Experimental on CO2 plugging effect and instability condition of hydrate in fracture of seafloor sediments
-
摘要:
海底二氧化碳（CO2）地质封存技术已成为目前碳封存、碳中和研究的热点，我国南海北部海底沉积层中存在CO2水合物形成的有利空间和温压条件，在裂隙和孔隙中形成CO2水合物，能够阻挡CO2进一步向上运移而产生自封堵能力。然而，目前裂隙中CO2水合物封堵效果与失稳条件仍不明确。采用高压低温水合物生长失稳可视化实验平台，模拟2℃、3～4 MPa的海底沉积盖层条件，观测裂隙中CO2水合物的形成与注水增压失稳过程，利用突破压力、突破压差、持续时间、失稳起始阶段渗透率及封堵率为指标对水合物失稳条件与封堵效果进行研究。研究结果表明，裂隙中水合物的形成经历成核、扩张、成型与聚集4个阶段；裂隙中形成的水合物能够高效地封堵水和CO2等流体的迁移，但在流体压力逐渐增加达到临界突破压力时开始出现失稳现象，水合物的失稳经历粒度退化与表面摩擦破坏2个阶段，水合物团块内核部先失稳，在水合物表面未破裂前可保持封堵状态；实验探究裂隙中水合物失稳条件，其突破压力为6.414～6.966 MPa，突破压差为2.403～3.203 MPa，决定水合物突破压力的关键因素是温度和压力条件，而流速的效应则主要体现在调节水合物进入失稳状态的具体时间；在3～4 MPa的海底沉积盖层条件，裂隙模型中水合物封堵率为99.0%～99.6%，失稳起始阶段渗透率为0.555×10−3～1.260×10−3 μm2。需要保证封盖CO2水合物层之下压力与海底实际压力之差小于2 MPa，以保持水合物的封堵效果。研究结果为南海类似条件下CO2海底地质封存上覆盖层风险性评价提供参考。
Abstract:Objective Seabed carbon dioxide (CO2) geological sequestration technology has become a hot spot in carbon sequestration and carbon neutralization. There are favorable space and temperature and pressure conditions for the formation of CO2 hydrate in the seabed sediments in the northern part of the South China Sea, and the formation of CO2 hydrate in the cracks and pores can block the further upward migration of CO2 and generate self-sealing capacity. However, the CO2 leakage in the fracture and the effect of hydrate plugging and instability conditions are still unclear.
Methods In this paper, the visualization experiment platform of hydrate growth and the instability process of water injection supercharging at high pressure and low temperature was used to observe the formation of CO2 hydrate and experiment platform was used to simulate the conditions of seafloor sedimentary cover under the conditions of 2℃ and 3～4 MPa, and the hydrate instability condition and plugging effect were evaluated with the breakthrough pressure, breakthrough pressure difference, duration, permeability coefficient of initial instability stage and plugging rate as indicators.
Results The experimental results show that hydrate formation can be simplified into four processes: nucleation, expansion, forming and aggregation. Hydrate formed in cracks can efficiently block the migration of fluids such as water and CO2, but the instability phenomenon begins when the fluid pressure gradually increases and reaches the critical breakthrough pressure. The instability process of hydrate can be simplified into two parts: particle size degradation and surface friction failure. The core of hydrate mass is unstable first, and the sealing state can be maintained before the surface of hydrate fails to friction fracture. The instability conditions of hydrate in the fracture are investigated experimentally. The breakthrough pressure is 6.414～6.966 MPa and the breakthrough pressure difference is 2.403～3.203 MPa. The instability rate of hydrate is mainly affected by the flow rate, followed by the saturation of hydrate, and the flow rate affects the instability rate through the interface effect. The key factors determining the breakthrough pressure of hydrate are temperature and pressure conditions, while the effect of flow rate is mainly reflected in regulating the specific time when hydrate enters the instability state. Under the condition of 3～4 MPa seafloor sedimentary cover, the sealing rate is 99.0～99.6% and the permeability coefficient of initial instability stage is 0.555～1.260 md.
Conclusion The experimental results provide a reference for the risk assessment of the overlying layer under similar conditions in the South China Sea for CO2 seabed geological sequestration. The difference between the pressure under the capped CO2 hydrate layer and the actual pressure on the seabed should be ensured to be less than 2 MPa to maintain the sealing effect of the hydrate.
