洋天然氣水合物試采的關鍵技術。為此，筆者在分析海洋天然氣水合物儲層特性和試采面臨的挑戰(zhàn)的基礎上，詳細介紹了海洋天然氣水合物試采的關鍵技術，指出了我國海洋天然氣水合物試采關鍵技術的攻關方向，以期為我國海洋天然氣水合物試采技術的研究提供參考。

1　海洋天然氣水合物儲層特性及試采面臨的挑戰(zhàn)

1.1海洋天然氣水合物儲層特性

1) 溫度壓力性質。天然氣水合物是水和天然氣在較低溫度(0～10 ℃)和較高壓力(10 MPa以上)條件下形成的籠形結晶化合物，溫度壓力條件發(fā)生變化后易分解。天然氣水合物分解后釋放大量氣體，根據(jù)天然氣水合物的填充率，其體積會膨脹120～170倍，同時分解產生的水和氣體容易再形成天然氣水合物。

2) 力學性質。天然氣水合物儲層巖石強度較低，同一圍壓下，天然氣水合物的飽和度越高，儲層巖石強度越大。天然氣水合物分解后，儲層巖石強度顯著下降。這是因為天然氣水合物分解后：1)其對骨架顆粒的膠結性喪失，甚至破壞；2)分解形成的水和氣體增大了孔隙壓力，使有效應力降低，導致儲層巖石強度變小[2-3]。

3) 物理性質。天然氣水合物儲層主要有孔隙充填型、天然裂縫性和塊狀水合物等3種類型?？紫冻涮钚吞烊粴馑衔飪Υ嬗诳紫督橘|中如砂巖或碳酸鹽巖中，與常規(guī)油氣的聚集相似，裂縫性水合物主要儲存于裂縫或孔洞中，塊狀水合物聚集在海底泥質的塊狀體中。儲存于海底砂巖中的孔隙充填型水合物是海洋水合物開發(fā)的主要目標，砂巖孔隙度較大，賦存水合物的飽和度較高。天然氣水合物充填砂巖地層孔隙，使地層滲透性降低，甚至可能完全封閉孔隙，使?jié)B透系數(shù)為零。天然氣水合物開采過程中，水合物分解會使地層的滲透率增大[4-5]。

4) 儲層埋藏特征。海洋天然氣水合物儲層埋藏較淺，一般存在于海床以下0～1 500 m的沉積層中，且多數(shù)賦存于海床以下500～800 m的儲層中。根據(jù)天然氣水合物的穩(wěn)定條件，假定地溫梯度為4 ℃/100m，水深1 000 m時的天然氣水合物埋藏下限為280 m，水深4 000 m時的天然氣水合物埋藏下限為570 m[6]。

1.2海洋天然氣水合物試采面臨的挑戰(zhàn)

1) 井筒溫度壓力控制要求高。在鉆進天然氣水合物儲層時，巖屑中含有大量天然氣水合物，如果進入環(huán)空后出現(xiàn)水合物分解，就會發(fā)生氣侵，若不采取有效的措施，就會造成井底壓力不斷降低，從而加劇天然氣水合物分解，導致溢流或井噴的發(fā)生。另外，水合物分解生成的水和天然氣可能在井筒或防噴器中重新形成天然氣水合物，堵塞井眼或防噴器[7-8]。

2) 井壁穩(wěn)定性差。天然氣水合物在許多松散沉積物中會起到固井水泥的作用，其在地層中的分解將導致井壁失穩(wěn)。在鉆井過程中，控制天然氣水合物的分解對保持井壁穩(wěn)定尤為重要，同時需要采用合適的井身結構和鉆井液，以降低水合物地層井筒應力集中及抑制天然氣水合物分解。

3) 鉆井液安全密度窗口窄。與海洋油氣鉆井一樣，天然氣水合物鉆井過程中，鉆井液安全密度窗口窄。鉆井液密度太小，液柱壓力小于地層孔隙壓力，會導致地層流體侵入井筒;鉆井液密度太大，液柱壓力超過地層破裂壓力，將壓裂地層，出現(xiàn)井漏、卡鉆等井下故障。

4) 表層井段不穩(wěn)定。深水淺層為非膠結地層，強度低、易沉降且可能含有天然氣水合物。固井過程中，水泥放熱導致水合物分解，會降低固井水泥的剪切強度，甚至毀壞套管，水合物分解產生的氣體可能沿水泥環(huán)弱膠結面上竄至海床面。

