裂纹尖端应力强度因子的有限元计算方法分析.doc

裂纹尖端应力强度因子的有限元计算方法分析_刘明尧（全面版）资料 第 33 卷 第 6 期 刘明尧 , 柯孟龙 , 周祖德 , 等 : 裂纹尖端应力强度因子 的有限元计算方法分析 121 20 mm 的平板为例 , 采用 ANSYS 命令流的方法 , 得出外推法和虚拟裂纹闭 合法所需的暂存空间分别为 2. 172 M B 、0 . 873 M B , 所需的总计算时间分别为 7 . 33 s 、3 . 55 s , 虚拟裂纹闭合法的效率更高 。 综上所述 , 虚拟裂纹闭合法能达到解析法 、 1/ 4 节点法和位移外推法的计算精度 , 且由于其对裂纹尖端 单元性质要求低 , 计算简单易行 、 效率更高 , 适合各种单元类型和结构的计算 , 是计算裂纹尖端应力强度因子 很好的选择 。 4 结 论 a. 采用逐节点建模和实体建模相结合方法建立了含裂纹板有限元模型 , 说明了该方法的可行性 。 b. 分析了 1/ 4 节点法 、 位移外推法 、 虚拟裂纹闭合法的特点 , 1/ 4 节点法精度高但难以进行数值模拟 , 位 移外推法相比于 1/ 4 节点法更节约计算资源 , 虚拟裂纹闭合法间接求解应力强度因子且不受裂纹尖端单元 性质的影响 。 根据有限元计算的节点位移和节点力 , 分别用 1/ 4 节点法 、位移外推法 、虚拟裂纹闭合法计算 应力强度因子并与手册值比较 , 3 种方法都能达到较高的精度 。 计算的过程表明 , 虚拟裂纹闭合法的效率最 高 , 1/ 4 节点法最低 。 c. 研究了裂纹长度 、 平板几何尺寸对裂纹尖端应力强度因子 K I 的影响 。 K I 与平板受的载荷成线性关 系; 当平板宽度和高度分别满足 a/W 0 . 2 、a/ H 0. 1 时 , K I 受 W 、H 的影响较大 ; 当 a/W 0. 2 或 a/ H 0. 1 时 , K I 值分别随 W 、H 而趋于 a 。 d. 通过 1/ 4 节点法 、 位移外推法 、 虚拟裂纹闭合法 3 种方法的比较分析 , 可知虚拟裂纹闭合法更具优势 , 这对选择合适的裂纹尖端应力强度因子计算方法具有指导意义 。 计算得到的裂尖应力强度因子 , 为较精确 地进行裂纹的疲劳扩展和寿命预测提供了前提基础 。 参考文献 1 瞿伟廉 , 鲁丽君 , 李 明 . 带三维穿透裂纹结构的有限元实体建模方法 J . 武汉理工大学学报 , 2021 , 30( 1 : 87-90 . 2 陈传尧 . 疲劳与断裂 M . 武汉 : 华中科技大学出版社 , 2002 . 3 L in X B , Smith R A .F inite Element M odelling of Fatigue Cr ack Gr ow th o f Surface C racked Pla te s J .Eng ineering F racture M echanics , 1999 , 63 : 503-522 . 4 马 艳 . 结构表面裂纹应力强度因子计算方法研究 D . 大连: 大连理工大学 , 2007 . 5 Rice J R . A Path Indepe ndent Integ ral and the Appro xima te A na ly sis of Str ain Concentratio n by N otches and Cracks J . J A ppl M ech , 1968 , 35 : 379 -386 . 6 周益春 , 郑学军 . 材料的宏微观力学性能 M . 北京 : 高等教育出版 社 , 2021 . 7 Fehl B D , T ruman K Z .An Evalua tion of F racture M echanics Quar ter Po int Displacement T echniques U sed fo r Co mputing S tress Intensity F actor s J .Engineer ing St ructures , 1999 , 21 : 406-415 . 8 李振华 , 吴 晓 , 高海龙 , 等 . 基于 A N SYS 的焊接箱形梁裂纹断裂分析 J .