李文龍 高德利 楊進

中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室

天然氣水合物是一種由天然氣(大部分是甲烷)分子和水分子在高壓低溫環(huán)境下形成的晶狀結(jié)構(gòu)物質(zhì)。1 單位體積的天然氣水合物最多可以釋放出180 單位體積的甲烷氣體［1]，而且完全燃燒后的產(chǎn)物是水和二氧化碳，對環(huán)境幾乎沒有污染。天然氣水合物儲量巨大，據(jù)不完全統(tǒng)計，天然氣水合物儲量是世界上傳統(tǒng)油氣資源儲量的兩倍以上，有可能成為未來的可替代能源［2]。然而，世界上超過90%的天然氣水合物資源分布于大陸架海底，這是因為其近岸具有豐富的有機質(zhì)，再加上適宜的溫度壓力條件，有利于天然氣水合物的形成［3]。目前，關于海域天然氣水合物地層鉆完井的相關文獻報道較少，為此，筆者深入調(diào)研了現(xiàn)有文獻，對已鉆井進行了總結(jié)，分析了海域天然氣水合物地層鉆完井技術(shù)面臨的挑戰(zhàn)，并對可能適用于海域天然氣水合物地層開采的關鍵鉆完井技術(shù)進行了展望分析。

1 鉆完井技術(shù)現(xiàn)狀

1.1 勘探井

俄羅斯麥索亞哈氣田是世界上第1 個、也是至今唯一一個實現(xiàn)商業(yè)化開采的陸上天然氣水合物氣田［4]。從20 世紀末開始，世界各國均加大海域天然氣水合物的研究投入。美國、日本、印度、韓國、中國分別在墨西哥灣［5-6]、南海海槽［7-11]、Krishna-Godavari 海域［12-13]、郁陵海盆［14-15]、南中國海［16-18]鉆了很多勘探井，并證實了天然氣水合物的存在。日本和中國還分別實施了海域天然氣水合物的試采工作［19-20]。

幾個著名的天然氣水合物地層鉆探項目：大洋鉆探計劃(ODP)、綜合大洋鉆探計劃(IODP)、印度天然氣水合物研究計劃(NGHP)、韓國天然氣水合物勘探行動(UBGH)、日本天然氣水合物開發(fā)計劃和墨西哥灣聯(lián)合勘探計劃(JIP)一期、二期等，在深水天然氣水合物潛在賦存區(qū)對天然氣水合物進行了勘探?？碧骄哪繕酥饕侨⌒幕蛘攉@取測井數(shù)據(jù)，并對取得的巖心進行相關分析。采用隨鉆測井技術(shù)可快速獲取伽馬速率、密度、孔隙度、電阻率等參數(shù)。當有天然氣水合物賦存時，電阻率曲線會出現(xiàn)峰值，因此，可根據(jù)測定的電阻率數(shù)據(jù)，迅速判斷地層中是否存在天然氣水合物，并根據(jù)測井結(jié)果確定取心位置、間隔。取心能最直接也最直觀地證明天然氣水合物的存在。然而，傳統(tǒng)的取心操作存在工藝復雜、耗時長、花費高等缺點，且在取心過程中會對地層產(chǎn)生一定擾動，造成溫度壓力的改變，很容易引起天然氣水合物相態(tài)變化，易導致樣品性質(zhì)發(fā)生改變，甚至會造成巖心的完全破壞。保溫保壓取心技術(shù)是在原位條件下使巖心回收到平臺的唯一辦法。經(jīng)過在幾次鉆探活動中的應用，天然氣水合物的保溫保壓取心技術(shù)日趨成熟。

1995 年開始的大洋鉆探計劃第164 航次，是第1 個以海域天然氣水合物為鉆探目標的鉆探活動。該航次使用PCS 壓力取心技術(shù)，第1 次對整個天然氣水合物地層進行了取心［21]。為獲得天然氣水合物的分布和豐度等參數(shù)，該航次還廣泛使用了井下電纜測井技術(shù)，同時，對天然氣水合物下伏氣層也進行了測井工作。此航次的鉆探結(jié)果表明，在海洋沉積物中以天然氣水合物形式儲存的天然氣是全球化石能源的重要組成部分。

