CN112901121B - 一种开采天然气水合物的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种开采天然气水合物的方法，包括如下步骤：在天然气水合物待开采区域建立气体注入井和生产井；依据天然气水合物待开采区域的地层渗透率和气体注入井与生产井之间的井距确定注入井的注入压力；依据注入压力，开启气体注入井向天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替天然气水合物储层孔隙流体，气体注入井、天然气水合物储层和生产井连通；从生产井采集产出气体并监测产出气体的组成；待产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭气体注入井和生产井，完成采集。通过高压气体驱替孔隙流体降低孔隙流体相中的天然气分压，同时，高压气体有效抑制外围水相侵入，提升开采效果。
Description
技术领域
本发明涉及开采天然气水合物技术领域，尤其涉及一种开采天然气水合物的方法。
背景技术
天然气水合物，即可燃冰，作为一种新兴清洁能源，具有分布范围广、规模大、能量密度高等特点，被公认为21世纪的重要战略储备能源。乐观估计全球天然气水合物总资源量达到18-21万亿油当量，其中海域水合物资源储量约占总储量的97％，其开发利用已引起美国、日本等主要能源消耗国政府和学术界的广泛关注。我国具有丰富的海域水合物资源，目前南海北部已探明水合物远景资源量高达744亿吨油当量，已确定2个相当于千亿立方米以上天然气储量规模的水合物矿藏。不同于常规油气开发，天然气水合物以固相形式存在于沉积层中，其开发过程首先涉及天然气水合物分解为气相天然气和液相水的相变过程，进而再从储层中抽取出天然气。因此，天然气水合物开采难度更大，涉及科学问题更加交叉复杂。此外，海域水合物藏一般不具备固定、稳定的上覆盖层或封闭岩层，孔隙水饱和度高，渗透率随地质环境变化大，分解过程极具复杂性和不稳定性，使得开发难度进一步增大。目前研究较多的诱发水合物发生分解的方法主要包括降压、注热和注热力学抑制剂。其中，降压过程产气效率受传热限制导致分解推动力低，且有效波及范围不足，产水量大，易出砂，因此无法适应长期开发作业；注热过程热效率低的问题难以解决；注热力学抑制剂则面临成本高，污染性强的问题。此外，由于固态天然气水合物相作为地层骨架结构的一部分，对地层稳定性至关重要，一旦发生大体量分解，必然出现沉积物塌陷，进而引发地质问题。传统降压、注热和注抑制剂的方法均是采用直接促使天然气水合物发生分解的思路，这势必成为实现安全生产的巨大障碍。注CO2置换是专门针对天然气水合物开采所提出的技术。在一定的温度压力条件下，CO2水合物相比天然气水合物更加稳定，CO2分子能够从天然气水合物的大孔结构中置换出CH4分子，进而实现天然气产出。该方法的主要优势在于兼顾了水合物开发和CO2固态封存，缺点在于天然气水合物表层发生置换并形成CO2-CH4水合物后，将严重阻碍后续的置换过程，因此从置换动力学的角度来看不能满足商业生产。向储层中注入含有CO2的混合气同样能够实现置换开采过程，且在实验模拟中证明了其能够有效强化置换效率。2012年，美国能源部首次在IgnikSikumi冻土区进行了注CO2/N2混合气开采天然气水合物的测试。其过程主要概括为：向储层中单井注入混合气2.1×105m3，注入时间13天；之后，产出天然气共计2.8×104m3，生产时间30天。从现场测试结果来看，采用气体吞吐式开采天然气水合物存在注气成本高，大量气体在孔隙中被重新采出，导致注入气体利用效率极低，同时由于CO2水合物直接包裹原有天然气水合物，导致产期效率不高，产出气浓度很低。此外该次现场测试还包括气体注采比低，置换效率低的问题，储层压力的大幅度波动也存在地质安全隐患。
由上可知，目前天然气水合物资源安全高效开发依然亟需新技术、新机制的开发。
以上背景技术内容的公开仅用于辅助理解本发明的构思及技术方案，其并不必然属于本专利申请的现有技术，在没有明确的证据表明上述内容在本专利申请的申请日已经公开的情况下，上述背景技术不应当用于评价本申请的新颖性和创造性。
发明内容
本发明为了解决现有的问题，提供一种开采天然气水合物的方法。
为了解决上述问题，本发明采用的技术方案如下所述：
