南海沉积物天然气水合物饱和度与电阻率的关系

在天然气水合物勘探中,阿尔奇公式是由电阻率测井数据估算沉积层含水合物饱和度的基本公式,是对含油(气)岩心进行实验总结出的规律。但是对于水合物填充于多孔介质孔隙的沉积物,其电阻率与沉积物的物性以及水合物在孔隙的微观分布状态有关,可能存在一定的非阿尔奇现象,因此采用电阻率估算饱和度需要进行一定的校正。采用交流电桥法测量了3.5 % 盐水饱和的南海沉积物以及水合物在水饱和的沉积物中形成过程中的电阻率数据。水合物形成过程中其电阻率随着含水合物饱和度的增大而增大,尤其在低水合物饱和度(S_h<22 % ),其电阻率随着水合物的生成异常增大,含水合物沉积物的电阻率由水饱和的1.667Ω·m增大到含水合物饱和度为45 % 的2.661Ω·m。对于含水合物的沉积物,其双对数坐标系的电阻率增大指数和含水饱和度并不是阿尔奇公式所描述的直线关系,其饱和度指数n不是定值1.938 6,而随水饱和度S_w的增加而增加。当54.8 % <S_w<78.6 % 时,n小于1.938 6;当S_w>78.6 % 时,n大于1.938 6。     

天然气组分对水合物形成温度的影响研究

天然气的水合物形成温度不仅和压力有关,而且不同组分的天然气在等压下形成水合物的温度也不同,因此有必要对天然气中各主要组分与水合物形成温度之间的关系进行研究,有效地确定水合物抑制剂的用量,有利于水合物的防治工作。文章研究了乙烷、丙烷、丁烷和戊烷与天然气水合物形成温度的关系,得到了丙烷和丁烷对水合物的影响最大,而乙烷和戊烷对水合物的影响较小的结论,从而为根据天然气不同的气质组分进行水合物的防治提供了科学的依据。     

水合物沉积物介电特性测量实验

介电常数法是探测冻土区水合物的一项有效技术。通过物理模拟实验,研究冻土区砂岩水合物沉积物的介电特性与水合物饱和度、骨架粒度等因素的关系,对水合物的勘探和开发具有重要意义。在实验室以不同粒度石英砂为骨架制备甲烷水合物和四氢呋喃（THF）水合物沉积物样品,并使用探地雷达测量其介电常数。结果显示：不同石英砂粒度条件下,两种甲烷水合物沉积物的介电常数均随饱和度增大而减小;相同饱和度条件下,围岩粒度小的甲烷水合物沉积物介电常数高,推断是孔隙内未反应的水引起的;在相同石英砂粒度条件下,THF水合物沉积物与甲烷水合物沉积物的介电常数随饱和度变化趋势相同,均表现为介电常数随饱和度增大而减小;在相同饱和度和石英砂粒度条件下,甲烷水合物沉积物介电常数整体大于THF水合物沉积物,推断是甲烷水合物沉积物孔隙中气相因素及未反应的水等综合因素所致。     

海底沉积物中热解成因天然气水合物的形成与分布

利用中国石油大学自制的一维天然气水合物成藏模拟装置,采用常规热解成因气为气源,海底沉积物为多孔介质,进行了水合物形成模拟实验,并采用电阻率法对沉积物中水合物形成与分布进行观测分析.结果表明,沉积物不同部位电阻率的变化不同,沉积物中下部电阻率先增加后趋于稳定,中上部电阻率呈降低-增加(或稳定)-降低-增加-稳定的变化趋势,这种电阻率的变化反映了不同部位的水合物的生成和分布.在中上部水合物诱导成核时,中下部已进入水合物生长阶段,由于温度梯度的影响,水合物生长缓慢,分散状分布;在气体供应充足的条件下,中上部水合物能大量生成,呈块状分布.在上述分析的基础上建立了沉积物中水合物生长与分布模式.     

天然气水合物合成实验软件系统的设计

为了采集天然气水合物合成试验中的数据,设计了这套系统,针对所要解决的问题包括数据的采集,设备的控制,采集数据的动态显示,数据的保存,以及数据的回放,提出具体解决方法,最后介绍软件的主要界面及功能。这套系统已经在实验中得到较好应用。     

基于温度震荡的天然气水合物增量合成实验

在多孔介质中生成较均一的高饱和度天然气水合物,是进行水合物开采模拟实验的基础。“爬壁效应”和“铠甲效应”是制约水合物生成质量低于理论值的重要影响因素,温度震荡方法是提高水合物生成饱和度的重要手段。目前基于温度震荡的方法虽然增加了天然气水合物的生成饱和度,但其温度震荡区间下限选择在冰点以下,没能很好地解决水合物生成的均一性问题。从增大诱导阶段气-水过渡区域角度出发,提出了在冰点以上进行温度震荡,在1~17 ℃震荡区间内,可有效克服水合物合成的不均一性。共进行了3轮次的温度震荡水合物增量合成实验,结果表明:冰点以上的多轮次温度震荡,能够实现天然气水合物的增量合成,但随着震荡次数的增加,水合物合成增量不断减小,具有明显的次效性,温度震荡次数不宜超过3次。     

