一种排式水平井混相驱开采天然气水合物的方法与流程

一种排式水平井混相驱开采天然气水合物的方法，属于天然气水合物的开采技术领域。

背景技术：

天然气水合物(naturalgashydrate，简称ngh)，是天然气在一定的低温、高压下与水形成的非化学计量笼形化合物，也被称为“可燃冰”。1m³天然气水合物可含164m³甲烷气和0.8m³的水。“可燃冰”是天然气的附生产品，应用范围与天然气大致相同，是一种典型的石油替代品。“可燃冰”极易燃烧，在同等条件下，“可燃冰”燃烧产生的能量比煤、石油、天然气要高出数十倍，被誉为“属于末来的超级能源”。

我国的可燃冰储量十分丰富，根据调查研究，我国的天然气水合物主要分布在南海海域、东海海域、青藏高原冻土带以及东北冻土带。

人为地打破天然气水合物稳定存在的相平衡条件，促使其分解，是目前开发天然气水合物的主要方法。根据天然气水合物的平衡相图，大体上可分为加热法、化学法、降压法三类。

加热法：此方法主要是将蒸汽、热水、热盐水或其它热流体介质从地面泵入天然气水合物储层，也可采用开采重油时使用的火驱法或利用钻柱加热器。热开采技术的主要不足是会造成大量的热损失，效率很低。

添加化学剂：某些化学剂，诸如盐水、甲醇、乙醇、乙二醇、丙三醇等化学剂可以改变水合物形成的相平衡条件，降低水合物稳定温度。添加化学剂最大的缺点是费用太昂贵。由于大洋中天然气水合物的压力较高，因而不宜采用此方法。

降压法：通过降低压力而引起天然气水合物稳定的相平衡曲线的移动，从而达到促使天然气水合物分解的目的。开采水合物层之下的游离气是降低储层压力的一种有效方法，另外通过调节天然气的提取速度可以达到控制储层压力的目的，进而达到控制水合物分解的效果。降压法最大的特点是不需要昂贵的连续激发，因而其可能成为今后大规模开采天然气水合物的有效方法之一。

cn200910059321.8公开了一种通过水泵向天然气水合物开采井外排水的装置和方法，通过排水降低天然气水合物层的压力，促进天然气水合物层的分解。但是单纯采用降压法提供的分解推动力小，且天然气水合物分解造成温度降低，当温度降低到0℃以下，还会造成冰堵塞和天然气水合物分解的停滞，cn20111048906.4公开了一种排水降压的同时加热的方法开采天然气水合物，连续促进水合物的分解，上述两种方法都是利用水合物分解后气体上逸，水由于自重下落，水泵将水排出天然气水合物开采井外，但实际上分解气体上逸时携带大量的水汽，上逸速度很慢，开采效率很低。而且cn20111048906.4中利用水平井燃烧加热，天然气水合物开采井内燃烧加热不安全，天然气水合物开采井内外都有可燃气体，使用明火直接加热非常危险。

技术实现要素：

本发明涉及一种排式水平井混相驱开采天然气水合物的方法，所述方法包括：结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网及配套完井作业，完井后通过水平井实施降压开采直至无经济效益，随后在注入井布置地面供给系统及井下注入系统，通过注入井对天然气水合物储藏分段注入二氧化碳和化学剂，并从生产井对天然气及采出水进行收集；本发明适用于渗透率低、连通性差、储藏薄、天然气水合物饱和度低的储藏，在渗透率低、连通性差、储藏薄、天然气水合物饱和度低的储藏中，注入化学剂开采时由于储藏条件的制约，化学剂波及范围较小，难以接触低渗孔道中的天然气水合物，而注入二氧化碳时，由于二氧化碳的流动性强，波及范围较大，可以接触到低渗孔道中的天然气水合物，但由于新生成的二氧化碳水合物包裹住了天然气水合物而阻止了下一步的置换，二氧化碳置换反应速度较慢；是因此本发明结合两种开采方法，通过注入二氧化碳增加原本难以波及孔道的连通性，通过注入化学剂对孔道中的天然气水合物实施催化分解，可提高可动用天然气水合物储量，可提高采气效率、提高最终采收率，增加经济效益。

为了实现上述目的，本发明提供了一种排式水平井混相驱开采天然气水合物的方法，所述方法包括下述步骤：

步骤1、布置排式水平井网，结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网，水平井分为注入井及生产井，通过排式分布水平井来提高可动用天然气水合物储量；

