Effect of salinity on the formation of methane hydrate in unconsolidated sediments
-
摘要:
深入认识含盐水松散沉积物体系中甲烷水合物生成特征，对精准评价海域天然气水合物资源量有重要意义。本研究利用低场核磁共振原位探测技术研究了盐度对松散砂样中甲烷水合物生成特征的影响。结果表明，松散砂样体系下不同大小孔隙中水合物生成诱导时间存在差异；甲烷水合物更易在小孔隙中生成。随着孔隙水盐度增大，水合物生成诱导时间呈现指数增长。在最初20 min内，随着孔隙水盐度的增大，水合物生成速率先升后降，在盐度为3.0 wt%条件下生成速率最大。在松散砂样体系下的不同位置处，甲烷水合物生成诱导时间的差异性以及孔隙水通过水合物膜的方式转变会引起水合物生成过程中生成速率的变化。沉积物表面影响和水合物的阻隔作用使砂样中部分孔隙水不能转化为水合物，而孔隙水盐度的增加促使这种作用增强，孔隙水最终转化率降低，水合物饱和度减小。
Abstract:In-depth understanding of the characteristics of methane hydrate formation in unconsolidated sediments containing saline solution is of great significance for the accurate evaluation of hydrate resources in marine sediments. In this study, the effect of salinity on the formation characteristics of methane hydrate in unconsolidated sand samples was studied using the low-field nuclear magnetic resonance in-situ detection technology. Results show that there were differences in the induction time of hydrate formation in pores of different sizes in the unconsolidated sands; methane hydrate was more likely to form in small pores. As the salinity of pore water increased, the induction time of hydrate formation increased exponentially. In the first 20 minutes, the hydrate formation rate first increased and then decreased, and the formation rate was the highest under the salinity of 3.0 wt%. At different locations of the unconsolidated sediments, the difference in the induction time of methane hydrate formation and the mode change of water through the hydrate film caused changes in the hydrate formation rate. The large potential energy on sediment surface and the barrier effect caused by the presence of hydrates prevented some pore water in the samples from being converted into hydrates. The increase in the initial salinity of pore water could enhance the barrier effect, decrease the final conversion rate of pore water, and reduce the hydrate saturation.
-
生物硅（BSi），又称生物蛋白石，主要由上层水体中的硅质浮游生物（如硅藻、放射虫、硅鞭藻等）死亡后的骨骼或细胞壁堆积而成[1-2]，是海洋沉积物中重要的生源物质组成部分[3]，其含量与表层水体中的生物量密切相关[4]。在上述硅质生物种群中，硅藻遍布于各类水体，为海洋提供了40%左右的初级生产力[5-6]，是海洋BSi中最主要的组成部分[7-8]。因此，沉积物BSi的时空分布常作为古海洋初级生产力的变化指标[9]。由于生产力的波动与表层海水营养物质的供应量关系密切，因此可以将BSi沉积记录与可能导致海水营养盐供给变化的大尺度气候和海洋过程（如季风、洋流等）联系起来，作为重建过去海洋环境变化的重要工具[10-12]。
