large herds of methane-belching cattle 翻译

not英[nu0252t]美[nɑt]adv.不;[用以表示否定、否认、拒绝、禁止等]不是;几乎不;未必,没有

甲基硫醯基甲烷

Methane ethane

化学品中文名称：甲烷 　　别名：天然气，沼气，甲基氢化物 英文名称：methane 　分子式：CH4 　　分子量：16.04

中文名称：二甲基砜中文别名：MSM;甲基磺酰甲烷;二甲砜;磺酰基二甲烷;甲磺酰甲烷;甲基磺酰基甲烷;二甲基砜MSN;甲磺酰甲烷MSM英文别名：Dimethyl sulfone; Dimethyl sulphone；Methyl Sulfonyl Methane; Methyl sulphone；MSM；METHYLSULPHONE；Methane, sulfonylbis-；(methylsulfonyl)methane分子式：C2H6O2S分子量：94.1328InChI：InChI=1/C2H6O2S/c1-5(2,3)4/h1-2H3

熔点（冰点，固体、液体间变化） -182.5℃ 沸点（液态、气体间变化） -161.5℃

CH4

可以使用联想记忆法。methane是甲烷、沼气的意思，对单词进行拆分，me我，th拼音缩写为天河，an是一只，e代表鹅，连起来就是我把天河的一只鹅变成沼气。通过联想记忆的方法就可以轻松的记住这个单词了。

中文名称：三苯甲烷中文别名：1,1",1""-次甲基三苯；三苯基甲烷；三芳甲烷系；TPM三苯基甲烷英文名称：Triphenylmethane 英文别名：Tritan；1,1",1""-methanetriyltribenzene；Methane, triphenyl-；BenzhydrylbenzeneCAS号：519-73-3EINECS号：208-275-0InChI：InChI=1/C19H16/c1-4-10-16(11-5-1)19(17-12-6-2-7-13-17)18-14-8-3-9-15-18/h1-15,19H分子式：C19H16分子量：244.3303

甲醚 【中文名称】甲醚；二甲醚；氧代双甲烷 【英文名称】dimethyl ether;methoxymethane 【CAS 登录号】115-10-6 【结构或分子式】 CH3-O-CH3 所有C、O原子均以sp3杂化轨道形成σ键。 【相对分子量或原子量】46.07 【分子式】C2H6O 【密度】相对密度1.617（空气=1） 【熔点（℃）】-138.5 【沸点（℃）】-24.5 【闪点（℃）】-41.4 【蒸气压（Pa）】663（-101.53℃）；8119（-70.7℃）；21905（-55℃） 【性状】 无色可燃性气体或压缩液体，有乙醚气味。 【溶解情况】 溶于水和乙醇。 【用途】 用作溶剂、冷冻剂等。 【制备或来源】 由甲醇脱水而得，也可由原甲酸在三氯化铁的催化下分解而得。

天然气水合物（Natural Gas Hydrate，简称Gas Hydrate）是分布于深海沉积物或陆域的永久冻土中，由天然气与水在高压低温条件下形成的类冰状的结晶物质。因其外观象冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作“可燃冰”或者“固体瓦斯”和“气冰”。 天然气水合物天然气水合物（Natural Gas Hydrate，简称Gas Hydrate）因其外观象冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作“可燃冰”或者“固体瓦斯”和“气冰”。它是在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度、PH值等）下由水和天然气在中高压和低温条件下混合时组成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物（碳的电负性较大，在高压下能吸引与之相近的氢原子形成氢键，构成笼状结构）。它可用mCH4·nH2O来表示，m代表水合物中的气体分子，n为水合指数（也就是水分子数）。组成天然气的成分如CH4、C2H6、C3H8、C4H10等同系物以及CO2、N2、H2S等可形成单种或多种天然气水合物。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合物（Methane Hydrate）。

中文名二苯甲烷外文名Diphenyl methane别称双苯甲烷分子式C13H12二苯甲烷结构式一个苯基有5个氢原子，甲烷中的两个氢原子被两个苯基取代，就是含有4-2+5*2=12个氢原子

可燃冰是一种混合物,主要成分是甲烷的水合结晶体天然气水合物，也称气体水合物（gashydrate），是由天然气与水分子在高压（>100大气压或>10MPa）和低温（0～10℃）条件下合成的一种固态结晶物质。因天然气中80%～90%的成分是甲烷，故也有人叫天然气水合物为甲烷水合物（methanehydrate或methanegashydrate）。天然气水合物多呈白色或浅灰色晶体，外貌类似冰雪，可以象酒精块一样被点燃，故也有人叫它“可燃冰”。从化学结构来看，天然气水合物是这样构成的：由水分子搭成象笼子一样的多面体格架，以甲烷为主的气体分子被包含在笼子格架中。不同的温压条件，具有不同的多面体格架。suoyiyes

英文名：Triphenylchloromethane;Tritylchloride(Triphenylchloromethane);Tritylchloride;Chlorotriphenylmethane;Trt-Cl;D-(-)-p-HydroxyphenylglycineDaneSalt(M.K.);syn.NaeChlorotriphenylmethane;Tripherylchloromethane;alpha-Chlorotriphenylmethane;1,1",1""-(chloromethanetriyl)tribenzene英文别名：Tripherylchloromethane产品名称：三苯基氯甲烷CasNo.:76-83-5NECS:200-986-4分子式:C19H15Cl分子量:278.7754含量:98%Min.性能指标:熔点109-112℃，沸点230-235℃(20mmHg)外观：类白色结晶溶解性：不溶解于水，易溶解于苯、二硫化碳、石油醚，微溶解于醇、醚，吸水后变为三苯甲醇。包装:净重25公斤纸板桶有效期:2年物理性质Melting_point110-113°CBoiling_point230-235°C(20mmHg)产品用途重要的医药中间体。三苯基氯甲烷是医药化工领域中常用的基本有机原料之一，在有机化工与药物合成过程中，可以用作核苷、单糖或多糖等化合物中所带有的伯羟基选择性保护基、以及多肽合成中的基本化学试剂。

中文名称：原甲酸三乙酯， 三乙氧基甲烷，1,1",1""(次甲基三(氧代))三乙烷，原甲酸乙酯。英文名称：Triethoxy methane，Triethyl orthoformate， 1,1",1""-[methylidynetris(oxy)]tris-Ethane，orthoformic acid, triethyl ester，1,1",1"-(methylidynetris(oxy))tris(ethane) 。　1,1,1-TRIETHOXYMETHANE; AETHON; AKOS BBS-00004276; ETHONE; ETHYL-O-FORMATE; ETHYL ORTHOFORMATE; ORTHOFORMIC ACID TRIETHYL ESTER; TEOF; TRIETHOXYMETHANE; TRIETHYL-O-FORMATE; 1-(Diethoxymethoxy)ethane; 1,1",1"-(Methylidynetris(oxy))tris(ethane); 1,1",1"-(methylidynetris(oxy))tris(ethane); 1,1",1""-[methylidynetris(oxy)]tris-ethan; 1,1",1""-[methylidynetris(oxy)]tris-Ethane; Ethane, 1,1",1""-[methylidynetris(oxy)]tris-; Ethane,1,1",1""-[methylidynetris(oxy)]tris-; Ethyl formate(ortho); Ethylester kyseliny orthomravenciEINECS号：204-550-4 毒性防护 　 本品毒性很低，大鼠经口LD50为7.06g/kg。

主要成分写ch4就可以了

甲基氨碘（Methylammoniumiodide）通过以下步骤合成：1、甲胺（Methylamine）。甲胺通过在甲烷（Methane）和氨（Ammonia）的存在下进行反应合成。该反应通常在高温下进行。CH4+NH3->CH3NH2+H2。2、将甲胺与碘化氢（Hydrogeniodide）反应，生成甲基氨碘。CH3NH2+HI->CH3NH3I这个过程在适当的实验室条件下进行。请注意，由于反应涉及到一些有毒或腐蚀性的化学品，所以在进行合成反应时，需要严格遵守安全操作规程，并确保在合适的实验室环境下进行。此外，没有适当的化学知识和实验室经验，建议在专业人士的指导下进行实验。

在特定的低温和高压条件下，甲烷气体可容纳水分子形成一种具笼形结构、似冰状的固体水合物，又称固态气体水合物 ( Solid Gas Hydrate) 。天然的甲烷水合物 ( MethaneHydrate) 多呈白色、浅灰色，常以分散状的颗粒或薄层状的集合体赋存于沉积物之中。( 一) 形成条件甲烷水合物开始出现的条件是: 温度低于 0℃，压力小于 2. 5MPa; 温度在 0 ～20℃之间，压力在 2. 5 ～25MPa 的范围内 ( 图 7 － 30) 。可见，温度越低，所需压力越小，埋藏深度也就越浅 ( 图 7 －31) 。适合于甲烷水合物形成的地质环境是高纬度的永冻带、大陆斜坡和大洋盆地。如北极地区永冻带一般厚 250 ～600m，可形成近 1000m 的甲烷水合物带; 南极冰盖区也可形成近 2000m 的甲烷水合物带; 而大洋底的甲烷水合物主要分布于水深300 ～3000m 的陆坡和大洋盆地的沉积物中。目前大约有27% 的陆地面积和10% 的大洋面积有甲烷水合物分布 ( Nisbet 等，1998) 。图 7 －30 形成甲烷水合物的条件( 据 Perrodon，1993)图 7 －31 形成甲烷水合物的深度与温度( 据 Perrodon，1993)形成甲烷水合物带必须具有充足的气源，水合物中的甲烷主要有微生物、热解作用以及两者混合的成因机制。甲烷δ13C值≤－60‰为生物成因气，δ13C值≥－50‰为热成因气(Hunt，1979)。根据对全世界水合物样品中甲烷的碳同位素分析，δ13C值的范围在－57‰～－73‰，说明甲烷主要是生物成因气，只有陆上的永冻区和少数海域的甲烷是热解或混合成因(Kvenvolden，1996)。(二)分布全世界甲烷水合物的资源量到底有多少，目前尚无定论。初步估算约有相当于2.1×1016～4.0×1016m3的甲烷(Max等，1998)，是全世界所有常规矿物燃料(煤、石油和天然气)总和的2倍。由于甲烷水合物分布广泛，资源巨大，且能量密度高(1m3饱和天然气水合物，在标准状况下可释放出194m3甲烷)，被世人誉为21世纪的接替能源，得到世界各国的极大关注。前苏联学者早在20世纪40年代对甲烷水合物就进行了许多研究，60年代中期开发了第一个、也是目前惟一的甲烷水合物气田。美国自20世纪60年代到80年代相继实施了大洋钻探计划，促使甲烷水合物的研究进入全面发展的阶段。我国在这方面的研究起步较晚，90年代初在实验室中合成了甲烷水合物，开展了青藏高原永久冻土层的天然气水合物的研究工作，并在南海西沙海槽进行了甲烷水合物资源的前期调查等，使我国在甲烷水合物的研究和调查工作上开始跻身于世界先进行列。除上述非常规油气藏之外，目前已为人们所认识的还有浅层生物气、裂缝性页岩油气等非常规油气资源。

氯甲烷密度的分子量50.49，液体密度0.92g/cm 3 （20/4℃），气体密度1.785g/L，沸点-23.76℃。氯甲烷（methyl chloride，chloromethane，CH3Cl），又名甲基氯，为无色易液化的气体，加压液化贮存于钢瓶中。属有机卤化物。微溶于水，易溶于氯仿、乙醚、乙醇、丙酮。氯甲烷属于易燃烧、易爆炸、高度危害（见HG20660《压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类》）无腐蚀性。高温时（400℃以上）和强光下与水反应甲醇和盐酸，加热或遇火焰生成光气。氯甲烷的理化性质：一氯甲烷是无色可燃的有毒气体，属有机卤化物，可由甲烷与氯取代反应产生，可被继续卤化。微溶于水 ，易溶于乙醚、苯等。有可燃性，与空气能形成爆炸性混合物，爆炸极限8.1%～17.2%（体积 ）。氯甲烷在60℃以上水解时生成甲醇。氯甲烷的作用用途：1、用于生产甲基氯硅烷、四甲基铅、甲基纤维素等，少量用于生产季铵化合物、农药，在异丁橡胶生产中用作溶剂。2、有机合成的重要原料。主要用来生产有机硅化合物-甲基氯硅烷，以及甲基纤维素。还广泛用作溶剂、提取剂、推进剂、致冷剂、局部麻醉剂、甲基化试剂，用于生产农药、医药、香料等。全世界生产的氯甲烷中，约80%用来生产甲基氯硅烷和四甲基铅，但由于汽油中的抗爆化合物正逐渐由无铅物代替，因此四甲基铅的消费逐渐下降。3、主要用作有机硅的原料，也用作溶剂、冷冻剂、香料等。

可燃冰全称甲烷气水包合物,学名天然气水化合物，其化学式为CH4·8H2O ，也称作甲烷水合物、甲烷冰、天然气水合物

二甲基砜MSM;甲基磺酰甲烷；二甲砜；磺酰基二甲烷；甲磺酰甲烷；甲基磺酰基甲烷；二甲基砜MSN;甲磺酰甲烷MSM英文别名：Dimethylsulfone;Dimethylsulphone；MethylSulfonylMethane;Methylsulphone；MSM；METHYLSULPHONE；Methane,sulfonylbis-；(methylsulfonyl)methane

Meth是甲的前词缀比如methane甲烷methyl chloride氯甲烷 等都是气体。

氘代甲烷 Methane-d1如果是三氘代甲烷 Methane-d3

淄博汇宝化工有限公司刘18954424464 氯甲烷 (methyl chloride，chloromethane，CH3Cl)，又名甲基氯，为无色易液化的气体，加压液化贮存于钢瓶中。属有机卤化物。微溶于水，易溶于氯仿、乙醚、乙醇、丙酮。易燃烧、易爆炸、高度危害（见HG20660《压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类》）。无腐蚀性。高温时 (400℃以上)和强光下与水反应甲醇和盐酸，加热或遇火焰生成光气。2017年10月27日，世界卫生组织国际癌症研究机构公布的致癌物清单初步整理参考，氯甲烷在3类致癌物清单中。中文名氯甲烷外文名METHYL CHLORIDEIUPAC名Chloromethane分子构型四面体警示术语R：10-40-48/20理化性质一氯甲烷是无色可燃的有毒气体，属有机卤化物，可由甲烷与氯取代反应产生，可被继续卤化。微溶于水 ，易溶于乙醚、苯等。有可燃性，与空气能形成爆炸性混合物，爆炸极限8.1%～17.2%（体积 ）。氯甲烷在60℃以上水解时生成甲醇。性质与稳定性1.稳定性：稳定2.禁配物：强氧化剂、镁、钾、钠及其合金等3.避免接触的条件：潮湿空气4.聚合危害：不聚合5.分解产物：氯化氢[2]毒理学数据1.急性毒性LC50：5300mg/m3（大鼠吸入，4h）2.刺激性 暂无资料3.致突变性：微生物致突变：鼠伤寒沙门菌2500ppm。姐妹染色单体交换：人淋巴细胞3%。哺乳动物体细胞突变：人淋巴细胞5%。程序外DNA合成：大鼠肝1%。显性致死试验：大鼠吸入3000ppm，每天6h，连续5d。4.致畸性：大鼠孕后7~19d吸入最低中毒剂量（TCLo）1500ppm/6h，致肌肉骨骼系统发育畸形。小鼠孕后6~17d吸入最低中毒剂量（TCLo）500ppm/6h，致心血管系统发育畸形。5.致癌性：IARC致癌性评论：G3，对人及动物致癌性证据不足。6.其他：生殖毒性：影响睾丸和精原细胞。胚胎发育毒物。LCLo：2000ppm（人吸入，2h）[2]作用用途1、用于生产甲基氯硅烷、四甲基铅、甲基纤维素等，少量用于生产季铵化合物、农药，在异丁橡胶生产中用作溶剂[3]2、有机合成的重要原料。主要用来生产有机硅化合物-甲基氯硅烷，以及甲基纤维素。还广泛用作溶剂、提取剂、推进剂、致冷剂、局部麻醉剂、甲基化试剂，用于生产农药、医药、香料等。全世界生产的氯甲烷中，约80%用来生产甲基氯硅烷和四甲基铅，但由于汽油中的抗爆化合物正逐渐由无铅物代替，因此四甲基铅的消费逐渐下降。[3]3、主要用作有机硅的原料，也用作溶剂、冷冻剂、香料等。[3]生产方法氯甲烷的生产方法较多，包括甲烷氯化法、甲醇氯化法、光氯化法、氧氯化法等。一些工业过程也副产氯甲烷，例如敌百虫、三氯乙醛、天然气氯化制四氯化碳及磷胺等的生产过程。[3]1.甲烷热氯化法 由甲烷直接氯化而成，然后从生成的各种氯化物中分离而得。此法生产流程与二氯甲烷生产相似。在420℃反应条件下，配比为甲烷：氯气=10-6：1时，主要得到氯甲烷。[3]2.甲醇氯化法 由甲醇与氯化氢作用而得。此法又分液相法和气相法。（1）液相法：甲醇气体和盐酸在氯化锌水溶液中，于130-140℃下反应生成氯甲烷，再经水洗、冷却、压缩、冷凝而得。（2）气相法：在350℃使甲醇和氯化氢气体通过固体氧化铝催化剂反应而成。此外，曹德公司以甲醇和氯为原料，制取氯甲烷，对高温气相法有所改进，已实现工业化。[3]贮存方法储存注意事项储存于阴凉、通风的有毒气体专用库房。远离火种、热源。库温不宜超过30℃。应与氧化剂分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。

氯仿-d1,99.8 atom %D产品编号：A111001中文名称：氯仿-d1,99.8 atom %D中文别名：氘代氯仿; 氯仿-D;氘代氯仿;氚代氯仿-d;氯仿 -D1;氯仿-D, 99.8% (ISOTOPIC), 含1% V/VTMS;氯仿-D, 99.8% (ISOTOPIC), 含0.03% V/V TMS;氯仿-D, 99.8% (ISOTOPIC);氯仿-D, 100% (ISOTOPIC), 含0.03% V/V TMS英文名称：Chloroform-d,99.8 atom %D英文别名：Deuterochloroform; CHLOROFORM-D; Deuterotrichloromethane;Trichloro(2H)methane;trichloro-deuterio-methane;trichlorodeutriomethane;TRICHLOROMETHANE-D;CHLOROFORM-D;CHLOROFORM-D1;DEUTEROCHLOROFORMMDL号：MFCD00000827Beilstein号：1697633EC号：212-742-4

基本信息：中文名称4,4,4,4-甲乙烷四基四苯胺中文别名四(4-氨基苯基)甲烷;英文名称4-[tris(4-aminophenyl)methyl]aniline英文别名TETRAKIS(4-AMINOPHENYL)METHANE;tetrakis(p-aminophenyl)methane;Benzenamine,4,4",4"",4"""-methanetetrayltetrakis;4,4",4"",4"""-Methanetetrayltetraaniline;tetra(4-aminophenyl)methane;tetra(p-aminophenyl)methane;CAS号60532-63-0合成路线：1.通过四苯基甲烷合成4,4,4,4-甲乙烷四基四苯胺2.通过三苯基氯甲烷合成4,4,4,4-甲乙烷四基四苯胺更多路线和参考文献可参考http://baike.molbase.cn/cidian/1525518

温室效应的行不行呢？(GLOBAL WARMING)Everywhere you look right now you will hear about the pheonomia of “global warming.” To understand global warming you need to understand the difference between climate and weather. Climate, as defined by Webster"s Dictionary is “the average course or condition of the weather at a place over a period of years as exhibited by tepemperature, wind velocity, and precipition” while weather is the “state of the atmosphere with respectto heat or cold, wetness or dryness, calm or storm, clearness or cloudiness” (Webster). Therefore climate describes the weather over time. Climate change and global warming are frequently used interchangeable but like climate and weather they do have different definitions. “Climate change refers to any significant change in measures of climate for an extended period” and global warming is an increase in the temperature of the atmosphere near the Earth"s surface and in the troposphere, which can contribute to changes in global climate.Global warming is caused by several causes such as pollution from factories, carbon dioxide from rotting trees, the burning of coal, natural gasses and fossil fuels lead to methane travelling into the Earth"s atmosphere any transportation vehicles, water vapour, and many other little things, which contribute to make global warming even worse. Scientists have different opinions about whether the current global warming is natural or unusual. Some believe that it is part of the Eath"s natural cycle of warming and cooling. However most believe that what we are now experiencing is unusual and has been caused by human activities. Another great contributor to Global Warming is water Vapour. You may be thinking how does water vapour contribute to Global Warming, well the answer is water vapour does not directly contribute to Global Warming. It contributes to the Greenhouse Effect, which then leads to Global Warming. In fact, water vapour makes up sixty percent of the Greenhouse gasses, twenty percent is carbon dioxide and the other twenty percent is caused by nitrous oxide , methane , ozone and other varieties of gasses. We can help to reduce the Green House Gas （GHG） emmissions in order to help to stop the global warming and climate change.