5) 試采出砂嚴重。試采過程中，天然氣水合物的分解會引起儲層膠結性變差、力學強度大幅度降低，呈現(xiàn)弱膠結、低強度和高孔高滲的特點，儲層氣體向井筒流動過程中會引起出砂，進而引起砂堵，導致氣井停產。

6) 安全環(huán)保要求高。試采過程中，若天然氣水合物分解，會產生大量的水，釋放巖層孔隙空間，使天然氣水合物賦存區(qū)地層巖石的膠結性變差，容易引發(fā)海底地質災害。若大量甲烷進入海水中，則會產生氣流負壓卷吸作用和海水動蕩，危及海面作業(yè)的安全。

2　海洋天然氣水合物試采關鍵技術

2.1安全鉆井技術

2.1.1控壓鉆井技術

鉆井過程中，為防止天然氣水合物分解，需要控制井筒壓力?？刂凭矇毫Φ年P鍵是鉆井方式的選擇，目前鉆井方式主要有平衡壓力鉆井、欠平衡鉆井和控壓鉆井。R.D.Todd等人[9-10]對3種鉆井方式下井筒溫度壓力/溫度的狀態(tài)進行了研究，若采用平衡壓力鉆井技術或欠平衡鉆井方式鉆進天然氣水合物儲層，巖屑從井底向海面運移到某一位置時，巖屑中的水合物就會開始分解；而采用控壓鉆井技術鉆進，則在全井眼范圍內井眼壓力和溫度狀態(tài)都能得到有效控制，從而有效避免天然氣水合物的分解。當鉆井液安全密度窗口較小時，常出現(xiàn)鉆井液漏失或地層流體侵入井筒，使用控壓鉆井技術能夠精確控制井筒環(huán)空壓力分布，有效解決鉆井液安全密度窗口窄的問題。另外，該技術還能對井筒壓力變化做出快速響應。綜合考慮以上因素，控壓鉆井技術是鉆進天然氣水合物儲層的最佳選擇。

控壓鉆井技術已經在全球很多地區(qū)的海洋鉆井中進行了應用，并取得了良好的效果。中國石化在尼日利亞的深水鉆井中，針對鉆井液密度窗口窄的問題，采用Weatherford公司的MFC控壓鉆井系統(tǒng)，實現(xiàn)了早期漏失、溢流檢測，并通過靈活控制，減少了壓力波動，溢流和漏失得到了很好控制[11]。我國自主研發(fā)的控壓鉆井系統(tǒng)能實現(xiàn)井下壓力隨鉆測量、自適應閉環(huán)監(jiān)控和自動精細控壓(精度達0.2 MPa)，并在陸上鉆井中得到了廣泛應用。目前，由于國內海洋鉆井主要集中在淺海海域，深水和超深水鉆井作業(yè)仍處于起步階段，所遇到的窄密度窗口、淺層流、天然氣水合物等問題對鉆井作業(yè)的影響尚不明顯，加之當前控壓鉆井的服務費用相對較高，使其在降低海洋鉆井成本方面的作用并不明顯，造成該技術在我國海洋鉆井中未獲廣泛應用。

2.1.2套管鉆井技術

套管鉆井技術是采用頂驅裝置或轉盤驅動套管柱傳遞機械和水力能量到套管底部的鉆頭實現(xiàn)破巖鉆進，可一趟鉆完成鉆井和固井作業(yè)，減少儲層天然氣水合物與鉆井液的接觸時間，減少因地層溫度/壓力改變使天然氣水合物分解而導致的井眼失穩(wěn)問題。同時，套管鉆井減小了環(huán)空橫截面積，使環(huán)空鉆井液流速變大，能更快地將巖屑中的天然氣水合物攜帶至地面。套管鉆井技術在加拿大、俄羅斯等北極凍土層定向井鉆井中得到了成功應用，機械鉆速達到20.00 m/h[12-13]。為解決我國南海西部樂東22-1氣田鉆井過程中表層疏松地層易垮塌的問題，該氣田應用了Weatherford公司的套管鉆井技術，并取得了良好的效果[14]。其中，樂東22-1-A2井φ339.7 mm套管鉆至井深314.97 m，總進尺180.44 m，平均機械鉆速75.18 m/h。與未使用套管鉆井的鄰井相比，鉆井周期縮短，鉆井成本降低，且井下故障明顯減少。海洋天然氣水合物埋深較淺，套管鉆井技術能直接應用于天然氣水合物鉆井，提高鉆井安全性。

