Evaluación y predicción de los hidratos de gas natural y su potencial de recursos.
1. Tecnología de evaluación y predicción de hidratos de gas natural
Actualmente, la tecnología de evaluación y predicción de hidratos de gas incluye tecnología sísmica, tecnología de registro, tecnología geoquímica y método de minerales marcadores.
1. Tecnología sísmica
La exploración sísmica es actualmente el método más utilizado e importante para la exploración de hidratos de gas natural. La velocidad de los sedimentos de hidrato de gas es relativamente alta, pero el estrato debajo de los sedimentos de hidrato de gas es generalmente un área de acumulación de gas de hidrocarburo (gas libre) con una velocidad de sonido baja. Por lo tanto, se producirá una fuerte impedancia acústica en el límite inferior del hidrato. Fuerte reflexión. El perfil de reflexión sísmica muestra una interfaz de reflexión única. Además, dado que los límites de la zona estable de hidratos de gas se distribuyen aproximadamente a la misma profundidad del fondo marino, y la reflexión en el fondo de la zona estable de hidratos también es aproximadamente paralela al fondo marino, esta tecnología se denomina BSR (Figura 10-10 ). Con la aplicación generalizada de la tecnología sísmica de reflexión multicanal y la mejora de la tecnología de procesamiento de datos sísmicos, se pueden identificar fácilmente características de BSR como alta amplitud, polaridad negativa, paralelo al fondo marino e intersección con estructuras sedimentarias del fondo marino en perfiles sísmicos. Se ha confirmado que los gases de hidrocarburos por encima del BSR existen en forma de hidratos de gas natural sólidos, y los gases de hidrocarburos por debajo del BSR existen en forma de gas libre. BSR es la señal geofísica más temprana, confiable e intuitiva para confirmar la existencia de hidratos de gas natural. La mayoría de los hidratos de gas del fondo marino confirmados hasta ahora se han descubierto mediante la identificación de BSR en perfiles sísmicos de reflexión.
Figura 10-10 Perfil sísmico de BSR en el área de Black Ridge.
2. Tecnología de registro
Las funciones de la tecnología de registro incluyen principalmente: ① Determinar la distribución en profundidad de los hidratos de gas natural y los sedimentos que contienen hidratos de gas; ② Estimación de la porosidad y la saturación de metano; información del pozo para corregir datos sísmicos y otros datos geofísicos. Al mismo tiempo, los datos de registro de pozos también son un medio eficaz para estudiar el entorno de depósito y la evolución de las principales formaciones de hidratos de gas natural cerca del punto del pozo.
En las curvas de registro de pozos convencionales, los sedimentos de hidrato de gas natural muestran principalmente las siguientes anomalías (Figura 10-11): ① alta resistividad; ② pequeña diferencia de tiempo de onda acústica; ③ pequeña amplitud potencial natural; -el valor de registro es alto; ⑤ el valor gamma es alto; ⑥ el diámetro del orificio es grande; ⑦ hay un chorro de gas evidente durante el proceso de perforación y el valor de gas medido es alto;
Figura 10-11 Características de respuesta al registro de pozos de las capas de hidrato de gas natural
3 Tecnología geoquímica
La tecnología geoquímica sirve para identificar el estado de ocurrencia del gas natural en el fondo marino. hidrata medios eficaces. Las fluctuaciones de temperatura y presión pueden descomponer fácilmente los hidratos de gas, por lo que a menudo existen anomalías geoquímicas del gas natural en los sedimentos poco profundos del fondo marino. Estas anomalías pueden indicar la posible ubicación de los hidratos de gas natural y luego determinar la fuente de gas natural a través de su relación de composición de hidrocarburos (como C1/C2) y su composición de isótopos de carbono. Al mismo tiempo, la aplicación de tecnología de detección de campos de metano en alta mar puede delimitar áreas de alta concentración de metano y determinar la distribución prospectiva de hidratos de gas natural.
Bajo las condiciones técnicas actuales, los principales signos de la exploración de hidratos de gas natural mediante métodos geoquímicos son: cloro o salinidad reducida del agua de poro, potencial redox del agua, bajo contenido de sulfatos, cambios de isótopos de oxígeno, etc. Al analizar datos geoquímicos, deben tratarse de manera diferente y considerarse de manera integral en función de las condiciones reales específicas.