发表论文：1.HuiXin, Kai Guo, Dan Li*,Huaqing Yang*, Changwei HuProduction of High-grade Diesel from Palmitic Acid over Activated Carbon-supported Nickel Phosphide CatalystsAppl. Catal. B-Environ., 2016, DOI: 10.1016/j.apcatb.2016.01.051. (B级, 2014-IF=7.435)2.Li-KeRen; Hua-Qing Yang*; Chang-Wei Hu*“Theoretical Study on the Catalytic Oxidation Mechanism of 5-Hydroxymethylfurfural to 2, 5-Diformylfuran by PMo-Containing KegginHeteropolyacid”Catal. Sci. & Technol., 2016, DOI: 10.1039/C5CY01895A. (C级, 2014-IF=5.426)3.Ting Qi, Hua-Qing Yang*, Dennis M. Whitfield, Kui Yu*, Chang-Wei HuInsights into the Mechanistic Role of DiphenylphosphineSelenide, Diphenylphosphine, and Primary Amines in the Formation of CdSe Monomers J. Phys. Chem. A, 2016, DOI:10.1021/acs.jpca.5b10675. (C级, 2014-IF=2.693) Ben-Fang Su; Hong-Quan Fu; Hua-Qing Yang*; Chang-Wei Hu “Catalytic Reduction Mechanism of NO by CO on Rh4 Cluster: A Density Functional Theory Study”Catal. Sci.& Technol., 2015, 5, 3203–3215.(C级, 2014-IF=5.426)5.Shu Chen; Hua-Qing Yang*; Chang-Wei Hu*“Theoretical Study on the Reaction Mechanisms of the Aldol-condensation of 5-hydroxymethylfurfural with Acetone Catalyzed by MgO and MgO”Catal. Today, 2015, 245, 100–107.(C级, 2014-IF=3.893)6.Hong-Quan Fu; Ben-Fang Su; Hua-Qing Yang*; Chang-Wei Hu“Theoretical Insight into C-H and C-C Scission Mechanism of Ethane on Tetrahedral Pt4Subnanocluster”RSC Adv., 2015, 5, 40978–40988.(C级, 2014-IF=3.840)7.Hua-Qing Yang; Hong-Quan Fu; Ben-Fang Su; Bo Xiang; Qian-QianXu; Chang-Wei Hu*“Theoretical Study on the Catalytic Reduction Mechanism of NO by CO on Tetrahedral Rh4Subnanocluster”J. Phys. Chem. A,2015, 119, 11548u221211564. (C级, 2014-IF=2.693)8.Kui Yu*; Xiangyang Liu; Queena Y. Chen; Huaqing Yang*; Mingli Yang; Xinqin Wang; Xin Wang; Hong Cao; Dennis M. Whitfield; Changwei Hu; Ye Tao“Mechanistic Study of the Role of Primary Amines in Precursor Conversions to Semiconductor Nanocrystals at Low Temperature”Angew. Chem. Int. Ed.,2014, 53, 6898–6904.(B级, 2014-IF=11.261)9.Meng-Fu He; Hong-Quan Fu; Ben-Fang Su; Hua-Qing Yang*; Jin-Qiang Tang; Chang-Wei Hu*“Theoretical Insight into the Coordination of Cyclic β-D-Glucose to [Al(OH)(aq)] and [Al(OH)2(aq)] Ions”J. Phys. Chem. B, 2014, 118, 13890u221213902.(C级, 2014-IF=3.302)10.Ting-Yong Ju; Hua-Qing Yang*; Fang-Ming Li; Xiang-Yuan Li ; Chang-Wei Hu*“Activation of Propane C-H and C-C Bonds by a Diplatinum Cluster: Potential EnergySurfaces and Reaction Mechanisms”Struct. Chem.,2014, 25, 471u2212481. (D级, 2014-IF=1.837)11.Ting-Yong Ju; Hua-Qing Yang*; Fang-Ming Li; Xiang-Yuan Li; Chang-Wei Hu*“Reaction Mechanism on the Activation of Ethane C-H and C-C Bonds by a Diplatinum Cluster”Theor. Chem.Acc., 2013, 132(9), 1387u22121400. 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匡增桂 郭依群 沙志斌 梁金强（广州海洋地质调查局 广州 510760）作者简介：匡增桂（1983—），男，工程师，主要从事石油地质和天然气水合物的研究。E-mail：kzg21001＠163.com。摘要 本文回顾了近年来国外在天然气水合物沉积学方面的研究进展，并以加拿大马利克（Mallik）以及日本南海海槽的水合物勘探实践为例进行了详细的阐述。在马利克的三角洲相的砂岩层中以及日本南海海槽的浊积砂岩层中都钻遇了高饱和度的天然气水合物，这表明高饱和度易于开发的天然气水合物优先在粗碎屑砂岩中富集，受沉积相控制明显，这一结论为天然气水合物沉积学的研究指明了方向。关键词 天然气水合物 沉积学 马利克 日本南海海槽1 前言20世纪90年代以来，天然气水合物调查研究在世界范围内迅速扩大和深入，调查研究的深度、广度以及技术水平不断提高。其中大洋钻探计划对水合物研究给予了高度重视，随着各个专门调查航次的实施，有力地推动了水合物勘探及研究科学技术的进步。近年来，美国、加拿大、日本、印度、韩国等相继实施钻探、发现并获取了水合物实物样品（图1），给人类带来了开发利用水合物的希望曙光。就水合物的沉积学或成矿沉积条件研究来说，也由于钻井岩心资料的日益丰富也取得了较大的突破。2 水合物储层类型及远景2009年，Collett［1］等首次提出了水合物油气系统（Gas-Hydrate petroleum system）的概念，主要包括了以下六个方面的内容：(1)水合物稳定条件（温压、气体成分以及孔隙水的盐度）；(2)气源；(3)水源；(4)气体迁移；(5)储层、圈闭及盖层；(6)演化时间（圈闭的形成，天然气的生成及就位在时间上的相互匹配）。沉积学在水合物勘探中需要解决的问题就是寻找优质储层、圈定成矿有利相带，而要进行水合物的储层研究，其中最重要的一个手段就是从已取得的岩心入手。Sloan和Koh（2008）［2］通过对已取得的水合物样品的分析，总结出了水合物的四种赋存状态：(1)充填于粗颗粒岩石的孔隙空间；(2)弥散于细颗粒岩石中；(3)充填于裂缝之中；(4)呈瘤状或块状产出。但是大量的水合物勘探实践表明，高饱和度的水合物一般产出于裂缝以及粗颗粒沉积物中，在这些环境中，水合物一般充填于裂缝之中或者富砂层的孔隙之中。Boswell和Collett（2006）［3］根据水合物的赋存量以及开采的难易程度将水合物划分为四种远景类型：(1)砂岩储层；(2)泥岩裂缝型储层；(3)块状水合物（暴露于海底或产出于细粒沉积物中）；(4)低饱和度、弥散于低渗透泥岩之中。他们把这四种类型用一个金字塔表现出来（图2），从塔尖到塔底，资源量逐渐增加，但储层质量逐渐降低，开采难度也逐渐增大。位于塔尖的是最接近商业开发的远景类型，这种类型中最具代表性的水合物聚集带是北极冻土带砂岩储层中的高饱和度水合物藏，包括加拿大麦肯齐三角洲的马利克地区以及美国阿拉斯加的北部陆坡。其次最具开发前景的是海洋环境中砂岩储层的中-高饱和度水合物藏，这种类型以日本南海海槽地区以及美国墨西哥湾地区为代表。金字塔中位于砂岩储层类型之下的是泥岩裂缝型储层，水合物以块状或充填状产出，这种类型以印度的孟加拉湾地区以及韩国东海地区为代表。但是如果要从这种泥岩裂缝中提取出水合物，则需要大量的技术革新，以现有的技术水平很难实现经济开发［4］。位于金字塔底的是在低渗透率泥岩中产出的低饱和度水合物藏，这种类型最典型的实例是美国布莱克海台，以现有的经济技术水平要获取这种弥散状水合物是非常困难的，但是全球绝大部分的水合物资源都赋存在这种泥岩中。现有的常规开发技术只适用于砂岩储层的水合物藏，因此Boswell（2007）［4］认为只有前两种远景类型才值得进一步勘探。下文对加拿大马利克地区以及日本南海海槽的沉积学研究进行简要回顾。图1 全球天然气水合物的研究现状［1］图2 天然气水合物储层类型及远景［3］3 马利克在近期马利克水合物钻探研究计划之前，加拿大帝国石油公司于1972年在马利克地区实施了第一口探井Mallik L-38，完钻井深为2524 m，在810～1102 m的层段内，发现了至少存在10个含水合物的砂层段，合计达110 m长［5］。到90年代，人们逐渐认识到水合物的资源潜力，各国政府对水合物的研究投入逐年增加。1998年，日本石油勘探公司、日本国家石油公司与加拿大地调局合作，启动了Mallik2L-38水合物钻探研究计划，旨在查清水合物在马利克地区的分布。Mallik 2L-38距离Mallik L-38只有100 m，完钻深度1150 m［5］。在878～944 m层段内，获取了37 m的岩心，发现水合物主要以充填孔隙空间的形式赋存于未固结的砂岩和砾岩中，而粉砂岩及泥岩夹层则几乎不含水合物。通过测井曲线分析，Mallik 2L-38在889～1101 m深度范围内大约存在150 m厚的水合物层［1］。这项研究的结果证实了在马利克地区，高饱和度的水合物（达到80％）主要赋存于砂岩和砾岩中，而细粒沉积物则很少含水合物［5］。Mallik 2L-38水合物钻探计划虽然查明了水合物的成因及分布，但是却没有评估水合物的产出能力。2001年，加拿大地调局与日本国家石油公司联合美国地调局、美国能源部等组织了 “Mallik 2002钻探研究计划”。这个计划总共实施了三口钻井，其中Mallik3L-38与Mallik 4L-38为两口观察井，Mallik 5L-38为产能测试井［5］。这次钻探获得了从885.63 m至1150.79 m共265 m长的岩心，根据这些岩心的岩性、层理以及沉积构造的不同，科学家将其划分出6个沉积单元（图3）。单元一（885.63～932.64 m）：块状至弱层状，生物扰动细砂岩，可见粉砂及砾岩夹层。单元二（932.64～944.44 m）：弱层状至层状粉砂岩，见低品位煤及褐煤夹层。单元三（944.44～1004.65 m）：一套厚的砂岩层，顶部可见基质支撑的砾岩夹层，粉砂岩互层广泛分布。砂岩为细至中砂岩，呈弱层状至层状。发育一系列向上变细的旋回。单元四（1004.65～1087.56 m）：富含有机质的层状粉砂岩，夹黄褐色低品位煤及褐煤，底部可见块状细砂岩。单元五（1087.56～1143.70 m）：块状至弱层状细至中砂岩，偶见有机质层及砾岩层。单元六（1142.7～1150.79 m）：层状粉砂岩，夹砂岩及泥岩层［6］。图3 Mallik 5L-38井岩心柱状图［6］其中单元一属于中新世的麦肯齐湾层序（Mackenzie Bay Sequence），单元二至单元六属于渐新世的卡格玛丽特层序（Kugmallit Sequence），除了一些薄的被白云石胶结的砂岩层之外，所有的沉积物都是未固结的，整个岩心段都可见自生黄铁矿（图4）。Medioli等（2003）根据所获得岩心研究认为：麦肯齐湾层序上部的粉砂岩段及底部的砂岩段为三角洲前缘相沉积，卡格玛丽特层序则为三角洲平原相沉积，包括河道（砾岩层）、分流河道（砂岩砾岩互层）以及泛滥平原（粉砂及煤互层）等沉积微相［6］。图4 Mallik 5L-38井含水合物岩心，（a）粗-中砂岩；（b）砾岩4 南海海槽1995年，日本经济贸易及工业省（METI）启动了日本第一个大型的国家水合物研究计划，至2000年该计划结束，已经在日本南海海槽地区成功钻探了一系列布置紧密的钻孔，并进行了地球物理测井。2001年，METI启动了一个更大规模的水合物研究项目——“日本甲烷水合物开发计划”，以评估日本南海海槽地区深水天然气水合物的资源潜力。至2004年，已经成功实施了16个站位的钻探，获得了大量的含水合物的砂岩岩心。该计划在2010年完成了水合物的产能测试，2016年完成实施商业开采的技术准备［1］。值得注意的是，日本企业直接参与并领导了加拿大Mallik水合物研究计划，事实上，日本在水合物研究领域已经成为世界的领先者。在1999 ～2000年日本南海海槽钻探计划中，共设置了一口试验井和三口探井，钻探结果证实，这些探井中至少存在4个含水合物的砂层段，并认为这些砂层段属于浊积扇体的沉积。在随后的2004年钻探计划中，共布置了16个站位的钻探，水深从720～2030 m。测井数据以及岩心样品表明，日本南海的水合物主要有以下三种赋存状态：(1)充填于砂岩孔隙空间；(2)充填于粉砂岩孔隙空间；(3)呈块状产出于细粒沉积物中。其中在站位4和站位13钻遇的水合物属于第一类（图5），站位4中的含水合物的砂岩层总厚度为50 m（282～332 mbsf），站位13则达到了100 m（95～197 mbsf），保压岩心及测井曲线揭示这些砂岩层的水合物平均饱和度为55％～68％［1］。图5 日本南海海槽站位13含水合物砂岩岩心，（a）取自海底以下164.3m；（b）取自海底以下162.8m，样品被保存在塑料袋中，由于水合物分解而使得塑料袋迅速膨胀［7］图6 日本南海海槽站位13岩心综合柱状图［7］图7 日本南海海槽沉积相模式图（Fujii，T.，M.，2009）站位13所取得的岩心显示，海底之下是一段2.5 m厚的砂岩层，紧接着是一段大约40 m厚的泥岩层。从海底50 m往下，砂岩及泥岩的含量开始逐渐增加，从测井曲线上来看，厚的砂岩层段分布于海底之下93～197 m（图6），单层砂岩厚度为1～80 cm。站位13中的砂岩大部分是细砂岩，但在含水合物层段可见中砂岩。微体化石测年显示这些砂岩沉积物的年龄为0.65～1.65 Ma，属于晚上新世沉积。科学家们经过详细的岩心观察及描述，识别出了五个沉积相（图7），分别为A：分流河道沉积；B：近端舌状体沉积；C：远端舌状体沉积；D：天然堤沉积；E：深海平原沉积。在A～D四个沉积相内可以明显的识别出鲍马序列以及向上变细的正粒序层理。相分析结果进一步证实了站位4以及站位13所处的沉积环境为海底扇沉积体系［7］。5 结论综上所述，马利克及日本南海海槽的水合物勘探实践证实，高饱和度水合物的分布与沉积物的岩性有较好的对应关系，它们优先富集于较粗的砂岩以及砾岩当中，粉砂岩及泥岩层含量则相对较低。而以目前的经济技术水平，存在于砂岩中的高饱和度水合物是最有可能也是最容易进行商业开发的类型。沉积相对于高饱和度易于开发的水合物的成藏有着非常重要的控制作用，三角洲沉积及海底扇沉积是其成藏的最有利场所，这对我国水合物的勘探事业具有重要的导向意义。参考文献［1］Collett T S A H Johnson，C C Knapp，R Boswell.Natural Gas Hydrates：A Review，in T.Collett，A.Johnson，C.Knapp，and R.Boswell，eds.，Natural gas hydrates—Energy resource potential and associated geologic 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gas-hydratewas driled in the sandstone developed in delta environment in Mallik area and in turbidity subma-rine-fan environment in Nankai Trough.This result suggested that high saturation and most acces-sible gas hydrate，obviously dominated by sedimentary facies，preferential enrichment in coarseclastic as sandstones.This conclusion shows the direction of the gas hydrate sedimentology re-search.Key words：Gas hydrate Sedimentology Mallik Nankai Trough

不是，化合物和单质都是纯净物，酸碱盐只是无机物中的一部分，有机物都是纯净物，无机物的各类元素单质都是纯净物，还有各种氧化物如二氧化碳，二氧化硅都是纯净物。氨气也是

基本信息：中文名称双(对-甲苯磺酰)甲烷中文别名双-(甲苯-4-磺酰)甲烷;英文名称1-methyl-4-[(4-methylphenyl)sulfonylmethylsulfonyl]benzene英文别名Bis-(toluene-4-sulfonyl)-methane;bis-(p-tolysulfonyl)methane;bis-(toluene-p-sulfonyl)methane;bis(p-tolylsulphonyl)methane;bis(tolylsulfonyl)methane;1,1"-(methanediyldisulfonyl)bis(4-methylbenzene);Bis-(toluene-4-sulfonyl)methane;Bis-(toluol-4-sulfonyl)-methan;CAS号15310-28-8合成路线：1.通过双(对-甲苯磺酰)重氮甲烷合成双(对-甲苯磺酰)甲烷，收率约87%；2.通过甲基锂合成双(对-甲苯磺酰)甲烷，收率约48%；更多路线和参考文献可参考http://baike.molbase.cn/cidian/1037143

5 enolypyruvylshikimate - 3 -磷酸合酶

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　　定义　　[编辑本段]　　化合物由两种或两种以上元素的原子（指不同元素的原子种类）组成的物质。是指从化学反应之中所产生的纯净物（区别于单质）。　　举例　　[编辑本段]　　化合物具有一定的特性，通常还具有一定的组成。　　例：水是化合物，常温下是液体，沸点100℃；，冰点0℃，由氢、氧两种元素组成。1个水分子H2O由2个氢原子和1个氧原子组成。　　例：氯化钠(sodium chloride, NaCl)是一种通过盐酸(hydrochloric acid, HCl)和氢氧化钠(sodium hydroxide, NaOH)的化学作用(中和反应)而成的化合物。HCl(aq) + NaOH(aq) → NaCl(aq) + H2O(l)　　化合物的分类　　[编辑本段]　　化合物主要分为有机化合物和无机化合物和高分子化合物和离子化合物和共价化合物等等。　　有机化合物含有碳氢化合物(或叫做烃,hydrocarbon)，如甲烷(methane, CH4) ，分为：糖类、核酸、脂质和蛋白质。　　无机化合物不含碳氢化合物，如硫酸铅(lead (II) sulphate, PbSO4)，分为：酸、碱、盐和氧化物　　离子化合物，一般含有金属元素，例如氧化钠　　共价化合物，例如水。　　注：某些化合物，如醋酸（CH3COOH）及醋酸盐，也属于有机物。　　化合物的数量　　[编辑本段]　　��物质世界是多姿多彩的，从古代最原始的分类(金、木、水、火、土)到目前有确定组成的几十万种化合物，每年还有大量新的化合物被发现。　　��目前已知的化合物的数量究竟有多少？各方面的统计不太一致。比较公认的是美国《化学文摘》编辑部的统计：已发现天然存在的化合物和人工合成的化合物，大约有三百多万种。这些化合物有的是由两种元素组成的,有的是由三种、四种以至更多的化学元素组成的。 每年依然有新合成的化合物数量达30余万，其中90％以上是有机化合物。　　化合物与混合物的主要区别　　[编辑本段]　　(1)化合物组成元素不再保持单质状态时的性质；混合物没有固定的性质，各物质保持其原有性质(如没有固定的熔、沸点)。　　(2)化合物组成元素必须用化学方法才可分离；　　(3)化合物组成通常恒定。混合物由不同种物质混合而成，没有一定的组成，不能用一种化学式表示。　　元素、单质、化合物的主要区别　　[编辑本段]　　要明确单质和化合物是从元素角度引出的两个概念，即由同种元素组成的纯净物叫做单质，由不同种元素组成的纯净物叫做化合物。无论是在单质还是化合物中，只要是具有相同核电荷数的一类原子，都可以称为某元素。　　三者的主要区别是：元素是组成物质的成分，而单质和化合物是指元素的两种存在形式，是具体的物质。元素可以组成单质和化合物，而单质不能组成化合物。　　非等比化合物　　[编辑本段]　　��在通常人们的印象当中，化合物都是由几种固定的按简单数学配比的元素所组成，然而更多的化合物却是非等比化合物，尤其是无机化合物。所谓非等比化合物，就是组成是非计量比或非整比的化合物，即这些化合物的组成原子间不为小整数比，且组成可在一定范围内变化，不符合定组成定律。　　��最近的研究表明，该类化合物大致包括以下几类：　　��(1)由两种或多种金属共熔形成的合金体系。由于各类合金可能存在多种相平衡点，因而形 成了多种组成可变的合金化合物。如大家所熟知的钢，由Fe与C组成的二元体系中，由于组成的不同可形成奥氏体、莱氏体、马氏体和珠光体等不同的相。　　��(2)在岩盐体系中，晶格中由于生成极小部分的缺陷而呈现特殊颜色的化合物，如下钠蒸气中加热氯化钠形成Na+δCl(δ＜＜1)，是一种浅绿色化合物。　　��(3)许多过渡金属的氧化物、硫化物、氮化物、碳化物或氢化物，这些具有丰富的物理和化学性质的化合物一般都是非等比化合物。　　化合物种类繁多，达一千多万种，有的化合物由阴阳离子构成，如氯化钠NaCl、硫酸铵(NH4)2SO4等；有的化合物由分子构成，如氨气NH3、甲烷CH4、五氧化二磷P2O5、二硫化碳CS2等；有的化合物由原于构成，如二氧化硅SiO2、碳化硅SiC等。化合物可以分为无机化合物（不含碳的化合物）和有机化合物（含碳的化合物，除CO、CO2、H2CO3和碳酸盐等）两大类。按化学性质的不同，可以把化合物分为氧化物、酸类、碱类和盐类。

