天然气输送管线中水合物形成的边界条件

运用水合物形成的热力学相平衡模拟计算方法及根据输气管线中的天然气组成，确定了青海和甘肃输气管线中水合物形成的边界条件，提出预防水合物堵塞的热力学方法。在青海和甘肃输气管线工作压力约为2．5～4．11MPa的范围内，水合物形成最低温度约为1～5℃。在-7～5℃时，在体系中加入甲醇或增加盐度可有效地控制管线中水合物的形成。在低于-7℃的条件下，盐度和甲醇的联合应用，才能有效抑制输气管线中水合物的形成。在温度低于0℃和压力为2．5～4．11MPa的水合物热力学稳定范围内，降低输气管线中的水含量可有效地控制水合物形成而产生的堵塞。     

青藏高原多年冻土区天然气水合物的形成及地球化学勘查

高原冻土带是天然气水合物生成和保存的潜在源区.对青藏高原西大滩-安多长达556 km的多年冻土区烃类有机地球化学剖面的测量结果表明,土壤样品的酸解氢、酸解甲烷、酸解乙烷、酸解丙烷和热释汞异常明显,其异常下限远高于背景值,其中酸解甲烷的背景值为395.54 μL/kg,异常下限为883.84 μL/kg,可见该区天然气水合物成藏具有很好的远景.通过统计学分析和综合地球化学对比分析,指出烃类"负异常"是地下赋存天然气水合物的重要标志.据此初步建立了多年冻土区天然气水合物的形成及地球化学勘查模式.     

俄罗斯天然气水合物研究现状

2003年1月27～29日在俄罗斯新西伯利亚市召开了“俄罗斯2003地球生态体系中的天然气水合物”会议.会议的组织者为俄罗斯科学院西伯利亚分院、A·B·尼古拉耶夫无机化学研究所、A·A·特罗菲姆克地质与地球物理矿物学综合研究所和俄罗斯基础研究基金会.到会代表100余人,分别来自莫斯科、圣彼得堡、新西伯利亚、海参崴等15个城市的40多家单位. 目前,世界上许多国家对天然气水合物的研究兴趣不断提高.与煤层气、无机成因气、深盆气等非常规油气资源一样,天然气(以甲烷为主)水合物亦为重要的潜在新能源,值得今后进行深入勘查、利用开发…     

青海木里地区天然气水合物形成条件分析

我国的青藏高原地区有大面积的多年冻土分布,其适宜的温压条件为天然气水合物的形成创造了有利的环境。在青藏高原北部祁连山区木里煤田多年冻土层煤炭地质勘查施工中,发现天然气水合物存在的证据。通过分析木里地区多年冻土带天然气水合物的形成条件,对天然气水合物烃类气体的来源进行了探讨,提出煤层和煤系分散有机质热演化过程中形成的烃类气体是木里煤田天然气水合物主要来源的观点,将并其称之为“煤型气源”天然气水合物。     

青海省天峻县木里地区天然气水合物发现区浅表地球化学特征

在青海木里天然气水合物发现区分别采集50件浅表土壤样品和顶空气样品,采用顶空间轻烃法、酸解烃法和蚀变碳酸盐法研究其浅表地球化学特征。结果表明,顶空气中可检测出C1-C3,土壤中检测出C1-C5,酸解烃各指标之间具有显著的相关性,碳酸盐指标与酸解烃也呈显著的正相关。地表烃类气体来源为原油伴生气、凝析油伴生气和煤型气,与水舍物同源,显示出深部热解成因气的特征。     

青海省天峻县木里地区天然气水合物发现区 浅表地球化学特征

在青海木里天然气水合物发现区分别采集50件浅表土壤样品和顶空气样品,采用顶空间轻烃法、酸解烃法和蚀变碳酸盐法研究其浅表地球化学特征。结果表明,顶空气中可检测出C1—C3,土壤中检测出C1—C5,酸解烃各指标之间具有显著的相关性,碳酸盐指标与酸解烃也呈显著的正相关。地表烃类气体来源为原油伴生气、凝析油伴生气和煤型气,与水合物同源,显示出深部热解成因气的特征。     

