張懷文 程遠方 李夢來，2 韓修廷，3

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院 山東青島 266580；2.國土資源部頁巖氣資源勘查重點實驗室（重慶地質礦產研究院） 重慶 400042； 3.大慶油田有限責任公司技術發(fā)展部 黑龍江大慶 163453）

南海北部深水淺層天然氣水合物儲層力學特性試驗及強度準則建立*

張懷文1程遠方1李夢來1，2韓修廷1，3

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院 山東青島 266580；2.國土資源部頁巖氣資源勘查重點實驗室（重慶地質礦產研究院） 重慶 400042； 3.大慶油田有限責任公司技術發(fā)展部 黑龍江大慶 163453）

我國南海北部海域蘊藏有豐富的天然氣水合物（以下簡稱水合物）資源，但目前針對水合物儲層的力學特性研究較少，也缺乏相應的儲層強度判定準則。通過模擬我國南海北部水合物儲層的地質條件，根據淺部地層特點制作黏土質粉砂巖水合物儲層巖樣，進行了不同天然氣水合物飽和度、有效圍壓條件下的三軸力學試驗，結果表明：水合物儲層的抗壓峰值強度隨水合物飽和度增加而增加，但水合物飽和度對巖樣的剛度和泊松比影響不明顯；水合物儲層的抗壓峰值強度和彈性模量隨有效圍壓增大而線性增大，但增加幅度逐漸減小，而泊松比受有效圍壓影響沒有明確的函數關系；黏土質粉砂巖水合物儲層應力-應變曲線無明顯的壓密階段和抗壓峰值強度，彈性階段較短，屈服階段較長，表現(xiàn)出明顯的應變硬化特征。根據試驗結果建立了適用于南海北部的黏土質粉砂巖水合物儲層強度準則，可計算不同有效圍壓、水合物飽和度情況下的儲層內聚力，進而預測不同條件下的儲層抗壓強度，從而為我國南海北部水合物儲層勘探開發(fā)過程中地層力學穩(wěn)定對策的制定奠定理論基礎。

天然氣水合物；南海北部；黏土質粉砂巖；三軸力學試驗；力學特性；強度準則

天然氣水合物（以下簡稱水合物）是具有良好前景的重要后續(xù)能源，具有分布廣、資源量大、能量密度高和無污染等優(yōu)點［1-3］。水合物的高壓低溫存賦條件使其主要分布在深水海底沉積物及高緯度大陸地區(qū)永久凍土帶和極地陸架海［4-5］。水合物儲層的物理力學性質具有很強的地區(qū)特性，而原位取心測試難度大、成本高，取心后保存技術要求高，無法廣泛大量開展［6］。對于水合物賦存地層物理力學性質的研究多數是利用室內制備含水合物巖土試樣進行，但是在研究中必須考慮研究區(qū)的地質條件和水合物成藏機制［7］，所得測試結果才具有良好的適用性，而目前針對我國南海北部水合物儲層的物理力學特性研究較少。

魏巍等［8］基于南海水合物遠景區(qū)的樣品沉積物分析數據進行了綜合性區(qū)域深水淺表地層工程地質研究，利用雙端排水有側限垂向壓縮實驗獲取了深水淺表地層的壓縮模量和壓縮系數，同時利用靜態(tài)三軸實驗和直接剪切實驗對地層抗剪強度進行了特征分析。盧靜生等［9］利用取自我國南海含水合物地層的砂粒在室內重鑄巖樣并人工生成水合物，在20 MPa圍壓、17～19 MPa孔隙壓力條件下進行了室內三軸實驗，實驗結果表明：圍壓增大，軸向偏應力最大值增大；孔隙壓力增大，含水合物試樣強度降低。石要紅等［10］以南海水合物區(qū)域的海底粉質黏土作為骨架制備含水合物沉積物樣品，并對其進行了三軸壓縮試驗研究，獲得了水合物分解前后的應力應變曲線和抗剪強度特性。上述研究主要集中在模擬試驗現(xiàn)象分析，并沒有建立水合物儲層的強度判定準則。而在水合物藏勘探開發(fā)過程中，儲層的溫壓條件改變以及相平衡關系變化很容易使水合物分解，導致復雜的井眼問題與嚴重的地質災害出現(xiàn)［11-12］，所以開展針對南海北部水合物儲層的力學特性分析并建立相應的強度準則具有重要意義。筆者通過模擬南海北部黏土質粉砂巖水合物儲層及其所處條件開展力學特性研究，并建立適用于南海北部的黏土質粉砂巖水合物儲層強度準則，以期為我國南海北部水合物儲層勘探開發(fā)過程中地層力學穩(wěn)定相關對策的制定奠定理論基礎。

