CN114718520B - 一种钻采海洋天然气水合物的方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及天然气水合物开采技术领域，公开了一种钻采海洋天然气水合物的方法和装置。所述的方法包括：(1)采用携带尾管15的钻具16在海底泥面13进行喷射钻井，形成多口直井8；(2)将泡沫水泥浆10泵入所述直井8的井筒内对所述天然气水合物储层14进行储层改造；(3)将每一直井井口6与气液分离装置4采用连接软管7连接形成完井并钻采天然气水合物。该方法能够提高平台有效钻井时间，降低了开发成本，且开采效率高。
Description
技术领域
本发明涉及天然气水合物开采技术领域，具体涉及一种钻采海洋天然气水合物的方法和装置。
背景技术
天然气水合物是由天然气与水在高压低温条件下形成的类冰状的结晶物质，其有机碳含量接近传统化石能源中有机碳含量的2倍；能量密度大，1体积的天然气水合物可以分解生成164体积的天然气；天然气水合物燃烧后仅产生水和二氧化碳，是一种理想的清洁能源，对缓解能源危机、丰富能源结构具有重要意义。天然气水合物主要分布于深海沉积物中，储量巨大，但开发技术方面仍然存在着许多难题亟待解决。
目前根据水合物相变特征提出的开采方法主要包括热激法、降压法、注化学剂法以及CO2置换法，但尚未实现大规模商业开采的价值。降压法是目前最经济的水合物开采方法，其优点是成本低、产气速率高，但缺点同样明显，降压法存在着分解半径小、波及范围小，直井产气速率衰竭快以及出砂严重等一系列问题。虽然采用水平井降压开采天然气水合物，分解半径和波及范围会变大，稳产时间也会相应增大，但是受限于工程技术，一口水平井从开钻到完井结束通常需要花费数月时间，所需费用巨大，无法实现天然气水合物的经济化开采。
因此，目前亟需一种经济、高效、安全的开采海洋天然气水合物的方法，能够行之有效的实现海洋天然气水合物商业化开采。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的产气速率低、出砂严重、耗时以及所需费用巨大的问题，提供一种钻采海洋天然气水合物的方法和装置，该方法能够提高平台有效钻井时间，降低了开发成本，且开采效率高。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供了一种钻采海洋天然气水合物的方法，其中，所述的方法包括：
(1)采用携带尾管15的钻具16在海底泥面13进行喷射钻井，形成多口直井8；
(2)将泡沫水泥浆10泵入所述直井8的井筒内对所述天然气水合物储层14进行储层改造；
(3)将每一直井井口6与气液分离装置4采用连接软管7连接形成完井并钻采天然气水合物。
本发明第二方面提供了一种钻采海洋天然气水合物的装置，其中，所述的装置包括携带尾管15的钻具16，且所述钻具16在海底泥面13进行喷射钻井，所述尾管15形成多口直井8；每一直井井口6与气液分离装置4采用连接软管7连接形成用于完井并钻采天然气水合物的装置。
通过上述技术方案，本发明所述方法具有如下优势：
(1)本发明采用不可回收式尾管钻井系统，省去了常规钻井技术中重复下套管的过程，提高平台有效钻井时间；另外，尾管下入地层无需进行固井作业，提高钻井作业的安全性。
(2)本发明采用的泡沫水泥浆经注浆管泵入后会在井筒和地层内膨化、固结，形成高孔隙度、高渗透率的多孔介质，水合物分解产生的气、水流体流入井筒内向上运移的过程中能够起到一定的气液分离效果。
(3)本发明采用的直井钻井技术难度低、成本远低于水平井，降压开采产气效率高，性价比高于水平井，多口直井产气效果优于一口水平井；另外，本发明采用的直井井网为天然气水合物藏开发提供更多选择，可根据实际开采情况随时更改生产井为注入井或进行关井、弃井。
附图说明
图1是本发明的一种优选实施方式的钻采海洋天然气水合物的方法的示意图；
图2是本发明实施例1、对比例1和对比例2采用不同开采方式的产气速率对比示意图；
图3是本发明实施例1、对比例1和对比例2采用不同开采方式的累计产气量对比示意图；