南海是西太平洋最大的边缘海，地理位置独特，其环境受东亚季风的强烈影响，是追溯冰期-间冰期旋回中东亚季风演变历史的热点区域之一[13-15]。泰国湾（Gulf of Thailand），旧称暹罗湾，是南海重要的组成部分，位于南海西南部的巽他陆架之上，处于太平洋及其附属海的最西端，是南海最大的海湾之一，为典型的半封闭型陆架海，其面积约35 000 km2。泰国湾属于热带季风气候，其风向和海流与亚洲季风关系密切[16-17]。在西南季风影响的5—10月，该海域沿岸流呈顺时针运动，而在受东北季风影响的11月至次年2月沿岸流则呈逆时针运动[18]。近年来有关研究表明，南海古生产力的变化与亚洲季风的周期性变化具有密切联系[10, 12, 19-22]，然而这些研究主要集中在南海海盆和北部沿岸地区，有关南海西部和西南部，尤其是泰国湾的古生产力研究则少有涉及。因此本研究选取位于泰国湾北部沿岸海域的两根沉积物柱状样LCS05和WLE08，通过对柱样中BSi含量的分析，探讨近9 ka以来泰国湾古生产力的状况。
1. 材料与方法
1.1 样品采集
本研究所用的LSC05和WLE08沉积柱样，系由自然资源部第三海洋研究所和泰国自然资源与环境部矿产资源局合作于2017年5月12日在泰国湾尖竹汶海岸通过重力及回旋取样结合的方法取得。其中，LSC05柱样（12°21′29″N、101°58′36″E）长1.58 m，水深18 m；WLE08柱样（12°17′28″N、102°10′18″E）长1.98 m，水深13 m[17]，具体采样位置见图1。在自然资源部第三海洋研究所海洋与海岸地质实验室以2 cm连续间隔对两根柱样进行分样。LSC05柱样共挑选27个样品进行BSi（Si）和有机碳（TOC）测试分析；WLE08柱样共挑选33个样品进行BSi（Si）和有机碳（TOC）测试分析。有机碳（TOC）分析在自然资源部第三海洋研究所完成；BSi分析工作在中国海洋大学海洋地球科学学院地球化学实验室完成。
![]()
1.2 生物硅分析
BSi测试采用钼酸铵分光光度法测定萃取物中溶解的二氧化硅[23]。对沉积物样品研磨烘干（65℃烘48 h，106℃下烘2 h），称取130～140 mg干样于50 mL塑料离心管中，加5 mL10% 的H2O2溶液，混匀后静置30 min。加5 mL 1∶9的HCL混匀，静置30 min。加20 mL去离子水，离心20 min，之后对样品进行干燥。干燥后的样品加40 mL 浓度为2 mol/L的 Na2CO3提取液，放置在85 ℃水浴中加热提取。之后每隔1 h取出离心，取125 µL上清液用于测定Si浓度，连续提取8 h。利用分光光度法测定提取液中的硅[24-25]。测得的提取液中的Si含量数据和对应的提取时间点作图，曲线直线部分的反向延长线与Y轴的交点为样品的BSi含量[23-24]。全过程标准偏差控制在5%以内。
1.3 AMS14C测年分析
根据粒度测试结果选取LSC05柱样的4个层位和WLE08柱样的3个层位中的贝壳或植物碎屑样品进行AMS14C测试。样品送美国BETA实验室完成，BETA实验室已对原始测年数据进行了日历年龄校正，海洋碳库效应校正由于附近没有已知点故选取全球海洋修正，具体测试结果见表1。本文年代采用日历年。
柱样名称 样品深度/cm BETA实验室编号 测年材料 AMS14C测量年代/（aBP±1σ） 日历年龄/cal. aBP LSC05 8 Beta-509448 贝壳 3090±30 2857 18 Beta-509449 贝壳 3210±30 3024 100～102 Beta-509450 植物碎屑 6880±30 7726 152～154 Beta-509451 植物碎屑 8480±30 9499 WLE08 12～14 Beta-509452 贝壳 350±30 − 96～98 Beta-509453 贝壳 1550±30 1109 184～186 Beta-509454 贝壳 1S820±30 1373 1.4 有机碳测试
有机碳（TOC）分析采用Vario Isotope cube-IsoPrime 100型(Elementar)元素分析-稳定同位素比值质谱联用仪（EA-IRMS）完成。前处理取一定量的沉积物样品，加入4 mol/dm3 的HCl至过量，反应24 h。用去离子水洗酸至中性，将样品置于烘箱内60 ℃烘干，恒重后称量，研磨成粉末，过60目的筛子，密封备用。用天平准确称取适量固体样品，放入锡箔杯中并紧密包裹成小球状，依次放进96孔板内测定。
2. 结果与讨论
2.1 年代地层
LSC05、WLE08柱样的AMS14C测年数据如表1，两根柱样的年龄与深度模型见图2、3。在沉积物样品测年基础上，通过线性插值，获得各样品所代表的年龄，进而建立柱状样的年代框架。沉积速率的计算是通过两个测年点的线性关系得到，通常不考虑沉积物的固结压实和沉降作用。对于柱样第一个测年点之上的沉积速率，选择通过前两个测年点间的沉积速率外推至上部样品。LSC05柱样的沉积物年龄为2.7～9.6 cal.kaBP，18 cm以上的平均沉积速率约为59.9 cm/ka，18～100 cm的平均速率为17.4 cm/ka，100～158 cm的平均速率为29.3 cm/ka。WLE08柱样的年代框架已建立，建立方法与LSC05柱样相同。其沉积物年龄为1.1～1.4 cal.kaBP，整根柱子的沉积速率均为333.3 cm/ka [17]。LSC05孔提供了9 ka以来平均分辨率达约2.3 ka的沉积记录，WLE08孔提供了1.3 ka以来平均分辨率达约0.3 ka的高分辨率的沉积记录。