1 南海北部深水淺層水合物儲層地質概述

中國國土資源部地質調查局于2007年5月在南海北部神狐海域1 200多米深水3個站位鉆遇水合物地層，并首次成功獲取了水合物實樣［2］，于2013年在珠江口盆地東部海域首次鉆獲高純度天然氣水合物，證實了我國南海北部海域蘊藏有豐富的水合物資源，并于2017年5月成功試采。周守為等［13-15］首次提出了天然氣水合物固態(tài)流化試采技術，并于2017年5月成功進行了試采。神狐海域位于珠江口盆地南部白云凹陷主洼之內，水深由北向南逐漸增加，在500～1 500 m之間。神狐探區(qū)的水合物取心作業(yè)水深在1 200 m以上，水合物位于海底以下153～229 m，厚度為10～43 m，實測水合物取心層段的平均地溫為14.37℃，泥線下平均地溫梯度45℃/km，按照靜水壓力計算地層壓力超過10 MPa，巖樣水合物飽和度在20%以上，最高可達47.3%，主要是I型甲烷水合物，以均勻分散狀態(tài)成層分布在未固結的細粒黏土或沙質黏土中［16-19］。

2 黏土質粉砂巖水合物儲層力學特性試驗

2.1 試驗設備與方法

采用中國石油大學（華東）巖石力學實驗室自主研發(fā)設計的天然氣水合物物理力學模擬試驗系統(tǒng)，主要包括水合物原位合成系統(tǒng)、低溫巖石力學三軸試驗系統(tǒng)、巖心制備和物性測量儀器。該系統(tǒng)將沉積物合成系統(tǒng)與三軸力學試驗系統(tǒng)嵌套在一起，能夠更加有效地避免試驗過程中水合物分解［6］。水合物原位生成系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 水合物原位生成系統(tǒng)示意圖Fig.1 In-situ synthesized apparatus for hydrates sediment

為了更好地模擬南海北部深水淺層黏土質粉砂巖水合物儲層的真實地質情況，所選用的試驗方案為：將膨潤土與覆膜砂按質量比1∶3混合，依靠膨潤土的黏性和壓實使巖樣成形，形成未固結的儲層骨架。首先利用模具制作黏土質粉砂巖巖樣，使用水合物原位生成系統(tǒng)制作水合物飽和度巖樣，然后進行原位三軸力學試驗，實時記錄巖心的力學參數變化情況。巖樣制作過程詳見參考文獻［6，20］。試驗選用的覆膜砂粒徑為0.01～0.60 mm，甲烷氣純度為99.9%。試驗條件和巖樣基本數據見表1。

2.2 水合物巖樣用水量的確定

水合物原位生成采用“水定量，氣過量”法進行，即巖樣孔隙中含水量一定，在水合物生成的溫壓條件下，通入過量氣體使所有孔隙水生產天然氣水合物，以此達到要求的天然氣水合物飽和度。

甲烷氣與水生成水合物的化學反應式為

式（1）中：n為反應系數，取5.75。

制作特定水合物飽和度巖樣所需的水量用以下公式確定：

式（2）中：MH2O為水的分子量；MCH4為甲烷氣的分子量；ρH為水合物密度，g/cm3；φ為巖樣孔隙度，%；V為巖樣體積，cm3；SH為巖樣的水合物飽和度，%。

表1 試驗條件和巖樣基本數據Table 1 Experiment conditions and basis data of core samples

2.3 試驗結果分析

在進行原位三軸力學試驗時，根據南海北部的地質數據，每組試驗的圍壓分別設為0.5、1.0、3.0、5.0 MPa，并將冷庫中的溫度設定在2℃，這樣可以消除溫度對水合物性質的影響，亦可以消除結冰對水合物的影響。試驗加載采用位移控制方式，以0.25 mm/min加載速率進行軸向載荷加載，試驗結果如圖2～5所示。