-
Key words:
- carbon dioxide(CO2) /
- sub-sea sediments /
- hydrate /
- plugged effect
-
随着工业化发展，化石燃料燃烧引起的温室效应对人类社会构成重大威胁，为实现CO2减排，在海底沉积层内封存CO2被认为是有效途径[1-4]。封存结构通常包括注入部分、CO2储存空间与上覆低渗盖层，其中实际场地水深为300～
1000 m，低渗盖层厚度可达500～3000 m[5-6]。当CO2在海底沉积层内，密度较小CO2将会聚集在沉积盖层之下。然而，如果发生海底地质灾害或地壳运动导致沉积盖层出现裂隙，由于浮力作用，CO2将沿着裂隙向上运移，发生局部泄漏。由于封存深度满足CO2水合物形成和保存的环境温压条件，可在微裂隙中形成CO2水合物盖层，降低沉积层的渗透率，从而有效阻挡泄漏CO2进一步向上运移（图1），实现CO2的二次阻隔[7-11]。CO2水合物作为CO2地质封存的封存形式之一，针对其形成动力学已开展了大量研究，ALMENNINGEN等[12]实验证明了孔隙结构中浮力引起CO2的向上迁移会在水合物稳定区底部形成一层固体水合物，在水相中均匀结晶为进一步的粘性置换创造有效的屏障。温压条件与气相对流扩散速率影响水合物形成速率与稳定性，研究发现了CO2水合物形成的稳定性随着压力的增加而增加[13-14]。CO2水合物体积百分比随着环境温度逐渐升高而显著降低，环境温度对水合物影响大于压力[15]。气相的对流扩散显著提高了CO2水合物形成速度，水合物形成速率约在70 min趋于稳定，并随着反应的进行而逐渐降低[16-17]。水合物在气相和晶粒表面的界面出现并在孔隙空间中连续生长，稳定条件下观察到水合物的重新分布，初期水合物主要存在于液态CO2的边界、两相界面和位置[18-19]。
盖层突破压力作为CO2地质封存的研究重点，利用聚合物胶、纳米球等材料对裂隙实现封堵[20-21]。在裂隙结构中，认为裂缝面摩擦破坏和剪切破坏是裂缝封堵带的2种主要破坏形式，引起摩擦破坏的因素包括外部压差、内部粒度退化与裂缝结构扩展，引起结构剪切破坏的因素是材料的抗剪强度[22-23]。盖层封堵研究发现突破压力随着水饱和度呈指数增长，与孔隙度呈负相关，且主要受大孔隙的影响。水岩反应造成的微裂缝对大孔隙的数量有很大贡献[24]。不同饱和度低渗透砂岩中CO2的突破压力，CO2突破压力和突破时间与实验温度和压力呈正相关[25-28]。CO2-H2O黏度比影响突破压力，黏度比受温压条件的影响更大[29]。DAI等[30]提出了一个改进的Kozeny-Carman模型表征含水合物沉积物的渗透率，适用于通过自然沉积物进行的成岩作用、盐沉淀或生物堵塞的流动。
根据Multiflash程序计算，设置气体组分中CO2占比100%，盐度为34.7‰，得出CO2水合物平衡曲线，据琼东南盆地相关数据计算水热梯度，地区平均地温梯度为0.04℃/m[31-35]，综合得出水合物形成稳定域（图2），说明CO2水合物在实际场地中有良好的形成环境。形成水合物后改变孔渗性，而水饱和度、水合物的形态和分布对渗透率有较大影响[36-38]，进而影响CO2的泄漏和封堵效果，封堵效果需要开展评价。因此，本研究采用高压低温水合物生长失稳可视化实验平台，玻璃微裂隙模型模拟实际裂隙环境[39-40]，研究封存场地海底沉积层温压条件与海底流速等条件下CO2水合物封堵规律，从而评价CO2的封堵效果，并对CO2海洋地质封存的场地选址提供参考依据，为早日实现“双碳”目标做出贡献。
1. 研究方法
1.1 实验装置
