三轴应力下CO_(2)置换开采天然气水合物实验研究

为模拟海域真实环境,在三轴应力、氯化钠体系以及水合物储层富水状态的条件下,开展针对氯化钠体系、储层初始饱和度以及置换压应力对液态CO_(2)置换开采海域天然气水合物的实验。研究表明:在三轴应力以及孔隙度约46.70%的条件下,氯化钠体系对CH4置换效率影响较小,但对CO_(2)水合物合成表现出抑制作用;储层初始饱和度与CH4置换效率之间是负相关关系且高的储层含水率更有利于CO_(2)封存;CH4置换效率随着置换压应力的增长有一定幅度的提高,置换压应力的增大为CO_(2)水合物合成提供了高的驱动力,进而提高了CO_(2)封存效率。

南海北部琼东南海域天然气水合物地球物理特征及运聚成藏模式

琼东南海域天然气水合物资源越来越受到关注,但是对其地球物理特征及成藏模式认识还不够深入。本文利用三维地震数据、多波束数据及海底取样结果综合分析了琼东南海域天然气水合物基本特征,并充分应用地震反射特征、振幅特征、频率特征、速度特征、叠前叠后属性特征等多种信息进一步刻画和深入分析了天然气水合物分布特点及其运聚成藏特征。研究表明,研究区两个钻探站位W08、W09钻遇天然气水合物地震信息存在一定的差异,其中W08站位天然气水合物下方流体运移通道呈强振幅“串珠”反射特征,与琼东南海域松南低凸起的冷泉地震反射特征类似,W09站位天然气水合物下方运聚通道表现为反极性及强振幅特征,与琼东南海域陵南低凸起“海马冷泉”特征类似。两个站位深水海底浅表层重力活塞取样均发现了贻贝异养生物等天然气水合物渗漏伴生产物,且最终钻探结果亦证实了两个站位第四系浅表层未成岩泥质粉砂或砂质沉积物中都富含天然气水合物,充分表明和揭示了冷泉渗漏系统及轨迹是天然气水合物藏存在的重要指示和标志。基于以上钻探结果及其地球物理探测信息分析,本文总结建立了研究区天然气水合物运聚成藏模式,提出了天然气气源通过气烟囱及断层裂隙等运聚系统向上运移至浅表层高压低温稳定带聚集,在形成天然气水合物藏的同时,亦存在通过运聚通道在海底浅表层发生流体渗漏的现象。总之,天然气水合物藏形成与气源供给尤其是浅表层运聚系统展布及其疏导富集作用密切相关。本研究对于加深研究区天然气水合物地球物理特征及运聚成藏模式认识,推动南海北部天然气水合物勘探开发具有一定的指导及参考借鉴意义。

南海神狐海域天然气水合物及气源条件海洋可控源电磁成像

地震剖面的似海底反射(BSR)指示了天然气水合物的底边界,并已得到钻探的验证。南海神狐海域是天然气水合物(简称水合物)研究的热点区域。然而,由于地质构造的复杂性且钻井数量有限,仅仅依靠地震与钻探研究不能完全描述区内天然气水合物及气源通道的分布。含水合物地层比围岩具有更高的电阻率,海洋可控源电磁(MCSEM)数据获得的电阻率能为水合物和气源通道检测提供重要依据。本文在神狐海域开展MCSEM探测研究,沿一条测线采集了15个站位的海洋可控源电磁场数据,通过数据处理与二维反演,实现了研究区海底二维电阻率成像。然后,通过灵敏度分析,检验了MCSEM反演结果的可靠性。结合SH-W07-2016随钻测井(LWD)和地震数据,对二维电阻率剖面进行解释,推断了剖面上水合物和游离气分布,划分了两种形式的水合物储层结构,分析了其构造成因。

高精度小三维地震采集技术在深水天然气水合物勘探中的应用

本文针对常规二维地震探测和传统油气三维地震探测均无法满足水合物高分辨率勘探和矿体精细描述的需求的问题,研发了一套高精度小三维地震采集系统,以及与之匹配的小三维地震观测系统和施工技术方法。经过多次海试不断改进优化,最终形成一套满足深水浅层水合物矿体高精度、高分辨率成像需求的天然气水合物小三维地震采集技术,并在生产工区完成满覆盖50 km^(2)的三维地震采集作业。该技术采集数据质量高,具有更高的空间采样率,叠加剖面在横向、纵向分辨率上相对常规三维地震都有显著提升,在300 m以浅地层细节刻画能力更强,成像清晰度优。该技术的研发打破了天然气水合物勘查开发核心技术装备受制于人的被动局面,为我国天然气水合物精细勘查开发提供了技术支撑。