圖2 黏土質粉砂巖樣峰值強度與水合物飽和度關系Fig.2 Relationship between peak strength of muddy siltstone and hydrate saturation

圖3 黏土質粉砂巖樣峰值強度與有效圍壓關系Fig.3 Relationship between peak strength of muddy siltstone and effective confining pressure

圖4 黏土質粉砂巖樣彈性模量與水合物飽和度關系Fig.4 Relationship between Young’s modulus of muddy siltstone and hydrate saturation

圖5 黏土質粉砂巖樣泊松比與水合物飽和度關系Fig.5 Relationship between Poisson’s ration of muddy siltstone and hydrate saturation

由圖2可以看出，當有效圍壓一定時，隨著水合物飽和度的增加，水合物儲層的抗壓峰值強度不斷增加，兩者關系呈近似線性變化。這是因為，巖樣顆粒通常會將與之接觸的游離氣泡束縛住，而氣泡周圍形成的水合物極易將沉積物顆粒粘結起來；另一方面，以懸浮模式生成的水合物會隨著體量的增多而逐漸粘結在一起，并與接觸模式的水合物連接起來形成膠結作用［21］。水合物的膠結作用使得原本未接觸的顆粒粘結在一起或原本較微弱、松散的接觸更為結實，增加了水合物儲層的峰值強度。

由圖3可以看出，當水合物飽和度一定，隨著有效圍壓的增加，水合物儲層的抗壓峰值強度不斷增加，但有效圍壓增加所引起的水合物儲層的抗壓峰值強度的增加幅度隨著有效圍壓的增大而逐漸減小，這與通常所觀察到的一般巖石抗壓強度隨有效圍壓增大而線性增大的規(guī)律有一定的差異。但是，李洋輝等［22］在采用高嶺土模擬海底含水合物沉積物的試驗中也觀察到了類似的現(xiàn)象，即隨著有效圍壓的增加，巖樣的強度是先增加，后持平，最后甚至降低。馬嵬等［23］也發(fā)現(xiàn)凍土中隨著有效圍壓的增大，凍土強度將經歷增加、緩慢增加和急劇下降等3個階段，原因是有效圍壓增加引起了凍土內冰晶壓融以及孔隙冰的膠結、充填等強化作用減弱，還增加了孔隙內的自由水，存在水合物顆粒受壓破損。另外，李洋輝等［22］的研究中含水合物沉積物制樣采用混合原料法，本文研究中采用通氣法在原位條件下形成水合物，因此可能存在另一種原因，即隨著有效圍壓的增加，原始巖樣受壓實更為致密，使得某些原來開放的孔喉轉為密閉，天然氣無法進入，無法生成水合物，這些微結構的變化使得水合物賦存狀態(tài)發(fā)生變化，由微結構膠結轉為大孔道充填，強化作用降低。

從圖4可以看出，黏土質粉砂巖水合物儲層彈性模量在0.15～0.80 GPa范圍內變化，水合物在孔隙中的充填對儲層剛度略有增強，但并沒有明顯的函數關系。因此，對于特定儲層來說，其彈性模量不受水合物充填的影響。

從圖5可以看出，黏土質粉砂巖水合物儲層泊松比與水合物飽和度之間不存在明確的函數關系，泊松比在0.2～0.4之間變化具有一定的隨機性。

黏土質粉砂巖水合物儲層應力-應變曲線如圖6所示。由圖6可以看出，黏土質粉砂巖水合物儲層應力-應變曲線無明顯的壓密階段，彈性階段較短，屈服階段較長，在一定圍壓和水合物飽和度條件下，峰值強度不明顯，還表現(xiàn)出了明顯的應變硬化特征。在相同有效圍壓條件下，水合物飽和度增加，儲層性質向彈性發(fā)展；在同一水合物飽和度下，有效圍壓增加，儲層性質向塑性發(fā)展。也就是說，有效圍壓和水合物飽和度對黏土質粉砂巖水合物儲層的整體力學性質的影響更具有“復合性”，儲層更具“可改造性”，在水合物藏的鉆采過程中風險性更大。

