天然氣水合物開采技術研究現狀與展望

李清平，周守為，趙佳飛，宋永臣，朱軍龍

（1.天然氣水合物國家重點實驗室，北京 100028；2.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；3.中國海洋石油集團有限公司，北京 100027；4.海洋能源利用與節能教育部重點實驗室，遼寧大連 116024）

一、前言

在全球能源消耗總量中，傳統化石能源所占的比例較高（近90%）[1]，隨著1997 年《京都議定書》、2016 年《巴黎協定》的簽署，碳中和成為人類面臨的共同難題和國際政治與經濟發展的焦點問題。天然氣以清潔、可獲得、使用便捷、可儲存、供應安全等優勢成為歐美等國實現碳達峰、碳中和過程中的重要過渡能源，并有望與低碳、零碳能源長期共存。2021年，天然氣在全球能源結構中的占比約為24.7%，在我國能源結構中僅占比8.4%[2]，為了保障我國能源經濟向著持續、穩定、綠色、高效的方向發展，尋找清潔綠色的接續能源，提高能源利用效率，優化能源消費結構成為必由之路[3]。

自1993年我國由石油輸出國轉變為石油進口國后，原油和天然氣對外依存度逐年攀升，2021年我國天然氣對外依存度高達45%[4]。因此加大常規天然氣勘探開發力度、拓展非常規天然氣勘探新領域成為我國實現天然氣綠色能源可持續發展和“雙碳”目標的重要戰略。

天然氣水合物是目前尚未開發的、資源潛力最為巨大的非常規天然氣資源之一，主要分布于水深大于300 m深海陸坡區及陸地永久凍土帶[1]，其中海洋天然氣水合物資源量約占全球總資源量的97%。全球范圍內已探明的天然氣水合物礦藏的碳含量約為現有化石能源碳含量的兩倍。截至目前，全球已存在超過230 處水合物勘探開發地區，天然氣水合物成為繼頁巖氣、煤層氣、致密氣之后最具開采潛力的接續能源，得到了世界各國學者的重視和關注[5]，成為世界各國力爭的未來能源戰略制高點和科技創新前沿。

作為在天然氣水合物礦藏資源中占比最大的一類，海洋環境中成藏的天然氣水合物資源的安全高效開發仍然面臨著巨大的挑戰[6]。與傳統的油氣藏相比，已經發現的海洋天然氣水合物礦藏多賦存在深水陸坡區、埋深淺（墨西哥灣水合物位于泥線以下800 m以淺、我國南海400 m以淺）、壓力窗口窄、大多無致密的圈閉構造、豐度低，安全高效勘探開發挑戰巨大。同時海洋天然氣水合物的特殊賦存環境使得其在開采過程中所要面臨的地質風險及環境破壞風險要大很多。在天然氣水合物的分解過程中，倘若其分級過程逐漸不可控將可能引發海底甲烷氣體的大量外溢，可能引發溫室氣體效應；天然氣水合物大多成藏于多孔介質當中，其大量分解可能會引起多孔介質骨架結構的變化，甚至引發海底滑坡等地質災害。

天然氣水合物資源開采過程是一個改變天然氣水合物穩定帶熱動力學條件、固態水合物分解、發生液態水遷移、天然氣產出的耦合復雜進程，通過打破天然氣水合物的相態平衡，目前已經提出的天然氣水合物開發技術方法主要包括：降壓法、固態流化法、熱激法、化學勢差驅動法（包括注劑以及CO2置換等）。2017—2020 年，我國在南海先后成功實施了三次海洋天然氣水合物試采，向水合物資源開發產業化發展邁出了重要一步，但開采產氣效率仍有待提升，安全環保評價技術亟待建立。現有的開發技術中，降壓開采面臨著儲層顯熱、環境傳熱不足引發水合物再生逆反應和冰的產生，最終導致產氣不連續、效率降低；熱激法的常見方式主要有注入熱水或蒸汽、微波加熱以及電加熱等。然而，大量的注熱驅動天然氣水合物分解的研究表明，注熱過程存在溫度傳遞差異，大部分的熱量被消耗在整個儲層溫度的加熱，開采熱效率并不高；而化學勢差驅動法存在注劑破壞環境、置換開采效率差等難題。因此，開發經濟可行、技術可靠的天然氣水合物開采方法，是實現我國南海水合物資源開發的關鍵，本文主要針對天然氣開采技術的研究與應用現狀進行綜述和研究，提出適合我國南海泥質粉砂天然氣水合物開采技術的發展方向。

