用于从天然气水合物油气藏和常规烃油气藏联合产出和处理烃的方法和系统

摘要

描述了用于从多个含烃油气藏产出烃的方法、系统和该系统的开发方法。所述系统包括至少一个常规烃油气藏和至少一个天然气水合物油气藏。所述系统还包括与所述至少一个烃油气藏和所述至少一个天然气水合物油气藏流体连通的生产设施，该生产设施包含水分离设备。该生产设施可将同时接受自第一常规烃油气藏和第二天然气水合物油气藏的烃和水分离。可同时开发所述至少一个烃油气藏和所述至少一个水合物油气藏。或者，可在稍后时间开发所述至少一个水合物油气藏并然后将其与所述生产设施流体连接。

说明书

技术领域

本发明总体上涉及从地下地层产出和处理烃的方法和系统，更具体地涉及从天然气水合物油气藏产出天然气。

背景技术

天然气是主要由甲烷构成但通常包括明显量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和较重质烃类的气态化石燃料。从地下地层产出的天然气还可以含有不期望的组分例如二氧化碳、氮气、氦气和硫化氢。在天然气用作燃料之前通常除去所述不期望的组分。

天然气水合物((NGH)或天然气的笼形水合物，通常简称为“水合物”)是当在相对高的压力和低的温度的合适条件下使水分子和某些气体分子在一起时形成。在这些条件下“主体”水分子可形成将“客体”气体分子捕获在内部的笼或晶格结构。大量气体通过这种机理紧紧挤在一起。例如，1立方米甲烷水合物含有0.8立方米的水和高达172立方米的甲烷气体。虽然地球上最常见的笼形包合物是甲烷水合物，但是其它气体也形成水合物，所述气体包括烃气体例如乙烷和丙烷以及非烃气体例如CO₂和H₂S。

NGH是天然存在的并且在中纬度至低纬度水深通常大于500米(1600英尺)和在高纬度水深通常大于150-200米(500-650英尺)处的北极环境和大陆边缘中有关深永冻土的沉积物内广泛发现。水合物稳定区的厚度随温度、压力、形成水合物的气体的组成、地质条件和其它因素而变化。在世界范围内，估算甲烷水合物的天然气潜量接近700,000万亿立方英尺，与构成全世界目前探明天然气储量的5,500万亿立方英尺相比是一个惊人的很大数字。

至今为止大多数天然气水合物研究集中在基础研究以及主要含有甲烷水合物的天然气水合物矿藏的探测和表征。开发安全且成本有效的从天然气水合物油气藏产出天然气的方法仍有明显的技术和经济挑战。

认为天然气水合物产出剖面曲线通常是按照以下特征图样：气体产出在初始时低而水产出高。在生产开始后，在水产出下降到相对低的水平并且气体产出提高到相对高的水平之前通常经过相对长的时间段(数月至许多年)。这些相对高的天然气产量水平然后通常可持续许多年。

从净现值的观点看这种固有的产出剖面具有负面经济影响。必须构建高花费的生产设施以应对来自天然气水合物油气藏的流体的处理。

现参考图1的流程图，从常规烃油气藏产出的流体被输送到生产设施，该生产设施例如位于海上钻井平台上或陆地上。可以通过分离设备11将产出流体主要分离成水相、油相和气相。使用常规气体处理设备12处理气体以除去污染物例如CO₂和H₂S。然后可以例如通过使用压缩机13压缩和输出经处理的气体。可以将压缩气体引入管线或者作为压缩天然气用油罐(tanker)运送。替代地，可以将天然气液化并用油罐运送，或者通过气变液方法例如通过使用费-托方法转化为液体产品。可以通过处理设备14处理分离出的原油以便除去污染物例如汞和/或其它重金属。可然后使用设备15储存和输出经处理的原油。可以使用例如本领域技术人员公知的常规水处理设备处理分离出的水，使得可以对该水进行处置从而如果得到充分处理则进入水体、或者再注入到地下地层中。生产设施所使用的该系列设备以举例方式给出并且无疑地并未穷举处理从含烃油气藏产出的流体的生产设施中所用的所有设备。术语“生产设施”是指用于分离和/或处理从含烃油气藏产出的流体的任何设备或设备组，例如上文提及的那些项的设备。

