CN113202444A - 一种天然气水合物储层加固方法 - Google Patents
一种天然气水合物储层加固方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113202444A CN113202444A CN202110520352.XA CN202110520352A CN113202444A CN 113202444 A CN113202444 A CN 113202444A CN 202110520352 A CN202110520352 A CN 202110520352A CN 113202444 A CN113202444 A CN 113202444A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- hydrate
- natural gas
- channel
- reservoir
- gas hydrate
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 claims abstract description 41
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000005325 percolation Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 31
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 29
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 21
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 17
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 10
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 claims description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 6
- 241000193830 Bacillus <bacterium> Species 0.000 claims description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Natural products C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 3
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 56
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 12
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 10
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000606860 Pasteurella Species 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000428813 Gomphrena Species 0.000 description 1
- 101000965313 Legionella pneumophila subsp. pneumophila (strain Philadelphia 1 / ATCC 33152 / DSM 7513) Aconitate hydratase A Proteins 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001236817 Paecilomyces <Clavicipitaceae> Species 0.000 description 1
- 108010046334 Urease Proteins 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 235000015278 beef Nutrition 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000004060 metabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000013441 quality evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种天然气水合物储层加固方法，天然气水合物储层包括上覆盖层和下覆盖层，上覆盖层和下覆盖层之间为赋存天然气水合物的水合物区，水合物区存在渗流通道，方法包括：将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入水合物区的渗流通道；在提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入后，间隔第一预设时长将胶结液注入至水合物区的渗流通道，以使得胶结液与可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液发生反应生成沉淀，通过该方法能够达到增大泥质粉砂水合物储层的加固范围，在加固泥质粉砂水合物储层的同时，改善泥质粉砂水合物储层渗透率，改善水合物储层加固效果随水平距离变化的不均匀性和水合物的粒径分布和土体成分比例。
Description
技术领域
本发明涉及海洋资源及基础工程技术领域，尤其涉及一种天然气水合物储层加固方法。
背景技术
天然气水合物是在高压低温条件下甲烷等烃类气体与水形成的笼型化合物。作为一种新型清洁燃烧能源，它具备燃烧密度高、分布范围广泛和赋存含量高等特点，现已成为当下能源科学研究领域的热点之一。已有勘探结果表明：天然气水合物主要分布于北极冻土带和沿海大陆架300～3000m水深的深水区，初步估计，全球天然气水合物资源量约为21×1015m3，其资源量为全球含碳化合物的两倍，其中约95％赋存在深海区域。在我国南海神狐海域的天然气水合物,属于泥质粉砂型储层类型,该类型资源量在世界上占比超过90％，因此加固泥质粉砂岩粘土对水合物安全高效开采有重要意义。
