陳立濤，孫寶江，張寧濤，周萬田，王昊天，陳野，盧海龍

（1非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國石油大學(xué)（華東）），山東青島 266580；2北京大學(xué)工學(xué)院，北京 100871）

引 言

世界能源結(jié)構(gòu)正在向低碳化轉(zhuǎn)變，天然氣在全球能源消耗中的占比逐年增加。據(jù)預(yù)測，天然氣將超越煤炭和石油，在2030年后成為占比最高的單類型化石能源[1]。天然氣水合物（可燃冰）是天然氣與水在低溫高壓的條件下形成的一種冰狀物質(zhì)[2]，在自然界中廣泛分布，是一種非常規(guī)天然氣資源[3]。據(jù)初步估算，一般認(rèn)為全球天然氣水合物中天然氣的資源量約為2×1016m3（標(biāo)準(zhǔn)狀況），其碳當(dāng)量約為常規(guī)化石能源總和的2倍，資源量巨大，有望成為未來的接替能源[4]。全球的天然氣水合物資源主要分布在海域的大陸陸坡和陸域的永久凍土層的沉積物中，其中海域天然氣水合物約占98%[5]。因此，海洋天然氣水合物的勘探和開發(fā)受到世界各國的高度重視。

自20世紀(jì)70年代以來，美國、日本、加拿大、俄羅斯、印度、韓國和中國等多個(gè)國家相繼開展了天然氣水合物資源的調(diào)查和開發(fā)方法研究。美國大西洋沿岸Blake海臺、太平洋東岸Cascadia海域和Oregon外海海域、墨西哥灣海域和阿拉斯加北部陸坡，日本南海海槽、日本海海域，加拿大Victoria海域和麥肯齊三角洲，印度孟加拉灣西岸，韓國郁陵盆地海域和我國南海北部、祁連山凍土區(qū)相繼發(fā)現(xiàn)了大量天然氣水合物資源[6]。圖1所示為天然氣水合物資源金字塔[7]，可以看出，自然界中天然氣水合物的品位和資源量差異顯著，開采價(jià)值有很大差別。凍土區(qū)砂礫質(zhì)水合物藏在總資源量中的占比很小但開采難度小，海洋水合物（含砂質(zhì)、滲透性和低滲透性黏土質(zhì)）是天然氣水合物資源的絕對主體但開采難度極大。因此，開發(fā)利用天然氣水合物資源，應(yīng)從凍土區(qū)水合物藏入手，而最終必須要攻克海洋水合物的開采技術(shù)[8-10]，這就需要充分掌握海洋水合物的形成和分解特性。國內(nèi)外學(xué)者對海洋天然氣水合物的成藏過程和開采機(jī)理開展了大量的實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬研究[11-24]，取得了較深入的認(rèn)識。我國在神狐海域已成功完成了兩輪海洋天然氣水合物試采工程[25-26]。目前的研究和試采大多針對的是神狐海域等具有一定埋存深度的水合物藏。除神狐海域外，我國在瓊東南海域還發(fā)現(xiàn)多處位于淺表層的天然氣水合物，淺表層天然氣水合物具有厚度大、純度高等特點(diǎn)，具有較高的開采價(jià)值[27-28]。然而，這類水合物藏的形成過程和穩(wěn)定機(jī)理尚不明確，需要開展理論和實(shí)驗(yàn)研究。另外，從開采的角度，傳統(tǒng)的建井降壓開采的方法不適用于這類水合物藏，其開采方法也值得研究。

圖1 天然氣水合物資源金字塔（根據(jù)文獻(xiàn)[4]和[7]修改）Fig.1 Pyramid of natural gas hydrate resources(revised from Ref.[4]and Ref.[7])

海洋水合物的形成和分解規(guī)律是由其相平衡性質(zhì)決定的。根據(jù)相平衡的定義，體系達(dá)到相平衡時(shí)，各相中的溫度、壓力相同，各組分在各相中的化學(xué)位μi都相等，宏觀上各相之間不再有物質(zhì)傳遞。對于有π個(gè)相，N個(gè)組分的體系：

對于常見的海洋天然氣水合物（不含水合物-游離氣混合型），儲層孔隙內(nèi)只有地層水和水合物兩相，體系處于水合物-水（H-LW）兩相平衡狀態(tài)，水合物相和水相中甲烷的化學(xué)位應(yīng)相等：