对于NGH，在可获得相对高的气体产量之前可能数年必须购买、安装和操作这些生产设施。遗憾的是，由于初始生产设施成本且兼存有在等待烃产量攀升到高于无亏损水平时的数年亏损操作，钱的时间价值倾向于主导经济成效。因而，烃和水合物开采领域中的许多技术人员目前认为不可能经济可行地开发天然气水合物田。因此，需要使开发和产出天然气水合物油气藏中的这种经济挑战最小化的天然气产出方法和系统。

如下文所使用，术语“常规烃油气藏”是指含有与作为笼形水合物被捕获的烃相比为气态和/或液态的烃的油气藏。常规烃油气藏的产出剖面曲线提供了不同于与天然气水合物油气藏有关的产出剖面曲线的特征图样：常规烃油气藏的烃产出在初始时高而水产出低。在常规烃油气藏的产出寿命后期，产出越来越少量的烃而产出越来越多的水。

虽然这意味着对于常规烃油气藏产出存在钱的时间价值，但也明显的是，除了在烃产出峰值的前些年外烃产出设施未得到充分利用，并且水产出设施随着水的产出而在后些年中达到该设施的最大能力。在通常同时使这些油气藏的产出运行的情形中，需要构建大的生产设施来提供在峰值烃产出时的足够处理能力。类似地，必须构建大的水分离和处置设施以满足在油气藏产出寿命的后期将出现的大量水产出。在生产设施初始构建后扩充能力是高花费的，因此通常在项目的开始安装所有所需的烃和水处理设备。其结果是，在这些常规烃油气藏的产出寿命早期水处理设施利用不足而在常规烃油气藏寿命的后期阶段烃加工设施利用不足。

需要使与常规烃油气藏的产出有关的生产设施的利用不足最小化以及需要使与天然气水合物油气藏的产出有关的生产设施的利用不足最小化。

概述

描述了从多个含烃油气藏产出烃的方法。从至少一个常规烃油气藏产出水和烃的第一混合物，所述烃包括油和天然气中的至少一种。将该第一混合物输送到包含水分离设备的生产设施。从至少一个天然气水合物油气藏产出水和天然气的第二混合物并将其输送到所述生产设施。然后通过所述生产设施处理所述第一和第二混合物以至少部分地使水和烃分离。可以利用所述生产设施将所述第一和第二混合物分离成油、天然气和水。还可以进行油、天然气和水的进一步处理和操作。

至少一个天然气水合物油气藏可以位于海底下方。或者，至少一个天然气水合物油气藏可以位于永冻土下方的陆地上。生产设施可以位于海上例如在固定钻井平台或浮动生产单元上，或者可以位于陆上例如在永冻土上。

还公开了烃产出系统。该系统包含一个或多个含有水和烃的第一常规烃油气藏，所述烃包括油和气中的至少一种。该系统还包含一个或多个含有天然气水合物的第二天然气水合物油气藏。此外，该系统包括与一个或多个第一常规烃油气藏和一个或多个第二天然气水合物油气藏流体连通的生产设施，该生产设施包含水分离设备。该生产设施可将同时产出并且接受自第一常规烃和第二天然气水合物油气藏的烃和水分离。天然气水合物油气藏可以位于海底下方或者可以位于永冻土下方的岸上。

还描述了开发烃产出系统的方法。开发一个或多个含有水和烃的常规烃油气藏。此外，开发一个或多个含有天然气水合物的天然气水合物油气藏。构建或开发包含水分离设备的生产设施。所述一个或多个常规烃油气藏和所述一个或多个天然气水合物油气藏与该生产设施流体连接。该生产设施然后可处理同时从常规油气藏和天然气水合物油气藏采出的流体的混合物。

可首先开发所述一个或多个常规烃油气藏和生产设施。在后来，按附加方式(add-on)开发所述一个或多个天然气水合物油气藏。或者，通常可以同时构建所述一个或多个常规油气藏、所述一个或多个天然气水合物油气藏和所述生产设施。在任一种情形中，理想地，与单独从天然气水合物油气藏产出或单独从常规烃油气藏产出相比，可以通过从天然气水合物和常规烃油气藏同时进行产出而在油气藏的产出寿命中使生产设施得到更充分利用。

本发明的目的是提供通过联合利用生产设施改善从常规油气藏和天然气水合物油气藏产出天然气的经济性的方法，所述生产设施还处理从一个或多个常规油气油气藏同时产出的气和/或油。