圖6 黏土質粉砂巖水合物儲層應力-應變實驗曲線Fig.6 Stress-strain curve of muddy siltstone hydrate reservoir

3 黏土質粉砂巖水合物儲層強度準則建立

Mohr-Coulomb強度準則（簡稱M-C準則）認為巖石的破壞既受到載荷的影響，也取決于巖石本身的性質，巖石的破壞面是產生切應力與正應力最不利組合的平面，即破裂面的切應力等于該平面正應力產生的內摩擦力與巖石內聚力的和，其數學表達式為

式（3）中：τf為巖石的抗剪強度，MPa；C為巖石的內聚力，MPa；f為巖石的內摩擦系數且f=tanφ，無量綱，φ為巖石的內摩擦角，（°）；σn為剪切面上的正應力，MPa。

采用主應力σ3對M-C準則進行描述，考慮孔隙壓力的影響，可得

式（4）中：σp為峰值強度，MPa；σ3為有效圍壓，MPa；σp（C）為充填引起的峰值強度，MPa；σp（σ3）為有效圍壓引起的峰值強度。

由摩爾圓法可求得不同水合物飽和度下黏土質粉砂巖水合物儲層的內聚力和內摩擦角，結果見表2。從表2可以看出，內摩擦角不隨水合物飽和度變化而變化，而內聚力則與水合物飽和度具有相關性，即隨著水合物飽和度的增大，儲層內聚力呈非線性增大。由M-C準則可知巖石的峰值強度與內聚力、內摩擦角和有效圍壓相關，因此可以認為水合物儲層的抗壓強度變化存在2種機理：一是水合物飽和度增加，引起儲層內聚力的增加；二是有效圍壓增加，引起剪切面內摩擦力的增加。

表2 不同水合物飽和度時黏土質粉砂巖水合物儲層內聚力和內摩擦角計算結果Table 2 Calculation results of cohesion and internal friction angle of muddy siltstone hydrate reservoir with different hydrate saturation

由內聚力與水合物飽和度的非線性相關性，可設由水合物充填引起的抗壓強度σp（C）滿足如下函數：

式（5）中：Sh為水合物的飽和度，%；C0為有效圍壓1 MPa、水合物飽和度為0時的儲層內聚力，MPa；α、β為與天然氣飽和度相關的試驗系數，無量綱，采用最小二乘法對試驗數據進行擬合，得到α=12.02，β=1.27。

由式（4）可知，有效圍壓增加引起的儲層抗壓強度增加是線性的。本文試驗也得出，對于黏土質粉砂巖水合物儲層來說，其抗壓強度隨有效圍壓升高而增加，但抗壓強度增速逐漸減小，呈非線性關系。因此，可設由有效圍壓引起的抗壓強度σp（σ3）滿足如下函數：

式（6）中：a、b、c分別為與有效圍壓相關的試驗系數，無量綱，采用最小二乘法，對試驗數據進行擬合，得到a=-0.37，b=2.22，c=-2.36。

綜合式（4）～（6），可得水合物儲層峰值強度與水合物飽和度Sh和有效圍壓σ3的函數關系為

基于所推導的黏土質粉砂巖水合物儲層強度準則模型，對水合物儲層在不同有效圍壓條件下的抗壓強度進行擬合，取不同水合物飽和度條件下該類儲層的內摩擦角平均值作為該類儲層的標準內摩擦角，其標準內摩擦角為22.88°，結果如圖7所示。從圖7可以看出，試驗值與計算值非常接近，二者相對誤差在0.13%～2.05%之間。因此，本文推導的黏土質粉砂巖水合物儲層強度準則完全滿足工程需求，具有較高的參考價值和指導意義。

圖7 黏土質粉砂巖儲層峰值強度試驗值與計算值對比Fig.7 Comparison of measured peak strength of muddy siltstone hydrate reservoir with calculated value

4 結論

1）水合物在地層孔隙中的充填具有膠結顆粒、支撐骨架、強化儲層的作用，水合物儲層的抗壓峰值強度隨水合物飽和度增加而增加，但水合物在孔隙中的充填對巖石的剛度和泊松比影響不明顯。