LSC05与WLE08柱样均从表层（0 cm）开始向下取样，但两根柱样均出现了顶部近代沉积物缺失的情况。根据WLE08柱样的210Pb测试结果显，示其活度随深度增加并没有呈现指数衰减趋势[27]，说明 WLE08 孔的210Pb 活度值为本底值，缺少现代沉积物留存。有研究表明汇入该区域内的尖竹汶河与Welu河流量较小，入海泥沙量也相对较小[27]，而其所在海域底层流流速均大于泥沙颗粒启动流速[28]，在此沉积动力环境下，该区域很难大量接收现代河流沉积，并导致现代沉积物缺失。
2.2 有机碳含量及其古海洋学意义
除了BSi以外，直观反映了海表有机质丰度来体现海表初级生产力的有机碳含量（TOC）被视为衡量海表生产力的替代指标[29-30]。LSC05和WLE08柱样TOC含量变化范围分别为0.03%～1.60%和1.83%～4.10%，平均值分别为0.90%和2.68%（图4B）。TOC含量在9～6.5 cal.kaBP期间逐渐增加，在6.5～3 cal.kaBP期间含量整体较低，变化较小，较为稳定，在1.4～0.84 cal.kaBP期间含量较高。
![]()
图 4 LSC05、WLE08柱样BSi含量、TOC含量、C/N比值与其他气候、环境变化序列对比粉红色条带代表BSi含量高值带，粉蓝色条带代表BSi含量低值带。Figure 4. Comparison among biogenic silica content, TOC content, C/N in LSC05, and WLE08 with other climate and environmental variation sequencesRedish bands represent the high value band of BSi content and the bluish bands represent the low value band of BSi content.在全球变暖的背景下，泰国湾的有机碳的输送、扩散和埋藏与热带季风气候控制的降水等条件密切相关[31]。研究区的TOC自6.5 cal.kaBP以来的变化趋势与王承涛等[17]研究得到的泰国湾中晚全新世以来沉积物的敏感粒级变化趋势吻合度较高，指示了研究区的西南夏季风在6.5～3 cal.kaBP处于较弱的稳定期，在1.4 cal.kaBP以来有所增强。在6.5 cal.kaBP以前的时期，本研究TOC含量较低，与中晚全新世以来沉积物的敏感粒级的研究结果差异较大，可能是由于王承涛等[17]研究的WLE12柱样位于河口内，但LSC05柱样距河口位置明显更远，因此LSC05接收到的来自河流携带的有机物汇入较少。
2.3 生物硅含量及其影响因素
LSC05和WLE08柱状沉积物中BSi含量如图4A所示。LSC05和WLE08柱样BSi含量变化范围分别为0.41%～1.56%和0.60%～1.52%，平均值分别为0.88%和1.11%。结合研究区周边与南海部分海域的BSi研究成果（表2）可以发现，研究区属于南海中的低值海区，与南海南部（巽他陆架东部）和南海北部陆坡（珠江口外）水深小于200 m的陆架浅水区沉积物BSi含量[19, 32]较为接近。
表 2 南海部分海域BSi含量对比Table 2. Comparison of BSi content in the South China Sea研究海域 沉积物性质 水深/m BSi含量占比/% 参考文献 范围 平均值 南海西部泰国湾（本文） LSC05柱样 15～20 0.41～1.56 0.88 — WLE08柱样 10 0.60～1.52 1.11 南海北部陆坡 ODP1144钻孔 2 037 — 1.50（ 1050 ～900 ka）[42-43] 3.80（900 ka后） 南海北部 表层沉积物 ＜200 — 1.59 [19] ＞200 — 2.06 南海中部 ODP1143钻孔 2 722 1.31～3.38 - [22, 43] 南海南部 表层沉积物 ＜200 0.37～1.86 — [32] ＞1 000 3.39～9.00 — 东印度洋爪哇岛以南 CJ01-185柱样 1 538 — 1.41 [3] 沉积物中BSi含量的最主要的影响因素是硅质骨骼或细胞壁的供给量和溶解作用[33]，两者的动态平衡关系主导了BSi的总体分布[34]，再加上不同沉积物物质来源以及物质稀释的影响，共同决定了BSi最终的分布格局。LSC05和WLE08柱样采样站位水文环境条件与其他南海相关研究有所不同，季风的盛行导致南海存在较多的上升流区[35-37]。上涌的下层水体将营养物质携带至海表，为海表硅藻等硅质生物勃发提供了良好的生境，因此上升流区BSi含量明显较高。除本研究区以外，表2中涉及的其他站位均靠近南海上升流区[38-39]，但有研究表明泰国湾区域无上升流发育[36]，这就导致了泰国湾硅质骨骼与壳体供给量低于其他有上升流的南海海域，因此BSi含量偏低。