实验采用高压低温水合物生长失稳可视化实验平台，实验装置示意图如图3所示。根据该平台中各装置的不同作用可将其划分为可视化反应釜、CO2注入单元、纯水注入单元、温压控制单元与数据监控单元。其中，可视化反应釜是进行水合物形成失稳实验的核心部分，可实时观测水合物状态，装置设计最大工作压力20 MPa、工作温度0～25℃。CO2注入单元和纯水注入单元主要作用是给反应釜内注CO2和注水，前者包括气瓶、减压泵（出口压力0～5 MPa）；后者包括平流泵（流速0～10 mL/min）。温压控制单元包括低温恒温水槽与加压泵，温度调节范围为−10～30℃，控温精度可达±0.1℃，压力调节范围为0～40 MPa，控压精度可达±0.001 MPa。数据监控单元通过温压传感器进行实时采集环境温压数据，并使用高清摄像机记录实验过程（分辨率
3840 ×2160 ，10倍光学变焦）。
图 3 实验装置示意图CP. 平流泵；GC. 气瓶；RV. 减压阀；CV. 背压阀；PS. 压力传感器；TS. 温度传感器；PP. 加压泵；CB. 恒温水浴；PA. 摄像设备；RS. 反应釜；PC. 计算机Figure 3. Schematic diagram of experimental device1.2 实验方案
实验旨在模拟南海近海海底CO2沉积层地质封存条件，实际场地水深300～
1000 m，沉积层厚度500～3000 m，沉积盖层顶部水温为2～5℃[2]，沉积物孔隙度介于0.1～0.3之间[6]，裂隙长度在毫米级到厘米级范围内[5]，裂隙间的地下水流速为0.004～0.020 mL/min[41]。实验模拟海底深度400 m处的沉积盖层中裂隙的水合物形成情况，为了缩短实验周期，设置温压为2℃、3～4 MPa，该条件下CO2状态并不稳定且不完全符合实际场地环境条件，导致实验条件出现一定偏差。沉积盖层采用由标准光刻技术制做的玻璃微裂隙孔隙模型进行模拟，裂隙结构参数设定为：裂隙长度2 cm、宽度0.15 cm，深度0.1 cm；孔隙结构分布裂隙两侧，长度0.46 cm，宽度0.75 cm，深度0.05 cm，孔径0.04 cm，孔隙度0.28；模型整体水驱渗透率为124.1×10−3 μm2，微孔隙裂隙模型如图4所示。反应釜内部结构细分为围压部分、模型夹持器与内压部分，其中围压部分充满水并与加压泵连接模拟地层围压力，内压部分由高压流体模拟地层中流体压力，反应釜内部如图5所示。1.3 实验方法及原理
实验采用恒温恒容法，在2℃、3～4 MPa条件下静态观测水合物形成过程，并记录其形成过程中水合物形态变化情况。采用恒温恒容法开展水合物注水增压失稳实验。以不同的流速（0.005，0.01，0.02，0.03，0.05 mL/min）进行注水增压失稳实验。实时记录水合物饱和度、前后端压力随时间的变化情况，观测水合物失稳过程，直至压力稳定，利用突破压差、突破压力、失稳时间与持续时间探究水合物失稳条件，根据失稳起始阶段渗透率与裂隙封堵率评价水合物的封堵效果，根据达西公式计算渗透率，如式（1）。
Q=KAΔPμL， (1) 式中：Q代表流速，mL/min；K代表渗透率，10−3 μm2；A代表流体通过的横截面积，m2；ΔP代表前后端压力差，MPa；μ是流体黏度，取2℃下水的黏度，1.673×10−9 MPa·s；L是流体通过的距离，m。
裂隙在不同状态下的封堵率由式（2）计算[20]。
η=K0−K1K0×100%， (2) 式中：η代表封堵率，%；K0代表初始渗透率，10−3 μm2；K1失稳起始阶段渗透率，10−3 μm2。
水合物饱和度采用图形分析法计算，忽略凸液面误差，用水合物面积与初始孔隙面积做比，得出水合物饱和度。
1.4 实验步骤
为了保证实验结果的准确性和实验安全，在实验开始前进行气密性测试。实验步骤分为裂隙模型制备和水合物生长失稳2部分。
裂隙模型制备步骤如下：①根据南海海底沉积层地质结构设计相关裂隙孔隙结构模型；②使用MDK-UV-5Z紫外激光打标机在4 cm×2 cm×0.75 cm高硼硅玻璃上雕刻裂隙孔隙模型，雕刻10次，总刻蚀深度为0.1 cm；③将一片形状相同的玻璃片放置在刻蚀模型的玻璃片上并固定；④将模型放入高温炉中，在600℃下烧制48 h；⑤烧制后，在模型的一侧玻璃上使用打标机在左右两边分别雕刻一个直径0.2 cm圆孔以联通模型。
