天然气基本压缩因子计算方法(全面版)资料

1、天然气基本压缩因了计算方法（全面版）资料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60°和14.73 psia。欧洲常用的基本条件是0 C和101.325 kPa而标准条件是15 C和101.325 kPa阿根廷也用15 C和101.325 k

2、Pa, 而墨西哥则用的是20 C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

3、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60°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

4、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 C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0C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（0C和30C的B值，据说方程5用线性内插法可得其它温

5、度的B值。表1中0C和30E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0C和60C ,基本压力小于16 psia计算的B因子方程Z=L+BP/RT(1)i=i j=i:乍几i宀比1.+斗耳抵<2>rjw/=j j=i(nVki=lJBi 7B B 卿uj-BmJxT 口 Z3二次维里系数（B,cc/mol表1序号组份0°C 15C 60 ° 20C 30C1 甲烷-53.60 -47.35 -47.1 2 -45.27 -41.102 乙烷-222.20 -200.99 -200.20 -193.92

6、-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.

7、00 -3245.00 -3224.07 -3056.67 -2680.0010 正辛烷 -5800.00 -4850.00 -4814.81 -4533.33 -3900.0011 氮气 -10.60 -7.40 -7.28 -6.33 -4.2012 二氧化碳 -149.70 -134.80 -134.25 -129.83 -119.90* 0 C和30C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 °C , cc/mol B(方程 3 Mole,% B i (60 F, °c/mol B(方程 3 1 甲烷90.8

8、945 -53.6 6.6546 83.02 -47.1 5.6987 2乙烷 5.2203 -222.2 0.7782 7.45 -200.21.0541 3 丙烷 1.4701 -464 0.3167 4.39 -413.9 0.8931 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

9、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100.0000 8.1968 B=67.1868100.008.7618 B=76.7602由方程1计算ZR,kg/sq cm-cc/mol-k 84.

10、784 R,kg/sq cm-cc/mol-k 12.5091 T,K273.15 T,K 288.71 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

11、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

12、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0 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 Ifate 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

13、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 aI1-2通过 OD P 164航次对在布莱克海台 (B Iack 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

14、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 I 125 N 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

15、 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 2-4 2HC0 -3+H S -+H 20 (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

16、 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 3COOHCH 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 ,SO2-4和甲烷所发图 1 沉积物中 S M I 附近的化学反应 2F ig 11 Schem atic diagram of the chem ical reacti

17、 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,S0 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。2 S 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

18、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

19、 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F ig 12 T he distributi ons of BSR (a and S M I at OD P 1

20、64994(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

21、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

22、大于B处的甲烷流体通量。越靠近 SM 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r*iu«1 |r|wti*iw! VWMI1* W*1* IW-iMM£jiv輩!>qKVII ti|* i*4*#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

23、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3 S 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 13 T 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

24、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 015 24m ,很显然该海域的高甲烷通量导致其 S M I 的埋深很浅 8o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

25、的分 布9F ig 14 T 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 9?5?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 4715 m内基本呈线性变化,而在顶部与底部则发生弯

26、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

27、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1 : 1,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

28、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

29、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217 X0- 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 W- 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

30、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

31、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

32、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

33、 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

34、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海区的沉积物孔隙水中 SO 22010 N 11

35、8 4040 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

36、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

37、 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

38、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

39、 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

40、 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 : 668694. . m ethane2rich sed im en ts overlying the B lake R idge gas hyd rates J . P roc. OD P Sci

41、 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

42、. 2 BO ROW SK IW S, PAU LL C K , U SSL ER III W. Global and local variation s of in terstitial su lfate g rad ien ts in 4 HO EHL ER T M , AL PER I M J , ALBER T D B , et al F ield and labo rato ry stud ies of m ethane ox idation in anox ic . N m arine sed im en t: evidence fo r a m ethanogen 2su lfa

43、te reducer con so rtium J . Global B iogeochem , 1994, 8 (4 : 451 R GEN SON B B , W EBER A , ZO PH I J. Su lfate reductu ion and anaerob ic m ethane ox idation in B lack Sea I, 2001, 48: 2 097- 2 120. 6 BO ROW SK I W S, HO EHL ER T M , AL PER I M J , et al Sign ificance of anaerob ic m ethane ox ida

44、tion in . N 7 蒋少涌, 杨 涛, 薛紫晨, 等. 南海北部海区海底沉积物中孔隙水的 C l- 和 SO 2- 浓度异常特征及 其对天然气水合 4 物的指示意义 J . 现代地质 , 2005, 19 (1 : 45- 54. 8 A T SUM O TO R , O KU DA Y, AO YAM A C, et al M ethane P lum es over a M arine Gas H yd rate System in the . M Eastern M arg in of the Sea of J ap an: a P ropo sed M echan ism fo

45、 r the T ran spo rt of Sign ifican t Sub su rfaceM ethane to Shallow W aters C A GU Fall M eeting A b stracts. San F rancisco: s. n. , 2004: 575. 9 BO HRM ANNG, TR A M , BALDAU F J , et al O cean D rilling P rog ram L eg 204 Scien tific P ro sp ectu s . HU sed im en ts J . D eep 2Sea R es.方银霞 等: 硫酸盐

46、 2 甲烷界面与甲烷通量及下伏天然气水合物赋存的关系 ? 9 ? 11 张光学, 黄永样, 祝有海, 等. 南海天然气水合物的成矿远景 J . 海洋地质 与第四纪地质 , 2002, 22 (1 : 75 - 87. 12 U B i2hao, ZHU You 2hai, W AN G J ian 2qiao, et a1. Gas hyd rate in the Sou th Ch ina Sea: R eview and p ro sp ect W J . EO S T ran s, 2000, 81 (22 : 66. 13 祝有海, 吴必豪, 卢振权. 中国近海天然气水合物找 矿前景