碳氮比值（C/N）是古生产力研究中重要的参考性指标 ,可以用来反映沉积物的来源[40]。海洋自身有机物的C/N一般为5～8[31, 41]，陆源有机物的C/N则大于12[31]。研究区9 ka以来，LSC05和WLE08柱样的C/N比值偏高，平均值为14.81，较多时期的C/N比值高于12（图4C, 8.6～8.8 cal.kaBP和9.0～9.4 cal.kaBP数据缺失），说明研究区中陆源有机质输入量较高。LSC05与WLE08两根柱样的采样位置均位于近岸区域，水深为10～20 m，其沉积物物源受到海洋与陆地的双重影响。末次冰消期以来，泰国湾的沉积物均来自于中南半岛[44] ，较多陆源沉积物的输入稀释了BSi含量。
由此可见，泰国湾低BSi含量这一特征与BSi的来源、堆积过程及其保存环境密切相关，低硅质骨骼与壳体供给量和陆源物质的稀释共同作用形成了该BSi低含量海域。
2.4 生物硅指示的古生产力演化过程
沉积物中的BSi与有机质关系密切[45]，虽然只有约 3%的BSi能长期存在于海底沉积物中，但是相对于生源有机碳，BSi的埋藏效率明显更高，更能保存上层水体的生产力及环境信息[46]。因此BSi常作为指示生产力的有效替代性指标，可以用来指示表层水体生产力的演变。
研究区BSi含量最高值出现于7.5 cal.kaBP，最低值出现于2.8 cal.kaBP，最高值为最低值的3.8倍。柱样中的BSi含量共有4个高值带，分别是8.1～7.5、4.8、3.4和1.0 cal.kaBP左右。同时有3个低值带，分别是8.2、7和3 cal.kaBP左右。
海洋初级生产力是各种物理、化学和生物因素的综合效应的表现[47]。东亚冬季风对于南海的生产力起着重要的作用[4,15,18,22,48-49]。亚洲季风的变化引起泰国湾降水、水体营养浓度、叶绿素含量、浮游植物丰度等环境变化[31, 48- 50]。若亚洲夏季风势力强盛，带来大量的降雨，使地表河流径流量增加，从而携带更多营养物质汇入海洋[10]，BSi含量则随之增加，这就反映了海表初级生产力提高。
1.4～0.8 cal.kaBP期间，BSi含量为0.60%～1.52%（平均含量1.11%），属于本研究中偏高的一段时期。此时正处于东亚夏季风偏强的中世纪暖期时期，这说明该时期内的海表初级生产力较高可能是由于夏季风势力较强所致。8.5～8.2、7.1～6.9 cal. ka BP两段时间内，BSi含量较低，这可能是由于此时南亚夏季风势力较弱导致的。8.2 cal.kaBP时，BSi含量快速下降并近乎到达最低值。此时夏季风也处于该时期内最低值，表明夏季风存在一次较大的衰弱期，响应了8.2 cal.kaBP全球范围的气候突变事件[17,51]，指示了此段时间内由于夏季风的衰减致使研究区海表初级生产力降低。
对比研究区柱样BSi含量曲线和南海区域温度异常值曲线[52]（图4A、D）可以发现，温度变化与BSi含量变化也有相近的变化趋势，但BSi含量的变化略滞后于南海区域温度异常的变化。这反映出BSi作为古生产力的替代指标与古气候在一定程度上具有对应性[4]。但我们发现8.2 cal.kaBP时期冷事件之前的曲线呈现相反的变化趋势，南海温度异常增加，BSi含量反而降低，这反映了由于夏季风过度强盛而引起的异常暖事件反而可能会抑制硅质生物的生长，导致海表初级生产力降低[10]。
将BSi含量与格陵兰冰芯[53]、华南董歌洞石笋[54]以及阿曼Qunf岩洞石笋记录[55]（图4F、G、H）对比，可以发现泰国湾9 ka以来有部分时期能够吻合。3～2.7 cal.kaBP时期，BSi含量出现明显低值带，此时期董歌洞石笋与阿曼Qunf岩洞石笋记录均出现了对应的低值区，可能指示了一次冷事件的出现，这与4～2 cal.kaBP时期出现的热带海域“斜氏普林虫低值事件”对应[56-57]。8.2 cal.kaBP变冷事件时期[51]，格陵兰冰芯、董歌洞石笋以及阿曼Qunf岩洞石笋记录同样能找到相应的低值记录，格陵兰冰芯甚至达到最低值。以上对应事件说明研究区古生产力的变化趋势与全球尺度的环境变化具有相关性，指示了泰国湾古环境变化对全球环境变化有一定程度的响应。
3. 结论
（1） LSC05和WLE08柱样中BSi含量分别为0.41%～1.56%和0.60%～1.52%，为低值海域，最高值和最低值分别出现于7.5、2.8 cal.kaBP时期。区域内无上升流导致的低硅质骨骼和低壳体供给量以及陆源物质输入的稀释是BSi含量低的主要原因。
（2）本研究柱样中共出现了4个BSi含量高值带与3个BSi含量低值带。TOC含量自9 cal.kaBP以来呈现逐渐增加-平稳较低-继续增加的趋势。将 9 ka以来研究区生物硅含量曲线与南海气候曲线进行对比发现，生物硅含量与南海气温异常曲线和南海夏季风替代指标值期有一定的对应性，但BSi曲线略滞后于南海气温异常曲线，且1.4～0.84 cal.kaBP这一海表生产力高值期正处于东亚夏季风偏强的中世纪暖期时期，指示了高生物硅含量对应的海表高初级生产力时期可能是由于夏季风阶段性势力较强导致。但8.2 cal.kaBP冷事件之前的南海异常高温却对应了生物硅含量低值区，这可能反映了夏季风过强引起的过度高温反而不利于海表初级生产力的提高。