天然气水合物形成的地质模式

根据对引起天然气水化合物形成的各种自然过程进行的研究和对天然气水合物在地下深部存在的可能性所作的评价以及根据引用的观测资料，划分出引起天然气水合物形成的低温，海侵，成岩，迁移流，断层，地层削蚀，热液，沉积和海底火山等作用的地质模式，并对这些模式的特征进行了描述。业已证明，最主要的天然气富集模式都是在海底条件下实现的。在大陆和极地陆棚的厚层冰冻岩带也可形成水合物弱富集。     

琼东南盆地崖13气田天然气形成水合物的温压条件和厚度计算

天然气水合物具有巨大的资源前景和极强的环境与灾害效应，是目前地学研究中的热点。利用CSMHYD模拟程序，结合南海琼东南盆地地质和地球化学条件，计算了南海琼东南盆地崖13气田天然气形成水合物的温度和压力条件。在海底海水温度为2－16℃、盐度为3．4％条件下，琼东南盆地崖13气田C3＋C4含量小于5％的天然气形成水合物压力有较大的范围。天然气组成对水合物形成温压条件有控制作用：随天然气中C3＋C4的含量增加或C1＋C2＋N2＋CO2含量降低，在等压条件下水合物形成温度增高，在等温条件下水合形成压力降低，压力降低的幅度受温度控制，温度越高，幅度越大，并且压力的对数与成分间有统计线性关系。在琼东南盆地平均地温梯度3．76℃／100m条件下，琼东南盆地崖13气田C3＋C4含量小于5％的天然气形成水合物所需的C3＋C4最小含量与海底之下的深度间存在统计函数关系，随海底之下深度的增加，形成水合物的天然气C3＋C4最小含量也同步增加。这种关系也表明了天然气的C3＋C4含量与海底之下形成水合物最大厚度间的关系。但不同地区由于海底水深、温度、地温梯度和天然气的组成不同，天然气的C3＋C4含量与海底之下形成水合物厚度之间的统计函数关系式也不同，对于一个特定地区必须进行研究后才能确定。     

天然气中氮的地球化学特征

本文研究了天然气中氮的地球化学特征，并讨论了氮的成因。     

祁连山木里冻土区天然气水合物矿区稀有气体氦、氖地球化学特征及其指示意义

稀有气体氦(He)、氖(Ne)是天然气水合物中的痕量组分,其化学性质稳定,在地质作用过程中其丰度变化几乎不受复杂化学反应和近地表微生物的影响。顶空气He、Ne地球化学勘查方法可以排除沼泽区微生物的强烈干扰,提高包括天然气水合物在内的油气近地表地球化学勘查的效用及精度。选择祁连山木里冻土区天然气水合物矿区进行试验研究,获得近地表土壤顶空气He平均含量为799×10-6,Ne平均含量208×10-6,均高于其在大气中的丰度。稀有气体He、Ne具有很强的穿透能力,平面上,在已知水合物矿藏和水合物远景区上方具有明显的地球化学顶部异常特征;钻井地球化学垂向剖面上,水合物富集层位上方具有明显的上置气异常特征。顶空气He、Ne近地表平面异常和钻井岩屑剖面异常特征证实,祁连山水合物形成过程中烃类气体发生了分异和垂向微渗漏,其携带笼中的稀有气体He、Ne以“类气相”地气流形式垂向迁移。试验证明,顶空气He、Ne异常对木里天然气水合物矿藏具有良好的指示作用。顶空气He、Ne勘查方法是冻土区水合物地球化学勘查技术的有效补充。     

勘查地球化学方法适用于勘查天然气水合物的依据

人们一直关注勘查地球化学（即化探）方法能否适用于以固体形式赋存于孔隙沉积地层中的水合物介质。从水合物地质学和水合物勘探地震学提供的烃类物质微渗漏的事实、水合物化探自身理论和国际ODP 204航次水合物钻井样品的地球化学分析结果以及南海水合物研究区的化探实践3个方面探讨并阐述了勘查地球化学方法在水合物勘查中的适用性,化探方法能够从海底沉积物的痕量化学组分的分布上追踪水合物存在的有利证据。     