由此另一个目的是提供用同一个生产设施处理从天然气水合物田和常规油气田同时产出的流体的系统。这具有将天然气水合物油气藏与常规气和/或油油气藏的产出剖面相结合的作用，因此与使用分别用于常规烃田或油气藏和天然气水合物田或油气藏的不同生产设施相比，改善了从所述田场中产出烃的总经济性。

附图简要描述

就以下描述、未决权利要求和附图将更好地理解本发明的这些和其它目的、特征和优点，其中：

图1是显示如何用常规生产设施分离并然后处理从常规烃油气藏产出的流体的流程图；

图2是海上烃产出系统的示意性图解，所述系统包括同时接受和处理来自海上多个常规油和气油气藏和来自一个或多个天然气水合物油气藏的烃和水的生产设施；

图3是陆上烃产出系统的示意性图解，所述系统包括同时接受来自多个常规油和气油气藏和来自一个或多个天然气水合物油气藏的烃和水的生产设施，其中所述油气藏位于永冻土层下方；

图4是包括例如见于图2或3中的用于分离接受自常规烃油气藏和水合物油气藏的水和烃(即天然气和/或油)的分离设备的示例性生产设施的示意图；

图5是利用天然气水合物油气藏降压使天然气水合物分解为天然气和水而将天然气和水产出到井眼的天然气水合物油气藏的截面图；

图6A-B是来自常规烃油气藏的气和水的各自产出的坐标图，其中在油气藏寿命早期天然气产出达到峰值并然后随时间降低而水产出通常随时间增加；

图7A-B来自天然气水合物油气藏的气和水的各自产出的坐标图，其中在初始时水产出相对于气体产出较高并然后在天然气水合物油气藏寿命的后期阶段中气体产出相对于水产出增加；以及

图8A-B是从关于图6A-B和7A-B坐标图的示例性常规烃油气藏和天然气水合物油气藏联合产出的气和水的各自产出的坐标图；和图8C是显示合并的烃和水产出的坐标图。

详述

I.烃产出系统：

图2是海上或深水烃产出系统20的第一实施方案的示意图。系统20包括位于海水28和海底30下方的第一常规烃油气藏22和24以及的第二天然气水合物油气藏26。常规烃油气藏22和24典型地产出水和烃(例如天然气和/或油)的第一混合物。天然气水合物油气藏26产出水和烃(主要是天然气)。海上钻井平台32承载下面将关于图4更为详细描述的生产设施34。生产设施34用于至少部分地将液体，水和/或油与天然气分离。理想地，也可通过生产设施34将水与油分离。

在烃产出系统20的该具体第一示例性实施方案中，常规油气藏22通过生产管36与生产设施34流体连接。常规烃油气藏24通过海底井40和回接装置(tieback)42与生产设施34流体连接。显示了天然气水合物油气藏26与海底井44流体连通，所述海底井进而通过回接装置46与生产设施34连接。常规烃油气藏22和24产出水与油和/或气的第一混合物，该第一混合物被输送到生产设施34用于进行处理。同时，天然气水合物油气藏26主要产出天然气和水的第二混合物，该第二混合物被传输到生产设施34用于天然气和水以及油(如果存在明显量的包含在该第二混合物内的油时)的分离。

产出系统20仅仅是示例性实施方案。本领域技术人员可理解提供仅仅包括产出到单一生产设施的单一常规烃油气藏和单一天然气水合物油气藏的烃产出系统在本发明的范围内。或者，多个常规烃油气藏和多个天然气水合物油气藏可以产出到同一个生产设施以分离和处理它们的产出流体。此外，除实际上始终存在于大多数常规烃油气藏的水外，常规烃油气藏还可以主要产出油、主要产出气或其二者的组合。

图3是烃产出系统120的另一个示例性实施方案的示意图，在该情形中，该系统是陆基而不是海基。产出系统120包括常规烃油气藏122和124以及天然气水合物油气藏126和128。北极钻井平台132位于永冻土层130上。通常类似于产出系统34的生产设施134位于北极钻井平台132顶上。生产设施134用于分离和处理接受自常规烃油气藏122和124以及天然气水合物油气藏126和128的天然气、油和水。生产管136和142将常规烃油气藏122和124与北极钻井平台132和生产设施134流体连接。水、气体和油的第一混合物典型地从常规烃油气藏122和124产出。生产管144和146用于将天然气和水的第二混合物从天然气水合物油气藏126和128流体输运到北极钻井平台132和生产设施134。第二混合物还可以包括少部分油。