日本于1999 年開始了天然氣水合物開發(fā)計劃活動，在南海海槽進行了一系列取心和測井工作［22]。通過取得的巖心證實了天然氣水合物在砂礫孔隙間的存在。曾采用研發(fā)的PTCS 原位保壓取心系統(tǒng)，取心長度203.5 m，其中161.3 m 被成功原位回收，回收率達79.3%［23]。從2004 年開始實施多井鉆探工程，共在16 個站點鉆探了32 口井［24]，其中包括世界上第1 個海域天然氣水合物水平井，該水平井由泥線以下20 m 開始造斜，鉆至472 m 時成功水平著陸，水平段長100 m，總用時8.5 d，該水平井在鉆井過程中并未出現(xiàn)高摩阻和扭矩的問題。

由雪佛龍主導的美國墨西哥灣天然氣水合物工業(yè)計劃分一期(2005)和二期(2009)。一期中使用2 種保壓取心工具(HRC、FPC)，但是嘗試取心18 個只成功回收了5 個［25]。一期還致力于研究天然氣水合物地層鉆井過程中可能出現(xiàn)的風險，根據(jù)鉆井結(jié)果得出，天然氣水合物分解的風險是可以通過調(diào)整鉆井液參數(shù)來得到一定程度的控制。該計劃二期還發(fā)現(xiàn)了一些埋藏較深的天然氣水合物藏，其中，在Walker Ridge 313 站點的一口井鉆至泥線以下900 m。在墨西哥灣天然氣水合物工業(yè)計劃中，為了獲得儲層參數(shù)，廣泛使用了隨鉆測井(LWD)技術(shù)，獲得了較為詳盡的基礎數(shù)據(jù)，可為后來勘探工作提供重要參考。

目前，大部分海域天然氣水合物勘探井采用無隔水管的方式進行鉆進［26]，即鉆井過程中不安裝隔水管。在這種情況下，更有利于進行測井和取心作業(yè)，用于獲得巖石物性和儲層參數(shù)，完成后井眼即被棄置。因此，對于探井來說，長期來看井眼的穩(wěn)定性并不是很重要。截至目前，對于在海域所完鉆的大部分天然氣水合物勘探井，在鉆井過程中不僅沒有安裝隔水管，也未下套管。如果觀測到氣體溢出，將泵入水泥直接封井，避免引起鉆井事故。日本在南海海槽所鉆的大部分天然氣水合物勘探井也都使用無隔水管的方式鉆進，而初始設計階段，曾被推薦使用隔水管［11]，但是考慮到地層破裂壓力梯度小，使用隔水管則鉆井液循環(huán)當量密度大，可能會壓破地層，所以采用了無隔水管鉆進的方式。未來在天然氣水合物地層鉆生產(chǎn)井時是否要使用隔水管，工業(yè)界仍然未達成共識，因其各有優(yōu)缺點。無隔水管鉆井方式特點是：適用于快速淺層鉆進；利于快速測井和取心操作；通常使用海水鉆井液，巖屑直接排放至海底；鉆井平臺移位靈活；可鉆探的水深更深；井底鉆井液溫度較低。有隔水管鉆井方式特點是：需要使用專門設計的天然氣水合物鉆井液，控制天然氣水合物的相態(tài)變化；鉆井液溫度有升高的趨勢；循環(huán)壓耗大，易壓漏地層；便于井筒壓力控制，減少氣侵，控制井涌；通過鉆井液將巖屑輸送到海上鉆井平臺。

圖 1 日本第1 次海域天然氣水合物試采井示意圖［31]Fig. 1 Sketch of the first production test well of natural gas hydrate in the sea area of Japan