水合物生长失稳观测实验步骤如下：①使用去离子水冲洗装置，并使用CO2吹干；②设置尾端的背压阀压力为5 MPa，开启CO2注入单元，增压至4 MPa；③开启恒温水浴保持反应釜内温度为2℃，并保持围压始终大于内压0.5 MPa；④关闭CO2注入单元和合成腔前端阀门，以0.1 mL/min注入水，直至管内水压大于腔内压力0.5 MPa，打开合成腔前端阀门，增压至4.5 MPa，开启数据监控单元观测水合物在裂隙中的形成过程；⑤水合物形成后，使用不同的流速（0.005，0.01，0.02，0.03，0.05 mL/min）进行注水增压失稳实验，并开启数据监控单元观测水合物失稳过程；⑥根据式（1）计算渗透率，式（2）计算封堵率，利用突破压差、突破压力、失稳时间、持续时间探究水合物失稳条件，根据失稳起始阶段渗透率与裂隙封堵率评价水合物的封堵效果。
2. 实验结果分析
2.1 水合物形成过程
裂隙中水合物团块的形成过程分为成核、扩张、成型、聚集4个阶段。初始过程水相对CO2过量，CO2达到液化条件开始液化，如图6a所示；在成核阶段，水−CO2液泡界面形成水合物膜，裹着液泡的水合物膜不断变形，过程持续5 min，如图6b所示；在扩张阶段，水合物以液泡为中心开始向外围生长，水中溶解CO2形成水合物，过程持续10 min，如图6c所示；在成型阶段，水合物在液泡内成核后向外延申形成水合物块，过程持续1 h，如图6d所示；在聚集阶段，水合物块颜色加深，水合物块逐渐形成2个以最初液泡为中心的水合物团块，堵塞裂隙，过程持续3 h，如图6e所示；最终，水合物团块完全形成，过程持续10 h，结果如图6f所示。水合物生长全过程中，压力下降0.6～0.8 MPa。
2.2 水合物失稳过程
水合物失稳过程可分为粒度退化与表面摩擦破坏2个阶段。以流速0.005 mL/min为例，在温压条件2℃、6～7 MPa时，水合物团块从边缘区域开始出现失稳的迹象，图中水合物团块表面是水合物相与液相的接触面，是团块内部失稳部分与液相之间暂时保持稳定的部分，初始状态如图7a所示；边缘水合物内部先失稳，水合物整体粒度逐渐退化，但水合物表面保持完整，过程持续1 min，如图7b所示；表面摩擦导致水合物块表面破裂，水合物从内部流失出来，表现出局部的失稳和破坏，过程中水合物块并没有完全破碎，只有部分水合物被破坏，过程持续2 min，如图7c所示；失稳结果如图7d所示。在失稳过程中，只要水合物表面没有发生破裂，水合物团块均能维持有效的封堵状态。
2.3 水合物失稳条件与封堵效果
模拟海底实际裂隙结构，对水合物以不同的流速注入加压，探究水合物失稳条件，评价水合物在裂缝中的封堵效果。突破压力与突破压差选择水合物失稳过程压力稳定阶段的压力与压差，封堵后水合物失稳起始阶段的渗透率根据式（1）计算，其中ΔP以突破压差计算，封堵率根据式（2）计算，结果如表1所示。
表 1 失稳条件与封堵效果评价Table 1. Instability condition and evaluation of plugged effect驱替速度/
(mL·min)初始饱和度/
%失稳起始阶段
渗透率/10−3 μm2封堵率/
%突破压力/
MPa突破压差/
MPa失稳时间/
s持续时间/
s0.005 85.3 0.771 99.4 6.703 2.403 6311 50633 0.010 80.1 0.555 99.6 6.966 3.131 6054 25999 0.020 70.3 0.828 99.3 6.414 3.203 1983 13149 0.030 75.2 0.938 99.2 6.593 3.004 1659 8759 0.050 78.9 1.260 99.0 6.497 2.572 1082 5165 在水合物形成过程中，CO2相的分布对饱和度起关键作用，实验中在不同的流速条件下进行注水增压失稳实验，初始饱和度均维持在0.7～0.85的区间。实验压力变化曲线如图8所示。以流速0.005 mL/min为例，实验数据揭示了3个压力响应阶段。在压力3～6 MPa阶段，伴随着缓慢的压力增长，水合物结构因受到连续压缩作用而表现出致密且稳定的特性；在压力6～7 MPa阶段，水合物开始失稳，压力基本维持稳定，观测到尾端开始缓慢有水滴渗出，水合物封堵效果减弱；在压力大于7 MPa后，水合物完全失稳，丧失了其封堵能力。实验中所观察到的极限压力现象可归因于水合物的不完全失稳状态及前端与尾端之间的压力梯度传递不均，导致出现了压力峰值，表明水合物结构在局部发生了响应差异。
