CN115478815A - 海域温热高压储层天然气水合物开采方法及系统、应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法及系统、应用，所述方法包括以下步骤，在水合物储层钻取一组或多组双水平井；对每组双水平井进行分段压裂；对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换。本发明适用于典型海域温热高压的储层条件：原始天然气水合物储层温度>277K和压力>8MPa；同等储层条件的开发速率较现有技术提高30％以上；最终CH4采收率和CO2封存率超过50％，有效实现CH4采收和CO2封存的双重效益；动态维持天然气水合物开采过程中储层的胶结结构，避免储层强度变低、结构变形而引起的潜在的环境和储层安全风险。
Description
技术领域
本发明涉及天然气水合物开采技术领域，尤其涉及一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法及系统、应用。
背景技术
天然气水合物是分布广、密度高、资源量大的清洁低碳化石能源，它是在低温和高压条件下由水分子组成的笼形结构与天然气分子(99％为CH4) 共同形成的似冰状结晶化合物。
降压分解法是一种相对高效和低耗方法，但它将水合物分解为CH4和水，弱化了泥质粉砂储层的胶结结构，极易引起海底滑坡、井壁塌陷等地质灾害，并诱发大规模的温室气体CH4气体泄漏；相反，CO2-N2置换法是通过CO2和N2分子置换水合物中的CH4客体分子，维持了储层的胶结结构，能够缓解潜在的环境和储层安全风险，还能促进CO2的地质封存，但开发中后期置换速率慢和CH4采收率低的低效问题仍未突破。降压法和CO2-N2置换法的联合开采方法被认为是解决海域CH4水合物开发“高效开发”和“环境安全”矛盾的技术方案之一，有望“取长处，避短处”，提高CH4的采收率、动态修复储层稳定性、实现CO2的地质封存。
然而，如图1所示，现有研究和专利所涉及的水合物开采技术，面向的水合物储层条件多集中在低温(<277K)和低压(<6MPa),而典型的海域储层多处于中高温区间(>277K)和高压(>8MPa)，例如，东沙海域GMGS2-8 水合物储层的温度为278.0～286K，压力为8.3～9.1MPa；神狐海域SH7水合物储层的温度为286.4～287.3K，压力为13.6～13.8MPa。适用于海域温热高压储层条件的天然气水合物开采方法研究较少。再者，如图2所示，图2为水合物的多相态区域(图例中CO2/N2/CH4比例为水合物相平衡态气相分子的摩尔比例)，不同的储层温度和压力下水合物热力学相平衡状态存在差异，低温低压条件容易进入CO2水合物稳定态区域和CH4水合物非稳态区域(如图 2中的A区域)，有利于分解和置换，但温热高压储层条件同时是CH4水合物、 CO2水合物、及部分CO2-N2-CH4混合水合物的稳定相态区域(如图2中的E区域)，在缺乏热力学路径调控的开发中，会出现CH4水合物和CO2-N2-CH4混合水合物大量生成，抑制CH4水合物的分解和置换。文献报道(Niu et al.,Chemical EngineeringJournal,2021,420:129615)海域储层温热高压条件下的最高CH4采收率不足20％。因此，在海域温热高压储层条件下，现有的降压分解和CO2-N2置换的联合开采方法还未真正解决天然气水合物“高效开发”和“环境安全”的瓶颈问题。
具体的现有专利上，中国专利CN103603638B公开了一种结合降压法的天然气水合物CO2置换开采方法，先采用低密度泥浆钻井对天然气水合物储层降压，分解部分的天然气水合物；然后将制备的CO2乳化液注入到储层中，强化CO2传质，促进CO2与天然气水合物的置换反应。该发明的特征在于降压法和CO2置换法的单轮次联合开采。另一特征是在CO2乳化液注入到储层后，将储层压力控制在3-5MPa，这并非典型的海域水合物储层的压力条件。中国专利CN113107433A(申请公布号)公开了一种降压和CO2置换开采天然气水合物的方法，先采用降压开采方式采出天然气水合物储层中的游离气；然后将水合物储层温度降低并保持在冰点以下(<273.15K),使得储层中游离水结冰；当储层温度和压力稳定后，开采天然气水合物；当天然气水合物开采结束后，向储层中注入CO2进行CO2埋存。该发明的特征在于开采天然气水合物过程中储层温度为272.15K，压力为1.0-3.0MPa，这也并非典型的海域水合物储层的温度和压力条件。
