深海能源土宏观力学性质离散元数值模拟分析

首先,引入笔者等^[16-17]所提出的微观胶结模型用以反映能源土颗粒之间水合物微观胶结接触力学特性;其次,采用C++语言将模型程序化,建立同商业软件PFC^2D的程序接口,将模型引入离散单元法中;然后,通过简化计算方法确定胶结宽度随水合物浓度的变化规律,进而确定水合物微观胶结参数;最后,根据所确定的胶结参数,针对不同水合物浓度试样进行能源土宏观力学特性离散元双轴试验模拟,并从应力应变、体积应变、水合物对能源土弹性模量的影响等方面与Masui等^[4]所进行的能源土室内三轴试验进行对比分析。结果表明：所选择胶结模型及微观胶结参数能有效反映深海能源土宏观力学规律;能源土峰值强度、弹性模量均随水合物浓度增加而增加,体积膨胀随水合物浓度的增加越来越显著。     

一个深海能源土的温度-水压-力学二维微观胶结模型

天然气水合物以胶结形式赋存时,对深海能源土的强度和变形特性影响显著,且其影响程度与所处温度、水压与力学环境密切相关。旨在建立可考虑温（温度）-压（水压）-力（力-位移与胶结破坏准则）耦合影响的深海能源土微观胶结模型。首先,依据能源土中水合物胶结可发生于两种接触形式（直接接触与有间距）的土颗粒间,提出适用于两种胶结模式的力-位移准则和胶结破坏准则。其次,提出温压距离参数L（表示在无量纲化处理后的温度-水压坐标平面,土体所处温度与水压点到水合物相平衡线的最小距离）,并依据文献资料分析,建立水合物胶结强度、刚度与参数L间的关系。最后,建立由水合物饱和度确定的粒间水合物胶结尺寸计算方法,并据此进一步建立了胶结强度与刚度同水合物饱和度间的关系。该模型可以方便地植入离散元程序,从而用于深海能源土的宏微观力学分析。     

不同温压环境下深海能源土力学特性离散元分析

深海能源土宏观力学特性与所处温度与水压环境密切相关,明晰温压对能源土力学特性的影响对水合物的安全开采具有重要意义。首先,介绍深海能源土的温度-水压-力学微观胶结模型,用以描述能源土粒间的水合物胶结接触力学特性;其次,将该模型导入至离散元商业软件PFC2D中,开展不同温度与水压环境下的离散元双轴试验;最后,结合离散元双轴试验结果及同已有室内试验结果的对比分析,探讨温度与水压对深海能源土宏观力学特性的影响规律和微观作用机理。结果表明：引入胶结模型的离散元双轴试验可较好地描述深海能源土强度、变形等力学特性随温度与水压的变化关系;温度与水压影响深海能源土宏观力学特性的微观机理是颗粒间水合物胶结强度与刚度同温度与水压间的相关性;建议采用温压距离参数L（在无量纲化的温度-水压坐标平面内,水合物赋存温度与水压点至其相平衡线的最小距离）评价实际复杂温压场下的深海能源土宏观力学特性。     

甲烷水合物三维离散元模拟参数反演初探

含填充型水合物的砂性能源土可视为特殊的散粒体材料（砂粒和水合物颗粒混合物）,具有明显的非连续特征。在离散元中若采用团粒（胶结成团的颗粒组）模拟填充水合物颗粒则需合理确定团粒结构内颗粒间胶结模型参数。为此,基于前人的室内纯水合物三轴试验资料进行离散元建模与参数反演。结果表明,宜采用松散且颗粒间摩擦系数较小的试样模拟水合物块体,当颗粒间摩擦系数小于等于0.0时,可确保无胶结试样的内摩擦角小于室内试验获得的纯水合物内摩擦角。胶结刚度只需在较小范围变化即可反映相同温度不同围压条件下的弹性特性,且微观刚度参数与胶结强度参数的相互作用较小,可以假定二者相互独立。通过选取不同的微观胶结强度值进行不同围压下的三轴压缩试验,建立微观胶结强度参数与宏观参数（内摩擦角和黏聚力）之间的关系,从而确定与室内试验强度特性相符合的微观胶结强度值,实现甲烷水合物三轴试验离散元模拟;由体变规律可知,甲烷水合物在发生剪胀前均存在一个初始的体积收缩阶段,且剪胀特性随着围压的减小而呈现增强趋势。通过微观变量颗粒接触方向组构的分布图可知,随着轴向应变增大,颗粒间接触主方向朝竖直方向偏转,表现出明显的各向异性特性。随着轴向应变的增大,颗粒间胶结残余率变小,表明试样逐步破坏。     