南海神狐海域天然气水合物微观赋存特征的超分辨率CT图像识别

南海神狐海域是我国天然气水合物资源勘探开发的主要目标区之一,2017和2020年先后两次现场试验性开采证实了水合物资源的利用前景。目前,对该地区含水合物储层的精细评价还有待进一步提升,水合物在沉积物孔隙空间中的微观赋存形态是其中的重要影响因素。针对水合物微观赋存形态CT图像表征存在的分辨率不足的问题,建立了一种基于自监督学习的数字图像超分辨率重建算法,实现了CT扫描图像空间分辨率的2倍和4倍提升。在此基础上,对南海神狐海域含水合物沉积物孔隙结构演化规律和水合物微观赋存特征进行了形态表征。由于南海沉积物中存在大量有孔虫壳体,水合物主要占据有孔虫壳体内部空间并堵塞了空隙间的连通喉道,显著降低了沉积物的气、水渗透能力;然而,水合物未能全部占据整个孔隙空间,仍然会有少量的气体和水残留,气体则主要分布于水合物颗粒内部,而水则主要分布在水合物颗粒表面,上述实验结果对地震、测井等现场勘探数据解释具有一定的指导意义。

二氧化碳置换法开采天然气水合物研究进展

应用CO_(2)置换法开采天然气水合物被认为是一种极具潜力的提高CH_(4)采收率和CO_(2)埋存率的技术。论述了CO_(2)及其混合气置换法开采天然气水合物的机理,梳理了CO_(2)混N_(2)/H_(2)及地热辅助CO_(2)提高水合物中CH_(4)采收率的技术进展。研究表明:①应用纯CO_(2)置换开采天然气水合物时,CH_(4)的采收率较低,而将CO_(2)与N_(2)、H_(2)以不同比例混合后注入天然气水合物藏中进行CH_(4)开采,能够有效提高CH_(4)的采收率。②CO_(2)与N_(2)或H_(2)混合注入水合物层时,多种气体分子在竞争吸附作用下降低了CH_(4)分子与水合物分子笼之间的范德华力,同时降低了混合气中CO_(2)的分压,导致水合物相平衡曲线上移,抑制了置换过程中CO_(2)水合物的生成速率,减轻了包裹作用的不利影响,从而提高CH_(4)采收率。③CO_(2)混合N_(2)注入开采水合物时,N_(2)的混入虽然能够减轻包裹作用的影响,但新形成的N_(2)水合物会堵塞CO_(2)进入水合物分子笼的通道,因此提高CH_(4)采收率效果有限。④在水合物层条件下H_(2)并不会形成新的水合物,而且混入少量的H_(2)又会与N_(2)发生吸附竞争,从而抑制N_(2)水合物的形成,故将低浓度的H_(2)气混入CO_(2)与N_(2)的混合气中能够进一步提高对水合物中CH_(4)的置换率,从而提高CH_(4)的采收率。因此,混入H_(2)被认为是提高CO_(2)置换开发水合物效果的重要途径。⑤混合气周期注气方式可明显提高水合物中CH_(4)的采收率和CO_(2)水合物藏封存率。⑥应用地热辅助CO_(2)开采水合物的方法也能够降低新形成水合物的包裹作用,同时实现CO_(2)在地热层和水合物层的两次埋存,在提高CH_(4)采收率的同时,大大提高CO_(2)在地层中的埋存率。

国际天然气水合物研究态势文献计量分析与启示

天然气水合物是指天然气和水在高压低温条件下形成的类冰状结晶物质,是一种新型潜在能源,主要分布于深海沉积物或陆域的永久冻土中。相关研究表明全球约90%的海洋和27%的陆地中含有天然气水合物,资源密度高,全球分布广泛,且其含有的甲烷是一种非常清洁的能源,具有极高的资源价值。所以对天然气水合物的研究成为油气工业界长期研究热点,其成果也呈现出快速增长的态势。