2.2鉆井液技術

2.2.1抑制性鉆井液

當巖屑或地層中的天然氣水合物發(fā)生分解產生氣體時，需要防止其在井筒或隔水管中重新形成天然氣水合物，而在鉆井液中加入熱力學抑制劑或動力學抑制劑/阻聚劑，可以抑制或延緩天然氣水合物的形成。

熱力學抑制劑通過改變水合物相的化學勢，使天然氣水合物的形成邊界移到更低的溫度或更高的壓力。常見熱力學抑制劑包括甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇和鹽溶液。廣泛用于鉆井液的鹽溶液的抑制效率比甲醇和甘醇低，而且容易結晶。熱力學抑制劑是高劑量抑制劑，甲醇和乙二醇與鉆井液的質量比為1∶10～1∶2，導致鉆井液成本較高。動力學抑制劑和阻聚劑是低劑量抑制劑，在鉆井液中的質量分數(shù)小于1%。動力學抑制劑吸附在水合物晶體的表面，可在形成水合物的熱力學條件下推遲水合物成核或結晶，從而延緩水合物形成，但其過冷度不能太大，抑制時間有限。阻聚劑允許水合物形成，但是阻止聚集成塊，使水合物成漿狀分散在液相中，一般適用于油水混合體系，其成本相對較高。

盡管低劑量抑制劑發(fā)展至今已有近30年，也有成功應用的案例，但存在成本較高、受環(huán)境影響大、普適性低等問題，一般不作為主要抑制劑，但可輔助熱力學抑制劑使用[15]。目前，我國海洋油氣開發(fā)大多采用鹽水、甲醇、乙二醇等熱力學抑制劑，并在室內開展了動力學與熱力學抑制劑復配協(xié)同作用機理研究[16-17]。

2.2.2鉆井液冷卻系統(tǒng)

為了保證井筒和地層中天然氣水合物處于穩(wěn)定狀態(tài)，循環(huán)系統(tǒng)中鉆井液溫度需要控制在11 ℃以下。因此，地面鉆井液冷卻系統(tǒng)至關重要，其通過在鉆井液中加入冰塊或通過換熱器來冷卻鉆井液。V.Maury等人[18]研究不同類型換熱器和冷卻液的冷卻效果后認為，板式換熱器具有成本低、尺寸小、冷卻效率高、流體流速快、堵塞率低、維護方便、排氣簡單等優(yōu)點，是鉆井液冷卻系統(tǒng)的最佳選擇。2002年，在加拿大麥肯齊三角洲Mallik天然氣水合物試采項目的主井——Mallik 5L-38井的鉆井作業(yè)中，采用板式換熱器的鉆井液冷卻系統(tǒng)將鉆井液入口溫度冷卻至-1 ℃。此后，國外又開展了螺旋換熱器的研究，其采用板式換熱器的氨制冷系統(tǒng)對乙二醇進行預冷卻，再將其導入螺旋換熱器進行循環(huán)，對鉆井液進行冷卻。螺旋換熱器中的大螺距解決了鉆井液引起的堵塞問題，同時增大了接觸面積，延長了冷卻時間。2007年，在美國阿拉斯加北坡永凍層天然氣水合物鉆探中，采用螺旋換熱器的鉆井液冷卻系統(tǒng)將鉆井液入口溫度維持在-3 ℃，井筒內鉆井液溫度控制在-1～0 ℃。

吉林大學研制的鉆井液冷卻系統(tǒng)采用同軸套管式對流換熱的冷卻方式，載冷劑與鉆井液全程逆流。該系統(tǒng)在青海祁連山凍土層天然氣水合物鉆探中進行了應用，能夠快速冷卻鉆井液，鉆井液池流體溫度穩(wěn)定在3～4 ℃，基本滿足鉆探施工的要求[19]。

