含天然气水合物泥质粉砂沉积物电阻率变化规律

现有研究结果表明,研究含天然气水合物(以下简称水合物)泥质粉砂沉积物电阻率特性对于安全、高效开发水合物藏具有重要意义,但目前关于细粒沉积物中颗粒排挤型水合物影响的研究较少,尤其是对沉积物固结收缩、受力变形和剪切破坏过程中储层电阻率的变化规律认识尚不充分。为此,采用3种制样方法制备了含不同饱和度水合物泥质粉砂沉积物,探究了沉积物在降温、水合物生成、N2气体驱替、水饱和、三轴固结和剪切破坏各阶段中电阻率的变化规律,并对固结和剪切阶段中电阻率的各因素敏感性进行了分析。研究结果表明:①水合物生成会急剧增大沉积物电阻率至1 kΩ·m以上,含20%和40%饱和度水合物沉积物电阻率差值超过350Ω·m,而水饱和过程则促使电阻率减小至40Ω·m以下;②有效围压由1.0 MPa增大到1.5 MPa时,饱和气状态下含20%饱和度水合物沉积物电阻率最大可降低253Ω·m,而饱和水状态下降幅约为2Ω·m;③沉积物导电能力受孔隙介质相态变化影响显著,主要机制为水合物生成堵塞导电通道,水饱和强化电流传导,而水合物胶结能力下降和孔隙气残余则会弱化电流传导。结论认为,孔隙介质和外部压力是影响泥质粉砂沉积物电阻率变化的两大重要因素,后续研究中应加强这些因素进行耦合分析,以期为海洋水合物开采过程中储层扰动风险预测提供理论支持。

水合物分解诱导效应与有效应力效应耦合作用下的海域泥质粉砂型储层渗透率变化预测

天然气水合物的开发利用对于缓解我国能源安全危机、优化能源结构、助力“碳达峰碳中和”目标的实现具有重要意义。我国南海神狐海域水合物资源量巨大,但该区水合物储层为典型的泥质粉砂型细粒沉积,具有储层原始渗透率低、渗透率受扰动变化大的特点,给该类储层水合物开发带来诸多挑战。为了解决泥质粉砂型水合物储层降压开采过程中渗透率变化预测难题,在分析总结南海神狐海域水合物储层样品颗粒、孔隙结构及孔隙流动性等微观特征的基础上,制作了模拟储层条件的人造岩心样品,开展了岩心尺度的水合物分解诱导渗透率动态变化模拟实验,揭示了水合物分解(正)效应和有效应力增高(负)效应对水合物储层气体渗透率变化的影响机理,推导了同时考虑两种效应耦合的渗透率预测模型。研究结果表明,推导的考虑两种效应耦合的渗透率模型比常规仅考虑水合物分解效应的模型更加可靠,且对于泥质粉砂细粒水合物储层具有较好的适用性。将该模型应用于南海神狐海域水合物储层,提出了水合物降压开采过程中的“三段、两压”控制理论:①水合物储层降压开采全生命周期中储层气体表观渗透率呈“降低升高降低”变化过程,“反弹”点发生在“分解压力”附近;②当储层压力高于“分解压力”时,储层渗透率变化主要受有效应力影响,当储层压力低于“分解压力”之后,分解效应的影响大于有效应力效应;③根据“分解压力”和“衰竭压力”两个关键压力点,提出了针对3个阶段不同的水合物降压排采措施。研究成果有望为下步南海神狐海域水合物开采降压策略的制定提供一定的理论依据与方法借鉴。

泥质粉砂沉积物—天然气水合物混合体系的力学特性

天然气水合物开采过程中,厘清储层力学参数的演化特征是进行工程地质风险评估的基础,但目前针对中国南海含天然气水合物泥质粉砂储层力学性质评价与测试相关研究的报道却鲜见。为此,以南海北部神弧海域W18/19矿体天然气水合物顶界沉积物为研究对象,用四氢呋喃(THF)水合物代替天然气水合物,以此来探讨泥质粉砂沉积物-天然气水合物混合体系的力学参数演化特征。研究结果表明:①在低质量丰度条件(小于等于16.7%)下泥质粉砂沉积物-天然气水合物混合体系呈现应变硬化破坏特征,抗剪强度、切线模量、内聚力随着水合物含量的增大而增大;②纯天然气水合物的应力-应变曲线表现出明显的脆性破坏特征,与低丰度条件下的泥质粉砂沉积物-天然气水合物混合体系破坏特征截然不同。进而提出了采用丰度(质量丰度或体积丰度)代替原有的砂质沉积物中饱和度概念来表征天然气水合物含量的建议,在考虑天然气水合物合成结束后泥质粉砂沉积物含水率影响的基础上,将泥质粉砂型天然气水合物-沉积物混合体系划分为纯沉积物、含天然气水合物沉积物、含沉积物天然气水合物和纯天然气水合物4种基本类型,以克服目前针对含天然气水合物泥质粉砂储层力学性质研究中所存在的不足。

