天然气水合物是一种储量丰富的高效清洁能源(1 m³水合物可释放出164~180 m³天然气), 广泛分布于深海沉积物和陆地的永久冻土层中, 其在全球储量相当于目前已探明煤、石油、天然气资源量的2倍。自20世纪60年代以来, 世界各国对天然气水合物开展了大量调查和研究工作, 在全球陆续发现和推测天然气水合物产地150多处。进入21世纪以来, 随着全球天然气需求的快速增长和环保压力的日益增大, 天然气水合物逐渐成为人类社会的新宠。美国阿拉斯加北坡和日本南海海槽天然气水合物的试开采, 再次引起世界各国对天然气水合物的高度关注。近几年, 中国在天然气水合物勘探方面也取得突破性进展, 先后在南海北部海域^[1-2]、祁连山冻土区^[3-4]成功钻获天然气水合物样品。据估算, 中国在南海的天然气水合物储量高达700亿t油当量^[5]。随着中国油气行业向深水领域的稳步迈进, 深海天然气水合物的勘探开发工作必将迎来一个快速发展阶段。天然气水合物的形成与其所处的地质构造环境密切相关, 认识不同构造环境中的天然气水合物形成机制, 对于调查和研究海域天然气水合物的分布规律, 指导深水油气安全钻探和水合物勘探开发具有重要的科学意义。目前针对海域水合物系统的成藏研究, 主要采用理论分析、室内试验以及数值模拟等手段。近十年来, 国内外诸多学者建立了不同的水合物成藏数值模型, 可分为低通量扩散模型、高通量渗漏模型以及混合通量模型, 用于分析水合物成藏过程中单一气源条件或混合气源条件下水-水合物两相共存的热力学平衡体系或水-水合物-游离气三相共存的热力学非平衡体系^[6-13]。这些研究极大地推动了当前对自然界水合物系统的认识。目前油藏数值模拟模型日渐成熟, 在多相渗流、地化反应以及储层物性描述等方面性能优异, 可以用于水合物成藏研究, 但鲜有报道。笔者针对具有开发潜力的渗漏型天然气水合物藏, 尝试采用油藏数值模拟方法, 建立海底甲烷水合物形成及富集机制模型, 评价海底低渗层遮挡和海底冷泉两种情形下甲烷水合物富集成藏过程及其影响因素, 验证油藏数值模拟方法用于水合物藏模拟的可行性。

1 海底天然气水合物成因及特征

高压低温环境是天然气水合物形成的前提。海洋深水区海底浅部地层处于高压低温环境, 是天然气水合物形成和赋存的有利场所, 其水深多在300~4 000 m。深水钻完井过程中, 海底泥线附近的井筒处于水合物风险区^[14-15], 而对于水合物成藏, 天然气只有进入海底泥线以下水合物稳定区才可形成水合物, 水合物稳定区的下限深度可根据水合物相态曲线以及泥线以下地温梯度确定, 最深可达泥线以下1 500 m, 如图 1所示。

气源条件是天然气水合物形成的物质基础, 直接控制着水合物气藏类型。目前发现的海底天然气水合物均为有机成因气, 并可进一步分为生物成因气和热解成因气。一般认为, 在半深海沉积区聚积有大量的有机碎屑物, 由于迅速埋藏在海底未遭受氧化作用而保存下来, 并在沉积物中经细菌作用转化为甲烷气, 由于生成的甲烷气通量较小, 甲烷主要以溶解态存在, 因此生物成因气水合物藏主要为扩散型水合物藏。对于热解成因气水合物藏, 甲烷气主要来源于下部的油气储集体, 气量充足情况下, 通常以游离态形式经断层等通道运移至海底浅层, 在合适的温度压力条件下形成水合物并局部富集成矿, 该类水合物藏主要为渗漏型水合物藏^[16]。渗漏型水合物藏主要受构造因素控制, 与断裂、底辟等系统相伴生, 根据封盖条件, 深部甲烷气可全部或部分被圈闭在海底浅层^[17]。墨西哥湾是深部油气渗漏形成海底水合物矿藏的典型海域, 该海域盐丘上拱使沉积岩破碎, 深部天然气通过断层进入海底浅部地层而形成水合物藏^[17-18]。