天然气水合物微观测试技术与应用进展

天然气水合物作为一种重要的战略资源,其在沉积物中的动态聚散过程非常复杂,涉及的许多科学问题需要从微观层面来解答。微观测试技术可以在毫米、微米甚至纳米尺度上获取研究对象的状态、演化等特征信息,是天然气水合物基础研究的重要手段。本文系统回顾了基于X射线计算机层析扫描(X-CT)、X射线衍射(XRD)、固体核磁共振(NMR)、低场核磁共振(LFNMR)、拉曼光谱(RM)、扫描电子显微镜(SEM)和高压差示扫描量热(HPDSC)等技术建立的天然气水合物微观测试技术体系;重点介绍了各项技术的特点及进展,以及相关微观测试技术在含水合物沉积物微观结构量化表征、微观渗流特征等方面的应用成果与最新进展;提出了天然气水合物微观测试技术与应用的研究方向与趋势,旨在为天然气水合物的深入研究提供更多思路。

海域天然气水合物储层改造增产技术研究进展

天然气水合物是以甲烷为主的烃类气体在高压、低温条件下形成的固态可燃烧的结晶化合物,主要分布在温度和压力条件适合的陆域冻土区和海底,其中有超过90%的天然气水合物分布在海底的沉积物中(黄鑫等,2022;王志刚等,2023)。当前已探明的天然气水合物储量是全球石化燃料资源的2倍,如果能够开采出15%的天然气水合物.

基于分段涂层时域反射探头的天然气水合物测试平台开发及实验研究

该文基于分段涂层时域反射(time-domain reflectometry,TDR)探头,开发了一套用于开展海洋沉积物中水合物模拟实验和TDR响应测试的平台。平台的硬件部分包括样品容器、TDR测试单元、温度测量单元;软件部分包括TDR测试单元和温度测量单元软件。通过标定TDR探头参数、校正分段涂层影响,平台可同步测量高电导率海洋沉积物表观介电常数和电导率。用四氢呋喃水合物模拟天然气水合物,在天然海砂中模拟其生成分解过程并进行了TDR测试,通过分析水合物生成过程中TDR测试的表观介电常数和电导率动态变化特征、讨论水合物饱和度的影响规律,验证了该测试平台的可靠性。基于理论分析分别建立了基于表观介电常数、电导率以及两者联合的水合物饱和度计算模型,实验数据检验结果表明联合模型的水合物饱和度计算误差最低。

不同降压速率下天然气水合物垂直井分段降压开采特性试验研究

认识分段降压法对天然气水合物储层开采特性的影响规律,能够为提高天然气水合物开采的效率和可控性提供科学依据。为此,利用自主研发的大尺寸二维天然气水合物开采模拟试验装置,开展了3种不同降压速率下的天然气水合物单一垂直井分段降压开采模拟试验,研究了降压速率对降压开采过程中储层的压力响应、温度响应、产气量、瞬时产气速率以及平均产气速率等的影响情况。结果表明:压力变化速率的异常峰值现象的产生与回压阀密切相关,且其持续时间之比约等于降压速率的反比;相同降压幅度下,降压速率越小时,降压持续的时间越长,外部热量传递越多,促使更多的水合物在降压阶段发生分解,使得总产气占比越高;随着降压速率减小,峰值产气速率在第2次降压阶段内出现的时间越来越晚,水合物分解速率达到最大值的时间逐渐推后。

天然气水合物CO_(2)+N_(2)驱替置换动力学研究

为了确定开采天然气水合物过程中注入混合气体(CO_(2)+N_(2))的置换动力学常数,采用室内实验和化工热力学计算等研究方法,在驱替置换温度为274.15 K、置换驱替压力为3.7 MPa的条件下,对3组混合气体驱替置换天然气水合物过程中的置换推动力、水合物置换速率和水合物置换速率常数进行研究,并基于置换动力学模型反演得到水合物置换动力学常数。结果表明,水合物置换过程中,混合气体(CO_(2)+N_(2))的置换推动力和水合物置换速率均随置换时间的增加而快速减小,3组实验中的CO_(2)水合物生成动力学常数较为接近,平均值为0.0252 mol/(h·m^(2)·MPa),对应的CH4水合物分解力学常数也较接近,平均值为0.0316 mol/(h·m^(2)·MPa)。在水合物体系相同的条件下,水合物置换动力学常数只与置换温度和置换压力有关。研究结果对应用混合气体(CO_(2)+N_(2))驱替开采天然气水合物的动态预测具有重要的指导意义。