海域天然气水合物泥质粉砂型储层防砂砾石粒径尺寸选择

2017年5月我国海域天然气水合物试采成功,在其防砂关键技术上也取得了突破性成果。针对弱固结、细粒含量较高、防砂难度较大的泥质粉砂型储层,通过分析国内外天然气水合物试采防砂关键技术,结合我国南海海域试采储层的粒径分布范围和充填砾石混合的特点,建立混合粒径组合等效孔隙尺寸模型,计算得出部分工业砾石混合粒径砾石堆积的孔隙分布范围,进而换算成挡砂粒径。在此理论分析的基础上,设计物理模型实验对不同粒径砾石条件下的仿真储层进行阻砂实验,验证了0.23~0.32 mm的砾石可以阻挡0.04 mm以下的泥质粉砂型储层大量出砂,为我国天然气水合物试采防砂砾石尺寸的选择提供了理论依据。

泥质粉砂型能源土的三轴剪切试验研究

天然气水合物的开采会导致储层承载能力降低,可能诱发海底滑坡等地质灾害,并对地球生态环境造成严重影响,深入掌握能源土的力学性质是水合物安全开采的前提条件.依据南海神狐海域能源土的颗粒级配,配置近似粒径级配的泥质粉砂作为甲烷水合物的赋存骨架并开展三轴剪切试验,研究了有效围压、水合物饱和度、黏土含量对泥质粉砂型能源土力学性质的影响.试验结果表明:1)随着水合物饱和度与有效围压的增大,泥质粉砂型能源土的强度和刚度都有所增大,在低围压、高水合物饱和度时易表现出应变软化的特性;2)泥质粉砂型能源土黏聚力随水合物饱和度与黏土含量的增大而增大,但内摩擦角相差并不明显,随水合物饱和度增大略微增大,随黏土含量增大略微减小.

深层巨厚稠油油藏泥质细粉砂防治技术

随着稠油油藏热采开发进入中后期,油井出砂日益增多,治理难度不断加大,如何有效地治理油井出砂已成为改善区块开发的关键之一,尤其是疏松的砂岩油藏而言更为重要。以高升油田高18块和高246块为例,经过近三十年的常规采油和蒸汽吞吐后开发,区块油井出砂越来越多,出砂井已占区块总井数的50%,严重出砂油井被迫关井无法生产为背景,阐述其形成的原因并在此分析的基础上,针对区块出现的主要问题和防治砂难点,开展了相关配套技术研究、试验与应用,进而提出了一套适合深层巨厚稠油油藏泥质细粉砂防治的方式与方法,为下一步深层巨厚稠油油藏泥质细粉砂防治提供依据。

赋存环境对含甲烷水合物沉积物力学特性的影响

海域水合物沉积物储层的强度与刚度特性对水合物的安全高效钻采有重要意义。为研究赋存环境变化对泥质水合物沉积物抗剪强度特性的影响,基于改进的水合物三轴剪切仪开展了一系列饱水与饱气及地应力条件变化下甲烷水合物沉积物的排水剪切试验。试验结果表明,赋存环境变化对泥质水合物的抗剪强度与刚度产生显著影响。饱水条件下相同水合物饱和度沉积物抗剪强度显著降低,抗剪强度最大降低率达52.0%。赋存环境变化对内摩擦角影响有限,对黏聚力影响显著。与饱气条件下的结果相比,饱水条件下有效黏聚力最大降低率达68.1%,进一步确定了有效黏聚力随水合物饱和度演化的指数方程。水饱和下水合物沉积物的变形模量显著降低,变形模量E_(50)的最大降低比达72.7%;水饱和条件下,变形模量随水合物饱和度的增大呈线性增长。基于气饱和与水饱和条件下水合物沉积物骨架的受力分析,初步揭示了两种赋存环境下水合物沉积物力学特性的演化机制。研究成果可为天然气水合物赋存机制揭示及储层稳定性评价提供基础数据与方法支持。