扩散型水合物藏和渗漏型水合物藏具有不同的水合物热力学体系^[16]。扩散型水合物藏的形成受温度、压力、气体溶解度的控制, 还受气体组分、孔隙水盐度等因素的影响, 水合物稳定区内没有游离的天然气, 是水-水合物两相共存的热力学平衡体系。而渗漏型水合物藏一般是一个水-水合物-游离气三相共存的热力学非平衡体系, 水合物的形成和富集除受温度、压力等热力学条件影响, 还受水合物生成和分解动力学过程控制。

虽然目前发现的大多数天然气水合物为生物成因气, 但通常为扩散型水合物藏, 丰度低, 很难局部富集。相对而言, 深水油气盆地更易形成具有开发价值的浅层大规模、高丰度的渗漏型水合物矿藏, 值得深入研究和优先开发。

2 天然气水合物反应动力学模型 2.1 基本反应动力学模型

对于渗漏型水合物藏, 甲烷气源主要以游离态供给, 水合物的生成和分解过程可简化为具有不同反应频率的气态甲烷和液态水的可逆反应, 反应方程为

$ {\rm{C}}{{\rm{H}}_4}\left( {\rm{g}} \right) + n{{\rm{H}}_2}{\rm{O}}\left( {\rm{w}} \right) \leftrightarrow {\rm{C}}{{\rm{H}}_4} \cdot n{{\rm{H}}_2}{\rm{O}}\left( {\rm{s}} \right) \pm {\rm{heat}}. $

(1)

在温度压力合适的情况下, 水分子形成笼型结构包裹在客体分子周围, 生成固态的水合物, 反应向右进行; 当压力下降、温度升高时, 水合物分解, 反应向左进行。水合物生成和分解分别为放热和吸热过程。假设水合物的笼型结构全部被甲烷分子占据, 则1个水合物分子包含46个水分子和8个甲烷分子, n=5.75, 1体积水合物分解可以释放出170标准体积气体。

气-水-水合物三相平衡条件下的气体逸度与实际气相中气体逸度之差, 即水合物相平衡压力与气相压力之差为水合物生成和分解的驱动力。若气相压力大于水合物相平衡压力(p_g-p_e>0), 则水合物生成, 反之则水合物分解(图 2), 水合物的生成和分解速率正比于驱动力, 则水合物生成(f)和分解(d)的反应速率方程^[19-21]可表达为

$ \frac{{{\rm{d}}{c_{{\rm{h}},{\rm{f/d}}}}}}{{{\rm{d}}t}} = {k_{{\rm{f/d}},{\rm{o}}}}{A_{{\rm{f/d}}}}\exp \left( { - \frac{{{E_{\rm{a}}}}}{{RT}}} \right)\left( {{p_{\rm{g}}} - {p_{\rm{e}}}} \right). $

(2)

式中, c_{h, f/d}为水合物生成或分解过程中单位体积岩石内的水合物浓度, mol/m³; t为时间, d; k_{f/d, o}为水合物生成或分解反应频率因子, mol/(m²·kPa·d); A_f/d为单位体积多孔介质中水合物的有效生成或分解表面积, m²/m³; E_a为水合物反应的活化能, J/mol; R为气体常数, J/(mol·K); T为温度, K; p_e为气-水-水合物三相平衡压力(水合物相平衡压力), kPa; p_g为气相压力, kPa。

多孔介质中水合物的有效生成和分解表面积存在差异。水合物的分解只发生在被水气占据的那部分水合物固态颗粒表面, 而水合物的生成不仅可以在水合物颗粒表面进行, 也可以在气水接触面进行。因此水合物的生成和分解表面积^[21]分别为