现有的对天然气水合物储层的加固，主要是通过井筒或人工钻出的小井眼注入水泥浆，利用水泥固化后强度增加来加固水合物储层，但由于水泥浆密度较高以及泥质粉砂储层渗透率低，通常只会在靠近井筒和小井眼附近小范围内形成强度较高的水泥石，进而加固储层，然而常用水泥浆加固储层手段加固范围有限，只能通过固化后高强度水泥石对近井地带地层进行支撑。这种方式，一方面，只能加固钻井附近的天然气水合物储层，从而导致加固范围有限和水合物储层从井筒壁向储层方向沿伸的加固效果不均匀，另一方面，使用水泥浇筑加固的方式会导致水合物储层渗透率降低，影响水合物的产能，同时水泥固化放热导致水合物分解，可能影响水合物储层加固稳定性。
上述内容仅用于辅助理解本发明的技术方案，并不代表承认上述内容是现有技术。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种天然气水合物储层加固方法，旨在改善现有的天然气水合物储层的工艺。
为实现上述目的，本发明提供了一种天然气水合物储层加固方法，所述天然气水合物储层包括上覆盖层和下覆盖层，所述上覆盖层和所述下覆盖层之间为赋存天然气水合物的水合物区，所述水合物区存在渗流通道，所述天然气水合物储层加固方法包括：
将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入所述水合物区的渗流通道；
在所述可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入后，间隔第一预设时长将胶结液注入至所述水合物区的渗流通道，以使得所述胶结液与所述微生物溶液发生反应生成沉淀。
优选地，所述将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入所述水合物区的渗流通道的步骤包括：
构建连通海上平台和所述水合物区的渗流通道的连通通道；
将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液从海上平台沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道。
优选地，所述构建连通所述海上平台和所述水合物区的渗流通道的连通通道的步骤，包括：
采用海上钻井平台和海洋钻井技术进行钻井施工，以形成所述钻井过程，所述钻井过程的上端连通所述海上平台，所述钻井的下端伸入至所述下覆盖层。
优选地，所述钻井深入所述下覆盖层的深度为所述水合物区厚度的1/20～1/5。
优选地，所述可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液包括巴氏芽孢杆菌液。
优选地，所述天然气水合物储层加固方法还包括：
间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道。
优选地，所述天然气水合物储层加固方法还包括：
将所述间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道的步骤重复预设次数。
优选地，所述预设次数为10～12次。
优选地，所述连通通道连通有增压泵；
所述将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液从海上平台沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道的步骤包括：
启动所述增压泵；
将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液通过高压的形式沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道。
优选地，所述将所述间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道的步骤重复预设次数的步骤之后，还包括：
采用测井技术评测加固前后水合物储层孔隙度、渗透率、泊松比及弹性模量的变化。
本发明的技术方案中，通过将微生物溶液注入所述水合物区的渗流通道，使其能够顺着所述水合物区的渗流通道进行流动，扩散，从而将微生物溶液均匀分布在所述天然气水合物储层，接着向所述水合物区的渗流通道注入胶结液，微生物溶液在所述天然气水合物储层中水解尿素生成大量的碳酸根离子，从而与胶结液发生沉淀反应，通过反应生成的碳酸钙沉淀完成对天然气水合物储层的加固，相较于传统的水泥浇筑的形式，本申请的技术方案，拓展天然气水合物储层加固范围，反应无热量释放，保持水合物储层的稳定性，并且，由于水合物储层渗流孔隙中，碳酸钙沉淀总量不断增加和晶体颗粒不断增长，改善了原有泥质粉砂水合物储层的粒径分布和土体成分比例，促进水合物储层渗流能力的提升。
附图说明
图1是本发明实施例方案涉及的运行环境的结构示意图；
图2为本发明天然气水合物储层加固方法第一实施例的流程示意图；
图3为本发明天然气水合物储层加固方法第二实施例的流程示意图；
图4为本发明天然气水合物储层加固方法第三实施例的流程示意图；
图5为本发明天然气水合物储层加固方法第四实施例的流程示意图；。
本发明目的的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。
附图标号说明：
| 标号 | 名称 | 标号 | 名称 |
| 1 | 上覆盖层1 | 2 | 下覆盖层2 |
| 3 | 水合物区3 | 4 | 渗流通道4 |
| 5 | 钻井5 | 6 | 沉淀6 |
| 7 | 海水7 |
具体实施方式
应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
参照图1，天然气水合物储层包括上覆盖层1和下覆盖层2，所述上覆盖层1和所述下覆盖层2之间为赋存天然气水合物的水合物区3，所述水合物区3存在渗流通道4，在本实施例中，所述上覆盖层1位于海深1200m处，所述上覆盖层1厚度为400m，所述水合物区3的厚度为270m，海底温度为10℃左右，海底压力约为10MPa，所述水合物区3存在渗流通道4，但并不以本实施例为限。
本发明实施例提供了一种天然气水合物储层加固方法，参照图2，图2为本发明一种天然气水合物储层加固方法第一实施例的流程示意图。
本实施例中，所述天然气水合物储层加固方法包括以下步骤：
步骤S10：将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入所述水合物区3的渗流通道4；
需要说明的是，这里的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液可以有很多种，只要能水解尿素产生碳酸根离子即可，例如常用的巴氏芽孢杆菌液，其新陈代谢可产生分解尿素的脲酶，尿素分解后产生的碳酸根离子，当然也可以是其他的能到达同样效果的微生物溶液，例如尿素小球菌液。进一步地，为了使得微生物溶液最易于得到，所述可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液包括巴氏芽孢杆菌液，为了方便理解本申请的技术方案，在本实施例中，可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液主要是指巴氏芽孢杆菌液，浓度OD600为1.0，尿素水解效率为20-40mM/h。