中纬度带天然气水合物地球化学勘查技术

祁连山冻土区木里地区天然气水合物矿藏是迄今为止在中纬度带首次发现的水合物矿藏,为了研究中纬度带水合物地球化学勘查技术,选择木里矿区作为方法技术的试验区。试验指标内容有土壤顶空气、酸解烃、碳酸盐和甲烷碳同位素。研究表明:祁连山木里天然气水合物矿藏存在明显的近地表地球化学异常;由甲烷碳同位素和烃类组成判断地表油气化探异常为热解成因,指示该区天然气水合物成藏物质来源于油气和煤成气。进一步研究了中纬度带冻土区天然气水合物成藏模式,指出该区进行天然气水合物勘探的同时应进行石油和煤成气的综合勘探。     

青海木里三露天天然气水合物地球化学远景评价

对青海木里三露天天然气水合物矿藏进行了地球化 学精查,面积10 km²,采样密度为16个点/km²,分析了土壤酸解烃和顶空气。对精查地球化学异常进行了解释,着重于天然气水合物矿藏和天然气藏的区分,以及水合物靶区预测等问题。研 究表明,综合地球化学异常和冻土厚度能够有效区分水合物和浅层气,酸解烃和顶空气重烃比值能够圈定天然气水合物靶区。8个天然气水合物发现井(DK-1、DK-2、DK-3、DK-7、DK-9、 DK12-13 、DK11-14和DK10-17)位于靶区内,全部的水合物干井(DK-4、DK-10、DK10-16、DK10-18、DK7-20、DK-6、DK6-21、DK4-24）位于背景区。     

海洋天然气水合物成藏系统研究进展

在系统总结海洋天然气水合物形成的物质来源及成因机理、物理化学响应、形成环境及成藏模式、分布规律和资源评价进展的基础上,提出了我国开展天然气水合物成藏机理研究的方向和科学问题。2007年4—6月通过钻探获得了测井、原位测量、沉积物岩心及其顶空气、孔隙水、微生物、水合物等样品和资料。南海北部陆坡神狐海域是研究天然气水合物成藏机理和分布规律的理想区域。采用重点分析天然气水合物成藏的物质基础、形成环境、成藏过程、响应机理和成藏系统等研究思路,针对天然气水合物成藏系统中气—水—沉积物—水合物体系的相互作用机理、天然气水合物成藏过程中的物理化学响应机理、天然气水合物成藏要素的耦合控矿机理等3个关键科学问题,开展天然气水合物成藏物源、地质与温压场等成藏条件、成藏演化热动力学机理、成藏响应机理和天然气水合物成藏系统等5个方面研究。     

青海木里三露天水合物微生物地球化学勘查研究

以青海省天峻县木里地区天然气水合物发现区为研究对象,以天然气水合物发现井作为正演模型,采用250 m×500 m、100 m×100 m两种调查尺度,对陆地冻土区天然气水合物微生物地球化学烃检测技术的适用性进行了研究。结果显示：研究区有显著的微生物异常,指示下伏地层存在烃类富集;稀网格微生物调查查明烃类富集的有利区 ,而密网格调查很好地识别了天然气水合物分布的非均质性,与水合物钻探井所揭示的横向上天然气水合物分布不连续的特征一致。土壤吸附气的地球化学检测和分析,揭示研究区天然气水 合物的气源十分复杂,主要为热成因的煤层气和油型气。研究结果为探索天然气水合物富集规律和勘探方向提供依据和参考。微生物地球化学勘查结果精细地刻画了冻土区天然气水合物分布 规律及气源特征,结合地质学、地球物理、地球化学进行综合分析,为陆地天然气水合物的识别提供新的研究方法,同时降低天然气水合物的勘探风险,提高勘探的成功率。     

天然气水合物稳定带顶界面确定研究进展

天然气水合物稳定带的顶、底界面在空间上限制了天然气水合物在自然界中的实际分布,同时也是进行天然气水合物资源评价的基础,对了解其成矿规律、指导勘探开发具有重要意义.确定天然气水合物稳定带顶界面的方法主要有3种:①利用理论模型模拟的方法;②利用地球化学异常的方法;③利用地球物理资料的方法,其中第一种方法比较粗略,后两种方法比较精确,但在数据处理上的难度较大.     