王世辉 王有智 许承武（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 1637121）摘 要：鹤岗盆地煤炭资源量大，是黑龙江省主要的产煤盆地之一，2009年大庆油田成功部署和施工的 鹤煤1井，对认清鹤岗盆地煤层气资源量和资源潜力具有重要意义。本文基于煤田和油田的钻井和地震等资 料对鹤岗盆地煤层气进行了成藏条件分析，基于地震等资料的构造条件分析认为，鹤岗盆地张性断层发育，期次多，发育复查，互相切叠，不利于煤层气的保存。利用煤田钻井资料及鹤煤1井资料，对鹤岗盆地煤层 特征分析，认为南山矿、新一和鸟山矿的煤层厚度大，累计厚度一般均大于60m，主力煤层单层厚度达10m 以上；其主力煤层埋深适中，鹤煤1井揭示主力煤层埋深均在1000m以上；煤阶适中，一般以气肥煤为主，向东部随埋深增大而增大；通过已钻探的煤层气井统计分析，鹤岗煤田含气性南部较低，北部含气量高，可 达到工业开采标准；鹤煤1井的储层特征分析表明，鹤岗盆地大部分煤层储层物性较差，只有少量煤层割理 发育，适合开采煤层气。综上认为鹤岗盆地南山矿、新一和鸟山矿矿区显示出较好的富集潜力，对三个矿区 进行了资源量的估算，储量十分可观，为303.75×108m3。综合分析认为鹤岗盆地的张性断裂导致构造煤的 发育、勘探力度不够和针对构造煤的勘探方法的不清，是制约鹤岗盆地煤层气勘探实现突破的核心问题。关键词：鹤岗盆地；煤层气；成藏条件；资源量Coalbed Methane Resources Potential Analysis in Hegang BasinWangShihui，WangYouzhi，Xu Chengwu（Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Company，CNPC，Daqing 1637121，China）Abstract：Hegang Basin has rich coal resources.It is one of the major core-production basins in Heilongjiang Province.The HM-1 well has a great significance for recognizing Hegang coalbed methane resources and resource potential，which was successfully designed and constructed by Daqing Oilfield in 2009.By studying well data and seismic data from coalfield and oilfield，this paper analyzed the condition of coalbed methane accumulation about Hegang Basin.Tensional faults develop Hegang Basin which are disadvantages for coalbed methane to store.Utilizing the data from coalfield and the HM-1 well to analyze the coal bed character of Hegang Basin，which make us know that the coal bed thickness is big in Nanshan zone，Xinyi zone and Niaoshan zone.The cumulative thickness generally is bigger than 60 meters.The layer thickness of the major coal bed can be 10 meters above.The major coal beds were buried moderately，which of the HM-1 well were buried in the depth of 1000 meters above.The Ro of coal is in the right range.Most of which is gas-fat coal.The coal rank increases eastward as the buried depth deepen.Through the analysis of drilled coalbed methane wells，we found that the gas potential is low in the southern part and high in the northern part of Hegang Basin.These data accord with industrial production exploration standard.Through the study of reservoirs character of HM-1 well，it indicates that the physical properties of most of reservoirs is bad，only a few development of coal cleat for coalbed methane.To sum up that the Nanshan zone in Hegang Basin，Xinyi zone and the Niaoshan zone show good potential for enrichment.For estimating the resource of the three zone we found that reserves are substantial，as 303.75×108m3.Comprehensive analysis shows that tensile fracture led to the development of deformed coal，inadequate exploration and unclear exploration methods for deformed coal，which are the core issue of restricting the Hegang Basin coalbed methane exploration to achieve a breakthrough.Key words：Hegang Basin；coalbed methane；reservoir forming conditions；resource extent1 盆地概况鹤岗盆地位于黑龙江省小兴安岭东麓与三江平原的接壤处，呈近南北向分布，北起四方山菜地，南 至阿凌达河，西临永利-蔬圆一带，东迄新华-圆头山一线，南北长约100km，东西宽约28km。鹤岗 盆地煤炭资源开发较早，由北到南依次为石头庙子、兴山、新一、鸟山、南山、大陆、富力、峻德、新 华等10个矿区，工业储量16×108t，可采储量8×108t［1］。2 煤层气勘探开发现状随着美国煤层气勘探理论和开发技术的不断突破，带动了世界上30多个重要产煤国的煤层气研究 与发展［2～4］。1989年联合国环保署援助项目 “中国煤层气资源开发” 的实施，正式拉开了我国煤层气 地面开发研究的序幕。通过与美国煤层气成功开发煤层气盆地的类比［5～7］，鹤岗盆地成为重要的煤层 勘探区之一。鹤岗地区对矿井瓦斯的商业利用价值认识较早，1984年开始使用抽放瓦斯作为优质燃料，1992年 开始进入居民实用阶段至今。目前，仅在南山矿实现了瓦斯抽放综合利用［8～9］。鹤岗盆地煤层气勘探始于1998年，中联煤层气公司、黑龙江省计委、鹤岗矿务局、黑龙江省煤管 局、鹤岗市政府5个单位联合，在峻德、兴安地区施工了两口煤层气参数井兼生产试验井（HE-01、 HE-02）。2002年，中联煤层气公司、黑龙江计委、黑龙江省煤田地质局在南山、新一、鸟山区进行 勘探，布置了4口煤层气参数井兼生产试验井（鹤参3、鹤参4、鹤参5、鹤参6），先期施工了一口参 数井（鹤参3）。2009年，中联煤层气公司在新一地区施工了一口试验井，对该井进行排采试验，日产 气量达到1400m3/d。2009年11月21日鹤岗发生重大瓦斯爆炸，为落实省和油公司领导指示精神，体现大庆油田社会 责任，2009年至2010年大庆油田本着降低安全事故和解决环境污染的初衷，在新一矿和鸟山矿施工三 口煤层气评价井，取得较好的效果。随着煤层气勘探力度的加大，对鹤岗盆地资源前景有了较为明确的认识，经充分分析研究确定南 山、新一和鸟山矿区为今后勘探开发的重点靶区，但由于成藏条件较为复杂，给勘探工作带来一定的 困难。3 成藏条件分析3.1 构造特征区域构造通过对煤层生成和赋存状态的控制作用，影响到煤层气的生成和富集。因此，正确认识煤 田区域构造特征是分析煤层气资源赋存规律的基础。3.1.1 区域构造特征鹤岗盆地位于佳木斯地块的西北部，盆地西缘为南北走向的牡丹江断裂，盆地东南边界为依兰—伊 通断裂（图1）。盆地基底主要由前古生界麻山群、黑龙江群深变质岩系及元古宙混合花岗岩、华力西 期花岗岩等共同组成。鹤岗盆地由四个一级构造单 元组成，自西向东为：红旗断陷、连二岭—伏尔基 河隆起、宝泉岭断陷、都鲁河隆起，总体表现为 “坳隆相间” 的展布特征。图1 鹤岗盆地构造分区图3.1.2 煤田区构造特征鹤岗煤田为一走向近南北，向东倾斜的单斜构 造，倾角15°～35°。受基底刚性的影响，盆地内褶 皱作用较微弱，断裂构造十分发育，以正断裂为主，可分成南北向、东西向、北北东向、北东向、北东 东向、北西向和北北西向多组。断裂数量多、期次 多，相互截切、交织在一起，造成断裂构造格局复 杂化。张性断层的开放性不利于煤层气的保存。由于 受到拉张作用，断面附近由于构造应力释放而成为 低压区，煤层中吸附甲烷大量解析，从断面逸散，对煤层气藏起到破坏作用。3.2 含煤地层特征3.2.1 煤层厚度鹤岗煤田主要含煤地层为下白垩统城子河组，含煤地层总厚730～1310m，煤田共发育40余层煤，其中可采及局部可采煤层36层，主要可采煤层［10］ 包括3＃、11＃、15＃、17＃、18＃、21＃、22＃、30＃、 33＃9个煤层（图2），其中主力煤层为11＃、15＃和 18＃煤层（图3）。图2 鹤岗盆地城子河组煤层平均厚度统计直方图从全区煤层发育情况来看，煤层厚度大连续性好，具备良好的资源潜力。整体上以新一矿为中心向 南、向北逐渐变薄，其中煤层厚度大于60m的主要分布在新一、南山和鸟山矿，兴安、峻德矿的只在 局部地区发育（图5）。鹤煤1井揭示的煤层累计厚度达到100m以上，新一矿显示出较好的勘探前景。3.2.2 煤层埋深鹤岗盆地煤层在西缘埋藏较浅，甚至出露地表，向东埋藏逐渐加深，但煤层厚度变薄。依据煤田钻 井资料和鹤煤1井揭示的煤层情况（图4），煤层最大埋深在1000m以浅，矿区边界以外没有钻井控制，依据地震解释推测其最大埋深可达2000m。鹤岗盆地煤层埋藏深度适中，有利于煤层气的勘探开发［5］。图3 鹤岗盆地主采煤层剖面对比分布图图4 鹤煤1井煤层厚度与埋深棒状图3.2.3 煤阶相同地质条件下，通常认为煤层含气量随煤的变质程度增大而升高。鹤岗煤田以低—中等变质的气 煤、肥煤为主，煤阶由西向东随埋藏深度的增加煤的变质程度增大；由于燕山期岩浆岩的侵入，使煤层 发生了热接触变质作用，使得煤的变质程度由南向北煤质逐渐增高（图4）。峻德、兴安矿区以气煤和 长焰煤为主，中部的富力、南山、新一矿区为肥煤，鸟山矿区变为焦煤，兴山矿东部分布有贫煤和无烟 煤（图6）。因此，鹤岗盆地煤层含气量北部高于南部。3.3 煤层含气量通过分析HE-01、HE-02井的测试结果，发现各煤层含气量均较低。HE-01井含气量为1.14～ 2.41m3/t，平均为2.3m3/t。HE-02井煤层含气量较高，1.06～5.01m3/t。从鹤煤1井的测试结果上看，煤层气含量较高，鹤煤1井共解析样品23个，含气量基本大于 2m3/t。620～654m井段的含气量都在5m3/t以上，最高可达9.3m3/t，甲烷浓度在80％以上，已经达到 工业标准。图5 鹤岗盆地煤层累计厚度分布图图6 鹤岗盆地11＃煤层煤阶分布图3.4 煤储层物性特征物性因素主要包括孔隙、渗透率、割理、吸附能力、储层压力、解析压力等。从前人研究的结果可 知，鹤岗盆地的孔隙度和渗透率均较低［11］。通过对鹤煤1井23块样品的观测认为新一矿地区构造煤发 育，以暗煤为主，含少量亮煤，煤体结构破碎，以粉煤为主，含少量碎块，割理无法观测（图7）。表 1中651.73-652.13井段含气量高，达到9.3m3/t，含气饱和度为67％，储层压力和解析压力较高，适 合进行压裂改造进行煤层气解析排采。图7 鹤煤1井煤岩类型、割理裂缝照片表1 鹤煤1井储层物性参数表——储层压力为按压力梯度为0.77MPa/100m的估算值4 煤层气资源预测通过分析鹤岗地区基础地质条件、综合前人研究结果和鹤煤1井取得的相关数据，认为新一、鸟山 和南山地区是今后煤层气勘探的最有利区。考虑到目前得开采能力和经济因素，将1500m作为界限，对新一、鸟山和南山矿区的煤层气资源量进行了预测。南山矿煤炭资源储量为9.03×108t，煤层气储量 为139.5×108m3/t，新一、鸟山矿区煤炭资源量为22.32×108t，煤层气资源量为164.2×108m3/t。5 结论（1）在充分剖析鹤煤1井实测数据的基础上，对鹤岗盆地的基础地质特征，煤层埋深、厚度、变 质程度、煤层含气性和储层特征等成藏条件进行系统的研究，认为鹤岗盆地具备成为重要煤层气开发基 地的潜力，目前制约鹤岗盆地实现突破的关键因素是勘探力度不够，对于构造煤的勘探方法认识不清。（2）鹤岗盆地煤层以气煤和肥煤为主，演化程度中等；含气量和含气饱和度相对较低，但是厚层 的煤和较小的层间距可以弥补演化程度低导致的气源不足；煤岩以粉煤为主，破碎较为严重，给后期压 裂改造工艺带来了不小的挑战；盆地后期改造强烈，张性断裂发育，构造煤广泛分布，对煤层气勘探来 说是一把双刃剑，构造煤既可以成为煤层气高富集区，又可以破坏煤层气成藏。（3）虽然鹤岗盆地构造较为破碎，但是中部的南山、新一和鸟山矿区煤层气资源丰富，储量可观。鹤煤1井的成功钻探证明了大庆油田具备开发煤层气的实力，掌握较为成熟的煤层气勘探方法，同时树 立了尽早实现煤层气工业突破的信心。参考文献［1］杨敏芳，孙斌，张丽琳，等.鹤岗盆地煤层气赋存特征及勘探开发潜力［J］.天然气工业，2010，30（11）： 26～29.［2］Boyer Ⅱ C M.The Coalbed Methane Resources and the Mechanism of Gas Production［M］.Chicago：GRI，989.［3］Rightmire C T，et al.Coalbed Methane Resources of the United States［M］.AAPG Studies in Geology＃17，1989.［4］Flores R M.Coalbed methane：f rom coal2mine outbursts to a gas resource（Special Issue on Coalbed Methane）［J］.InternationalJournal of Coal Geology，1998，35：1-4.［5］Mastalerz M，Glikson M，Golding S D.Coalbed Methane：Scientific，Environmental and Economic Evaluaion［M］.Boston： Kluwer Academic Publishers，1999.［6］Scott A R.Composition and origin of coalbed gases form selected basins in the United States［A］.Proc 1993 CBM Symp［C］.The University of Alabama，Tuscaloosa，1993.［7］Homer D M.In-situ stresses：a critical factor influencing hydraulic fracture performance in Australia coal basins［A］.Proceedings 1991 Int CBM Symp［C］.1991.445-450.［8］刘靖阳.鹤岗矿区煤层气利用与展望［J］.煤炭技术，2002，21（11）：3-4.［9］赵淑荣.鹤岗煤田煤层气利用初步评价［J］.煤炭技术，2009，28（3）：144-145.［10］秦勇，桑树勋.鹤岗矿区煤层气资源评价［R］.徐州：中国矿业大学，2005.［11］李五忠，赵庆波，吴国干.中国煤层气开发与利用［M］.北京：石油工业出版社，2008.

mevius（七星）由日本国际烟草株式会社生产，因为七星蓝莓爆珠被大家熟知且喜好。齐全可出，单天物流，三年可查

发表论文：在Chemical Engineering Science, Applied Catalysis A, Journal of Industrial and Engineering Chemistry, Journal of Southeast University等国内外学术刊先后发表学术论文30多篇，论文被国内外同行引用110多次；已获授权国家发明专利5项，正在申请5项。最近的主要论文：[1] K Huang*, R J Xie. Modeling of molecular weight distribution of propylene slurry phase polymerization with supported metallocene catalysts. Journal of Industrial and Engineering Chemistry. (In Press, SCI收录)[2] K Huang*, L Kong. Preparation and characterization of Poly(aspartic acid) derivatives as biodegradable water treatment agents. Asian Journal of Chemistry. (In Press, SCI收录)[3] K Huang*, S B Ni, K Q Lu. Preparation and Characterization of Na-Mn-Zr-W-S-P/SiO2 catalysts for oxidative coupling of methane. Asian Journal of Chemistry, 2012, 24(3): 1067~1074. (SCI收录)[4] K Huang*, K Q Lu, S B Ni, et al. Studies on preparation and catalytic performances of monolithic solid acid catalysts. Asian Journal of Chemistry, 2012, 24(3): 997~1062.(SCI收录)[5] K Huang, X L Zhan, F Q Chen*, D W Lü. Catalyst design for methane oxidative coupling by using artificial neural network and hybrid genetic algorithm. Chemical Engineering Science, 2003, 58: 81-87. (SCI收录)[6] K Huang, F Q Chen*, D W Lü. Artificial neural network aided-design of a multi-component catalyst for methane oxidative coupling. Applied Catalysis A: General, 2001, 219: 61-68. (SCI收录)最近的专利：[1] 用于催化还原氮氧化物的结构化催化剂及其制备方法. (已授权)[2] 用多组分助催化的锰系甲烷氧化偶联催化剂及其制备方法. (已授权)[3] 一种用于甲烷制氢的复合Fe3O4型结构化催化剂及制备方法. (已申请)[4] 一种用于催化氧化处理印染有机废水的催化剂及制备方法. (已申请)[5] 聚天冬氨酸衍生物及其制备方法和应用. (已申请)[6] 一种用于耐候性涂料的改性丙烯酸树脂的制备方法. (已申请)[7] 一种用于印染废水处理的结构化催化剂及其制备方法. (已申请)