2.3固井技術

海洋天然氣水合物試采井包括生產井和監(jiān)測井，生產井的儲層段一般采用裸眼完井，而監(jiān)測井的儲層段需要固井。固井水泥漿應具備自由水分離率低、放熱量小、密度低和低溫條件下能保持足夠高的強度等特點。Schlumberger公司開發(fā)了適用于永凍層固井的ARCTICSET水泥漿，其具有水合熱量低、熱量釋放量小的特點，可以避免水合物在水泥漿水合反應時分解，井筒溫度-9 ℃時，該水泥漿能保持足夠高的強度，因而被廣泛用于天然氣水合物試采井固井。日本在海洋天然氣水合物試采過程中采用了Schlumberger公司研發(fā)的DeepCRETE深水低溫水泥漿[20]，該水泥漿具有固井等待時間短、水泥石滲透率低的特點，同時密度較低，減小了深水固井壓裂地層的風險。該水泥漿通過粒徑優(yōu)化組合，加入不緩凝的分散劑和促凝劑，縮短了固井時間，水泥石強度發(fā)展比傳統(tǒng)波特蘭水泥漿更快。

國內深水低溫固井技術研究尚處于起步階段，國外也在發(fā)展完善之中。未來需要研發(fā)低溫低密度低水化熱、高早強、低濾失量及良好稠化和防氣竄水泥漿，滿足海洋天然氣水合物試采井固井作業(yè)的需要。

2.4完井技術

目前，天然氣水合物試采井儲層一般為孔隙型砂巖儲層，試采過程中易出砂，進而引起砂堵，造成試采井的產能降低或停產、井內和地表設備磨損和井壁坍塌而損壞套管和襯管等，加拿大、美國和日本前期的天然氣水合物試采井都是由于出砂導致試采結束。完井關鍵技術主要包括防砂、井下管柱設計、井下氣水分離和測試技術等。日本海洋天然氣水合物某試采井采用了Baker Hughes公司研發(fā)的裸眼礫石充填完井技術，整個完井管柱長度超過300 m，如圖1所示[21-23]。主要試采設備和儀器包括： 1)加熱器長約36 m，促進水合物分解，同時防止井底再次生成水合物；2)電潛泵(ESP)長約30 m，降低井底壓力；3)雙柱封隔器長2 m，采用耐低溫的環(huán)形密封圈，實現(xiàn)了氣水分離；4)電子壓力/溫度傳感器用于監(jiān)測井下溫度和壓力；5)分布式溫度傳感光纖監(jiān)測系統(tǒng)。盡管在完井設計時考慮了地層出砂的影響，但該井試采第6天出砂導致篩管堵塞，出砂量大大高于預期。主要原因是試采過程中礫石移動導致篩管損壞，進而導致出砂，未來選擇完井技術時建議放棄礫石充填完井方式，采用具有較好抗細砂粒磨蝕和抗機械破壞性能的防砂完井裝置。

圖1　日本海洋天然氣水合物某試采井完井管柱Fig.1　Completion pipe string used in an offshore NGH production test well in Japan

防砂工具的主要作用是在試采過程中最大程度地避免井壁坍塌。另外，為了達到長期試采的目的，應選用高性能長壽命的防砂管柱、耐低溫的封隔器和高效的氣液分離裝置。目前，國內對防砂完井技術從理論研究、工藝技術和工具等方面開展了不同程度的研究和實踐，并得到了較好應用，未來可以在此基礎上研發(fā)適用于天然氣水合物試采的完井技術。

2.5開采方式

天然氣水合物的開采方法主要有降壓法、熱激發(fā)法、注抑制劑法和置換法。M.Kurihara等人[24]通過油藏數(shù)值模擬得出了基于儲層溫度和滲透率的水合物開采方式的優(yōu)選方法，如果儲層厚度、溫度、絕對滲透率和水的有效滲透率足夠大，降壓法是較為可行的開采方式。具有較高滲透率的水合物儲層，采用熱激發(fā)法(如熱水吞吐和熱水驅)比降壓法會獲得更高的產能，然而熱激發(fā)法能量利用效率較低，經濟性較差。2002年，加拿大在麥肯齊三角洲采用注熱水法與降壓法相結合的方式進行了天然氣水合物試采的現(xiàn)場試驗，連續(xù)測試5 d，累計產氣量470 m3，最高產氣量350 m3/d，平均產氣量94 m3/d[25]。2013年，日本應用降壓法對其南海海槽水深約1 000 m、位于海床以下270～330 m的天然氣水合物進行試采，歷時6 d，共采出12×104m3天然氣，平均產氣量2×104m3/d，累計產水量達1 245 m3[26]。注抑制劑法雖然可降低能量的消耗，但存在化學試劑昂貴、對天然氣水合物作用緩慢、對環(huán)境有一定影響等問題，不適用于海洋天然氣水合物的長期開采。置換法是利用CO2置換天然氣水合物儲層中的CH4，該方法可以減少CO2排放量，整個置換過程中水合物幾乎不分解，不影響水合物儲層的力學穩(wěn)定性。但是置換法氣體交換速度極慢，暫時處于理論研究階段。2012年，美國能源部在美國阿拉斯加北坡進行了置換法和降壓法相結合的天然氣水合物試采現(xiàn)場試驗，向地層注入約6 000 m3含有少量化學示蹤劑的二氧化碳和氮氣混合氣體，關井一段時間后再開井，實際生產30 d，累計產氣量近3×104m3，最高產氣量5 300 m3/d[27]。

