張 磊

（中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257017）

天然氣水合物是由水和甲烷等氣體組成的固態(tài)晶體化合物，其中甲烷分子占據了類冰晶體結構的晶格。在必要的低溫高壓條件下，天然氣水合物可以在砂巖、頁巖或粉砂巖中形成和積累水合物占據砂粒和粉砂的孔隙空間，也可以在裂縫或透鏡體中發(fā)現，在某些情況下可以作為基質支持沉積物。

鑒于天然氣資源的巨大規(guī)模、不斷增長的全球能源需求以及有限的傳統(tǒng)化石燃料儲量，天然氣水合物正成為越來越多國家關注并投入積極研發(fā)的一種潛在能源，即使只有一小部分天然氣水合物能夠在經濟上得到回收。與固體或液體燃料相比，天然氣的環(huán)境可取性進一步提高了天然氣水合物的吸引力。因此，天然氣水合物作為未來油氣資源的吸引力正在迅速增加，其生產潛力顯然需要技術和經濟評價。在過去的十年中，天然氣水合物的研究和開發(fā)得到了顯著的加速。天然氣水合物被認為是油氣資源層次中的“非常規(guī)”，類似于致密氣、煤層氣或頁巖氣的開發(fā)。非常規(guī)氣井通常面臨許多生產挑戰(zhàn)，天然氣水合物井也將面臨一系列的生產挑戰(zhàn)，包括以商業(yè)天然氣產量生產，以及初期或后期生產水的處理。保持高產量的商業(yè)天然氣流量；井筒內低溫低壓作業(yè)；流量保證問題，包括井筒內的水合物和凍結；控制地層出砂進入井筒；并確保隨著儲層沉降和（或）沿井筒地質力學性能的變化，油井結構的完整性。本文針對這些生產問題，概述了典型的深水和北極陸上天然氣水合物生產井的設計要求。需要強調的是，天然氣水合物在儲層中發(fā)生離解（從固態(tài)天然氣水合物晶體轉變?yōu)橛坞x氣相和游離水相的過程）。進行的許多研究和測試都是為了了解這種現象。隨著進一步的現場試驗和中試試驗的繼續(xù)，在操作天然氣水合物井方面取得的經驗將對評價商業(yè)生產所需的技術提供寶貴的幫助。

1 生產挑戰(zhàn)

1.1 開發(fā)天然氣水合物的擔憂

自然生成的天然氣水合物發(fā)現于1968 年，當時，一個離解水合物層碰巧注入了西伯利亞西部生產的Messoyakha 氣田（Collett，1993）。在過去的一個世紀里，天然氣水合物作為一種能源既沒有帶來太多的危害，也沒有帶來任何好處。目前，天然氣水合物被認為既是未來能源的機遇，也是對環(huán)境的威脅。大約8 200 年前，水合物離解被認為是挪威近海Storegga 滑坡的主要原因，在挪威和英國北部造成了毀滅性的洪水（Mienert et al.，2005）。這樣或類似的事件顯然不限于過去；自那時起，水合物離解引起的邊坡失穩(wěn)和井眼破壞一直是人們關注的問題（Briaud and Chaouch，1999，Nixon and Grozic，2007）。不受控制的天然氣水合物離解也可能對全球氣候變化產生影響（Archer et al.，2008）。鑒于甲烷的溫室效應是二氧化碳的20 到40 倍，它的作用當然不能被忽視。天然氣水合物的開發(fā)是“一朵帶刺的玫瑰”。海洋天然氣水合物及其伴生氣體大量存在于陸坡海洋沉積物中。關注度的增加是由這些甲烷礦床的經濟潛力所驅動的。無論天然氣水合物本身是否具有商業(yè)利益，還是一種環(huán)境和工程危害。有效地測量、監(jiān)測、控制手段實時觀測海底天然氣水合物發(fā)生都是必須的。天然氣水合物對全球碳循環(huán)和氣候變化、海底穩(wěn)定與安全以及對生物食物鏈的影響不能忽略，必須為水合物系統(tǒng)沉積物調查、觀察、測量和取樣制定專門的方法。

1.2 準確的勘探技術

勘探重點已逐步從確認天然氣水合物的存在轉移到更復雜的尋找特定的高濃縮天然氣聚集體的問題。識別原位天然氣水合物的賦存，準確評價其在宿主沉積物中的體積具有重要意義。天然氣水合物體積的評價依賴于水合物賦存的面積范圍、儲層厚度、儲層孔隙度和水合物飽和度等參數（見圖1）。