（3）研究区生物硅含量与格陵兰冰芯、董歌洞石笋以及阿曼Qunf岩洞石笋记录有较好的对应性，BSi含量低值带与热带海域“斜氏普林虫低值事件”和8.2 cal.kaBP冷事件对应，表明研究区古生产力的变化趋势与全球尺度的环境变化具有明显的相关性，这指示了泰国湾古环境变化对全球环境变化的响应。
致谢：感谢所有在航次调查期间帮助采样和采集数据的中泰合作项目组成员。
-
![]()
图 1 水合物专用低场核磁共振测试装置照片
Figure 1. Photograph of LF-NMR monitoring apparatus for gas hydrate
![]()
图 2 水合物专用低场核磁共振测试装置示意图
Figure 2. Schematic diagram of LF-NMR monitoring apparatus for gas hydrate
![]()
图 3 含水量与T2分布信号总强度之间的关系
Figure 3. Relationship between the total signal intensity of T2 distribution and water content
![]()
图 4 甲烷水合物生成过程中T2分布变化图（实验4）
Figure 4. Variation of the T2 distribution during methane hydrate formation (Experiment 4)
![]()
图 5 甲烷水合物生成过程中T2min与T2max变化（实验4）
Figure 5. Variation of T2min and T2max during methane hydrate formation (Experiment 4)
![]()
图 6 不同初始孔隙水盐度下砂样中甲烷水合物生成过程中的水合物饱和度变化曲线
Figure 6. Variation of hydrate saturation during methane hydrate formation in sand samples with different initial salinities
![]()
图 7 不同孔隙水初始盐度条件下甲烷水合物生成诱导时间变化图
Figure 7. Variation in the induction time of methane hydrate formation in sand samples with different initial salinities
![]()
图 8 不同孔隙水初始盐度下砂样中甲烷水合物生成过程的水合物生成速率变化曲线
Figure 8. Variation of formation rate during methane hydrate formation in sand samples with different initial salinities
![]()
图 9 不同初始孔隙水盐度条件下孔隙水最终转化率与孔隙水最终盐度变化
Figure 9. Variation in conversion ratio and salinity at the end of methane hydrate formation in sand samples with different initial salinities
![]()
图 10 不同孔隙水初始盐度条件下甲烷水合物生成过程的孔隙水盐度变化曲线
Figure 10. Variation of salinity during methane hydrate formation in sand samples with different initial salinities
表 1 砂样的主要参数
Table 1 Major parameters of sand samples
编号 粒径/μm 表观体积/cm3 初始含水量/g 初始含水饱和度/% 孔隙度/% 盐度/wt% 1 100～200 42.41 9.51 49.88 44.97 0.0 2 100～200 42.41 9.40 49.40 44.86 1.5 3 100～200 42.41 9.22 48.62 44.71 3.0 4 100～200 42.41 9.37 49.23 44.87 4.5 
下载: 导出CSV
-
[1] 刘昌岭, 张永超, 纪云开, 等. 天然气水合物微观测试技术与应用进展[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2024, 44(3):136-148 LIU Changling, ZHANG Yongchao, JI Yunkai, et al. Advances in microscopic testing techniques and applications for natural gas hydrates[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2024, 44(3):136-148.]