步骤2、完井作业，排式水平井网布置完成后进行配套完井作业；

步骤3、降压开采，配套完井作业后，布置生产井配套地面系统，对注入井及生产井实施降压开采，直至无经济效益；

步骤4、布置注入系统，注入系统包括地面供给系统和井下注入系统；

步骤5、驱替开采，通过注入井对天然气水合物储藏分段注入二氧化碳和化学剂，并从生产井收集天然气及地层水。

所述步骤1中排式水平井网包括：所述排式水平井网中所述注入井方向与所述生产井方向可以是同向的，也可以是反向的；所述排式水平井网中注入井与生产井的水平段可以是等长的，也可以是非等长的；所述排式水平井网中注入井与生产井可以是对齐分布的，也可以是错位分布的；所述注入井水平段深度与所述生产井水平段深度可以是等高的，所述注入井水平段也可以位于所述生产井水平段上方或下方；各井之间的距离根据储藏条件可以在一定范围内变化。

优选的，所述排式水平井网布置范围为：水平井网间距范围300-1000米，水平段长度范围500-2000米。

所述步骤2中配套完井作业分为直井段完井和水平段完井，所述直井段完井中直井段深度大于水平段深度5-30米，形成存液腔，以实现气水分采，减少采出气含水量，并抑制套管中天然气水合物形成；所述水平段完井为套管射孔完井，射孔段位置、射孔深度、射孔密度可根据实际储藏情况进行调节；作业时在所述注入井及生产井直井段中下入电潜泵，下入至直井段底部存液腔，并下入防砂装置，防砂装置能够防止天然气水合物分解产生的砂石进入直井段内，防止砂石损坏井下设备；具体实施过程为依次向水平井中下入防砂装置、扶正器、电潜泵以及动力电缆，所述防砂装置、扶正器、电潜泵以及动力电缆均为常用井下工具，可根据实际储藏情况选择适应型号。

所述步骤3中生产井配套地面系统包括供电系统、采出水处理系统、采出气处理系统和控制系统。

所述供电系统包括电源、变频器，由动力电缆与生产井口油管入口依次连接，通过调整变频器输出功率，进而调整电潜泵在井底排液速度；所述电源包括发电机、工业用电及各种常规电源。

所述采出水处理系统包括储水装置、水处理装置、调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计，经由液体管线与生产井口油管出口依次连接，通过液体流量计、压力传感器及温度传感器实时收集电潜泵排液数据，通过调节阀门对排水量实施控制，通过水处理装置对采出水进行过滤、脱气处理，将过滤后的水供入储水装置以待下一步处理，所述储水装置内部设有计量装置，用以监测储水装置内部存水量；所述储水装置包括水罐以及其他具有存储水功能的容器，所述计量装置包括液位仪以及其他具有测量水位功能的装置，所述水处理装置包括具有过滤、分解水中溶解气功能的常规水处理设备，所述调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计、液体管线均为常规设备。

所述采出气处理系统包括储运设备、天然气处理设备、气液分离器、调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计，依次经由输气管线连接于生产井口套管出口，通过气体流量计、压力传感器及温度传感器实时收集套管采气数据，通过调节阀门对采气量实施控制，通过气液分离器对采出气进行气液分离处理，分离后的天然气供入天然气处理装置进行下一步加工，包括过滤处理、脱硫处理、脱水处理，处理后的天然气供入储运设备进行运输；所述储运设备包括输气管线、压力容器及其他具有天然气储运功能的常规设备，所述天然气处理设备包括具有过滤、脱硫、脱水功能的常规天然气处理设备，所述气液分离器为常规具有气液分离功能的设备，所述调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计、输气管线均为常规设备。

所述水处理装置与气液分离器之间通过输气管线与液体管线相连接，所述输气管线上设有气体流量计，所述液体管线上设有液体流量计，水处理装置中脱气后产生的天然气供入气液分离器，气液分离器分离出的水供入水处理装置进行下一步处理。

