The Formation Process Simulation of Hydrate Reservoirs in Seafloor Sediments

Classification on natural gas hydrate deposits is summarized in this paper, and a dynamic theory of gas hydrate reservoirs formation is put forward. Based on this theory, there have three types of reservoirs: growing type(including seeping type and diffusing type), matured type and regressive type. Some experiments have been done by simulating in-situ hydrate formation system when gas migrating in seepage system in a glass bubble cell. The phenomena in experiments indicate that gas migration can change the quality of mass and heat transfer when hydrate forming. There may exist a &ldquo;pseudo&rdquo; buffer layer which has some distance of thickness in the interface between gas and liquid. The overburden stress in sediments capillary will gradually breed because of continuously hydrate formation in the course of gas migration, and causes faults or fractures of the stratum matrix. Therefore, it must build up new hydrate phase diagram in order to adapt the new characteristic of natural hydrate system brought by gas migration. Assuming there has a methane venting zone of 1500m, and the methane flux is 1000kmol/a, and the temperature of methane hydrate-bearing sediments ranges from 3℃ to 20℃, then according to the hydrate film growth theory, by numerical simulation,the results show that the cementation velocity in sediments matrix of methane hydrate is about 0.2nm/s, and the seepage system will evolve into diffusion system over probably 35ka. Meanwhile, the methane hydrate growth velocity in leakage system is about 20-40 times faster than in diffusion system. A multi-phase flow model including water - gas (free gas) &ndash;salt- hydrate has been eatablished to describe this flow-transfer-reaction process. Combinating informations gotten from in-situ drilling samples datum, the methane formation process in Shenhu area of South China Sea has been deducted. It has been speculated that there has a moderate methane flux over this seafloor sediment. If the flux is about 0.5kg/m2&middot;a, then it has evoluted about 4800a through simulation, and after about 2700ka, the hydrate saturation in pore will arrive its peak. Approximately 1.47&times;109m3 methane hydrate volume has been estimated in this marine basin.</span

H型水合物生成过程的实验研究

在恒容条件下,根据水合物的相平衡条件设置4、6、8 K三个不同的过冷度,分析了不同的过冷度对含大客体分子和甲烷体系的H型水合物生成过程的影响,并与纯甲烷水合物的生成过程进行比较,包括诱导时间、生成速率、气体消耗量。本实验所采用的四种大客体分子分别是：环庚烷、环庚酮、环辛烷、甲基环己烷。实验结果表明,过冷度越大,水合物生成的诱导时间越短;环庚酮H型水合物的反应速率最快,且储气效果最佳

烃类水合物导热特性的分子动力学模拟

采用分子动力学模拟方法 Green-Kubo理论计算了263.15 K、3 MPa,sⅠ乙烷水合物、乙烯水合物的导热,给出密度和热导率值。从主客体分子和晶体结构（致密性、规整程度）对导热的影响等角度研究了烃类水合物（甲烷水合物、乙烷水合物、乙烯水合物）导热的特性。结果显示化学性质相似、分子量相差不大的烃类形成的水合物,其导热具有相似的温度压力依赖关系和晶体结构相关关系。对于sⅠ型水合物,水分子对水合物导热的影响远远超过客体分子对导热的影响。水合物的分子量越大,水合物密度越大,热导率越大。水合物晶体越致密、晶格越规整,热导率越大

祁连山冻土区天然气水合物储层岩石热物性实验研究

采用扫描电镜测试了祁连山冻土区天然气水合物储层泥岩和砂岩微观结构.在显微镜下观察到,泥岩由微小均匀的片状多边形块体构成,这种微观结构使得泥岩中水合物以浸染状赋存;而砂岩内部存在分散状孔隙,砂岩中水合物为孔隙赋存.采用瞬变平面热源法测试了含甲烷水合物储层岩石的导热系数和热扩散率.在温度为- 9.41 ~ 9.41 ℃时,干泥岩导热系数为0.577 ~ 0.853 W·m~(- 1)·K~(- 1),含甲烷水合物储层泥岩导热系数为0.704 ~ 1.050 W·m~(- 1)·K~(- 1).在温度为- 8.11 ~ 9.28 ℃时,干砂岩导热系数为0.828 ~ 1.271 W·m~(- 1)·K~(- 1),含甲烷水合物储层砂岩导热系数为3.850 ~ 4.555 W·m~(- 1)·K~(- 1).在温度为- 9.41 ~ 9.41 ℃时,干泥岩热扩散率为0.712 ~ 0.894 mm~2·s~(- 1),含甲烷水合物储层泥岩热扩散率为0.792 ~ 1.006 mm~2·s~(- 1),干砂岩热扩散率为1.198 ~ 1.674 mm~2·s~(- 1),含甲烷水合物储层砂岩热扩散率为1.403 ~ 1.769 mm~2·s~(- 1).测试数据表明,对于孔隙型水合物,测定导热系数是一种较好的辨识水合物存在的辅助手段