通过步骤S10，从而将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入所述水合物区3的渗流通道4，相比于浇筑水泥的方案，注入可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液，因为溶液性质的原因，可以采取高压注入的方式使其覆盖范围更广，微生物溶液还可以顺着所述水合物区3的渗流通道4进行流动，扩散，从而分布得更加广泛，均匀。
步骤S20：在所述可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入后，间隔第一预设时长将胶结液注入至所述水合物区3的渗流通道4，以使得所述胶结液与所述可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液发生反应生成沉淀6。
需要说明的是，微生物溶液的扩散，需要一定的时间，其产生碳酸根离子也需要一定的时间，因此，需要间隔第一预设时长后，再将胶结液注入至所述水合物区3的渗流通道4，从而使得胶结液与微生物溶液的产生的碳酸根离子发生反应，进而产生沉淀6，完成对天然气水合物储层的加固，这里的第一预设时长，一般是2到12个小时。具体地，胶结液的种类可以是很多种，例如钙离子溶液、镁离子溶液等，为了方便理解本申请的技术方案，在本实施例中，胶结液是指包含0.5M氯化钙，0.75M尿素和3g/L牛肉膏的溶液。
在本实施例的方案中，通过将微生物溶液注入所述水合物区3的渗流通道4，使其能够顺着所述水合物区3的渗流通道4进行流动，扩散，从而将微生物溶液均匀分布在所述天然气水合物储层，接着向所述水合物区3的渗流通道4注入胶结液，微生物溶液在所述天然气水合物储层中水解尿素生成大量的碳酸根离子，从而与胶结液发生沉淀反应，通过反应生成的碳酸钙沉淀6完成对天然气水合物储层的加固，相较于传统的水泥浇筑的形式，本申请的技术方案，拓展天然气水合物储层加固范围，反应无热量释放，保持水合物储层的稳定性，并且，由于水合物储层渗流孔隙中，碳酸钙沉淀6总量不断增加和晶体颗粒不断增长，改善了原有泥质粉砂水合物储层的粒径分布和土体成分比例，促进水合物储层渗流能力的提升。
参考图3，图3为本发明一种天然气水合物储层加固方法第二实施例的流程示意图。
基于上述第一实施例，本实施例天然气水合物储层加固方法的所述步骤S10，还包括：
步骤S01：构建连通海上平台和所述水合物区3的渗流通道4的连通通道；
具体地，构建连通通道的形式可以有很多种，例如直接通过隔水管连通海上平台和所述水合物区3的渗流通道4，进一步地，最为常见的，也是最为成熟的，所述S01包括：采用海上钻井5平台和海洋钻井5技术进行钻井5施工，以形成所述钻井5，所述钻井5的上端连通所述海上平台，所述钻井的下端伸入至所述下覆盖层2。
再进一步地，利用深海钻井5平台进行深海钻井5，钻井5深度与所述上覆盖层1、所述下覆盖层2和所述水合物区3力学性能相关，所述钻井5深入所述下覆盖层2的深度为所述水合物区3厚度的1/20～1/5，最佳的，所述钻井5深入所述下覆盖层2的深度为所述水合物区3厚度的1/10。本实施例中，所述钻井5的开口处的直径为1.5m，所述钻井5向下深入所述下覆盖层2的20m深处，此时井底直径预留0.8m。由于深海沉积物复杂，钻井5难度大，故要利用多层套管钻井5技术，优选利用6层套管钻井5技术。钻井5时选用的钻井液，既需要符合地层基本要求，也要求能有效的防止水合物分解。
步骤S02：将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液从海上平台沿所述连通通道注入至所述水合物区3的渗流通道4。
本实施例通过，通过构建连通通道，从而能够有效的将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液和胶结液从海上平台大量注入至所述水合物区3的渗流通道4，从而完成对所述水合物区3加固。
参考图4，图4为本发明一种天然气水合物储层加固方法第三实施例的流程示意图。
基于上述第二实施例，本实施例天然气水合物储层加固方法还包括：
步骤S30：间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区3的渗流通道4。
可以理解的是，一次注入胶结液，产生沉淀6的量有限，加固的效果也有限，在第一次胶结液注入后，微生物是在持续产生碳酸根离子的，因此，间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区3的渗流通道4，从而可以二次加固天然气水合物储层，使得加固的效果更佳。需要说明是，这里的第二预设时长一般指24小时左右，从而留出足够的时间给微生物溶液与胶结液反应。
进一步地，参考图5，图5为本发明一种天然气水合物储层加固方法第四实施例的流程示意图。
所述步骤S30之后还包括步骤S40：将所述间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区3的渗流通道4的步骤重复预设次数。
通过以上步骤，可以对天然气水合物储层进行多层加固，进一步地优化了对天然气水合物储层的加固效果。当然，也不是无休止的往里面加入胶结液就可以一直无限制的加强对天然气水合物储层的加固效果，多次试验表面，加入的次数在10～12次之后，加强的效果就不再明显，因此，所述预设次数为10～12次。
此外，将微生物溶液和胶结液的注入至所述渗流通道4的方式可以有很多种，可以是从海上平台向所述渗流通道4中注入，从而利用海上平台与所述渗流通道4之间的高度差，使得微生物溶液和胶结液在重力作用下自由入渗和扩散，但是，由于泥质粉砂储层渗透率较低且部分液柱平衡地层压力，若单纯依靠重力，注入的速度较慢，为加快入渗速率，所述连通通道连通有增压泵，具体地，所述增压泵可以设置在海上平台，也可以设置在所述连通通道的内部，假使采用将增压泵设置在所述连通通道的内部的方案，所述连通通道内部的液体及固相颗粒会对增压泵造成一定的磨损，或者，增压泵对所述连通通道的内的液体产生一定的阻碍，并且，增压泵也不易于更换，因此，在本实施例中，所述增压泵设置在所述海上平台；此时，将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液从海上平台沿所述连通通道注入至所述水合物区3的渗流通道4的步骤包括：
启动所述增压泵；
将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液通过高压的形式沿所述连通通道注入至所述水合物区3的渗流通道4。