起重运输机械 , 2021( 7: 84 -86 . 9 Cao Y Q . T hr ee Dimensio nal Finite Element M o deling of Subsurface M edian Crack in T rilaye r Sandw iches due to Contact L oading J . Engineering F racture M echanics , 2002 , 69 : 729-743 . 10 Shih C F , deLo renzi H G , Ge rman M D .Crack Extension M odeling with Sing ular Q uadratic Isoparamet ric Element J . Int Journ of F racture , 1976 , 12 : 647-651 . 11 Chen L S , K uang J H . A M odified Linear Ex trapo la tion F o rmula fo r Determina tion o f St ress Intensity Factor J .Int Journ of F racture , 1992 , 54 : R3-R8 . 12 肖 涛 , 左正 兴 . 虚拟裂纹闭合法在结构断裂分析中的应用 J .计算力学学报 , 2021 , 25 : 1619 . 13 解 德 , 钱 勤 , 李长安 . 断裂力学中的数值计算方法及工程应用 M . 北京 : 科学出版社 , 2021 . 天然气基本压缩因子计算方法编译:阙洪培(西南石油大学 审校:刘廷元这篇文章提出一个简便展开算法:任一压力-温度的基本压缩因子的输气监测计算。这个算法中的二次维里系数来源于参考文献1。计算的压缩因子接近AGA 8状态方程值2。1 测量在天然气工业实用计量中,压力、温度变化作为基本(或标准条件,不仅地区间有差别,而且在天然气销售合同也有不同。在美国,通常标准参考条件是60F和14.73 psia。欧洲常用的基本条件是0 和101.325 kPa,而标准条件是15 和101.325 kPa。阿根廷也用15 和101.325 kPa,而墨西哥则用的是20 和1kg/ sq cm(绝对。计算真实气体的热值、密度、基本密度、基本体积、以及沃贝指数时要求已知基本条件的压缩因子。表1是理想气体值。表1中的理想气体值不能用于密闭输气,必须计算相应基本条件的压缩因子。计算其它基本条件的压缩因子可用AGA 8 程序,但代数计算较复杂,计算机编程共有三组软件,比较耗时。本文提出了一个展开算法,计算密闭输气基本条件(基本条件可是任何压力温度的压缩因子。2 压缩因子接近外界条件时,即压力小于16 psia,截断维里状态方程(方程组中的方程1较好地描述了天然气的体积性质。方程1中,各符号的物理意义是:Z = 基本条件下压缩因子B = 二次维里系数R = 气体常数P = 基本条件的绝对压力T = 温度条件的绝对压力天然气基本压缩因子接近1,如0.99,B必然为负(图1方程2是混合物的二次维里系数,式中B ij = B ji为组分i和j的二次交互维里系数,B ii为纯组分i 的二次维里系数。二次维里系数是温度的函数。也可用方程3求B,便于手工计算。比较适合密闭输气计算,方程3中B i的平方根为总因子,参见参考文献1,3,4。问题的提出:表中常见60F总因子值,而未见有其它基本温度条件的总因子值。由此本文献出一种方法,求解任一温度的压缩因子。本方法不用因子求和法而用了好用便于书写的二次维里系数法。方程3假定方程4已作校正。下面举出2例说明这种方程的用法。甲烷(B1和乙烷(B20 的B因子分别为-53.28和-219.38,甲烷和乙烷混合物(B12B因子等于B1*B2开方(方程4或等于-108.11,而实验值为-111.86,此值很接近实际。丙烷B3在0的B因子为-470,甲烷和丙烷混合物B13的 B因子(方程4为-158,其实验值为-1565。方程4是获得简化表达式方程3的关键,消除了计算过程中的可变量。表1是纯烃和惰性气体在可测压力、温度变化范围的二次维里系数。