铁磁性颗粒辅助微波加热分解南海神狐海域天然气水合物实验研究

南海北部陆坡神狐海域是中国天然气水合物首次试采区,90%以上的水合物储存在泥质粉砂地层中。为实现天然气水合物的高效开发,必须提高泥质粉砂中天然气水合物的平均产气速率和能量效率比。笔者以泥质粉砂作为水合物合成基底,对合成的甲烷水合物开展了微波加热分解实验,研究了加入不同种类铁磁性颗粒对甲烷水合物分解的影响规律。试验结果表明,在平均产气速率和能量效率比方面,加入铁钴合金粉末的实验组表现最佳,相较空白组提高22.66%。加入纳米钡铁氧体颗粒对反应前期分解效率具有显著促进作用,纳米颗粒的小粒径和大比表面积有助于其均匀分布,优化了润湿性和表面张力,降低了“贾敏效应”。经Avrami模型分析表明,铁磁性颗粒对微波分解水合物具有良好的促进作用,其中纳米钡铁氧体效果最显著。

井液侵入水合物储层井壁力学稳定性分析

海洋天然气水合物储层钻井过程中,钻井液易侵入天然气水合物井壁,引起井壁坍塌失稳。天然气水合物地层的坍塌压力与低温下的水合物相平衡压力的耦合作用是引起井壁失稳的重要因素。因此,开展低温钻井液体系作用下水合物储层井壁稳定性评价实验,研究钻井液侵入造成天然气水合物井壁失稳的机理,对于海洋天然气水合物顺利开采具有极大意义。通过模拟海洋环境下的温度、压力,制备水合物岩芯,并注入不同体系的钻井液,监测天然气水合物岩芯内的温度、压力、力学特征参数及水合物质量丰度的变化,从水合物岩芯物性变化出发研究钻井液体系对井壁稳定性的影响。研究表明,温度较高的钻井液体系,在侵入后会使近井壁峰值强度大幅降低,更易引起井壁坍塌;较大的水合物质量丰度也会引起水合物岩芯参数的波动变化。与未入侵岩芯相比,当钻井液入侵5 min后,岩芯应力峰值点平均下降了13.95%,更易发生井壁失稳。

排2区高泥质疏松砂岩油藏解堵防砂技术研究与应用

高泥质疏松砂岩油藏进入开发中后期后,含水上升,岩石强度降低,胶结物的剥离及运移,地层泥质细粉砂堵塞越来越严重,防砂有效期变短。通过室内防膨抑砂、解堵酸液、组合粒径优选等实验,配套油井解堵工艺,形成了一套"解堵、挡砂、固砂、控液"复合防砂技术体系。依据出砂临界产量,优化防砂后工作制度,在排2区现场应用20井次,措施有效率90%,有效期延长98天,取得较好效果。

南海海域天然气水合物降压开采储层蠕变对气井产能影响

南海海域天然气水合物储层岩性以弱固结泥质粉砂为主,此类储层在降压开采过程中会发生蠕变效应。针对泥质粉砂型海域天然气水合物降压开采过程中蠕变效应对储层物性、温度场、压力场、水合物饱和度场和气井产能影响不明的问题,结合室内岩心驱替实验数据,运用数值模拟方法,开展了考虑南海海域天然气水合物蠕变特征的直井降压法开采数值模拟研究。研究结果表明:直井降压法开采南海海域天然气水合物,蠕变效应降低了储层有效孔隙度和有效渗透率;压力降落主要发生在近井区域,井周温度降低幅度最大,且储层蠕变导致储层压力漏斗变得更加陡峭;水合物分解主要发生在近井区、水合物层A顶部和水合物层B底部区域。同时,蠕变效应导致水合物横向分解半径降低了66.7%;储层蠕变降低了气井产能,气井5 a累产降低了87%。当生产压差大于4 MPa时,储层蠕变效应占主导作用,气井累产增幅随压差的增大逐渐减小,因此长期开发南海海域蠕变储层水合物气井应控制在临界生产压差以下生产。研究为南海海域天然气水合物的高效开发提供了可靠的理论依据。