4. Método de Marcar Minerales
Los minerales estándar que pueden indicar la presencia de hidratos de gas natural suelen ser carbonatos, sulfatos y sulfuros con composición y forma específica. Son una serie de minerales estándar formados por la interacción entre los fluidos formadores de minerales y el agua de mar, el agua de los poros y los sedimentos durante la deposición, la diagénesis y los procesos epigenéticos.
Cuando el fluido bajo el fondo marino entra en las proximidades del fondo marino en forma de desbordamiento o filtración, producirá una serie de efectos físicos, químicos y biológicos. A medida que los fluidos saturados de gas se mueven desde las profundidades del océano hasta el fondo marino poco profundo, se enfrían rápidamente para formar hidratos de gas, acompañados de carbonatos autigénicos y biota quimioautótrofa que depende de dichos fluidos. Debido a su baja temperatura, estos fluidos se denominan fluidos de "filtración fría", que se diferencian de los fluidos de alta temperatura en las profundidades de la corteza terrestre. Son uno de los minerales marcadores más eficaces para encontrar hidratos de gas natural.
2. Tecnología de desarrollo de hidratos de gas natural
El desarrollo de gas natural a partir de formaciones donde se han formado hidratos de gas natural es en realidad un proceso que satisface la reacción de descomposición de los hidratos de gas natural. Reducir la presión de la formación o aumentar la temperatura puede debilitar las fuerzas de van der Waals entre las moléculas de metano y las moléculas de agua en los hidratos de gas natural, liberando así grandes cantidades de gas metano de los hidratos de gas natural sólidos. En la actualidad, existen tres tecnologías principales para el desarrollo de hidratos de gas natural: tecnología de excitación térmica, tecnología de reducción de presión y tecnología de inhibidores químicos.
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Instalar tuberías en la zona estable de hidratos de gas para calentar la formación que contiene hidratos de gas y aumentar la temperatura del yacimiento local, provocando así la descomposición del hidrato de gas. Principalmente se bombea vapor, agua caliente, salmuera caliente u otros fluidos térmicos a la capa de hidrato desde el suelo, y también se pueden utilizar métodos de inundación por incendio o calentadores de sartas de perforación utilizados en la producción de petróleo pesado. El método de calentamiento electromagnético es más eficaz que los métodos convencionales mencionados anteriormente y ha demostrado su eficacia en el desarrollo de petróleo pesado. Entre ellos, el método de calentamiento por microondas es el método más eficaz.
Las principales desventajas del método de excitación térmica son la gran pérdida de calor y la baja eficiencia. La dificultad es que el gas generado es difícil de recolectar.
2. Tecnología de reducción de presión
Descompone los hidratos de gas reduciendo la presión de la capa de hidratos de gas. Generalmente, las "cápsulas" de gas natural se forman por la caída de presión en el pozo o la presión de equilibrio de la capa de acumulación de gas libre debajo de la capa de hidrato (mediante excitación térmica o reactivos químicos). Los hidratos en contacto con el gas natural se vuelven inestables y se descomponen. agua y gas natural. El desarrollo de despresurización es particularmente adecuado para situaciones donde los hidratos de gas natural se encuentran adyacentes a yacimientos de gas natural convencionales, y es adecuado para el desarrollo de yacimientos de hidratos de gas con alta permeabilidad y profundidades mayores a 700 mm. Esta tecnología se caracteriza por ser económica y no requiere. equipo adicional y costosa excitación térmica continua tiene una alta viabilidad; la desventaja es que su efecto es lento y no puede usarse para la acumulación de hidratos de gas natural donde la temperatura original del yacimiento es cercana o inferior a 0 °C para evitar la congelación y la obstrucción. de la capa de gas por agua descompuesta.
3. Tecnología de inhibidores químicos
Al inyectar inhibidores químicos (como salmuera, metanol, etanol, etilenglicol, glicerina, etc.), se puede cambiar el equilibrio de fases de la formación de hidratos. Las condiciones, reducen la temperatura estable de los hidratos, cambian las condiciones de temperatura y presión de la zona de estabilidad de los hidratos de gas, lo que lleva a la descomposición de parte de los hidratos de gas. Este método es muy simple y fácil de usar, pero es costoso y lento y no es adecuado para la producción de hidratos marinos a alta presión.