图 8 不同流速注入过程中水合物层前后端压力变化曲线Figure 8. Pressure curve at front and rear end of hydrate layer during injection with different flow rates水合物失稳过程中压力变化不显著，而水合物失稳时间与流速和初始饱和度之间存在显著相关性，其偏相关系数分别为0.864和0.710。这些结果揭示了流速在水合物失稳过程中起主导作用，而初始饱和度的作用相对较小。据分析，流速通过影响水合物失稳的界面效应，加速液相与水合物相的传质速率，加速水合物失稳。与此同时，初始饱和度虽然对失稳时间有所影响，但由于水合物失稳是快速衰变过程，且此过程主要由水合物边界崩溃驱动，因此水合物初始饱和度对于失稳时间的影响相对较小。综上所述，流速是控制水合物失稳速率的首要因素，而初始饱和度虽对失稳时间有一定影响，但与流速相比其影响较为有限。
通过一系列不同流速的驱替实验得出水合物失稳条件，突破压力为6.414～6.966 MPa，对应的突破压差为2.403～3.203 MPa。在恒容条件下，流速与持续时间显示出反比例关系，拟合度大于0.99，结果见图9。结果表明，流速并不影响水合物的突破压力，即不同的驱替流速都能达到相同的突破压力条件，此时水合物均出现失稳现象。决定水合物突破压力的关键因素是温度和压力条件，而流速的效应则主要体现在调节水合物进入失稳状态的具体时间，这主要通过其影响环境压力而发生。
根据式（1）、（2）计算，在温压条件2℃，3～4 MPa，模拟海底沉积层裂隙模型中形成水合物封堵后的渗透性能显著下降，其渗透率降至0.555×10−3～1.260×10−3 μm2，封堵率高达99.0%～99.6%，形成水合物后满足CO2地质封存上覆封堵盖层要求。在2.403～3.203 MPa压差条件下，水合物显示出高度致密与稳定，证实了其裂隙环境中的封堵潜能，这些发现为CO2地质封存场地的准确选址提供了重要指标，建议在预期的CO2注入压力与海底实际压力之差保持在小于2 MPa的范围内，以维系水合物的封堵状态，为海底CO2地质封存封顶安全性的评估提供参考依据。
3. 结 论
（1）裂隙中CO2水合物的形成过程分为成核、扩张、成型与聚集4个阶段，在形成过程中水合物均展现出封堵特性。失稳过程从内而外，水合物团块中心失稳使粒度退化引起摩擦失效，后水合物表面破裂引起摩擦破坏，这一系列的内部退化和表面破坏循环进行，直至水合物团块彻底失稳失去封堵能力。
（2）实验探究水合物失稳条件，其突破压力为6.414～6.966 MPa，突破压差为2.403～3.203 MPa。水合物失稳速率主要受流速影响，水合物饱和度次之。流速通过减少水合物表面界面效应影响失稳速率。流速不影响水合物的突破压力，决定水合物突破压力的关键因素是温度和压力条件，而流速的效应则主要体现在调节水合物进入失稳状态的具体时间。
（3）水合物封堵性能良好，封堵率为99.0%～99.6%，失稳起始阶段渗透率为0.555×10−3～1.260×10−3 μm2。实验结果指示，南海北部海底沉积层封存CO2，需要保证水合物层之下压力与海底实际压力之差小于2 MPa，以保持水合物的封堵效果。
所有作者声明不存在利益冲突。
The authors declare that no competing interests exist.