海水中無水合物，其中甲烷的濃度低于水合物儲層。海水流入水合物儲層將造成地層水中甲烷的濃度降低，甲烷的化學(xué)位隨之降低，為維持相平衡（化學(xué)位相等），必然有部分甲烷分子由水合物相傳遞至水相中，直到地層水中的甲烷恢復(fù)至原濃度（假設(shè)溫度壓力不變），H-LW兩相平衡被重新恢復(fù)。在這一過程中，部分水合物分解為水和溶解態(tài)甲烷，實(shí)現(xiàn)了固體向流體的轉(zhuǎn)變。這一過程類似于鹽類的溶化，但包含水合物的溶化和氣體的溶解兩個(gè)過程。由于溶化屬于廣義的溶解，建議將這一過程稱為水合物的溶解。

海底或淺表層中海水的流動，將造成天然氣水合物的溶解，影響水合物藏的穩(wěn)定。對水合物溶解的研究不僅可用于解釋水合物儲層的成藏和演化過程，還可用于研發(fā)新型的開采技術(shù)。例如，可以設(shè)想通過向儲層中注采海水（或其他流體）的方法將天然氣水合物開采出來。具體過程為：向/從儲層中注入/抽取海水，海水與水合物接觸將其溶解，溶解有甲烷的海水被舉升至海面，通過氣液分離得到天然氣。與分解開采中水合物變?yōu)樗陀坞x甲烷氣相比，溶解開采過程中不產(chǎn)生氣相，可避免賈敏/水鎖效應(yīng)，不產(chǎn)生淡水可避免黏土水化膨脹及其造成的水敏效應(yīng)，有利于海洋低滲透性黏土質(zhì)儲層的開發(fā)。溶解過程中水合物變?yōu)樗腿芙鈶B(tài)的甲烷，過程中的Gibbs自由能變化較小，所需的能量較少，流動的海水也可為儲層補(bǔ)充能量。溶解開采海洋水合物如圖2所示。

圖2 海洋天然氣水合物溶解開采示意圖Fig.2 Schematic of the marine natural gas hydrate exploitation by dissolving method

目前，文獻(xiàn)中對水合物溶解的公開報(bào)道較少。馬汝濤等[32]提出一種通過注入溶解劑開采天然氣水合物的方法，但未進(jìn)行實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，陳立濤等[33]提出了注入油類溶解開采海洋天然氣水合物的方法和裝置，楊明軍等[34-35]采用核磁成像的方法對水流溶蝕甲烷水合物過程進(jìn)行了觀測，提出用水流動強(qiáng)化降壓開采效果。

綜上所述，對水合物溶解過程尚未進(jìn)行系統(tǒng)的研究，對水合物溶解規(guī)律的認(rèn)識尚不深入。因此，為揭示溶解過程中水合物的穩(wěn)定性規(guī)律，開展水合物溶解的實(shí)驗(yàn)研究勢在必行。本文實(shí)驗(yàn)研究了石英砂中甲烷水合物的溶解過程，初步揭示了甲烷水合物的溶解規(guī)律，取得的結(jié)果為海底淺表層或裸露的天然氣水合物的穩(wěn)定性研究提供了一定的理論基礎(chǔ)。

1 實(shí)驗(yàn)材料和方法

為研究水合物的溶解過程，自主設(shè)計(jì)建造了一套水合物溶解實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)。為提高實(shí)驗(yàn)效率（海洋水合物中常見的泥質(zhì)粉砂儲層的滲流阻力較大，防砂困難，實(shí)驗(yàn)難度很大），選用石英砂作為模擬儲層，開展了石英砂中甲烷水合物的溶解實(shí)驗(yàn)。

1.1 實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)

實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)組成如圖3所示。該系統(tǒng)主要由填砂反應(yīng)釜、恒速恒壓泵、背壓閥和氣液回收測量裝置等組成，可進(jìn)行石英砂中氣體水合物的生成和溶解實(shí)驗(yàn)，最高工作壓力為20 MPa，工作溫度為-5～30℃。填砂反應(yīng)釜中樣品管的尺寸為Φ22 mm×320 mm，其入口端連接供液和供氣管線，出口端設(shè)置有一層600目(0.02 mm)防砂網(wǎng)，連接背壓閥和氣液回收測量裝置。恒速恒壓泵最高流速25 ml/min，最高泵壓20 MPa，可根據(jù)需要選擇恒流或恒壓兩種模式。利用盤管和冰水混合物對注入液體進(jìn)行預(yù)冷。