二、天然氣水合物開采技術概述

（一）天然氣水合物資源分類

天然氣水合物的賦存狀態是決定模式的關鍵。目前世界多地獲取的天然氣水合物樣品，根據沉積物的性質分為砂巖、非砂巖儲層、塊狀、細粒沉積物等多類，其中砂巖水合物是目前最有可能優先開發的水合物礦藏。2007年起，我國陸續在南海北部陸坡獲取到海域天然氣水合物樣品，珠江口盆地自主獲取樣品見圖1，為細粒沉積物水合物樣品；2019年我國采用完全自主技術和裝備獲取了1720 m超深水海域天然氣水合物目標區全井段代表性樣品，并首次獲得高純度海域水合物樣品，見圖2，為進行海洋天然氣水合物穩定試采和規模開發奠定了基礎。

圖1 南海珠江口盆地獲取到的泥質粉砂水合物

圖2 南海瓊東南獲取到的高純度水合物樣品

本文從開發角度，引入成巖水合物和非成巖水合物的概念，將天然氣水合物儲層開采前后其巖石骨架應力、應變、穩定程度作為主要劃分依據，將天然氣水合物儲層分為成巖、非成巖兩大類共6 個等級（見表1），考慮的主要因素有：是否成巖，巖石骨架結構，中值粒徑及粒經分布，顆粒膠結方式等。

結合海洋天然氣水合物賦存狀態，海床、海底淺層及一定埋深，以及成巖、非成巖特性，本文針對全層段多類型海洋天然氣水合物提出相應的開采技術和方法設想，如針對位于深水海床上的天然氣水合物采用類似海底采礦的方式，即采掘破碎舉升為主的固態流化開發方式，對于有一定埋深具有可鉆性的區域，采用降壓開采方法、中深層固態流化開采方法、CO2置換開采以及注熱和注劑開采等多種開采方法（見圖3）。

（二）降壓開采

降壓開采就是利用人工抽取流體等方式將儲層的壓力通過降低至水合物相態平衡壓之下，從而誘發水合物分解氣、水產出。天然氣水合物的分解是吸熱過程，大量的水合物分解會導致儲層失去大量的熱，致使儲層溫度急劇下降。嚴重時，極低的儲層溫度甚至有誘發結冰或者二次生成水合物等現象的發生，該現象的出現一方面會加劇產氣通道被堵塞的可能，另一方面也可能會堵塞產氣井口，直接導致產氣被迫中止[7]。