天然气水合物形成过程中的气体组分分异及地质启示

自然地质条件下不同气源的天然气体由于其组成不同,对天然气水合物的成藏条件产生不同影响。以2个常规天然气样品为例,在中国石油大学自行研制的水合物成藏一维模拟实验装置上进行了水合物成藏模拟实验,并对实验前后的原始气样、水合物形成后的游离气、分解气进行了气体组分分析。实验结果表明：水合物分解气中CH₄、N₂含量降低,而C₂H₆、C₃H₈、iC₄H₁₀、nC₄H₁₀、CO₂含量增大,游离气中各组分的变化趋势刚好相反,这意味着同等的温度压力条件下,C₂H₆、C₃H₈、iC₄H₁₀、nC₄H₁₀、CO₂等与CH₄、N₂相比更易于形成水合物;通过计算分解气体各组分相对于原始气体的相对变化量发现,在实验温度压力条件下（高压釜温度范围为4~10 ℃,气体进口压力为5 MPa）,烃类气体与水结合形成水合物的能力由甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷依次增加;由于不同烃类气体与水合物结合的条件不同,导致水合物形成过程中气体组分发生分异,水合物中甲烷含量减少、湿气含量增大,而游离气中气体变化相反,在自然地质条件下形成由水合物稳定带上部溶解气带、水合物稳定带及下部游离气带（或常规气藏）甲烷含量呈中-低-高特点,湿气和二氧化碳含量呈低-高-中的三层结构分布模式,因此,同一气源气体在不同带内表现出不同的气体组分特征。     

西沙海槽研究区天然气水合物地球化学勘探

天然气水合物研究涵盖了地球物理、地球化学和地质等多门学科, 其中勘查地球化学方法技术可以从海底介质中获得与天然气水合物有关的痕量地球化学信息, 圈定水合物异常区域.依据2000年和2001年在中国南海西沙海槽工作区天然气水合物地球化学现场快速勘查实测和室内分析测试的多种烃类结果, 获得了海上工作区气态烃地球化学异常分布, 以及与该区水合物地震BSR和BZ的对比分析评价结果.同时根据现场实测同位素数据, 探讨了工作区形成水合物气态烃甲烷的成因.研究成果为工作区天然气水合物勘探提供了地球化学方面的直接证据.      

Geochemical Characteristics and Gas-to-Gas Correlation of Two Leakage-type Gas Hydrate Accumulations in the Western Qiongdongnan Basin, South China Sea

In recent years, a series of highly saturated leakage-type gas hydrates have been discovered in the western Qiongdongnan Basin (QDNB), South China Sea. Based on the molecular compositional and isotopic characteristics of the gas samples relevant to the gas hydrates collected from the two leakage-type gas hydrate accumulations in the GMGS5 and GMGS6 drilling zones, a detailed geochemical gas-to-gas correlation was conducted in this study, in order to further understand the geochemical characteristics and possible hydrocarbon sources of these gas hydrates. The natural gas relevant to the gas hydrates in the GMGS5 block is characterized by wet gas (67.96% < %C1 < 98.58%, C1/C1+ < 0.9) and significant molecular and carbon isotope fractionation within the depth profile, whereas the gas samples from the GMGS6 block exhibit the characteristics of dry gas (99.25% < %C1 < 99.81%, C1/C1+ > 0.9) and lack molecular and carbon isotope fractionation. Approximately 40%?60% of the methane within the gas hydrate is of microbial origin, while the C2+ gas components are typical coal-type gas that are derived from thermogenic source rocks or deeply-buried natural gas fields. In addition, typical in situ primary microbial methane (?80.6‰ < δ13C-C1 < ?67.7‰) was discovered in well Wb, which was applied to estimate the contribution of the microbial gas to the gas hydrates. The gas-to-gas correlation results show that the hydrate gases within the two leakage-type gas hydrate accumulations in the GMGS5 and GMGS6 blocks are geochemically different, suggesting that they may have been derived from different source kitchens. Our results further indicate that the deeply-buried thermogenic gas significantly contributed to the shallowly-buried gas hydrates in the western QDNB and multiple effective thermogenic source kitchens provided the hydrocarbon gas in the gas hydrate accumulations.