-
图 3 实验装置示意图
CP. 平流泵；GC. 气瓶；RV. 减压阀；CV. 背压阀；PS. 压力传感器；TS. 温度传感器；PP. 加压泵；CB. 恒温水浴；PA. 摄像设备；RS. 反应釜；PC. 计算机
Figure 3. Schematic diagram of experimental device
图 8 不同流速注入过程中水合物层前后端压力变化曲线
Figure 8. Pressure curve at front and rear end of hydrate layer during injection with different flow rates
表 1 失稳条件与封堵效果评价
Table 1. Instability condition and evaluation of plugged effect
驱替速度/
(mL·min)初始饱和度/
%失稳起始阶段
渗透率/10−3 μm2封堵率/
%突破压力/
MPa突破压差/
MPa失稳时间/
s持续时间/
s0.005 85.3 0.771 99.4 6.703 2.403 6311 50633 0.010 80.1 0.555 99.6 6.966 3.131 6054 25999 0.020 70.3 0.828 99.3 6.414 3.203 1983 13149 0.030 75.2 0.938 99.2 6.593 3.004 1659 8759 0.050 78.9 1.260 99.0 6.497 2.572 1082 5165 
下载: 导出CSV
-
[1] AMINU M D,ALI NABAVI S,ROCHELLE C A,et al. A review of developments in carbon dioxide storage[J]. Applied Energy,2017,208:1389-1419. doi: 10.1016/j.apenergy.2017.09.015 [2] 雷晓,邓建强,张早校. 海底沉积物层CO2封存中水合物研究进展[J]. 化工进展,2012,31(6):1338-1346.LEI X,DENG J Q,ZHANG Z X. Research advancement in hydrate formation during CO2 sub-sea sediments sequestration[J]. Chemical Industry and Engineering Progress,2012,31(6):1338-1346. (in Chinese with English abstract [3] 李洛丹,刘妮,刘道平. 二氧化碳海洋封存的研究进展[J]. 能源与环境,2008(6):11-12. doi: 10.3969/j.issn.1672-9064.2008.06.005LI L D,LIU N,LIU D P. Research progress of marine storage of carbon dioxide[J]. Energy and Environment,2008(6):11-12. (in Chinese with English abstract doi: 10.3969/j.issn.1672-9064.2008.06.005 [4] 孙玉景,周立发,李越. CO2海洋封存的发展现状[J]. 地质科技情报,2018,37(4):212-218.SUN Y J,ZHOU L F,LI Y. Development status of CO2 marine sequestration[J]. Geological Science and Technology Information,2018,37(4):212-218. (in Chinese with English abstract [5] 祁生文,郑博文,王赞,等. 二氧化碳地质利用与封存场址的地质评价[J]. 中国科学:地球科学,2023,53(9):1937-1957. doi: 10.1360/N072022-0351QI S W,ZHENG B W,WANG Z,et al. Geological evaluation for the carbon dioxide geological utilization and storage(CGUS)site[J]. Scientia Sinica (Terrae),2023,53(9):1937-1957. (in Chinese with English abstract doi: 10.1360/N072022-0351 [6] HOLLOWAY S. Storage capacity and containment issues for carbon dioxide capture and geological storage on the UK continental shelf[J]. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers,Part A:Journal of Power and Energy,2009,223(3):239-248. doi: 10.1243/09576509JPE650 [7] TOHIDI B,YANG J H,SALEHABADI M,et al. CO2 hydrates could provide secondary safety factor in subsurface sequestration of CO2[J]. Environmental Science & Technology,2010,44(4):1509-1514. [8] GAUTEPLASS J,ALMENNINGEN S,ERSLAND G,et al. Multiscale investigation of CO2 hydrate self-sealing potential for carbon geo-sequestration[J]. Chemical Engineering Journal,2020,381:122646. doi: 10.1016/j.cej.2019.122646 [9] ZHAO G J,ZHENG J N,GONG G J,et al. Formation characteristics and leakage termination effects of CO2 hydrate cap in case of geological sequestration leakage[J]. Applied Energy,2023,351:121896. doi: 10.1016/j.apenergy.2023.121896 [10] ZHAO G J,YANG M J,PANG W X,et al. Effects of hydrate cap on leakage prevention and capacity improvement of sub-seabed CO2 sequestration[J]. Chemical Engineering Journal,2022,450:138493. doi: 10.1016/j.cej.2022.138493 [11] TENG H O,YAMASAKI A. Pressure-mole fraction phase diagrams for CO2-pure water system under temperatures and pressures corresponding to ocean waters at depth to 3000 m[J]. Chemical Engineering Communications,2002,189(11):1485-1497. doi: 10.1080/00986440214993[12] ALMENNINGEN S,GAUTEPLASS J,FOTLAND P,et al. Visualization of hydrate formation during CO2 storage in water-saturated sandstone[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control,2018,79:272-278. doi: 10.1016/j.ijggc.2018.11.008 [13] LIM V W S,BARWOOD M T J,METAXAS P J,et al. Nucleation rates of carbon dioxide hydrate[J]. Chemical Engineering Journal,2022,443:136359. doi: 10.1016/j.cej.2022.136359 [14] 曹学文,杨凯然,杨健,等. 