参考文献DIN1871中只有两个温度(0和30的B值,据说方程5用线性内插法可得其它温度的B值。表1中0和30以外的其它温度的B值就是方程5用线性内插法计算的,同理可推广用于任一基本温度。表2是两种气体混合物在0和60,基本压力小于16 psia.计算的B因子。 二次维里系数(B,cc/mol 表1序号 组份 0 15 60F 20 30*1 甲烷 -53.60 -47.35 -47.12 -45.27 -41.102 乙烷 -222.20 -200.99 -200.20 -193.92 -179.783 丙烷 -464.00 -415.65 -413.86 -399.53 -367.304 异丁烷 -828.00 -746.00 -742.96 -718.67 -664.005 正丁烷 -918.00 -813.00 -809.11 -778.00 -708.506 异戊烷 -1320.00 -1185.00 -1180.00 -1140.00 -1050.007 正戊烷 -1680.00 -1451.50 -1443.04 -1375.33 -1223.008 正已烷 -2412.00 -2096.00 -2084.15 -1989.33 -1776.009 正庚烷 -3810.00 -3245.00 -3224.07 -3056.67 -2680.0010 正辛烷 -5800.00 -4850.00 -4814.81 -4533.33 -3900.0011 氮气 -1060 -7.40 -7.28 -6.33 -4.2012 二氧化碳 -149.70 -134.80 -134.25 -129.83 -119.90* 0和30的系数来自DIN1871,其它值用内插法求得。实验系数 表2 序号组份Mole,% B i (0, cc/mol B(方程3 Mole,% B i (60F, cc/mol B(方程3 1 甲烷 90.8945 -53.6 6.6546 83.02 -47.1 5.6987 2 乙烷 5.2203 -222.2 0.7782 7.45 -200.2 1.0541 3 丙烷 1.4701 -464 0.3167 4.39 -413.9 08931 4 异丁烷 0.2700 -828 0.0777 0.83 743.0 0.2262 5 正丁烷 0.3900 -918 0.1182 1.08 -809.1 0.3072 6 异戊烷 0.1250 -1320 0.0454 0.31 -1180.0 0.1065 7 正戊烷 0.1000 -1680 0.0410 0.25 -1443.0 0.0950 8 正已烷 0.0700 -2416 0.0344 0.30 -2084.1 0.1370 9 正庚烷 0.0900 -3810 0.5560 0.00 -3224.1 0.0000 10 正辛烷 0.0000 -5800 0.0000 0.00 -4814.8 0.0000 11 氮气 1.0301 -10.6 0.0335 0.35 -7.3 0.0094 12 二氧化碳 0.3400 -149.70.0416 2.02 -134.2 0.2340 总计100.00008.1968 B=67.1868100.008.7618 B=76.7602由方程1计算ZR,kg/sq cm-cc/mol-k 84.784 R,kg/sq cm-cc/mol-k 12.5091 T,K273.15 T,K288.71 P,kg/sq cm 1.00 P,kg/sq cm 14.696 -B-67.1868 B-76.7602 压缩因子(Z 0.9971 压缩因子(Z 0.9968 Z(AGA8计算 0.9971Z(AGA8计算 0.9968 压力,巴压缩因子(Z文章编号:10012909X (20070120001209收稿日期:2006203228作者简介:方银霞(1970-,女,浙江淳安县人,研究员,主要从事海洋地质和地球物理研究。硫酸盐2甲烷界面与甲烷通量及下伏天然气水合物赋存的关系方银霞,初凤友( 海洋局第二海洋研究所, 海洋局海底科学重点实验室,浙江杭州310012摘要:硫酸盐2甲烷界面在富甲烷和含天然气水合物的海洋沉积区已经成为一个重要的生物地球化学识别边界。