从而利用海上平台与所述渗流通道4之间的高度差和增压泵的双重作用之下，增加注入的微生物溶液和胶结液在重力和高压泵压差作用下的入渗速度和距离，从而加强了加固的范围。
此外，检验加固后的水合物储层是否达到标准，所述将所述间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区3的渗流通道4的步骤重复预设次数的步骤之后，还包括：
采用测井技术评测加固前后水合物储层孔隙度、渗透率、泊松比及弹性模量的变化。
这里的测井技术是现有技术，可以采用声波时差测井的方式，还可以采用核磁测井、电阻率测井等方案，在此不再详细解释，通过以上参数的评测，可以很直观的检测到前面加固的效果，进而建立MICP技术加固改渗水合物储层的质量评价体系。
应当理解的是，以上仅为举例说明，对本发明的技术方案并不构成任何限定，在具体应用中，本领域的技术人员可以根据需要进行设置，本发明对此不做限制。
需要说明的是，以上所描述的工作流程仅仅是示意性的，并不对本发明的保护范围构成限定，在实际应用中，本领域的技术人员可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部来实现本实施例方案的目的，此处不做限制。
此外，需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者系统不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者系统所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、物品或者系统中还存在另外的相同要素。
上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到上述实施例方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如只读存储器(Read Only Memory，ROM)/RAM、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端设备(可以是手机，计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述的方法。
以上仅为本发明的优选实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。
Claims (10)
1.一种天然气水合物储层加固方法，所述天然气水合物储层包括上覆盖层和下覆盖层，所述上覆盖层和所述下覆盖层之间为赋存天然气水合物的水合物区，所述水合物区存在渗流通道，其特征在于，所述天然气水合物储层加固方法包括：
将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入所述水合物区的渗流通道；
在所述可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入后，间隔第一预设时长将胶结液注入至所述水合物区的渗流通道，以使得所述胶结液与所述微生物溶液发生反应生成沉淀。
2.如权利要求1所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述将可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液注入所述水合物区的渗流通道的步骤包括：
构建连通海上平台和所述水合物区的渗流通道的连通通道；
将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液从海上平台沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道。
3.如权利要求2所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述构建连通所述海上平台和所述水合物区的渗流通道的连通通道的步骤，包括：
采用海上钻井平台和海洋钻井技术进行钻井施工，以形成所述钻井，所述钻井的上端连通所述海上平台，所述钻井的下端伸入至所述下覆盖层。
4.如权利要求3所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述钻井深入所述下覆盖层的深度为所述水合物区厚度的1/20～1/5。
5.如权利要求2所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液包括巴氏芽孢杆菌液。
6.如权利要求5所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述天然气水合物储层加固方法还包括：
间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道。
7.如权利要求6所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述天然气水合物储层加固方法还包括：
将所述间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道的步骤重复预设次数。
8.如权利要求7所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述预设次数为10～12次。
9.如权利要求2所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述连通通道连通有增压泵；
所述将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液从海上平台沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道的步骤包括：
启动所述增压泵；
将配置好的可提高碱度并促进碳酸根生成的微生物溶液通过高压的形式沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道。
10.如权利要求7所述的天然气水合物储层加固方法，其特征在于，所述将所述间隔第二预设时长，将所述胶结液沿所述连通通道注入至所述水合物区的渗流通道的步骤重复预设次数的步骤之后，还包括：
采用测井技术评测加固前后水合物储层孔隙度、渗透率、泊松比及弹性模量的变化。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110520352.XA CN113202444A (zh) | 2021-05-12 | 2021-05-12 | 一种天然气水合物储层加固方法 |