所述控制系统包括控制器和信号接收器，通过信号传输电缆与供电系统中变频器相连接，用以实时监测变频器工作状态，并通过控制器对变频器实施远程控制，通过信号传输电缆与采出水处理系统中调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计、计量装置连接，通过控制器实施监测采出水处理系统工作状态，并实现对采出水处理系统远程控制，通过信号传输电缆与采出气处理系统中调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计连接，通过控制器实施监测采出气处理系统工作状态，并实现对采出气处理系统远程控制；所述控制器包括计算机、平板电脑以及其他具有控制功能的常规设备，所述信号接收器为具有信号接收、转化功能的常规设备。

所述降压开采具体实施为，通过注入井及生产井中电潜泵对井底抽水，通过油管与套管环空部分采气，通过变频器对井下电潜泵排量实施调节，当天然气产量过低或其他原因导致无经济效益后，将注入井场地面装置逐一拆除，并布置注入系统。

所述步骤4中所述地面供给系统包括化学剂系统、二氧化碳系统和控制系统。

所述化学剂系统包括水处理装置、搅拌装置、化学剂储罐、调节阀门、储水装置、计量装置、增压装置、液体流量计、温度传感器、压力传感器，所述水处理装置通过液体管线与搅拌装置相连接，所述化学剂储罐通过液体管线与搅拌装置相连接，所述液体管线上设有调节阀门及液体流量计，所述搅拌装置、储水装置、增压装置、液体流量计、温度传感器、压力传感器经由液体管线与注入井口依次连接；所述水处理装置连接水源，对注入水进行过滤、暴氧处理，将过滤后的水供入搅拌装置，所述储水装置内部设有计量装置，用以监测储水装置内部存水量，所述增压装置为注入化学剂提供工作压力，所述调节阀门、液体流量计、压力传感器及温度传感器实时记录化学剂系统工作数据；所述水源包括井水、海水、地层采出水及其他常规水源，所述水处理装置包括具有过滤、暴氧功能的常规水处理设备，所述化学剂储罐包括具有化学剂存储功能的常规容器，所述储水装置包括水罐以及其他具有存储水功能的容器，所述计量装置包括液位仪以及其他具有测量水位功能的装置，所述增压装置包括水泵、泵车及其他具有液体增压功能的常规增压装置，所述调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计、液体管线均为常规设备。

所述二氧化碳系统包括二氧化碳存储装置、增压装置、调节阀门、气体流量计、温度传感器、压力传感器，所述二氧化碳存储装置通过气体管线与增压装置入口相连接，所述增压装置出口通过气体管线与注入井口相连接，所述调节阀门、气体流量计、温度传感器、压力传感器位于连接增压装置与注入井口的气体管线上，所述增压装置为注入二氧化碳提供工作压力，所述调节阀门、气体流量计、压力传感器及温度传感器实时记录二氧化碳系统工作数据；所述二氧化碳存储装置包括气瓶及其他具有存储二氧化碳功能的常规装置，所述增压装置包括气泵及其他具有气体增压功能的常规增压装置，所述调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计、气体管线均为常规设备。

所述控制系统包括控制器和信号接收器，通过信号传输电缆与化学剂系统中调节阀门、温度传感器、压力传感器、液体流量计、增压装置、计量装置连接，通过控制器实施监测化学剂系统工作状态，并实现对化学剂系统远程控制；通过信号传输电缆与二氧化碳系统中增压装置、调节阀门、温度传感器、压力传感器、气体流量计连接，通过控制器实施监测二氧化碳系统工作状态，并实现对二氧化碳系统远程控制；所述控制器包括计算机、平板电脑以及其他具有控制功能的常规设备，所述信号接收器为具有信号接收、转化功能的常规设备。

所述步骤4中井下注入系统，包括隔热油管、扶正器、封隔器及喇叭口，在注入井内，依次下入喇叭口、隔热油管、封隔器、扶正器，喇叭口到达预设位置后将封隔器做封，以形成密闭注入空间，所述封隔器、扶正器可以是一个，也可以是多个，所述封隔器、扶正器为可与隔热油管配套使用的常规设备，所述隔热油管、喇叭口均为常规设备，根据储藏具体情况可调整不同型号。

