双增强刺激法提升南海天然气水合物储层渗透性与稳定性的可行性评估：浆液-沉积物胶结特性研究

为解决南海天然气水合物储层胶结弱、强度低、渗透性差等问题，研究人员提出了一种创新的双增强刺激方法，通过注入聚氨酯浆液（polyurethane slurry）形成多孔高渗透通道。研究发现，浆液侵入沉积物导致界面厚度超55μm，孔隙度降低40%，但渗透增强剂（permeability-enhancer）释放后渗透损伤降至27%。该研究为水合物安全高效开采提供了新思路，成果发表于《Applied Ocean Research》。

　　

论文解读

天然气水合物（Natural Gas Hydrate, NGH）被誉为“未来能源”，全球储量达2.1×10¹⁶ m³，是传统化石燃料储量的近两倍。然而，南海水合物储层因黏土质粉砂沉积物（clayey-silty sediments）的弱胶结、低渗透性（permeability <1mD）等问题，商业化开采面临巨大挑战。传统水力压裂（hydraulic fracturing）技术在水合物储层中易因裂缝闭合失效，而水射流技术则可能引发海底滑坡。如何兼顾储层渗透性提升与结构稳定性，成为亟待解决的科学难题。

针对这一挑战，中国研究人员提出了一种创新的双增强刺激方法（dual-enhanced stimulation），通过注入聚氨酯浆液（polyurethane slurry）形成多孔高渗透骨架。该浆液可在储层温度压力下原位固化，兼具高渗透通道构建与沉积物胶结增强功能。研究聚焦浆液-沉积物胶结界面（cementation interface）的微观特性及渗透动态，为技术可行性提供理论支撑。

关键技术方法
研究采用扫描电镜-能谱联用（SEM-EDS）分析界面元素分布，汞侵入孔隙度测定（MIP）和X射线断层扫描（X-CT）三维重构浆液固化体孔隙结构；通过定制反应器模拟储层条件，测量耦合样品（slurry-sediment composite）的渗透率（K₁）、界面渗透率（K₂）及沉积物渗透率（K₃）；引入压降系数（pressure-drop coefficient）定量评价不同压裂液对储层导流能力的影响。

研究结果

3.1 浆液侵入沉积物的SEM-EDS观测
通过元素分布差异（如碳含量梯度）确定浆液侵入沉积物的平均厚度达55μm以上。有效压力（effective pressure）从4 MPa增至10 MPa时，界面厚度从67.5μm增至245μm（表3）。高孔隙度（0.45）沉积物因颗粒堆积松散，浆液侵入范围更大（145μm）。

3.2 沉积物孔隙特征
SEM图像分析显示，浆液侵入导致界面附近沉积物孔隙面积减少超40%（表4）。大孔隙（>5μm）被浆液分割为微孔（<2μm），汞侵入实验证实93%孔隙直径小于2μm（图13）。X-CT三维重建表明，浆液固化体近界面区域孔隙度较高，形成优势渗流通道（图15）。

3.3 气水渗流过程中渗透率变化
初始固化后耦合样品渗透损伤达75%，但随渗透增强剂释放，损伤降至27%（图16）。压降系数分析表明，聚氨酯浆液刺激的储层导流能力优于瓜尔胶压裂液（guar gum fracturing fluid）和纯水，后者压降系数高达前者的6.4-9.9倍（图21）。

结论与意义
该研究首次系统阐明了双增强刺激浆液与沉积物的相互作用机制：1）浆液侵入形成过渡带，界面厚度受有效压力和沉积物孔隙度调控；2）渗透增强剂释放可逆转浆液对储层的渗透损伤；3）聚氨酯浆液对储层导流能力的负面影响远低于传统水基压裂液。研究成果为南海水合物安全开采提供了兼具渗透性增强与结构稳定的新型储层改造方案，发表于《Applied Ocean Research》的论文标志着该技术向工程化应用迈出关键一步。未来需进一步开展现场尺度试验，并评估水合物分解过程中浆液骨架的长期稳定性。