鉴于以上原因，本发明在充分考虑海域天然气水合物储层温热高压条件，在现有降压法、CO2置换法、单轮次降压分解和CO2-N2置换的联合开采方法的优点和不足的基础上，继承发展而提出了一种多轮次降压分解和CO2-N2置换开采天然气水合物技术。
发明内容
本发明目的在于提供一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法及系统、应用，本发明是突破海域温热高压的储层条件下单轮次降压和CO2置换联合开采法的技术瓶颈，提出了多轮次的降压分解和CO2-N2置换开采天然气水合物技术，关键技术特征是“热力学路径动态匹配”和“动力学驱动力双向强化”。为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，所述方法包括以下步骤，在水合物储层钻取一组或多组双水平井；对每组双水平井进行分段压裂；对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换。
优选的，所述水合物储层包括海域温热高压的水合物储层，其中，所述海域温热高压的水合物储层的温度大于277K和压力大于8MPa。
优选的，所述双水平井包括上部水平井和下部水平井，其中，
所述上部水平井设置于水合物储层顶部，所述下部水平井设置于水合物储层底部。
优选的，所述对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换，包括，
对分段压裂后双水平井进行降压至预定气体置换条件；
向下部水平井中注入置换气体，对上部水平井进行抽气，置换获取甲烷气体；
当获取的甲烷低于第一预定浓度和置换气体高于第二预定浓度，或储层中置换气体的分压升高大于储层中置换气体CH4混合水合物相平衡压力的20％时，完成一次降压和气体置换；
重复上述降压和气体置换步骤交替进行N次，N为大于1整数。
优选的，所述预定气体置换条件包括，井口气体的流量和CH4浓度低于预定值、平均CH4气体分压降低到平均温度所对应的天然气水合物相平衡压力10％以下或平均温度较本轮次降压初始温度降低3-5K中的一种或多种情况。
优选的，所述分段压裂后的双水平井包括测量装置；
所述测量装置包括温度、压力、流量等传感器，用于监测储层顶部和底部的水合物的热力学状态。
优选的，所述置换气体包括CO2和N2混合气体，其中，CO2和N2的比例范围为20：80～50:50。
一种海域温热高压储层天然气水合物开采系统，所述系统包括，
钻取模块，用于在水合物储层钻取双水平井；
压裂模块，用于通过双水平井对水合物储层进行分段压裂；
置换模块，用于对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换。
优选的，所述压裂模块包括降压单元和监测单元，其中，
所述降压单元用于对双水平井进行阶梯性降压至预定气体置换条件；
所述监测单元包括温度传感器、压力传感器和流量传感器，用于监测井口气体的流量和甲烷浓度，以及水合物储层温度和压力，评估水合物储层中平均CH4气体分压和储层平均温度。
如上所述的海域温热高压储层天然气水合物开采方法，在海域温热高压条件下天然气水合物储层开采中的应用。
本发明的技术效果和优点：
1、适用于典型海域温热高压的储层条件：原始天然气水合物储层温度>277K和压力>8MPa；
2、同等储层条件的开发速率较现有技术提高30％以上；
3、最终CH4采收率和CO2封存率超过50％，有效实现CH4采收和CO2封存的双重效益；
4、动态维持天然气水合物开采过程中储层的胶结结构，避免储层强度变低、结构变形而引起的潜在的环境和储层安全风险；
5、适用于典型海域温热高压的储层条件：原始天然气水合物储层温度>277K和压力>8MPa；
6、交替开展降压开采和CO2-N2置换开采，构成降压-置换…降压-置换的开采序列，即多轮次的降压和CO2-N2置换联合开采方法；