所述步骤5中驱替开采具体实施过程为，所述驱替开采步骤为向天然气水合物储藏中注入0.3倍孔隙体积气态二氧化碳，随后注入0.1倍孔隙体积化学剂，随后实施二氧化碳和化学剂以前述注入量交替注入，并从生产井收集天然气及地层水；所述二氧化碳为气态二氧化碳；所述水源水经暴氧处理可降低水中溶解氧含量，并提高水源水温度，注入储藏后可增加天然气水合物分解速度；所述化学剂成分为5％质量比甲醇、5％质量比乙醇、3％质量比十二烷基三甲基氯化铵，余下组分为水源水，甲醇和乙醇作为催化剂可以改变水合物形成的相平衡条件，降低水合物稳定温度，以增加水合物分解速度，十二烷基三甲基氯化铵作为黏土稳定剂使用，可防止储藏中黏土颗粒膨胀对储藏造成的污染。

水平生产井采气过程中，通过控制注入井注入量及生产井采出气、水排量，进而调整生产井动液面以及井底流压，使生产井井底流压保持1.5-4mpa之间，通过调整合理的排采速度，控制采出气含水量、温度，以抑制井筒中形成天然气水合物，并保持较高的采气速度；生产过程中定时监测采出气中二氧化碳含量，当二氧化碳含量过高时可采取降低产气速度、减少二氧化碳注入量、增加化学剂注入量及其他调整措施。

本发明有益效果在于：

1)本发明首先通过降压法对注入井及生产井进行开采，以确保在后续混相驱开采时不会因为水合物大量分解而出现的井底压力过高、天然气流速过快对井下设备造成的危害，提高了天然气水合物开采的安全性。

2)本发明生产井底部设有存液腔，在开采过程中所生成的水会进入存液腔并经由电潜泵排出，使产出气避免在井下与水混合，可有效减少油套环空中天然气的含水量，增加气体上逸速度，进而提高生产效率。

3)本发明通过井下注入系统对天然气水合物储藏分段注入二氧化碳和化学剂，可适用于渗透率低、连通性差、储藏薄、天然气水合物饱和度低的储藏，通过注入二氧化碳增加原本难以波及孔道的连通性，通过注入化学剂对孔道中的天然气水合物实施催化分解，可提高可动用天然气水合物储量，可提高采气效率、提高最终采收率，增加经济效益，可加快天然气水合物分解速度并抑制黏土膨胀对储藏造成的污染，分段注入的方式可节约成本，且本发明方法作业安全可靠。

4)本发明通过向目标储藏布置排式水平井网提高可采天然气水合物储量，相对于传统的直井井网、水平井井网，本发明排式水平井网能更大限度提高储藏中可采天然气水合物储量。

附图说明

为了更清楚地说明本发明的技术方案，下面将对描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为水平井网同向对齐分布示意图。

图2为水平井网反向对齐分布示意图。

图3为水平井网同向错位分布示意图。

图4为水平井网反向错位分布示意图。

图5为水平段深度示意图。

图6为降压开采完井示意图。

图7为生产井地面布置示意图。

图8为注入井地面供给系统示意图。

图9为井下注入系统示意图。

附图标号：1、注入井2、生产井3、天然气水合物储层4、上覆岩层5、下覆岩层6、直井段7、水平段8、套管9、油管10、射孔段11、防砂装置12、电潜泵13、扶正器14、存液腔15、电源16、动力电缆17、变频器18、生产井口19、液体流量计20、压力传感器21、温度传感器22、液体管线23、调节阀门24、水处理装置25、储水装置26、计量装置27、输气管线28、气体流量计29、气液分离器30、天然气处理设备31、储运设备32、控制器33、信号接收装置34、信号传输电缆35、搅拌装置36、甲醇储罐37、乙醇储罐38、增压装置39、注入井口40、二氧化碳存储装置41、隔热油管42、封隔器43、喇叭口。

具体实施方式

本发明实施例提供一种排式水平井混相驱开采天然气水合物的方法，所述方法包括：结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网及配套完井作业，完井后通过水平井实施降压开采直至无经济效益，随后在注入井布置地面供给系统及井下注入系统，通过注入井对天然气水合物储藏分段注入二氧化碳和化学剂，并从生产井对天然气及采出水进行收集。

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。

本发明实施例提供了一种排式水平井混相驱开采天然气水合物的方法，所述方法包括如下步骤：

步骤1、布置排式水平井网，结合地质资料，对目标储藏布置排式水平井网，水平井分为注入井及生产井，通过排式分布水平井来提高可动用天然气水合物储量，排式水平井网有以下几种排布方式：