表1 天然氣水合物儲層分類

圖3 從海床到一定埋深具有可鉆形儲層全成段水合物開采模式設想

從20 世紀60 年代開始，伴隨著天然氣水合物資源勘探開發力度的不斷加大，針對降壓法的研究也有了長足的發展，并且在真實水合物試采實驗中得到了應用[8]。近十年間，多種降壓方案對天然氣水合物開采特性的影響得到了詳細的分析研究。在這之中，控制天然氣水合物分解速率的主要因素被認為有三個：分別是產氣背壓、降壓幅度以及儲層傳熱。伴隨著水合物分解前緣概念的提出，有學者利用該概念提出了水合物分解邊界模型，并嘗試用該模型解釋水合物的分解過程[9]。從天然氣水合物的分解動力學方面，有學者研究了降壓過程水合物的分解情況，并獲得了0.35 ℃、2.72 MPa條件下水合物的分解速率；還有的學者發現水合物分解實驗規模對水合物分解特性的顯著影響，并創造性地提出一種水合物分解模型用來解釋水合物分解與傳熱傳質特點之間的耦合關系[10]，該模型指明了儲層傳熱對水合物分解速率的重要作用，儲層顯熱控制著水合物分解初期的分解情況，而周圍環境傳熱則會在儲層顯熱消耗殆盡后，主導水合物的分解產氣。在降壓分解實驗中，有研究人員發現儲層溫度出現局部溫度低于冰點的情況，說明儲層顯熱供給不足對水合物分解的抑制作用[11]。研究人員進一步采用等溫實驗條件誘導水合物分解產氣，闡明了壓降速率和壓降幅度對儲層中水合物分解的影響機制。此外，還有學者研究了不同粒徑和不同導熱性能的多孔介質對儲層中水合物分解的影響情況。但是，總體來看，實驗室尺度下進行的水合物分解實驗往往受限于時間和空間尺度，很難進一步向大尺度推廣。因而，不少學者展開了降壓開采的模擬研究，通過搭建大尺度的數學模型，研究水合物的分解特性，并指明氣-水比對水合物開采效率的重要影響和調控氣-水產出特性的重要作用。儲層的滲透率對水合物的分解產氣也有明顯作用，伴隨著儲層滲透率的增強，其對水合物分解產氣的影響程度甚至要大于降壓幅度本身的影響情況[12]。

（三）固態流化開采

我國海洋環境中賦存的天然氣水合物具有弱膠結、無致密蓋層、賦存位置比較淺的特點。這樣的地質環境賦予了固態流化開采方法合適的施展空間[13]。固態流化法的基本流程如圖4 所示，先利用海底的機械裝置將賦存有天然氣水合物的儲層進行碎化處理，使其成為水合物漿液；而后將其輸送至海平面的開采平臺上進行深加工[14]。在水合物漿液被舉升的過程中，伴隨著外界溫度壓力的變化，水合物逐漸分解，氣體得以回收，從而獲得天然氣。整個過程的核心步驟是儲層碎化，該步驟利用了海底自身的工況條件使天然氣水合物在碎化的過程中基本保持穩定。固態流化的開采方法既可以做到碎化過程中水合物的基本穩定，同時能夠實現抬升過程中水合物的連續化可控分解，避免潛在大量分解引起的災難性生產事故，儲層區域同時可以進行沉積物分離和就地回填。固態流化開采方法在我國珠江口盆地水合物試采中已有應用。

圖4 固態流化水合物開采方法的基本流程示意圖

（四）其他開采方法

注熱驅動水合物分解是通過向儲層注入熱量的方式，促使水合物儲層溫度至水合物相態平衡溫度之上，從而誘發水合物分解氣、水產出[15]。儲層加熱的常見方式主要有注入熱水或蒸汽、微波加熱以及電加熱等，因此熱量的利用效率就成為最為重要的一個參考指標[16]。目前已有的注熱方式為：注熱水、井筒電加熱以及熱吞吐等方式。井筒電加熱可以有針對性的就某一特定位置進行加熱，既可以促進水合物分解，還有助于緩解因為結冰或者二次生成水合物造成的井筒堵塞問題，因此該方法往往可以獲得較高的熱量利用效率。除此之外，微波注熱作為一種新興的注熱手段，針對其的研究也在不斷豐富[17]。

注化學抑制劑法是將化學抑制劑直接注入水合物儲層，破壞水合物原有的相平衡條件，使其變得更為苛刻，從而可以在不改變儲層工況的情況下使水合物大量分解。常見的化學抑制劑有熱力學抑制劑和動力學抑制劑。熱力學抑制劑的作用是破壞天然氣水合物的相平衡條件，如甲醇、乙二醇。動力學抑制劑的作用是延緩天然氣水合物的生成速率，如氯化鈉、氯化鉀等。目前制約化學抑制劑作用效果的主要問題依舊是抑制劑本身和天然氣水合物不充分接觸的問題，這主要和儲層的滲透率以及流體、水合物的空間分布情況有關。此外，熱力學抑制劑對環境的嚴重影響也是不容忽視的一個問題[18]。