圖3 氣體水合物溶解實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)示意圖Fig.3 Schematic of the apparatus for gas hydrate dissolving experiment

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)所用材料與試劑如表1所示。

表1 實(shí)驗(yàn)材料Table 1 Materialsused in the experiments

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)分為生成和溶解兩部分，先生成水合物，后進(jìn)行溶解實(shí)驗(yàn)。生成實(shí)驗(yàn)包括以下步驟：

（1）使用去離子水將反應(yīng)釜（含樣品管）和石英砂清洗3次，烘干，將石英砂裝滿樣品管（V=106ml），密封，檢查氣密性；

（2）將反應(yīng)釜豎直放置，抽真空，從底部注入去離子水，測定石英砂的孔隙體積（VP），計(jì)算得到樣品孔隙度均為50%左右，孔隙度偏大是由于無法槌實(shí)砂樣和管線接頭體積共同造成的；

（3）從反應(yīng)釜頂部注入甲烷氣體（低于0.5 MPa），緩慢開啟底部閥門排出部分去離子水，測量排出水的體積（VWD）；

（4）繼續(xù)注入甲烷氣體至特定壓力（根據(jù)氣體體積、孔隙度和飽和度計(jì)算）；

（5）將反應(yīng)釜水平放置，開啟水?。ㄔO(shè)定為2℃），向反應(yīng)釜中緩慢注水制備含水合物沉積物樣品，根據(jù)注氣量計(jì)算水合物總量，考慮水合物生成過程消耗水量和體積變化，計(jì)算得到需注入水的量。當(dāng)注水量與計(jì)算值相等時(shí)，理論上可認(rèn)為游離氣已全部轉(zhuǎn)化為水合物。注水量接近計(jì)算值時(shí)，反應(yīng)釜內(nèi)壓力迅速增加，繼續(xù)注水至10 MPa，等待4 h以上，壓力不再降低表明釜內(nèi)氣體全部消耗完畢，制得特定飽和度的樣品，生成實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

采用上述步驟可將氣體全部轉(zhuǎn)化為水合物，制得不含游離氣的水合物樣品。注入甲烷的壓力由式（3）計(jì)算：

其中，壓縮因子Z由PR狀態(tài)方程計(jì)算;T為室溫;ng由式（4）計(jì)算：

其中，VP由實(shí)驗(yàn)測得;水合物飽和度Sh為10%、20%或30%;水合物的摩爾體積Vhm由CSMGem軟件計(jì)算得到[2]。

溶解實(shí)驗(yàn)步驟為：

（1）維持反應(yīng)釜的溫度為2℃，將反應(yīng)釜出口處背壓閥調(diào)節(jié)至7 MPa，該壓力下甲烷水合物相平衡溫度為9.6℃；

（2）利用恒速恒壓泵采用恒壓模式將液體經(jīng)預(yù)冷后注入反應(yīng)釜，注入壓力為10 MPa，注入液體采用冰水浴預(yù)冷，注液管線未設(shè)置保溫層，注入時(shí)液體為4～6℃，在該溫度下，水合物不會分解；

（3）記錄注液量和氣液回收裝置中氣體與液體的體積變化；

（4）停止注液，將背壓閥壓力調(diào)至0 MPa，分解剩余水合物，溶解實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

溶解過程中反應(yīng)釜溫度維持在2℃，預(yù)冷后的注入流體溫度約為6℃，出口壓力維持在7 MPa，該壓力對應(yīng)的甲烷水合物相平衡溫度為9.6℃，入口壓力高于出口壓力。在上述溫壓條件下，水合物不會發(fā)生分解。流體排出反應(yīng)釜后，經(jīng)未保溫的管線進(jìn)入氣液收集裝置，溫度上升至6～10℃，溶解實(shí)驗(yàn)的產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量等在大氣壓力和該溫度下測得，與標(biāo)準(zhǔn)狀況有一定差別。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，關(guān)閉水浴，將背壓閥調(diào)至常壓，分解剩余水合物并收集測量甲烷氣體體積。根據(jù)采出氣體的總體積重新校正真實(shí)的水合物飽和度。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