如图1所示，图1为水平井网同向对齐分布示意图，注入井1与生产井2同向分布，注入井1水平段与生产井2水平段呈横向对齐分布。

如图2所示，图2为水平井网反向对齐分布示意图，注入井1与生产井2反向分布，注入井1水平段与生产井2水平段呈横向对齐分布。

如图3所示，图3为水平井网同向错位分布示意图，注入井1与生产井2同向分布，注入井1水平段与生产井2水平段呈横向错位分布，且注入井1脚跟处位于生产井2脚跟处后方。

如图4所示，图4为水平井网反向错位分布示意图，注入井1与生产井2反向分布，注入井1水平段与生产井2水平段呈横向错位分布，且注入井1脚跟处位于生产井2脚尖处前方。

注入井水平段与生产井水平段深度排布有以下几种方式，如图5所示，为水平段深度示意图：

图5a为注入井1水平段下入深度小于生产井2水平段下入深度，注入井1和生产井2水平段均在天然气水合物储层3中，上覆岩层4之下，下覆岩层5之上。

图5b为注入井1水平段下入深度等于生产井2水平段下入深度，注入井1和生产井2水平段均在天然气水合物储层3中，上覆岩层4之下，下覆岩层5之上。

图5c为注入井1水平段下入深度大于生产井2水平段下入深度，注入井1和生产井2水平段均在天然气水合物储层3中，上覆岩层4之下，下覆岩层5之上。

步骤2、完井作业，排式水平井网布置完成后进行配套完井作业，如图6所示降压开采完井示意图，所述直井段6钻入深度大于水平段7钻入深度，形成存液腔14；所述水平段7完井为套管射孔完井，射孔段10位于水平段7上；在注入井1及生产井2直井段6中下入电潜泵12，下入至直井段6底部存液腔14，并下入防砂装置11，通过油管9对井底抽水，通过油管9与套管8环空部分采气；具体实施过程为依次向水平井中下入防砂装置11、扶正器13、电潜泵12以及动力电缆，动力电缆图中未视。

步骤3、降压开采，配套完井作业后，布置生产井配套地面系统，对注入井及生产井实施降压开采，直至无经济效益，如图7所示生产井地面布置示意图，所述生产井配套地面系统包括供电系统、采出水处理系统、采出气处理系统和控制系统。

所述供电系统包括电源15、变频器17，由动力电缆16与生产井口18油管9入口依次连接，通过调整变频器17输出功率，进而调整电潜泵12在井底排液速度。

所述采出水处理系统包括储水装置25、水处理装置24、调节阀门23、温度传感器21、压力传感器20、液体流量计19，通过液体管线22与生产井口18油管9出口相连接，通过液体流量计19、压力传感器20及温度传感器21实时收集电潜泵12排液数据，通过调节阀门23对排水量实施控制，通过水处理装置24对采出水进行过滤、脱气处理，将过滤后的水供入储水装置25以待下一步处理，所述储水装置25内部设有计量装置26，用以监测储水装置25内部存水量。

所述采出气处理系统包括储运设备31、天然气处理设备30、气液分离器29、调节阀门23、温度传感器21、压力传感器20、气体流量计28，依次经由输气管线27连接于生产井口18套管8出口，通过气体流量计28、压力传感器20及温度传感器21实时收集套管8采气数据，通过调节阀门23对采气量实施控制，通过气液分离器29对采出气进行气液分离处理，分离后的天然气供入天然气处理装置30进行下一步加工，包括过滤处理、脱硫处理、脱水处理，处理后的天然气供入储运设备31进行运输，所述气液分离器29、天然气处理设备30及储运设备31由输气管线27连接，并在管线上设有气体流量计28。

所述水处理装置24与气液分离器29之间通过输气管线27与液体管线22相连接，所述输气管线27上设有气体流量计28，所述液体管线22上设有液体流量计19，水处理装置24中脱气后产生的天然气供入气液分离器29，气液分离器29分离出的水供入水处理装置24进行下一步处理。

所述控制系统包括控制器32和信号接收器33，通过信号传输电缆34与供电系统中变频器17相连接，用以实时监测变频器17工作状态，并通过控制器32对变频器17实施远程控制，通过信号传输电缆34与采出水处理系统中调节阀门23、温度传感器21、压力传感器20、液体流量计19、计量装置26连接，通过控制器32实施监测采出水处理系统工作状态，并实现对采出水处理系统远程控制，通过信号传输电缆34与采出气处理系统中调节阀门23、温度传感器21、压力传感器20、气体流量计28连接，通过控制器32实施监测采出气处理系统工作状态，并实现对采出气处理系统远程控制。