1999 年11 月至2000 年2 月，在日本近海的南開槽進行了為期88 d、水深為945 m 的天然氣水合物勘探。這是一個由國際貿易和工業(yè)（MITI）領導的尋找新能源的國家項目。它是由日本國家石油公司（JNOC）與日本石油勘探有限公司（JAPEX）合作組織的鉆井作業(yè)。南開槽井是用R&B Falcon 公司的深水半潛式鉆井船“M.G.Hulme，Jr.”鉆的。選擇了地震剖面上最清晰的BSR（底部模擬反射器）位置。在BSR 層鉆了6 口100 m范圍內的井，并在平均海平面以下1 135 m～1 213 m確定了富水合物地層。采用巖心觀測、試驗分析、測井、地震學、鉆井、天然氣測井、地球化學等方法，總結天然氣水合物的識別特征。每種方法都有其可靠性和精密度，必須進行綜合研究，準確的勘探技術是開發(fā)的前提條件，只有提高勘探水平，才能保證開發(fā)的效果。

圖1 天然氣水合物勘探監(jiān)測系統(tǒng)

1.3 方法優(yōu)化組合

水合物的開采方法可大體分為以下4 類：（1）熱力法，提高地層溫度至水合物平衡溫度以上；（2）降壓法，將地層壓力降至水合物平衡壓力以下；（3）注化學抑制劑，向地層注入水合物熱力學抑制劑，打破水合物原有平衡；（4）CO2置換法，CO2置換法不是以分解水合物的方式獲得CH4，CO2水合物的二次生成維持了地層的穩(wěn)定性。避免了其他三種方法帶來的海底滑坡等環(huán)境隱患。阿拉斯加北坡的Ignik Sikumi 現場試驗成功的證明二氧化碳可以注入一個充滿水合物的含水儲層，CO2/CH4交換技術的應用在未來可能具有商業(yè)可行性。

目前，大多集中在注熱（劑）法開采和降壓法開采及其組合開采，對于CO2置換法開采進行的研究則相對較少。1986 年Ohgaki[2]首次提出CO2置換法開采的設想，隨后Smith 等又對CO2置換法的可行性進行了分析，主要包括動力學和熱力學可行性分析，對置換試驗的研究則主要是探究CO2注入形態(tài)及試驗體系對置換結果的影響。Koh 等[4]采用液態(tài)CO2、CO2乳化液及煙氣（CO2/N2）代替氣態(tài)CO2進行置換，經過分析對比，發(fā)現采用在水合物相中分散性更好的CO2乳化液進行置換效果最好（見圖2）。

圖2 雙水平井降壓熱激射流循環(huán)一體化開采簡圖

1.4 可行性分析

熱刺激技術在稠油開采中得到了有效的應用。蒸汽應用于SAGD（蒸汽輔助）使用最多的是重力排水作業(yè)或“吞吐”（交替注汽和油水生產循環(huán)）。電加熱包括感應加熱和電阻加熱以及微波，已經取得了一些有限的成功。稠油井通常很淺，成本相對較低。因此儲層的導熱系數很低，注蒸汽井必須相對靠近生產井。因產品價值（油）重石油開發(fā)可以承擔額外的油井和熱力作業(yè)相關的資金和運營成本。對天然氣水合物在發(fā)展中，所生產的產品（天然氣）的價值遠遠低于重油生產的產品的價值。因此，在井距較近的情況下，天然氣水合物的開發(fā)不能有效地進行。另外，大部分在熱源中加熱的產物實際上是水，這意味著轉移到熱源的熱量被浪費了。在此基礎上，天然氣水合物的熱操作都是不經濟的。同樣，用化學方法使天然氣水合物分離，也不經濟。因此，在最終的油井設計中，無論是熱刺激方法還是化學刺激方法的研究都將有很大的進展。這兩種方法的一些技術可能會被沿用，以及大約0.9 倍體積的水，等價的水氣比約為158.987 m3/283 316 m3。因此，水將是天然氣水合物生產面臨的主要生產挑戰(zhàn)之一。