置換開采法是利用二氧化碳水合物和甲烷水合物在相平衡特點方面的差異，在向儲層中注入二氧化碳的過程中，誘導儲層生成二氧化碳水合物從而置換出甲烷氣體分子。置換開采法的優勢是在實現開采天然氣的同時，也封存了二氧化碳這一重要的溫室氣體。但是置換的機制目前仍然不清楚，置換開采受到較低置換效率的制約[19]。

三、天然氣水合物開采技術應用現狀

（一）降壓開采的應用現狀

降壓開采被認為是技術層面和經濟層面上最有望應用于天然氣水合物商業化開采的一種開采方式。在全世界范圍內進行的多次水合物試采實驗中，均有降壓法出現的身影。

2008 年冬季在加拿大Mallik 地區進行了長達6 天的多階段降壓的水合物試采實驗，井底壓力在第1階段從11.0 MPa降至7.4 MPa，保持時間兩天；再降至5.2 MPa，保持3 天；再降至4.5 MPa，保持1 天。各階段累計產氣量為4700 m3，5100 m3和3100 m3[20]。

2013年，日本首次在南海海槽區域開展了全球首個海域天然氣水合物的試采，在連續產氣階段最高實現平均產氣速率接近2000 m3/d，探明了其潛在的商業開采可能性。然而在開采后期，伴隨著流體流動帶來的泥砂運移造成了產氣井筒的堵塞，進而導致儲層內部壓力的逐漸升高，甚至出現了內部壓力高于水合物相平衡壓力的情況，最終此次試開采過程被迫選擇中止。此次試開采的重要意義在于證實了海洋環境中天然氣水合物資源具備開采的可能性。但是需要注意的是，泥砂淤積的情況對水合物的開采過程威脅甚重，需要進行相關研究以探索出合適的井筒改造方法或者儲層改造技術來克服這一困難[21]。

2017 年，日本第二次在南開海槽AT1-P2 井的試采應用了多階段降壓的方法。基于井底壓力的變化，此次試采實施了兩階段的降壓操作，首次井底壓力是從13.0 MPa降至10.0 MPa，第二次降壓是從10.0 MPa 降至8.0 MPa，累計產氣時長為20 天。此次試采同樣出現了嚴重的出砂問題，再一次證明了關于防砂解堵的研究對于高效持續開采水合物資源的重要作用[21]。

我國于2017 年在南海神狐海域進行了為期60天的首次天然氣水合物降壓開采實驗，累產氣達3.09×105m3，平均日產氣量5150 m3。2020 年我國在南海神狐海域進行了為期30天的天然氣水合物第二次降壓法試開采，本次試采首次采用水平井。從最終的產氣效果上來看，此次試采的累計產氣量為8.614×105m3，平均日產氣量為2.87×104m3，相較于我國進行的首次水合物試采的表現而言，均有較大幅度的提升[22]。由于我國天然氣水合物的賦存環境大多為泥質粉砂型儲層，在諸如井筒造斜、儲層改造方面均存在較大的挑戰，因而本次試開采的成功證實了開采泥質粉砂型儲層中天然氣水合物資源的可行性。值得一提的是本次試開采在諸多重點技術問題方面實現了突破，如實現了深水吸力錨設備的自行研發設計；自主研發并成功應用了在深水淺軟地層的定向造斜工具；儲層改造技術進一步提升，并在開采地層環境中成功應用，將井筒附近儲層的滲透性提高了4~6倍，有力保障了流體的滲流能力；首創了雙管注液控壓技術，有力保障了開采過程的精準控壓和穩定控壓的需求[23]。

（二）固態流化開采的應用現狀

2017年5月在我國南海北部荔灣，中海油開展了全球首個海域固態流化天然氣水合物試采，試采過程中主要通過“海油石油708”深水工程勘察船實現固態流化試采，將海底水合物儲層粉碎成固體顆粒，在通過類泥漿輸運，最終實現81 m3分解氣產出，其中甲烷含量高達99.2%~99.8%。整個試采區域在水深1310 m、泥深117~196 m 處進行，該層位水合物層巖性主要為泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖和粉砂巖，地層平均孔隙度為43%，平均含水合物飽和度為40%[23]。