$ {A_{\rm{f}}} = {\varphi _{\rm{f}}}{S_{\rm{w}}}{A_{{\rm{HS}}}} + \varphi _{\rm{f}}^2{S_{\rm{w}}}{S_{\rm{h}}}{A_{{\rm{HS}}}}, $

(3)

$ {A_{\rm{d}}} = \varphi _{\rm{f}}^2{S_{\rm{w}}}{S_{\rm{h}}}{A_{{\rm{HS}}}}. $

(4)

式中, φ_f为流体孔隙度; S_w和S_h分别为水和水合物的饱和度; A_HS为水合物颗粒的比表面积, m²/m³。

将式(3)、(4)代入式(2), 得:

$ \frac{{{\rm{d}}{c_{{\rm{h}},{\rm{f/d}}}}}}{{{\rm{d}}t}} = {\lambda _{{\rm{f/d}}}}{\varphi _{\rm{f}}}{S_{\rm{w}}}{\rho _{\rm{w}}}\exp \left( { - \frac{{{E_{\rm{a}}}}}{{RT}}} \right)\left( {{p_{\rm{g}}} - {p_{\rm{e}}}} \right). $

(5)

式中, λ_f/d为水合物生成和分解反应速率常数, (kPa·d)^-1; ρ_w和ρ_h分别为水和水合物的摩尔密度, mol/m³。

2.2 局部平衡反应动力学模型

为实现对天然气水合物生成和分解过程的数值模拟, 将建立的天然气水合物基本反应动力学模型进行等效转化, 变换为油藏数值模拟方法可以识别的格式。油藏数值模拟方法中, 通用的化学反应速率表达式^[22]为

$ r = {r_{\rm{r}}}\exp \left( { - \frac{{{E_{\rm{a}}}}}{{RT}}} \right)\prod\limits_{i = 1}^n {{C_i}} . $

(6)

其中

$ {C_i} = \left\{ \begin{array}{l} {\varphi _{\rm{f}}}{\rho _j}{S_j}{x_{ji}},i\;为液相分组;\\ {y_i}{p_{\rm{g}}},i\;为气相分组;\\ \varphi {C_{{\rm{s}}i}},i\;为固相分组\left( {反应级数取1} \right). \end{array} \right. $

式中, r为单位体积岩石化学反应速率, mol/(d·m³); r_r为反应速率常数, (kPa·d)^-1; i为第i个反应组分; n_c为反应组分个数; C_i为反应组分浓度因子; φ_f为流体孔隙度; j为液相(o/w); ρ_j为j相的摩尔密度, mol/m³; S_j为j相的饱和度; x_ji为组分i在j相中的物质的量分数; y_i为组分i在气相中的物质的量分数; p_g为气相压力, kPa; φ为原始孔隙度; C_si为固相组分i摩尔密度, mol/m³。

对于天然气水合物的生成和分解反应, 假设只有在气水两相同时存在的情况下进行, 则式(6)可具体表达为

$ {r_{{\rm{f/d}}}} = {r_{{\rm{rf/d}}}}{\varphi _{\rm{f}}}{S_{\rm{w}}}{\rho _{\rm{w}}}\exp \left( { - \frac{{{E_{\rm{a}}}}}{{RT}}} \right){y_{{\rm{C}}{{\rm{H}}_4}}}{p_{\rm{g}}}. $

(7)

对比式(7)和式(5), r_f/d与λ_f/d相对应, 主要差别在水合物反应的驱动力项。为了实现对驱动力的模拟, 以水合物的相平衡曲线作为判断水合物反应是否发生以及计算反应驱动力的依据, 引入局部平衡反应方法(Partial Equilibrium Reaction), 对甲烷在气相中的有效分压进行修正, 即将式(7)中的y_CH4p_g项替换为(y_CH4-y_eq)p_g, 并等效于水合物反应的驱动力, 则有