图4是本发明实施例1和对比例2采用不同开采方式的成本与产出对比示意图。
附图标记说明
1-海上平台；2-采气管；3-增压泵；4-气液分离装置；5-液相出口；6-直井井口；7-连接软管；8-直井(由割缝尾管形成)；9-混合气液；10-泡沫水泥浆；11-树根状骨架结构；12-海水水平面；13-海底泥面(泥线)；14-天然气水合物储层；15-尾管；16-钻具。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
如前所述，本发明第一方面提供了一种钻采海洋天然气水合物的方法，其中，所述的方法包括：
(1)采用携带尾管15的钻具16在海底泥面13进行喷射钻井，形成多口直井8；
(2)将泡沫水泥浆10泵入所述直井8的井筒内对所述天然气水合物储层14进行储层改造；
(3)将每一直井井口6与气液分离装置4采用连接软管7连接形成完井并钻采天然气水合物。
根据本发明，所述尾管15具有割缝和/或射孔，优选情况下，所述尾管15具有割缝，为割缝尾管，无需再进行水力割缝和射孔，进一步缩短了钻时，每口直井的钻井时间可以缩短至2-5小时，割缝尾管还能在开采过程中起到一定的防砂作用，保障水合物分解产生的气、水流体能够顺利流入井筒内。另外，在本发明中所使用的割缝尾管，对割缝类型没有要求，可以为本领域技术人员公知常识设置即可。
根据本发明，所述尾管15的长度为5-15m，优选为8-12m，直径为50-550mm，优选为110-510mm，更优选为114.3-508mm。
根据本发明，所述钻具16的钻头与所述尾管15直接相连设置，在本发明，所述钻具16为多级钻具，所述尾管15的两端分别与所述钻头直接相连设置，具体如图1中15和16所示，由多级钻具携带割缝尾管进行喷射钻井，具体地，可以理解为，一组钻具和一根尾管构成一副尾管钻井系统，该系统中钻头与尾管直接相连，尾管直接下入钻头所钻井眼中，省去了常规钻井技术中重复下套管的过程，钻完井后第一级钻具和尾管与上部系统脱离，剩余钻具与尾管由平台拖移至下一处钻井，提高平台有效钻井时间。在本发明中，优选为不可回收式尾管钻井系统，钻井结束后井下钻具不用回收。优选情况下，本发明的尾管钻井系统优选Weatherford公司的不可回收式尾管钻井系统。
另外，在本发明中，尾管下入地层无需进行固井作业，大幅减少了固井所需的水泥浆的使用，避免了固井水泥浆对储层的伤害，同时规避了钻井过程中可能产生的地层塌陷和地层漏失等风险，提高钻井作业的安全性。
根据本发明，所述钻头在钻至所述天然气水合物储层14底部5-20m后停止钻进，优选为8-16m后停止钻进。
根据本发明，采用携带尾管15的钻具16在天然气水合物储层14表面进行喷射钻井，形成多口直井8，其中，多口直井排列方式并不固定，可以为五点井网、七点井网、九点井网排列，或者直井以不规则的井群结构分布，直井井距根据储层非均质性在20m-200m之间，优选在40-60m之间。
根据本发明，泡沫水泥浆10经注浆管泵入，在本发明中，所述泡沫水泥浆10包括水泥、粗骨料、发泡剂、稳泡剂和水中的一种或多种；
所述粗骨料包括碎石和/或卵石。
所述发泡剂包括CDT-812、CDT-813、CD-1、OF-1、ADF-1和F873中的一种或多种；在本发明中，该型号的发泡剂购自郑州易和精细化学品有限公司。
所述稳泡剂包括十二烷基苯硫酸钠、十二醇硫酸钠、蛋白质、明胶、碳沫矿粉、聚丙烯酰胺和甲基纤维素中的一种或多种。
和/或，相对于1立方米所述泡沫水泥浆，所述水泥的用量为200-400kg，所述粗骨架的量为800-1400kg，所述发泡剂的用量为1-3kg，所述稳泡剂的用量≤1kg，所述水的用量为120-250kg。
根据本发明，采用本发明上述特定泡沫水泥浆使用的泡沫水泥浆对环境友好，不会对地层以及海洋环境产生污染，具有安全、环保的优点，另外，泡沫水泥浆具有的高强度、高膨胀率能有效保证完井质量。