7、基于“热力学路径动态匹配”和“动力学驱动力双向强化”技术思路，调控相邻的降压操作和CO2-N2注气置换操作，以协同水合物相变热力学和动力学发展。其中，热力学路径动态匹配的特征在于动态调控储层温度、压力、气相分压等热力学状态的发展路径，使之匹配从初始CH4水合物到开发过程中CO2-N2-CH4混合水合物相平衡线，持续安全地在每轮次开采中达到水合物分解和置换的热力学条件。动力学驱动力双向强化的特征在于在降压或置换中后期的低效阶段，及时引入CO2-N2置换或降压过程，通过降压- 置换…降压-置换的序列，不断利用后者强化前者的热质传递(即双向强化)。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书以及附图中所指出的结构来实现和获得。
附图说明
图1为现有研究和专利所涉及的水合物储层温度和压力条件与典型海域温热高压储层条件对比；
图2为水合物的多相态区域(图例中CO2/N2/CH4比例为水合物相平衡态气相分子的摩尔比例)；
图3为海域温热高压储层天然气水合物开采方法流程图；
图4a为本发明具体实施例中钻取双水平井示意图；
图4b为本发明具体实施例中水力压裂示意图；
图4c为本发明具体实施例中降压开采示意图；
图4d为本发明具体实施例中CO2-N2置换开采示意图；
图5为本发明具体实施例中降压后期的缓慢跨相传质速率制约水合物分解示意图；
图6为本发明具体实施例中置换注气可强化气水运移加速水合物分解示意图；
图7为降压分解引起表层CO2-N2-CH4混合水合物分解强化CO2-N2的深层置换；
图8为多轮次降压分解和CO2-N2置换开采天然气水合物中热力学路径示意图；
图9为本发明海域温热高压储层天然气水合物开采系统示意图。
图中：1、上覆岩层；2、下覆岩层；3、水合物储层；4、水平井；5、压裂的裂缝；6、压裂泵车；7、抽气(液)泵；8、CO2-N2混合气体注入泵。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
为解决现有技术的不足，本发明公开了一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，如图3所示，所述方法包括以下步骤，在水合物储层钻取一组或多组双水平井；对每组双水平井进行分段压裂；对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换。
在本发明的一个实施例中，如图4a所示，通过定向钻井技术在水合物储层钻取双水平井，上部水平井接近水合物储层顶部，下部水平井接近水合物储层底部；
在本发明的一个实施例中，如图4b所示，通过水平井压裂技术对水合物储层进行分段压裂，提高水合物储层的流体渗流能力。在本发明的一个实施例中，分段压裂是通过井下分隔工具，将每组水平井分隔出成若干个井段，首先在第一个井段进行压裂工作，该井段结束后依次进行余下井段的压裂工作，分段压裂可以实现针对性突出、可控性好的精细储层改造。
在本发明的一个实施例中，完井后分别在双水平井下入测量设备，包括温度、压力、流量等传感器，用于监测储层顶部和底部的水合物的热力学状态。
在本发明的一个实施例中，如图4c所示，通过抽气(液)泵对双水平井进行阶梯性降压，避免迅速降压的节流效应致使储层温度骤降。通过压裂裂缝所形成的高导流通道，促使压力逐渐传导到水合物储层中，实现天然气水合物降压分解开采。
在本发明的一个实施例中，阶梯性降压工作模式是降压-暂停-…-降压 -停止，暂停阶段是为了促使储层压力均匀演化，避免局部过快降压。
在本发明的一个实施例中，监测井口气体的流量和CH4浓度，以及水合物储层温度和压力，评估水合物储层中平均CH4气体分压和储层平均温度。当流量和CH4浓度过低，或者平均CH4气体分压降低到平均温度所对应的天然气水合物相平衡压力10％以下，或者平均温度较本轮次降压初始温度降低 3-5K，则关闭抽气(液)泵。