1.5 試采實例

第一次陸上天然氣水合物生產試驗于2002 年在加拿大西北部麥肯齊三角洲地區(qū)的現場進行。2013 年3 月在南海海槽區(qū)實施了世界首次海域水合物試采研究。采用降壓法，在6 d 的時間內累計產氣量達12×104m3，遠遠超出了此前陸地凍土區(qū)天然氣水合物試采研究獲得的產氣量。2017 年，日本按計劃在南海海槽區(qū)開展新一輪水合物中長期降壓試采研究。這次天然氣水合物試采研究區(qū)位于2013 年水合物試采研究同一區(qū)域，即日本愛知縣渥美半島以南80 km 處的南海海槽第二渥美海丘區(qū)，水深約1 000 m，水合物藏位于海底以下約300 m。這次南海海槽區(qū)天然氣水合物試采研究目標，一是在更長的時間內實現連續(xù)產氣；二是解決水合物原地分解出砂造成的井眼堵塞問題。并已成功采出天然氣。

我國于2017 年5 月首次實現海域天然氣水合物（可燃冰）試采，實現開發(fā)難度最大的泥質粉砂型天然氣水合物（可燃冰）安全可控開采。

從試驗和數值模擬[3-8]及以上的試采情況來看，減壓能快速分解水合物，但是單一的減壓法容易降低水合物藏溫度，引發(fā)冰的形成，阻礙水合物的進一步分解。即使是在小尺度下的水合物分解，從試驗和數值模擬都顯示有冰的形成。可見在工業(yè)級開采條件下，更應該注意水合物藏溫度，適當加熱才能確保水合物長時間順利開采。要想實現水合物工業(yè)開采必將結合這四種方法的優(yōu)缺點，進行不同方法的組合，不同時間使用不同方法，或同一時間采用幾種不同的方法組合開采。

在穩(wěn)定的熱力學條件下，沉積物和巖石中含有豐富的天然天然氣水合物。這些資源大部分位于永久凍土層和深水區(qū)域的海底淺層。在過去的二十年里，各種各樣的努力致力于實驗室研究和現場生產測試，使用不同的方法來檢查最佳的生產戰(zhàn)略，是經濟上可行的商業(yè)化。為了產生氣體，沉積物或巖石孔隙中的固體天然氣水合物需要通過降低孔隙壓力、提高溫度、注入抑制劑或利用二氧化碳進行氣體交換來解離。在天然氣生產中，有可能把這些選項結合起來使用。

降壓可以單獨使用，但熱刺激或化學刺激技術必須與減壓相結合以使油井流動。所有這些技術都可以用于斜井、水平井或多層井。增加與井筒表面接觸面積的壓裂增產措施也可能存在與這些井一起使用。減壓被認為是最有效的技術手段。

1.6 井筒穩(wěn)定及完整性

天然氣水合物井將面臨一系列的生產挑戰(zhàn)，包括保持高產量的商業(yè)天然氣流量；井筒內低溫低壓作業(yè)；流量保證問題，包括井筒內的水合物和凍結；控制地層出砂進入井筒；并確保隨著儲層沉降和（或）沿井筒地質力學性能的變化，油井結構的完整性。

含氣水合物沉積物的地質力學響應以及潛在的井失穩(wěn)和套管變形，是大規(guī)模生產天然氣前需要解決和理解的嚴重問題，來自水合物的沉積物可以繼續(xù)沉積，特別是在深水環(huán)境中（Rutqvist et al.，2008，2009）。海上和陸上的，天然氣水合物普遍存在于較弱的松散沉積物中，其特征通常是有限的剪切強度。固體水合物作為一種強膠凝材料，其離解作用會降低結構強度，其中，沉積物的演化進一步加劇了瓦斯帶的膨脹，荷載從沉積物逐步轉移水合物到沉積物中，并沉降。模擬研究表明，降壓過程中的地質力學響應海上和陸上相關水合物礦床的天然氣產量都是由整個油藏的壓力驅動的，這時反過來，在井筒控制產量和壓力下降。更深層次的（高壓力）儲層主要位于深水區(qū)，儲層率普遍較高壓力損耗。儲層的降壓作用會引起垂向壓實和應力變化，在大多數情況下，會增加儲層內部的剪應力。增加的剪應力可能（如果足夠高）導致剪切破壞在儲層內。沉降的大小與壓力下降的大小成正比，也取決于研究了含水合物沉積物的彈塑性特性、含水合物沉積物的厚度和任何其他含流體沉積物厚度，這些沉積物的壓力會減小。雖然不可能一概而論，但海上水合物開發(fā)的沉降很容易在剪切范圍內應力會影響井筒的完整性。因此，陸上天然氣水合物開發(fā)的沉降量將普遍減少相對堅硬的永久凍土覆蓋層，對井筒完整性的影響不大。無論如何，隨著作用于松散沉積物上的剪應力的增大，天然氣流速增大，產水增加速度、出砂是不可避免的，除非使用防砂技術（礫石充填、篩管或襯管）。從整體上看，對于大厚壁井，由于剪切載荷而造成的井筒破壞，幾乎沒有什么可以彌補的膠結套管可能會延遲失效時間，而戰(zhàn)略性井眼定位可能會降低現場失效的概率。儲層沉降還會引起儲層上方套管的拉伸破壞和屈曲破壞。可通過使用滑動接頭或可伸縮套管接頭來防止拉伸破壞，戰(zhàn)略性地放置在井筒內（在稠油作業(yè)中很常見）。套管失效，由于柱屈曲在通過選擇厚壁套管、良好的固井措施和固相控制措施，可以防止儲層間隔。