根据本发明，所述泡沫水泥浆10的压力为20-50MPa，流量为40-100L/min，泡沫水泥浆的渗透半径为20-80m；优选地，所述泡沫水泥浆10的压力为30-40MPa，流量为60-80L/min，所述泡沫水泥浆10的渗透半径为40-60m。另外，在本发明中，需要说明的是，泡沫水泥浆渗透半径指的是注入的泡沫水泥浆在地层中可以运移到的距离，说明的通过注泡沫水泥浆改造地层的效果较好，泡沫水泥浆在注入地层之后固结形成的树状骨架结构的渗透率是表征水泥浆的渗透性。
根据本发明，在步骤(2)中，所述泡沫水泥浆10泵入所述直井8的井筒内经挤出，劈裂所述天然气水合物储层14后，再经水化固结成树根状骨架结构11，提供了气水运移通道的同时还能有效减少天然气水合物分解产生的出砂，保证井筒附近和井筒内气水运移通道的畅通。本发明所述的泡沫水泥浆水化固结后的强度至少高于地层初始应力，可以在开采过程中有效保持地层压力，防止因天然气水合物分解产生的地层垮塌，维持井壁稳定。
根据本发明，所述树根状骨架结构11的孔隙度为30-60％，所述树根状骨架结构11的渗透率为原始天然气水合物层渗透率的10倍以上，优选为2-15倍。泡沫水泥劈裂注浆生成的树根状骨架结构的渗透率远高于储层渗透率，可以增强储层渗流能力，改善井筒附近的气水运移条件。延伸的骨架结构能够增大降压开采的压降范围，提升降压开采效率，弥补直井降压开采波及范围过低的缺点。
根据本发明，可以根据储层条件改变开采方式，在现场应用中也可根据地层条件改变钻进方式，如旋转钻井，由尾管带动钻头旋转钻入地层。在本发明，喷射钻井的钻入方式使得尾管不会随着钻头一起旋转，有效减少地层对尾管的损害，保证了后续生产过程中的尾管质量安全。在本发明中，需要说明的是，这里的旋转钻入地层指的是根据地层条件改变钻井方式，用牙轮钻头等高速旋转破碎地层进行钻进。之前的喷射钻井的钻入方式是通过高压射流破碎地层进行钻进的，不旋转。
根据本发明，本发明所述的方法中直井一般使用降压开采，所述降压的幅度至少为所述天然气水合物储层的初始压力的0.1-0.8倍，保证所述直井的井内压力(开采井段水压)与天然气水合物藏的平衡压力的压差在2MPa以上，降压方式可以为一次降压或者多级降压，在本发明中，优选为一次降压。在本发明中，所述直井的井内压力(开采井段水压)与所述天然气水合物储层的平衡压力的压差≥2MPa，的目的是保证开采井段的压力与天然气水合物储层的压力差足够大，从而能够保证储层中的水合物能够顺利分解。
根据本发明，本发明所述的方法中海底气体分离装置4需要多个接口连接直井井口装置，尺寸可略大，安装时间可以与钻井同时进行，每口井钻完井后即可直接连接气体分离装置开始生产。
根据本发明，在步骤(3)中，所述气液分离装置4可选用卧式或立式二项分离器，分离器包括筒体、旋风分离器、高效破沫网和排污阀等。其中气液分离装置尺寸为3000×900mm至4900×1800mm，压力为0.9-10MPa，气体处理量为1-100万立方米，液体处理量为500-30000桶/天。
根据本发明，所述气液分离装置4具有多个接口；所述气液分离装置4分别与增压泵、排水泵或冲砂泵相连接设置。在本发明中，海底处安装的气液分离装置、增压泵连接多口直井，降低了开发成本，分离出的液相直接排入海底或注入地层内继续开采，只采出气相进行后处理，简化了平台气液分离步骤，为生产平台节约了大量空间和时间。
根据本发明，本发明所述的方法适用于海洋天然气水合物藏，优选情况下，在本发明中，所述天然气水合物储层为不含下伏游离气的天然气水合物藏、含下伏游离气的天然气水合物藏和非均质储层中的一种或多种。
和/或，所述天然气水合物储层14距海水水平面12的距离为300-3000m，储层厚度为5-200m，水合物饱和度为10-60％，初始压力为3000-30000kPa，初始温度为6-25℃，孔隙度为10-60％，绝对渗透率为10-300mD；优选地，所述天然气水合物储层14距海水水平面12的距离为200-1000m，储层厚度为15-40m，水合物饱和度为20-40％，初始压力为6000-10000kPa，初始温度为8-14℃，孔隙度为30-40％，绝对渗透率为20-70mD。