目前，國外天然氣水合物開采方式的研究主要集中在降壓法上，需要解決的問題包括開采過程中的井筒結構完整性、天然氣水合物分解區(qū)域預測、出砂導致滲透率降低和油藏的壓實作用等。由于天然氣水合物的分解是吸熱反應，隨著水合物的分解，儲層溫度降低，采用降壓法開采時，可采用井下加熱器等輔助手段防止在井筒內重新形成天然氣水合物。針對我國南海神狐海域天然氣水合物的開采，中國科學院和中國地質調查局開展了降壓法開采天然氣水合物的數(shù)值模擬研究，形成了配套的產量預測軟件[28]。

2.6儲層及環(huán)境監(jiān)測技術

為了認識天然氣水合物儲層的分解過程和穩(wěn)定性，以及試采作業(yè)對環(huán)境的影響，應在試采前、試采期間和試采后采用監(jiān)測井實時監(jiān)測儲層物理、力學特性參數(shù)，同時使用地層變形監(jiān)測儀和綜合環(huán)境監(jiān)測儀等獲取生產井周邊環(huán)境評估的相關數(shù)據(jù)，監(jiān)測試采期間海底形變、氣體泄漏、鉆井液和產出水的擴散等情況。海洋天然氣水合物試采環(huán)境影響實時監(jiān)測模型如圖2所示，監(jiān)測系統(tǒng)的可靠性和完備性是提高測量數(shù)據(jù)質量的重要保證。日本海洋天然氣水合物試采共鉆4口井，包括3口監(jiān)測井(MT1井、MC井和MT2井)和1口生產井(P井)[29]。其中，在MT1井和MC井井中布置有分布式光纖溫度傳感器和電阻式溫度檢測器陣列，可以實時監(jiān)測地層溫度和水合物分解產氣過程。2口井的溫度監(jiān)測數(shù)據(jù)表明，降壓法開采幾個小時后，傳感器監(jiān)測到地層溫度的變化，獲得了地層的熱量流動特征。受技術的制約，沒有實現(xiàn)儲層壓力監(jiān)測。中國地質調查局廣州海洋地質調查局開展了天然氣水合物海底環(huán)境效應長期監(jiān)測系統(tǒng)研究，并完成了室內試驗，結果顯示系統(tǒng)運行平穩(wěn)，在降低功耗、節(jié)約能源等方面具有較好的性能，目前正準備進行海試[30]。

圖2　海洋天然氣水合物試采環(huán)境影響實時監(jiān)測模型Fig.2　Real time monitoring model is impacted by gas hydrate at offshore production test

3　發(fā)展建議

海洋天然氣水合物試采具有高風險性和高技術性，并需要長期的技術準備。因此，亟需開展多學科聯(lián)合攻關，對海洋天然氣水合物試采中的關鍵技術進行攻關，為我國海洋天然氣水合物試采提供技術支撐。重點技術攻關方向包括以下幾個方面：

1) 基礎科學研究。海洋天然氣水合物在勘探、鉆井、開采和災害預測階段均需要對水合物地層的基本性質有準確了解，因此要形成系統(tǒng)的海洋天然氣水合物試采技術，需要對一些基礎科學問題開展研究，為天然氣水合物試采過程物理模擬和數(shù)值模擬提供理論指導。主要有典型水合物物理-溫壓-力學性質研究、熱-流-固多場耦合作用下的井眼圍巖系統(tǒng)的穩(wěn)定性機理、氣-水-砂在儲層中的多相流動機理、水合物溫度-壓力傳導理論和多場耦合下的水合物儲層形變等。

