CN107976351B - 一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置及方法 - Google Patents

一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置及方法 Download PDF

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Abstract

一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置及方法，装置包括热缩夹套、声波数据采集系统、X射线CT成像系统、主体反应釜、注气系统、围压油浴循环系统，实现岩芯水合物P波速度数据采集功能，P波速度与测井数据的对比判定水合物重塑是否完成。主体反应釜，热缩夹套，天然岩芯及两端堵头组成主体系统，实现岩芯内的水合物重塑生成。围压系统实现岩芯周围海底原位压力与温度的控制。注气系统在岩芯围压作用下，实现岩芯内部孔隙压的控制。该水合物岩芯重塑装置应用于钻探取样非保真岩芯或已泄压天然岩芯内水合物海底原位条件重塑，能通过X射线CT扫描实时观测水合物岩芯内部空间分布，结构简单，操作方便，可对多个岩芯重复使用。

Description

一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置及方法
技术领域
本发明属于海洋油气藏资源勘探技术研究领域，涉及一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置及方法，具体是一种能实现将泄压非保真的海底天然岩芯还原到海底条件下含水合物赋存状态的装置及方法。
背景技术
海洋天然气水合物蕴藏量丰富，是一种继石油、天然气之后的潜在能源。由于海洋天然气水合物缺乏安全高效开采效率以及可能会带来一定的海洋地质风险和环境影响，因此目前全世界范围内还没有对海洋天然气水合物开展商业化开采。
随着海洋天然气水合物勘探步伐的不断深入与进展，为了进一步评价天然气水合物资源储量，准确掌握天然气水合物藏储层特性，明确未来天然气水合物试开采目标区，为天然气水合物资源开发提供基础数据参数，对海底沉积物样品进行直接保压保温取样与保真样品分析，成为了天然气水合物资源勘探与开发的迫在需求。尽管目前国际上对于天然气水合物非保真天然岩芯的测试分析相关研究工作正在逐步展开，但是天然气水合物天然岩芯的深入全面测试分析技术还不完善。
天然气水合物非保真天然岩芯重塑，是实验室模拟海底天然气水合物真实赋存状态的关键技术，即利用实验设备重现海底原位的温度压力条件，对已泄压分解的天然岩芯进行水合物的重塑生成，开发天然气水合物非保真天然岩芯原位重塑技术，为下一步准确分析天然气水合物矿藏相关物化性质及水合物赋存结构成藏条件分析提供实验物样和基础数据支持。
发明内容
本发明针对钻探取样的海洋天然气水合物非保真天然岩芯，提供一种能重现海底原位温度压力条件装置，可以实现岩芯内部海洋天然气水合物重塑生成，实时监测水合物重塑过程中岩芯声速响应规律，对比随钻测井声速数据判断重塑过程结束，并且通过微焦点X射线CT设备实现可视化结构分析。