深海能源土剪切带形成机理离散元分析

天然气水合物的分解开采过程将会劣化深海能源土的力学性能,从而引发一系列岩土工程问题。因此,要实现天然气水合物的安全开采,需要对能源土的强度和变形特性开展研究。结合深海能源土微观胶结模型,通过平面应变双轴试验的离散元模拟,研究了深海能源土剪切带形成机理以及剪切带内外的宏微观变量特征。结果表明：水合物胶结提升了深海能源土的强度,且使其呈现出明显的应变软化特性;剪切带在峰值应力后开始产生,伴随着胶结的大量破坏以及各宏微观变量的局部化;剪切带内外各宏微观变量差异明显,随着轴向应变的增加,土体微观结构也随之发生变化。     

深海能源土地基承载特性离散元分析

天然气水合物以胶结形式广泛赋存于深海能源土中,水合物的饱和度对能源土地基的承载特性影响巨大,水合物的开采也必将使能源土的承载特性发生重大改变。采用考虑水合物胶结厚度的微观胶结模型,分别对3种不同水合物饱和度的能源土地基进行载荷试验离散元模拟。分析水合物开采前后能源土地基的承载特性,研究水合物开采对能源土地基承载特性的影响,探讨基底压力的分布规律。结果表明:水合物开采前,能源土地基的承载力随饱和度的增加而增大。开采后,地基的承载力急剧降低,且原有水合物的饱和度越大,开采后承载力的降低量也越大;水合物饱和度越高,达到极限承载力后,p–s曲线越接近于竖直向下;胶结破坏存在临界荷载,且不同水合物饱和度地基的胶结破坏规律不相同;水合物饱和度对基底压力的分布形状影响不大,但不同沉降量下基底压力的分布形状明显不同。     

用于离散元分析的胶结材料三维微观接触模型

岩石、结构性土、含水合物深海沉积土(能源土)等岩土材料均可视为由颗粒骨架和粒间胶结物共同构成的胶结型材料。简单实用的微观粒间接触模型是采用离散元数值方法分析胶结体系宏微观力学特性的基础。针对有一定厚度的粒间胶结形式,将胶结物简化为存在于颗粒之间有一定厚度的短圆柱。通过对胶结物内部应力分布进行适当简化推导了三维粒间接触模型,包括法向、切向、弯曲和扭转四个方向的相互作用规律。最终所得模型结合了理论推导和既有室内胶结接触力学试验成果,考虑粒间胶结物的法向压碎过程,能描述切向、弯曲和扭转单独作用的破坏过程以及剪弯扭共同作用下的破坏准则。模型形式简单,易于引入离散元程序。     

含水合物砂土力学特性及本构模型

天然气水合物(以下简称水合物)的不当开发可能会带来一系列的地质灾害和环境问题,因此,开展含天然气水合物地层开采过程中的安全稳定性评估显得尤为重要,而建立能有效描述含水合物沉积物的力学行为的本构模型是安全稳定性分析的核心前提。在分析含CO₂水合物砂土的三轴力学特性的基础上,把含水合物沉积物视为水合物和土颗粒骨架组成的复合胶结性材料,参考胶结土体的建模思路,引入附加内变量描述水合物对土体的胶结影响,建立了含水合物砂土的屈服函数和非关联流动法则,建立了含水合物砂土的本构模型。通过模型验证及分析,模型能较好地模拟不同围压下和不同水合物含量下含水合物砂土的应力应变曲线,反映含水合物砂土的力学特性。     