1.2 試采井

目前僅有日本(2013,2017)和中國(2017)使用降壓法實現(xiàn)了海域天然氣水合物的試采工作。其中，日本的第1 次試采項目由3 口監(jiān)測井、1 口生產(chǎn)井組成［27]，是世界上第1 次對海域天然氣水合物進行的試采，其生產(chǎn)井井身結(jié)構(gòu)見圖1；第2 次試采增加了1 口生產(chǎn)井，計劃如果發(fā)生故障，可通過切換井來繼續(xù)實施試采［28-29]。2 次試采都在監(jiān)測井下安裝了溫度傳感器，用于監(jiān)測天然氣水合物開采過程中儲層溫度的變化。值得一提的是，第1 次試采采用裸眼礫石充填方式完井，出現(xiàn)了嚴重的出砂現(xiàn)象，第2 次試采使用貝克休斯公司的GeoFORM 防砂系統(tǒng)，該系統(tǒng)通過形狀記憶聚合物(SMP)的膨脹，來封堵井壁與地層間環(huán)形空間，支撐井壁并且能形成氣體通道。試采結(jié)果表明，第1 口井仍然出現(xiàn)了出砂問題，第2 口井沒有遇到該問題［30]。

中國地質(zhì)調(diào)查局于2017 年在神狐海域成功實現(xiàn)了天然氣水合物試采，該項目采用常規(guī)深水鉆井模式。表層導管使用噴射法下入，下入深度71.22 m，在鉆入儲層前安裝了隔水管和防噴器，完鉆深度1 717.78 m，井身結(jié)構(gòu)見圖2。完井方式為套管完井+水力割縫的方式。防砂方式為預充填篩管，研發(fā)了新型TD 預充填防砂系統(tǒng)，預充填物質(zhì)粒徑為40～70 目，現(xiàn)場試采表明，未出現(xiàn)出砂現(xiàn)象。經(jīng)過60 d的試采，累計產(chǎn)氣達30 萬m3，在產(chǎn)氣時長和總產(chǎn)氣量等方面優(yōu)于日本的2 次試采［28]。

圖 2 神狐海域天然氣水合物試采井井身結(jié)構(gòu)Fig. 2 Casing program of the production test well of natural gas hydrate in Shenhu sea area

中海油于2017 年在南海北部荔灣海域首次成功實施了海洋淺層非成巖天然氣水合物固態(tài)流化試采作業(yè)，如圖3 所示。固態(tài)流化法是開采海域非成巖地層天然氣水合物的一種創(chuàng)新性方法。該試采項目采用鉆桿固井的方式固井，然后在鉆桿中下入連續(xù)油管作為采氣管柱，在海底用噴射的方法破碎天然氣水合物儲層，形成流動態(tài)，然后將其循環(huán)至井筒并舉升至平臺［32]，期間成功采氣81 m3。本次試采采用無隔水管鉆完井、連續(xù)油管舉升的方式。固態(tài)流化的開采方式不同于傳統(tǒng)油氣開采方式，其鉆井方式、鉆井裝備、井身結(jié)構(gòu)等也與傳統(tǒng)油氣井有很大不同，在綠色開采方面進行了創(chuàng)新性的探索，是一種創(chuàng)新的開發(fā)模式，但目前來看經(jīng)濟性較低，仍需要研發(fā)一系列鉆完井、采氣配套裝備及技術(shù)。

圖 3 固態(tài)流化開采天然氣水合物示意圖［33]Fig. 3 Schematic exploitation of natural gas hydrate by solid fluidization

通過以上分析可知，海域天然氣水合物的開發(fā)還停留在試采階段，可參考的鉆完井實踐較少。對于將來可能實施的生產(chǎn)井而言，對鉆完井技術(shù)的安全性、可靠性和經(jīng)濟性的要求也會更高。但同時，相比常規(guī)油氣藏鉆井，在海域天然氣水合物地層鉆井也面臨著很多挑戰(zhàn)。

2 鉆井面臨的挑戰(zhàn)

2.1 鉆井液密度窗口窄

深水環(huán)境下，由于上覆巖層壓力被海水靜液柱壓力替代，再加上表層巖土膠結(jié)性差，導致淺層破裂壓力很小，破裂壓力與坍塌壓力之間的窗口較窄。相比常規(guī)油氣藏，天然氣水合物儲層埋藏更淺，地層更加松軟，鉆井液密度窗口更窄。根據(jù)印度天然氣水合物勘查項目組的預測，印度海域泥線以下385 m 左右，天然氣水合物目的層地層破裂壓力為1.3～1.35［34]。中國神狐海域天然氣水合物在泥線以下203～277 m 處，所預測的目的層破裂壓力當量密度僅為1.14～1.15 g/cm3，孔隙壓力當量密度1.03～1.05 g/cm3。如此窄的鉆井液密度窗口，將會給井底壓力控制帶來極大的困難。