学习一下

黄维安1 邱正松1 王彦祺2 马永乐1 钟汉毅1 白雪飞1（1.中国石油大学 石油工程学院，山东青岛 266555； 2.华东石油局工程技术设计研究院，江苏南京 210031）基金项目：国家自然科学基金“页岩气储层保护机理及方法研究”（编号41072094）；中国石油大学自主创新“煤层气储层保护技 术及评价新方法研究”（编号10CX04010A ）作者简介：黄维安，男，副教授，从事油气井化学工程领域研究。E-mail：masterhuang1997＠163.com。摘 要：做好煤层气储层保护工作，对于有效开发、利用煤层气，弥补我国石油、天然气供应的不足，降低温室气体排放，减少环境污染以及预防矿难事故频发，具有重要意义。本文首先采用X射线衍射、扫描 电镜、泥页岩膨胀实验、页岩分散实验、薄片分析、压汞分析、润湿性测试和敏感性评价等手段分析了山西 沁水盆地煤层气储层的损害机理。在此基础上进行了针对性的保护对策研究，优选出了表面润湿性改善剂 SD -905，水敏性抑制剂SMYZ-2，并最终研制出了山西沁水盆地煤层气储层的钻开液：0.4％ SD-905＋ 0.5％SMYZ-2溶液，其对煤层气储层岩样湿态下的渗透率损害最低。关键词：煤层气；损害机理；储层保护；表面润湿性；钻开液Study on Damage Mechanism and Protection Counter-measure for Coalbed MethaneHuang Weian1，Qiu Zhengsong1，Wang Yanqi2，Ma Yongle1，Zhong Hanyi1，Bai Xuefei1（1.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266555，China； 2.Research institute of engineering techniques and design，Petroleum Bureau of East China，Nanjing 210031，China）Abstract：A good protection of coalbed methane reservoir can facilitate its exploitation and usage of，cover the shortage of oil and natural gas supply for China，help cut greenhouse gas emissions，phase down environmental pollution and prevent mine accidents from happening.Firstly，damage mechanisms of coalbed methane reservoir in Qinshui basin of Shanxi province were comprehensively analyzed by X-ray diffraction（XRD），Scanning Electron Microscope（SEM），liner swelling test and hot rolling dispersion experiments，thin-section analysis，mercury penetration analysis，wettability measurement and evaluation of sensitivity.Based on this work，pertinent protection counter-measure study were conducted，the surface wettability modifier SD-905 and water sensitivity inhibitor SMYZ-2 were selected out，and then drilling fluid for coalbed methane reservoir in Qinshui basin of Shanxi province composed of 0.4％ SD-905 ＋0.5％ SMYZ-2 was developed，which has minimal damage to permeability of ingredient under hygrometric state.Key words：coalbed methane；reservoir protection；surface wettability；drilling fluid for reservoir引言煤层气（Coalbed Methane，CBM）是储集在煤层孔隙中的天然气。我国煤层气资源丰富、位居世界 第三，预计为31.46×1012m3，相当于450亿吨标煤、350亿吨标油，与陆上常规天然气资源量相 当［1，2］。煤层气藏自生自储于煤层中，不同于常规天然气需要经过大规模运移才形成储集层，与常规砂 岩、碳酸盐岩储层有很大差别，它具有高吸附性、低渗透性，且易受压缩、破碎等［3～5］。这些特性决 定了在煤层气钻井过程中，煤层受到的伤害远大于常规储层，而煤层气储层伤害直接影响到煤层气的解 吸、扩散、运移及后期排采［6～8］。因此，煤层气储层伤害问题值得重点关注。本文针对山西沁水盆地 煤层气钻探中存在的储层保护和井壁稳定技术难题，开展煤层气储层损害机理及保护对策研究。1 煤层气储层岩石组成及结构构造山西组（P1s）地层厚度为34.00～63.80m，平均厚度48.90m左右，与下伏太原组整合接触。下部 以灰、灰黑、深灰、灰黑和黑色泥岩、炭质泥岩、粉砂岩、砂质泥岩为主。底部为K7砂岩，其为厚层 状中、细粒砂岩，厚度为0～6.07m，平均厚度1.48m。主要发育有2、3号煤层。其中2号煤层为全区 稳定可采煤层，煤层气井深936.2～941.1m，视厚4.9m。定量计算该层灰分含量较低，为5.59％，固 定碳含量较高，为86.22％，含气量为7.83m3/t，孔渗性较差，综合分析该层为本井厚度最大、物性最 好、含气量最高的煤层。此外其泥质含量相对较高，为炭质泥岩夹矸。3号煤层为较稳定局部可采煤 层，上部为中细粒砂岩、粉砂岩、砂质泥岩与泥岩互层，含不稳定的1号煤层。2 煤层气储层损害机理研究2.1 煤岩组成分析选取塔河油田复杂层位岩样，利用D/max-ⅢA X-射线衍射仪分析进行矿物组成分析。表1 煤岩X-射线衍射全岩矿物组成分析5号和6号样品分别含有3％和2％的Tobelite（NH4Al3Si3O10OH），其含量没有计算在表内。从表1看出，山西沁水盆地煤岩中主要成分为炭，其它依次为石英、方解石、粘土矿物和黄铁矿，但各岩样含量差异较大。从表2看出，山西沁水盆地煤岩中的粘土矿物主要为高岭石和绿泥石，H3井708.73～708.91m含 有不同程度伊/蒙混层，混层中间层比不高，为20％。表2 煤岩X-射线衍射粘土矿物相对含量图1 煤岩水化分散性能测试结果图2 煤岩水化膨胀性能测试结果2.2 煤岩理化性能分析 从图1看出，山西沁水盆地煤岩的水化分散回收率均很高，达93％以上，相对而言，H3井 708.73～708.91m煤岩的回收率较低。从图2看出，山西沁水盆地煤岩膨胀率均很小，属弱/难水化膨胀性岩样，相对而言，H3井 708.73～708.91m岩样膨胀率较高。2.3 煤岩微观结构及孔渗性质分析（1）微观结构分析。从图3看出，H2井504.55m岩样微裂缝发育，趋向性较好，夹杂有石英和粘 土矿物。（2）孔渗结构分析。从图4和5看出，H2井502.89m与504.55m煤岩均存在割理，502.89m煤岩 还存在“蚀孔”，504.55m煤岩的割理连通性较好。测得（图6，图7）H2井502.89m煤岩的孔隙度为5.394％，最大孔喉半径10.4385μm，孔喉半径 平均值2.3174μm，最大汞饱和度为29.25％，退汞效率为61.778％。测试结果表明，H2井502.89m煤 岩为典型的低孔隙度、裂缝性储层，对渗透率具有贡献的孔径分布在10.43～2.5μm之间。2.4 煤岩润湿性测试实验测得（图8）H2井502.89m煤岩对去离子水和标准盐水的平均接触角分别为62.63°和 65.71°，其属于弱亲水性，且对标准盐水的润湿性较去离子水差。原因是H2井502.89m煤岩测试点主 要为灰暗的惰质组。通常，灰暗的惰质组处测得接触角小于光亮的镜质组处所测得的接触角。图3 H2井504.55m煤岩扫描电镜照片图4 H2井502.89m煤岩薄片镜下照片图5 H2井504.55m煤岩薄片镜下照片图6 和2井502.89m煤岩压汞曲线2.5 煤岩应力敏感性分析选取H2井502.89m岩样，保持供气压力不变，考察 了围压对渗透率的影响。图9结果表明，随着围压增大，即加载在H2井502.89m煤岩上净应力增大，岩样渗透 率降低，并且随着围压降低，渗透率恢复值低于加压过 程中对应净应力下的，表明煤岩岩样存在应力敏感性。综合以上分析表明，山西沁水盆地煤层气储层典型 的低孔隙度、裂缝性储层，其损害机理可以概括为：由 于含有粘土矿物、且微裂缝发育，存在潜在水敏性损害； 煤岩表面属于弱亲水性，存在潜在的水锁损害；存在较强的应力敏感性损害。图7 H2井502.89m煤岩汞饱和度柱状图及渗透率贡献值累积曲线图8 H2井502.89m煤岩润湿性（接触角）测试结果图9 围压对煤岩渗透率的影响3 煤层气储层保护措施研究针对山西沁水盆地煤层气储层的损害机理，本文采取了加强抑制和改善表面润湿性的煤层气保护钻 井液技术措施。3.1 表面润湿性改善剂优选从图10看出，经0.4％SD-905溶液浸泡后，H2井502.89m煤岩亲水性增强，表现为强亲水性，明显降低水锁效应，减小水相对煤岩渗透率的损害，有利于煤层气储层保护。图10 H2井502.89m煤岩润湿性测试结果（0.4％SD-905溶液浸泡后）3.2 水敏性抑制剂优选从图11看出，H2井502.89m煤岩在自来水中的膨胀较5％ SMYZ-1和2％ SMYZ-2溶液中高，5％ SMYZ-1和2％ SMYZ-2溶液能使H2井502.89m煤岩“收缩”，膨胀率为负，相对而言，SMYZ- 2抑制水敏性效果更突出。图11 水敏性抑制剂优选结果3.3 外来流体对煤层气储层渗透率损害性评价采用纯度为99.999％的高纯氮气进行岩心流动实验，评价外来流体对煤岩渗透率的伤害性。测试 了外来流体作用前岩心的高纯氮气气测渗透率K0、外来流体作用后高纯氮气通过湿岩心的气测渗透率 K01，以及外来流体作用后高纯氮气通过干岩心（60℃干燥）的气测渗透率K02。（1）分析山西沁水盆地煤层气储层岩样对0.05％XC溶液的敏感性。（2）分析山西沁水盆地煤层气储层岩样对0.4％SD-905 ＋5％SMYZ-1的敏感性。（3）分析山西沁水盆地煤层气储层岩样对0.4％SD-905 ＋2％SMYZ-2的敏感性。（4）分析山西沁水盆地煤层气储层岩样对0.4％SD-905 ＋0.5％SMYZ-2的敏感性。（5）分析山西沁水盆地煤层储层岩样对去离子水的敏感性。从表3测试结果看出，各种外来流体都对岩心渗透率均有不同程度的损害，其中0.05％的XC 溶液对岩心渗透率的损害达到100％；0.4％SD-905 ＋5％SMYZ-1溶液对岩心渗透率的损害也均在 90％以上；0.4％SD-905 ＋2％SMYZ-2溶液与去离子水对岩心渗透率的损害约60％；对煤岩渗透 率损害最低的是0.4％SD-905＋0.5％SMYZ-2溶液，并且岩样低温干燥后的渗透率恢复值达到 124.1％。综合上述实验结果，推荐使用0.4％SD-905＋0.5％SMYZ-2溶液钻开山西沁水盆地煤层 气储层。表3 外来流体对煤岩渗透率伤害性评价结果4 结论（1）山西沁水盆地煤层气储层为典型的低孔隙度、裂缝性储层，其损害机理主要为：含有粘土矿 物、且微裂缝发育，存在潜在水敏性损害；煤岩表面属于弱亲水性，存在潜在的水锁损害；存在较强的 应力敏感性损害。（2）SD-905能改善煤层气储层的表面润湿性，SMYZ-2能煤岩膨胀率、甚至“收缩”，释放出孔 隙；0.4％SD-905 ＋0.5％SMYZ-2溶液对煤层气储层岩样湿态下的渗透率损害最低，推荐为山西沁水 盆地煤层气储层的钻开液。参考文献［1］Kim A.G.Estimating methane content of bituminous coal from adsorption data［R］.U.S.Bureau of Mines，1977，RI8245.［2］雷群，王红岩，赵群，等.国内外非常规油气资源勘探开发现状及建议［J］.天然气工业，2008，28（12）：7～10.［3］Eddy C.E.，Rightmire，et al.Relationship of methane content of coal rank and depth：Theoretical Vs Observed［C］.SPE，1982，10800.［4］王忠勤.煤层气储层保护技术研究［J］.中国煤田地质，2001，13（3）：29～30.［5］黄质强，蒋光忠，郑双进，等.煤层气储层保护钻井关键技术研究［J］.石油天然气学报，2010，32（6）：116～118.［6］郑军，贺承祖，冯文光等.表面活性剂对煤层储气层损害作用研究［J］.油田化学，2005，22（3）：258～261.［7］Clark J.Cera：Natural gas poised to overtake oil use by 2025［J］.Oil ＆Gas Journal，2004，102（9）：20-21.［8］Meng L.，Luke D.Connell.Dual Porosity Processes in Coal Seam Reservoirs：The Effect of Heterogeneity of Coal Matirces［C］.SPE，2010，133100.