图4是钻井平台32和位于钻井平台32上的生产设施34的示意图。将从常规烃油气藏22和24产出的第一流体混合物与从天然气水合物油气藏26产出是第二流体混合物收集在一起并供给到生产设施34。生产设施34包括通向气体和液体分离器52的进入管线50，在所述分离器中将气体(包括天然气)与液体例如油和水分离。通过气体管线54将气体从气体和液体分离器52输送到到气体处理设备56以及压缩和输出设备58。通过液体管线60将液体从分离器52输送到使水和油分离的水和油分离器62。气体、油和水分离设备在本领域中是公知的并且在此将不进一步加以描述。

通过油管线64将油运走和通过水管线66将分离出的水运走。可通过水处理设备68将所述水进行进一步处理或加工并然后送至水体和/或注入设备70。可随后通过油处理设备72将所述油进行进一步处理并然后送至储存或输出设备74。储存或输出设备74可以是钻井平台32上的槽罐(未示出)。或者，可以将经处理的油卸到用作储存设备的运输船例如油船上。另外，可以通过管线将经处理的油输送到陆上设施。本领域技术人员可理解，可使用浮仓来承载分离设备以将气体、油和水分离并然后使用单独的钻井平台或浮仓来储存经分离的流体，而不使用钻井平台32和生产设施34。此外，或者可通过生产设施34处理第一和第二混合物。然而，仅仅需要构建一个生产设施34来应对同时从常规油气藏和天然气水合物油气藏产出的流体的分离需要。

以类似方式，与北极钻井平台132联合使用的分离设备134可包括类似的气体和液体分离器52以及水和油分离器62。或者，分离设备134可以是单一的使气体、水和油分离的分离设备。或如果从常规烃油气藏和天然气水合物油气藏仅主要产出气体和水，则仅需要气体和水分离器作为生产设施34的一部分来分离产出的流体。

图5显示了天然气水合物油气藏例如天然气水合物油气藏26的示意图。钻取海底井44并将其置于与油气藏26流体连通。

在该具体实施方案中，海底井44可以与电动潜油泵(ESP)48联合使用来抽出流体，因此水合物油气藏26中压力较低。在足够低的压力下，水合物油气藏26中的天然气水合物将分解成含有水、天然气和可能的一些油的液体混合物。通过井44和回接装置46将该混合物输送到钻井平台32和生产设施34。降低天然气水合物油气藏中压力的另一种方式是使用气举。

如图5中所示，水合物油气藏26是具有覆盖着的上覆地层76和与天然气水合物油气藏26接界在下面的可渗透或不可渗透的地层(strata)78的天然气水合物油气藏。地层78可以包括水和/或游离气体和/或油。当降压时，与垂直海底井44流体连通的水合物分解从而形成大约以井眼为中心的通常垂直取向的沙漏型分解前缘80以及在多孔地下地层内含有液体和气体的分解区82。如果井眼呈水平或者处于垂直和水平之间以任何角度倾斜，则分解前缘和分解区的形状可以是不同的，但是相同的通用原则(principal)将仍适用。

水合物油气藏26可以是I级(NGH在游离气体上方)，II级(NGH在流动水上方)或III级(NGH在不可渗透的地层上方)或者其它含有水合物的油气藏。关于使天然气水合物分解产生天然气和水的混合物，可以使用例如上文关于图5所描述的利用了电动潜油泵(ESP)的降压方法。使用ESP来降低水合物地层中的压力用于天然气生产的另一个实例描述于题为 Method and System for Development of Hydrocarbon Bearing Formation Including Depressurization of G

或者，还可以使用其它技术将天然气水合物转变为可产出到井眼并输送到生产设施的流体混合物。例如，可以将热源引入天然气水合物油气藏26以使天然气水合物分解。例如美国专利No.7,165,621，Method for Exploitation of Gas Hydrates中所描述，可以将来自蓄水层的暖水引入到水合物油气藏。可以例如通过燃烧燃料和使用燃烧产物加入额外的热量来加热水合物，见题为Method of Natural Gas Production的美国专利No.6,973,968。或者，例如题为Method and System for Producing Methane Gas from Methane Hydrate Formations的美国专利申请No.2005/0,161,217所提供，可以通过电阻加热加入热量。本领域技术人员可理解，可以使用其它加热方法使水合物分解从而允许产出到相邻的井眼中。