在硫酸盐2甲烷界面之上,沉积物中的硫酸盐因参与分解有机质和甲烷厌氧氧化反应而被消耗,而其界面之下沉积物中的甲烷则不断生成,含量逐渐增加。根据该界面附近硫酸盐浓度和甲烷浓度的变化特征,可以判断该区甲烷流体通量的大小,从而指示下伏天然气水合物的可能赋存状况。南海北部陆坡的柱状沉积物孔隙水数据的分析显示,硫酸盐2甲烷界面埋深比较浅,表明该海域的甲烷通量较高。这种高甲烷通量很可能是由下伏的天然气水合物所引起的,并暗示着该区下伏海底可能有天然气水合物沉积层赋存。关键词:天然气水合物;甲烷通量;硫酸盐2甲烷界面中图分类号:P 74413文献标识码:A0引言天然气水合物的存在会使水合物沉积层中烃类气体的含量升高,它的分解会导致周围沉积物孔隙水中的氯离子含量降低,但在上覆的浅表层沉积物中却没有明显的异常现象,而且在硫酸盐2甲烷界面(su lfate 2m ethane in terface ,S M I 之上,沉积物中的甲烷含量一般很低,更何况沉积物中绝大部分的烃类气体在常规取样过程中都会发生逸散,因此依据浅表层沉积物中烃类气体的含量以及孔隙水的地球化学特征很难判断下伏沉积物中是否赋存天然气水合物。在没有钻井岩芯样品的情况下,如何通过对浅表层沉积物和间隙水的地球化学特征分析来识别海底可能存在的天然气水合物,是目前天然气水合物勘查中面临的一道难题。BOROW SK I et al1-2通过OD P 164航次对在布莱克海台(B lack R idge 获取到的天然气水合物钻孔沉积物样品进行了详细地球化学分析后认为,根据沉积物孔隙水中的硫酸盐与甲烷含量变化确定的S M I 及其上、下的硫酸盐与甲烷含量变化特征可指示硫酸盐2甲烷界面下沉积物中的甲烷通量,并据此判断下伏天然气水合物的赋存状况。我国研究者经过对南海北部陆坡多年的勘探与研究认为,南海北部是天然气水合物的潜在分布区,但由于目前我国还没有对该区实施钻探调查,且至今尚未采集到天然气水合第25卷第1期2007年3月海洋学研究JOURNAL OF M AR INE SC IENCESV o l 125N o 11M ar .,2007物样品,因此加强对该区沉积物孔隙水中的硫酸盐2甲烷界面空间分布规律及其界面上、下的硫酸盐与甲烷含量变化特征的研究,可为今后进一步开展的天然气水合物钻探调查提供科学参考。1概述在缺氧或贫氧环境下,海水中大量的溶解硫酸盐作为氧化剂与微生物一起因分解沉积有机质而被消耗,发生了硫酸盐的还原作用,导致沉积物孔隙水中硫酸盐的亏损,并且随着沉积物深度的增加,硫酸盐的浓度不断降低。另外,在硫酸盐还原带底部,即S M I 界面处发生的甲烷厌氧氧化反应(anaerob ic m ethane ox idati on ,AM O 也会消耗硫酸盐,发生的化学反应式为3-4CH 4+SO 2-42HCO -3+H S -+H 2O (1在多数情况下,微生物氧化沉积物有机质作用控制着孔隙水中硫酸盐的含量及其变化梯度,但是在沉积物含有大量甲烷的情况下,甲烷厌氧氧化作用也可能成为影响孔隙水中硫酸根离子含量及其变化的重要因素。硫酸盐还原带和S M I 之下是甲烷形成带,在海洋沉积物中以微生物为介质一般可通过下列两个独立的途径产生甲烷。一是二氧化碳还原为甲烷反应式(2,另一个是醋酸根发酵形成甲烷反应式(3,形成的甲烷的浓度最初是随着深度的增加而增加的。CO 2+4H 2CH 4+2H 2O(2CH 3COOH CH 4+CO 2(3硫酸根离子的穿透深度与自海底至S M I 界面的SO 2-4含量变化梯度、SO 2-4的通量以及甲烷的氧化速率关系密切5。图1为浅表层海洋沉积物中S M I 界面附近,SO 2-4和甲烷所发图1沉积物中S M I 附近的化学反应2F ig 11Schem atic diagram of the chem ical reacti ons thereabout the sulfate 2m ethane interface in the sedi m ent 2生的相关化学反应示意图,并展示了SO 2-4、甲烷和溶解二氧化碳含量的变化特征。由图1可见,SO 2-4由于还原作用和甲烷的厌氧氧化反应被不断地消耗,其含量迅速下降,CH 4的含量在甲烷形成带中逐渐增加,而溶解CO 2含量在S M I 界面附近表现为逐渐增加的变化趋势,表明它正在持续地生成。