有机物：含碳的化合物通常有：C，H，O，N，S，P

鸡蛋最好卖，吼一声总有人要，其他的为什么卖不掉啊

张郁，吴慧杰，李小森，陈朝阳，李刚，曾志勇张郁（1982－），男，助理研究员，主要从事天然气水合物开采技术研究。E-mail:zhangyul@ms.giec.ac.cn。注：本文曾发表于《高等学校化学学报》2010年第9期，本次出版有修改。中国科学院广州能源研究所/可再生能源与天然气水合物重点实验室/广州天然气水合物研究中心，广州　510640摘要：利用定容降压的方法，测定了甲烷水合物在不同的多孔介质中的分解过程实验数据，所使用的多孔介质平均孔径为9.03 nm,12.95nm,17.96 nm与33.20 nm，其中孔径为12.95 nm的多孔介质使用了3个粒径范围，分别为0.105～0.150 mm,0.150～0.200 mm,0.300～0.450 mm；其他孔径的多孔介质的粒径范围为0.105～0.150 mm。实验在封闭的条件下，测定了不同温度与不同初始生成压力下甲烷水合物的分解过程实验数据，实验的温度范围为269.15～278.15 K，初始生成压力范围为4.1～11.0 MPa。实验表明：水合物的分解速度随着初始生成压力的增加而增加，随着水浴温度的降低而升高，随着多孔介质粒径的增大而降低，同时随着孔径的增加而增加。在孔径较大，分解温度较低时，多孔介质中水合物的分解引起的温降会造成水结冰，从而减缓水合物的分解速度。关键词：甲烷水合物；分解特性；多孔介质Experimental Study on Dissociation Behavior of Methane Hydrate in Porous MediaZhang Yu,Wu Huij ie,Li Xiaosen,Chen Zhaoyang,Li Gang,Zeng ZhiyongGuangzhou Centerfor Gas Hydrate Research,Chinese Academy of Science/Key Laboratory of Renewable Energy and Gas Hydrate/Guangzhou Institute of Energy Conversion,Chinese Academy of Sciences,Guangzhou 510640,ChinaAbstract:The dissociation behavior of methane hydrate in the porous media are studied when the temperature is above the quadruple phase (hydrate(H)-water(LW)-ice(I)-vapor(V)) point temperature.The silica gels were applied as the porous media for the experiments,in which the diameter ranges of the silica gel particles are 0.105～0.15 mm,0.1 5～0.20 mm and 0.30～0.45 mm ,respectively,and the mean pore diameters,9.03 nm,12.95 nm,17.96 nm and 33.2 nm,respectively.The dissociation experiments were carried out by depressurization in the temperature range of 269.15～278.15K and the initial formation pressure range of 4.1～11.0 MPa.The experiments indicated that the dissociation rate of methane increases with the increase of the initial formation pressure,the decrease of the bath temperature,the decrease of the particle range and the increase of the mean pore diameter.For relative big the particle diameter,the water in some pores becomes ice in the dissociation process,which makes the dissociation process relatively slow.Key words:methane hydrate;dissociation;porous media0 引言甲烷水合物是一种由甲烷气体在一定的温度和压力下与水作用生成的一种非固定化学计量的笼型晶体化合物。标准状态下一体积的甲烷水合物可含有164体积的甲烷气体。甲烷水合物在世界范围内的海底与冻土地带广泛的存在，被认为是未来石油与天然气的替代资源。甲烷水合物同时还与全球的气候变化以及地质灾害有着十分密切的关系[1-3]。为了对这种巨大的能源进行开发，各国的研究者提出了很多方法，比如：注热开采法[4]，降压法[5]，注化学剂法[6-7]，二氧化碳置换法[8]等。在这些方法中，降压法最早被提出来[9]，具有独特的优点。由于天然气水合物主要存在于海底的沉积物中，因此，为了发展、改进甲烷水合物的开采方法，对多孔介质中甲烷水合物分解特性的研究就显得尤为重要。水合物分解特性的研究，主要集中在纯水体系中。Kim等[10]利用带搅拌的反应釜进行了甲烷水合物分解动力学的研究，研究的温度、压力范围分别为274～283 K,0.17～6.97 MPa。研究表明水合物的分解速度与水合物颗粒表面积以及分解逸度与相平衡逸度的差成正比关系。Clarke与Bishnoi[11-13]测定了冰点以上甲烷水合物、乙烷水合物与甲烷/乙烷水合物的分解速率常数。近来，对多孔介质中气体水合物展开了一些研究，但是主要集中在相平衡方面[14-18]。Liang等[19]测定了甲烷水合物在活性炭中的分解动力学数据，研究表明甲烷水合物在活性炭中的分解速度非常快。Liang等[19]同时建立了描述甲烷水合物在活性炭中分解动力学的数学模型。Yousif等[20]利用一维模型研究了多孔介质中水合物的分解动力学特性。研究发现，当多孔介质中水合物的分解速度较大时，能够引起明显的温度降低，当分解温度接近冰点时，温度的降低会使体系中的水结冰从而中断分解过程。然而，在他们的研究中，没有对多孔介质的粒径特性进行研究。海底沉积物一般具有不同的物理特性，比如孔径、粒径等。多孔介质的特性对水合物的生成、分解有着重要的影响，为了研究甲烷水合物开采技术，研究多孔介质的物理特性对甲烷水合物的分解特性的研究显得尤为重要。为此，在水浴温度269.15～278.15 K，初始生成压力范围为4.1～11.0 MPa的静止条件下，测定了甲烷水合物在不同孔径与粒径的多孔介质中的分解特性数据（压力－时间关系）；研究了在多孔介质中，体系的温度、初始生成压力、多孔介质平均孔径与粒径对甲烷水合物分解特性的影响。1 实验1.1 实验装置图1 系统组成示意图图1给出了实验系统图。实验系统的主要组成模块有供液模块、稳压供气模块、反应釜、环境模拟模块和数据采集模块。供液模块主要包括电子天平和平流泵：电子天平为Sartorius BS2202S型，量程2 200 g，测量精度0.01 g，用于精确测量注入反应釜的液体质量；平流泵为北京卫星制造厂制造的2PB00C型平流泵，流量范围0～9.99 m L/min，压力范围0～20 MPa。稳压供气模块包括甲烷气瓶、压力调节阀、稳压器，储气罐等，储气罐的体积为1 091 m L。反应釜的材质为不锈钢，耐压20 MPa，有效体积为416 m L。反应釜内布置有温度传感器和压力传感器，分别实时记录反应釜内温度、压力随时间的变化。其中，温度传感器为Pt1000铂电阻，精度范围±0.05℃。压力传感器的量程为20 MPa，精度范围±0.25％。实验所用气体为体积分数99.9％的纯甲烷气体，由佛山豪文气体有限公司提供。实验开始前，首先进行了纯体系下甲烷水合物的相平衡条件的测定。实验的结果与文献[21]中的数据吻合的很好，结果由图2。实验结果表明系统的实验结果是可靠的。在多孔介质中甲烷水合物的分解实验中，使用了不同粒径与孔径的硅胶。实验采用的多孔介质详细的参数由表1给出。在实验中，首先使用与多孔介质中孔隙体积相同的去离子水与多孔介质充分混合。搅拌均匀后封闭静止5 d，以保证去离子水均被多孔介质吸收。对于不同孔径的多孔介质，实验过程中确保多孔介质所含水量相同，同时移动反应釜底部的活塞保证反应釜中的气体体积相同。实验过程中，对于平均孔径为9.03 nm,12.95 nm,17.96 nm与33.20 nm的多孔介质，分别使用的质量为162.1 g,138.3 g,124.4 g与112.1 g。多孔介质中所含水的质量为148 g，反应釜中气体的体积为208.4 m L。图2 甲烷水合物相平衡条件实验数据比较图[21]表1 多孔介质参数1.2 实验过程实验在多孔介质中水合物四相点TQ1（水合物（H)－水（Lw)－冰（I)－气（V)）以上进行，四相点由Li等[22]计算。对于孔径为9.03 nm,12.95 nm,17.96 nm与33.20 nm的多孔介质，TQ1分别为266.2 K,268.28 K,269.18 K与271.11 K。实验过程中，首先对反应釜进行抽空2～3 h，再用纯甲烷气体对反应釜进行冲洗4～5次，以保证没有空气的存在。随后，将水浴的温度调整到预定的值。当系统的温度达到稳定之后，通过SV向CR注入甲烷气体到预定的压力。反应釜中的压力随之降低，水合物开始生成。当反应釜中压降小于0.01 MPa/3 h，水合物的生成过程可以认为结束。反应釜中的压力随时间的变化由电脑采集并记录。生成过程结束后，开始进行分解实验。打开阀门，将反应釜CR的压力迅速降低到大气压，然后关闭阀门。在分解的过程中，水浴的温度保持恒定。当分解进行足够长的时间，反应釜中的压力保持不变，分解过程可以认为已经结束。反应釜中的压力再一次降低到大气压以确保没有水合物的存在。结果表明，再次放空后，反应釜中的压力不会再次上升，说明水合物已经全部分解完毕。甲烷在t时刻的累计摩尔量由下式给出：南海天然气水合物富集规律与开采基础研究专集其中：Pc为t时刻反应釜中的压力；P0为初始的分解压力，为0.1 MPa。T为反应釜中的温度，单位为K; Vc为反应釜中气体的体积；Z为分解过程中气体的压缩因子，Z0为压力为P0时气体的压缩因子，由Li等[22]计算。2 结果与讨论本工作中，共进行了38组甲烷水合物在多孔介质中的分解实验，详细实验条件见表2。所使用的多孔介质平均孔径为9.03 nm,12.95 nm,17.96 nm与33.20 nm，其中孔径为12.95 nm的多孔介质使用了3个粒径范围，分别为0.105～0.150 mm,0.150～0.200 mm与0.300～0.450 mm，其他孔径的多孔介质的粒径范围为0.105～0.150 mm。实验的温度范围为269.15～278.15 K，初始生成压力范围为4.1～11.0 MPa。详细的实验结果由表2及图3～10给出。2.1 初始生成压力对分解的影响表2 实验条件与结果图3给出了在水浴温度为276.15 K，初始生成压力为7.4～9.4 MPa下不同初始生成压力实验的分解摩尔量及转化率随时间变化图，分别对应于实验10,11与12。实验所用的多孔介质平均孔径为12.95 nm，粒径为0.105～0.150 mm。在本实验中，水合物的分解可以分为2个阶段：在第一阶段，反应釜中的压力被快速释放到大气压，大约在1 min以内，水合物分解产生的甲烷被释放到大气中，这部分甲烷的摩尔量由（n0-ng）计算。在第二阶段，反应釜关闭，分解产生的甲烷被收集到反应釜中，这部分的甲烷摩尔量根据反应釜中的压力变化利用Li等[22]的状态方程计算。分解过程的2个阶段可以从图3中初始生成压力9.4 MPa的实验中看到。图3中，n为t时刻水合物分解产生的甲烷摩尔量，x为t时刻水合物分解转化率，根据n/n0计算。从图3与表2中可以看出，分解的甲烷总摩尔量随着初始生成压力的升高而增加，这是因为在较高的初始生成压力与相同水浴温度下，将有更多的水合物在多孔介质中生成。从图3中还可以看出，甲烷的分解速度随着初始生成压力的上升而上升，这是由于在相同的分解条件下，甲烷的分解速度随着水合物量的增加而增加。然而，转化率的速度随着初始生成压力的上或而降低，这是由于在相同的转化率下，较高累积摩尔量具有较高的反应釜压力，这样分解的驱动力就将减小。同样的现象可以在其他不同初始生成压力的实验中被发现。图3 分解摩尔量及转化率随时间变化图水浴温度276.15 K，多孔介质平均孔径12.95 nm，粒径0.105～0.15 mm图4给出了实验10,11与12的分解过程中反应釜中温度随时间变化的曲线。从图4中可以看出，反应釜中的温度在分解过程中一直低于水浴的温度。温度的变化曲线可以分为3个阶段：在第一阶段，反应釜中的温度在短时间内明显的降低，对于实验10,11与12分别在1.6,1.8与1.9 min左右降低到最低温度。在此过程中，由于反应釜中压力降低到大气压，多孔介质中的水合物开始迅速的分解为水与甲烷气体，水合物分解以及气体节流效应需要大量的热量并且所需的热量大于水浴传导给反应釜的热量，因此造成了反应釜中温度的降低。反应釜中的最低温度随着初始生成压力的上升而降低。在第二阶段中，水合物的分解继续进行而反应釜的温度逐渐的升高，这是由于在此阶段中，水合物分解所吸收的热量小于从水浴传导给反应釜中的热量。在第三阶段中，水合物的分解已经结束，反应釜中的温度继续升高并逐渐升高到与水浴的温度相同。图5给出了实验12的3个温度变化阶段。从图5中可以看出，对于相同的水浴温度，某时刻反应釜中的温度随着初始生成压力的上升而降低，这是由于对于较高的初始生成压力，多孔介质中有较多的水合物生成，而较多的水合物分解则需要吸收更多的热量。同样的实验现象可以在其他不同初始生成压力的实验中看到。2.2 水浴温度对分解的影响图5中给出了在初始生成压力为9.4 MPa，不同的水浴温度下的甲烷分解累积摩尔量及转化率随时间变化图，分别对应于实验9,12与13。实验所用的多孔介质为平均孔径12.95 nm，粒径范围为0.105～0.150 mm。从图5与表2中可以看出，分解后总的甲烷摩尔量随着水浴温度的降低而增加。甲烷产生的速率也随着水浴温度的降低而增加。这是由于对于相同的初始生成压力，在较低的水浴温度下，将有更多甲烷形成水合物，而甲烷分解的速率随着水合物量的增加而增大。然而，水合物的转化率速度随着水浴温度的升高而增加。这可能是由于水合物的分解速率常数与气体扩散常数均随着温度的增加而增加。图4 反应釜内温度变化随时间变化图水浴温度276.15 K，多孔介质平均孔径12.95 nm，粒径为0.105～0.150 mm图5 分解摩尔量及转化率随时间变化图初始生成压力为9.4 MPa，多孔介质平均孔径为12.95 nm，粒径为0.105～0.150 mm图6给出了实验9,12与13的分解过程中反应釜中温度随时间变化的曲线。反应釜中温度在整个分解过程中同样可以分为3个阶段。对于实验9，12与13，反应釜中的温度分别在2.2，2.0与1.9min时达到最低值。对于相同的初始生成压力，分解过程中反应釜中的温度以及最低温度随着水浴温度的增加而增加。同样的实验现象可以在其他孔径与粒径的多孔介质的实验中观察到。图6 反应釜内温度随时间变化图初始生成压力9.4 MPa，多孔介质平均孔径12.95 nm，粒径0.105～0.150 mm2.3 粒径对分解的影响为了研究不同粒径范围的多孔介质对甲烷水合物分解速度的影响，进行了3个不同粒径范围的多孔介质的实验，分别为0.300～0.450 mm,0.150～0.200 mm与0.105～0.150 mm，多孔介质的平均孔径为12.95 nm。图7给出了实验12,20与26的甲烷累计摩尔量随时间变化的曲线，实验的初始生成压力为9.4 MPa，水浴温度为276.15 K。从图7与表2中可以看出，实验12,20与26的n。值是基本相同的。这说明，对于相同的初始生成压力与相同的水浴温度，多孔介质中生成的甲烷水合物的量受到多孔介质粒径大小的影响很小。从图7中可以看出，甲烷水合物分解的速度随着多孔介质粒径的增加而变慢，并且粒径为0.300～0.450 mm的多孔介质中，甲烷产生的速率明显的较低。图7同时给出了实验12,20与26的水合物转化率随时间变化的曲线。可以看出，水合物的转化速率也随着粒径的降低而增加。实验表明，多孔介质的粒径对水合物的分解速率以及转化率速度有着明显的影响。这主要是由于随着多孔介质粒径的增大，多孔介质颗粒表面的比表面积减小的原因造成。同样的现象可以在其他初始生成压力与水浴温度的实验中观察到。图8给出了实验12,20与26的分解过程中反应釜中温度随时间变化的曲线。对于实验12,20与26，在温度变化的第一阶段，反应釜中的温度分别在2.7,2.0与1.9 min时降低到最低值。从图中可以看出，对于相同的初始生成压力与水浴温度，反应釜中的最低温度随着粒径的增加而升高，然而在达到最低温度之后，对于较大粒径的多孔介质，温度的升高比较缓慢，这是由于其水合物的分解速度较慢，分解持续的过程较长造成的。同样的现象可以在其他初始生成压力与水浴温度的实验中观察到。图7 分解摩尔量及转化率随时间变化图水浴温度276.15 K，初始生成压力9.4 MPa，多孔介质平均孔径12.95 nm图8 反应釜内温度随时间变化图水浴温度276.15 K，初始生成压力9.4 MPa，多孔介质平均孔径12.95 nm2.4 平均孔径对分解的影响研究了不同的平均孔径对多孔介质中水合物分解特性的影响。实验所采用的多孔介质粒径为0.105～0.150 mm，平均孔径分别为9.03 nm,12.95 nm,17.96 nm与33.20 nm。由于多孔介质中水合物的平衡分解压力随着孔径的减小而增大[21],在相同的水浴温度与初始生成压力下，9.03 nm孔径的多孔介质中生成的水合物量是最少的。为了保证能够生成足够量的水合物，对于9.03 nm孔径的多孔介质，使用了较高的初始生成压力，为9.4～11.0 MPa。对水浴温度为276.15 K，初始生成压力为9.4 MPa下的实验进行了比较。图9给出了实验2,12,32与37的甲烷累积摩尔量与水合物转化率随时间变化的曲线，实验的初始生成压力为9.4 MPa，水浴温度为276.15 K。从图9中可以看出，对于相同的初始生成压力与水浴温度，分解后总的甲烷摩尔量随着孔径的增加而增加。甲烷的分解产生速率也随着孔径的增加而增加。这是由于对于较大的平均孔径，水合物的平衡生成压力较低，将有更多的水合物在多孔介质中生成，更多的水合物分解也会产生更多的甲烷气体。从图9中还可以看出水合物的转化率速率随着孔径的增加而降低。这主要是由于在相同的转化率下，对于较大的孔径，水合物的平衡分解压力较低，这样水合物分解的驱动力较小造成的。从图9中还可以看出，分解过程持续的时间随着平均孔径的增大而增加。对于孔径17.96 nm与33.20 nm，多孔介质中水合物的四相点温度分别为269.18 K与271.11 K，接近分解过程中反应釜中的最低温度。由于所有用的多孔介质有一个孔径的分布范围，所以分解过程中由于温度的降低使得多孔介质较大的孔隙中的水低于四相点温度而结冰，阻止了水合物的分解，这使得孔径17.96 nm与33.20 nm的多孔介质中水合物分解速度比其他孔径的实验明显变慢，分解过程也明显变长。图10给出了实验2,12,32与37的分解过程中反应釜中温度随时间变化的曲线。对于实验2,12,32与37，在温度变化的第一阶段，反应釜中的温度分别在1.6,2.7,0.8与0.5 min时降低到最低值。从图中可以看出，分解过程中最低温度随着平均孔径的增大而升高。这是因为相同实验条件下水合物生成结束后系统中的压力随着孔径的减小而增加，当系统中压力降低到大气压，较高的压降引起了较高的温度降低。当温度达到最小值之后，反应釜中的温度开始逐渐的升高，对于较小孔径的多孔介质，温度升高的更快。同样的实验现象可以在其他的水浴温度与初始生成压力的实验中看到。图9 分解摩尔量及转化率随时间变化图水浴温度276.15 K，初始生成压力9.4 MPa，多孔介质粒径0.105～0.150 mm图10 反应釜内温度随时间变化图水浴温度276.15 K，初始生成压力9.4 MPa，多孔介质粒径0.105～0.150 mm3 结语实验研究了在不同孔径与粒径的多孔介质中甲烷水合物的分解特性，实验在水浴温度269.15～278.15 K，初始生成压力4.1～11.0 MPa下进行。分解实验利用定容降压的方法进行。实验的结果表明甲烷水合物在多孔介质中的分解速度很快，分解过程中甲烷产生的速度随着初始生成压力的增加和水浴温度的降低而增加。然而，水合物转化率的速度随着初始生成压力的增加和水浴温度的降低而降低。反应釜中的温度在分解初期有明显的降低，在达到最低值后开始逐渐的升高，伴随整个的分解过程。分解过程中的温度随着水浴温度的增加以及初始生成压力的降低而增加。水合物的分解速度随着粒径的增大而减小。然而，水合物转化率的速度随着粒径的增加而降低。分解过程中反应釜中的最低温度随着粒径的增大而升高。水合物的分解速度随着平均孔径的增加而增加，而水合物转化率的速度随着平均孔径的增加而降低。对于孔径较大的多孔介质，在较低的实验温度下，水合物的分解吸热可能会造成水的结冰，从而降低水合物的分解速度。分解过程中反应釜中的最低温度随着平均孔径的增大而升高。参考文献[1]Sean W Y,Sato T,Yamasaki A,et al.CFD and Experimental Study on Methane Hydrate Dissociation Part I.Dissociation Under Water Flow[J].AICh E J.2007,53(1):262-274.[2]Koh C A,Sloan E D.Natural Gas Hydrates:Recent Advances and 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箭毒蛙背上的毒液。分布于拉丁美洲从尼加拉瓜到巴西东南部和玻利维亚一带，是全世界最著名的毒性动物。最致命的毒素来自于南美的哥伦比亚产的科可蛙，只需0.0003克就足以毒死一个人。毒性最大的箭毒蛙一只所具有的毒素就足以杀死两万只老鼠。 有机氟化物：国外透露前苏联装备了一种能穿透防毒面具的毒剂——全氟异丁烯（perfluoroisobutene，PFIB），结构式为(CF3)2C＝CF2，是一种伤肺性毒剂。毒性强、作用快。空气中含ppm级的浓度，吸入后1h内即可出现头痛、咳嗽、胸痛、呼吸困难和高热。6～8小时症状加剧，8～24小时死于肺水肿。 “见血封喉” 树的汁液。该树在天河区龙洞一个隐秘的中药标本园里有一棵，它的名字和它杀人于无形的毒性一样恐怖，它叫这是广州唯一一棵“世界上最毒的树”，它已经在广州神秘生活了20年，并被收入了广东省生物种质资源库。它的枝叶据说碰一下，都会致人死亡，被称为鬼树。 氰化氢 健康危害： 抑制呼吸酶，造成细胞内窒息。急性中毒：短时间内吸入高浓度氰化氢气体，可立即呼吸停止而死亡。非骤死者临床分为 4期：前驱期有粘膜刺激、呼吸加快加深、乏力、头痛；口服有舌尖、口腔发麻等。呼吸困难期有呼吸困难、血压升高、皮肤粘膜呈鲜红色等。惊厥期出现抽搐、昏迷、呼吸衰竭。麻痹期全身肌肉松弛，呼吸心跳停止而死亡。可致眼、皮肤灼伤，吸收引起中毒。慢性影响：神经衰弱综合征、皮炎。 燃爆危险： 易燃，高毒。 没有最毒只有更毒...