在本发明的一个实施例中，如图4d所示，打开下部水平井井口CO2和N2混合气体的注入泵，向下部水平井中注入常温CO2和N2气体，CO2和N2的比例视储层条件变化，可在20：80～50:50之间优选。CO2和N2气体通过下部水平井压裂裂缝传递进入水合物储层中。同时，打开上部水平井的吸气泵，产出CH4气体。在该步骤中，如图5和图6所示，一方面，CO2和N2气体驱替水合物储层中自由水，引起气水迁移，加快CH4分子在自由水中的跨相传质速度，减弱天然气水合物分解的传质限制作用；另一方面，CO2和N2气体进一步降低CH4气体的分压，加大天然气水合物分解驱动力，促进天然气水合物继续分解；最后，CO2和N2气体促发置换反应，CO2和N2进入到天然气水合物的笼型结构内，交换出部分CH4分子，最终将部分天然气水合物逐渐置换为 CO2-N2-CH4混合水合物。因此，在注入CO2和N2过程中，不仅能够维持天然气水合物分解，促发CO2和N2置换，还能保持水合物储层的胶结强度，并实现部分CO2的封存。
在本发明的一个实施例中，在注入CO2和N2过程中，继续监测井口气体的流量和CH4/CO2/N2浓度、与水合物储层中温度和压力，评估水合物储层中 CH4/CO2/N2平均气体分压、储层平均温度、所形成的CO2-N2-CH4混合水合物中客体分子的平均比例。当产出CH4浓度过低和CO2浓度过高，或者储层中CO2和N2的分压升高超过了储层中CO2-N2-CH4混合水合物相平衡压力的20％以上，则关闭注气泵和抽气(液)泵。
在本发明的一个实施例中，打开井口抽气(液)泵，对双水平井进行第二轮降压，操作方式和结束条件与第一轮次基本相同。所不同的是，如图7所示，在第一轮开始之前，水合物储层仅有天然气水合物，经过第一轮置换后，表层和部分中间层天然气水合物的笼型结构的CH4客气分子被CO2和 N2置换，形成CO2-N2-CH4混合水合物，在第二轮次及以后的降压会促使未分解的天然气水合物表层所包裹的CO2-N2-CH4混合水合物部分消融和疏松化，有利于打破致密混合水合物壳层对CO2和N2的扩散阻碍，促进后续置换轮次的CO2-N2的深层置换。
在本发明的一个实施例中，重复上述在压裂后的双水平井下入测量设备之后的步骤，交替开展第2-n轮的注CO2-N2气体开采和降压开采，构成降压-置换…降压-置换的序列。在多轮次开采过程中，关键是通过监测井口气体的流量和各组分浓度、水合物储层中温度和压力，评估水合物储层中 CO2/N2/CH4平均气体分压、储层平均温度、所形成的CO2-N2-CH4混合水合物中客体分子的平均比例，接着通过降压和注气操作而持续调控储层温度、压力和气相分压等热力学状态。图8为多轮次降压分解和CO2-N2置换开采天然气水合物中热力学路径示意图(图例中CO2/N2/CH4比例为水合物相平衡态气相分子的摩尔比例)，调控目的是实现“热力学路径动态匹配”，具体表现为在降压调控阶段，促使气相CH4的热力学状态下降到当时CO2-N2-CH4混合水合物相平衡线之下，在置换调控阶段，促使气相CO2和N2分子的热力学状态升高到当时CO2-N2-CH4混合水合物的相平衡线之上，进而在每轮次降压和注气操作中达到分解和置换水合物的热力学条件。与此同时，多轮次联合开采还强调“动力学驱动力的双向强化”，具体表现为在降压或置换中后期的低效阶段，及时引入CO2-N2置换或降压过程，通过降压-置换…降压-置换的序列，不断利用后者强化前者的热质传递，持续克服水合物相变的动力学驱动力的衰减。最后，叠加小客体分子N2在每轮次降压阶段“稳定剂”和置换阶段“促进剂”的固有作用，连续激发水合物的相变，最终使得天然气水合物逐步被CO2-N2-CH4混合水合物替换。
本发明还公开了一种海域温热高压储层天然气水合物开采系统，如图9 所示，所述系统包括，钻取模块，用于在水合物储层钻取双水平井；压裂模块，用于通过双水平井对水合物储层进行分段压裂；置换模块，用于对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换。
压裂模块包括降压单元和监测单元，其中，所述降压单元用于对双水平井进行阶梯性降压至预定气体置换条件；所述监测单元包括温度传感器、压力传感器和流量传感器，用于监测井口气体的流量和甲烷浓度，以及水合物储层温度和压力，评估水合物储层中平均CH4气体分压和储层平均温度。
本发明还公开了如上所述的海域温热高压储层天然气水合物开采方法，在海域温热高压条件下天然气水合物储层开采中的应用。
下面将结合具体的实施例对本发明技术方案进一步进行说明。
