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

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

钻井液侵入含天然气水合物地层的机理与特征分析

海洋含天然气水合物地层是具有渗透性的多孔介质体,钻进过程中钻井液不可避免地会与它发生能量和物质交换,从而影响测井响应、井壁稳定和储层评价。在过压钻井条件下,水基钻井液驱替侵入含天然水合物地层和温差下热传导导致的天然气水合物分解是耦合在一起的,其侵入可描述为一个包含相变的非等温非稳态渗流扩散过程。分析了天然气水合物在多孔介质中的分解特性,指出了多孔介质中天然气水合物分解的影响因素,通过钻井液侵入含天然气水合物地层与侵入常规油气地层的比较,提出了借鉴天然气水合物开采渗流模型建立钻井液侵入数值模型的思路

天然气水合物综合模拟实验系统中的高压控制

天然气水合物综合模拟实验持续时间长、压力高（一般≥3.8 MPa）、环节多,为减轻劳动强度和保证实验安全,在实验系统中设计了高压控制台。该压力控制台具有进/出气统一管理、反应釜试压以及系统超压保护等功能。超压保护模块由NV1-20-6M-ATC型气控阀、VP542型高灵敏电磁阀、OMRON/G2R-1型继电器、PCI-1711多功能卡、压力传感器和相应的软件系统构成。电脑软件对采集的压力数据进行判断是否超过报警值,如果超过报警值就发出警报,如果超过卸载压力值,就向PCI-1711卡与继电器相连的通道发送1开关量,继电器接通,电磁阀通电打开,从而低压气体进入气控阀将其打开泄压。整套压力控制系统已在水合物合成及微钻模拟实验中得到了成功应用

钻井液侵入海洋含水合物地层的一维数值模拟研究

本文以墨西哥湾水合物区域为背景，利用数值模拟方法研究了过平衡钻井条件下，当钻井液温度高于地层中水合物稳定温度时，水基钻井液侵入海洋含水合物地层的动态过程及其一般性规律．与侵入常规油气地层相比，耦合水合物分解和再形成是钻井液侵人海洋含水合物地层的主要特征．模拟结果表明，钻井液密度、温度和盐度都对侵入过程有影响．在一定条件下，钻井液密度越大，温度和含盐量越高，则钻井液侵入程度越深，热量传递越远，水合物分解程度越大．分解的水气在合适条件下又会重新形成水合物，影响了钻井液进一步侵入．而重新形成的水合物的饱和度甚至可能高于原位水合物饱和度，在井周形成一个“高饱水合物”环带．这一现象归因于钻井液侵入的驱替推挤、水合物分解的吸热以及地层传热的滞后等因素共同作用．在地层物性一定的条件下，高饱水合物环带的出现与否主要受钻井液温度和盐度控制．水合物分解以及高饱水合物环带的出现对井壁稳定和电阻率测井解释有很大影响．因此，为维护井壁稳定、确保测井准确和减少水合物储层伤害，就必须对钻井液密度、温度和滤失量进行严格控制，防止地层中的水合物大量分解．最好采用控制压力钻井（MPD）和深侧向测井方式，同时尽量选用低矿化度的含水合物动力学抑制剂的钻井液体系，采取低温快速循环方式

天然气水合物储层测井评价及其影响因素

天然气水合物储层准确识别和精细定量评价是自然界水合物开发利用和环境影响研究的基础，而地球物理测井则是除地震和钻探取心外最有效的原位识别和评价方法。电阻率和声波测井是最早应用于水合物储层识别的井内地球物理方法，由于具有较高的准确性和可靠性，二者仍是目前水合物测井的主要方式，并不断衍生出新的技术，如环电阻率、方向电阻率、多极声波测并等；同时，其他如井内成像、密度、电磁波、核磁共振等测井方法也被综合用于识别水合物储层。经过最近20年的发展，水合物系统测井方法已从单一的测井识别发展到运用各种先进的随钻和电缆测井评价复杂地质条件下水合物储层物性的阶段，初步建立了一套基于常规油气系统的水合物系统测井评价理论体系。该套体系对均质孔隙填充型砂质水合物储层具有较好的适用性，但对于非均质性泥质储层（如裂隙、薄层、互层、富泥质）及胶结或骨架支撑形式的水合物储层应用会产生较大的误差。此外，钻井过程中井眼冲蚀和钻井液侵入等外部因素也会影响水合物测井识别和评价结果。通过了解不同测井方法及其最新的研究进展，认为未来水合物测井技术的发展应侧重提高水合物地层识别和评价的准确性，开发复杂条件下水合物储层岩石物理模型，并综合利用地震、测井、岩心分析等方法修正所建立的岩石物理模型和校正实际的测井结果

基于常规测井方法估算原位水合物储集层力学参数

以南海神狐SH7井和阿拉斯加冻土区Mount Elbert井为例,基于常规油气储集层利用测井数据估算地层力学参数的方法,估算海洋区和冻土区水合物储集层力学参数,并与其他研究者的测试或计算结果进行对比。算例分析结果表明：根据常规油气储集层力学参数与声波波速间的关系式,利用测井结果可以估算海洋区水合物储集层的内聚力、内摩擦角、抗拉强度和抗剪强度,但海洋区水合物储集层泥质含量、冻土区水合物地层内摩擦角、海洋区和冻土区水合物地层杨氏模量及体积模量的估算结果误差较大;建立适用于水合物储集层的力学参数与声波波速或水合物饱和度间的关系式,并通过测井方法获取声波波速或水合物饱和度数据,可以更准确地估算原位水合物储集层力学参数