影响天然气水合物形成的添加剂研究综述本研究为国家973计划项目2009CB219500、国土资源部公益性科研专项200811014和天然气水合物118专项GZH200200201联合资助。王力峰　陆敬安　梁金强（广州海洋地质调查局　广州　510760）第一作者简介：王力峰（1978—），男，博士，工程师，主要从事海洋地质和天然气水合物研究，E-mail:charles.wlf@gmail.com摘要　天然气水合物作为未来新的能源增长点，长期受到科研界和工业界的关注，有关该物质的添加剂研究正逐渐受到各个方面的重视。本文以综述的形式展示添加剂在天然气水合物研究过程中的重要性，主要侧重简单体系和表面活性剂的研究方向。前者在工业生产中具有广泛的应用前景，不但可有效降低管道阻塞，还可增加储气能力；后者在地质勘探中则解释了天然气水合物聚集成藏的模式之一，即海底世界中丰富的自养生物分泌的表面活性剂具有独立地加速水合物形成并稳定的特殊作用。关键词　天然气水合物　添加剂　简单体系　表面活性剂1　前言天然气水合物简称为水合物，由水分子组成的笼状构架包裹其他气体组成，通常在高压低温的环境下赋存，在自然界分布范围较广，尤其在海底大陆架区域资源量丰富[1]。目前发现的水合物站位样品化学成分分析表明，其包裹的气体主要以甲烷分子为主，并且储量巨大，科学界估计这些能源可能为已发现的常规能源的两倍，具有重要的能源战略研究意义，是当代地球科学和能源工业发展的热点[2]。水合物研究涉及新能源的勘查开发、温室效应、全球碳循环和气候变化、古海洋环境、海洋地质灾害、天然气运输、油气管道堵塞和军事防御等课题，并可能对地质学、环境科学和能源工业的发展产生深刻的影响。天然气水合物添加剂研究是一项基础工作，为水合物后续开发利用提供基本物理化学参数。研究内容主要是测定添加剂对水合物稳定平衡的影响作用。早在上个世纪六十年代，工业界关注水合物仅是为了解决因其导致的油气输送管道和设备堵塞，在储气设备、管道中形成水合物堵塞影响生产，甚至造成管线乃至整个油井报废；随着科研界近些年对水合物不断加深认识，水合物添加剂研究逐渐成为核心的研究问题之一，未来的水合物矿产开采储运等将建立在其基础研究之上[3]。因此通过添加剂控制水合物的生成条件（温度、压力等），抑制或者加速水合物的形成，具有重要的实际意义。目前有关天然气水合物的添加剂研究可分为两大类，即以烷烃类为主的简单体系和实验室或者自然界的生物合成衍生物为主的表面活性剂体系。前者是工业界研究重点方向，其有利于解决天然气水合物管道阻塞和长距离天然气储运技术的突破；后者是科研界关注的重点，对于解决水合物海底富集成藏系统提供了一种可行解释方案。2　简单体系作为新能源物质，天然气水合物所包裹的甲烷分子是最主要的经济产物，因此科研界和工业界的实验和勘探开采设计中假象对象多以烷类水合物为主。但是自然界中单纯的甲烷水合物比较少见，尤其以来自深层热分解气源的水合物，会含有其他的烃类或者简单分子，本节主要概述甲烷与其他烃类气体等组合共存时的形成稳定研究。2.1　烷类体系Englezos等[4]研究了三种不同组成比例的甲烷—乙烷混合物的三相平衡条件（图1），当压力＜5.0M Pa下，随着混合物组成中甲烷含量的增加，在相同压力条件下水合物的平衡温度不断降低，在相同温度条件下压力不断升高，表明低压下甲烷水合物平衡温度比乙烷水合物平衡温度低，而甲烷水合物平衡压力比乙烷水合物平衡压力高。Sugahara等[5]单一乙烷组分水合物平衡中也证实了这一点。当压力＞10.7 M Pa，温度＞290 K 时，在相同压力条件下乙烷水合物形成的温度比甲烷水合物的温度低。图1 甲烷＋乙烷水合物三相平衡图（引自文献[4]）Fig.1 Phase Equilibrium for methane+ethane hydratesHolder等[6]在研究中发现随着乙烷—丙烷混合物中丙烷摩尔分数的增加，相同温度下水合物平衡压力逐渐降低。在低压条件下随着烷烃摩尔质量的增加，烷烃水合物平衡温度逐渐升高，压力不断降低。即形成水合物烷烃的摩尔质量越大，其水合物稳定存在的范围越大。其中丙烷的摩尔分数＞32.2%时生成的水合物均为结构Ⅱ型；丙烷的摩尔分数＜15%时则为结构I型；当丙烷的摩尔分数介于两者之间时，低温生成的水合物为结构II型，而较高温度为结构Ⅰ型，但是在丙烷的摩尔分数为27.1%出现了异常，生成的水合物均为结构Ⅱ型。2.2　二氧化碳体系Adisasmito等[7]在研究甲烷—二氧化碳水合物的相平衡时发现（图2）：压力＜9 MPa时随着混合物中所含二氧化碳的摩尔分数的增加，等温下生成水合物的压力降低。而Sug-ahara等[5]却发现在压力约＞7.0 MPa，温度＞281.5 K 时，相同压力下二氧化碳形成水合物的温度更低，而在低于此温压条件下，其水合物形成温度比乙烷的低，比甲烷高。这表明了二氧化碳与甲烷形成水合物的难易程度顺序与压力有很大的关系，在利用二氧化碳置换自然生成的天然气水合物来进行天然气水合物开采时要考虑压力的因素。Adisasmito等[8]又研究了二氧化碳对乙烷、丙烷、异丁烷和丁烷形成水合物相平衡的影响。随着体系平衡时气相中二氧化碳的含量的增加，相同温度下水合物平衡的压力逐渐降低。在相同温度体系平衡时并且气相中二氧化碳的含量相等条件下，水合物平衡所需的压力大小顺序为：乙烷＞丙烷＞异丁烷＞丁烷，这与不含二氧化碳的简单体系的变化规律是一致的，说明二氧化碳虽然使水合物的形成向高温、低压方向移动，但是并没有改变烷烃形成水合物的温度压力变化规律。图2 甲烷＋二氧化碳水合物平衡等温线图（引自文献[7]）Fig.2 Isotherm diagram of methane+carbon dioxide hydrate2.3　其他有机体系Jager等[9]研究发现在2～14 MPa压力条件下，水—甲烷—1,4－二氧杂环己烷（C4H8O2）体系的水合物相平衡稳定性与水溶液相中1,4－二氧杂环己烷浓度密切相关（图3）。通过van-der-Waals和Platteeuw理论进行了模拟，液相的活度系数取决于水—1,4－二氧杂环己烷气液相平衡，实验结果和模拟结果取得了较好的一致性。当溶液中1,4－二氧杂环己烷浓度在1%～7%之间时，在相同温度下甲烷水合物的平衡压力最低。1,4－二氧杂环己烷浓度从7%增加到30%，在相同温度下甲烷水合物的平衡压力升高。这表明在利用二氧杂环己烷作为水合物形成的抑制剂时，要保证其添加浓度高于7%，这样才能取得预期的效果，否则，不但起不到抑制水合物生成的效果，还会起到促进作用。醇类是常用的水合物抑制剂，甲醇可溶于烃类液体中且价格经济，是最为常见的抑制剂。Ng等[10]研究了甲醇对甲烷、乙烷、丙烷和二氧化碳形成水合物平衡条件影响发现，随着溶液中甲醇浓度的增加，形成水合物平衡温度降低，压力增高，水合物稳定存在的范围逐渐变小。图3 甲烷＋1,4－二氧杂环己烷水合物平衡等温线图（引自文献[9]）Fig.3 Phase Equilibrium for methane+1,4-dioxane hydratesMooijer等[11]研究了添加剂为环状物质，例如形成结构II型水合物的四氢吡喃（THP）、环丁酮（CB）；形成结构H 型的甲基环己胺（MCH）以及可以形成结构I型和结构II型水合物的氟代烷：三氟甲烷和四氟甲烷等对水合物的稳定平衡影响。结果表明添加剂的使用均降低了水合物平衡的压力，伴随平衡压力的下降，水合物的储气量也有较大的降低。添加剂对水合物平衡压力的降低效应高低顺序为：四氢吡喃＞环丁酮＞甲基环己胺（MCH）＞三氟甲烷＞四氟甲烷，对储气量的降低效应顺序为：四氢吡喃＞环丁酮＝甲基环己胺（MCH）＞四氟甲烷＞三氟甲烷。3　表面活性剂表面活性剂是第二次世界大战后随着石油化工的极速发展而兴起的一类新型化学品，由于其在工业中的广泛应用而具有“工业味精”的称号。能使溶剂表面张力降低的性质称为表面活性，把具有表面活性的物质称为表面活性物质。在水中溶入某些物质时，水溶液表面张力发生变化，改变体系界面状态，从而产生润湿、乳化、起泡、增溶等作用，达到实际应用要求。为了提高天然气水合物的生成量，减少实验的合成等待时间，室内研究时会使用机械搅拌（m echanically stirring）装置作为辅助，缩短水合物的实验周期。水合物生成气多为难溶性的小分子物质，例如甲烷，水中溶解度较小，主要集中在水—气界面，随着实验进程中水合物的生成，界面上会形成一层薄幕，阻止水合物生成气进入液相中，进而阻碍了水合物生成量，延缓生成时间。虽然机械搅拌可加速水合物的生成速度，但是其生产成本、效率以及在深海开采过程中的技术难度限制其应用。首先，在自然状态下，水合物并没有外界加速搅拌过程促进大量生长；其次，在工业项目的储气过程中，过滤水合物与同时过冷条件下所产生的冰难以分离，增加此工艺流程必定消耗掉大量时间；最后，由于表层冰的存在必然促使机械搅拌的能量消耗上升，产生额外的开销。因此无论能源寻矿、还是储气环保，都需要有一个更加合适的水合物合成加速方式。Kalogerakis等[12]进行了利用阴离子作为表面活性剂，提高气水合物的生成量从而提高效率的研究。此后这方面的研究得到了飞速发展。表面活性剂的研究也逐渐由人工合成制剂（synthetic surfactant）转如到自然界的生物制剂（biosurfactant）。3.1　化学表面活性剂Rogers等[13]进行了有关化学表面活性剂的对比试验研究。在没有添加表面活性剂的器皿中，经过5天时间仍然没有形成大范围的水合物。但是在添加特定表面活性剂之后，情况大有改变，很大程度上促进了天然气水合物的生成速度。在实验中加入浓度为282 ppm 十二烷基硫酸钠（SDS,sodium dodecyl sulfate）后，在先前的同样实验环境中，仅用3小时便形成了充满整个器皿的天然气水合物，时效性非常高（图4）。图4 无表面活性剂5天后水合物器皿（左图）；有表面活性剂3小时后水合物器皿（右图）（引自文献[13]）Fig.4 Hydrates formed after 5 days without surfactant（left）;Hydrates formed after 3 hours with surfactant（right）为了跟踪实验的进程和记录效率，全程除了测试温度压力等仪器外，还使用光纤做成的光学孔径检测仪（boroscope）研究天然气水合物在溶液内部生长情况。通过判断反射光的强度，可看到在液面内部任何位置都可形成水合物，由于其密度小于水的密度，很多快速形成的小的晶粒浮在水面上，当电荷消退后加速聚集强度，并不断地集附在不锈钢的内表面形成更大的絮凝状的固体，整个生长系统表现为对称形式。生成的水合物多以絮状结构漂浮在液面，天然气还可以不断渗透到这些组织继续与孔隙水反应，增大形成的质量。后期的计算处理显示，孔隙水几乎全部与天然气反应。上述的实验观察表明表面活性剂有效地把结构水（structured water）和天然气分别吸附在它的亲水基和亲油基两个区域，实际上形成了气水合物结核中心。3.2　生物表面活性剂虽然实验室中化学表面活性剂可以催化天然气水合物的生成，地质学家开始关注海底自养生物活性剂是否也能加速原位水合物的形成。研究表明水生微生物可分泌生物表面活性剂，该种物质除了可降解土壤中的有毒物质，还可以使水中难以溶解的碳有机质聚合成团。研究发现部分地区的水合物中吸附的天然气来自于生物，而微生物群落也多在水合物丘附近生存繁盛[14]。目前来看，有三种生物表面活性剂值得研究它们对水合物的促进作用：1）Surfactin该物质由枯草杆菌（bacillus subtilis）分泌，在医学上是一种非常有效的抗生素，同时具有抗血栓功能。2）R ham nolipid该物质来自于绿脓杆菌（pseudom onas aeruginosa）分泌的物质，化工生产中用于洗面奶的应用。3）E m ulsan该物质由醋酸钙不动杆菌（acinotobacter calcoaceticus）分泌，是良好的石油乳化剂，可大面积的清除海中石油污染。其中surfactin和rham nolipid在水溶液中溶解量较低时可形成胶束；em ulsan（分子量几乎为106量级）不会形成胶束。以上三种物质皆为阴离子，可通过不同方式增加天然气水合物在孔隙介质中的生成速率，缩短了其合成诱导时间。图5 表面活性剂促进水合物生长图（引自文献[13]）Fig.5 Hydrates for bentonite with rham nolipid生物表面活性剂在无外界搅动情况下，可有效加速气水合物的生成，图5为在斑脱土中添加rham nolipid后天然气水合物的生成图片，在加入表面活性剂的一侧可看见白色的水合物大片存在，在没有添加表面活性剂的一侧则几乎没有水合物的存在。这个实验说明在同样的实验条件下，表面活性剂的确加速了水合物的合成速度以及产量。在墨西哥湾获取的含有天然气水合物的泥层中，辨认出两种生物微生物，B.Subtilis和P.Aeruginosa，它们在天气水合物合成过程中所起的加速作用也已经得到证实。为了评定这些微生物在深海环境下对天然气水合物的影响，B.Subtilis在实验室里培养了一段时间后，在培养集中获得了大量的surfactin，该物质目前是最有效的生物表面活性剂，实验证明其可使水的表面张力从72mN/m降到27m N/m，仅需要达到25ppm 浓度即可形成临界胶束浓度（CMC,critical micelle concentratio）。在低于CMC浓度时，水的表面张力对于水中surfactin浓度极其敏感，因此通过检测培养基中水的表面张力，利用W ilhelnlv Plate方法可跟踪水中的surfactin浓度。培养基中的水表面张力变化以及表面活性剂的浓度变化逐渐增加，当surfactin浓度达到CM C时，水的表面张力降到了30mN/m，整个实验过程历时4天。培养完成后，sur-factin从培养基中分离，再经过蒸馏水的稀释后使其降低达到CMC浓度。实验的器皿被分成三个小格，分别盛有sand,kaolin/sand，和bentonite/sand三种孔隙介质（图6）。在使用含有90%甲烷、6%乙烷、4%丙烷作为气源密封加压后，可观测到天然气水合物在bentonite/sand的孔隙介质中大量生成，其他两种介质的生成量相对较小。这个实验表明了生物表面活性剂在浓度要求不是太高的情况下即可有助于生成天然气水合物，并且气水合物的生长栖息介质具有选择性，此特性的机理还可有待于进一步的研究。图6 水合物形成对孔隙介质的趋向性（引自文献[13]）Fig.6 H ydrates show surface specificity for bentonite同时作为对比实验研究，实验所使用的器材和过程基本相同，仅是天然气组分变为使用无机物的二氧化碳，正如预期的设想情况一样，由于二氧化碳对生物表面活性剂的亲油基的非亲和性，导致活性剂不能集中聚拢二氧化碳物质，因此不能有效地合成二氧化碳为客气体的气水合物。3.3　促进机理表面活性剂是碳氢化合物分子上的一个或几个氢分子被极性基团取代而构成的物质。因此它的分子构成一般由极性基和非极性基构成，具有不对称性。极性基容易溶于水，具有亲水性质，所以称为亲水基；非极性基很难溶于水，易溶解于非极性的溶剂中，例如油类等，具有亲油性质，故称为亲油基。表面活性剂分子具有“两亲结构”，而且水是极强性液体，当表面活性剂溶于水时表现出一种特殊的吸附现象Seddon[15]。关于表面活性剂对天然气水合物的生成速率和生成量的促进机理，有如下的微观解释：（1）表面活性剂对天然气水合物成核的影响水合物反应阶段的前期是晶核的形成阶段，形成速度由诱导时间的长短来反映，诱导时间短，成核速度快，反之，成核速度慢。表面活性剂从总体上促进水合物晶核快速形成，大大地缩短了诱导时间，这种现象以二次成核理论以及表面活性剂的性质得到解释：在诱导时间内的成核初期，由于晶核浓度低、尺寸小，不可能分裂，而在成核晚期，由于晶核浓度有所增加，特别是在气相和液相交界处，不仅晶核浓度、尺寸足以促使其生长，而且在该处有较高浓度的反应物浓度，因此有可能稳定地生长为水合物。同时，由于表面活性剂具有低浓度时能显著降低其表面张力的性质，使得水合物晶体不会在两相交界处停留而被迫离开相交界面，这样的扰动存在使晶体和晶体间以及晶体与反应釜壁间产生剧烈地碰撞，这些晶体又被再次分裂为水合物晶核，从而使得晶核成长速度急剧增加，从而使诱导时间急剧缩短，有时只有几分钟或者十几分钟，同时也由于表面活性剂的性质与其浓度有一定的关系导致水合物诱导时间也与浓度有一定的依赖关系。（2）表面活性剂对天然气水合物生长速率的改善加入表面活性剂后，水合物的晶体生长速率大大加快。在通常状态下天然气和水是互不相溶的两相，而天然气水合物的生成是由天然气气体分子融合在水的包络状晶体中。在水合物反应前，天然气和水是互不相溶的两相，只是在界面上两者才有互相作用并实现水合反应。如何降低表面张力使气相物质能更好地增溶到液相中，气体分子进入水的包络状晶体中，这时恰好为气体水合物生成过程的关键。表面活性剂可起到这种作用，添加适当的表面活性剂能在互不相溶的两相中产生增溶作用，从而大大扩大了两相的有效接触面积，使得结晶生成速度加快。另一方面，由于水合物反应是在两相界面处发生的，表面活性剂具有较小表面张力的特性使得它有一个重要作用：越是在水合物成核后期，二次成核所引起的成核速度增加的幅度越大，这种影响继续作用到水合物生长的初期，在表面活性剂的作用下，界面上形成的天然气水合物晶体及时离开界面，同时将反应放出的潜热传递出去，起到减少传热阻力的作用。3.4　化学与生物催化作用的异同点两者的催化机理相同，表面活性剂均由具有不对称的基团组成，在天然气水合物形成适宜的环境下形成胶束，天然气集中溶进在由胶束链形成的球形空间中。通常烷基形成指向内部的亲油基，亲水基则形成于胶束的外部。胶束形成了天然气水合物的生长点，是集中天然气高浓度的液相场所。两者皆通过改变有效浓度以及缩短诱导时间的方式加速了天然气水合物的形成。化学表面活性剂是未来天然气储运或者二氧化碳废气深埋等工业界关注的重点，它可大规模的投资生产来实现经济性的效益，但对于深海天然气水合物的催化作用研究和实现尚不够成熟。而生物表面活性剂的发现则对深海天然气水合物形成提供了十分有意义的解释，深海生物的多样性不但以天然气水合物形成的微观生化环境为栖息场所，同时其生物进化适应环境的能力导致天然气水合物的加速形成，这种有趣的现象为勘探开发该种矿产提供了新的研究思路。4　结语天然气水合物添加剂研究是一项基础的学科，伴随水合物的研究而逐步发展形成特色领域。在工业应用中，通过添加剂中简单体系的多参数实验，表明了添加剂可有效改变工业中的水合物合成条件和速率。天然气水合物在加入表面活性剂之后，在没有外界机械搅拌的情况下促进了天然气水合物的生成。另外，海底微生物分泌物相关的表面活性剂的发现，突出显示了天然气水合物形成的复杂性和多变性。对比实验研究表明生物表面活性剂在无外界机械搅拌的情况下，可提高天然气水合物的形成速度和产量。这一现象对于工业生产或是未来海底探寻该矿源都有积极的意义。参考文献[1]Sloan E D.Clathrate hydrates of natural gases,second edition[M].New York:Marcel Dekker Inc,1998,19～23[2]Mikov A V.Global estimates of hydrate-bound gas in marine sediments:how much is really out there?[J].Earth Science Reviews,2004,66（3）:183～197[3]Lederhos J P,Long J P,Sum A,Christiansen R.L,Sloan E D.Effective kineticinhibitorsfor gas hydrates[J].Chemical Engineering Science,1996,51（8）:1221～1229[4]Englezos P,Kalogerakis N,Dholabhai P D,Bishnoi P R.Kinetics of formation of methane and ethane gas hydrates[J].Chemical Engineering Science,1987,42（11）:2647～2658[5]Sugahara T,Morita K,Ohgaki K.Stability boudaries and small hydrate-cage of ethylene hydrate system[J].Chemical Engineering Science,2000,55（24）:6015～6020[6]Ho1der G D,Hand J H.Multiple-phase equilibria in hydrates from methane,ethane,propane and wave mixtures[J].AlChe Journal,1982,28（3）:400～447[7]Adisasmito S,Robert J,Sloan E D.Hydrates of carbon dioxide and methane mixtures[J].Journal Chemistry Engineering Data,1991,36（1）:68～71[8]Adisasmito S,Sloan E D.Hydrates of hydrocarbon gases containing carbon dioxide[J].Journal Chemistry Engineering Data,1992,37（3）:343～349[9]Jager M D,Deugd RM,Peter J,Swaan A,Sloan E D.Experimental determination and modeling of structure II hydrates in mixtures of methane+water+1,4-dioxane[J].Fluid Phase Equilibria,1999,165（2）:209～223[10]Ng H J,Robinson D B.Hy drate formation in systems containing methane,ethane,propane,carbon dioxide or hydrogen sulfide in the presence of methanol[J].Fluid Phase Equilibria,1985,21（1）:145～155[11]Mooijer M M,Heuvel V D,Peters C J.Influence of water-insoluble organic components on the gas hydrate equilibrium conditions of methane[J].Fluid Phase Equilibria,2000,172（1）:73～91[12]Kalogerakis N,Jamaluddin A K,Dholabhai P D,Bishinoi P R.Effect of surfactants on hydrate formation kinetics[M].SPE international symposium on oilfield chemistry.1993,New Orleans[13]Rogers R,ZhangG Z,Dearman J,Woods C,Investigationsinto surfactant/gas hydrate relationship[J].Journal of petroleum science and engineering.2005,56（3）:82～85[14]Lanoi B D,Roger S,Myron T,Stephen T.Bacteria and archaea physically associated with Gulf of Mexico gas hydrates[J].Applied and Environmental Microbiology,2001,67:5143～5153[15]Zhong,Y and Ronger R.Surfactant effects on gas hydrate formation[J].Chemical Engineering Science,2000,55:4175～4187Reviews of Additives Effects on Formation of Gas HydrateWang Lifeng,Lu Jingan,Liang Jinqiang（Guangzhou Marine Geological Survey,Guangzhou,510760）Abstract:As gas hydrate,considered as the new type of energy in the future,has been the growing concern in academic and industry comm unities,the research in additives of that substance is gradually becoming more important than before.This paper reviewed the forms of additives in gas hydrate,and mainly focused on the simple system and the surfactant showing the importance of such processes.The former in the industrial production has wide application,not only can effectively reduce the pipeline obstruction,but also increase the storage capacity for gas;the latter can be used as one way to explain gas hydrate accumulation of modes in the geological exploration that namely in various underwater environment the autotrophs surfactant can independently accelerate formation and maintain stability for gas hydrate.Key words:Gas hydrate;Additives;Simple system;Surfactant

题错了吧！这种新物质化学式CN12或C(N3)4或四叠氮甲烷，阳离子是三叠氮甲烷正离子。如果CH3+是平面三角形，那么此阳离子也是平面三角形先看B，阴离子与CO2成等电子体，很容易联想到叠氮酸根N3-，即B是叠氮酸钠。由题知A由碳元素与氮元素组成，反应又是复分解反应，所以A的阳离子也是由碳氮元素组成的。根据元素含量分析得出A阳离子的实验式CN9。假设为CN9+，那氮元素一定是以叠氮根存在，即A的阳离子是三叠氮甲烷正离子，碳是sp2杂化，因此是平面三角形。