步骤1，储层初始温度为280K，压力为8MPa，在储层中钻取两口水平井，如图4a-4d所示，一口水平井接近储层上方，一口水平井接近储层下方，并进行水力压裂。完井作业结束后，安装井下和井口测量设备，用于检测储层平均温度、压力和流体流量。
步骤2，通过抽气(液)泵对双水平井进行阶段性降压，当井口流量和 CH4浓度过低，或储层平均温度下降至277K以下，或储层平均压力下降至3.5 MPa以下时关泵停产。
步骤3，打开CO2和N2混合气体的注入泵，向下部水平井注气，CO2和N2的摩尔分数为40：60。一方面，CO2和N2混合气体进一步降低储层中CH4分压，刺激天然气水合物分解产出CH4气体；另一方面，CO2和N2混合气体通过置换反应进入水合物大/小笼型结构置换产出CH4气体。当井口流量和CH4浓度过低，或储层恢复初始压力和温度时关泵停产。通过测量和折算，估计此时储层中水合物的平均客体分子CO2：N2：CH4摩尔比例为17.5：1.5：82，此时 CO2的气相分压约为0.64MPa。
步骤4，此后将继续进行降压和置换开发，往后轮次的降压和置换操作并不是第一轮降压和置换操作条件的简单重复，而是遵循多轮次联采法的“热力学路径动态匹配”和“动力学驱动力的双向强化”的学术思路，即开展降压和置换热力学路径与储层中水合物热力学相平衡动态的调控匹配，并在降压-置换-…-降压-置换序列中通过前者对后者进行动力学驱动力的强化。具体上，往后轮次降压终态条件的判断依据是：井口气体流量和CH4浓度过低；储层平均温度较本轮次降压初始温度降低3～5K；或者储层中CH4气体平均分压降低到平均温度所对应的天然气水合物相平衡压力10％以下。同时，往后轮次置换终态条件的判断依据是：产出CH4浓度过低和CO2浓度过高；或者储层中CO2和N2的分压升高超过了储层中CO2-N2-CH4混合水合物相平衡压力的20％以上。
步骤5，打开抽气(液)泵进行第二轮阶段性降压。在第二轮降压过程，由于前一轮置换阶段生成的CO2水合物和CO2-N2-CH4混合水合物的胶结作用，储层强度略有强化，因此本轮次降压终态的储层温度可以略比第一轮降压终态低。因此，在第二轮降压中，当井口流量和CH4浓度过低，或储层平均温度下降至276K以下，或储层平均CH4分压下降至3.1MPa以下时关泵停产。值得注意的是，在第二轮降压开发中，除了监测井底总压，还应监测CH4气体分压。另外，第二轮降压分解的水合物包括天然气水合物(CH4水合物)、 CO2水合物、CO2-N2-CH4混合水合物，但由于N2分子在混合水合物中的“稳定剂”作用，储层中仍残存部分CO2-N2-CH4混合水合物，维持了储层力学稳定性。
步骤6，打开CO2和N2混合气体的注入泵，向下部水平井注气，进行第二轮置换开发，保持CO2和N2的摩尔分数为40：60。由于上轮次的降压过程分解了部分的致密的CO2-N2-CH4混合水合物，促进CO2和N2气体在疏松的水合物相间扩散，进而有利于本轮次天然气水合物的深层次置换。当CH4浓度过低和CO2浓度过高，或储层温度接近初始温度，或储层压力接近6.5MPa时关泵停产。通过测量和折算，估计此时储层中水合物的平均客体分子CO2：N2： CH4摩尔比例为26.5：2.2：71.3，此时CO2气相分压约为0.78MPa。
步骤7，打开抽气(液)泵进行第三轮阶段性降压。当井口流量和CH4浓度过低，或储层平均温度下降至275K以下，或储层平均CH4分压下降至3.0 MPa以下时关泵停产。
步骤8，打开CO2和N2混合气体的注入泵，向下部水平井注气，进行第三轮置换开发，保持CO2和N2的摩尔分数为40：60。当井口流量和CH4浓度过低，或储层温度接近初始温度，或储层压力接近6.7MPa时关泵停产。通过测量和折算，估计此时储层中水合物的平均客体分子CO2：N2：CH4摩尔比例为33.2： 3.4：63.4，此时CO2的气相分压约为1.05MPa。
重复步骤4～7，进一步开展第4轮和第5轮的降压和置换开采。
最终CH4的约为采收率为55％，储层逐渐恢复初始温度280K，压力8MPa，储层中混合水合物的平均客体分子CO2：N2：CH4摩尔比例为50：5.5：44.5，实现CH4采收、CO2封存、修复储层的三重效益。