[2] 吴能友, 李彦龙, 刘乐乐, 等. 海洋天然气水合物储层蠕变行为的主控因素与研究展望[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2021, 41(5):3-11 WU Nengyou, LI Yanlong, LIU Lele, et al. Controlling factors and research prospect on creeping behaviors of marine natural gas hydrate-bearing-strata[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2021, 41(5):3-11.]
[3] Sloan E D Jr. Clathrate Hydrates of Natural Gases[M]. New York: Marcel Dekker, Inc. , 1990.
[4] 刘乐乐, 万义钊, 李承峰, 等. 天然气水合物储层有效绝对渗透率现场测试进展[J]. 海洋地质前沿, 2022, 38(11):40-55 LIU Lele, WAN Yizhao, LI Chengfeng, et al. Advances in field testing of the effective absolute permeability of gas hydrate reservoirs[J]. Marine Geology Frontiers, 2022, 38(11):40-55.]
[5] Zhan L, Wang Y, Li X S. Experimental study on characteristics of methane hydrate formation and dissociation in porous medium with different particle sizes using depressurization[J]. Fuel, 2018, 230:37-44. doi: 10.1016/j.fuel.2018.05.008
[6] 卢静生, 熊友明, 李栋梁, 等. 非成岩水合物储层降压开采过程中出砂和沉降实验研究[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2019, 39(4):183-195 LU Jingsheng, XIONG Youming, LI Dongliang, et al. Experimental study on sand production and seabottom subsidence of non-diagenetic hydrate reservoirs in depre-ssurization production[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2019, 39(4):183-195.]
[7] 张永超, 刘昌岭, 刘乐乐, 等. 水合物生成导致沉积物孔隙结构和渗透率变化的低场核磁共振观测[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2021, 41(3):193-202 ZHANG Yongchao, LIU Changling, LIU Lele, et al. Sediment pore-structure and permeability variation induced by hydrate formation: evidence from low field nuclear magnetic resonance observation[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2021, 41(3):193-202.]
[8] Makogon Y F, Holditch S A, Makogon T Y. Natural gas-hydrates: a potential energy source for the 21st Century[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2007, 56(1-3):14-31. doi: 10.1016/j.petrol.2005.10.009
[9] 黄伟, 张伟, 梁金强, 等. 尖峰北盆地含气流体运聚疏导组合特征及对水合物成藏的控制作用[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2020, 40(4):148-161 HUANG Wei, ZHANG Wei, LIANG Jinqiang, et al. Characteristics of gas-bearing fluid migration and accumulation system and their control on gas hydrate accumulation in the Jianfengbei Basin of South China Sea[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2020, 40(4):148-161.]
[10] Zhang X M, Liu Q Q, He J J, et al. Research progress of incremental synthesis and enhancement mechanism of natural gas hydrates: a review[J]. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2024, 202:114695. doi: 10.1016/j.rser.2024.114695
[11] Nguyen N N, Nguyen A V. Recent insights into the anomalous dual nature (both promotion and Inhibition) of chemical additives on gas hydrate formation[J]. Chemical Engineering Journal, 2023, 475:146362. doi: 10.1016/j.cej.2023.146362
[12] Sun R H, Yang M J, Song Y C. Effect of NaCl concentration on depressurization-induced methane hydrate dissociation near ice-freezing point: associated with metastable phases[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2021, 96:104304. doi: 10.1016/j.jngse.2021.104304
[13] 王英梅, 刘生浩, 滕亚栋, 等. NaCl浓度对CO2水合物形成与稳定性的影响[J]. 化工进展, 2023, 42(11):6093-6101 WANG Yingmei, LIU Shenghao, TENG Yadong, et al. Effect of NaCl concentration on the formation and stability of CO2 hydrate[J]. Chemical Industry and Engineering Progress, 2023, 42(11):6093-6101.]