$ \left( {{y_{{\rm{C}}{{\rm{H}}_4}}} - {y_{{\rm{eq}}}}} \right){p_{\rm{g}}} = {p_{\rm{g}}} - {p_{\rm{e}}}. $

(8)

式中, y_CH4为甲烷在气相中的实际物质的量分数, 可取1;y_eq为等效的气相甲烷局部平衡浓度, 可表示为1/K(p_g, T)。

K(p_g, T)的通用公式^[22]为

$ K\left( {{p_{\rm{g}}},T} \right) = \left( {\frac{{{k_1}}}{{{p_{\rm{g}}}}} + {k_2}{p_{\rm{g}}} + {k_3}} \right)\exp \left( {\frac{{{k_4}}}{T}} \right). $

(9)

进而1-1/K(p_g, T)=1-p_e/p_g, 可得K(p_g, T)=p_g/p_e。取k₁=k₃=0, 则有

$ {k_2}\exp \left( {\frac{{{k_4}}}{T}} \right) = \frac{1}{{{p_{\rm{e}}}}}. $

(10)

在水合物相态曲线上选取能够涵盖研究条件的两点(T₁, p_e1)和(T₂, p_e2)代入式(10), 求得

$ {k_4} = \ln \left( {\frac{{{p_{{\rm{e2}}}}}}{{{p_{{\rm{e1}}}}}}} \right)/\left( {\frac{1}{{{T_1}}} - \frac{1}{{{T_2}}}} \right),{k_2} = \exp \left( { - \frac{{{k_4}}}{{{T_1}}}} \right)/{p_{{\rm{e1}}}}. $

(11)

根据图 2中3.5%NaCl甲烷水合物相态曲线(0~20 ℃), 计算得到k₂=4.512 6×10^-17, k₄=8 083.40。

3 油藏数值模拟模型

借助成熟的油藏数值模拟模型(如CMG STARS模块^[22]), 采用局部平衡反应设置模拟水合物的反应动力学过程, 并结合对海底浅层高压低温环境的准确刻画, 实现对深部甲烷气运移至海底水合物稳定区、触发形成水合物以及富集成藏过程的模拟。暂不考虑沉积历史、裂隙和底辟的发育过程以及储层的非均质性, 建立海底浅层的二维纵向静态均质模型, 模拟已经通过渗漏通道到达海底浅层下方的甲烷气和孔隙水, 经渗漏通道上端侵入海底浅层并形成水合物的过程, 考虑海底低渗层遮挡和海底冷泉两种情形(图 3)。

假设某海底浅层所处海域水深1 200 m, 海底温度为3.62 ℃, 压力为12.05 MPa, 泥线以下地温梯度为0.05 ℃/m, 地层压力梯度为0.01 MPa/m, 泥线以下280 m以内为水合物稳定区(图 4)。所建立的海底浅层二维纵向均质模型长1 000 m, 厚1 000 m, 不考虑海底低渗层厚度, 则浅层孔隙度为50%, 水平方向渗透率为500×10^-3 μm², 纵向渗透率为水平渗透率的1/2;储层岩石体积热容及导热系数分别为2.12×10⁶ J/(m³·K)和1.30×10⁵ J/(m·d·K), 水相和气相导热系数分别为5.18×10⁴和1.40×10² J/(m·d·K)^{[21, 23-24]}。模型两侧设置为定压边界(采用两口生产井模拟, 定井底流压); 模型底部和顶部为封闭边界, 模型底部中间设置一处深部气源通道(采用一口注入井模拟), 模拟深部甲烷气和孔隙水向海底浅层的侵入, 模型顶部中间也设置一处泄漏点, 在海底低渗层遮挡情形下, 此泄漏点关闭, 在海底冷泉情形下, 此泄漏点开启(采用一口生产井模拟, 关井或定井底流压)。在流体模型中设置H₂O(w)、CH₄(g)、Hydrate(s)3个组分, 其中水合物相对分子质量为119.54 g/mol, 密度为919.70 kg/m³, 体积热容及导热系数分别为1.47×10⁶ J/(m³·K)和4.58×10⁴ J/(m·d·K); 水合物反应局部平衡条件基于3.5%NaCl-甲烷水合物相态曲线(图 2), 生成反应频率因子为2.51×10⁵ mol/(d·kPa·m²), 分解反应频率因子为1.07×10¹³ mol/(d·kPa·m²), 水合物比表面积为3.75×10⁵ m²/m³, 反应活化能为8.11×10⁴ J/mol, 反应焓为5.19×10⁴ J/mol^{[21, 23-24]}。气-水相渗曲线采用Brooks-Corey模型计算^[25], 其中S_wr=0.20, S_gr=0.05, K_rwgr=0.5, K_rgwr=0.7, n_w=2.5, n_g=0.5;毛管力p_cw采用van Genuchten模型^[26]计算, 其中p_o=11 kPa, γ=0.7;暂不考虑甲烷在水中的溶解、以及水合物形成与地层水矿化度之间的相互影响, 考虑水合物形成对储层孔隙度和渗透率的影响, 孔隙度-渗透率关系采用Carmen-Kozeny模型^[27]计算, 表达式为