高压CO2水合物的生成机理实验和模拟[J]. 高压物理学报,2021,35(3):173-180.CAO X W,YANG K R,YANG J,et al. Experiment and simulation of carbon dioxide hydrate formation mechanism under high pressure[J]. Chinese Journal of High Pressure Physics,2021,35(3):173-180. (in Chinese with English abstract [15] 张立贺,包瑞新,宋书宇,等. 倾斜管中CO2水合物生成及堵管实验研究[J]. 天然气化工—C1化学与化工,2022,47(1):80-86.ZHANG L H,BAO R X,SONG S Y,et al. Experimental research on CO2 hydrate formation and pipe blocking in inclined pipe[J]. Natural Gas Chemical Industry,2022,47(1):80-86. (in Chinese with English abstract [16] BAI Y J,CAO G S,AN H X,et al. Generation laws and distribution characteristics of carbon dioxide hydrate in a reaction kettle[J]. Experimental Thermal and Fluid Science,2020,116:110125. doi: 10.1016/j.expthermflusci.2020.110125 [17] MICHAEL K,GOLAB A,SHULAKOVA V,et al. Geological storage of CO2 in saline aquifers:A review of the experience from existing storage operations[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control,2010,4(4):659-667. doi: 10.1016/j.ijggc.2009.12.011 [18] HAUGE L P,GAUTEPLASS J,HØYLAND M D,et al. Pore-level hydrate formation mechanisms using realistic rock structures in high-pressure silicon micromodels[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control,2016,53:178-186. doi: 10.1016/j.ijggc.2016.06.017 [19] MAEDA N. Nucleation curve of carbon dioxide hydrate[J]. Energy Procedia,2019,158:5928-5933. doi: 10.1016/j.egypro.2019.01.530 [20] TANG M R,WANG C W,DENG X A,et al. Experimental investigation on plugging performance of nanospheres in low-permeability reservoir with bottom water[J]. Advances in Geo-Energy Research,2022,6(2):95-103. doi: 10.46690/ager.2022.02.02 [21] NIU L W,LU X G,XIONG C M,et al. Experimental study on gelling property and plugging effect of inorganic gel system (OMGL)[J]. Petroleum Exploration and Development,2013,40(6):780-784. doi: 10.1016/S1876-3804(13)60104-4 [22] XU C Y,YAN X P,KANG Y L,et al. Structural failure mechanism and strengthening method of fracture plugging zone for lost circulation control in deep naturally fractured reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development,2020,47(2):430-440. doi: 10.1016/S1876-3804(20)60060-X [23] LEI S F,SUN J S,BAI Y R,et al. Formation mechanisms of fracture plugging zone and optimization of plugging particles[J]. Petroleum Exploration and Development,2022,49(3):684-693. doi: 10.1016/S1876-3804(22)60057-0 [24] ZHANG C,YU Q C. The effect of water saturation on methane breakthrough pressure:An experimental study on the Carboniferous shales from the eastern Qaidam Basin,China[J]. Journal of Hydrology,2016,543:832-848. doi: 10.1016/j.jhydrol.2016.11.003 [25] 罗亚南,蒋坤卿,黄思浩,等. 地热水回灌耦合CO2地质封存系统安全性分析[J]. 地质科技通报,2024,43(3):59-67.LUO Y N,JIANG K Q,HUANG S H,et al. Safety analysis of geothermal water recharge coupled with CO2 geological storage system[J]. Bulletin of Geological Science and Technology,2024,43(3):59-67. (in Chinese with English abstract [26] 郁桂刚,欧文佳,吴翔,等. 天然气水合物分解动力学研究进展[J]. 