深海海洋沉積物孔隙中天然氣水合物的離解作用可能導致未來可能的生產井周圍地層變形。日本學者采用一種特殊設計的壓力容器，對含天然氣水合物沉積物在天然氣水合物離解過程中的壓實行為進行了研究。在容器內密實度較高的Toyoura 砂中人工形成天然氣水合物，通過測量垂直位移、溫度和孔隙壓力，監(jiān)測水合物離解的壓實行為。結果表明，在水合物離解過程中，Toyoura 砂的驅替量最終接近于Toyoura 砂的驅替量。試驗結果表明，最終的變形主要是由天然氣水合物離解的降壓性能引起的。

1.7 完井技術

全球天然氣水合物資源可能超過19.8×1012m3，而已知的最高質量的資源是發(fā)現于北極永久凍土地區(qū)，那里的阿拉斯加北坡的天然氣水合物高孔隙度砂巖儲層具有高水合物飽和度（Boswell &Collett，2006）。石油系統(tǒng)占地近145 687 km2（科萊特等，2008）。通過對測井資料的解釋，確定了兩個水合物濃度較高的地區(qū)為目標的油井鉆探。

采用先進的鉆井技術，包括分支井、水平井或多口井，以及先進的完井技術，包括多裂縫增產技術，以提高流入和采收率，并優(yōu)化井數和資本成本。同樣，天然氣水合物生產也會有許多挑戰(zhàn)，包括維護商業(yè)氣體流動水生產速度高，較低的操作溫度和低壓力在井筒流動保障問題，包括水合物和凍結井筒，控制地層出砂進入井筒，并保證結構完整性與水庫沉降和（或）沿井筒geo-mechanical 屬性的變化。雖然所有這些生產挑戰(zhàn)理論上都可以利用商業(yè)上可用的技術進行管理，但與更簡單的常規(guī)和非常規(guī)氣井相比，天然氣水合物的成本明顯處于劣勢。此外，天然氣水合物開發(fā)項目將與北極陸上或深水海上更經濟的常規(guī)資源爭奪進入資本市場的機會。

1.7.1 儲層選擇與分析 大多數現場研究項目都將粗粒度砂巖作為最有希望的儲層天然氣水合物。天然氣水合物在這些類型的儲層中可以以多種方式存在，包括（2009 年Moridis）：

（1）氣體水合物層與自由氣體層接觸：這種情況的明顯優(yōu)勢是自由天然氣水合物層作為儲層壓力的貢獻，可作為常規(guī)天然氣的初始產量下降到穩(wěn)定點以下。自由氣體理論上與氣體水合物的大表面積接觸，這將增加天然氣水合物的反應。

（2）與自由水層接觸的氣體水合物層-可通過產生自由水層來啟動離解將儲層壓力降至穩(wěn)定點以下。如上所述，自由水與接觸天然氣水合物表面積大，應增加天然氣水合物的響應。

（3）只有天然氣水合物層，沒有游離的水或氣體接觸-可在井筒接觸處開始離解區(qū)域。

在現實中，甚至孤立的氣體水合物層可能會接近一些自由的水，在水合物穩(wěn)定性的基礎領域，或者自由水層混雜在一起。一般來說，離解1 體積的天然氣水合物釋放出約164 體積的氣體（在標準條件下）和約0.9體積的水，水將是天然氣水合物生產面臨的主要生產挑戰(zhàn)之一。