本发明第二方面提供了一种钻采海洋天然气水合物的装置，其中，所述的装置包括携带尾管15的钻具16，且所述钻具16在海底泥面13进行喷射钻井，所述尾管15形成多口直井8；每一直井井口6与气液分离装置4采用连接软管7连接形成用于完井并钻采天然气水合物的装置。
在本发明中，所述钻采海洋天然气水合物的装置中涉及到的结构，例如，尾管15、钻具16、海底泥面13、直井8、直井井口6、气液分离装置4和连接软管7均与前述所述一致，在此不再赘述。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
以下实施例和对比例中：
尾管钻井系统为Weatherford公司公司牌号为DwC、DwL的市售品。水泥采用淄博市淄川松岭水泥有限公司市售PC32.5的普通复合型硅酸盐水泥、碎石与卵石，水用自来水，发泡剂与稳泡剂均购自郑州易和精细化学品有限公司。
实施例1
如图1所示，目标开发区域的天然气水合物储层(14)为不含下伏游离气的天然气水合物藏地质，其中，不含下伏游离气的天然气水合物藏地质的参数如表1所示。
初期准备工作完成后，海上平台1开始钻井。首先由钻具携带割缝尾管15从海平面12下入至海底泥面13(即，图1中海底泥线水平面)进行喷射钻井。割缝尾管15跟随钻具16(该钻具包括6级钻具)直接下入钻头所钻井眼之中，在钻至天然气水合物层14底部10m后停止钻进，第一级钻具和割缝尾管15与上部系统脱离，剩余钻具与割缝尾管由平台拖移至下一处按照上述方法进行钻井。其中，割缝尾管15的长度为12m，直径微500mm。
在井内下入注浆管，从注浆管内部泵入配置好的泡沫水泥浆10，其中，该泡沫水泥浆的组成包括：相对于1立方米所述泡沫水泥浆，水泥的用量为200kg，粗骨料的用量为800kg，发泡剂的用量为3kg，稳泡剂的用量为1kg，水的用量为200kg，注浆压力为40MPa，注浆流量为70L/min。注入的泡沫水泥浆沿着割缝尾管缝隙挤出劈裂地层，并固化形成树根状骨架结构11，泡沫水泥浆的渗透半径为20m～80m，形成的树根状骨架结构孔隙度为30％～60％，骨架结构的渗透率为30mD以上。
此时单口直井钻井完成，采用相同方法在开采区域钻开17口直井，每口直井井距为50m，形成图1所示井网结构。在海底表面安装气液分离装置4与增压泵3，所有直井井口6与气液分离装置4、增压泵3用软管7连接后在控制井口压力一次降压到4000kPa的条件下进行排水降压开采。天然气水合物分解产生混合气液9从井附近树根状骨架结构和地层原由孔隙流入井筒内，井筒内膨化固结的泡沫水泥分离一部分混合气液，剩余混合气液运移至气液分离装置，分离出的液相通过液相出口5直接排入海底，气相通过增压泵3在采气管2内举升至平台。
本实施案例共模拟开采1440天。
表1
| 海水深度H1/m | 1266 |
| 水合物层厚度H2/m | 20 |
| 水合物饱和度SH | 0.34 |
| 初始压力P/kPa | 14.15 |
| 初始温度T/℃ | 13.83 |
| 孔隙度Φ | 0.35 |
| 绝对渗透率k/mD | 2.9 |
实施例2
按照与实施例1相同的方法钻采海洋天然气水合物，所不同之处在于：目的开发储层含下伏游离气的天然气水合物藏地质，其中，含下伏游离气的天然气水合物藏地质的参数如表2所示。因此在钻井时，直井应钻达下伏气层，具体地，初期准备工作完成后，海上平台1开始钻井。首先由钻具16携带割缝尾管15从海平面12下入至海底泥面13(即，图1中海底泥线水平面)进行喷射钻井。割缝尾管跟随钻具直接下入钻头所钻井眼之中，在钻至下伏游离气层底部8m后停止钻进，第一级钻具和割缝尾管15与上部系统脱离，剩余钻具与尾管由平台拖移至下一处钻井。其余与实施例1均保持一致。
表2
| 海水深度H1/m | 1266 |
| 水合物层厚度H2/m | 20 |
| 下伏气层厚度H2/m | 16 |
| 水合物层水合物饱和度SH1 | 0.34 |
| 下伏气层含气饱和度SG | 0.4 |
| 下伏气层含水饱和度SW | 0.6 |
| 初始压力P/kPa | 14.15 |
| 初始温度T/℃ | 13.83 |
| 孔隙度Φ | 0.35 |