固態流化試采中由于沉積物的提升耗能過大，如果開采區域大，也需要對海底土層穩定性進行評估，避免地質災害和大規模的甲烷泄漏。在經過一系列處理后又將殘余泥沙回填到采空區，避免出現采空區和對海底表層地貌以及生物的破壞[22]。

（三）其他開采方法的應用現狀

2002年在阿拉斯加北坡，加拿大、日本等合作實現了兩次水合物試采。在第一次試采過程中主要進行了局部井段地層的小規模降壓開采，證實了其現場的可行性與經濟性；在第二次試采中，主要完成了連續五天的注熱開采，最終實現470 m3的天然氣產出，首次證實了注熱開采天然氣水合物的可行性[24]。

此后，2011 年和2016 年，我國在祁連山木里地區，由中國地質調查局先后兩次實施了我國陸域天然氣水合物試采，通過降壓聯合注熱技術，實現9天、連續產氣101 h的水合物試采，最終實現95 m3天然氣的產氣[25]。

而在2012年，美國地質調查局等單位也在阿拉斯加北坡普拉德霍灣油田證實了置換開采天然氣水合物的可行性，整個現場試采過程在CH4水合物的相平衡之上進行，向儲層中注入了23%CO2和77%N2的混合氣，最終累計產氣2000 m3（CH4）[26]。

四、天然氣水合物開采技術存在的問題

（一）天然氣水合物開采技術尚未得到根本突破

全球圍繞北極凍土和海域進行了5 地10 次試采，見表2，其中我國2017年、2020年進行了兩次降壓試采、1 次固態流化試采，邁出了海域天然氣水合物試采的第一步，對試采技術工藝進行了驗證，但目前試采時間、產氣量距離產業化開發還有很大距離，亟需基礎理論、核心技術和裝備的突破。我國海域天然氣水合物開發面臨的挑戰如下。

（1）資源分布廣、品質低、尚未探測到高品質的水合物礦藏。目前已發現的海洋天然氣水合物大多賦存在深水陸坡區，資源分布廣、埋深淺（0~400 m），泥質粉砂儲層為主，弱膠結，多無致密的圈閉構造、窄壓力窗口、資源豐度低。天然氣水合物成藏機理和資源評價方法尚未建立，尚未發現砂質水合物礦藏，鎖定富集區和資源“甜點區”亟需理論和方法支撐。

（2）天然氣水合物開采涉及多學科交叉，基礎理論尚未根本突破。天然氣水合物特別是海洋天然氣水合物大多成藏于多孔介質當中（見圖5），是沉積層的組成部分，水合物開發過程伴隨著非連續、非均質的沉積物潰散，開發過程中熱-流-力多場耦合機制、氣-水-砂-冰多相滲流、傳熱傳質機制尚不清晰，涉及地質、工程多學科交叉，尚未形成理論支撐和技術突破。

（3）制約天然氣水合物規模開發的三大安全因素尚未根本解決。天然氣水合物特別是海洋天然氣水合物特殊賦存環境使得其在開采過程中面臨著潛在的地質風險及環境風險，天然氣水合物開發或大量分解可能會引起多孔介質骨架結構的變化，甚至引發井壁失穩、海底井場區失穩、滑坡等地質災害，同時在天然氣水合物的分解過程中，倘若其分級過程逐漸不可控將可能引發溫室效應。因此潛在的地質風險、生產控制和裝備風險等三大風險制約著天然氣水合物的規模開發。