在海底的高压条件下形成的固体形态甲烷

侯伟1 温声明1 文桂华1 张月巧2,3 李树新1 徐汉林1 张亮1基金项目:国家科技重大专项项目33第001课题(2011ZX05033-001)资助。第一作者简介:侯伟,男,博士,主要从事石油及煤层气地质研究。通讯地址:中石油煤层气有限责任公司。E-mail:houweinan@163.com。(1.中石油煤层气有限责任公司 北京 1000282.中国地质大学能源学院 北京 1000833.中国石油勘探开发研究院 北京 100083)摘要:临汾区块位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田发育区南部,是鄂东煤层气田的重要组成部分。本文在新一轮煤层气勘探成果基础上,系统分析煤层气地质条件,精细评价煤层气资源分布状况,优选有利目标区,为下一步煤层气勘探开发部署提供了重要依据。临汾区块具有大型煤层气藏特点,具备形成大型煤层气田的地质条件和资源基础:(1)煤层多,厚度大,分布稳定;(2)构造简单,埋藏适中;(3)生气量大,储气能力强;(4)保存条件好,含气量高;(5)煤层气资源丰度高,资源量大。本文从煤层气地质条件、资源条件、试采成果和勘探程度等方面综合评价认为:桃园和明珠井区是Ⅰ类区(最有利区),为煤层气优质富集区,是近期提交规模探明储量和产能建设的重点区。关键词:鄂尔多斯盆地东缘 临汾区块 煤层气 资源评价 有利目标区Resources Evaluation of Coal Bed Methane and Preference of Favorable Targets in Linfen AreaHOU Wei1 WEN Shengming1 WEN Guihua1 ZHANG Yueqiao2,3 LI Shuxin1 XU Hanlin1 ZHANG Liang1(1.Petrochina Coalbed Methane Company Limited,Beijing 100028,China;2.School of Energy Resources,China University of Geosciences, Beijing 100083,China; 3. Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China)Abstract: Linfen block is located in southern of Hedong coal field,east of Ordos Basin,which is an impor- tant part of Eastern Ordos coalbed methane field. Based on achievements of the latest coalbed methane exploration, the paper systematically analyses the geological conditions, subtly evaluates the distribution of coalbed methane re- sources and prefers beneficial targets. The research provides an important basis for the next deploy of coalbed methane exploration and development. Linfen block is characteristic of a large CBM reservoir, and has geological condition and resources foundation for forming a large coalbed methane field: (1) with multi-target layers, huge thickness and stable distribution of the coal seams;(2) with simple construction and moderate buried depth;(3) with huge gas-generated amount and powerful gas-storage ability;(4) with wonderful preservation conditions and large gas content;(5) with high abundance and large amount of coalbed methane resources. After comprehensive- ly evaluating the geological condition of the coalbed methane,the resources conditions,the results of pilot produc- tion and the exploration degree and so on,the author thinks that Taoyuan and Mingzhu area are the first class area (the most advantageous area), which are the high quality CBM enrichment area, and the focus area of recently submitting scale proven reserves and the constructing of productivity capacity.Keywords: East of Ordos Basin; Linfen Area; Coal Bed Methane; Resources Evaluation; Favorable Tar- gets1 引言临汾区块位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田发育区南部,是鄂东煤层气田的重要组成部分。区块主体位于山西省境内,北起隰县,南至乡宁,东接吕梁山脉,西跨黄河进入陕西境内。全区总面积为5784.175km2,中石油自营区(区块中南部)面积为4267.661km2,合作区(区块北部)面积为1516.514km2。构造位置属于鄂尔多斯盆地东部晋西挠褶带南段(马财林,2006)。区内发育典型的华北地区地层,由老至新依次为太古界涑水群(Ars),古生界寒武系(ε)、奥陶系(O)、石炭系(C2b)、二叠系(P1t、P1s、P2s、P3s),中生界三叠系(T),新生界第四系(Q)。其中二叠系下统的太原组(P1t)和山西组(P1s)为主要含煤地层,在工区内广泛分布,保存完整,是煤层气勘探的主要层位(孙斌,2008)。临汾区块煤层气勘探研究始于20世纪90年代,前人在煤层气基本地质特征、成藏控制因素和勘探开发潜力等方面做了很多基础研究工作(孙斌,2003,2008;王红岩,2005;马财林,2006;孙钦平,2006;陈飞,2007;陈刚,2009)。但由于积累资料较少和各种条件限制,该区煤层气藏特征有待进一步深化,煤层气资源分布和勘探方向有待进一步明确。本文在新一轮煤层气勘探成果基础上,系统分析煤层气地质条件,精细评价煤层气资源分布状况,优选有利目标区,为下一步煤层气勘探开发部署提供了重要依据。2 煤层气地质条件2.1 煤层多,厚度大,分布稳定临汾区块上古生界发育下煤组(太原组)和上煤组(山西组)两套含煤层系,自下而上发育9#、8#、5#、4#等多套煤层(图1)。9#煤和8#煤位于下煤组(太原组)顶部,形成于海湾-潟湖环境;5#煤和4#煤属上煤组(山西组)底部,形成于河流-三角洲环境(孙斌,2008)。5#和8#煤层是主要勘探目的层,9#和4#煤层是探索目的层。4#煤层局部发育,分布较稳定,总煤厚0.5~3.5m。距5#煤顶部20m,结构较简单,由1~2层煤和泥岩夹矸组成。有南北两个厚煤区,北区位于A9-C14井区,南区位于B2-乡试1井区。5#煤层全区发育,分布稳定,总厚度3~13.5m。煤层结构较为简单,由2~3层煤和砂泥岩夹矸组成。有南北两个厚煤区,北区位于C11-A5井区,南区位于C30-C23井区。图1 临汾区块连井煤层对比剖面图(位置见图2a)8#煤层全区发育,分布稳定,总厚度4.8~23m。煤层结构简单,一般为单层煤,不含夹矸。有南北两个厚煤区,北区位于C18-C12井区,南区位于C24-C22井区。9#煤层局部发育,分布不稳定,总厚度0.5~2.5m。距8#煤底部15m,煤层结构简单,单层煤,不含夹矸。有东西两个厚煤区,东区位于C19-C24井区,西区位于C14-A5井区。2.2 构造简单,有利于煤层气大面积富集临汾区块整体呈走向北东,向北西缓倾的单斜构造。受贯穿全区的薛关逆断层影响,该单斜被分为东西两部分(图2a)。单斜的西部,即逆断层上盘,可划分为桃园背斜和壶口斜坡两个次级构造单元;单斜的东部,即逆断层下盘,可划分为蒲县凹陷和明珠斜坡两个次级构造单元。蒲县凹陷与桃园背斜以薛关断裂为界;壶口斜坡与桃园背斜自然过渡,大致以5#煤顶面-100m构造等值线为界;明珠斜坡与蒲县凹陷自然过渡,大致以5#煤顶面0m构造等值线为界。总体而言,研究区构造相对简单,呈“一隆一凹两斜坡”的构造格局.有利于煤层气大面积富集。2.3 埋藏深度适中,对煤层气勘探有利研究区煤层埋深受构造和地形共同控制。5#和8#煤埋深特点相似,整体由东向西煤层埋深逐渐增大,中部受薛关断层影响而抬升,埋深变浅,埋深线整体呈走向北东(图2b)。8#煤层平均比5#煤层深50~60m左右。临汾区块主力煤层埋深主要分布在800~1500m之间,埋藏深度中等,对煤层气勘探相对有利。煤层的埋藏深度是影响煤层气勘探开发的关键参数,煤层埋藏不能过深,也不能太浅。图2 临汾区块5号煤层顶面构造图和埋深图2.4 主力煤层生、储地质条件好,有利于煤层气富集成藏研究区煤岩以焦煤、瘦煤和贫煤为主,Ro值在1.43%~2.69%之间,为中高煤阶,变质程度较高,生气量大。主力煤层以光亮煤为主,割理、裂隙发育。煤岩镜质组含量较高,5#煤平均镜质组含量为73.9%,8#煤为71.38%,表明其沉积时处于封闭的还原环境,易形成裂隙和基质空隙复合型煤储层,具有较强的生气潜力、储气潜力和渗透性。主力煤层为低灰分、低挥发分、低含水煤层,有利于煤层气的富集成藏。主力煤层含气量高,5#煤含气量4~24m3/t和8#煤含气量4~20m3/t。4#煤含气量6~15m3/t和9#煤含气量6~13m3/t。2.5 煤层顶板整体封盖性较好,有利于煤层气保存5#煤顶板主要为泥岩,致密砂岩零星分布(图3a);8#煤顶板主要为灰岩,灰岩夹泥岩,局部地区为泥岩(图3b)。煤层顶板封盖性对煤层气保存至关重要。一般情况下,泥岩顶板封盖性最好,灰岩次之,砂岩较差。但本区构造简单,断裂不发育(图2a),灰岩和砂岩岩性致密,泥质含量高,对煤层气保存影响不大。临汾区块主力煤层顶板整体封盖性较好,有利于煤层气保存。2.6 水文地质条件简单,有利煤层气富集临汾区块水文地质条件简单,以薛关逆断层为界,可划分为东西两个独立的水文地质单元。东部从煤层露头区→明珠斜坡→蒲县凹陷形成一个完整的水文地质单元:供水区→径流区→弱径流区→承压区→径流区→泄水区;西部从桃园背斜→壶口斜坡形成一个较完整的水文地质单元:径流区→弱径流区→承压区,供水区特征不明显,可能东部泄水区对西部起供水区的作用。独立且完整的水文地质单元可阻止煤层气侧向运移,形成承压水封堵型煤层气藏,有利于煤层气富集。图3 临汾区块煤层顶板岩性图3 资源评价3.1 评价方法本次评价采用体积法(贾承造,2007)。体积法是煤层气地质储量计算的基本方法,适用于各个级别煤层气地质储量的计算。体积法的计算公式为:Gi=0.01×A×h×D×Cad式中:A为控制含气面积,km2;h为煤层厚度,m;D为密度,t/m3;Cad为含气量,m3/t;根据煤层发育情况、构造特征和埋深特征,平面上分桃园-吉县和明珠-乡宁两个计算单元,纵向上分5煤和8煤两个计算单元,分别按:300~800m、800~1000m、1000~1200m、1200~1500m、1500~2000m五个深度段进行计算。3.2 评价结果新一轮煤层气资源评价揭示,临汾区块煤层气资源十分丰富(表1),具备形成大型煤层气田的资源基础。全区2000m以浅面积3259km2,资源量约6501亿m3。主要目的层(5#煤和8#煤)资源量最多,占全区的93%;探索目的层(4#煤和9#煤)资源量较少,仅占全区的7%。全区1200m以浅面积1822km2,资源量约3154亿m3,资源丰度达1.73亿m3/km2,具有极大的勘探开发潜力。其中5#煤1200m以浅资源量为1776亿m3,8#煤1200m以浅资源量为1083亿m3,是全区的主要勘探对象;4#煤1200m以浅资源量为241亿m3,9#煤1200m以浅资源量为54亿m3,可作为局部地区的补充力量。表1 临汾区块煤层气资源量统计表4 有利目标区优选4.1 勘探目标区划分根据临汾区块的煤层气地质条件、资源条件、试采成果和勘探程度等指标,本次研究将自营区2000m以浅的6个目标区划分为3类:Ⅰ类区(最有利区)2个,Ⅱ类区(有利区)2个。Ⅲ类区(较有利区)2个(表2,图4)。表2 临汾区块综合评价参数表Ⅰ类区:桃园井区(Ⅰ1)和明珠井区(Ⅰ2),为煤层气优质富集区,是近期的重点勘探区,是近期提交规模探明储量和规模建产的现实区。Ⅱ类区:吉县井区(Ⅱ1)和乡宁井区(Ⅱ2),为煤层气富集区,是近期重点预探区,是未来提交探明储量的接替区。Ⅲ类区:蒲县凹陷(Ⅲ1)和壶口斜坡(Ⅲ2),埋深1200~2000m,为煤层气勘探远景区,是甩开勘探区。4.2 近期重点勘探开发目标区4.2.1 桃园井区(Ⅰ1)桃园井区(Ⅰ1)位于桃园背斜构造带中部(图4),面积325km2,埋深800~1200m。该区勘探程度高,钻井和地震解释成果都揭示该区煤层的厚度大,5#煤和8#煤层累计厚度8~20m,煤层连续性好,分布稳定,煤质较好,煤体结构以块状为主;煤层含气量较高,一般12~24m3/t。2010年该区煤层气勘探取得重大突破,新投产的C4和C5井相继获稳产高产工业气流。C4井达1425m3/d;C5井最高达到2639m3/d,目前稳定在1435m3/d。目前该区井组试采也取得良好效果,新投产的B1-10向1井目前已达1500m3/d。综合评价认为该区地质条件优越,煤层气可采性强,勘探程度高,是首选的煤层气勘探开发目标区。图4 临汾区块综合评价图4.2.2 明珠井区(Ⅰ2)明珠井区(Ⅰ2)位于乡宁斜坡带中北部(图4),面积458km2,埋深500~1200m。该区勘探程度中-高,钻井和地震解释成果都揭示该区煤层的厚度大,5#煤和8#煤层累计厚度达6~14m,煤层连续性较好,分布较稳定,煤质较好,煤体结构以块状为主;煤层含气量较高,一般4~22m3/t;同时新发现9#煤层在该带也有分布,并具有产气能力。A18井和C19井都获得工业气流,单井日产量分别到达和稳定在1300m3/d和2000m3/d。综合评价认为该区地质条件好,煤层气可采性好,勘探程度较高,也是首选的煤层气勘探开发目标区。5 结论(1)临汾区块具有大型煤层气藏特点,具备形成大型煤层气田的地质条件和资源基础:(1)煤层多,厚度大,分布稳定;(2)构造简单,埋藏适中;(3)生气量大,储气能力强;(4)保存条件好,含气量高;(5)煤层气资源丰度高,资源量大。(2)综合评价认为:桃园和明珠井区是Ⅰ类区(最有利区),为煤层气优质富集区,是近期提交规模探明储量和产能建设的重点区;吉县和乡宁井区是Ⅱ类区(有利区),为煤层气富集区,是近期加强预探和未来提交探明储量接替区;蒲县凹陷和壶口斜坡(埋深1200~2000m)是Ⅲ类区(较有利区),为煤层气勘探远景区,是甩开勘探区。参考文献陈飞,姜波,汪吉林等.2007.大宁—吉县地区构造特征及对煤层气分布的影响[M]/煤层气勘探开发理论与实践.北京:石油工业出版社,104~109陈刚,赵庆波,李五忠等.2009.大宁—吉县地区地应力场对高渗区的控制[J].中国煤层气,6(3):15~20贾承造,刘希俭,雷群等.2007.煤层气资源储量评估方法[M]北京:石油工业出版社马财林,陈岩,权海奇.2006.大宁—吉县地区煤层气勘探开发潜力评价[M]//中国煤层气勘探开发利用技术进展.北京:地质出版社,68~77孙斌,王一兵.2003.鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区煤层气分布特征[M]//中国煤层气勘探与开发.徐州:中国矿业大学出版社,65~73孙斌,邵龙义,李五忠等.2008.大宁地区煤层气成藏控气因素分析[J].天然气工业,28(3):40~44孙钦平,王生维.2006.大宁—吉县煤区含煤岩系沉积环境分析及其对煤层气开发的意义[J].天然气地球科学,17(6):874~879王红岩,刘洪林,赵庆波等.2005.煤层气富集成藏规律[M]北京:石油工业出版社王生维,陈钟惠,张明等.2005.大宁—吉县煤区煤层气开发需要解决的几个基本问题[J].天然气地球科学,16(6):761~763

张松航1 唐书恒1 潘哲军2 汤达祯1 李忠诚1 张静平1(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083;2.澳大利亚联邦科工组织地球科学与资源工程部，墨尔本 3168)摘要:基于晋城无烟煤储层地质条件下的储层和煤岩参数，结合晋城无烟煤煤层气藏直井生产必须压裂增产的实际，以200m为产注井距，使用澳大利亚联邦科工组织的煤层气储层数值模拟软件(SIMED Win)模拟了不同气体组分条件下(CO2∶N2=90∶10，75∶25，50∶50)的煤层气增产和二氧化碳埋存过程。研究结果表明，采用CO2和N2混合气体驱替煤层气的早期，氮气组分含量越高，气井产量越高，但从整体上看对煤层甲烷产量影响不大;不同气体组分条件下的驱替对水产量变化影响不大;煤储层的割理孔隙度在甲烷解吸、氮气、二氧化碳吸附、煤岩有效应力改变的综合效应下呈现增高降低增高降低的变化趋势。综合考虑煤层甲烷产量和CO2的封存效果，采用在煤层气开发初期适当增加氮气组分含量，改善储层渗透性，随后注入纯二氧化碳驱替的方式更加经济有效。关键词:沁水盆地 煤层气 煤储层 CO2＆N2 提高采收率作者简介: 张松航，男，博士，讲师; 中国地质大学 ( 北京) ，北京市海淀区学院路 29 号 100083; Tel:13522441469: E mail: zshangdream@ 126. com.Numerical Simulation of CO2＆N2Enhanced Coalbed Methane Recovery on Jincheng Anthracite Coal ReservoirZHANG Songhang1，TANG Shuheng1，PAN Zhejun2， TANG Dazhen1，LI Zhongchen1，ZHANG Jingping1( 1. School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China; 2. CSIRO Earth science and resources engineering，Melbourne 3168，Australia)Abstract: In this paper，the gas production and CO2＆N2injection processes of the production well and the injection well with 200 m spacing were respectively studied using the coal reservoir simulator，SIMEDWin，devel- oped by CSIRO Earth Science and Resources Engineering，Australia. The coal reservoir and coal property parame- ters used in this simulation were full account of the in-situ coal geological conditions of the anthracite coal in Jincheng district. In addition，the hydraulic fracturing which was widely used as an enhanced methane recovery technology was also taken into account. The simulation results show that the higher of the N2content in the mixed gas，the higher of the CBM output in the early stage of the production. But N2content show very small effect on the long term CBM production. In addition，the injected mixed gas of CO2＆N2with different ratio has little effect on the water production. The cleat porosity of the coal reservoir changing dynamically under the effect of desorption of CH4，adsorption of CO2＆N2and changing of pore pressure during the gas and water production process. Considering the production of CBM and the sequestration of CO2for CO2＆N2ECBM the suggestion is that appropriately increase the nitrogen component in mixed gas improving the reservoir permeability in the early production stage，and then inject the pure carbon dioxide.Keywords: Qinshui Basin; coalbed methane; coal reservoir; CO2＆N2; ECBM全球变暖问题已经越来越严重，如何减少全球变暖的“主犯”———二氧化碳气体的排放，已经成为了一个亟待解决的全球性热点问题。碳捕集和封存技术(CCS)被认为是最切实可行和最具发展前景的二氧化碳减排技术。其中煤层封存二氧化碳技术受煤储层埋深影响较小，既可以达到减少温室气体排放的效果，还可以提高煤层甲烷的采收率(CO2ECBM)，具有经济和环境双重效益。目前，我国已经和加拿大合作实施了“中国煤层气技术开发/CO2埋藏”项目，项目实施效果良好(Wongetal.，2007;Wongetal.，2010;叶建平etal.，2007)，但是由于CO2注入引起的煤基质膨胀，使得煤储层的渗透率降低，一定程度上抵消了该项目的可操作性。然而，加拿大在Alberta地区进行的CO2/N2ECBM试验，使得在渗透率为1mD的低渗透煤储层中进行的气体注入比较容易进行(Mavoretal.，2004)。因此，注入CO2和N2混合气体的方式有助于CO2封存和ECBM项目实施的成功;此外，由于CO2和N2是工厂烟道气的主要成分，直接使用能够减少CO2的捕集和分离成本，增加了项目实施的经济性。考虑注入CO2和N2混合气体就要求寻找最佳的注气比例和注气方式。我国目前处在CO2ECBM的探索阶段，相关研究还很少，本文采用数值模拟方法，研究晋城无烟煤储层地质条件下，不同比例CO2和N2混合气体的CO2封存和ECBM效果，并提出相关建议，对深部煤层中进行CO2埋存和ECBM有一定的指导意义。1 方法原理本研究基于澳大利亚联邦科工组织的煤储层数值模拟软件———SIMEDWin。SIMEDWin是一款气、水两相多组分，包含单孔和双孔隙模型的三维储层模拟软件，适于煤层气单井或气田范围内的多井生产模拟，以及注气(多组分)提高煤层气采收率模拟(潘哲军，卢克·康奈尔，2006;张松航etal.，2011)。本论文模拟网格采用对数网格，气体吸附模型采用扩展的兰氏方程，孔隙度渗透性模型采用PR模型(PekotandReeves，2003)，基质至割理的气体扩散采用WarrenandRoot公式描述;割理中的气、水流动采用达西定律描述;储层中压降模型采用扩散方程描述;物质守恒方程的求解采用全隐式多元牛顿方法和正交极小化方法，由于张松航等(2011)已做详细介绍，本文不再赘述。另外，张松航等(2011)的研究结果表明，就晋城无烟煤的储层地质条件而言，200m产注井距具有较好的驱替效果，因此本文设定产注井距为200m，而CO2和N2混合气体的组分比例分别设定为90∶10，75∶25和50∶50。2 煤储层地质特征和参数设置沁水盆地南部，太原组的15#煤层和山西组的3#煤层厚度大且全区分布稳定，为煤层气勘探的主要目的层，本次的模拟工作主要考虑封闭性较好的3#煤层。3#煤层厚4.5～7.0m，埋深变化于292.41～780.05m。宏观煤岩类型主要为半亮煤和半暗煤，属中低灰煤。镜质体反射率介于2.2%～4.5%之间，属半无烟煤和无烟煤，反映了较高的生气能力。煤层含气量一般介于10.0～27.2m3/t，理论含气量29.6～35.6m3/t，含气饱和度多大于70%。煤储层压力主要在2.06～6.85MPa之间变化，平均3.49MPa，属欠压常压储层。储层渗透性变化较大，试井渗透率变化于0.04～112.6mD之间，多数储层原始渗透率小于1mD。从晋试1和TL003井的3#煤层的气样组分分析结果看，甲烷气含量占主体(分别为98.17%和97.52%)，含少量氮气(分别为1.45%和2.42%)和二氧化碳(分别为0.35%和0.04%)，及一些痕量气体。本次模拟的参数选择主要参考TL003井，以及上述的区域总体储层地质特征。TL003井为枣园地区施工的第一口煤层气井，张先敏和同登科(2007)采用数值方法拟合了其从1998年3月16日至1999年4月11日共392天的排采资料，取得了不错的效果;叶建平(2007)，wong等(2007)分别报道了2004期间对其实施的ECBM微型先导性实验研究成果，并通过数值拟合结果校正了储层参数。本次模拟实验的参数选取见表1，考虑到我国煤储层初始渗透率偏低，普遍需要储层压裂，根据单学军等(2005)的数据设计了煤储层压裂裂缝模拟参数。3#煤层对甲烷、二氧化碳和氮气的吸附参数选取见表2。此外，在模拟过程中存在以下假设，1)在排采过程中煤储层的温度不变;2)储层原始状态下割理裂隙被水100%饱和。表1 晋城3#无烟煤数值模拟参数汇总表表2 晋城3#煤层无烟煤吸附解吸参数取值表3 模拟结果3.1 气体组分对产气的影响从每种气体组分条件下的产气量曲线(图1)可以看出，总日产气量基本存在三个阶段:第一次产气高峰及其随后的下降阶段，从产气低值到第二次产气高峰的持续增长阶段和达到第二次产气高峰及其后的稳定阶段。其中前两个阶段，甲烷的产量基本和总产气量重合，说明此时还未出现氮气和二氧化碳气体的穿透;而在第三阶段，随着氮气和二氧化碳的穿透，甲烷日产量与日总产气量差值越来越大(图1a)。每种气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出具有时间性，氮气的产出约在第800～1000天，二氧化碳的产出在第3000天前后(图1b)。图1 生产井日产气量图(a)总产气量和甲烷产气量;(b)二氧化碳产气量和氮气产气量对比不同组分注气条件下的气产量(图1)可知，各条件下的气产量(即甲烷产量)曲线在总日产气的第一阶段基本重合。生产井的第一产气高峰和煤储层压裂裂缝和储层原始渗透性的“二元”渗透性相关，气体主要来源于井筒和裂缝周围的气体解吸，而在稍远离该高渗通道的煤基质内部由于渗透性较低，不能快速补给，导致气产量降低。生产井产气量降至最低点的时间在第300天左右，从第330天的气相相对渗透率(图2)可以看出，在生产井产气量降至最低值前，生产井周围的气相相对渗透率较低，一般小于0.05mD，此时注入井周围产生的气相相对渗透率的增加尚未对生产井的气产量产生直接影响。同时除注入混合气体组分不同外，其他模拟参数都相同，产气井周围的压力分布相似，因此该阶段不同组分注气条件下的气产量相同。从总日产气的第二阶段开始，90∶10，75∶25，50∶50三种注气条件下的总日产气量依次增加，即随着混合气体中氮气组分含量的增加，总日产气量逐渐增加;同时容易发现，随氮气组分含量的增加，产气第二阶段的持续时间依次减少，即产气量达到第二产气高峰的时间提前。图2 第330天时气相渗透率等值线图三种气体组分比例条件下的甲烷产出情况显示(图1a)，从第300天左右的日产气量低值开始到第3000天，组分比例为50∶50条件下，甲烷的产量最高，组分比例为75∶25条件下的甲烷产量中等，组分比例为90∶10条件下的甲烷产量最低。也就是说，随着注入气体组分中二氧化碳含量的增高，在生产的前3000天，甲烷的产量降低;相反混合气体中氮气含量增加有助于提高甲烷的产量。从图2可以看出，在第330天生产井和注入井刚刚出现气相相对渗透率的贯通，而且90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，生产井和注入井的贯通性依次变好，这也是在产气低值至生产约第3000天以前这段时间内，在这三种气体组分比例条件下，气井产量依次升高的原因。然而在50∶50条件下，气体达到第二次产气高峰后，形成的甲烷产量并不稳定持久，成缓慢下降趋势，气体组分中氮气含量越高，甲烷日产量下降越快。而在生产3000天以后，在90∶10的组分比例条件下的甲烷日产量反而最高。值得注意的是，第3000天左右这个时间点，既是不同组分条件下甲烷产量的交点，即转折点，同时也是二氧化碳产量逐渐快速增加的阶段。对比三种组分条件下氮气产量和二氧化碳产量的差别可知，随着注入混合气体组分中氮气含量的增加，产出井中的氮气含量依次增加;同样，注入混合气体中二氧化碳组分含量增加，产出井中的二氧化碳含量依次增加(图1b)。然而，虽然不同混合气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出量不同，但是它们开始产出的时间基本相同。分析认为，由于氮气和二氧化碳气体存在性质上的差别，注入氮气和二氧化碳气体对增产甲烷存在两个关键时间。第一个关键时间是产气井中氮气含量明显上升的时间，此时表明生产井和注入井之间的气相渗透性的穿透形成不久，生产井逐渐达到第二次产气高峰。第二个关键时间是产气井中二氧化碳气体产量开始明显上升的时间，此时产气井中，氮气产量基本趋于稳定。两个关键时间出现的先后，不因气体组分比例的差别而有太大的差别，说明不同气体组分在煤岩中的运移，与气体本身和煤岩的作用性质相关，而与气体本身的浓度关系不大。此外，在第二关键时间点与甲烷产气量的交点相对应，说明在这个时间点，氮气对增产甲烷的影响已经比较小。90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，在第3000天时生产井产出氮气含量占注入井注入氮气含量的比例分别为0.68，0.67，0.66;在第7000天时，生产井产出的氮气含量占注入井氮气含量的比例分别为0.83，0.84，0.84，这说明在生产井生产3000天以后，从注入井注入的氮气有一半以上都产出了。对比甲烷的产气情况，说明氮气对CO2＆N2ECBM的影响主要体现在对采出速率的影响上，由于其对煤岩的竞争吸附能力弱于甲烷、更弱于二氧化碳，不能从本质上起到提高甲烷采收率的作用。因此，在实际的注气操作中，可以考虑在注气前期注入氮气和二氧化碳的混合气体，而在注入后期单注二氧化碳。3.2 气体组分对产水的影响从数值模拟的结果看，不同气体组分对生产井产水的影响不大，仅在第一产气阶段存在差别，随氮气含量的增高，日产水量略有增加(图3)。由于煤储层对二氧化碳、甲烷和氮气的吸附能力依次为CO2﹥CH4﹥N2(于洪观等，2005;唐书恒等，2004;吴建光等，2004)，向煤层中注入混合气后，CO2分子会置换吸附着的甲烷分子，CH4分子被置换后扩散到煤层天然裂隙系统中，而CO2则被捕获到煤基质中;同时，由于N2的吸附能力小于CO2和CH4，仅一小部分注入的N2被吸附到煤基质中，其余大多数停留在裂隙系统中，裂隙中的N2一方面减少了甲烷在裂隙系统中的分压，从而提高了甲烷从原生孔隙中的解吸速率和在原生孔隙系统中的扩散速率;另一方面，增加了煤层的天然裂隙系统的总压力，提高了气体从裂隙系统到达生产井的推进力。由此可知，氮气的存在，改变了注入井周围的渗透性，增加了压力传播的效率。在生产井和注入井间气相穿透前，随着混合气体中氮气组分的增多，两井间的压差呈略微增大趋势，因此50∶50组分条件下生产井排水量略高。生产井和注入井气相穿透后，不同气体组分条件下，生产井的水产量基本相等，说明改变注入井的气体组分，整体上对生产井的排水情况影响不大。图3 不同气体组分条件下气井日产水量图3.3 气体组分对储层孔渗性的影响在90∶10组分比例注气增产条件下，储层的平均孔隙度变化呈先降低，略有升高，再缓慢降低的趋势(图4)。总体上在90∶10组分比例条件下，储层孔隙度呈降低趋势。75∶25，50∶50组分比例条件下，在模拟时间内，储层孔隙度都呈现先降低，再升高的趋势。比较三种组分比例条件下的平均孔隙度变化曲线，气体组分中氮气组分的比例越高，在生产的初始阶段储层平均孔隙度下降的速率越小，下降的幅度也越小，下降的时间也越短。同时，氮气含量越高，储层平均孔隙度由下降转上升的时间也越早，增大的幅度也愈大。图4 不同气体组分下储层平均孔隙度随时间变化图3.4 不同气体组分条件下CO2ECBM综合效益分析对比不同气体组分条件下，累积总产气量和累积甲烷产量(图5)，可以看出，90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，总气体产量依次升高，模拟生产7000天的总产气量分别约为889.9万m3，945.5万m3，1050.4万m3;而三种气体组分比例条件下生产7000天的甲烷累积含量相差不大分别为759.5万m3，765.3万m3，779.3万m3。可见，在注入气体中，增加氮气组分的含量，在生产的约前3000天，明显提高了甲烷气体的生产速率，但是在总体上，即整个7000天的模拟时间内，对甲烷气体增产的贡献不大。在生产的后半段，氮气组分含量对储层孔渗性的改善主要体现在，增加了注入气体的穿透速度，总体上对甲烷增产的作用不大。图5 累积甲烷产气量对比图从90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下的累积注入气量和累积封存二氧化碳气体含量图(图6)上可以看出，三种气体组分比例条件下的气体注入气量依次降低分别为，892.1万m3，835.7万m3，792.6万m3，同时二氧化碳气体的封存气量也依次降低分别为，724.2万m3，571.7万m3，364.8万m3。由此，生产7000天的时间内三种气体组分比例条件下的注存比分别为0.81，0.68，0.46。总体上二氧化碳气体含量越高，注入的二氧化碳越多，封存的二氧化碳也越多。图6 累积注入气量和累计净封存二氧化碳含量图因此，考虑到生产井产出混合气体后，分离混合气体的成本，以及注入气体的成本，如果不考虑时间成本的话，注入井的气体用纯二氧化碳气体最好，因为在整个生产周期内，氮气组分对甲烷气体的总产量影响不大;如果考虑时间成本，可以考虑在生产的前半期使用较高含量的氮气的混合气体，可以有效地提高甲烷气体的采出率，但是在生产后期，可以考虑使用纯二氧化碳气体入注。减少不必要的注入和分离成本。4 结论使用SIMEDWin软件可以有效地模拟不同储层参数对煤层气井生产的影响，同时可以了解生产过程中储层压力、气和水相相对的渗透率、气和水相饱和度、储层平均孔隙度等储层参数的动态变化。通过对比90∶10，75∶25，50∶50三种CO2∶N2组分比例条件下的CO2＆N2ECBM模拟结果可知，在煤层气生产的前期，适当增加注入井中氮气组分含量，可以有效地改善储层孔渗性能，提高煤层气甲烷产量;然而，从整个煤层气生产过程考虑，增加注入气体组分中氮气的含量，并不能从实质上增加甲烷气体的产量，同时由于注入气体中氮气组分含量过大，造成生产井总产气量的大幅提高，从而增加分离产出气体的成本;从二氧化碳气体封存的角度看，增加注入气体中氮气组分的含量，会大幅度减小同期内的二氧化碳封存量;此外，从氮气的流动情况看，注入气体中氮气含量越高，在煤层气生产的后半段稳定的产出的氮气含量越高，基本上煤储层已经氮气饱和，注入氮气量和产出氮气量形成了一种均衡。因此，在煤层气生产的前半期适当增加注入氮气的含量，而在煤层气上产的后半期改用纯的二氧化碳注入，一方面能够起到，煤层气增产的目的;另一方面能够起到节约成本，增加二氧化碳注入量的目的，是一个有效的CO2＆N2ECBM措施。参考文献单学军，张士诚，李安启，张劲.2005.煤层气井压裂裂缝扩展规律分析.天然气工业.25(01):130～132+220潘哲军，卢克·康奈尔.2006.煤层气产量预测和矿区优化的储层模拟.中国煤层气.03:27～31唐书恒，汤达祯，杨起.2004.二元气体等温吸附实验及其对煤层甲烷开发的意义.地球科学中国地质大学学报.29(2):219～223吴建光，叶建平，唐书恒.2004.注入CO2提高煤层气产能的可行性研究.高校地质学报.10(3):463～467叶建平，冯三利，范志强，王国强，Gunte W D，Wong 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Alberta Multiwell Micro-Pilot Testing for CBM Prop- erties，Enhanced Methane Recovery and CO2Storage Potential SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Houston，Tex- as，p. SPE 90256Pekot L J，Reeves S R. 2003. Modeling the Effects of Matrix Shrinkage and Differential Swelling on Coalbed Methane Recov- ery and Carbon Sequestration， international Coalbed Methane Symposium， University of Alabama， Tuscaloosa， Alabama， pp. paper 0328Wong S，Law D，Deng X，Robinson J，Kadatz B，Gunter W D，Jianping Y，Sanli F，Zhiqiang F. 2007. Enhanced coal- bed methane and CO2storage in anthracitic coals—Micro-pilot test at South Qinshui，Shanxi，China. International Journal of Greenhouse Gas Control. 1 ( 2) : 215 ～ 222Wong S，Macdonald D，Andrei S，Gunter W D，Deng X，Law D，Ye J，Feng S，Fan Z，Ho P. 2010. Conceptual eco- nomics of full scale enhanced coalbed methane production and CO2storage in anthracitic coals at South Qinshui basin，Shanxi， China. International Journal of Coal Geology. 82 ( 3 ～ 4) : 280 ～ 286