A juzgar por el uso de los métodos anteriores, no es aconsejable utilizar solo un método para extraer hidratos. Sólo combinando las ventajas de diferentes métodos se puede conseguir una extracción eficaz de hidratos. La combinación del método de reducción de presión y el método de choque térmico es actualmente la solución más recomendada. El método de choque térmico se utiliza para descomponer los hidratos de gas y el método de reducción de presión se utiliza para extraer gas libre. Desde un punto de vista técnico, es factible desarrollar recursos de hidratos de gas natural, pero en las condiciones técnicas actuales, aún no se ha encontrado un plan minero más económico y razonable, y el desarrollo de hidratos de gas natural está básicamente todavía en discusión. escenario.
3. Potencial de recursos de hidratos de gas natural
1. Hidrato de gas natural en zona de permafrost polar
En condiciones apropiadas de alta presión y baja temperatura, el gas natural y El agua se combina para formar una sustancia inflamable como el hielo. Vastas zonas de los océanos y las regiones polares son adecuadas para la formación de hidratos de gas. Un gran número de estudios de campo han demostrado que los hidratos de gas están ampliamente distribuidos en zonas de permafrost y sedimentos del fondo marino alrededor de los márgenes continentales (Figura 10-12). Hay una gran cantidad de recursos de gas natural almacenados en yacimientos de hidratos en el mundo, y la extensión prevista actual de recursos de gas natural también es muy grande, excediendo tres órdenes de magnitud, de 2,8×1015m3 a 8×1018m3 (Tabla 10-3). ). Según los últimos resultados de estimación (Jiang Huaiyou et al., 2008), los recursos mundiales de hidratos de gas natural son aproximadamente (0,1 ~ 2,1)×1016 m3. Si bien varias estimaciones son especulativas e inciertas, el potencial de exploración de recursos de hidratos de gas es enorme, incluso según las estimaciones más conservadoras. Actualmente reconocido es de 3000×1012m3. En general, se cree que el 98% de los recursos mundiales de hidratos de gas natural se distribuyen en los sedimentos del fondo marino, y sólo el 2% se distribuye en el permafrost terrestre.
Tabla 10-3 Evaluación global de recursos de hidratos de gas natural
Continuación
Nota: La unidad de recursos de gas natural es m, y las condiciones estándar de presión y temperatura son 1 atm y 20 ℃.
Figura 10-12 Investigaciones reales y ubicaciones previstas de hidratos de gas en permafrost y sedimentos marinos alrededor de los márgenes continentales.
La superficie terrestre de las regiones globales de permafrost polar (Ártico, Antártico y Meseta Tibetana) es de 1,1×107km2, y la cantidad de recursos de hidratos de gas natural oscila entre 1,4×1013m3 y 3,4×1065438 . McIver, 1981; Trofimuk y otros, 1977; Dobrynin y otros, 1981). El área de permafrost de la meseta Qinghai-Tíbet es vasta y representa el 61% del área total de la meseta y el 7% del área de permafrost del mundo, alcanzando 1.588×106 km2. Tanto las cuencas continentales como las marinas tienen buenas condiciones de generación de petróleo y gas y condiciones de formación de hidratos de gas, y es posible formar una cierta escala de acumulación de hidratos, incluida la cuenca Qiangtang, el área de la cuenca continental Hoh Xil y el área de la cuenca Hoh Xil. Chen Duofu et al., 2005; Zhu Youhai et al., 2006;
2. Hidratos de gas alrededor del margen continental
La periferia del margen continental incluye el margen continental pasivo y el margen continental activo. Los recursos globales de hidratos de gas marinos oscilan entre 0,2×1015m3 y 7,6. ×1018m3 varían (Meyer, 1981; Mirkov et al., 2003; Trofimuk et al., 1977; Klauda et al., 2005; Kvenvolden, 1988; McDonald, 1990; Kvenvolden et al., 1988; Dobrynin et al., 1981 ), Distribuido principalmente en: ① océanos separados, incluidos márgenes continentales activos o márgenes continentales pasivos; ② en lagos de aguas profundas (3) áreas internas de placas oceánicas;
Como el mar de Bering, el mar de Okhotsk, el mar de la fosa de las Islas Kuriles, el mar de Japón, la depresión de Shikoku, la depresión de Nankai, la depresión de Okinawa, el mar de la provincia suroeste de Taiwán, el mar de la provincia oriental de Taiwán, y la depresión de Dongsha, la depresión de Xisha y la depresión de Nansha alrededor del Mar de China Meridional y la depresión del Mar de Arena del Sur, el Mar de Sulawesi, el Mar del Noroeste de Australia y el Mar de la Isla Norte de Nueva Zelanda; el Pacífico oriental, la costa norte de California y Oregón, la depresión peruana; el océano Atlántico occidental, a saber, la Meseta Negra, el Golfo de México, los mares del margen continental frente al mar Caribe y la costa este de América del Sur; la costa occidental de África, el Golfo de Omán y la Bahía de Bengala en el Océano Índico, el Mar de Barents y el Mar de Beaufort en el Ártico, el Mar de Ross y el Mar de Weddell en la Antártida, y el interior del Mar Negro y el Mar Caspio. .