$ k = {k_{\rm{o}}}{\left( {\frac{\varphi }{{{\varphi _{\rm{o}}}}}} \right)^c}\left( {\frac{{1 - {\varphi _{\rm{o}}}}}{{1 - \varphi }}} \right). $

(12)

式中, k和k_o分别为当前和原始渗透率, 10^-3 μm²; φ和φ_o分别为当前和原始流体孔隙度, φ=φ_o(1-S_h); c为Kozeny-Carman系数, 本文中取3。

为保证数值模拟的准确性, 对地质模型温度和压力场的稳定性以及网格大小的敏感性进行检验。对模型上部及下部岩层的热力学性质进行校正, 得到当上部岩层体积热容及导热系数分别为4.16×10⁶ J/(m³·K)和1.50×10⁷ J/(m·d·K), 下部岩层体积热容及导热系数分别为2.65×10⁶ J/(m³·K)和1.81×10⁷ J/(m·d·K)时, 可以满足模型空跑1 000 a后温度场最大变化在0.5 ℃以内, 压力场最大变化在5 kPa以内; 当网格尺寸小于50 m×50 m时, 数值模拟结果差异减小, 因此本研究选择网格尺寸10 m×10 m, 网格数为100×100=10 000。

为研究海底天然气水合物形成及富集机制, 根据海底浅层典型地质条件以及水合物成藏类型设置模拟方案, 考虑海底低渗层遮挡和海底冷泉两种情形以及气水通量、储层物性、温度压力条件等参数的敏感性。

4 结果分析 4.1 海底水合物形成及富集过程

海底天然气渗漏是一个广泛的自然现象。在构造变形或超压体系下地层流体将沿断层或底辟构造中应力梯度方向运移, 深部油气藏或储层游离态天然气以渗漏方式沿断层等通道向海底运移^[28]。如美国墨西哥湾布什山, 单个水合物丘深部天然气渗漏规模为800~900 t/a, 平均1.6~1.8 kg/(m²·a), 并伴随孔隙水渗漏, 规模在-5~7 000 kg/(m²·a) ^{[12, 29]}。

本研究中, 当深部甲烷气渗漏通量为700 m³/d (0.5 t/d)、孔隙水渗漏通量为0 m³/d时, 海底低渗层遮挡以及海底冷泉(甲烷气和孔隙水可泄漏进入海水)两种情形下的数值模拟结果如图 5(前两参数基于原始孔隙度, 后两参数基于水合物影响; 图中白色点划线为原始水合物稳定区下限)和图 6(二维模型中间纵向剖面)所示。