MoCA也以 MOCA表示，它不是一种专用符号，在不同的地方代表不同的意义。作为化工产品，它代表3,3"-二氯-4,4"-二氨基二苯基甲烷（英文名称3,3，-dichloro-4,4,-diamino-diphenylmethane）,又名4，4，-甲撑二（2-氯苯胺）（4,4"-Methylene bis(2-chloroaniline)），对二邻氯苯胺甲烷[P-（bi-O-chloroaniline）methane）]，俗称莫卡（MOCA）。分子式为C13H12N2Cl2。

张庆龙 吴财芳( 1. 中国矿业大学资源与地球科学学院 2. 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 江苏 徐州 221008)摘 要: 六盘水是我国南方重要的煤层气富集区，处于黔西、滇东、川南晚二叠世上扬子聚煤盆地的富煤中心地带。在对六盘水煤层气地质特征研究的基础上，分析断层、褶皱、埋深对该区煤层含气量的影响，同时结合煤层气资源量计算方法算出埋深范围、平均煤层厚度、含气量，采用国土资源部 2006年组织的 “全国新一轮煤层气资源评价”项目的标准来评价煤层气资源类别，将煤层气资源分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类三个资源类别。用此方法对本区其他向斜进行资源评估，得出该区 1000 m 以浅多为Ⅰ类资源，并且资源级别随着埋深的增加呈降低趋势。关键词: 煤层气 地质控因 资源评价 六盘水The Coal Geological Factors for the Storage of Gas and Coal- bed Methane Resources Evaluation Research to LiupanshuiZHANG Qinglong Wu Caifany( 1. The scholl of Resources and Earth Science，China University of Mining and Technology， Xuzhou 221008，China 2. Key Laboratory of coalbed Methane Resources and Reservoir Formation， Xuzhou 221008，China) .Abstract: Liupanshui is an important coal bed methane-rich region in western Guizhou， eastern Yunnan，which located in southern Sichuan Yangtze Late Permian coal basins of southern China in coal- rich center of the world. Geological characteristics of coal-bed methane in the study of Liupanshui， based on analysis of faults，folds，depth of coal seam gas content in the area of influence，combined with calcu- lation of CBM resources calculated depth range，the average coal seam thickness，containing gas，organ- ized by Ministry of Land Resources in 2006 . Launch “ National new round of coal-bed methane resources evaluation”project to evaluate the coal-bed methane resources in the standard category，divided the coal- bed methane resources into Ⅰ ，Ⅱ and Ⅲ Category of three resource categories. With this method on the other syncline to resource assessment， drawn to the area down below 1000 m named as Category Ⅰ re- sources，and depth with the increase in resource level is decreasing.Keywords: CBM; Reasons of geology control ; resource assessment; Liupanshui煤层气富集的必要前提是生成、储集、封盖、保存等条件及其动态发展过程的有利配置，是构造因素控制之下诸多地质因素综合作用的结果［1］。本文以六盘水部分地区主要含气煤层为例，在分析断层、褶皱、顶板岩性、埋深对该区煤层含气量的影响的基础上，采用国土资源部2006年组织的“全国新一轮煤层气资源评价”项目的标准来评价煤层气资源类别，为研究区煤层气勘探开发提供了依据。1 研究区控气地质因素分析［2］1.1 断层、褶皱对煤层气赋存的影响1.1.1 断层对煤层气赋存的影响地质构造中的断层破坏了煤层的连续完整性，使煤储层煤层气条件发生了变化。不同性质的断层构造对煤储层煤层气的保存与释放是截然不同的。挤压应力产生的压扭性断裂与裂隙一般闭合程度高，煤层气运移十分困难，同时由于挤压作用，围岩及煤层变的更加致密而有利于煤层气保存。张应力则形成张性的裂隙和断层，有利于煤层气的释放。压性及压扭性断层对突出的控制作用及其分布特征与断层带的应力状态是相对应的。断层带的应力状态相对比较低，而在断层两侧其应力状态会发生显著变化，不但应力值显著增加，且主应力的作用方向也有明显的变化，在距断层一定的距离以外，其应力状态才逐渐恢复到正常的应力状态。有的断层有利于煤层气排放，也有的断层对煤层气排放起阻挡作用，成为煤层气逸散的屏障。前者成为开放性断层;后者为封闭性断层。断层面附近由于构造应力释放而成为低压区，煤层甲烷大量解吸，并从断层面逸散，使煤层含气量急剧下降。但在远离断层面(150～250m)的两侧一般形成两个平行断层呈对称的条带状构造应力高压区，煤层甲烷含量相对升高，成为阻止煤层甲烷进一步向断层运移的天然屏障，高压区过后仍为原压带(图1)。图1 断层构造与煤层含气量关系示意图［3］六盘水属于扬子沉积盆地黔西坳陷的一部分，称为六盘水断坳。受水城—紫云断裂带、师宗—贵阳断裂带、盘县—水城断裂的控制，使六盘水断坳成为向东凸出的三角地带。水城—紫云断裂带，走向北西，长300km以上。师宗—贵阳断裂带南西起云南师宗、弥勒，北东至贵阳、瓮安一带，长350km以上，与上述垭都—紫云断裂是同一应力发生的一组交叉断裂。盘县—水城断裂位于贵州西部盘县、水城、赫章一带，南北向展布。1.1.2 褶皱对煤层气赋存的影响［4］背斜构造的两翼与轴部中和面以下表现为压应力，特别是中和面以下出现明显的应力集中，这些部位为高压区。背斜轴部中和面以上表现为拉张应力，产生大量的张性裂隙或正断层，应力快速释放，为低压区。煤层气在背斜的两翼能较好地封存，在轴部就要看煤层与中和面的关系，中和面以上煤层气逸散，中和面以下煤层气聚集。但当煤层埋深较大且顶板为厚层泥岩时，上覆地层应力使泥岩封盖层表现为塑性，拉张应力只会加大塑性变形，不会产生开放性裂隙，顶板保持良好的覆盖性能，两翼煤层中的甲烷也会向轴部运移，造成煤层的高含气性，此时中和面以上仍富集煤层甲烷，且游离气占相当大的比例。向斜构造两翼与轴部中和面以上表现为压应力，中和面以上表现为明显的应力集中，为高压区;中和面以下表现为拉张应力，由于煤层往往埋深较大，只产生少量开放性裂隙，释放部分应力，形成相对低压区。向斜的两翼和轴部中和面以上是有利于煤层气封存和聚集的部位，特别是向斜的轴部是煤层气含量高异常区。当煤层埋深较大，顶板为厚层泥岩时，中和面以下也会出现煤层甲烷聚集［2］(图2)。图2 褶皱构造与煤层含气量关系示意图［2］六盘水地区面积115×104km2，属于黔西、滇东、川南晚二叠世上扬子聚煤沉积盆地的一部分。现今的聚煤—煤层气盆地即是其中的向斜和复式向斜(即聚煤—煤层气构造盆地)，这些盆地的面积达5000余平方千米。对煤层气富集高产起控制作用的重要向斜有:盘县复向斜、六枝向斜、郎岱向斜、格目底向斜、补郎向斜青山向斜(图3)。由图4看出在六盘水向斜及其附近含气量较其他地方大，威舍向斜和青山向斜尤其明显。对煤层气富集高产起控制作用的重要向斜有:盘县复向斜、六枝向斜、郎岱等向斜。1.2 煤层埋深对煤层气赋存的影响大量实际资料表明，在一定深度范围内，煤层的含气量随埋藏深度增大而增加。主要是由于煤化作用的程度与煤层埋藏深度密切相关，而成岩过程中瓦斯的生成和逸散也与煤层埋藏深度有关。图3 六盘水主要聚煤—煤层气盆地、向斜分布图图4 六盘水各向斜的煤层气资源量对六盘水地区16个向斜埋深200～1500m内的煤层气含气量进行分析，由于六盘水地区埋深200m以浅的煤层气含量较低，一般小于5m3/t，100～1500m的煤层气含气量大致分布在10m3/t以上，而1500m以深的煤层气含量虽高但不易解吸，因此影响了煤层气资源有效的开发和利用［5］(图5)。图5 选区埋深与含气量的关系2 研究区煤层气资源评价2.1 资源评价基本参数对选区煤层气的主要赋存条件进行分析，结合体积法、气藏数值模拟法、类比法得出选区四个向斜构造的数据。根据选区的地质构造、煤层赋存情况，发现背、向斜控气作用明显，煤层气具有很强的分区分带特征，计算块段划分比较容易。该区煤层气资源量计算采用体积法［6］。由于勘查条件所限，只能得到埋深范围、平均煤层厚度、含气量的数据(如表1)。表1 选区埋深范围、平均煤层厚度、含气量的数据2.2 煤层气资源类别评价标准为与全国评价结果接轨，采用国土资源部2006年组织的“全国新一轮煤层气资源评价”项目的标准来评价煤层气资源类别。将煤层气资源分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类三个资源类别。煤层气资源类别主要由单层煤厚、含气量、煤层埋深、煤层渗透率和煤层压力特征等五项参数决定。各参数赋分标准见表2，五项参数分值相加，得到资源的评价总分。表2 煤层气资源类别评价参数取值标准考虑不同的勘探程度，分以下三种情况确定资源类别:(1)当五项因素同时参与评价时，Ⅰ类资源:积分>180分;Ⅱ类资源:180～140分;Ⅲ类资源:<140分。(2)当缺乏某一参数时，Ⅰ类资源:>160分;Ⅱ类资源:160～120分;Ⅲ类资源:<120分。(3)当缺乏某两项参数时，Ⅰ类资源:>110分;Ⅱ类资源:110～70分;Ⅲ类资源:<70分。2.3 研究区资源评价结果根据表2以及第(3)条的要求来对四个矿区进行打分(表3)。表3 选区资源评价的计算结果根据上表得出，威舍向斜、青山向斜、土城向斜1000m以浅均为Ⅰ类资源，四个分区1000～1500m均为Ⅱ类资源。用此方法对本区其他向斜进行资源评估，得出该区1000m以浅多为Ⅰ类资源，随着埋深的增加资源级别呈降低趋势。3 结论通过对六盘水煤区断层、褶皱、顶底板岩性、煤层埋深进行分析，结合埋深范围、平均煤层厚度、含气量等参数，计算了研究区不同深度不同区域煤层气资源量。按照煤层气资源类别评价的方法，将煤层气资源分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类三个资源类别。同一个向斜的分值随埋深的增加呈减少的趋势，相应的资源级别也就降低;同时用此种方法对本区其他的向斜也进行资源评估，得出该区1000m以浅多为Ⅰ类资源，且都有随着埋深的增加资源级别呈降低趋势。参考文献〔1〕桂宝林.1999.六盘水地区煤层气地质特征及富集高产控制因素.石油学报，3(20):32～37〔2〕王红岩，李贵中，李景明.2006.中国煤层气的富集特征.中国煤层气，2(3):7～10〔3〕桑树勋，范炳恒，秦勇.1999.煤层气的封存和富集.石油与天然气地质，(20):104～107〔4〕傅雪海，秦勇，韦重韬.2007.煤层气地质学.徐州:中国矿业大学出版社，56～58〔5〕罗斌，张俊凡.2010.贵州省六盘水市钟山区第五煤矿矿井瓦斯地质图编制.1～8〔6〕陈本金，温春齐.2008.六盘水地区煤层气开发利用前景.贵州地质，(25):270～274