表2 全球主要的天然氣水合物試采項目概況

圖5 海洋天然氣水合物在多孔介質中的賦存狀態

（4）技術經濟性。隨著國家在天然氣水合物勘探開發領域資助力度的不斷加大，天然氣水合物的開采技術也獲得很大程度的提升，相信在不久的將來我們會迎來商業化的開采時代。但是，目前仍有許多開采難題需要克服：首先是鉆井成本。傳統油氣鉆井作業中，往往會使用諸如大型的鉆井作業船、鉆井作業機、高密度防水管以及防噴器等技術水平高、應用成本大的設備[27]。考慮到天然氣水合物藏和傳統油氣藏在成藏位置、地質條件以及介質屬性等方面的差異，應該設計專門針對水合物藏的鉆井作業體系。其次，膠結程度較差的天然氣水合物儲層易發生垮塌風險，開采過程中結冰、水合物二次生成以及嚴重出砂等問題，都嚴重影響開采過程的安全高效，再者日產氣量有限，使得目前試采水合物時普遍存在經濟性較差的情況[28]。

（二）深海作業關鍵技術裝備與國外存在較大差距

我國制定了“深水進入、深海探測、深海開發”等深海資源勘探開發戰略，深海資源勘察作業重大裝備、關鍵技術的自主研發取得重大突破，建立了了以“奮進號”“藍鯨號”“海洋6 號”為代表的3000 m深水工程作業船隊，自主研發了海洋天然氣水合物隨鉆測井、鉆探取樣系列裝備，實現了海洋天然氣水合物由探索性到試驗性試采的跨越，自主技術和裝備成功實施了超深水天然氣水合物目標區全井段代表性取樣，全球首次提出并成功實施海洋非成巖天然氣水合物固態流化試采，海洋天然氣水合物鉆探和試采相關技術、工藝和裝備得到了海試現場的驗證。與此同時，目前我國深海作業技術裝備的整體水平與國外先進國家還存在較大差距[29]，只有集中優勢力量逐步解決制約我國海洋資源開發的“卡脖子”問題，實現關鍵技術、核心裝備的高水平的自立自強及產業化，才有望實現我國海洋能源勘探開發事業的長期穩定發展[30]。

（三）天然氣水合物開采方法評估中試尺度平臺缺乏

中試生產是實驗研發出的科研成果在走向產業化應用過程中的重要環節。在高校實驗室中經過初步小尺度實驗得到驗證的實驗結論，在結合企業向真正的生產實際場所中應用時，為了進一步驗證和補充相關數據，完善相關的行業標準和技術規范，奠定工業化、產業化規模應用的基礎，需要建立相關中試配套基地。由于我國關于水合物開采的研究起步時間較晚，使得在相當長的時間中，我國水合物開采的實驗研究停留在小尺度實驗的程度（反應釜的容積從0.24 L至10.06 L不等）[31]。小尺度實驗可以更為精確地刻畫水合物的生成分解特性，方便從微觀的角度研究與水合物生成分解相關的相變和傳質問題。然而，服務于水合物現場試采，僅有小尺度實驗不足以模擬真實海洋環境中的相關工況條件，需要搭建更為貼合實際的中試尺度實驗臺進行相關實驗成果的驗證與完善。目前中國石油大學（北京）搭建了一套有效容積為196 L的水合物開采模擬裝置。中國海洋石油集團有限公司自主研制出國際首套30 MPa、1695 L大尺度多功能天然氣水合物開采模擬系統。該研究成果將有效推進我國南海天然氣水合物資源化利用的開發利用，對于我國經濟社會發展有重要價值。縱觀全國，類似的開采實驗中試平臺依舊比較缺乏，需要進一步推動相關項目的立項和實施[11]。

五、天然氣水合物開采技術發展建議

（一）推動天然氣水合物、深部油氣等多氣源立體開采基礎研究和重大工程

墨西哥灣、北極凍土、我國南海海域等國內外多地調查表明，天然氣水合物、淺層氣、深部油氣多具有空間共存、區域共生即同盆共生性。隨著陵水17-2、荔灣3-1等深水油氣田的開發，珠江口、瓊東南海洋天然氣水合物、淺層氣、深部油氣的一體化勘探與立體開發成為可能。基本思路為，以天然氣水合物所在區域整個地質背景作為研究對象，國家層面組織跨部門力量制定天然氣水合物、淺層氣、深部油氣等多氣源綜合勘探與立體開發（見圖6）重大科技工程頂層設計，統籌基礎研究、應用基礎研究、核心技術攻關和重大裝備研制。