一种开采天然气水合物的方法，包括如下步骤：S1：在天然气水合物待开采区域建立气体注入井和生产井；S2：依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；S3：依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通；S4：从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；S5：待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述气体注入井和所述生产井，完成采集。
优选地，在开启所述气体注入井之前采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，具体步骤如下：在所述天然气水合物待开采区域建立所述气体注入井和所述生产井；依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；开启所述生产井，采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，降低天然气水合物储层中的压力至设定压力；依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述生产井；当所述天然气水合物储层中的压力达到初始压力时，关闭所述气体注入井，完成采集。
优选地，所述设定压力在所述天然气水合物储层的分解压力以上且比所述初始压力低5MPa以内。
优选地，监测所述生产井的所述产出气体的组成异常时，关闭所述生产井，保持所述气体注入井持续注入所述气体，待所述天然气水合物储层中的压力恢复到初始压力时重新开启所述生产井。
优选地，还包括如下步骤：完成采集后，实时检测所述天然气水合物储层的压力，根据所述压力与初始压力的差值间断式开启所述气体注入井对所述天然气水合物储层进行补气。
优选地，依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力具体包括：
其中，μ是注入气体的粘度，单位为MPa·s；P0是大气压力，单位为MPa；Q0是大气压力下的流量，单位为cm3/s；D井是井间距，单位为m；k是气体渗透率，单位为10-3μm2；A是待开采区域有效截面积，单位为m2；P产是生产井压力，单位为MPa，注入压力P注的单位为MPa。
优选地，所述注入井的注入压力是12-18MPa。
优选地，在所述天然气水合物待开采区域建立1个所述气体注入井和1～4个所述生产井；每个所述生产井可以单独打开或关闭。
优选地，所述气体注入井与所述生产井之间的距离优为30-70m。
优选地，所述含有二氧化碳的气体是二氧化碳和氢气的混合气体，或二氧化碳和氮气的混合气体；
所述混合气体中二氧化碳摩尔分数为18％-74％；二氧化碳分压在2-7Mpa。
本发明的有益效果为：提供一种开采天然气水合物的方法，通过高压气体驱替孔隙流体降低孔隙流体相中的天然气分压，期间天然气水合物分解推动力远高于常规降压引起的分解推动力，同时，高压气体有效抑制外围水相侵入，使得该方法对于高含水、低封闭、成岩性低的海域天然气水合物储层效果尤其显著，对于其它类型天然气水合物藏也具有一定的开采效果提升。
进一步地，通过注入井和生产井形成一定压力的持续气流使得天然气水合物储层压力波动不大，同时，在消耗天然气水合物的同时产生二氧化碳的水合物，能够保证天然气水合物储层的空隙的介质不发生改变，即固相的产生和消耗是一个动态的平衡，对地层压力几乎无影响。
再进一步地，气体注入过程中二氧化碳水合物生长释放热量补充了天然气水合物分解吸收的热量，能够有效避免储层温度快速降低引发的水合物二次生长和结冰行为，进而防止孔隙堵塞，强化气体传质行为。
再进一步地，本发明在气体注入过程中储层孔隙内流体相主要为气相，携砂量小，且高压气体限制了外围流体相侵入，因而降低了储层内的泥沙迁移，能够有效规避储层内和井筒内的砂堵问题。
再进一步地，本发明兼顾了CO2固态封存，且能够强化CO2封存效率。
最后，本发明可实现天然气水合物多井联合开发，通过调控注气压力、开采压力和注入气组成，对孔隙流体成分进行实时控制，可实现天然气水合物安全高效开发。
附图说明
图1是本发明实施例中第一种开采天然气水合物的方法的示意图。
图2是本发明实施例中第二种开采天然气水合物的方法的示意图。