2S M I 与甲烷通量及下伏天然气水合物的关系BOROW SK I et al 2,6对OD P 164航次几个钻孔沉积物样品的孔隙水作了详细的地球化学分析,并绘制了布莱克海台区域的S M I 埋深等深图,以及钻遇到天然气水合物2海洋学研究25卷1期的994和995钻孔的上覆浅表层沉积物孔隙水中甲烷和硫酸盐的含量变化示意图(图2。从图2中可以看出,在硫酸盐还原带中甲烷含量很低,但在S M I 界面下,甲烷含量则迅速增加,说明在硫酸盐还原带中S M I 界面附近,甲烷由于厌氧氧化作用被大量消耗,而在S M I 界面以下,甲烷不仅没有因氧化作用而减少,反而由于甲烷的生成反应使其含量迅速增加。SO 2-4的含量一般主要受沉积物有机质的数量控制,而沉积物中有机质的含量与沉积速率有关。BOROW SK I et al 1-2的研究结果显示,布莱克海台区域的沉积速率变化不大,沉积物中有机质的含量相差也很小,但孔隙水中硫酸盐含量的变化梯度却很大,最大相差达16倍,这说明硫酸盐含量除受还原作用的影响外还受到其它因素(即甲烷厌氧氧化作用的影响。在布莱克海台水合物分布区S M I 界面以上,随着深度的增大,沉积物孔隙水中硫酸盐含量呈急剧线性降低趋势, 这也说明孔隙水中硫酸盐含量受到甲烷氧化作用的影响。图2布莱克海台水合物分布区994、995钻孔BSR (a 和S M I (b 、(c 的分布6F ig 12T he distributi ons of BSR (a and S M I at OD P 164994(b and 995(c stati ons in the gas hydrate area of B lack R idge 63方银霞等:硫酸盐2甲烷界面与甲烷通量及下伏天然气水合物赋存的关系对硫酸盐含量变化剖面的研究还表明,在深水沉积物中S M I 界面的深度通常大于50m 2,而在天然气水合物分布区,由于甲烷氧化作用的强烈影响,孔隙水中硫酸盐含量迅速下降,使得沉积物中S M I 界面的埋深较浅。因此,甲烷氧化作用会导致沉积物中出现较浅的S M I 界面以及急剧的硫酸盐含量降低现象,而甲烷通量的大小则直接影响S M I 界面的深浅以及孔隙水中硫酸盐含量的变化梯度。大量甲烷的向上扩散将会使甲烷氧化作用加强,从而导致S M I 界面埋深较浅,使孔隙水中硫酸盐含量呈急剧线性变化。因此,硫酸盐含量的急剧线性变化以及较浅的S M I 界面很可能指示着下部天然气水合物的存在。对全球OD P 钻孔资料的统计也表明,位于天然气水合物区的钻孔中有95%具有较浅的S M I 界面(50m 和硫酸盐含量急剧线性降低的特征7。图3展示的是S M I 界面、甲烷流体通量与下伏天然气水合物埋深间的相互关系。如图3所示,C A =C B ,Z A Z B ,则A 处的甲烷梯度大于B 处的甲烷梯度,这说明A 处的甲烷流体通量大于B 处的甲烷流体通量。越靠近S M I 界面,甲烷梯度越陡,说明在水合物稳定带的基底面以上甲烷的溶解浓度较高。在稳定状态,陡的甲烷梯度的形成,可能是 由于微生物的甲烷产量随着深度的增加而引起的,也可能是与下伏的天然气水合物有关。但是从图3中发现,硫酸盐的浓度梯度呈线性变化,这说明在甲烷产生之前稳定的有机物质可能被硫酸盐还原剂消耗了,而且这些地区总有机碳(TOC 随深度的变化很小,因此陡的甲烷梯度现象不可能是由于微生物的甲烷产量随着深度的加大而增加所引起的,那么它只可能与天然气水合物的赋存有关。图3S M I 、甲烷流体通量与下伏天然气水合物埋深间的关系2F ig 13T he relati ons of S M I ,the upw ard m ethane flux andthe dep th of gas hydrate zone 2孔隙水中SO 2-4的消耗在很大程度上受沉积物中沉积有机质的质量和数量所控制。一般来说,随着沉积速率的增大,进入沉积物的有机质数量增加,以微生物为介质的、通过硫酸盐还原作用氧化沉积有机质的过程就会加快。因此有机质输入量大的地区,孔隙中的4海洋学研究25卷1期微生物代谢就很快将SO 2-4消耗掉,这加速了海洋还原环境中甲烷的形成,增加了产生大量甲烷的可能性。