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置，包括热缩夹套、声波数据采集系统、X射线CT成像系统、主体反应釜、注气系统、围压油浴循环系统；其中，密闭的主体反应釜内填充油浴，油浴中设置非保真的天然岩芯，天然岩心由四周包裹的热缩夹套和岩心上、下两端设置的岩心堵头密封，进而与其外部油浴隔离，并且同时承受围压的作用；围压油浴循环系统与油浴连通，用于调节天然岩心外部围压和温度；注气系统通过管路与上、下两端的岩心堵头相连，用于向天然岩心中注入气体，实现岩芯内部孔隙压力的精确控制；所述声波数据采集系统包括超声波发射、接收探头、脉冲收发器和示波器，其中，超声波发射、接收探头分别设置于上、下两端的岩心堵头内，与外部的脉冲收发器连接，再连接示波器，用于测量岩心整体P波信号；所述主体反应釜设置于X射线CT成像系统中的微焦点X射线CT腔体内部，通过进行X射线扫描，用于可视化监测水合物在岩芯内的三维空间分布，并提取天然岩芯内部重塑的饱和度参数。
进一步地，上述声波数据采集系统的纵波频率范围是100～200kHz。
进一步地，上述围压油浴循环系统包括自动围压泵、自动循环泵和控温的循环油浴；其中自动围压泵的泵体最高工作压力5000Psi，流速0.001-50ml/min；自动循环泵的流速为3～5L/min；循环油浴的工作温度为-20℃～150℃。
上述一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置的方法，包括如下步骤：
第一步，取非保真的天然岩芯，内部孔隙水未破坏损失，通过切割处理得到与岩芯堵头直径大小相同的柱状样品，将岩芯堵头与之上、下对齐，外围套上热缩夹套，通过加热，包裹密封好岩芯与堵头的连接部位；
第二步，岩芯堵头分别安装超声波发射、接收探头以及注气连接管路，声波发射、接收探头表面图上一层声波耦合剂，紧贴岩芯表面；
第三步，将第一、二步连接的整体放入反应釜内腔中；根据岩芯所处海底地层温压条件，调整围压液至设定温度T和围压油设定压力PL，开启围压循环泵注入液压油，保持稳定流速运行；
第四步，打开注气系统柱塞泵阀门，恒压注入甲烷或混合天然气成分至岩芯内部，控制气体孔隙内压力为PG，保证始终PG<PL；初始情况先调小孔隙压，后期缓慢增加孔隙压，保证生成饱和度随孔隙压增加而增大；
第五步，温度T，气体压力PG下水合物开始重塑生成，打开声波采集系统，计算获取此时水合物岩芯整体P波速度：
Figure GDA0002356360300000031
其中，Vp为岩芯声波速度，单位：m/s；L为岩芯长度，单位：m；t为首波峰到达时间，单位：s；tTOP为延迟时间，单位：s；
在测量过程中始终监测声波波速Vp，并且通过对比测井声速Vw，利用有效介质理论模型BGTL方程分别反算出水合物饱和度Sw与SP，
Figure GDA0002356360300000032
其中，Sw为岩芯所处海域地层深度下随钻测井数据的水合物饱和度；SP为有效介质模型反算的重塑饱和度；
Figure GDA0002356360300000041
为岩芯孔隙度；ρB为混合沉积物的整体密度；Ksat为岩芯流体饱和的体积模量；KDry与Kf分别为岩芯干燥与水饱和时的体积模量；Gsat为岩芯的剪切模量；Kh与Kw分别为水合物的体积模量和水的体积模量；K为岩芯成分总体积模量。
当|Sw-SP|<1％时，水合物重塑初步完成；当|Sw-SP|≥1％时，通过调节注气系统中柱塞泵压力，调节孔隙压力，令生成水合物的饱和度达到实际地层条件；
第六步，进行X射线CT测量，通过CT图像的三维重构，提取出水合物重塑后的饱和度SCT，当|SCT-Sw|<3％时，认为水合物重塑完成；当|SCT-Sw|≥3％时，通过调节注气系统中柱塞泵压力，调节孔隙压力，令生成水合物的饱和度达到实际地层条件，重复第五步操作；最后对重塑岩芯结构图像与保真原始天然样品图像对比，判断水合物饱和度空间分布的差异性。