3. Hidratos de gas natural en aguas chinas
Las aguas de China son ricas en recursos de hidratos. Las principales condiciones para la formación de hidratos son el Mar de China Meridional (la zona del vertiente de China). el Mar de China Meridional tiene más de 1,20×1,04 km2) y el Mar de China Oriental (El área de pendiente del Mar de China Oriental es de aproximadamente 6×104km2).
Con base en el surgimiento de BSR, el Mar de China Meridional se dividió en 11 áreas de prospectiva de recursos de hidratos y se calculó el área de distribución efectiva de hidratos en cada área. Finalmente, se concluyó que el área de distribución efectiva de BSR en todo el Mar de China Meridional es de 125833,2 km2, y el espesor de la zona de estabilidad de hidratos está entre 47 ~ 47 ~ 389 m (Yang Muzhuang et al., 2008). Yao Bochu et al. (2006) y Yang Muzhuang et al (2008) predijeron que los recursos de hidratos en el Mar de China Meridional son 6,435 × 1013 m3, 6,9305 × 1065438 y 7,632 × 1065438 respectivamente.
Para el Mar de China Oriental, Yang Muzhuang y otros calcularon que el área de distribución de la zona estable de hidratos es de 5250 km2 y el espesor de la zona estable es de 50 ~ 491,7 m basándose en parámetros como la temperatura del fondo marino. , gradiente geotérmico, profundidad del agua de mar y salinidad. La predicción final del Mar de China Oriental La cantidad de recursos de hidratos es de aproximadamente 3,53 × 101 m3.
Solemos considerar el rango de distribución de los hidratos de gas natural, el espesor de la zona de estabilidad de los hidratos, la porosidad de la capa sedimentaria, la concentración de hidratos en los huecos y el coeficiente de expansión del metano descompuesto por los hidratos. para estimar el contenido de hidratos de gas natural del fondo marino. La cantidad de recursos de metano, entre los cuales el espesor de la zona de estabilidad de los hidratos es de gran importancia en la evaluación de los recursos de hidratos de gas natural (Xu et al., 1999). La zona de estabilidad de los hidratos de gas se refiere al área donde el gas natural y los hidratos pueden alcanzar el equilibrio de fases y combinarse para formar hidratos de gas en condiciones específicas de temperatura y presión. Sobre la base de tres parámetros importantes: la profundidad del agua, la temperatura del fondo marino y el gradiente geotérmico, se puede calcular y determinar el espesor de la zona de estabilidad de los hidratos de gas en un área específica. Sobre esta base, basándose en las características integrales del sistema de gas de hidrocarburos de hidratos de gas natural, se determinaron aún más las posibles áreas objetivo de exploración que pueden formar una acumulación de hidratos de gas natural de alta abundancia. Las direcciones prácticas de exploración más favorables son los yacimientos de arenisca polar y los yacimientos de arenisca marina en la zona de estabilidad de hidratos. Por supuesto, también es necesario analizar factores como la calidad de la roca madre del gas natural, si el suministro de gas natural es suficiente y si los canales de migración están desarrollados, y finalmente determinar el objetivo de exploración.
El hidrato de gas natural es una fuente de energía limpia con alta densidad energética, pocas impurezas y grandes reservas. La exploración y el desarrollo de hidratos de gas natural y el aumento de la producción de gas natural pueden cambiar gradualmente la estructura energética actual de nuestro país y, al mismo tiempo, reducir la contaminación ambiental causada por la quema de grandes cantidades de carbón. Tiene amplias perspectivas de exploración.