共進(jìn)行了5組實(shí)驗(yàn)，其中3組采用注水溶解，水合物飽和度分別為10%、20%和30%（標(biāo)稱飽和度）；另外2組采用注油溶解，水合物飽和度分別為10%和20%。實(shí)驗(yàn)及產(chǎn)出情況見表2。

表2 甲烷水合物溶解實(shí)驗(yàn)情況Table 2 Summary of methane hydrate dissolving experiments

2.1 氣、液產(chǎn)出規(guī)律

圖4和圖5所示為不同水合物飽和度的儲層注水和注油溶解時(shí)的累計(jì)產(chǎn)氣產(chǎn)液曲線。從圖中可以看出，注水和注油都可以有效溶解水合物。

圖4為注水溶解不同飽和度的水合物儲層的產(chǎn)氣產(chǎn)水曲線。從圖中可以看出，注水溶解時(shí)，累計(jì)產(chǎn)氣量與溶解時(shí)間大致呈對數(shù)關(guān)系。水合物飽和度越高，相同生產(chǎn)時(shí)間的產(chǎn)氣量越高。產(chǎn)氣速率隨生產(chǎn)時(shí)間逐漸降低。產(chǎn)氣曲線可分為兩個(gè)階段，線性增長階段（初期）和逐漸減緩階段（中后期）。在溶解初期[(a)0～10 min;(b)0～40 min;(c)0～50 min]，產(chǎn)氣量隨時(shí)間大致呈線性增長，產(chǎn)氣速率基本恒定。分析認(rèn)為，溶解初期，儲層中各位置普遍存在水合物，注入水與水合物直接接觸，很快達(dá)到溶解飽和，在恒定的注水壓力下，產(chǎn)水速率和產(chǎn)氣速率基本恒定，產(chǎn)氣量隨時(shí)間線性增加。隨著實(shí)驗(yàn)的進(jìn)行，部分水合物被溶解，局部位置形成溶腔，滲透率增加，注入水在該位置竄進(jìn)，逐步建立優(yōu)勢滲流通道，注入水未達(dá)到溶解飽和即被排出，產(chǎn)氣速率開始降低。

圖5為注油溶解不同飽和度的水合物儲層的產(chǎn)氣產(chǎn)液曲線。從圖中可以看出，注油溶解時(shí)，累計(jì)產(chǎn)氣量呈類S形增長，高飽和度儲層的產(chǎn)氣量較高，產(chǎn)氣速率呈現(xiàn)先增加后降低的趨勢。以飽和度為20%的實(shí)驗(yàn)為例，如圖5所示，注油溶解時(shí)，0～12 min產(chǎn)氣量增長平緩，產(chǎn)氣速率不高，12～27 min產(chǎn)氣量迅速增加，產(chǎn)氣速率也快速升高，在27 min時(shí)達(dá)到最高值（92 ml/min），27 min后產(chǎn)氣量增加減緩，產(chǎn)氣速率逐漸降低。分析認(rèn)為，注油的溶解過程比注水復(fù)雜。生產(chǎn)初期，由于儲層中除水合物外還存在地層水，注油將首先驅(qū)替地層水，所以采出的液體為水，產(chǎn)氣速率接近于注水（圖4）。隨著注油量增多，注入的油滲流至出口，出現(xiàn)油水同出的情況，由于甲烷在油中的溶解度遠(yuǎn)高于水中，產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣速率都迅速增加。大部分地層水產(chǎn)出后，產(chǎn)出液變?yōu)橐杂蜑橹鞯挠退旌弦?，產(chǎn)氣速率較高。與注水溶解類似，隨著實(shí)驗(yàn)的進(jìn)行，部分水合物被油溶解，局部位置的滲透率增大，注入的油在該位置竄進(jìn)，逐漸建立優(yōu)勢滲流通道，注入的油未達(dá)到溶解飽和即被采出，在注油速率不變的情況下，產(chǎn)氣速率開始降低。

圖4 不同飽和度的甲烷水合物儲層注水溶解時(shí)的產(chǎn)氣產(chǎn)水曲線Fig.4 Gas and water production profile in water dissolving from methane hydrate formation with different saturations

圖5 不同飽和度的甲烷水合物儲層注油溶解時(shí)的產(chǎn)氣產(chǎn)液曲線Fig.5 Gas and liquid production profile in oil dissolving from methane hydrate formation with different saturations