本发明提供了一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置及方法，有效解决了海域水合物资源勘探中保真岩心样品的稀缺状况，并且通过重塑水合物天然岩芯，多次重复性利用该样品进行基础科学研究，大大缩减保真岩心钻探取样过程中昂贵费用，此装置结构简单，操作方便，可对多个岩芯重复使用。
附图说明
图1是一种海洋天然气水合物岩芯重塑装置的结构图；
图中：1热缩夹套；2天然岩芯；3声波数据采集系统；4X射线CT成像系统；5主体反应釜；6注气系统；7围压油浴循环系统；8声波探头。
图2是一种海洋天然气水合物岩芯重塑实现的方法流程图。
具体实施方式
以下结合技术方案和附图详细叙述本发明的具体实施方式。如图1所示，该装置的具体使用实施过程包括：
热缩夹套1用的PET材料，具有热塑性，耐油等良好特性，通过夹套使岩芯内部与外部油浴隔开，并且同时能承受围压的作用。
天然岩芯2呈柱状样，其直径大小与岩芯堵头保持一致，30mm。
声波数据采集系统3主要是由示波器，脉冲收发器，及声波探头组成。
X射线CT成像系统4采用微焦点CT，成像最大分辨率为4μm。
主体反应釜5是由太空铝材料制成，机械强度高，可承受高压环境，且密度较轻，保证X射线能穿透成像。
注气系统6是由高压柱塞泵、压力表及阀门组成，其中泵体500ml，最高工作压力3750psi，流速0.001-204ml/min，能精确控制气体压力与流速，可实现岩芯内部孔隙压力的精确控制。
围压油浴循环系统7包括自动围压泵(泵体最高工作压力5000Psi，流速0.001-50ml/min)，自动循环泵(流速3L/min)以及控温的循环油浴(工作温度-20℃～150℃)三者组成。
声波探头8是选择纵波频率范围100～200kHz，超声波振子信号线焊接成BNC接头连接至脉冲发生器。
应用该装置进行海洋天然气水合物岩芯重塑，图2步骤如下：
步骤一准备岩芯过程：取已泄压的非保真天然岩芯，两端对齐安装有声波探头的岩芯堵头，外围用PET材料的热缩套，采用热风枪烘烤使其密封裹住岩芯，整体装入放入主反应釜腔体内固定。
步骤二还原温压过程：在岩芯放置就位后，首先设置循环油浴温度为T＝4℃(海底温度大约为4℃)，控制围压泵的压力PL在10～20Mpa之间(根据岩芯所处海底地层条件选取)，开启循环泵，设置循环流速3L/min，缓慢注入高压的围压液体到主体反应釜腔内。等待围压循环稳定，接着开始设置注气系统中柱塞泵，打开阀门，向天然岩芯内部恒流20ml/min注入天然气，控制气体压力为PG，初始压力可选择6Mpa，注意在注入气体过程中，始终保持初始气体孔隙压小于岩芯周边的围压，即PG<PL。
步骤三重塑生成过程：当天然岩芯内部温度和压力满足水合物相平衡的条件，经过一周时间，天然气水合物在岩芯的孔隙内部缓慢重新生成。在此水合物重塑生成过程当中，打开声波采集系统发射声波信号，实时采集计算含水合物岩芯声波速度Vp。
步骤四采集反馈过程：在水合物重塑过程中由声波探头发射接收信号，示波器采集数据，当孔隙压力不发生变化或者接收声波信号不发生变化，此时P波速度经过声速模型BGTL方程可以计算出水合物饱和度SP，同时对比随钻测井声波数据Vw，计算测井对应的水合物饱和度Sw，当|Sw-SP|≥1％，即二者误差超过1％，则重新调整孔隙压力PG，让水合物饱和度达到测井饱和度条件，当|Sw-SP|<1％，此时可以认为水合物重塑初步完成，进行下一步CT扫描。
步骤五重塑结束过程：通过X射线CT扫描获取岩心内部水合物空间分布三维结构，分析CT图像提取岩心内部水合物饱和度SCT，当SCT与SW误差在3％以内，可认为水合物重塑过程完成。否则继续调整孔压，直到达到重塑饱和度在要求范围条件之内。