| 水合物层绝对渗透率k/mD | 2.9 |
| 下伏气层绝对渗透率k/mD | 30 |
结果本实施案例共模拟开采1440天。另外，在模拟开采1440天时，平均产气速率为16.71×104m3·d-1；在模拟开采1440天时，累计产气17.349×107m3。
实施例3
按照与实施例1相同的方法钻采海洋天然气水合物，所不同之处在于：天然气水合物储层为非均质储层，其中，非均质储层的参数如表3所示。因此在设计井网时，采用不规则井网类型，在天然气水合物饱和度高的区域井网密集一些，具体地：优先在水合物储层下部10m的高水合物饱和度区域钻开18口直井，缩短井距为30m，其余与实施例1均保持一致。
结果本实施案例共模拟开采1440天。另外，在模拟开采1440天时，产气速率为8.428×104m3·d-1；在模拟开采1440天时，累计产气8.773×107m3。
表3
| 海水深度H1/m | 1266 |
| 高水合物饱和度层厚度H2/m | 10 |
| 低水合物饱和度层厚度H3/m | 10 |
| 高水合物饱和度SH1 | 0.44 |
| 低水合物饱和度SH2 | 0.14 |
| 初始压力P/kPa | 14.15 |
| 初始温度T/℃ | 13.83 |
| 孔隙度Φ | 0.35 |
| 绝对渗透率k/mD | 2.9 |
实施例4
本实施例的主要技术方案与实施例1相同，主要区别在于生产条件的改变，具体地：更改井网类型为九点面积井网降压开采，即9口直井组成的正方形井网中间一口井为注水井，其余井为开采井。注水温度为80℃，注入速率为200m3·d-1。更改井网类型为九点井网后继续开采天然气水合物，其余与实施例1均保持一致。
结果本实施案例共模拟开采1440天。另外，在模拟开采1440天时，产气速率为19.972×104m3·d-1；在模拟开采1440天时，累计产气20.789×107m3。
对比例1
对于同一储层，使用传统钻井方法钻开一口直井，且不使用泡沫水泥浆注浆压裂，钻完井后降压开采，降压幅度和其他参数均与实施例1保持一致；
其中，传统钻井方法钻开一口直井具体为：
下达井位、接收钻井设计、井位测量、土方施工、井架就位钻井施工、复测井位、施工准备(钻机安装、水电讯、钻具转运、钻井物资)、钻前验收、停注放溢、技术交底、开钻、加重、中途检测、完钻、完钻测井、划眼通井、下套管、施工准备、固井、固井检验、搬迁、交付。
对比例2
对于同一储层，使用传统钻井方法钻开一口水平井，且不使用泡沫水泥浆注浆压裂，钻完井后降压开采，降压幅度和其他参数均与实施例1保持一致。
其中，传统钻井方法钻开一口水平井具体地为：
下达井位、接收钻井设计、井位测量、土方施工、井架就位钻井施工、复测井位、施工准备(钻机安装、水电讯、钻具转运、钻井物资)、钻前验收、停注放溢、技术交底、开钻、加重、中途检测、完钻、完钻测井、划眼通井、下套管、施工准备、固井、固井检验、搬迁、交付。
测试例1
获得不同开发方式的产气速率与实施例1对比如图2所示，不同开发方式的累计产气与实施例1对比如图3所示。实施例1与对比例2的成本与产出对比情况如图4所示。
图2为实施例1与对比例1和对比例2在不同开采方式下模拟得到的产气速率对比图，从图2能够看出：单口水平井产气速率远高于单口直井产气速率，而井网的平均产气速率约为水平井产气速率的1.56倍。但因为直井产气速率衰竭较快，因此随着开采时间的增加，水平井的产气速率逐渐超过井网产气速率。
图3为实施例1与对比例1和对比例2在不同开采方式下模拟得到的累积产气对比图，从图3能够看出：井网累积产气比单口水平井累积产气高出2.67×107m3，约为单口直井累积产气的15.47倍。因为井网直井井间距为50m，两口井降压波及范围重叠，导致井网中每口井平均累积产气低于单口直井累积产气。
图4为实施例1与对比例2在不同钻完井方法钻成目标井在实际工程条件所需的费用对比图，其中，天然气单价0.86元/m3，从图4能够看出：实际工况下单口水平井成本约为井网成本的3.24倍，但井网产出却高出单口水平井1.967×107元。井网的产出与投入比达到4.95倍，而单口水平井的产出与投入比只有1.21。主要是因为单口水平井钻井周期过长导致钻井成本过高，而井网钻井时间较短且初期产气速率较高，因此直井井网能够在大幅降低成本的同时实现较高的收益。