圖6所示為相同飽和度的水合物儲層中注水和注油溶解的累計(jì)產(chǎn)氣產(chǎn)液量對比。從圖中可以看出，相同飽和度的儲層，在注液速率相同的條件下，初期的產(chǎn)氣速率基本相同，隨后注油溶解的產(chǎn)氣速率明顯高于注水。這是由于，無論注水還是注油，初期采出的都是地層水，所以其產(chǎn)氣速率相同。當(dāng)開始采出油時(shí)，由于甲烷在其中的溶解度高，注油溶解的產(chǎn)氣量迅速增加，明顯高于注水。如圖6（b）所示，飽和度為20%的儲層，溶解時(shí)間為40 min時(shí)，注液速率基本相同的條件下，注水溶解的產(chǎn)氣量為361 ml，注油溶解的產(chǎn)氣量為1241 ml，是注水的3.4倍。圖6（a）所示飽和度為10%的儲層，30 min時(shí)，注油溶解的產(chǎn)氣量約為注水的5倍。由此可見，注油溶解的效率高于注水。

圖6 相同飽和度的甲烷水合物儲層注水和注油溶解時(shí)的產(chǎn)氣產(chǎn)液曲線Fig.6 Gas and liquid production profile in water and oil dissolving from methane hydrate formation with the same saturations

2.2 氣液比變化規(guī)律

溶解有甲烷的流體到達(dá)出口后，進(jìn)入常溫常壓條件下的量筒，甲烷氣體迅速析出，此時(shí)產(chǎn)氣體積與產(chǎn)液體積之比稱為氣液比。圖7和圖8分別為注水和注油溶解不同飽和度的水合物儲層時(shí)的氣液比曲線。其中，瞬時(shí)氣液比為相鄰兩個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)之間的產(chǎn)氣量與產(chǎn)液量的體積比，累計(jì)氣液比為某一時(shí)刻的累計(jì)產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)液量的體積比。從圖中可以看出，注水溶解時(shí)，氣水比的變化可分為三個(gè)階段：初始的異常高氣水比階段，中期的平穩(wěn)氣液比階段，后期的氣水比逐步降低階段；注油溶解時(shí)，氣液比的變化可分為三個(gè)階段，初期的氣液比增高階段，中期的平穩(wěn)氣液比階段，后期的降低階段。分析認(rèn)為，氣液比主要受注入流體的類型、注入速率、水合物飽和度影響，最高值應(yīng)與其溶解度相對應(yīng)。由于生成過程中少量甲烷氣體殘留于反應(yīng)釜外端的接頭，或溶解過程中部分甲烷氣體聚集于采出管線接頭中，實(shí)驗(yàn)中的氣液比出現(xiàn)了異常高值。

圖7 不同飽和度的甲烷水合物儲層注水溶解時(shí)的氣水比曲線Fig.7 Profilesof gas-to-water ratio in water dissolving from methane hydrate formation with different saturations

圖8 不同飽和度的甲烷水合物儲層注油溶解時(shí)的氣液比曲線Fig.8 Profiles of gas-to-liquid ratio in oil dissolving from methane hydrate formation with different saturations

氣液比與甲烷在液體中的溶解度密切相關(guān)。注水溶解時(shí)，在注入條件（7 MPa，6℃）下，甲烷在水中的溶解度約為0.084 mol/kg，室溫常壓下的氣水比為2.1。從圖7所示的氣水比變化可以看出，飽和度為20%、30%的兩種儲層的氣水比的變化規(guī)律相同（平臺期接近溶解度，然后逐漸降低），數(shù)值相近，而10%儲層的氣水比明顯偏低。分析認(rèn)為，氣水比與注入水與水合物的接觸程度和接觸時(shí)間密切相關(guān)。10%儲層中水合物含量較低，滲透率較高，注入水與水合物的接觸時(shí)間較短，未達(dá)到溶解飽和即被排出，所以其氣水比較低。20%和30%儲層中水合物的含量相對較高，滲透率相對較低，注入水與水合物進(jìn)行了較充分的接觸，溶解了較多的水合物，所以其氣水比接近于飽和時(shí)的氣水比，達(dá)到2左右。如注入水與水合物可以持續(xù)接觸，可保持這一氣水比，如圖7中的平臺期（20%儲層0～30 min，30%儲層0～50 min）。水合物飽和度越高，平臺期越長。隨著水合物溶解，注入水在儲層中竄進(jìn)，當(dāng)注入水竄進(jìn)至出口時(shí)，部分注入水未到達(dá)溶解飽和即被排出，氣水比逐漸降低。

