天然气水合物生产技术
尽管已知天然气水合物存在于许多海洋和北极环境中，但对生产天然气水合物所需的技术却知之甚少。现有的大多数天然气水合物“资源”评估都没有解决天然气水合物可采性的问题。建议的方法气体回收从水合物通常处理解离或“熔化”原位天然气水合物(1)加热储层超过水合物形成温度，(2)降低储层压力低于水合物平衡，或(3)注入抑制剂，如甲醇或乙二醇，以降低水合物的稳定性条件。从水合物中回收气体受到阻碍，因为天然气是固体形式，而且水合物通常广泛分布在恶劣的北极和深海环境中。一级热刺激计算机模型(结合热量和质量平衡)已被开发用于评估热水和蒸汽淹的水合物产量，该模型表明，水合物可以以足够的速度生产天然气，使天然气水合物成为技术上可回收的资源(Sloan, 1998)。然而，与这些类型的气体回收技术相关的经济成本将是令人望而却步的。同样，在从水合物中生产气体时使用天然气水合物抑制剂已被证明在技术上是可行的(Sloan, 1998)，然而，大量使用甲醇等化学品会带来很高的经济和环境成本。在生产的各种技术中天然气从原位天然气水合物开采，最具经济前景的方法是减压技术。然而，通过减压从天然气水合物堆积中提取气体可能会受到压力的阻碍冰的形成和/或由于天然气水合物解离的吸热性质而导致的天然气水合物的改造。
位于西西伯利亚盆地北部的Messoyakha气田经常被用作从原位天然气水合物中生产天然气的碳氢化合物聚集的例子。生产数据和其他相关地质资料被用来证明Messoyakha油田上部存在天然气水合物(Makogon, 1981)。Messoyakha油田的生产历史表明，天然气水合物是一种可直接生产的天然气来源，可以通过常规方法启动和维持生产。Messoyakha油田天然气水合物部分的长期生产被认为是通过简单的减压方案实现的。1969年，Messoyakha气田下部游离气部分开始生产，测量的储层压力符合预测的下降关系;然而，到1971年，储层压力开始偏离预期值。这种偏差归因于游离气体从游离的天然气水合物中解放出来。纵观Messoyakha气田的生产历史，据估计，该气田抽取的天然气中约有36%(约50亿立方米)来自天然气水合物(Makogon, 1981)。然而，最近的一些研究表明，天然气水合物可能对Messoyakha气田的天然气产量没有显著贡献(Collett和Ginsburg, 1998)。
值得注意的是，我们目前对天然气水合物生产方法的评估并没有考虑到一些最近开发的先进石油和天然气生产方案。例如，井下加热方法(如原位燃烧、电磁加热或井下电加热)的有效性尚未得到评估。此外，先进的钻井技术和复杂的井下完井(包括水平井和多分支井)还没有在任何综合天然气水合物生产方案中得到考虑。具有常规油气生产的天然气水合物省份也可能为我们提供测试相对更先进的天然气水合物生产方法的机会。例如，在阿拉斯加北部，现有的“注水”生产井正在被评估为热压盐水的潜在来源，将用于热刺激天然气水合物的生产。
如前所述，世界上大多数海洋天然气水合物储层的水合物浓度较低，这引起了人们对从高度分散的天然气水合物储层中生产天然气所需的生产技术的关注。此外，宿主沉积物对潜在的天然气水合物生产也构成了重大的技术挑战。在大多数情况下，海洋天然气水合物是在富含粘土的疏松沉积层中发现的，这些沉积层的渗透性很小或没有。大多数现有的天然气水合物生产模型都需要在地层中建立可靠的流动路径，以允许产出的气体向井筒移动，并将流体注入含天然气水合物的沉积物中。然而，大多数海洋沉积物不太可能具有产生重要流动路径的机械强度。在含有大量粗粒碎屑沉积物的盆地，如墨西哥湾或印度东部边缘，天然气水合物可能在更常规的碎屑岩储层中以高浓度的形式储存;这更类似于陆上永久冻土环境中天然气水合物的性质(Collett, 1993;Dallimore et al.， 1999)。
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