Claims (3)

1.一种海洋天然气水合物岩芯重塑方法，其特征在于，该方法所用的装置包括热缩夹套(1)、声波数据采集系统(3)、X射线CT成像系统(4)、主体反应釜(5)、注气系统(6)、围压油浴循环系统(7)；其中，密闭的主体反应釜内填充油浴，油浴中设置非保真的天然岩芯(2)，天然岩心由四周包裹的热缩夹套(1)和岩心上、下两端设置的岩心堵头密封，进而与其外部油浴隔离，并且同时承受围压的作用；围压油浴循环系统(7)与油浴连通，用于调节天然岩心外部围压和温度；注气系统(6)通过管路与上、下两端的岩心堵头相连，用于向天然岩心中注入气体，实现岩芯内部孔隙压力的精确控制；所述声波数据采集系统(3)包括超声波发射、接收探头、脉冲收发器和示波器，其中，超声波发射、接收探头分别设置于上、下两端的岩心堵头内，与外部的脉冲收发器连接，再连接示波器，用于测量岩心整体P波信号；所述主体反应釜设置于X射线CT成像系统(4)中的微焦点X射线CT腔体内部，通过进行X射线扫描，用于可视化监测水合物在岩芯内的三维空间分布，并提取天然岩芯内部重塑的饱和度参数；
具体方法包括如下步骤：
第一步，取非保真的天然岩芯，内部孔隙水未破坏损失，通过切割处理得到与岩芯堵头直径大小相同的柱状样品，将岩芯堵头与之上、下对齐，外围套上热缩夹套，通过加热，包裹密封好岩芯与堵头的连接部位；
第二步，岩芯堵头分别安装超声波发射、接收探头以及注气连接管路，声波发射、接收探头表面图上一层声波耦合剂，紧贴岩芯表面；
第三步，将第一、二步连接的整体放入反应釜内腔中；根据岩芯所处海底地层温压条件，调整围压液至设定温度T和围压油设定压力PL，开启围压循环泵注入液压油，保持稳定流速运行；
第四步，打开注气系统柱塞泵阀门，恒压注入甲烷或混合天然气成分至岩芯内部，控制气体孔隙内压力为PG，保证始终PG<PL；初始情况先调小孔隙压，后期缓慢增加孔隙压；
第五步，温度T，气体压力PG下水合物开始重塑生成，打开声波采集系统，计算获取此时水合物岩芯整体P波速度：
Figure FDA0002356360290000021
t0＝t-tTOP，
其中，Vp为岩芯声波速度，单位：m/s；L为岩芯长度，单位：m；t为首波峰到达时间，单位：s；tTOP为延迟时间，单位：s；
在测量过程中始终监测声波波速Vp，并且通过对比测井声速Vw，利用有效介质理论模型BGTL方程分别反算出水合物饱和度Sw与SP，
Figure FDA0002356360290000022
其中，Sw为岩芯所处海域地层深度下随钻测井数据的水合物饱和度；SP为有效介质模型反算的重塑饱和度；
Figure FDA0002356360290000023
为岩芯孔隙度；ρB为混合沉积物的整体密度；Ksat为岩芯体积模量；KDry与Kf分别为岩芯干燥与水饱和时的体积模量；Gsat为岩芯的剪切模量；Kh与Kw分别为水合物的体积模量和水的体积模量；K为岩芯成分总体积模量；
当|Sw-SP|<1％时，水合物重塑初步完成；当|Sw-SP|≥1％时，通过调节注气系统中柱塞泵压力，调节孔隙压力，令生成水合物的饱和度达到实际地层条件；
第六步，进行X射线CT测量，通过CT图像的三维重构，提取出水合物重塑后的饱和度SCT，当|SCT-Sw|<3％时，认为水合物重塑完成；当|SCT-Sw|≥3％时，通过调节注气系统中柱塞泵压力，调节孔隙压力，令生成水合物的饱和度达到实际地层条件，重复第五步操作；最后对重塑岩芯结构图像与保真原始天然样品图像对比，判断水合物饱和度空间分布的差异性。
2.根据权利要求1所述的一种海洋天然气水合物岩芯重塑方法，其特征在于，声波数据采集系统的纵波频率范围是100～200kHz。
3.根据权利要求1或2所述的一种海洋天然气水合物岩芯重塑方法，其特征在于，围压油浴循环系统(7)包括自动围压泵、自动循环泵和控温的循环油浴；其中自动围压泵的泵体最高工作压力5000Psi，流速0.001-50ml/min；自动循环泵的流速为3～5L/min；循环油浴的工作温度为-20℃～150℃。
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