2.2 天然氣水合物相態(tài)變化

天然氣水合物相態(tài)變化包括天然氣水合物的分解與二次生成。在以往常規(guī)深水油氣田鉆探過程中，天然氣水合物被視為一種潛在危害［35]，研究主要集中在如何抑制深水鉆井過程中由于天然氣水合物的相態(tài)變化(主要是生成)而引起的管道堵塞、井下控制失靈等問題。然而，在天然氣水合物地層鉆井時，其相態(tài)變化還會帶來其他問題。

如果近井地帶的天然氣水合物分解，引起孔隙體積膨脹，會形成超孔隙壓力，易引起井壁坍塌、掉塊等問題，導致井徑擴大。當分解的天然氣水合物進入環(huán)空中，環(huán)空壓力降低，引起液柱壓力減??；鉆井液在上返過程中，溫度有升高的趨勢，液柱壓力降低，進一步促進天然氣水合物的分解。如果處理不當，可能會引起比較嚴重的事故。而天然氣水合物的二次生成也是一個重要的問題，當鉆頭附近的天然氣水合物分解成甲烷氣進入環(huán)空，運移至防噴器附近，由于溫度降低，可能會再次生成天然氣水合物，引起防噴器或者節(jié)流管線的堵塞等問題。

2.3 井壁穩(wěn)定性差

由于深水淺層地質(zhì)疏松，巖土膠結(jié)性差，在鉆井時，井壁穩(wěn)定性較差。研究表明，由于天然氣水合物的存在，可起到膠結(jié)弱固結(jié)地層的作用［36]，根據(jù)實際鉆井獲得的井徑數(shù)據(jù)來看，對于天然氣水合物飽和度較高地層，如能控制地層中天然氣水合物的分解，其比天然氣水合物飽和度低的地層更不容易出現(xiàn)井壁坍塌的現(xiàn)象。如果天然氣水合物的分解不能得到控制，產(chǎn)生的氣體滲漏速率遠小于氣體的聚集速率，導致超孔隙壓力的累積，從而擠壓周圍土體，引起井口周圍土體大變形，甚至引發(fā)氣體逸出現(xiàn)象［37]。天然氣水合物分解出的水會導致砂巖弱化，形成松散的沉積物，使井壁更容易坍塌、破裂，造成更加嚴重的井壁穩(wěn)定問題。在墨西哥灣天然氣水合物聯(lián)合工業(yè)計劃中，有一口井(WR313-G)遇到了嚴重的井壁坍塌問題，給測井和取心帶來了困難，還導致鉆柱在泥線以下817 m 處出現(xiàn)卡鉆現(xiàn)象，通過大鉤過提635 kN 后才解決［23]。在印度海域進行的天然氣水合物地層鉆探過程中，有一口井也出現(xiàn)了嚴重的井壁崩落現(xiàn)象，導致鉆柱卡死無法旋轉(zhuǎn)［38]。

2.4 井口穩(wěn)定性問題

在深水淺層鉆井時，一般采用噴射法鉆進并下表層導管，表層導管通常不固井。由于淺部地層欠壓實程度高，承載能力低，深水環(huán)境又會帶來復雜的風浪流荷載，荷載通過隔水管傳遞給井口，有可能造成導管的橫向偏移過大，引起井口傾斜或側(cè)翻；在表層套管固井時，水下防噴器加上固井水泥漿會造成巨大的豎向載荷，當表層導管的承載力不足時，有可能會引起井口下沉，導致嚴重的鉆井事故［39]。此外，若淺部地層中天然氣水合物分解，會進一步軟化土體，降低土體的抗剪強度，引起承載能力下降，造成井口的突發(fā)性失穩(wěn)。在生產(chǎn)階段，當天然氣水合物大量產(chǎn)出后，可能會引起地層的不均勻沉降，或者邊坡穩(wěn)定性下降，導致海底滑坡，對于井口穩(wěn)定性也是一個巨大的挑戰(zhàn)。