[14] Dholabhai P D, Kalogerakis N, Bishnoi P R. Kinetics of methane hydrate formation in aqueous electrolyte solutions[J]. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 1993, 71(1):68-74. doi: 10.1002/cjce.5450710110
[15] Mekala P, Babu P, Sangwai J S, et al. Formation and dissociation kinetics of methane hydrates in seawater and silica sand[J]. Energy & Fuels, 2014, 28(4):2708-2716.
[16] Chong Z R, Chan A H M, Babu P, et al. Effect of NaCl on methane hydrate formation and dissociation in porous media[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2015, 27:178-189. doi: 10.1016/j.jngse.2015.08.055
[17] Wang J L, Sun J S, Wang R, et al. Mechanisms of synergistic inhibition of NaCl and glycine mixtures on methane hydrate formation: experimental and molecular dynamic simulation[J]. Gas Science and Engineering, 2023, 110:204880. doi: 10.1016/j.jgsce.2023.204880
[18] Gao Q, Zhao J Z, Yin Z Y, et al. Experimental study on methane hydrate formation in quartz sand under tri-axial condition[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2021, 85:103707. doi: 10.1016/j.jngse.2020.103707
[19] Mok J, Choi W, Kim S, et al. NaCl-induced enhancement of thermodynamic and kinetic CO2 selectivity in CO2+N2 hydrate formation and its significance for CO2 sequestration[J]. Chemical Engineering Journal, 2023, 451:138633. doi: 10.1016/j.cej.2022.138633
[20] Sun X, Liu D J, Chang D C, et al. Analysis of natural gas hydrate formation in sodium dodecyl sulfate and quartz sand complex system under saline environment[J]. Petroleum Science and Technology, 2018, 36(14):1073-1079. doi: 10.1080/10916466.2018.1460613
[21] 张金锋. 甲烷水合物在不同体系中的生成动力学研究[D]. 浙江工业大学硕士学位论文, 2003 ZHANG Jinfeng. Research on the kinetics of methane hydrate formation in various systems[D]. Master Dissertation of Zhejiang University of Technology, 2003.]
[22] Nguyen N N, Nguyen A V. The dual effect of sodium halides on the formation of methane gas hydrate[J]. Fuel, 2015, 156:87-95. doi: 10.1016/j.fuel.2015.04.022
[23] Xu J F, Du S, Hao Y C, et al. Molecular simulation study of methane hydrate formation mechanism in NaCl solutions with different concentrations[J]. Chemical Physics, 2021, 551:111323. doi: 10.1016/j.chemphys.2021.111323
[24] Ji Y K, Hou J, Cui G D, et al. Experimental study on methane hydrate formation in a partially saturated sandstone using low-field NMR technique[J]. Fuel, 2019, 251:82-90. doi: 10.1016/j.fuel.2019.04.021
[25] 展静, 张鹏, 王英梅, 等. 多孔介质水合物中未水合水的核磁共振实验研究[J]. 中南大学学报: 自然科学版, 2022, 53(4):1525-1535 ZHAN Jing, ZHANG Peng, WANG Yingmei, et al. NMR study of unhydrated water in hydrate of porous media[J]. Journal of Central South University: Science and Technology, 2022, 53(4):1525-1535.]
[26] Wang J X, Ji Y K, Liu C L, et al. Pore water conversion characteristics during methane hydrate formation: insights from low-field nuclear magnetic resonance (NMR) measurements[J]. Journal of Marine Science and Engineering, 2024, 12(4):619. doi: 10.3390/jmse12040619
[27] Ji Y K, Liu C L, Zhang Z, et al. Experimental study on characteristics of pore water conversion during methane hydrates formation in unsaturated sand[J]. China Geology, 2022, 5(2):276-284.