47、J . 矿床地质 , 2001, 122 (5 : 6- 10. Petro leum Science and Eng ineering J . 2004, 41: 11- 20. 15 AN G P, PR ELL W L , BLUM P , et al P roceed ing of the O cean D rilling P rog ram , In itial R epo rts 184 R . . W T axes: Co llege Station, 2002: 623. ( S econd I nstitu te of O ceanog rap hy , S OA , L a

48、bora tory of S ubm a rine G eosciences , S OA , H ang z hou 310012, C h ina B a sed on the change cha racters of the su lfa te con ten t and the m ethane con ten t a round the su lfa te 2 ethane in terface, it is fea sib le to est im a te the in ten sity of the m ethane flux, and m th is a rea. ther

49、eafter to infer the po ssib ility of the occu rrence of ga s hyd ra te. T he geochem ist ry da ta m ethane in terface is rela t ively sha llow , w h ich ind ica tes tha t the m ethane flux is h igh in Abstract: T he su lfa te 2 ethane in terface is an im po rtan t b iogeochem ist ry iden t ifica t i

50、on m Sea. Key words: ga s hyd ra te; m ethane flux; su lfa te 2 ethane in terface m su lfa te 2 ethane in terface, the m ethane con ten t increa ses con t inuou sly w ith the dep th. m fo r the decom po sit ion of o rgan ic m a t ter and anaerob ic m ethane ox ida t ion, below the of the po re w a t

51、er taken from the no rthern slop e of Sou th Ch ina Sea show the su lfa te 2 It is con sidered tha t the h igh m ethane flux is m o st p robab ly cau sed by the occu rrence of ga s hyd ra te depo sit below the seafloo r in the no rthern slop e of Sou th Ch ina 14 GU O T ian 2 in, W U B i2hao, ZHU Yo

52、u 2hai, et al A review on the gas hyd rate research in Ch ina. Jou rnal of . m The rela tion sh ip of sulfa te-m ethane in terface w ith the m ethane f lux and the underly ing ga s hydra te FAN G Y in 2x ia , CHU Feng 2you in terface fo r the a rea s w ith h igh m ethane flux and con ta ining ga s h

53、yd ra te. A bove the su lfa te 2 ethane in terface, the su lfa te con ten t in the sed im en t is con sum ed p rog ressively m贴片电容的计算方法贴片电容在主板、高压板中、采用的主要有贴片陶瓷电容和钽电容。电容一般多 为黄色，电解电容稍大，陶瓷电容很小。有的电容在，其中间标出有两个字符表 示容量，大部分电容则未标出其容量。主板、高压板中的电解电容，在其一端有 一较窄的暗条，表示该端为其正极。1、贴片陶瓷电容的容量标识码一般由1个 或2个字母及1位数字组成。当标识码是2个字

54、母时，第一个字母标识生产厂商 代码，例如，当第一个字母是 K时，表示此陶瓷电容是由Kemet公司生产的。3 位代码的第二个字母或两位代码的第一个字母代表电容容量中的有效数字，字母 有效数字的对应关系见下表。代码中最后的数字代表有效数字乖以10幕次，最后计算结果得到的电容量单位为 PF。例如，当电容上标识是S3时，查表可知“ 所对应的有效数字为4.7， “3表示103，因此，S3表示此电容的容量为4.7 X03PF，或4.7nF,面制造商不明。再如，电容上的标识为 KA2，K表示电容 由Kemet公司生产，A2表示1.0 X102PF,即卩100PF。2、有些贴片电容采用3位数表示，单位为PF，

55、前两位数字为有效数字，后一位 数为有效数字乘以10的幕次。若有小数点，则用 P表示，如1P5表示1.5PF。100表示10PF等。误差用字母表示，C为±).25PF，D为±).5PF，F为±%，J为 ±j%，K 为 ±0%, M 为 ±>0%，I 为一20%80%。3、贴片电解标示方法，采用3位数进行标注，单位为PF。前两位为有效数，后一位数为有效数乘以10的幕次，如475表示4700000PF,即4.7uF。直接进行标 示，标出的参数主要有容量和耐压值，如10V6代表电解电容的容量为10uF，耐压为6V。使用代码法，通常由1个

56、字母和3个数字组成，字母表示电解电容的耐 压值，而数字用来标明电解电容的电容量，单位为PF。前两位数字代表电容量有有效数字，第3位数字代表有效数字乘以10的幕次。贴片电解电容上面的指示 条标明此端为电解电容的正极。贴片电解代码中字母与耐压的对照见下表2:代也;i：,孑并灯4勺畀！AIDJ22K4 73.SB1.1K2 JT5.1h3.511.2L2.1UdbM3.0V62EJ rE1.5wfF1AFX7.5inG1.«Q3叩*n70H2A>Rz跖tSOV知SME电解电容代码中的字母所代表的耐压值（V）E2.5G4J63A10C16D20E25V35表2贴片电解电容代码与耐压值的关系明渠均匀流水力计算方法及Basic程序使用说明明渠均匀流水力计算的主要内容包括如下两个方面：一是 校核已成渠道的过水能力；或者由实测流量资料确定已成渠道 的糙率；二是设计新的渠道即确定底宽(b)或水深(h)或底坡(i)。为了应用方便，这两类问题可以汇编成一个电算程序来解 决。一、明渠均匀流水力计算的数学公式：明渠均匀流水力计算的基本公式是连续方程及谢才公式。A?VC ? . Ri1R1/6nA/XQ?nK空K x2/3只要根据不同的横断面类型找出A与 x的表达式，就可以解决各种情况下的明渠均匀流水力计算问题。