| PCT/CN2022/091976 WO2022237777A1 (zh) | 2021-05-12 | 2022-05-10 | 一种天然气水合物储层加固方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110520352.XA CN113202444A (zh) | 2021-05-12 | 2021-05-12 | 一种天然气水合物储层加固方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113202444A true CN113202444A (zh) | 2021-08-03 |
Family
ID=77031016
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110520352.XA Pending CN113202444A (zh) | 2021-05-12 | 2021-05-12 | 一种天然气水合物储层加固方法 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113202444A (zh) |
| WO (1) | WO2022237777A1 (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114508321A (zh) * | 2021-12-31 | 2022-05-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | 微生物成矿技术加固海域天然气水合物地层的方法及应用 |
| WO2022237777A1 (zh) * | 2021-05-12 | 2022-11-17 | 南方科技大学 | 一种天然气水合物储层加固方法 |
| CN115575599A (zh) * | 2022-09-01 | 2023-01-06 | 南方科技大学 | 微生物加固水合物储层出砂模型试验装置和试验方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150122486A1 (en) * | 2013-11-07 | 2015-05-07 | Trican Well Service Ltd. | Microbial-enhanced well cementing and remediation |
| CN108180001A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-06-19 | 吉林大学 | 泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法 |
| CN108708704A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-10-26 | 重庆交通大学 | 一种煤层气储层降低滤失的方法 |
| CN110566170A (zh) * | 2019-10-28 | 2019-12-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油藏内微生物诱导矿物沉淀改善油藏非均质性方法 |
| CN110644953A (zh) * | 2019-10-28 | 2020-01-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法 |
| CN112196501A (zh) * | 2020-09-04 | 2021-01-08 | 中国地质大学（武汉） | 一种模拟微生物加固天然气水合物储层的装置及方法 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1184538A1 (en) * | 2000-09-04 | 2002-03-06 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | System for downhole separation |
| JP3479699B2 (ja) * | 2002-01-18 | 2003-12-15 | 飛島建設株式会社 | ガスハイドレート掘採方法とその装置 |
| JP2005083134A (ja) * | 2003-09-10 | 2005-03-31 | Taisei Corp | ガスハイドレートの採取装置および採取方法 |
| CN104405345B (zh) * | 2014-10-20 | 2017-01-18 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种可渗透边界层天然气水合物开采模拟实验装置 |
| GB201511218D0 (en) * | 2015-06-25 | 2015-08-12 | Goe Ip As | Reservoir treatments |
| CN105649003A (zh) * | 2016-01-11 | 2016-06-08 | 河海大学 | 一种微生物结合真空排水加固砂土地基的加固装置及其加固方法 |
| CN106854984B (zh) * | 2016-11-17 | 2019-03-05 | 大连理工大学 | 一种结合注入热海水增强甲烷开采和二氧化碳封存的天然气水合物置换方法 |
| US10900331B2 (en) * | 2018-01-05 | 2021-01-26 | University Of Louisiana At Lafayette | Moving-riser method and system for harvesting natural gas from seabed hydrates |
| CN108756829B (zh) * | 2018-05-25 | 2020-09-29 | 西南石油大学 | 欠平衡正循环条件下天然气水合物固态流开采方法及系统 |
| CN110130318A (zh) * | 2019-05-24 | 2019-08-16 | 南京林业大学 | 一种微生物搅拌注浆桩的施工方法 |
| CN112127852A (zh) * | 2020-10-23 | 2020-12-25 | 吉林大学 | 一种高效泥质粉砂型天然气水合物开采系统及其开采方法 |
| CN113202444A (zh) * | 2021-05-12 | 2021-08-03 | 南方科技大学 | 一种天然气水合物储层加固方法 |
-
2021
- 2021-05-12 CN CN202110520352.XA patent/CN113202444A/zh active Pending
-
2022