天然气水合物储层仿生井壁稳定剂研制及其作用机理

针对南海天然气水合物弱胶结泥质疏松砂岩储层井壁坍塌、失稳难题,本文从模仿贻贝邻苯二酚基团水下粘附机理的思路出发,利用具有成膜性能的聚乙烯醇(PVA)和富含邻苯二酚和邻苯三酚基团的单宁酸(TA)复配,研制了一种能够在水下环境提高井壁稳定性的钻井液固壁剂—仿生强化井壁稳定剂(JBWDJ)。从主动提高粘土矿物颗粒间胶结强度、抑制粘土水化分散、膨胀和稳定水合物构型3个方面强化储层稳定。实验结果表明:JBWDJ浸泡16 h后的岩心土块保持形状完整且具有一定抗压强度,而被清水、聚丙烯酰胺、聚胺抑制剂等溶液处理后的岩心土块均呈散砂状;与未处理岩心相比,JBWDJ可将人造岩心抗压强度提高2.01倍;SiO2微球修饰的原子力探针与5%JBWDJ的粘附力达2314 nN;3%JBWDJ的水溶液处理后的页岩岩屑滚动回收率为80.85%,与清水(48.4%)、聚合物固壁剂(52.35%)和氯化钾(26.3%)溶液处理后的岩屑相比,可显著提高岩屑回收率;含3%JBWDJ的钻井液体系岩心膨胀高度仅为0.9 mm,与不含JBWDJ钻井液体系浸泡处理后岩心土块膨胀高度相比,可将膨胀高度降低50%。流变测试和储层保护实验评价表明,该JBWDJ具有较好的流变性和一定的储层保护能力。透射扫描电镜(TEM)、红外光谱、扫描电镜(SEM)和能谱元素(EDS)等微观机理分析表征阐述了JBWDJ固壁的作用机理。该JBWDJ通过氢键作用构建了网状结构,吸附在岩心颗粒表面,增强了粘土矿物颗粒间的胶结,并在表面形成致密的仿生膜。且具有较好的抑制粘土水化膨胀、分散的效果,从而实现提高岩心抗压强度,强化储层稳定的目的。同时原位拉曼光谱对比分析表明JBWDJ不改变I型甲烷水合物的结构。通过上述力学性能测试和微观机理表征可得出,JBWDJ可为保障水合物储层井壁稳定提供新材料。

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物(以下简称水合物)储层降压开采的气产量和采收率,基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件,根据实际试采数据,针对单垂直井和垂直井网两种布井方式,利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟,研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征,进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明:①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中,水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大,从而使气、水产量增加;②在降压开采初始阶段,开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小,水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低,而后随着开采时间的延续,气、水渗流阻力增加,压降传播速率降低,水合物分解气产量和井口气产量不断降低,水产量则缓慢上升;③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制,井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解,井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气;④采用垂直井网进行水合物开采,每口井的控制面积减少,单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井,但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高;⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量,井间压降叠加效应加速了水合物的分解,井间区域的压力及温度显著低于单井,但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动,在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为,多井联合开采可以提高井场总的气产量,但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。

中国南海天然气水合物开采储层水合物相变与渗流机理:综述与展望

【研究目的】中国地质调查局先后于2017年、2020年在南海北部神狐海域成功实施两轮水合物试采,创造了产气时间最长、产气总量最大、日均产气量最高等多项世界纪录,了解和掌握南海天然气水合物开采储层相变与渗流机理,有助于进一步揭示该类型水合物分解机理、产出规律、增产机制等,可为中国海域水合物资源规模高效开采提供理论基础。【研究方法】基于两轮试采实践,笔者通过深入研究发现,储层结构表征、水合物相变、多相渗流与增渗、产能模拟与调控是制约水合物分解产气效率的重要因素。【研究结果】研究表明,南海水合物相变具有分解温度低,易在储层内形成二次水合物等特点,是由渗流场-应力场-温度场-化学场共同作用的复杂系统;多相渗流作用主要受控于未固结储层的物性特征、水合物相变、开采方式等多元因素影响,具有较强的甲烷吸附性、绝对渗透率易突变、气相流动能力弱等特点;围绕南海水合物长期、稳定、高效开采目标,需要在初始储层改造基础上,通过实施储层二次改造,进一步优化提高储层渗流能力,实现增渗扩产目的。【结论】随着天然气水合物产业化进程不断向前推进,还需要着力解决大规模长时间产气过程中温度压力微观变化及物质能源交换响应机制以及水合物高效分解、二次生成边界条件等难题。