天然气水合物沉积物的岩石物理特性

天然气水合物沉积物是一种有着重要意义的全球性甲烷资源。它存在于地下和海底。然而。天然气水合物的不稳定性和甲烷释放也可呈现出一种潜在的危害。甲烷释放对海底大陆斜坡不稳定性、海底设备及全球气候变化都有影响。目前，对天然气水合物沉积物岩石物性的了解在很大程度上来源于对纯水合物的实验和理论研究，来源于对水合物岩心、地层测井测量值的观察。迫切要求提高对水合物沉积物的性质和稳定性的了解。环境条件下不稳定性的天然气水合物沉积物需要进行特殊的实验室研究。建议用加压岩心技术和钻井船上的样品转移筒进行水合物取样。然而，地层和技术的发展能很先进地进行水合物取样。有必要试着在减压、打开、重取样前描述加压的天然气水合物的性质扣范围。这种以岩石物理学描述远程加压岩心筒内天然气水合物的能力提供了一个描述天然气水合物的范围和性质的线路。在此目的下，正在实验室内进行在一定范围的沉积物中制造一定的人造天然气水合物形态。迄今为止，我们已成功地制作出一定的纯的沉积物CO2水合物作为制造甲烷水合物的前沿工作。连续的实验是用不同的沉积物主体研究几何、内部结构和组构(由块状到分散）。这些归类的水合物组可对非侵入水合物形态的特性描述提供理论根据。由这些实验室结果建立备忘录来指导用高压GEOIEK岩心测井仪在钻井船上的实验室转移筒处于加压状态下进行天然沉积物水合物岩心的地球物理测井。GEOTEK能够进行水合物样品的特性描述和分类。随着对水合物习性的进一步认识，也会指导在减压和水合物开始分解之前研究取样程序。利用天然气水合物的非常珍贵的样品进行详细的船上科学工作计划编制。新的认识为水合物沉积物的岩石物理分析提供了更高的理论基础，增强了岩石物理测量资料，更好地限制了现场水合物的评价。它也对评价水合物沉积物的稳定性和对全球环境气候变化的潜在危害提供了更高的资料。     

多孔介质中冰成天然气水合物形成实验研究

为了探讨多孔介质中天然气水合物原位形成规律性,进行了将冰粉和石英砂混合并形成天然气水合物的实验研究。实验结果表明,在这种情况下能形成稳定均匀的水合物;冰成天然气水合物的过程是气固反应过程,过程包括吸附、催化、络合、结晶过程。     

温度和应变速率对水合物沉积物强度影响试验研究

在不同温度和应变速率条件下,对天然气水合物沉积物进行三轴压缩试验。试验结果表明:(1)温度越低,水合物沉积物破坏强度越大,在一定温度范围内可用线性表示。随着温度的进一步降低,破坏强度的增加趋势有所减小,最终趋于定值;(2)水合物沉积物试样的破坏强度随着应变速率的增大而增大。另外,应变速率可明显的改变材料的塑性性能。(3)割线模量E50随着温度的降低线性增加。     

Experimental study and modeling of the kinetics of gas hydrate formation for acetylene,ethylene, propane and propylene in the presence and absence of SDS

The kinetics of hydrate formation of the hydrocarbons acetylene, ethylene, propane, and propylene were investigated using a fully stirred batch reactor. In relation to hydrate formation, a kinetic model was used to determine the induction time, the rate of hydrate formation, the apparent hydration rate constant, water-to-hydrate conversion associated with hydrate growth as well the storage capacity. This was done for all gases investigated in this study. Experiments were performed in the temperature and pressure ranges of (273.7–280.0) K and (0.5–4.12) MPa, respectively. Furthermore, the effect of sodium dodecyl sulfate (SDS) on the gas hydrate formation rate was examined. A substantial growth in the hydrate nucleation rate was observed in the presence of SDS.     

Experimental and numerical study on the impact of strain rate on failure characteristics of shales

The determination of safe mud weight windows during drilling operations and the understanding of shale deformation mechanisms requires accurate knowledge of shale strength characteristics. A key factor in measuring the compressive strength of shale is the strain rate used during laboratory testing. Two phenomena are attributed to strain rate related strength alteration: pore pressure build-up and dilatancy hardening.One of the main factors that influence the compressive strength of shale is its pore pressure. Due to low shale permeability, pore pressure of high water content shales usually builds up during high axial loading. A theoretical analysis on the influence of confining and pore pressures on the deviatoric strength of shale is presented in this study. Additionally, a model to predict pore pressure distribution within shale samples during a typical triaxial compression test is developed. The effects of strain rate and permeability on pore pressure build-up, and thereby the compressive strength are assessed.It was also observed that low water content shales experience a strength increase at high shear rates. This may be due to the forming of micro-cracks within the shale network that leads to dilatancy and thus pore pressure reduction.Experimental results for two preserved shale samples obtained from the field are presented. It is shown that strain rates have different effects on the compressive strength for the two shale types. The deviatoric strength for the soft Pierre I shale decreases, while the strength for the highly compacted Arco shale increases with increasing strain rates. The reasons for these observed phenomena are analyzed, and their impacts on drilling operations are briefly discussed.