图3是本发明实施例中天然气水合物的方法所用装置的示意图。
图4是本发明实施例2中使用的反应器模型和井分布示意图。
图5是本发明实施例中不同开采方法对应的产出气水比的示意图。
图6是本发明实施例中不同开采方法对应的储层气相空间的示意图。
图7是本发明实施例中不同开采方法对应的采收率与时间的关系示意图。
具体实施方式
为了使本发明实施例所要解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
需要说明的是，当元件被称为“固定于”或“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者间接在该另一个元件上。当一个元件被称为是“连接于”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或间接连接至该另一个元件上。另外，连接既可以是用于固定作用也可以是用于电路连通作用。
需要理解的是，术语“长度”、“宽度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明实施例和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多该特征。在本发明实施例的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。
实施例1
如图1所示，本发明提供一种开采天然气水合物的方法，包括如下步骤：
S1：在天然气水合物待开采区域建立气体注入井和生产井；
S2：依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；
S3：依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通；
S4：从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；
S5：待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述气体注入井和所述生产井，完成采集。
可以理解的是，现有置换技术更多关注客体分子在水合物笼中的转化过程，而本发明采用驱替的思想，通过高压气体驱替孔隙流体降低孔隙流体相中的天然气分压，期间天然气水合物分解推动力远高于常规降压引起的分解推动力，是一种新型的降压和置换动态结合的工艺方法。同时，高压气体有效抑制外围水相侵入，使得该方法对于高含水、低封闭、成岩性低的海域天然气水合物储层效果尤其显著，对于其它类型天然气水合物藏也具有一定的开采效果提升。
进一步地，通过注入井和生产井形成一定压力的持续气流使得天然气水合物储层压力波动不大，同时，在消耗天然气水合物的同时产生二氧化碳的水合物，能够保证天然气水合物储层的孔隙的介质不发生剧烈改变，即固相的产生和消耗是一个动态的平衡，对地层压力几乎无影响。
再进一步地，气体注入过程中二氧化碳水合物生长释放热量补充了天然气水合物分解吸收的热量，能够有效避免储层温度快速降低引发的水合物二次生长和结冰行为，进而防止孔隙堵塞，强化气体传质行为。
再进一步地，本发明在气体注入过程中储层孔隙内流体相主要为气相，携砂量小，且高压气体限制了外围流体相侵入，因而降低了储层内的泥沙迁移，能够有效规避储层内和井筒内的砂堵问题。
再进一步地，本发明兼顾了CO2固态封存，且能够强化CO2封存效率。基于水合物的记忆效应，可以快速形成二氧化碳水合物。
在现有技术中开采天然气水合物时都采用梯度降压的方法，本发明对如上方法进行改进，在开启所述气体注入井之前采用弱降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体。
如图2所示，具体步骤如下：
在所述天然气水合物待开采区域建立所述气体注入井和所述生产井；
依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；
开启所述生产井，采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，降低天然气水合物储层中的压力至设定压力；
依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；
待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述生产井；