1.7.2 完井工藝及管柱 伸縮懸掛器懸掛篩管防砂工藝是一種比較成熟的工藝技術。該工藝技術有望解決天然氣水合物開采過程井筒失穩(wěn)變形等問題。該懸掛器懸掛力大，不會因為水合物解離，地質變形而損害井筒。保證正常生產（見圖3）。

圖3 天然氣水合物開采完井管柱示意圖

該工藝有單獨的注入管線，可以實現注熱、注CO2、化學抑制劑以及噴射改造儲層滲透率等多種功能。實現各種開采方法的有機組合。防砂管柱可以通過正反循環(huán)沖洗泥砂，具有解堵功能，不會因為砂泥堵塞而停產。這張井圖說明了深水水平天然氣水合物井的主要組成部分。除標準海底井口外，海底采油樹和地面均受到控制井下安全閥（所有海底油井通用），主要設備將包括砂控制，化學注射和人工舉升。其他設備可能包括儀表如壓力表和分布溫度，并補充加熱。

1.7.3 水處理分析 常規(guī)氣井產水并不罕見，生產過量水的井通常都要進行修井取消非經濟的水生產或關井。氣體在低壓和（或）高速下具有巨大的提升液體的能力。人工舉升或其他舉升液體的方法一般采用陸上常規(guī)舉升和非常規(guī)井處理液體載荷，一般在接近作業(yè)壽命末期。海上人工舉升深水氣井不太常見，而是依靠入口壓縮來降低壓力，提高處理速度與液體加載。在天然氣水合物井中，需要人工舉升來卸載井（降低砂面壓力）開始離解并維持生產，停井后重新啟動井，并可能維持生產在井的生命晚期。在天然氣水合物的生產過程中，可能有一段時間不需要人工舉升，但是最初的要求顯然會增加天然氣水合物井的資本成本。對于上面討論的水平井，在真實垂直深度約為3 200 m 時，目標井下流動壓力約為2.758 MPa，比初始儲層壓力下降了約90 %。這是相對和絕對數值都很高，但墨西哥灣的一些防砂完井作業(yè)的含砂量也有這么大。然而，在這種深度的井中，要達到2.758 MPa 的工作壓力是很困難的，原因如下：

（1）在低壓高速率多相水平井中，沿水平井長度方向的摩擦引起的壓力損失流量將會很大，可能很難從整個井長中獲得貢獻。這可能需要在井底壓力更低的情況下流動，并使用流入控制裝置，以達到最大限度沿井長的流量貢獻。

（2）即使在低水氣比（＜0.000 028）和相對較大的油管中，靜水壓力和摩擦壓力也較大，油管和流線的損失可能會使氣體無法隨目標井底流動到地面壓力。這在遠程開發(fā)中尤其困難，因為遠程開發(fā)需要連接到遠處的軟管平臺上。較大的油管和流線可能導致早期的液體裝載或堵塞問題。用人工在主平臺上進行升力和入口壓縮，維持穩(wěn)定的流動條件可能存在問題深水天然氣水合物開發(fā)-水下處理，如水分離和氣體處理最終可能需要壓縮。

（3）大多數氣田需要一定的壓縮才能最大限度地提高儲量采收率，但這通常發(fā)生在氣田開發(fā)后期當產量開始低于穩(wěn)定水平時。對于天然氣水合物的開發(fā)，重要的是要了解造成離解所需的壓力將要求在整個油田的使用壽命中使用進口壓縮，包括生產高峰期或穩(wěn)定期，這將大大增加油田開發(fā)的資金和運營成本。

（4）天然氣水合物井所需的低操作壓力也帶來了另一個風險—游離水或游離氣體的突破進入儲層或井筒。目標氣體水合物飽和度一般在40 %～80 %范圍內，有效滲透率達到未擾動水庫的水一般在微達西范圍內。宿主對水的天然滲透性（離解）儲層和可能相鄰的自由水層或自由氣層可能在達西范圍內。這種滲透對比意味著自由水（或自由氣體）將優(yōu)先產生，如果這些層暴露在高天然氣水合物層的下降。這樣就很難創(chuàng)造優(yōu)化天然氣水合物分解的必要條件。良好的固井作業(yè)可以將井筒的這種風險降到最低。