2) 鉆井完井技術研究。主要有海洋控壓鉆井技術，套管鉆井技術，地面鉆井液冷卻系統(tǒng)，抑制性鉆井液，深水低溫水泥漿，防砂完井技術和完井工具(如井下加熱器、井下泵、氣液分離裝置、低溫封隔器等)。

3) 開采技術研究。天然氣水合物的安全、可靠、經濟開采技術是水合物開發(fā)利用的關鍵。我國天然氣水合物開發(fā)研究還處于室內研究階段，對天然氣水合物試采過程中存在的實際問題及其解決方案都不了解。需要針對天然氣水合物開采機理，研究不同開采方式獨立作用和多種開采方式聯(lián)合作用下的天然氣水合物開發(fā)物理模擬和數(shù)值模擬技術，形成基于儲層滲透率和溫度、作業(yè)施工熱利用效率、氣井產能和經濟開發(fā)的天然氣水合物開采方式評價及優(yōu)選方法。

4) 監(jiān)測技術及設備研究。海洋天然氣水合物試采時需要對水合物儲層參數(shù)和環(huán)境進行實時監(jiān)測及評估，研制天然氣水合物長期試采監(jiān)測系統(tǒng)，對海底天然氣水合物多參量的儲層和環(huán)境不同時空尺度的變化趨勢進行長期監(jiān)測。主要研究內容包括井筒溫度壓力監(jiān)測系統(tǒng)、水合物儲層參數(shù)監(jiān)測系統(tǒng)、海底地層形變監(jiān)測系統(tǒng)、天然氣水合物環(huán)境效應定量評價方法和相關配套軟件。

4　結束語

我國海洋天然氣水合物勘查及開采技術的研究起步較晚，但在海洋天然氣水合物的基礎理論研究、勘探等領域發(fā)展迅速，并準備在我國相關海域進行開采試驗。由于目前發(fā)現(xiàn)的海洋天然氣水合物主要賦存在海底沉積層中，安全成井、連續(xù)排采與防砂、開發(fā)方式選擇、儲層參數(shù)及環(huán)境監(jiān)測是試采面臨的主要技術難題。因此，需要針對海洋天然氣水合物試采面臨的技術難題進行針對性的技術攻關，基于研究、發(fā)展、示范和推廣的原則，通過試采項目對試采關鍵技術進行驗證、改進和完善，最終形成海洋天然氣水合物開發(fā)關鍵技術體系，為未來天然氣水合物的商業(yè)開發(fā)提供技術支撐。

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[編輯滕春鳴]

Key Production Test Technologies for Offshore Natural Gas Hydrate

GUANG Xinjun,WANG Minsheng

(SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing,100101,China)

Taking intothe differences in development technologies for offshore natural gas hydrate (NGH) and conventional offshore oil and gas,this paper discusses the characteristics of NGH reservoirs and the challenges in NGH production tests.Key technologies for NGH production tests were presented,including managed-pressure drilling (MPD),cased drilling,inhibitive drilling fluid,drilling fluid cooling system,low-temperature and low-heat cement slurry system,completion technique,production method optimization,reservoir and environment monitoring,etc.It is proposed that research for offshore NGH production test in China should focus on physical and mechanical properties of hydrates,safe well construction,continuous production and sand control,adaptability evaluation of production method,and reservoir parameter and formation deformation monitoring during production test.Moreover,demonstrative projects should be adopted to create the offshore NGH production test technologies,so as to provide reliable support for development of offshore NGH effectively in China.

natural gas hydrate; production test; safe drilling; production method; real-time monitoring

2016-03-31；改回日期：2016-08-05。

光新軍(1986—)，男，湖北仙桃人，2008年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，2011年獲中國石油大學(北京)油氣井工程專業(yè)碩士學位，工程師，主要從事鉆井技術及石油工程規(guī)劃方面的研究工作。E-mail：guangxinjun@126.com。

中國石化科技攻關項目“石油工程技術裝備發(fā)展趨勢及戰(zhàn)略對策”(編號：P15163)部分研究內容。

?鉆井完井?doi:10.11911/syztjs.201605008

TE353

A

1001-0890(2016)05-0045-07