当所述天然气水合物储层中的压力达到初始压力时，关闭所述气体注入井，完成采集。
可以理解的是，上述步骤可以依据情况进行调整，比如可以先采用降压方式抽取天然气水合物储层内孔隙流体，再获取注入压力。
通过在前面方法的基础上增加一个降低天然气水合物储层中的压力至设定压力的步骤，使天然气水合物储层内产生压力梯度，提高注入气体在储层中的流动，生产效率更高。
在本发明的一种实施例中，天然气水合物储层的压力通过监测井来实现对压力进行监测。
在本发明的一种实施例中，设定压力在所述天然气水合物储层的分解压力以上且比所述初始压力低5MPa以内。设定压力取决于注入井和生产井的井距以及注入井的注入压力；在现有技术中，正常开采压力采用梯度降压，最终降低的压力比较低，只需要降低5MPa以内，降压幅度可控制在远低于常规降压开采时的降压幅度，注气压力高于降压后的储层压力，以保障注入气体主要向生产井方向流动，注入气体驱替孔隙流体后，天然气水合物发生快速分解并随流体快速产出。以防止生产井周围的天然气水合物大量分解和储层系统压差共同作用引起的水、砂迁移，阻碍后续生产。
在本发明的一种实施例中，监测生产井的产出气体的组成异常时，关闭所述生产井，保持所述气体注入井持续注入所述气体，待所述天然气水合物储层中的压力恢复到初始压力时重新开启所述生产井。当有多个生产井时，考虑到气体在天然气水合物储层孔隙中联通时可能出现气体短路行为，当出现生产井产出气体中天然气浓度异常时，通常表现为产出气体中天然气含量快速下降，可单独关闭异常的生产井，待天然气水合物储层压力恢复至初始压力并保持稳定，可再次开启异常的生产井完成生产，这种暂时性闭井操作为水合物和孔隙流体重新分布提供了时间，能够有效提高产出气中甲烷浓度。
在本发明的一种实施例中，对于二氧化碳水合物形成压力高于甲烷水合物形成压力的海域天然气水合物赋存区域，当气体开始注入时，天然气水合物分解率应不高于40％，以满足二氧化碳水合物能够有效修复沉积层。优选的，关闭生产井时对应的甲烷浓度为40-50％，其对应的累积产出气中甲烷浓度不低于50％。
在本发明的再一种实施例中，还包括如下步骤：
完成采集后，实时检测所述天然气水合物储层的压力，根据所述压力与初始压力的差值间断式开启所述气体注入井对所述天然气水合物储层进行补气。间断式补气操作可以防止气体消耗引起储层压力过低，进而导致外围水体侵入引发地质风险。
在本发明的一种实施例中，依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力具体包括：
其中，μ是注入气体的粘度，单位为MPa·s；P0是大气压力，单位为MPa；Q0是大气压力下的流量，单位为cm3/s；D井是井间距，单位为m；k是气体渗透率，单位为10-3μm2；A是待开采区域有效截面积，单位为m2；P产是生产井压力，单位为MPa，注入压力P注的单位为MPa。
在本发明的另一种实施例中，针对具体天然气水合物储层环境，采用实验模拟所得的优选结果。
在本发明的一种实施例中，所述注入井的注入压力是12-18MPa
在本发明的一种实施例中，在天然气水合物待开采区域建立1个所述气体注入井和1～4个所述生产井；考虑到天然气水合物分布存在差异，当采用多个生产井同时开采时，一个生产井中产出气体甲烷浓度低于设定值时，可单独关闭该生产井，以有效提高天然气水合物开采效率和开采范围。
进一步地，本发明可实现天然气水合物多井联合开发，通过调控注气压力、开采压力和注入气组成，对孔隙流体成分进行实时控制，可实现天然气水合物安全高效开发。
气体注入井与生产井之间的距离优为30-70m，以防止气体短路和气体逃逸行为。
考虑到海域天然气水合物赋存条件压力普遍高于二氧化碳液化压力，注入气体不宜采用纯二氧化碳，优选采用含有二氧化碳的气体，可以是二氧化碳和氢气的混合气体，或二氧化碳和氮气的混合气体；混合气体中二氧化碳摩尔分数为18％-74％，以达到强化传质和预防堵塞的双重效果；考虑到注入气体能够有效参与水合物生长，优选的注入气体中二氧化碳分压在2-7MPa，以实现天然气水合物安全开发。
如图3所示，本实施例提供了一种利用注气强化降压开采天然气水合物的方法的装置。装置包括气体注入单元1，气体注入井2，生产井3，气液分离单元4和气体收集单元5。该装置的气体注入井2、生产井3和与天然气水合物储层连通。气体注入单元1与气体注入井2相连通，气体注入井2和生产井3采用石油天然气生产井，采出井3与气液分离单元4相连通，气液分离单元4与气体收集单元5相连通。