地质科技通报,2023,42(3):175-188.YU G G,OU W J,WU X,et al. Research advances on the dissociation dynamics of natural gas hydrates[J]. Bulletin of Geological Science and Technology,2023,42(3):175-188. (in Chinese with English abstract [27] MURAOKA M,YAMAMOTO Y,TENMA N. Simultaneous measurement of water permeability and methane hydrate pore habit using a two-dimensional glass micromodel[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering,2020,77:103279. doi: 10.1016/j.jngse.2020.103279 [28] ZHANG Z,LI Z K,LI C F,et al. Analysis of permeability anisotropy of marine hydrate-bearing sediments using fractal theory combined with X-CT[J]. Ocean Engineering,2024,301:117492. doi: 10.1016/j.oceaneng.2024.117492 [29] LI Y,LV L,MING L,et al. Quantitative investigation of phase characteristic effects on CO2 breakthrough pressures in unsaturated low-permeability sandstone[J]. Journal of Hydrology,2022,609:127780. doi: 10.1016/j.jhydrol.2022.127780 [30] DAI S,SEOL Y. Water permeability in hydrate-bearing sediments:A pore-scale study[J]. Geophysical Research Letters,2014,41(12):4176-4184. doi: 10.1002/2014GL060535 [31] DENG W,LIANG J Q,KUANG Z G,et al. Estimation of gas hydrate saturation regarding the hydrate morphology in hydrate-bearing sands in the Qiongdongnan Basin,South China Sea[J]. Pure and Applied Geophysics,2023,180(7):2757-2773. doi: 10.1007/s00024-023-03299-7 [32] FERDOWS M,OTA M. Density of CO2 hydrate by Monte Carlo simulation[J]. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers,Part C:Journal of Mechanical Engineering Science,2006,220(5):691-696. doi: 10.1243/09544062C13104 [33] LI C H,ZHAO Q,XU H J,et al. Relation between relative permeability and hydrate saturation in Shenhu area,South China Sea[J]. Applied Geophysics,2014,11(2):207-214. doi: 10.1007/s11770-014-0432-6 [34] ZHOU J L,WANG X J,COLLETT T S,et al. Characterization of a complex sand-rich gas hydrate reservoir system in the Indian marine continental margin with downhole log and seismic data[J]. Marine and Petroleum Geology,2023,155:106370. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2023.106370 [35] ZHOU X Q,WU S G,BOSIN A,et al. Evaluation of CO2 hydrate storage potential in the Qiongdongnan Basin via combining the phase equilibrium mechanism and the volumetric method[J]. Advances in Geo-Energy Research,2024,11(3):220-229. doi: 10.46690/ager.2024.03.06 [36] REN X W,GUO Z Y,NING F L,et al. Permeability of hydrate-bearing sediments[J]. Earth-Science Reviews,2020,202:103100. doi: 10.1016/j.earscirev.2020.103100 [37] DELLI M L,GROZIC J L H. Experimental determination of permeability of porous media in the presence of gas hydrates[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering,2014,120:1-9. doi: 10.1016/j.petrol.2014.05.011 [38] REZAEI A,HASSANPOURYOUZBAND A,MOLNAR I,et al. Relative permeability of hydrogen and aqueous brines in sandstones and carbonates at reservoir conditions[J]. Geophysical Research Letters,2022,49(12):e99433. [39] 阮博阳,杨盼瑞,郭会荣,等. 基于PIV技术研究不连通孔隙中残余DNAPL的溶解速率影响因素[J]. 地质科技通报,2023,42(4):241-249.RUAN B Y,YANG P R,GUO H R,et al. Factors influencing the dissolution rate of residual DNAPL in unconnected pores based on PIV technology[J]. Bulletin of Geological Science and Technology,2023,42(4):241-249. (in Chinese with English abstract [40] 周媛,杨盼瑞,郭会荣,等. 注入丁醇调节重非水液相密度的微空隙试验模拟[J]. 地质科技通报,2022,41(1):223-230.ZHOU Y,YANG P R,GUO H R,et al. Microvoid experiment simulation of density adjustment of heavy non-aqueous liquid phase by butanol injection[J]. Bulletin of Geological Science and Technology,2022,41(1):223-230. (in Chinese with English abstract [41] HE C R,WANG T K,ZHAO Z X,et al. One-dimensional analytical solution for hydraulic head and numerical solution for solute transport through a horizontal fracture for submarine groundwater discharge[J]. Journal of Contaminant Hydrology,2017,206:1-9. doi: 10.1016/j.jconhyd.2017.08.012 -
下载:
下载:
点击查看大图
计量
- 文章访问数: 28
- PDF下载量: 0
- 被引次数: 0