天然氣水合物安全高效的技術尚未得到根本突破，屬于世界科技創新的前沿，美國、日本、韓國及歐洲等國多采用國家能源部門資助、相關企業、研究院所聯合攻關的模式穩步推進天然氣水合物領域的協同研究。為此，加快高水平的科技自立自強、助力海洋天然氣水合物的早日開發利用是當前和今后一段時間的工作重點。首先是堅持創新驅動的發展戰略，統籌天然氣水合物科技創新力量，做好天然氣水合物勘探開發“產學研用”一體化頂層設計；其次是立足于重點實驗室和創新聯盟的定位，發揮好企業原創技術策源需求牽引作用，強化協同創新，支持天然氣水合物、常規油氣等多氣源立體開發相關基礎研究和工程化技術攻關；最后是強化跨行業、跨領域、跨學科交流與合作，充分引入各個學科的自身優勢，實現在一些重大需求領域的顛覆性技術突破，促進我國天然氣水合物勘探開發事業不斷向前發展，以期早日實現天然氣水合物的商業化開采利用。

圖6 海域天然氣水合物、淺層氣和深部油氣多氣合采與立體開發示意圖

（二）強化技術融合，推進理論與實踐協同并進

技術融合是天然氣水合物開采技術產業化應用的關鍵因素之一，將高效開采方案與實際試采對接起來，對于提升開采方案產業化應用能力至關重要。在強化開采方案的技術成熟度時，推進相關中試尺度實驗臺的建設和相關領域產業的協調發展是開采技術走向試采平臺的關鍵一步。要引導不同層級的科研單位協同創新，提升產業資源的協調利用，提升開采手段的產業化競爭潛力。天然氣水合物技術創新聯盟的建立是一個發展的契機，有望將天然氣水合物開采技術的發展帶入快車道。

（三）推進天然氣水合物中試尺度實驗和多場耦合的數值模擬大科學平臺建設

中試尺度實驗是連接水合物開采實驗室機理研究與礦場實踐的重要紐帶，是科研成果走向產業化應用過程的重要環節，特別是對礦場開采成本較高的水合物藏。同時，數值模擬技術是預測水合物藏產氣、產水動態和儲層力學性質變化的重要手段。水合物的開采是涉及相變、傳質傳熱和儲層力學變形，甚至會導致出砂和海底地層滑坡的一個非常復雜的熱-流-力-化多場耦合過程，滲流場-溫度場-力學場-化學場之間的耦合關系復雜，如水合物分解過程中儲層孔隙度、滲透率以及兩相相對滲透率的演化關系復雜，水合物的賦存方式、分解過程等影響儲層力學性質的因素眾多且規律不明確。因此，亟需推進中試實驗尺度和多場耦合的數值模擬大科學平臺的建設，優化已有的開采方案，為進一步實現天然氣水合物的商業化開采提供基礎理論和關鍵技術。

（四）建立健全天然氣水合物的相關標準

2021年頒布的《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035遠景目標綱要》中指出，我國要實施國家能源資源安全戰略，其中特別指出油氣資源勘探開發對于實施能源安全戰略的重要作用，而開展南海等地區天然氣水合物試采更是成為強化戰略性礦產資源規劃，提升能源儲備安全保障能力的重要途徑之一。近年來，我國針對天然氣水合物勘探開發的研究方興未艾，眾多的科研創新思路競相迸發，然而作為一種新興的能源利用技術，天然氣水合物相關標準的缺失問題是不容忽視的。出臺相關的行業標準，可以更好地引導相關技術的產業化應用方式，對于促進我國南海天然氣水合物資源的勘探開發利用，服務于我國的能源戰略安全，推動深水油氣資源的開發利用都具有重要的戰略意義。