- 2022-05-10 WO PCT/CN2022/091976 patent/WO2022237777A1/zh active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150122486A1 (en) * | 2013-11-07 | 2015-05-07 | Trican Well Service Ltd. | Microbial-enhanced well cementing and remediation |
| CN108180001A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-06-19 | 吉林大学 | 泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法 |
| CN108708704A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-10-26 | 重庆交通大学 | 一种煤层气储层降低滤失的方法 |
| CN110566170A (zh) * | 2019-10-28 | 2019-12-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油藏内微生物诱导矿物沉淀改善油藏非均质性方法 |
| CN110644953A (zh) * | 2019-10-28 | 2020-01-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法 |
| CN112196501A (zh) * | 2020-09-04 | 2021-01-08 | 中国地质大学（武汉） | 一种模拟微生物加固天然气水合物储层的装置及方法 |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022237777A1 (zh) * | 2021-05-12 | 2022-11-17 | 南方科技大学 | 一种天然气水合物储层加固方法 |
| CN114508321A (zh) * | 2021-12-31 | 2022-05-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | 微生物成矿技术加固海域天然气水合物地层的方法及应用 |
| CN115575599A (zh) * | 2022-09-01 | 2023-01-06 | 南方科技大学 | 微生物加固水合物储层出砂模型试验装置和试验方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2022237777A1 (zh) | 2022-11-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113202444A (zh) | 一种天然气水合物储层加固方法 | |
| Wang et al. | Review of ground improvement using microbial induced carbonate precipitation (MICP) | |
| CN108729897B (zh) | 一种二氧化碳–滑溜水间歇式混合压裂设计方法 | |
| Gallagher et al. | Full-scale field testing of colloidal silica grouting for mitigation of liquefaction risk | |
| CN105003237A (zh) | 地热开采天然气水合物与co2废气回注处理一体化的装置及方法 | |
| Van der Ruyt et al. | Biological in situ reinforcement of sand in near-shore areas | |
| CN104653148A (zh) | 废弃油井井群改造综合利用方法 | |
| CN113882407B (zh) | 一种基于微生物矿化作用的滑坡防治方法 | |
| CN108505514B (zh) | 一种复杂地层桩基泥浆护壁的施工方法 | |
| CN115419384B (zh) | 一种采动覆岩完全破断型的含水层动态注浆截流堵水方法 | |
| CN104481475B (zh) | 油井二氧化碳碳酸水吞吐增产方法 | |
| CN110241837A (zh) | 一种高承压水地质条件下防止地下室底板开裂的施工方法 | |
| Poplygin et al. | Investigation of the influence of pressures and proppant mass on the well parameters after hydraulic fracturing | |
| CN107558950A (zh) | 用于油页岩地下原位开采区域封闭的定向堵漏方法 | |
| Henry et al. | Field test of foam to reduce CO2 cycling | |
| Khusnutdinova et al. | Evaluation of enhanced oil recovery efficiency at fields with hard-to-recover reserves | |
| Argal | Modern Technologies and Problems of Ground Stabilization by Injection. | |
| CN114856699A (zh) | 一种矿井水深井回灌方法 | |
| CN113404459B (zh) | 一种底水气藏高含水气井选择性堵水方法 | |
| CN112912589A (zh) | 基于地层改造的甲烷水合物开采方法 | |
| CN114508321A (zh) | 微生物成矿技术加固海域天然气水合物地层的方法及应用 | |
| CN111322054B (zh) | 一种砂岩油藏在化学驱阶段三三结合挖潜优化开采方法 | |
| Qin et al. | Sand control during gas production from marine hydrate reservoirs by using microbial-induced carbonate precipitation technology: A feasibility study | |
| Donaldson et al. | The subsurface environment | |
| CN114753447B (zh) | 基于浅层地热利用的余水回灌井施工及回灌方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210803 |