步骤4、布置注入系统，注入系统包括地面供给系统和井下注入系统；降压开采后，将注入井场地面装置逐一拆除，并布置地面供给系统，如图8所示注入井地面供给系统示意图，所述地面供给系统包括化学剂系统、二氧化碳系统和控制系统。

所述化学剂系统包括水处理装置24、搅拌装置35、甲醇储罐36、乙醇储罐37、调节阀门23、储水装置25、计量装置26、增压装置38、液体流量计19、温度传感器21、压力传感器20，所述水处理装置24通过液体管线22与搅拌装置35相连接，所述甲醇储罐36、乙醇储罐37通过液体管线22与搅拌装置35相连接，所述液体管线22上设有调节阀门23及液体流量计19，所述搅拌装置35、储水装置25、增压装置38、液体流量计19、温度传感器21、压力传感器20经由液体管线22与注入井口39依次连接；所述水处理装置24连接水源，对注入水进行过滤、暴氧处理，将过滤后的水供入搅拌装置35，所述储水装置25内部设有计量装置26，用以监测储水装置25内部存水量，所述增压装置38为注入水提供工作压力，所述调节阀门23、液体流量计19、压力传感器20及温度传感器21实时记录化学剂系统工作数据。

所述二氧化碳系统包括二氧化碳存储装置40、增压装置38、调节阀门23、气体流量计28、温度传感器21、压力传感器20，所述二氧化碳存储装置40通过气体管线27与增压装置38入口相连接，所述增压装置38出口通过气体管线27与注入井口39相连接，所述调节阀门23、气体流量计28、温度传感器21、压力传感器20位于连接增压装置38与注入井口39的气体管线27上，所述增压装置38为注入二氧化碳提供工作压力，所述调节阀门23、气体流量计28、压力传感器20及温度传感器21实时记录二氧化碳系统工作数据。

所述控制系统包括控制器32和信号接收器33，通过信号传输电缆34与化学剂系统中调节阀门23、温度传感器21、压力传感器20、液体流量计19、增压装置38、计量装置26连接，通过控制器32实施监测化学剂系统工作状态，并实现对化学剂系统远程控制；通过信号传输电缆34与二氧化碳系统中增压装置38、调节阀门23、温度传感器21、压力传感器20、气体流量计28连接，通过控制器32实施监测二氧化碳系统工作状态，并实现对二氧化碳系统远程控制。

所述步骤4中井下注入系统，包括隔热油管41、扶正器13、封隔器42及喇叭口43，如图9所示，井下注入系统示意图，在注入井内，依次下入喇叭口43、隔热油管41、封隔器42、扶正器13，喇叭口43到达预设位置后将封隔器42做封，以形成密闭注入空间。

步骤5、驱替开采，通过注入井1对天然气水合物储层3分段注入二氧化碳和化学剂，所述驱替开采步骤为向天然气水合物储藏中注入0.3倍孔隙体积气态二氧化碳，随后注入0.1倍孔隙体积化学剂，随后实施二氧化碳和化学剂以前述注入量交替注入；注入二氧化碳时将二氧化碳存储装置40出口打开，通过气体管线27将二氧化碳供入增压装置38，通过增压装置38为注入二氧化碳提供工作压力，经由注入井口39注入天然气水合物储层3中；注入化学剂时通过水处理装置24对水源水实施过滤、暴氧处理，将处理后的水供入搅拌装置35，并开启调节阀门23，甲醇储罐36中的甲醇经由调节阀门23、液体流量计19流入搅拌装置35中，乙醇储罐37中的乙醇经由调节阀门23、液体流量计19流入搅拌装置35中，并从搅拌装置35入口加入十二烷基三甲基氯化铵，所述水源水、甲醇、乙醇、十二烷基三甲基氯化铵在搅拌装置35中充分搅拌，并经由储水装置25、增压装置38、注入井口39注入天然气水合物储层3中，并从生产井2收集天然气及地层水；所述化学剂成分为5％质量比甲醇、5％质量比乙醇、3％质量比十二烷基三甲基氯化铵，余下组分为水源水。