深部甲烷气经底部的运移通道(渗漏点位于泥线以下990~1 000 m)进入海底浅部地层, 在气水密度差的作用下, 向上运移至海底水合物稳定区(泥线以下280 m以内), 气柱宽度为60~70 m, 之后到达海底顶部并向两侧运移。甲烷气进入海底水合物稳定区后, 开始与地层水反应生成水合物, 越靠近海底位置, 过冷度(相同压力下, 环境温度低于水合物相平衡温度的差值)越大, 水合物生成速率越大, 水合物饱和度越高。随着时间推移, 储层中越来越多的水合物形成并富集, 但形成的水合物藏主要分布在海底浅层上部, 水合物藏的有效孔隙度和渗透率较初始状态明显下降, 孔隙度从50%降低至30%~35%, 渗透率从500×10^-3 μm²降低至(55~100)×10^-3 μm²。

对比海底低渗层遮挡和海底冷泉情况可知:①海底低渗层遮挡情形下, 甲烷气运移至海底后不会发生泄漏, 形成的气层厚度较大, 所以形成的水合物藏厚度也较大(50 m), 但是水合物饱和度相对较小(小于0.3), 这可能与气驱水速度过快, 导致残余水饱和度过低, 不能与甲烷充分反应有关; ②海底冷泉情形下, 存在甲烷气向深部海水泄漏的问题, 大于90%的甲烷气泄漏至海水中, 因此在海底浅层形成的气层厚度薄、范围小, 导致水合物藏厚度也较薄(小于10 m)、规模较小, 但由于长时间的低速气驱水过程, 残余水充足, 形成的水合物饱和度较高(大于0.4);③受水合物生成放热以及深部甲烷气和孔隙水携带热量的影响, 两种情况下水合物稳定区和地温梯度都发生变化, 但海底冷泉情况下水合物稳定区底界深度减小幅度较大(降至250 m), 但地温梯度上升较小, 这可能与海底冷泉情况下深部甲烷气向上流速较快, 将更多的热量从深部携带至海底浅层有关; 此外, 水合物稳定区底界深度在甲烷气泄漏初期减小幅度较大, 之后随时间又进一步的缓慢减小; 受海水影响, 泥线附近温度变化都不大。

4.2 水合物形成及富集影响因素

甲烷气、孔隙水通量、地温梯度、海水深度以及储层物性等因素均会对海底水合物形成及富集过程、最终形成的水合物藏厚度和丰度(水合物饱和度)产生一定影响, 如图 7所示。

海底低渗层遮挡情况下, 甲烷气通量越大(1 400~2 800 m³/d, 孔隙水通量为0 m³/d), 形成的水合物藏厚度越大(55~65 m), 但由于气驱水过程较快, 残余水较少, 导致局部水合物丰度有所降低(水合物饱和度在0.25~0.35)。此外, 随着甲烷气通量增大, 水合物稳定区底界深度有所减小, 当甲烷气通量达到2 800 m³/d时, 减小为255 m。

海底冷泉情况下, 孔隙水通量越大(最大可至375 m³/d, 甲烷气通量为700 m³/d), 水合物藏覆盖面积及丰度越小, 当孔隙水通量达75~375 m³/d时, 海底浅层无水合物生成。这是由于海底冷泉情况下, 约有85%~100%的孔隙水通量通过海底冷泉泄漏至海水中, 而且孔隙水通量越大, 泄漏量越大, 导致孔隙水以及甲烷气流经过的地层温度明显升高(最高至约53 ℃), 水合物稳定区下边界上移甚至消失, 不利于水合物的形成, 孔隙水通量对水合物生成的影响要明显大于甲烷气通量; 此外, 孔隙水的泄漏可以明显提高甲烷气的泄漏量, 使只有远低于10%的甲烷气以较低流速向海底冷泉两侧地层运移, 甲烷气饱和度过低, 也将影响水合物藏丰度(图 8)。