测试例2
针对实施例1的新型海洋天然气水合物钻完井方法与对比例2传统方法钻成一口水平井在实际工程条件所需费用进行对比，所需费用如表2所示。
表2
通过上述的结果可以看出，采用本发明的钻采海洋天然气水合物的方法的实施例1-4具有产气速率快、累积产气多、开发成本低的明显更好的效果。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种钻采海洋天然气水合物的方法，其特征在于，所述的方法包括：
（1）采用携带尾管（15）的钻具（16）在海底泥面（13）进行喷射钻井，形成多口直井（8）；
（2）将泡沫水泥浆（10）泵入所述直井（8）的井筒内对天然气水合物储层（14）进行储层改造；
（3）将每一直井井口（6）与气液分离装置（4）采用连接软管（7）连接形成完井并钻采天然气水合物；
其中，所述尾管（15）具有割缝和/或射孔，所述尾管为不可回收式，所述尾管（15）的长度为5-15m，直径为50-550mm；所述钻具（16）为多级钻具；所述钻具（16）的钻头与所述尾管（15）直接相连设置；所述尾管（15）的两端分别与所述钻头直接相连设置；钻完井后第一级钻具和尾管与上部系统脱离，剩余钻具与尾管由平台拖移至下一处钻井；
所述钻头在钻至所述天然气水合物储层（14）底部5-20m后停止钻进；
所述天然气水合物储层（14）为不含下伏游离气的天然气水合物藏、含下伏游离气的天然气水合物藏和非均质储层中的一种或多种；
所述天然气水合物储层（14）距海水水平面（12）300-3000m，储层厚度为5-200m，水合物饱和度为10-60%，初始压力为3000-30000kPa，初始温度为6-25℃，孔隙度为10-60%，绝对渗透率为10-300mD。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤（3）中，所述钻采采用降压开采；
所述降压为一次降压或多级降压；
所述降压的幅度为所述天然气水合物储层的初始压力的0.1-0.8倍；
所述直井（8）的井内压力与天然气水合物藏的平衡压力的压差在2MPa以上。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤（2）中，所述泡沫水泥浆（10）泵入所述直井（8）的井筒内经挤出，劈裂所述天然气水合物储层（14）后，再经水化固结成树根状骨架结构（11）；
所述树根状骨架结构（11）的孔隙度为30-60%；
所述树根状骨架结构（11）的渗透率为所述天然气水合物储层（14）的渗透率的至少10倍。
4.根据权利要求1或3所述的方法，其中，所述泡沫水泥浆（10）的压力为20-50MPa，流量为40-100L/min，所述泡沫水泥浆（10）的渗透半径为20-80m。
5.根据权利要求1-4中任意一项所述的方法，其中，所述泡沫水泥浆（10）包括水泥、粗骨料、发泡剂、稳泡剂和水；
相对于1立方米所述泡沫水泥浆，所述水泥的用量为200-400kg，所述粗骨料的用量为800-1400kg，所述发泡剂的用量为1-3kg，所述稳泡剂的用量≤1kg，所述水的用量为120-250kg。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，两个所述直井（8）的间距为20-200m。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，两个所述直井（8）的间距为40-60m。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，所述气液分离装置（4）具有多个接口；
所述气液分离装置（4）分别与增压泵、排水泵或冲砂泵相连接设置。
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