目前发现的海洋天然气水合物有机烃的来源主要是生物成因的甲烷,这也与世界范围内海洋天然气水合物出现的地区表层沉积物富含有机质相对应。在日本海的东部大陆边缘,测深仪发现了36个比较大型的海底天然气渗漏系统,每个渗漏系统直径为100200m ,高度为6002750m ,对该处孔隙水的地球化学分析显示,S M I 界面位置为海底以下01524m ,很显然该海域的高甲烷通量导致其S M I 的埋深很浅8 。图4水合物脊水合物分布区1244、1245钻孔的BSR (a 和S M I (b 、(c 的分布9F ig 14T he distributi ons of BSR (a and S M I at OD P 2041244(b and 1245(c stati onsin the gas hydrate area of H ydrate R idge 95方银霞等:硫酸盐2甲烷界面与甲烷通量及下伏天然气水合物赋存的关系6 海洋学研究 25 卷 1 期 底以下 9115 m 以下, 硫酸盐浓度却并未降至 0 mM , 而是保持在小于 1 mM 的浓度范围内, 这可能是由于在调查取样过程中样品被海水污染所致。 硫酸盐浓度变化曲线在海底以下 4 715 m 内基本呈线性变化, 而在顶部与底部则发生弯曲, 这可能与沉积有机质氧化导致的 硫酸盐亏损和水平对流引起的流体输运有关。 1 BO ROW SK I et a l 认为, 向下的硫酸盐流体与向上的甲烷流体在高浓度甲烷向上扩散 条件下基本保持平衡 ( 如天然气水合物分布区 , 并在硫酸盐还原区保持低的还原率。在这 越浅, SM I 的位置也越浅, 而且两者的埋深比率也很接近, 均约为 19 20 倍, 即B SR 的埋 深约为 SM I 埋深的 19 20 倍。 虽然这个结果也许仅是偶然, 需要经过大量的实测数据加以 验证, 但在天然气水合物分布区, B SR 的埋深与 SM I 的埋深之间确实存在着密切的关系。 OD P 204 航次 1 244 站位的顶空气分析显示 ( 图 4 , SM I 界面位于海底以下约 815 m 处, 在该界面硫酸盐浓度降至最低, 同时甲烷浓度开始增加 9 。 硫酸盐最大浓度 ( 2917 mM 出现在沉积物与底层水的界面处, 但在海底以下 9115 m 处就降至 1 mM 以下。在海 种条件下, 由于发生于 SM I 界面处的甲烷厌氧氧化作用消耗了硫酸盐与甲烷, 使得硫酸盐 和甲烷结成了一对地球化学组合。 由于被甲烷厌氧氧化作用消耗的硫酸盐和甲烷的化学计 量之比大约为 11, 所以两者的通量在该界面处大致是相等的。如果假定硫酸盐还原带中 下部的硫酸盐亏损主要是由甲烷厌氧氧化作用控制, 那么上升的甲烷通量就可以通过硫酸 盐的变化梯度加以推算。 真正的甲烷浓度由于取样时甲烷的逸散而很难得到, 因此硫酸盐 的变化梯度是估算甲烷通量的一个重要参数。 根据菲克第一定律, 可以利用下式计算硫酸盐至 SM I 界面的通量: 3 ( 1 J = D 0 C x 式中: J 为通量; D 0 为硫酸盐的扩散系数; 为沉积物的孔隙度; x 为硫酸盐随深度变 C 化的浓度梯度。 布莱克海台 OD P 164 航次 994、 995 站位孔隙水中的硫酸盐浓度变化呈较好的线性关 系, 但 OD P 204 航次的 1 244、 1 245 站位的硫酸盐浓度在浅部的线性关系却并不明显 ( 图 2、图 4 , 这表明孔隙水中硫酸盐的浓度变化并不完全受控于甲烷厌氧氧化作用, 还可能受 到下伏沉积层中甲烷通量的影响。1 244 站位的甲烷通量在基于 4 8 m 之间的硫酸盐梯度 ( 515 mM m 前提下推算出为 21710- 3mM ( cm 2 a , 而布莱克海台, 即使根据最大硫酸 盐变化梯度推算的甲烷通量也只有 118 10- 3mM ( cm 2 a 1, 6 , 因此 OD P 204 航次 1 244 站位的甲烷通量要高于目前被动大陆边缘水合物分布区约 33% , 属于高甲烷通量区, 这也 对天然气水合物赋存区 B SR 和 SM I 界面的对比分析还可以看出水合物稳定带与 SM I 界面之间的关系。