试验反压对深海能源土宏观力学特性影响的离散元分析

在饱和土体三轴试验中,反压常被用于提高试样饱和度,其对常规土体强度特性无影响已广为认同,而已有试验资料表明反压对深海能源土强度、弹性模量等宏观力学参数均存在一定影响,成为困扰国际岩土界的一个难题。首先探讨了试验反压对能源土力学特性的影响机理,通过引入能源土微观接触模型的离散元双轴试验检验上述机理的合理性;然后结合20组离散元双轴试验,进一步探究能源土宏观力学特性随反压的变化规律。结果表明：试验反压对能源土力学特性的影响与水合物作用相关;反压能提高能源土强度,使应变软化和剪胀特性更加明显,并对其弹性参数有一定的影响;试验反压较大时,反压变化对能源土强度参数的影响难以忽略,但对弹性参数的影响可忽略。     

水合物赋存模式对含水合物土力学特性的影响

基于非饱和制样法(US法)和饱和试样气体扩散制样(SD法)2种制样方法,利用三轴剪切试验研究不同水合物赋存模式对含CO2水合物土力学特性的影响规律。试验结果证实水合物的赋存模式及其含量对含水合物土的力学特性存在重要影响,微观机制分析表明：US法制得试样属于胶结赋存模式,该模式表现出典型的胶结土的结构特性,而 SD 法制得试样根据水合物含量不同,属于填充模式、接触模式和透镜体模式,显示出明显的颗粒摩擦材料的力学特性,但由于水合物的破碎损伤效应也会导致应变软化现象。最后,利用有效水合物饱和度的概念,提出能考虑2种水合物形成模式下抗剪强度预测的经验公式。     

Constitutive model for gas hydrate-bearing soils considering different types of hydrate morphology and prediction of strength-band

The present study proposes a new elasto-plastic constitutive model that considers different types of hydrates in pore spaces. Many triaxial compression tests on both methane hydrate-bearing soils and carbon dioxide hydrate-bearing soils have been carried out over the last few decades. It has been revealed that methane hydrate-bearing soils and carbon dioxide hydrate-bearing soils have different strength and dilatancy properties even though they have the same hydrate contents. The reason for this might be due to the different types of hydrate morphology. In this study, therefore, the effect of the hydrate morphology on the mechanical response of gas-hydrate-bearing sediments is investigated through a model analysis by taking into account the different hardening rules corresponding to each type of hydrate morphology. In order to evaluate the capability of the proposed model, it is applied to the results of past triaxial compression tests on both methane hydrate-containing and carbon dioxide hydrate-containing sand specimens. The model is found to successfully reproduce the different stress–strain relations and dilatancy behaviors, by only giving consideration to the different morphology distributions and not changing the fitting parameters. The model is then used to predict a possible range in which the maximum deviator stress can move for various hydrate morphology ratios; the range is defined as the strength-band. The predicted curve of the maximum deviator stress obtained by the constitutive model matches the empirical equations obtained from past experiments. It supports the fact that the hydrate morphology ratio changes with the total hydrate saturation. These findings will contribute to a better understanding of the relation between the microscopic structures and macro-mechanical behaviors of gas-hydrate-bearing sediments.     

BASIC RESEARCH ON THE MECHANICAL BEHAVIOR OF METHANE HYDRATE-SEDIMENTS MIXTURE

The possible existence of a vast amount of methane hydrate around islands has attracted attention as the largest potential hydrocarbon resource in Japan. At the same time, several production methods have been considered to extract the gas from the hydrate zone. Although it is known that the hydrates pose significant obstacles to drilling and production operations, there is at present only limited knowledge on the mechanical behavior of hydrate-rich zones, which is necessary to understand the stability around the site. In order to know the properties of methane hydrate and/or its sand mixtures, a series of tests was carried out on artificial methane hydrate-sand mixtures, using low temperature and a newly developed high confining pressure triaxial compression technique. The sediments used in the mixture were obtained from a 207.75m sea bottom core from the Nankai Trough, located 1152.75m below sea level. The specimens used were prepared by compressing a mixture of artificial methane hydrate and the sediments with a volume ratio of sediments to the whole of specimen. On the basis of these experimental results, the factors affecting mechanical properties of the hydrate and sediment mixtures are discussed. It is very essential to collect more data on the properties of methane hydrate and/or sedimentation (soil) mixture to understand the stability of any attempt at methane hydrate production.