2.5 出砂問題

天然氣水合物埋藏較淺，所處的沉積層通常未固結(jié)成巖且細粉砂含量較高，因此，在天然氣開發(fā)過程中，出砂問題則更為嚴重［40]，此外，沉積物中的天然氣水合物骨架分解后導致的力學強度下降也是造成出砂的一個原因。凍土區(qū)天然氣水合物的試采遇到了出砂的問題，日本在南海海槽的兩次天然氣水合物試采項目也曾因為出砂比較嚴重而被迫中止，說明出砂是影響天然氣水合物高效開采的最重要問題之一?？紤]到防砂篩管在生產(chǎn)過程中可能會影響產(chǎn)量，日本第1 次天然氣水合物試采采用的是礫石充填完井方式［41]，第2 次試采采用了利用形狀記憶聚合物(SMP)的膨脹封堵井壁與地層間環(huán)形空間的GeoFORM 防砂系統(tǒng)，結(jié)果第1 口井仍然出現(xiàn)了嚴重的出砂現(xiàn)象，試采工作被迫轉(zhuǎn)向第2 口生產(chǎn)井，第2 口生產(chǎn)井未出現(xiàn)出砂現(xiàn)象。其原因可能是第1 口井所采用的預先膨脹的GeoFORM 防砂系統(tǒng)未能有效地封堵井壁與地層間的環(huán)形空間；而第2 口井的防砂效果明顯改善，可能是因為采用了在井下膨脹的GeoFORM 防砂系統(tǒng)。

2.6 淺層氣

一般來說，靠近天然氣水合物藏上下界地層的溫壓狀態(tài)在天然氣水合物的平衡曲線附近，天然氣水合物可能會有伴生淺層氣存在。淺層氣對深水油氣井鉆井來說是一種地質(zhì)災害，容易引起鉆井過程中井涌、井噴等事故［42]，地層含淺層氣還會降低淺部地層土質(zhì)的剪切強度，影響水下井口的穩(wěn)定性［43]。在常規(guī)深水鉆井中，如果淺層氣較集中，足以對鉆井安全造成影響，應對井位進行優(yōu)化，或者鉆導孔釋放淺層氣，減輕淺層氣對鉆井的影響。日本在南海海槽鉆的一口井，根據(jù)初步預測在泥線以下290 m 處會遭遇淺層氣，最初計劃安裝隔水管和防噴器，通過增大鉆井液密度并結(jié)合防噴器來控制氣侵。之后，分析認為如果不使用隔水管，由于海流的影響，氣體運移到表面時會偏離鉆井平臺一定距離，從而對平臺安全影響較小。因此，最后使用無隔水管鉆進的方式，且鉆井過程中未因淺層氣造成安全事故［11]。如果淺層氣體量較大，鉆井過程中即使不安裝隔水管，也會影響平臺安全和鉆完井作業(yè)的順利進行。因此，有必要針對淺層氣的影響進行安全性評估，制定相應的對策。

3 技術(shù)展望

3.1 控壓鉆井技術(shù)

井筒壓力關系著天然氣水合物在井筒中的穩(wěn)定性，同時關系著含天然氣水合物地層鉆井的安全。Hannegan［44-45]建議將控壓鉆井技術(shù)(MPD)應用到含海域天然氣水合物地層鉆井。后來很多學者都認為控壓鉆井是未來可能應用于含天然氣水合物地層鉆井的重要技術(shù)之一。國際鉆井承包商協(xié)會對MPD 作了如下定義：MPD 是一種經(jīng)過改進的鉆井程序，可以精確地控制井筒環(huán)空壓力剖面，其目的是確定井底壓力，從而控制環(huán)空液柱壓力剖面［46]。嚴格意義上講，無隔水管作業(yè)作為一種雙梯度鉆井方式，也是控壓鉆井技術(shù)的一種形式。但是理想的控壓鉆井技術(shù)需要安裝隔水管建立鉆井液循環(huán)，以實現(xiàn)井筒內(nèi)壓力的精細化控制，快速糾正、處理監(jiān)測到的井底壓力變化，減小因天然氣水合物分解對井底壓力的影響，同時避免地層流體涌入。因此，控壓鉆井技術(shù)可有效改善以下幾個問題：(1)鉆井液密度窗口窄；(2)井壁穩(wěn)定性差；(3)天然氣水合物分解引起的井底壓力變化。因此，對于含海域天然氣水合物地層而言，控壓鉆井技術(shù)有利于控制鉆井過程中的井底壓力，減輕鉆井過程中的復雜狀況。