在一种具体的实施例中，先通过常规降压方法从生产井3开采天然气水合物，开采压力选取储层温度对应的天然气水合物相平衡压力，产出物包括天然气和水，产出物通过气液分离单元4分离为气液两相，其中气相进入气体收集单元5；如前面方法所述，这一步也可以不进行。
利用气体注入单元1将二氧化碳和氮气的混合气A通过气体注入井2注入至天然气水合物储层内，注入压力高于储层初始压力1MPa，混合气中二氧化碳和氮气的比例为1:1,注入气体通过降低沉积物空隙中的天然气分压激发天然气水合物发生分解行为；
混合气A穿透气体注入井2和生产井3之间的天然气水合物区域后，先后进入气液分离单元4和气体收集单元5，进入气体收集单元5的气体主要成分为甲烷、二氧化碳和氮气，记为混合气B，间隔6小时检测一次混合气B的组成，记录混合气B中各成分的变化，直至混合气B中甲烷摩尔分数低于50％。
停止产气井，继续向天然气水合物储层中注入混合气A至天然气水合物储层压力恢复至初始压力。
气体收集装置5中所得气体甲烷浓度高于85％，进行分离后得到的甲烷气体输送至用户。
实施例2
本实施例对本发明进行了物理模拟实验，实施实验具体包括以下步骤：
如图4所示，在三维模型中制备与海域天然气水合物相似的甲烷水合物样品，一个气体注入井2和一个生产井3对称分布在两端；图中的参数仅是示例性的，不代表本发明的限制。
采用常规降压开采方法降低天然气水合物储层压力，压力下降幅度为1.5MPa；
从气体注入井2向样品中注入二氧化碳和氮气的混合气，其中二氧化碳浓度为56％，生产井3产出气体为包含二氧化碳、氮气和甲烷的混合气体，期间利用气相色谱仪测定产出气体组成；
当产出气体中甲烷浓度低于10％时，关闭产出井；
当样品压力恢复至初始压力时，关闭注入井。
此外，该实施例还包括单独使用常规降压方法开采甲烷水合物的实验，降压幅度为2.0MPa，以与本发明的实验结果作对比。
如图5所示，对于不具备封闭岩层的海域天然气水合物储层，采用常规降压开采所得到的产出水气比值为1490kg/m3，而采用本发明时对应的产出水气比值仅为12.6kg/m3，这是由于高压气体在孔隙流动过程中抑制了外围水体渗入，该行为同时能够有效阻碍沉积物颗粒的运移，进而预防砂堵。
如图6所示，相比于常规降压开采，采用本发明时储层中的气相饱和度提高近5倍，即提供了更多的天然气水合物分解释放气体空间，同时有利于气相在沉积层孔隙中的传质。
如图7所示，采用本发明时甲烷采收率提高至60％，而采用常规降压开采时甲烷采收率不足20％，这是由于高压注入气抑制了外围水体渗入，同时孔隙中水合物相和气相中甲烷异度差异显著。
本实施例中关闭注入井和采出井后，采出分解的甲烷水合物摩尔量与生成的二氧化碳水合物摩尔量之间的比值为0.97，即样品中水合物总量基本保持不变，极大地维护了储层稳定性。
本实施例中最终甲烷产出浓度为51.2％，远高于美国阿拉斯加试采结果17.4％，由于本实施例中关闭采出井时甲烷浓度为优选的最低值，实际应用本发明时产出气体中的甲烷浓度应高于本实施例结果，预计范围为55-90％。
本实施例中最终气体注采比为4，低于美国阿拉斯加试采结果7.5，由于本实施例中关闭采出井时甲烷浓度为优选的最低值，实际应用本发明时气体注采比会低于本实施例结果，预计范围为1.3-2.5。
本申请所提供的几个方法实施例中所揭露的方法，在不冲突的情况下可以任意组合，得到新的方法实施例。
本申请所提供的几个产品实施例中所揭露的特征，在不冲突的情况下可以任意组合，得到新的产品实施例。
本申请所提供的几个方法或设备实施例中所揭露的特征，在不冲突的情况下可以任意组合，得到新的方法实施例或设备实施例。
以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所做的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干等同替代或明显变型，而且性能或用途相同，都应当视为属于本发明的保护范围。
Claims (9)
1.一种开采天然气水合物的方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1：在天然气水合物待开采区域建立气体注入井和生产井；