天然气水合物动态成藏理论

总结了天然气水合物的赋存状态及其分类，从生成和分解速度角度提出了天然气水合物的动态成藏理论，并依据冻土层钻井气体喷溢、海底水合物露头和海底羽状气泡流等实例论证了这种动态成藏理论。指出天然气水合物赋存状态主要有3种类型，即成长型（渗透型、扩散型）、成熟型和消退型，认为我国南海北部陆坡区的西沙海槽、东沙群岛东南坡、台西南盆地、笔架南盆地等区域有可能存在着仍处于发育阶段的渗透型或扩散型水合物层，而青藏高原羌塘盆地则是属于消退型水合物，祁连山地区、准噶尔盆地等的烃类气体泄漏表明在我国西北和东北的冻土带也可能存在着含气水合物层

Characteristics of thermal conductivity and thermal diffusivity of carbon dioxide hydrate

Thermal conductivity and thermal diffusivity are two key basic factors of thermal property data that determine gas hydrate resource extraction. In this study, carbon dioxide hydrate sample was formed from a supersaturated carbon dioxide gas solution and

客体分子数对甲烷水合物导热性能影响的分子动力学模拟

采用EMD方法 Green-Kubo理论计算263.15K晶穴占有率0～100%sI甲烷水合物的热导率,研究客体分子数对甲烷水合物导热性能的影响。模拟结果显示,甲烷水合物的低导热性能由主体分子构建的笼形结构决定。而在相同温压条件下,随着客体分子甲烷进入晶胞数目增多,晶穴占有率增大后,密度增大,同时客体分子对声子的散射也增强,二者均导致导热性能增强

二氧化碳水合物导热和热扩散特性

热导率和热扩散率是天然气水合物资源开采关键性基础热物性数据,采用反应釜内壁衬有氟塑料材料,低过冷度,让水合物在反应釜内逐层生成的合成方法,获得可直接用于导热测试的二氧化碳水合物样品。采用瞬变平面热源法原位测试了温度264.68-282.04 K、压力1.5-3 MPa二氧化碳水合物热导率、热扩散率,并测试了二氧化碳水合物在268.05 K、0.6 MPa左右发生自保护效应过程中热导率、热扩散率,获得了晶态下和自保护效应过程中的二氧化碳水合物热导率、热扩散率变化特性。测试结果将为天然气水合物资源的开发利用提供基础数据和理论依据

南海北部神狐区域SH2站位甲烷水合物成藏动力学模拟研究

南海北部神狐区域海底的高丰度水合物储层与生物成因为主的甲烷气源表明该区域很可能是一种特殊的复合型海洋水合物系统,其成藏动力学机制有待进一步的研究和澄清.建立了一个耦合沉积层地质属性-流体流动过程水合物反应动力学的传输-反应模型,区别了两种不同类型的水合物形成（分解）动力学过程（1）在通常情况下溶解甲烷和游离气共同形成水合物,（2）特殊情况下游离气直接生成水合物,结果表明在神狐海域热力学环境下游离气形成水合物速度比溶解甲烷快约4倍,气体含量和动力学常数比值越大生成水合物越快,而对比水合物分布的模拟结果与实测数据表明该区域水合物储层聚集和产状很可能受到了其他地质活动的影响

南海琼东南盆地渗漏系统甲烷水合物生长速度

南海琼东南盆地发现的高压泥底辟构造、海底“气烟囱”和天然气冷泉表明该地区可能存在着渗漏系统天然气水合物藏．假定在该区直径为1500m的甲烷渗漏区内，甲烷渗漏通量为1000kmol／a，甲烷水合物沉积层的温度范围为3～20℃，根据水合物条形移动界面理论建立传热模型，选取0mbsf、100mbsf、200mbsf和425mbsf分别计算在渗漏和扩散情况下的温度和生长速度变化曲线．结果表明甲烷水合物在沉积层骨架里的固结速度约为0．2nm／s，经过约35000年后渗漏系统将演变成扩散系统．同时，甲烷水合物在渗漏系统里比在扩散系统里的生长速度快约20～40倍