3.2 套管鉆井技術(shù)

套管鉆井技術(shù)原理：在鉆進過程中直接利用套管代替?zhèn)鹘y(tǒng)的鉆桿，向井下傳遞機械能量和水力能量，井下鉆頭接在套管柱底端，邊鉆進邊下套管［47]。該技術(shù)省去了頻繁的起下鉆作業(yè)，鉆井和下套管作業(yè)同時進行，可減小抽汲作用產(chǎn)生的抽汲壓力對井壁和天然氣水合物穩(wěn)定性的影響。同時，套管鉆井時，鉆屑會被研磨成細顆粒，在液柱壓力下，顆粒被擠入井壁，并在井壁表面形成一定厚度的濾餅，這種現(xiàn)象稱為涂抹效應，鉆井作業(yè)中涂抹效應可以有效地改善鉆井液漏失和加強井壁穩(wěn)定性［34]，對于含天然氣水合物地層是非常適用的。同時，一旦有緊急事故發(fā)生，可以迅速固井，將事故止于源頭。

3.3 水平井技術(shù)

水平井能大幅度提高油井的泄油面積，提高油氣產(chǎn)量，同時與直井相比，水平井生產(chǎn)壓差更小，更不易出砂。國內(nèi)外學者針對水平井開采天然氣水合物進行了許多數(shù)值模擬和室內(nèi)實驗，研究表明，水平井在產(chǎn)氣量、最終采收率等方面的表現(xiàn)更優(yōu)［48-51]，另外，鉆長水平段水平井可以對井位進行優(yōu)化設計，還能減小由于開發(fā)引起的地基沉降對井口的影響。

然而，在海域天然氣水合物地層鉆水平井將會面臨如下難題：(1)造斜難度大。海域天然氣水合物埋深淺，除去導管和表層套管的深度，僅預留很短的深度使井眼造斜。在常規(guī)深水鉆井中，造斜率一般較小，因為惡劣的環(huán)境會導致鉆井平臺的升沉運動，同時淺部的弱固結(jié)地層也會增加造斜難度。(2)完井管柱下入困難。由于淺層土質(zhì)較軟，當打開儲層后，井眼易縮徑、坍塌，因此，會增大下入完井管柱時的摩阻。同時，由于存在較長的海水段，在下套管作業(yè)時，井下作業(yè)控制較難，容易導致完井管柱下入不到位，無法正常完井。日本在南海海槽完鉆的水平井，只下入了一層非常淺的套管，也沒有進行完井。

使用吸力樁井口是一種比較可行的辦法。在挪威巴倫支海域淺部地層，曾經(jīng)使用吸力樁井口在水深400 m、泥線以下250 m 的地層鉆成一口水平井，水平段長度達1.4 km［52]。吸力樁井口相比常規(guī)井口，節(jié)省了噴射下導管的時間，井口更加穩(wěn)定，同時在樁體內(nèi)部可以預斜一定角度，對在海域天然氣水合物地層造斜十分有利。

3.4 防砂技術(shù)

要實現(xiàn)天然氣水合物長期穩(wěn)定的商業(yè)開采，必須要攻克出砂問題帶來的困擾［53]。應考慮天然氣水合物開采過程中的相態(tài)變化和儲層力學強度的變化，研究天然氣水合物儲層的出砂機理，并采用相適應的防砂技術(shù)。由于天然氣水合物分解后儲層強度下降，井壁穩(wěn)定性變差，因此，不建議采用裸眼完井的方式，可以推薦的防砂方式為：套管射孔管內(nèi)礫石循環(huán)充填工藝、高速水礫石充填工藝、高密度擠壓礫石充填工藝、多粒級礫石充填防砂工藝等［53]。但針對天然氣水合物儲層的防砂方式，缺乏足夠數(shù)量的室內(nèi)/現(xiàn)場試驗驗證，應結(jié)合數(shù)值模擬與室內(nèi)實驗開展相關技術(shù)研究。