天然热释光测量技术在多年冻土区天然气水合物勘查中的应用

冻土区天然气水合物形成机理复杂,成因多源,发展多种捕捉微渗漏信息技术,提高勘查成功率是亟需解决的难题。本文首次把天然热释光测量技术应用于冻土区天然气水合物勘查中,利用RGD-6型热释光剂量仪测试了祁连山冻土区土壤样品热释光强度,总结出适用于木里冻土区天然气水合物勘查的加热程序,以及样品取样粒级。试验结果表明,祁连山冻土区土壤样品最佳取样粒级为-60~100目,最佳升温速率应设置为5℃/s,最佳升温区间为50~400℃。根据祁连山冻土区土壤天然热释光强度异常特征,圈定了天然气水合物在地表的异常边界,天然热释光强度异常模式为顶部异常,与烃类异常模式存在良好的对应关系。土壤天然热释光不受微生物的影响,灵敏度高,是一种很有前景的寻找天然气水合物的方法,在今后的冻土区天然气水合物资源勘查过程中可以将这种技术加以推广。

天然气水合物分解诱发超孔隙压力预测方法

为避免深水井生产过程中,天然气水合物分解诱发的超孔隙压力引起海底滑坡、井筒完整性失效等问题,综合考虑生产阶段水合物分解过程中沉积物压缩性变化及流体密度改变情况,结合质量守恒原理,建立水合物分解引起的沉积物总体积膨胀模型,得到针对天然气水合物分解诱导的超孔隙压力计算方法,并以南海某含天然气水合物地层的深水井为例,讨论不同因素对水合物分解诱发超孔隙压力的影响。研究结果表明:超孔隙压力随水合物初始饱和度、沉积物孔隙率的增加而升高,而且由于超孔隙压力的升高会抑制水合物的进一步分解,其增幅随之减小,存在最大值;此外,超孔隙压力随天然气水合物埋深的增加而增大,但受水深影响较小。研究结果可为深水井安全生产提供理论参考。

天然气水合物CO_(2)吞吐置换实验新方法

目前已有的天然气水合物CO_(2)置换实验的最终置换率与理论置换率75%相差较大。为了提高天然气水合物的最终置换率,从增大置换推动力的角度出发,基于混合气体中组分气体的逸度与其体积分数正相关的关系,提出了天然气水合物CO_(2)吞吐置换实验的新方法,即CO_(2)注入-置换-释放混合气体-CO_(2)回注-置换的多轮次吞吐置换。基于提出的实验新方法,在自行设计的反应装置中模拟了压力为2.54 MPa、温度为276.35 K条件下CO_(2)常规置换和多轮次吞吐置换CH_4水合物的置换过程。结果表明:在相同置换条件下,3个轮次吞吐置换实验的最终置换率为46%,是常规置换最终置换率31%的1.48倍;随着吞吐轮次的增加,水合物的置换率不断增大,第3轮吞吐置换实验的最终置换率从第1轮末的28%增加到46%,实验结果证明了天然气水合物吞吐置换实验新方法的正确性和可行性。研究成果进一步拓展了天然气水合物置换开采理论和方法。

基于D-P准则的天然气水合物井壁稳定性研究

钻井过程中,钻井液对水合物地层产生热交换作用,同时钻井液侵入会影响水合物稳定,两者均引起井周应力场变化,导致井壁坍塌等复杂情况,严重制约着天然气水合物资源高效开发。基于线性热弹性多孔介质理论建立了热流固耦合的水合物斜井井周应力模型,引入欧拉变换考虑三维地应力大小和方向的随机性,采用D-P准则强化中间主应力对水合物井壁稳定的影响,并开展了井斜角/方位角、水合物饱和度、井壁渗透性以及钻井液温度等因素对水合物井壁稳定的研究。研究结果表明:井斜角对井壁的稳定性具有更大的影响,井斜角每增加30°坍塌压力变化0.155 MPa,方位角每增加30°坍塌压力变化0.112 MPa。水合物从高到低饱和度的分解过程,前期地层强度缓慢降低,后期快速降低。水合物地层的有效孔隙度增加使得钻井液侵入量增加,致使地层有效应力降低,导致地层的变形和破裂,增加井壁失稳风险。水合物地层对高于相平衡温度(285 K)的钻井液较为敏感,每升高1 K坍塌压力当量密度约增加0.0069 g/cm^(3),相反则表现较为迟钝。在进行钻井作业时,选用合适的高抑制性、低温钻井液有助于控制水合物的分解以及减少钻井液侵入,进而降低水合物井壁失稳风险。研究结果可为天然气水合物井壁稳定性研究提供参考。