S2：依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；所述注入压力高于天然气水合物储层初始压力；所述注入井的注入压力：
其中，μ是注入气体的粘度，单位为MPa·s；P 0是大气压力，单位为MPa；Q 0是大气压力下的流量，单位为cm3/s；D 井是井间距，单位为m；k是气体渗透率，单位为10-3μm2；A是待开采区域有效截面积，单位为m2；P 产是生产井压力，单位为MPa，注入压力
的单位为MPa；
S3：依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，注入的所述气体通过降低沉积物孔隙中的天然气分压激发天然气水合物发生分解行为；通过调控注气压力、开采压力和注入气组成，对孔隙流体成分进行实时控制；所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通形成一定压力的持续气流；
S4：从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；
S5：待所述产出气体的甲烷浓度低于设定值时或采集任务完成时关闭所述气体注入井和所述生产井，完成采集；
所述含有二氧化碳的气体是二氧化碳和氢气的混合气体，或二氧化碳和氮气的混合气体。
2.如权利要求1所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，在开启所述气体注入井之前采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，具体步骤如下：
在所述天然气水合物待开采区域建立所述气体注入井和所述生产井；
依据所述天然气水合物待开采区域的地层渗透率和所述气体注入井与所述生产井之间的井距确定所述注入井的注入压力；
开启所述生产井，采用降压开采方式抽取所述天然气水合物储层内孔隙流体，降低天然气水合物储层中的压力至设定压力；
依据所述注入压力，开启所述气体注入井向所述天然气水合物待开采区域的天然气水合物储层中注入含有二氧化碳的气体驱替所述天然气水合物储层孔隙流体，所述气体注入井、所述天然气水合物储层和所述生产井连通从所述生产井采集产出气体并监测所述产出气体的组成；
待所述产出气体低于设定值时或采集任务完成时关闭所述生产井；
当所述天然气水合物储层中的压力达到初始压力时，关闭所述气体注入井，完成采集。
3.如权利要求2所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述设定压力在所述天然气水合物储层的分解压力以上且比所述初始压力低5 MPa以内。
4.如权利要求1或2所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，监测所述生产井的所述产出气体的组成异常时，关闭所述生产井，保持所述气体注入井持续注入所述气体，待所述天然气水合物储层中的压力恢复到初始压力时重新开启所述生产井。
5.如权利要求1或2所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，还包括如下步骤：
完成采集后，实时检测所述天然气水合物储层的压力，根据所述压力与初始压力的差值间断式开启所述气体注入井对所述天然气水合物储层进行补气。
6.如权利要求1所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述注入井的注入压力是12-18 MPa。
7.如权利要求1所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，在所述天然气水合物待开采区域建立1个所述气体注入井和1~4个所述生产井；每个所述生产井可以单独打开或关闭。
8.如权利要求1所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述气体注入井与所述生产井之间的距离为30-70 m。
9.如权利要求1所述的开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述混合气体中二氧化碳摩尔分数为18%-74%；二氧化碳分压在2-7 Mpa。
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