海域天然氣水合物一般埋藏較淺，膠結(jié)性差，泥質(zhì)含量較高，充填型防砂工藝適用于該類儲層［54]。在設計礫石尺寸時，一方面要保證能充分釋放天然氣水合物儲層的產(chǎn)能，另一方面也要防止出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象。中國神狐海域的天然氣水合物試采項目采用預充填篩管防砂方式，同時應用防排結(jié)合、以排為主的防砂舉升工藝，防砂效果顯著。雖然在試采過程中已經(jīng)有成功控制出砂的例子，但是相對大規(guī)模開發(fā)來說，試采時間短，產(chǎn)量也未達到商業(yè)化規(guī)模。

3.5 鉆井液技術(shù)

在含天然氣水合物地層鉆井時，除了鉆井液流變性、濾失性等參數(shù)滿足要求外，還需要其具有抑制天然氣水合物分解的特性，同時又要避免天然氣水合物的二次生成。根據(jù)前面的分析，深水含天然氣水合物地層鉆井面臨的主要問題是防止由于天然氣水合物的分解而導致的井涌、井噴，以及在鉆井液上返過程中由于天然氣水合物的二次生成而造成的循環(huán)通道堵塞等安全問題。從天然氣水合物相平衡的角度來看，上述兩個方面存在一定的矛盾，但是設計鉆井液時必須均衡這兩方面的性能，這也是天然氣水合物地層鉆井液設計的難點。

在配制和使用鉆井液時，鉆井液溫度也是一個重要參數(shù)。一些學者提出，為了降低天然氣水合物的分解速度，環(huán)空中的鉆井液溫度應比地層溫度低［55]，這樣可避免天然氣水合物的大量分解。在安裝了隔水管的情況下，由于鉆頭摩擦產(chǎn)生熱量，同時鉆井液與管柱和地層摩擦，再加上海水對隔水管的熱傳導，鉆井液溫度有升高的趨勢。為了冷卻鉆井液，可向平臺上的鉆井液池中加入低溫固體，這種方式可用于返至地面的鉆井液溫度不高、進出口溫差不大的情況。美國在阿拉斯加北坡含天然氣水合物地層鉆探中，使用美國Drillcool 公司研發(fā)的鉆井液冷卻裝置，可使鉆井液溫度維持在-2 ℃左右。

4 結(jié)束語

全球海域天然氣水合物資源潛力巨大，研究應用先進的鉆完井技術(shù)是促進天然氣水合物安全高效開發(fā)的必要條件。目前，全球范圍內(nèi)海域含天然氣水合物地層鉆完井活動仍然較少，缺乏可借鑒的鉆完井經(jīng)驗和數(shù)據(jù)，如何保障天然氣水合物地層鉆完井的順利實施是迫切需要解決的關鍵技術(shù)難題。

為了有效推進我國海域天然氣水合物的開發(fā)進程，有必要在鉆完井技術(shù)方面加大研發(fā)力度，盡快建立一套適合我國海域天然氣水合物地層安全高效開發(fā)的工程技術(shù)與裝備體系，為早日實現(xiàn)其大規(guī)模商業(yè)性開發(fā)提供必要的理論基礎和技術(shù)支撐。

對含天然氣水合物地層開發(fā)井建井方法進行系統(tǒng)研究，形成適合深水淺層天然氣水合物地層開發(fā)井的安全高效建井技術(shù)，為將來開發(fā)井的順利實施提供一定的理論基礎；研究大位移水平井、多分支井等復雜結(jié)構(gòu)井在海域天然氣水合物開采中的應用，研究其經(jīng)濟性、可行性，為將來的大規(guī)模開發(fā)提供依據(jù)；對全生命周期的井筒完整性、井口穩(wěn)定性的影響進行評估，研究不同儲層條件下天然氣水合物分解對地基沉降的影響，降低全生命周期內(nèi)出現(xiàn)井筒完整性、井口穩(wěn)定性問題的風險。