天然气水合物勘探方法—BSR适用性探析

文章对广泛用于分析和识别天然气水合物稳定带的BSR特征 ,即 ,似海底反射特征进行了阐述 ,并讨论了引起BSR多解性的因素 ,及其判识天然气水合物稳定带的优劣性 ,指出了BSR能够预测天然气水合物稳定带的局限性 ,并探讨了如何应用BSR技术与地质、测井、气源岩地球化学。

海洋沉积物中天然气水合物的形成、分布与演化预测

我们运用一个新的分析公式，解出了动量，质量和能量联立方程。这个方程控制着海洋沉积物中天然气水合物的聚集和演化，而且可以推导出水合物稳定区的顶底位置，水合物实际产生区的顶底位置，沉积物中水合物聚集速率的时间，以及在扩散和平流两端元系统中聚集速度与深度的关系。得出的主要结论如下：（1）天然气水合物在海洋沉积物中实际出现的底界通常并不与天在气水合物稳定带底一致，比稳定带底要浅。同样，有确切的物理解释来说明天然气水合物稳定带底界一致，比稳定底界要浅。同样，有确切的物理解释来说明天然气水合物稳定带顶界（通常在海底）和天然气水合物生成带顶界的不一致。（2）如果似海底反射界面（BSR）标志着游离气带的顶界，那么在某些地背景下BSR实际上应当发生在比稳定带底更深的地方。（3）甲烷天然气水合物温压稳定域内存在的甲烷甲对于天然气水合物的生成是不够的。只有甲烷溶解在流体中的质量分数超过甲烷在海水中甲烷的溶解度，或者甲烷通量超过了对应于甲烷扩散运移率的临界值时天然气水合物才能生成。可以利用这些临界通量综合地球物理或地球化学资料限定生物成因和热成因的甲烷最小产生率。（4）对于大多数扩散－分散系数值，以扩散为主的天然气水合物体系是以在稳定带底界附近的天然气水合物薄层为特征的，以扩散为主的天然气水合物体系是以在稳定带底附近的天然气水合物薄层为特征的。以平流为主的系统有厚的天然气水合物层，而且对于高的流体通量，在层底比在沉积序列浅层有更大规模的聚集。基于以上结果以及在某些以扩散为主的体系中生成最小的天然气水合物区也需要很高的甲烷通量，我们推测所有的自然界的天然气水合物系统，甚至那么如被动边缘的相对低通量的环境都可能以平流占主导地位。

沙巴外海海域(西北婆罗洲)流体逃逸管和水合物分布特征的关系研究

流体逃逸管是汇聚流穿层运移在地震剖面上的响应特征。在天然气水合物系统里,这些流体逃逸管既是富甲烷流体的运移通道,又是水合物形成的首选部位。本次研究中利用沙巴外海(西北婆罗洲)的3D地震、测井和岩心数据,研究热成因炷垂向渗漏系统中流体逃逸管形成的控制因素及其对水合物分布特征的影响。天然气水合物稳定带(GHSZ)内发现的逃逸管,向下延伸至似海底反射层(BSR)之下超过100 m深,达到海底以下约155 m的部位。这些逃逸管局限于含有游离气特征的地区发育,暗示游离气的存在,可能促进了垂向流体压力的形成。流体逃逸管顶部起始端在垂向上呈不连续的叠加构造形态,暗示流体向海底的运移过程是一个幕式地增强过程。孔隙流体压力循环增加的触发因素,可能是海平面的变化、温度的波动、构造活动以及深部储层的气体渗漏。该流体运移体系进一步影响天然气水合物的分布特征。在流体逃逸管发育区,如果该逃逸管是活动的,那么该处天然气水合物主要在近海底处呈高饱和度分布。因此,沿着逃逸管内发现的向上弯曲的反射层被解释为由于水合物的形成而导致的总体积量的增加以及地震速度的上拉效应。远离逃逸管分布区,水合物发育于海底以下约65-152 m,且其饱和度为低到中等。在汇聚流运移区,整个逃逸管在体积上仅占水合物发育区沉积体积的7%~11%,但是我们预测,逃逸管内的水合物体积可能占该区总水合物体积的20%~50%。故在一个相似的系统内,流体逃逸管内的水合物可能在总的水合物体积量中占据显著的比例。因此,逃逸管的分布特征成为水合物体积估算的关键参数之一。

天然气水合物区域下临界压力条件下的游离气储层

古海洋数据表明，甲烷水合物在全球气候变化中起着重要的作用。然而，人们对全球气候变暖期间可能引起甲烷释放的机理却了解得甚少。尤其是在天然气水合物区域下面的游离气带的大小和作用，大都因为其游离气带的底界并不是一个相界，而相对来说并不受限制，所以也就无法进行系统描述。在本文中，我们评价了在上伏沉积物中，通过由断层滑动所引起的阀盖开关作用而使得连通游离气带的最大厚度在机制上得到调整的可能性。我们所得到的结果表明，临界天然气柱就存在于盆地环境中大多数天然气水合物区域的下面，这意味着上述这些区域就是引起机械断裂的原因，因此，对极端条件下的变化应予以高度重视。据估计，全球游离气储层中甲烷总量的1/6～2/3可能圈闭在水合物中。如果这些气藏沿被动大陆斜坡都是巨厚的，那么我们便可计算出，海底温度每增加5℃就会导致游离气带释放出约2000Gt的甲烷气，同时这也是在全球变暖过程中快速释放甲烷的机理。

Numerical simulation on gas production from a hydrate reservoir underlain by a free gas zone

Physical and mathematical models of gas production by depressurization from a hydrate reservoir underlain by a free gas zone are established. The mathematical model can interpret the effects of the flow of multiphase fluids, the process of hydrate dissociation, ice-water phase transition, the variation of permeability, the convection and conduction on hydrate dissociation and gas and water production. The evolutions of temperature, pressure, and saturations in the hydrate and free gas zones are eluci-dated during gas production. The variation of some parameters, such as gas and water rates, with time is presented. The results show that the overlying hydrate zone can supply a certain amount of gas to improve the output of a production well and evidently prolong the lifespan of a gas reservoir.