用于使水合物分解的另一种所建议方式是通过使用化学品。例如，美国专利No.4,424,866教导了采用向水合物地层加入CaCl₂或CaBr₂的热过饱和溶液。

用于使来自水合物油气藏的天然气分解的又一种方法是通过引入可取代笼形水合物中的天然气的化学品。美国专利No.6,733,573，题为Catalyst Allowing Conversion of Natural Gas Hydrate and Liquid CO₂ to CO₂ Hydrate and Natural Gas，提供了可以将二氧化碳引入水合物油气藏以置换作为客体分子的甲烷气体从而形成二氧化碳水合物。类似地，美国专利No.7,222,673描述了使用二氧化碳、氧化亚氮或其混合物来置换笼形水合物中的甲烷。在此通过引用将上述所引用的专利和专利申请全部以其全文并入，作为使水合物分解的方式的实例。

本领域技术人员可理解，还可以使用其它方法使来自天然气水合物油气藏的天然气分解并且这些方法是在本发明的范围内。然后将从水合物地层产出的水和天然气的混合物与从一个或多个常规烃油气藏产出的烃和水的混合物合并以给用于产出流体分离和处理的生产设施提供水和气以及可能的油的合并产出剖面。现将描述将来自水合物油气藏和常规烃油气藏的产出合并的益处。

II.产出剖面：

a.常规烃(气和油)产出系统

简言之，常规的油和气生产由地缚压力容器即常规烃油气藏的物理卸空引起。常规烃油气藏典型地是填充有天然气和/或油及水的多孔岩石地层。完井或将该井置于与常规烃油气藏流体连通从而允许通过所述井和其它管道将气体、油和水的流体混合物输运到生产设施。生产设施通常包括用于分离和处理气体、油和水的气体、水和油处理设备。

气和/或油的初始产量通常相对高并且很快达到峰值，典型地接着是长期且不可逆的下降。图6A显示了产出剖面86，该产出剖面描述了气和/或油产出的这种峰值化(peaking)和下降。必须对气和/或油分离和处理设备进行设计以具有足够的能力来应对气和/或油的最大产出。然而，括号87显示了气和/或油分离和处理设备的能力在后来利用不足。在生产的后来阶段可以利用提升油采收的方法例如水驱(二次和三次方法)以努力地尽可能长期地保持气和/或油产量高于经济收支平衡点。

常规烃油气藏可以具有例如图6B中分布88的水产出剖面，该分布在初始时非常低，但是其随时间增加。即，产出流体所含的水典型地随时间增加。在有浮力的气和油下面的蓄水层随着覆盖着的气和油被从常规烃油气藏取出而朝向井眼缓慢移动。水驱可以进一步提高从常规烃油气藏产出的水的量，必须对所述水进行处理。再次地，必须对水分离和处理设备进行设计以具有足够的能力来处理最大水产出。括号89暗示在常规烃油气藏产出寿命的早期期间生产设施的水分离和处理能力利用不足。

从净现值观点看上述产出剖面的净结果在经济上是正面的。当然必须构建高花费的处理设施。然而，常规烃油气藏从开始起以非常高的产量产出气和/或油，相对快且理想地支付最初资本投资从而产生很快的盈利能力。然而还必须构建具有很大水处理能力的生产设施、特别是海上设施，所述水处理能力将在可能数十年间保持利用不足，这是因为在寿命后期向烃产出系统增加主要设施通常是困难和高花费的。

b.天然气水合物产出系统

现参考图7B，来自天然气水合物油气藏的水产出剖面90在早期达到峰值。假定使用降压方法使水合物分解，则必须降低油气藏压力以促使水合物油气藏环境脱离水合物的稳定包封从而使水合物分解分解为天然气和水。在上文关于图5所描述的实施方案中通过在井眼中使用ESP泵出水实现了这种压力降低。必须泵送以降低水合物油气藏压力的水的量很大。随着时间，在油气藏接近持续产出的最佳低压力时，可显著降低水的泵送流量。如括号91所示，一旦大部分的水合物油气藏移动到水合物稳定包封外部即在水合物油气藏产出寿命后期，生产设施的水分离和处理能力利用相当不足。