由图 7可知, 海底浅层地温梯度越大, 水合物稳定区间高度越小, 深部甲烷气运移至海底浅层触发形成水合物的深度越浅。当地温梯度从0.03 ℃/m提高至0.07 ℃/m时, 水合物稳定区厚度从约500 m减少至200 m。但由于成藏时间较短(模拟1 000 a), 在海底浅层上部形成的气层厚度较薄(小于50 m), 地温梯度升高对水合物成藏厚度和丰度影响不大。然而可预见, 随着成藏时间增长, 水合物成藏厚度将受到地温梯度严重制约。

海水深度同时影响海底浅层的温度场和压力场。海水越深, 海底温度越低, 压力越高, 海底浅层水合物稳定区间高度越大(当水深从600 m增加到1 800 m, 水合物稳定区厚度从0 m增加至380 m), 形成的水合物藏丰度越高(水合物饱和度可达0.5~0.6)。在较浅水深下, 水合物藏厚度主要由水合物稳定区厚度控制, 大于一定水深后, 水合物藏厚度主要受甲烷气在海底浅层上部形成的气层厚度决定。

海底浅层的储层物性会对深部甲烷气向上运移的过程产生显著影响, 进而影响到水合物形成及富集。当储层渗透率较小时, 甲烷气向上渗流的阻力增大, 相同成藏时间下, 更多的甲烷气滞留在向上运移的储层中, 相应的到达海底浅层上部的气量较少。这一过程有利于甲烷气在垂向运移过程中成藏, 形成较高的水合物饱和度。此时, 海底冷泉产生的少量泄漏对水合物成藏的影响减弱, 与海底低渗层遮挡情形相近。

此外, 毛管力也会对甲烷气向上运移过程产生影响。毛管力越小, 越有利于甲烷气流动, 在向上运移过程中较易形成高气体饱和度, 进而形成较高的水合物饱和度; 相反, 毛管力越大, 在向上运移过程中形成的水合物饱和度越小, 但是更多的甲烷气会聚集在海底浅层上部, 形成高饱和度水合物藏。

4.3 海底天然气水合物成藏特征

甲烷气渗漏通量为700 m³/d、孔隙水渗漏通量为0 m³/d时, 海底顶层水合物饱和度、单位面积水合物资源量以及生成速率随时间的变化如图 9所示。海底低渗层遮挡和海底冷泉情形下, 最终形成的水合物藏厚度、丰度和分布特征不同。

海底低渗层情形有利于深部甲烷气聚集在海底浅层上部, 形成的水合物藏厚度和覆盖面积较大, 其规模主要由气层规模决定(图 9(a))。因此, 海底低渗层情形水合物资源主要集中在海底浅层上部, 在甲烷气向上运移过程中生成的水合物量所占比重不到20%。根据整个储层的水合物资源量和总海底面积, 计算得到单位海底面积水合物资源量和生成速率, 如图 9(c)所示。成藏时间越长, 单位海底面积水合物资源量越大, 可达4 500 kg/m²; 而单位面积水合物生成速率先增大(最高时6.33 kg/(m²·a))后减小并趋于稳定(3.20 kg/(m²·a)), 这可能与深部甲烷气进入水合物稳定区后, 在向上运移并在顶部形成气顶过程中与孔隙水的接触面积变化有关。

海底冷泉情形由于存在甲烷气向海底的大量泄漏(约占90%), 形成的水合物藏主要集中在海底泄漏通道周围350 m以内, 成藏规模有限(图 9(b))。虽然在海底顶部形成的水合物饱和度较高, 但是层厚较薄; 相应的, 在甲烷气进入水合物稳定区向上运移过程中形成的水合物资源量所占比重较大, 可以超过60%。总体上, 海底冷泉情况下单位海底面积水合物资源量不如海底低渗层情形, 仅为1 500 kg/m², 水合物生成速率先增长后稳定, 维持在1.30 kg/(m²·a)(图 9(c))。应当注意, 海底冷泉的孔隙水会对地温梯度造成严重影响, 孔隙水通量越大, 海底泄漏通道周围地温梯度越高, 水合物不能成藏或以环状分布在泄漏通道周围。