海底泥浆举升钻井系统钻遇天然气水合物时的动态风险分析

海底泥浆举升钻井(Subsea Mud Lift Drilling,SMD)系统属于双梯度钻井系统。在钻井过程中遇到天然气水合物层(Natural Gas Hydrate,NGH)时,NGH的分解和二次生成造成了重大的风险。为了预测风险事故,对环境因素和设备因素进行了分析。首先,在建立蝴蝶结模型后,利用映射算法将其转化为贝叶斯网络(Bayesian Networks,BN);其次,考虑不确定性影响,在BN中进行不确定性建模;然后,考虑设备因素的动态不确定性,通过转移概率矩阵将建立的BN转化为不确定性动态贝叶斯网络(Uncertain Dynamic Bayesian Networks,UDBN)。此外,还利用模糊理论和专家判断来量化设备故障的先验概率。结果表明,钻遇NGH层时,钻井风险概率比正常工况下有所增加。由于有天然气水合物的影响,发生风险的概率也变得具有不确定性。

海域天然气水合物空化喷嘴内流场数值模拟

针对海域天然气水合物水射流破碎开采,对角形喷嘴、亥姆霍兹喷嘴、锥形喷嘴开展天然气水合物储层条件下空化效果对比,并深入研究进口压力、出口压力对亥姆霍兹喷嘴空化特性的影响。建立喷嘴内流场的数学模型和物理模型,采用流体仿真软件进行数值模拟,以气含量作为判断空化效果的主要依据开展研究。模拟结果表明:天然气水合物储层条件下,亥姆霍兹喷嘴空化性能优于角形喷嘴和锥形喷嘴,喷嘴内部最大气含量达到0.95;保持其他条件不变,进口压力越大,亥姆霍兹喷嘴产生的空化效果越好;天然气水合物储层的高压环境会产生阻滞作用,降低亥姆霍兹喷嘴空化性能。

基于两相介质理论天然气水合物超声探测分析

针对海底裸露的块状天然气水合物的超声波识别探测问题,提出基于双相多孔介质理论的天然气水合物声场计算方法。对“海水-天然气水合物”模型进行超声波传播特性的仿真分析,并研究相关参数对天然气水合物吸收特性的影响规律。研究结果表明:当超声波频率设置为20 kHz以上时,天然气水合物的声波吸收系数随着频率的增加而增加;天然气水合物的饱和度越高,固相平均密度越小,吸收系数越高;孔隙度越高,吸收系数也越高;而同一入射频率下,孔隙大小对吸收系数的影响则相对有限;同一入射频率下,入射角度越大,吸收系数越小,当入射角度大于60°时,几乎不能获得含有有效信息的回波信号。

海域天然气水合物地层微生物自修复固井水泥浆的水化控热作用机理

随着深海天然气水合物资源开发的深入,固井技术成为保障开采安全的关键环节。固井水泥浆的水化热控制对于防止水合物分解、确保井筒稳定性具有重要意义。目前,微生物技术在固井水泥浆中的应用已取得初步进展,尤其是在提高水泥浆力学性能方面,但是在调控水化热方面的研究仍相对较少。本研究旨在探索微生物固井水泥浆在深水水合物地层中的应用前景。通过开展水泥浆水化热测试、热重分析(TGA)和傅里叶红外光谱(FTIR)、扫描电镜(SEM)与能谱仪(EDS)测试,探究了微生物矿化作用对水泥浆水化热及水化过程的影响机理。本文研究表明,微生物自修复固井水泥浆在降低水化热方面具有显著优势,尤其是在水化中后期,其累积水化放热量较对照组降低了13.19%。微生物矿化反应生成的碳酸钙有效抑制了水泥水化反应,导致水化放热峰值滞后,且在水化过程中持续降低水泥浆的水化速率。此外,微生物自修复固井水泥浆中游离水和水化硅酸钙凝胶的含量均高于对照组,而氢氧化钙含量较低。碳酸钙含量与水泥浆水化放热量之间存在最优值,超过3.0%后,水化热开始降低。本研究为解决深水水合物地层固井水泥浆水化放热导致水合物分解的问题提供了新的技术途径,对于开发适应极端海洋环境的固井水泥浆体系具有重要的参考价值。