可燃冰号称可代替石油，中国的储量全球第一，现在为什么不提了

几年前，可燃冰还是能源领域的热门词汇。中国在南海完成海上试采后，关于这种资源的讨论迅速升温，甚至有人把它视为未来替代部分石油、天然气的重要选择。

几年过去，新能源汽车、光伏、风电和储能频繁成为焦点，可燃冰却很少再占据新闻头条。并不是资源消失，也不是研究中断，而是这项技术已经从展示“能采出来”，走到了更困难的“能否长期稳定而且经济地采出来”。

可燃冰的学名是天然气水合物，其主要成分并不是传统意义上的冰，而是水分子在低温、高压环境中形成特殊晶体结构，将甲烷等气体包裹在其中。海底和永久冻土区能够提供这样的温度与压力条件，因此成为天然气水合物主要分布区域。

这种资源当初受到高度关注，与它能够储存大量甲烷直接相关。在适当条件下，一立方米天然气水合物分解后，可以释放约164立方米天然气。

中国有关部门早期调查认为，我国海域天然气水合物资源潜力巨大，南海北部也是重点调查区域。公开资料曾给出我国海域资源量约800亿吨油当量的估计，并圈定多个有利远景区和成矿区带。

资源量并不等于已经能够商业开发的储量，更不能直接换算成现实产量。

中国对这种能源的调查并非突然开始。经过多年海洋地质调查，2007年我国在南海北部获得天然气水合物实物样品，随后勘探范围继续扩大。

2013年，珠江口盆地东部海域发现超千亿立方米级天然气水合物矿藏；2014年海域试采工程启动；2016年，南海神狐海域又发现超千亿立方米级矿藏。到了这个阶段，中国已经从寻找资源逐渐转向验证开采技术。

2017年是一个关键节点。当年，中国在南海神狐海域实施第一轮海域天然气水合物试采，实现连续稳定产气60天，累计产气30.9万立方米。

这次试验至少证明了一件事情：埋藏在海底沉积物中的天然气水合物，并非只能停留在实验室和地质样本中，通过工程手段能够把其中的甲烷连续采出。

接下来要解决的是如何提高产量。2019年10月，中国启动第二轮海上试采作业。这次地点仍然位于南海神狐海域，作业区水深达到1225米。

与第一轮相比，一个重要变化是采用水平井钻采技术。传统垂直井与储层接触面积有限，水平井能够沿储层延伸，让更大范围内的天然气水合物参与分解和产气。

2020年2月17日开始产气，到3月18日完成既定任务。一个月内累计生产天然气86.14万立方米，平均每天2.87万立方米，产气总量达到第一轮60天试采总量的2.8倍。这说明通过改变井型和开采方式，提高天然气水合物产量是可行的。

更重要的是，这次试采并不是单纯追求产气数字。

相关团队形成六大类32项关键技术，研制12项核心装备，同时建立覆盖大气、水体、海底和井下的环境监测体系。公开结果显示，试采期间没有发现甲烷泄漏，也没有出现相关地质灾害。

按照当时公布的产业化路线，天然气水合物开发大体需要经过理论研究和模拟试验、探索性试采、试验性试采、生产性试采，再到商业开采五个阶段。2020年的成果意味着中国完成的是“试验性试采”的重要跨越，距离真正意义上的商业生产，中间至少还隔着生产性试采这一关。

为什么前些年热度那么高，现在却很少听到可燃冰？

因为最容易形成新闻效应的阶段已经完成了。

第一次成功出气、第一次连续稳定生产、第一次刷新纪录，都非常容易成为公众关注的热点。等到进入工程化阶段，工作内容变成储层评价、井筒稳定、出砂控制、增产技术、长期监测和成本核算，社会关注度自然会下降。

真正的商业气田不能只生产30天或者60天。企业建设一座海上生产设施，需要投入钻井、平台、水下生产系统、输送设备、监测系统以及维护费用。如果一口井产量不够高，或者生产一段时间后快速衰减，即使地下资源很多，也很难赚钱。

可燃冰恰恰遇到了这个问题。南海部分天然气水合物存在于未完全固结的细粒沉积层中。

水合物原本存在于沉积物孔隙里，当降低压力使其分解以后，固体水合物转化为天然气和水，储层原有状态也会发生变化。由此带来的出砂、地层变形、井筒稳定等问题，都需要工程技术长期验证。