通过对不同因素对水合物形成和富集过程的影响分析可知, 低甲烷气通量有利于甲烷与孔隙水充分接触而形成水合物; 低孔隙水通量有利于原始地温梯度的维持, 防止水合物稳定区下边界上移; 海水越深、地温梯度越小, 水合物稳定区厚度越大, 为水合物形成提供更加有利的成藏环境; 储层渗透率越低或毛管力越小, 越有利于甲烷气在向上运移过程中形成高饱和度水合物, 但应注意储层渗透率较小时毛管力一般较大。此外, 水合物的形成也会使储层孔隙度和渗透率降低, 有利于甲烷气在向上运移过程中向四周扩散而成藏。综合以上认为, 在深海海域的低地温梯度海底浅层中, 若深部甲烷气以较小通量且不发生泄漏至海水情形下, 长时间、持续的向上运移至海底水合物稳定区, 则有利于形成大厚度、高丰度的水合物藏。

4.4 水合物成藏模拟的可靠性

天然气水合物的相平衡条件直接控制着海底天然气水合物的稳定区域, 进而影响到水合物的生成和分解。除孔隙水的盐度会使水合物的相平衡曲线向左移动外, 多孔介质中产生的毛细管压力也会使水合物生成所需要的压力升高、温度变低, 所有影响毛管力的因素都会影响到多孔介质中水合物的稳定存在条件^[30]。虽然如此, 陈强等^[31]基于毛管力与水活度的关系, 通过理论分析求得58.68 nm是沉积物毛管力对水活度影响的临界值, 当沉积物孔隙半径大于60 nm时, 水合物的相平衡条件不会受到毛管力的明显影响。一般认为处于大孔的天然气水合物的稳定性与块层状的差异不明显, 特别是微米级毫米级的大孔中更是没有区别^[30]。虽然多孔介质对天然气水合物相态平衡条件具有一定的消极影响, 但多孔介质对水合物的生成速率具有一定积极作用, 如多孔介质比表面大、界面作用突出, 为水合物的形成提供了更宽广的界面空间, 有利于缩短水合物生成的诱导期和成长期。

总体而言, 多孔介质对天然气水合物成藏规律影响复杂, 深入认识天然气水合物在真实海底环境中的相态平衡和反应动力学特征, 对于采用油藏数值模拟方法准确预测水合物矿藏的形成及富集过程至关重要。如图 7所示, 以水合物生成反应频率因子为例, 反应频率因子越大, 相同时间下在海底浅层形成的水合物饱和度越大, 水合物丰度越高, 因此反应频率因子取值的合理与否将直接影响预测水合物矿藏的品质。在这种情况下, 可通过对海底水合物藏实测数据进行拟合, 修正水合物反应动力学参数, 提高水合物成藏数值模拟预测的精度和可靠性。

5 结束语

基于天然气水合物的相平衡和动力学特征, 采用油藏数值模拟方法, 建立了海底水合物形成及富集机制模型, 通过对水合物反应的局部平衡反应设置以及对海底浅层高压低温环境的精确描述, 实现了对深部天然气运移至海底水合物稳定区, 触发形成水合物以及富集成藏过程的模拟。采用建立的海底水合物形成及富集机制模型, 模拟和对比分析了海底低渗层及海底冷泉两种情形下, 深部甲烷气运移至海底浅层形成水合物以及富集成藏的过程及其影响因素。结果表明, 在深水海底浅层中, 深部甲烷气以较小通量且不发生泄漏至海水情形下, 长时间、持续的运移至海底水合物稳定区, 有利于形成大厚度、高丰度的水合物藏; 同时也证明了油藏数值模拟方法可以作为一种有效的手段用于海底水合物成藏机制的研究。