[28] Ren J J, Yin Z Y, Li Q P, et al. Pore-scale investigation of CH4 hydrate kinetics in clayey-silty sediments by low-field NMR[J]. Energy & Fuels, 2022, 36(24):14874-14887.
[29] Ge X M, Liu J Y, Fan Y R, et al. Laboratory investigation into the formation and dissociation process of gas hydrate by low-field NMR technique[J]. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 2018, 123(5):3339-3346. doi: 10.1029/2017JB014705
[30] Liu Z, Chen L T, Wang Z Y, et al. Hydrate phase equilibria in natural sediments: inhibition mechanism and NMR-based prediction method[J]. Chemical Engineering Journal, 2023, 452:139447. doi: 10.1016/j.cej.2022.139447
[31] Zhao Y C, Li M, Dong S, et al. Fractal analysis on CO2 hydrate-bearing sands during formation and dissociation processes with NMR[J]. Science of the Total Environment, 2023, 859:160326. doi: 10.1016/j.scitotenv.2022.160326
[32] Coates G R, Xiao L Z, Prammer M G. NMR Logging: Principles and Applications[M]. Houston: Halliburton Energy Services, 1999.
[33] Kleinberg R L, Flaum C, Griffin D D, et al. Deep sea NMR: methane hydrate growth habit in porous media and its relationship to hydraulic permeability, deposit accumulation, and submarine slope stability[J]. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 2003, 108(B10):2508.
[34] Wu X Z, Guo G Q, Ye H Y, et al. Application of dual horizontal well systems in the Shenhu area of the South China Sea: analysis of productivity improvement[J]. Journal of Marine Science and Engineering, 2023, 11(7):1443. doi: 10.3390/jmse11071443
[35] Wu Z R, Gu Q K, Li G J, et al. Effect of decomposition water content of natural gas hydrate on permeability and gas production of clay sediments based on numerical simulation[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2022, 108:104826. doi: 10.1016/j.jngse.2022.104826
[36] 刘庭崧, 刘妮, 陈利涛, 等. CH4水合物生长速率影响因素的分子动力学模拟[J]. 原子与分子物理学报, 2020, 37(5):778-782 LIU Tingsong, LIU Ni, CHEN Litao, et al. Molecular dynamics simulation of factors affecting the growth rate of CH4 hydrate[J]. Journal of Atomic and Molecular Physics, 2020, 37(5):778-782.]
[37] Liu L H, Liu S Y, Peng H L, et al. Surface charge of mesoporous calcium silicate and its adsorption characteristics for heavy metal ions[J]. Solid State Sciences, 2020, 99:106072. doi: 10.1016/j.solidstatesciences.2019.106072
[38] Gupta R, Deo Pathak D. Surface functionalization of mesoporous silica with maltodextrin for efficient adsorption of selective heavy metal ions from aqueous solution[J]. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 2021, 631:127695. doi: 10.1016/j.colsurfa.2021.127695
[39] Guo Y, Xiao W, Pu W F, et al. CH4 nanobubbles on the hydrophobic solid–water interface serving as the nucleation sites of methane hydrate[J]. Langmuir, 2018, 34(34):10181-10186. doi: 10.1021/acs.langmuir.8b01900
[40] Liu F P, Li A R, Wang C, et al. Kinetic analysis of CO2 hydrate formation in the aqueous solutions of transition metal chlorides[J]. Greenhouse Gases: Science and Technology, 2024, 14(2):284-294. doi: 10.1002/ghg.2264
[41] Liang H Y, Guan D W, Yang L, et al. Multi-scale characterization of shell thickness and effective volume fraction during gas hydrates formation: a kinetic study[J]. Chemical Engineering Journal, 2021, 424:130360. doi: 10.1016/j.cej.2021.130360
[42] Rouquerol J, Rodríguez-Reinoso F, Sing K S W, et al. Characterization of Porous Solids III[M]. Amsterdam: Elsevier, 1994.
[43] Handa Y P, Stupin D Y. Thermodynamic properties and dissociation characteristics of methane and propane hydrates in 70 -Å-radius silica gel pores[J]. The Journal of Physical Chemistry, 1992, 96(21):8599-8603. doi: 10.1021/j100200a071
[44] Moridis G J. Numerical studies of gas production from methane hydrates[J]. SPE Journal, 2003, 8(4):359-370. doi: 10.2118/87330-PA
计量
- 文章访问数: 29
- HTML全文浏览量: 0
- PDF下载量: 16