开采环境又位于千米级深海。2020年第二轮试采所在区域水深达到1225米。这意味着设备安装、钻井、井口控制、维修和监测都不能按照陆上天然气井的办法处理。设备越复杂、作业船越多、海上施工周期越长，每生产一立方米天然气所承担的成本就越高。

另一个绕不开的问题是甲烷。

可燃冰真正有价值的部分就是其中的甲烷。如果能够全部收集并利用，它就是天然气资源；如果在开采过程中大量逸散进入海水或大气，则会带来环境风险。因此未来商业开发不仅要求“产得多”，还必须做到甲烷可控、地层稳定以及海底环境风险处于可接受范围。

正因如此，不能把可燃冰简单理解成埋在海底的一块巨大燃料，只要挖出来就能使用。

它更接近一种分布于海底沉积层中的非常规天然气资源。地下资源规模庞大，并不代表全部资源都能够开采；技术上能够采出，也不意味着经济上值得开采。这也是“资源量”“可采资源量”和“商业储量”必须区分开的原因。

同时，外部能源环境也发生了明显变化。过去二十多年间，页岩油气、液化天然气、深海油气不断发展，光伏、风电和新能源汽车的规模也迅速扩大。可燃冰如果想进入能源市场，就不能只证明自己能够燃烧，还必须面对成熟天然气、LNG以及其他能源路线的成本竞争。

这也是为什么不能简单使用“开采一立方米可燃冰需要多少美元”这样的固定数字来判断其前景。

可燃冰目前尚未形成成熟商业产业，不同储层、不同井型和不同试验方案的成本差异很大。真正重要的是未来能否提高单井产量、延长稳定生产时间，再通过装备国产化和规模化作业降低单位产气成本。

所以这些年没有频繁登上热搜，并不等于中国已经把可燃冰放在一边。恰恰相反，后续工作仍然存在，只是越来越偏向专业领域。

2025年，中国地质调查局广州海洋地质调查局公布的进展显示，近几年仍在围绕南海天然气水合物开展重点区勘查，并研发规模化增产扩产、降本增效以及生产性试采相关工艺。相关部门还利用高分辨率三维地震技术精细刻画水合物储层，并发展深海钻探、海底地震仪以及水下作业装备。

装备条件同样在升级。我国自主设计建造的“梦想”号大洋钻探船已经具备大洋科学钻探、深海油气勘探和天然气水合物勘查试采等能力，可开展万米级海域钻探。围绕天然气水合物资源调查，中国还在发展海洋电磁勘探、高精度三维地震采集、海底保压钻机等装备。

2025年发布实施的《天然气水合物样品快速鉴别及保存技术规范》，又把天然气水合物样品的现场鉴别、描述和保存进一步标准化。这种变化看起来没有“成功点火”那么吸引眼球，却恰恰是一个产业走向成熟必须完成的基础工作。

从这条发展路线就能理解，可燃冰目前真正要跨越的已经不是“发现资源”这一关，也不只是“能不能把气采出来”，而是连续生产能力和商业经济性。

未来如果能够通过多分支水平井、更精准的储层评价、出砂控制、智能化钻采等办法进一步扩大产量，同时降低深海施工和设备成本，那么天然气水合物仍可能成为中国天然气供应体系中的一种重要补充。

反过来，如果单位产气成本长期无法与其他能源竞争，即便地下资源丰富，也更适合作为战略资源和技术储备。

所以，可燃冰近年来看似沉寂，背后实际上是一场从科研突破走向工程应用的长期攻关。2017年证明了海域水合物能够稳定产气，2020年证明水平井能够明显扩大产量，此后的任务则更现实：让它产得更多、持续更久、风险更低、成本更便宜。

直到这些条件同时成熟，可燃冰才可能真正离开试采平台，进入大规模能源市场。

中国拥有丰富的天然气水合物资源，也已经掌握了一系列勘查和试采技术，但从地下资源到商品能源，中间还隔着成本、安全、稳产和产业体系几道关。现在少听到它，并非这条路线消失了，而是研究已经进入更漫长的阶段。

资源仍在海底，技术仍在向前推进，真正值得等待的不是下一次热搜，而是生产性试采和商业开发能否跨过最后几道门槛。