天然气水合物储层泥质细粉砂挡砂介质堵塞规律与微观挡砂机制

中国南海海域部分天然气水合物储层中地层砂为高泥质含量细粉砂,开采防控砂难度较大。针对高泥质细粉砂挡砂机制问题,使用粒度中值为10.13μm的泥质细粉砂样品,模拟单向气液携砂流动条件,使用绕丝筛板、金属烧结网、金属纤维、预充填陶粒4类挡砂介质在20~80μm挡砂精度下进行挡砂模拟实验,采用显微成像系统观察挡砂介质内部及表面砂粒沉积与堵塞动态,分析介质流通性能和挡砂性能变化,总结堵塞规律、微观挡砂机制与形态及其控制因素。研究结果表明,不同类型和精度的挡砂介质对泥质细粉砂的堵塞总体呈现堵塞开始、堵塞加剧和堵塞平衡3个阶段。随着驱替进行,挡砂介质渗透率逐渐降低,幅度会高达90%以上;同时过砂速度减缓,最终过砂率为5%~10%。根据堵塞规律和微观图像分析,提出了粗组分分选桥架、局部砂团适度挡砂、整体砂桥阻挡等挡砂介质对泥质细粉砂的3种微观挡砂机制。以粗组分分选桥架挡砂机制为主的挡砂工况下,挡砂介质堵塞渗透率较高,但过砂率超过15%,挡砂效果较差;以整体砂桥挡砂机制为主时,过砂率在10%以下,挡砂性能较好,但各类挡砂介质的堵塞渗透率不足1 D,流通性能较差。局部砂团适度挡砂机制为主时介质挡砂性能及流通性能介于两者之间。挡砂介质对天然气水合物储层泥质细粉砂的微观挡砂机制和形态受挡砂介质类型、精度、地层砂特征以及流动条件等因素控制,其规律对于水合物泥质细粉砂防控砂优化有指导意义。

土壤水分特征曲线在天然气水合物开采数值模拟中的应用探讨

在使用TOUGH+HYDRATE程序进行水合物开采数值模拟时常用van Genuchten模型计算毛管力,而毛管力大小直接影响水合物开采过程中的产气和产水,因此在数值模拟过程中正确选用模型参数尤为必要。我国某海域天然气水合物储层为未胶结泥质粉砂储层,常规的毛管力测定方法如压汞法、离心法等对该类岩心并不适用,如何测定该类岩心的毛管力并将其应用于van Genuchten模型参数选取具有重要意义。本文探讨了如何应用土壤水分特征曲线测定实验间接获取该类岩心的毛管力数据,为验证该方法的可行性,本文对参考文献[7]中公开的粉砂土壤水分特征曲线测定实验数据进行换算和拟合后得到T+H程序所需的van Genuchten模型参数,结果可为泥质粉砂储层水合物产能研究工作提供参考。

井筒不留塞固砂技术研究与试验

通过室内试验研制出新型的满足油井固砂需求的化学固砂剂,使其固结后砂样的抗压强度达到3-10Mpa,且大于同级别产品性能。且固砂后井筒没有钻冲塞的要求,克服化学固砂井筒钻塞难题。通过针对采油厂区块特点优化施工工艺、施工参数、药剂比例最终形成适合我厂泥质细粉砂井、长井段出砂井的化学防砂技术。

Discovery of late Paleozoic fossils in tectonic blocks of the Dabao Formation in the South Qinling Orogenic Belt and their significance

The Dabao Formation in the South Qinling Orogenic Belt was previously regarded as Ordovician in age and consists of clastic matrix and blocks of siltstone,limestone,chert,and volcanic rocks.However,some Middle Devonian corals,conodonts,and other fossil fragments within the limestone blocks were discovered in recent field investigations,indicating that the Dabao Formation was formed during late Paleozoic.Combined with other regional geological data,the Dabao Formation in the Southern Qinling Orogenic Belt is considered to be a late Paleozoic or early Mesozoic accretionary complex.