布莱克海台和水合物脊 (H yd ra te R idge 分别是全球被动大陆边缘和主 动大陆边缘水合物分布区的典型代表, 两处的天然气水合物都已被大洋钻探所证实 ( 图 2、 图 4 。在布莱克海台水合物分布区, OD P 164 航次 994、995 两个站位的 B SR 在地震剖面上 均位于海底以下 0153 s ( 双程旅行时 处, 若取该处的速率为 1 600 m s, 则 B SR 的埋深 约为 424 m , 而其 SM I 界面基本位于海底以下 22 m 处。在水合物脊, OD P 204 航次 1 244 和 1 245 两个站位的 B SR 在地震剖面上分别位于海底以下 0122 s 和 0117 s ( 双程旅行时 处, 若该处的速率也取 1 600 m s, 则 B SR 的埋深分别约为 176 m 和 136 m , 而其 SM I 界 面则分别位于海底以下 815 m 和 7 m 处。可以看到, 水合物稳定带底界的标志 B SR 的埋深 方银霞 等: 硫酸盐2甲烷界面与甲烷通量及下伏天然气水合物赋存的关系 7 是主动大陆边缘天然气水合物分布区的一个重要特征。 3南海北部陆坡沉积物孔隙水中的甲烷和 SO 2- 含量变化特征 4 经过多年的勘探与研究, 在南海北部陆坡已经获得了可证实天然气水合物存在的多种 证据。 该海域沉积沉降速率大, 据 OD P 184 航次钻井资料揭示, 在东沙群岛东南地区, 1 144 井揭示 1 M a 以来的沉积速率为 400 1 200 m M a 而这种快速沉积对形成天然气水合物 赋存所需的沉积体是非常有利的。 另外, 该区在早白垩世末、 始新世末和中中新世末曾发 生 3 次构造运动, 造成陆坡区中中新统之下沉积盖层断裂构造的发育, 有些断裂自基底断 至海底, 这有利于烃气向上的远距离输送; 而晚中新世以来长期平静的构造活动又有利于 天然气水合物的保存。因此, 南海北部陆坡区是天然气水合物的潜在分布区。宋海斌 等 10 曾在经过 OD P 184 航次 1 144 站位的 SO 95210 地震剖面上识别出 B SR 。此后不久, 张光学 等 11 通过对南海陆坡深水区已有的大量多道地震资料的重新判读, 也在穿过OD P 1 144 站 位的剖面上海底以下 017 s 处发现了 B SR , 该 B SR 的埋深约 650 m 。广州海洋地质调查局 自 1999 年以来在南海北部陆坡曾进行了多次天然气水合物地球物理和多学科综合调查, 圈 出了 B SR 的分布区块。 在该区海底表面还观察到断崖、 断块等断层活动遗留的地貌景观, 并 发育有大规模的重力流和等深流沉积, 在某些站位还发现了自生碳酸盐结块。 另外, 天然 气水合物分解形成的甲烷异常和其它地球化学异常在该海域也有发现, 如 1 144 站位存在 顶空气异常, 海底以下 300 600 m 顶空气的甲烷含量明显增高, 其它地球化学异常还包 括: 孔隙水中的氯离子浓度降低、富18O 的自生菱铁矿结核的生成、硫酸盐还原带较浅、甲 烷中碳氢同位素组成异常等 12- 14 。这些异常都极可能与天然气水合物的分解、孔隙水的稀 释、甲烷含量的增加有关, 而且这些异常分布与 B SR 分布也基本一致, 表明该海域是天然 气水合物的有利分布区。 另外, 南海北部 ( 21 22 、 119 E 海区的沉积物孔隙水中 SO 220 10 N 118 40 40 E 4 的浓度也表现出明显地随沉积物埋藏深度的增加而降低的变化趋势 7 。 该区 5 个站位的 05 为 812 m 。在南海北部W 海区, W 205 和W 203 两个站位的 SM I 界面埋深则分别为 1712 2m 和 1618 m 。这些钻孔孔隙水中 SO 4 的浓度下降较快, 完全符合目前国际上已证实的存 SM I 界面埋深如下: E 201 为 1010 m , E 202 为 715 m , E 203 为 1412 m , E 204 为 916 m , E 2 在天然气水合物区域的浅表沉积物中 SM I 界面深度小于 50 m 的论断。 