气体产出剖面92在开始时低，这是因为分解前缘80的表面积在初始时非常小(局限于井眼附近)。在分解前缘80的表面积向外扩大时，特别是由于图5的分解区82以及相关的顶部和底部边界层76和78的沙漏形状，产出剖面92随时间增加。在初始时，水产出快速增加达到峰值。这种水产出允许水合物油气藏中的分解体积随时间增加并且水合物油气藏中的压力下降从而致使从固体水合物释放天然气。因此，产出的天然气的量相对于产出的水的量随时间增加。即，产出流体中的水含量理想地随时间下降。图7A中的括号93显示了烃分离和处理设备的初始生产能力过剩。

c.联合天然气水合物和常规烃油气藏产出系统

图8A、8B和8C显示了示例性的气体和水产出剖面94和96，其中将来自一个或多个常规烃油气藏的产出与来自一个或多个天然气水合物油气藏的产出合并。在该情形中，与仅利用来自常规油气藏或水合物油气藏的产出的情形相比，来自总产出系统例如上文参考的系统20或120的合并的烃和水产出随时间产生相对更为均匀的水产出。因此，与如果产出系统利用来自仅仅常规烃或仅仅水合物油气藏的流体产出相比，在产出系统的寿命中气体、油和水处理设施可以得到更充分的利用。

如图8A中的括号95所暗示，应注意到与合并的水合物和常规烃产出有关的烃分离和处理设备利用不足小于图6A中括号87(常规烃产出)或图7A中括号93(水合物产出)所示的利用不足。类似地，如括号97所示，图8B中水分离和处理设备的利用不足(合并的烃和水合物产出)小于图6B的括号89所示的利用不足(常规烃产出)或图7B的括号91提供的利用不足(水合物产出)。图8C显示由于从常规烃和水合物油气藏合并产出流体而产出水和烃。

从净现值观点看，上述产出剖面的结果在经济上是正面的。当然必须构建高花费的设施，但是它们从开始起以非常高的产量产出气和/或油，从而支付最初投资并且产生相对快的收益。然而这些设施(特别是海上设施)还必须构建得具有很大水处理能力，该水处理能力将在数十年间保持不用，这是因为在寿命后期增加主要设施通常是困难和高花费的。对于同时产出和处理来自水合物油气藏的流体，除常规油气藏的那些外，与如果使用单独的生产设施来处理产出的流体相比，在项目的寿命中烃产出系统20和120的烃和水分离和处理能力更为均匀或充分地得到利用。

III.合并的水合物和常规烃油气藏产出系统的开发：

上文描述的系统20和120中的每一个包括水合物油气藏和常规烃油气藏两者。同时从这些油气藏进行产出并然后使用同一个生产设施进行处理。这种联合产出具有将来自常规烃油气藏和水合物油气藏的两种产出剖面相组合的作用。

可以按许多方式开发烃产出系统。首先，可以开发包括一个或多个常规油气藏和生产设施的系统。然后，可以开发一个或多个在附近的水合物油气藏并且将产出设备连接至已在适当位置的生产设施以处理从常规油气藏产出的流体混合物。油气藏或油田开发的这种特定方式提供的优势是增加从一个或多个作为未开发地附加方式的水合物油气藏产出烃，在所述未开发油田中已经完成了常规油气藏和生产设施即棕地开发。

用于开发常规烃油气藏和天然气水合物油气藏的另一种方法是通常同时共同开发多个油气藏。在大约同时钻取必要的井并进行完井。该开发方案提供的优势是从开始起相同大小的设施可从两种类型的油气藏进行产出，从而提供最大净现值效益。至少所期望的配置可以是目前现有技术状态，即用于常规油田和水合物油田的单独的设施。

在烃产出系统中这种从常规油气藏和水合物油气藏联合产出的组合的经济益处是基于以下基本原因中的至少一些：

1.需要建造仅仅一个而不是两个给定大小的生产设施。

2.在烃产出系统的寿命中烃加工设备可得到更充分的利用，这是因为来自水合物油气藏的逐渐增加的烃产出补充了来自常规烃油气藏的逐渐降低的烃产出。

3.在烃产出系统的寿命中水分离和处理设备可得到更充分的利用，这是因为来自常规烃油气藏的逐渐增加的水产出被来自一个或多个水合物油气藏的逐渐降低的水产出部分抵消。

4.还显著降低了项目风险，这是因为目前存在两个独立的烃源(即常规烃油气藏和水合物油气藏)供给生产设施。

虽然本发明的上述说明就其某些优选实施方案进行了描述，但给出许多细节是出于说明目的，对于本领域技术人员而言将明显的是，本发明易于进行改变并且本文描述的某些其它细节可变化相当大而不背离本发明的基本原理。