本发明交替开展降压开采和CO2-N2置换开采，构成降压-置换…降压-置换的开采序列，即多轮次的降压和CO2-N2置换联合开采方法；基于“热力学路径动态匹配”和“动力学驱动力双向强化”技术思路，调控相邻的降压操作和CO2-N2注气置换操作，以协同水合物相变热力学和动力学发展。其中，热力学路径动态匹配的特征在于动态调控储层温度、压力、气相分压等热力学状态的发展路径，使之匹配从初始CH4水合物到开发过程中CO2-N2-CH4混合水合物相平衡线，持续安全地在每轮次开采中达到水合物分解和置换的热力学条件。动力学驱动力双向强化的特征在于在降压或置换中后期的低效阶段，及时引入CO2-N2置换或降压过程，通过降压-置换…降压-置换的序列，不断利用后者强化前者的热质传递(即双向强化)。
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤，
在水合物储层钻取一组或多组双水平井；
对每组双水平井进行分段压裂；
对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换。
2.根据权利要求1所述的一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，其特征在于，
所述水合物储层包括海域温热高压的水合物储层，其中，所述海域温热高压的水合物储层的温度大于277K和压力大于8MPa。
3.根据权利要求1或2任一项所述的一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，其特征在于，
所述双水平井包括上部水平井和下部水平井，其中，
所述上部水平井设置于水合物储层顶部，所述下部水平井设置于水合物储层底部。
4.根据权利要求1所述的一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，其特征在于，所述对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换，包括，
对分段压裂后双水平井进行降压至预定气体置换条件；
向下部水平井中注入置换气体，对上部水平井进行抽气，置换获取甲烷气体；
当获取的甲烷低于第一预定浓度和置换气体高于第二预定浓度，或储层中置换气体的分压升高大于储层中置换气体CH4混合水合物相平衡压力的20％时，完成一次降压和气体置换；
重复上述降压和气体置换步骤交替进行N次，N为大于1整数。
5.根据权利要求4所述的一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，其特征在于，
所述预定气体置换条件包括，井口气体的流量和CH4浓度低于预定值、平均CH4气体分压降低到平均温度所对应的天然气水合物相平衡压力10％以下或平均温度较本轮次降压初始温度降低3-5K中的一种或多种情况。
6.根据权利要求5所述的海域温热高压储层天然气水合物开采方法，其特征在于，
所述分段压裂后的双水平井包括测量装置；
所述测量装置包括温度、压力、流量等传感器，用于监测储层顶部和底部的水合物的热力学状态。
7.根据权利要求5所述的一种海域温热高压储层天然气水合物开采方法，其特征在于，
所述置换气体包括CO2和N2混合气体，其中，CO2和N2的比例范围为20：80～50:50。
8.一种海域温热高压储层天然气水合物开采系统，其特征在于，所述系统包括，
钻取模块，用于在水合物储层钻取双水平井；
压裂模块，用于通过双水平井对水合物储层进行分段压裂；
置换模块，用于对分段压裂后的双水平井交替进行降压和气体置换。
9.根据权利要求8所述的一种海域温热高压储层天然气水合物开采系统，其特征在于，所述压裂模块包括降压单元和监测单元，其中，
所述降压单元用于对双水平井进行阶梯性降压至预定气体置换条件；
所述监测单元包括温度传感器、压力传感器和流量传感器，用于监测井口气体的流量和甲烷浓度，以及水合物储层温度和压力，评估水合物储层中平均CH4气体分压和储层平均温度。
10.如权利要求1-8任一项所述的海域温热高压储层天然气水合物开采方法，在海域温热高压条件下天然气水合物储层开采中的应用。
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