1.7.4 完井防砂 水合物的開發(fā)，它確實說明了防砂選擇的潛在問題，這可能是預期的氣體水合物。對于典型的含氣飽和度為80 %的Mallik 儲層單元，其粒度分布分析表明，巖心樣品中約70 %為細粒砂，體積較小，約占30 %巖心試樣的粉砂粒徑較小，約占黏土粒徑的5 %。所有樣品的分選都很差，而且高度不均勻。即使有優(yōu)化的防砂設計，固相保留率也最多可達80%～85%。在整個過程中，高氣體和液體的生產速度、極低的操作壓力以及極快的速度會發(fā)生井筒和油管收集系統(tǒng)。對于任何重要的固體產物，長期的侵蝕都是一個問題?？刂乒滔喈a量的最終設計都必須考慮到這一點，同時還要考慮堵漏和清孔問題。

用于天然氣水合物的開發(fā)。礫石充填必須考慮到未擾動的天然氣水合物層將沒有任何滲透率效果（因此沒有流體泄漏），這可能不利于在套管井礫石充填中充填射孔，或有利于在裸眼水平完井中放置礫石。

2 總結

必須完成重大的科學和勘探工作，才能認為天然氣水合物是一種可行可利用的資源。在這些任務中，最關鍵的仍然是驗證儲層和通過擴展現場測試獲得的井況，這證明了用現有技術以商業(yè)速度生產天然氣水合物的能力。似乎沒有針對天然氣水合物生產井所面臨的特殊挑戰(zhàn)，目前還沒有切實可行的長期措施有直接天然氣水合物生產經驗，或有通過天然氣水合物生產井的重要經驗。不過，有天然氣水合物井存在相當大的風險，尤其是在深水鉆井中由于水平井鉆井的風險軟沉積物、長期井筒穩(wěn)定性的不確定性以及沉降引起的潛在破壞—這些都是唯一可能的一個領域的評估。直到天然氣水合物的生產證明了一個重要的時期，在資本成本和天然氣采收率方面仍將存在廣泛的不確定性，以及天然氣水合物開發(fā)的最終經濟效益。

（1）熱采有兩種基本的方法可以用來提供必要的能量來分解自然形成的水合物。在第一種方法中，熱量從儲層外部提供，例如通過蒸汽、火驅、電加熱等。從熱力學角度可能是可行的，但這種熱回收技術在可能發(fā)現水合物的惡劣環(huán)境中可能存在問題。雖然分解水合物所需要的能量只占其熱值的10 %，但對周圍環(huán)境的熱損失可能相當大。

（2）天然氣水合物的開發(fā)將需要某種形式的人工舉升，如電潛泵或氣舉。低作業(yè)壓力將需要更大的套管（井和流線）和前端的壓縮。還需要額外的水處理設施和水的處理。更大的抑制劑體積（如乙二醇）將是需要防止在油管和流線中結冰和形成水合物。其他防砂、儲層技術沉降、井下化學注入、近井熱刺激的可能要求等也將需要與常規(guī)或其他非常規(guī)天然氣相比，天然氣水合物開發(fā)的額外資本和運營成本的發(fā)展。雖然所有這些都可以被認為是經過驗證的技術，但它們還沒有同時應用于氣體中水合物的長期生產驗證。以及天然氣水合物開發(fā)的最終經濟效益。

（3）世界范圍內大量的天然氣水合物存在于海陸地區(qū)，尤其是海洋沉積物儲集層中。由于天然氣水合物的開發(fā)對天然氣未來的能源發(fā)展具有重要意義，為了實現地質調查、勘探、生產和提高采收率等整個系統(tǒng)，需要對水合物資源可生產部分的準確評估；制定確定適當生產目標的方法；含水沉積物取樣及樣品分析；水合物儲層物探分析與解釋方法；試井結果解釋；地質力學和儲層及井筒的穩(wěn)定性問題；井的設計、施工、安裝；在以砂為主的水合物儲集層以外開展油田作業(yè)和擴大生產；監(jiān)測生產和地質力學穩(wěn)定性；實驗室研究指導生產實踐；水合物行為的基本知識；利用水合物生產商業(yè)天然氣的經濟學；以及相關的環(huán)境問題。