2）水合物儲層的抗壓峰值強度隨有效圍壓增大而增大，但增加幅度逐漸減小。同時，水合物儲層的彈性模量隨有效圍壓增大而線性增大，但泊松比所受影響具有一定的隨機性。

3）黏土質粉砂巖水合物儲層應力-應變曲線無明顯的壓密階段，彈性階段較短，屈服階段較長，峰值強度不明顯，還表現(xiàn)出了明顯的應變硬化特征。

4）考慮儲層內摩擦角不變，引入了水合物飽和度的影響以及有效圍壓對水合物儲層的非線性影響，推導建立了黏土質粉砂巖水合物儲層強度準則，可計算不同有效圍壓、水合物飽和度情況下的儲層內聚力，進而預測不同條件下的儲層抗壓強度，從而為我國南海北部水合物藏鉆探過程中地層力學穩(wěn)定對策的制定奠定了理論基礎。

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Tests on rock mechanics and establishment of strength criterion for gas hydrate reservoirs in the northern shallow sediments of South China Sea

ZHANG Huaiwen1CHENG Yuanfang1LI Menglai1，2HAN Xiuting1，3
（1.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong266580，China；2Key Laboratory of Shale Gas Exploration，Ministry of Land and Resources（Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources），Chongqing400042，China；3.Department of Technical Development，Daqing Oil Field Company Ltd.，Daqing，Heilongjiang163453，China）

The northern part of South China Sea has rich deposits of natural gas hydrates.However，few studies have been made so far on the mechanical properties of gas hydrate-bearing formations in this area and hence the corresponding strength criterion lacks.Aiming at this problem，man-made muddy siltstone core samples that resemble the geological characteristics of the gas hydrate reservoirs in question have been fabricated and used in triaxial compression tests with varying effective confining pressures and hydrate saturations.It is shown that the peak strength of hydrate reservoir rocks increases with the growing hydrate saturation，but no significant impact on the stiffness and Poisson’s ratio.The peak strength also grows with the effective confining pressure，but the gain gradually decreases.The Young’s modulus of hydrate reservoir rocks presents a corresponding linear increase as the effective confining pressure grows，and no clear correlation is seen between the effective confining pressure and the Poisson’s ratio.The stress-strain curve of muddy siltstones containing gas hydrates represents a vague consolidation stage，with a short elastic stage and long yield stage.The peak strength is obscure and apparent strain hardening phenomena occurs.The strength criterion applicable to the natural gas hydrate reservoirs in South China Sea is then proposed based on the test results，which can predict the cohesion of gas hydrate-bearing formations in that area and hence estimate the compressive strength.The findings of this paper lay the theoretical foundation for engineering designs related to the exploration and exploitation of natural gas hydrate resources in the northern part of South China Sea.

gas hydrate；northern part of South China Sea；muddy siltstone；triaxial test；mechanical properties；strength criterion

張懷文，程遠方，李夢來，等.南海北部深水淺層天然氣水合物儲層力學特性試驗及強度準則建立［J］.中國海上油氣，2017，29（6）：115-121.

ZHANG Huaiwen，CHENG Yuanfang，LI Menglai，et al.Tests on rock mechanics and establishment of strength criterion for gas hydrate reservoirs in the northern shallow sediments of South China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：115-121.

TE21；P744.4

A

1673-1506（2017）06-0115-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.015

*國家重點基礎研究發(fā)展計劃（973計劃）“海洋深水油氣安全高效鉆完井基礎研究（編號：2015CB251201）”、國家重點研發(fā)計劃“海洋水合物鉆完井及安全監(jiān)測技術（編號：2016YFC0304005）”、中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金“天然氣水合物開采出砂風險評價方法研究（編號：16CX06033A）”部分研究成果。

張懷文，男，中國石油大學（華東）在讀博士研究生，主要從事天然氣水合物鉆采中的巖石力學問題研究。地址：山東省青島市黃島區(qū)長江西路66號中國石油大學（華東）綜合實驗樓C207室（郵編：266580）。E-mail：zhanghw06＠163.com。

程遠方，男，教授，博士生導師，主要從事油氣工程巖石力學研究。地址：山東省青島市黃島區(qū)長江西路66號中國石油大學（華東）綜合實驗樓C207室（郵編：266580）。E-mail：yfcheng＠upc.edu.cn。

2017-02-02改回日期：2017-08-31

（編輯：孫豐成）