但是从对 OD P 184 航次北部工作区几个钻孔的数据分析来看, 除了位于最北端的 1 144 站位的 SM I 界面埋深 较浅外 ( 约 11 m , 其它几个站位由北向南 SM I 埋深逐渐增大, 1 145、1 146 和 1 147 站位 的 SM I 埋深分别为 185、65 和 76 m 15 。这些钻孔沉积物孔隙水中的 SM I 界面的埋深都大 于典型天然气水合物区的 SM I 深度, 表明除 1 144 站位外, 其它几个钻孔沉积物中的甲烷 通量都比较小, 原地赋存天然气水合物的可能性也很小。 由此可知, 甲烷通量在整个南海 北部海区分布是不均匀的, 而在东沙海域一带明显比较高, 这很可能与下伏天然气水合物 的赋存有关。 当然南海大陆架是油气富集区, 近岸分布有许多油气苗, 沉积物中的甲烷通 量自然比较大, SM I 界面也相应较浅。由此可知, 在判别天然气水合物是否存在时, 还应 结合其它更多资料进行综合分析。 8 海洋学研究 25 卷 1 期 4结论 通过钻探获取天然气水合物实物是海底水合物勘查最有效的手段, 但由于费用昂贵, 这 一手段不能被广泛使用。 如何在没有钻井岩芯的情况下, 通过对常规勘探手段获得的浅表 层沉积物和孔隙水的地球化学特征进行分析以识别海底可能存在的天然气水合物, 是目前 研究者们比较关注的课题。 典型天然气水合物分布区孔隙水的地球化学特征分析表明, 由 于沉积物中向上扩散的甲烷通量可控制沉积物孔隙水中硫酸盐的变化梯度以及 SM I 界面 的深度, 因此, SM I 界面及其界面上、下硫酸盐与甲烷含量的变化特征可用来指示 SM I 界 面下沉积物中的甲烷通量, 并以此判断下伏天然气水合物的可能赋存状况。 由此可知, 浅 表层沉积物孔隙水的 SM I 界面的埋深可以用于判别甲烷向上的扩散量, 尽管其它很多原因 ( 如海底油气苗的存在等 也会导致沉积物中甲烷通量的增大、SM I 界面的变浅, 但它仍然 为研究者们提供了一个较好的天然气水合物的识别标志。 南海北部陆坡天然气水合物潜在分布区的柱状沉积物孔隙水数据也表明, SM I 界面埋 深较浅表明了该海域的甲烷通量较高。 高甲烷通量很可能是由下伏的天然气水合物所引起 的, 这暗示着该区海底以下一定范围内可能赋存有天然气水合物沉积层。 参考文献: 1 BO ROW SK IW S , PAU LL C K, U SSL ER IIIW 1 M arine po re w ater su lfate p rofiles ind icate in situ m ethane flux from underlying gas hyd rate J . Geo logy, 1996, 24: 655- 658. 3 R EEBU R GH W S. M ethane con sum p tion in Cariaco trench w aters and sed im en ts J . Earth P lanet. Sci L ett. , . 1976, 28: 337- 344. 5 J 10 宋海斌, 耿建华, W AN G How 2k ing, 等. 南海北部东沙海域天然气水合物的初步研究 J . 地球物理学报, 2001, 44 (5 : 668- 694. . m ethane2rich sed im en ts overlying the B lake R idge gas hyd rates J . P roc. OD P Sci R es. , 2000, 164: 87- 99. D rilling: Gas H yd rates O n H yd rate R idge, Cascad ia Con tinen talM arg in R . T axes: Co llege Station, 2002. 50. . deep 2 ater, con tinen tal m arg in sed im en ts: sen sitivity to underlying m ethane and gas hyd rates J . M ar. Geo l , w 1999, 159: 131- 154. - 463. 2 BO ROW SK IW S, PAU LL C K , U SSL ER III W. Global and local va