注油溶解的氣液比變化與注水略有不同：初期較低，隨后快速升高，之后為平臺期，但大致可見有緩慢降低的趨勢。這是由其溶解過程決定的。前期驅(qū)替的主要為飽含甲烷氣的原有儲層水，因此氣液比較低；隨著注油量的增多，產(chǎn)出液中開始出現(xiàn)油相，由于甲烷在油中的溶解度遠(yuǎn)高于水中，氣液比迅速增高；當(dāng)產(chǎn)出液體以油為主時(shí)，氣液比維持在較高的水平，但隨著水合物的溶解，注入油在儲層中竄進(jìn)，氣液比出現(xiàn)下降的趨勢。由于有較高的水合物飽和度，油與水合物接觸更充分，20%儲層的氣液比略高于10%儲層。

白油的回收率對開采成本控制至關(guān)重要。本文共進(jìn)行了2組注白油溶解實(shí)驗(yàn)，初步研究了其開采效率，但未對白油的采收率進(jìn)行研究。實(shí)驗(yàn)中，注入白油溶解水合物后并沒有再注水驅(qū)替白油，在反應(yīng)釜拆洗的過程中觀察到石英砂中殘留了大量的白油。盡管白油溶解開采的效率較高，但其回收率是制約其經(jīng)濟(jì)實(shí)用性的主要因素。運(yùn)用溶解法開采天然氣水合物的過程中，溶解劑通常有足夠的時(shí)間與水合物接觸并達(dá)到溶解飽和。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，注水溶解和注油溶解的過程中的飽和氣液比分別為2和10。對溶解開采中的舉升成本進(jìn)行了簡單試算。方案①：將溶解有天然氣的海水舉升至海面后進(jìn)行氣液分離，若不考慮天然氣析出對舉升力的影響，根據(jù)中海油企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（Q/HS2008—2009電潛泵采油系統(tǒng)功率計(jì)算）中的電潛泵排量及功率關(guān)系計(jì)算，當(dāng)泵效在0.6時(shí)，若采用水溶解（氣液比為2）每立方米天然氣消耗電力0.55 kW·h，如采用油溶解（氣液比為10）每立方米天然氣消耗電力0.11 kW·h。值得注意的是，被舉升的為低溫流體，與表層海水有較大溫差，可考慮結(jié)合溫差發(fā)電進(jìn)行補(bǔ)償。方案②：在海底進(jìn)行旋流氣液分離，僅將氣體舉升至海面，成本將顯著降低。

3 結(jié) 論

在本文實(shí)驗(yàn)條件下，去離子水和礦物白油均能有效溶解石英砂中的甲烷水合物。水溶解和油溶解初始采出流體的氣液體積比分別約為2和10。水溶解的累計(jì)產(chǎn)氣量隨時(shí)間大致呈對數(shù)型增長，產(chǎn)氣速率波動較大但整體呈逐漸降低趨勢，氣液比先基本穩(wěn)定后逐漸降低；油溶解的累計(jì)產(chǎn)氣量隨時(shí)間呈S形增長，產(chǎn)氣速率大幅波動整體呈先增加后逐漸降低，氣液比先增加后逐漸降低。相同注液速率下，油溶解的產(chǎn)氣速率和氣液比明顯高于水溶解。水合物的溶解速率主要受溶解介質(zhì)的類型和溶解介質(zhì)-水合物的接觸情況影響。水和油易在石英砂中竄進(jìn)，形成優(yōu)勢滲流通道。溶解開采淺表層或裸露于海底的天然氣水合物在原理上可行，建議繼續(xù)開展系統(tǒng)的實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬研究。

符號說明

H——水合物

LW——液態(tài)水

ng——?dú)怏w的物質(zhì)的量，mol

P——壓力，MPa

R——理想氣體常數(shù)，J/(mol·K)

Sh——水合物飽和度，%

T——溫度，K

V——體積，ml

Vg——?dú)怏w的體積，ml

Vhm——水合物的摩爾體積，ml

VP——孔隙體積，ml

VWD——排出水的體積，ml

Z——壓縮因子

——水合物相中甲烷的化學(xué)位

——水相中甲烷的化學(xué)位

下角標(biāo)

g——?dú)怏w

h——水合物

P——孔隙

W——水