页岩气现场解吸方法优化

利用自行研制的智能化页岩气现场解吸仪对现有常规解吸方法进行优化,提出以110℃作为二阶解吸温度并形成高温快速解吸方法,可将解吸时间从40 h以上缩减至8 h左右,且可不再测试残余气,克服了常规解吸流程耗时长这一弊端。流程中增设了"T"字型铜制冷凝管,并辅以石英砂充填,较大程度去除了水蒸气冷凝水堵影响。选择6组页岩岩心进行高温快速解吸和常规慢解吸平行测试对比,结果显示2种方法含气量数据差值波动范围小于0.15 m3/t,且主要源于页岩取样的非均质性,同时高温快速解吸结果与不同深度录井气测变化规律一致。研究结果表明,优化后的高温快速解吸方法效率高,数据可靠,可满足密集取心测试,有助于提高页岩气资源评价的准确性。     

泡沫驱替模拟实验装置的研制

随着石油开采量的增加,其开采难度越来越大,开采技术应不断提高,而近几年兴起的泡沫驱油技术已被各油田所广泛应用,但其泡沫驱油的实验室设备在我国还刚刚起步,我们在通过调研国内的部分泡驱替设备后,研制了一套较为完善的泡沫驱替实验装置。文章较为详细的介绍了设备的实验流程和设计特点。实现了在实验流程中智能控制气、液的输入比,引入了显微摄像系统,用来观察泡沫的均匀程度、测量泡沫尺寸,并配备了可视在线取样器可在等温等压状态下进行取样。因此,可在取样器内计量泡沫的半衰期,泡沫质量,泡沫密度。     

降压速率对沁水盆地南部高阶煤产气能力的影响

参照山西晋城地区大宁煤矿3号煤层,设计模拟地层条件下解吸仿真实验,进行相同流体饱和状态、不同降压速率下的解吸模拟实验,对产气量及样品两端压力变化进行分析,并对部分实验现象进行机理探讨。实验结果表明,无论快速降压还是慢速降压,高阶煤吸附的甲烷均能有效解吸,解吸效率均能达到90%以上;解吸过程中产气量曲线存在明显拐点,均出现在煤块整体降至解吸压力之后;高阶煤甲烷解吸主要受压差驱动,高压差有利于快速解吸;快速降压出现解吸拐点时间更早,且快速解吸段产气速率更高。实验结论对原公认的煤层气井排采需要坚持"缓慢、长期"的原则提出了质疑,认为对于高阶煤层,快速排水降压可有效提高煤层气开采的经济效益。沁水盆地南部樊庄区块和郑庄区块快速降压排采现场试验结果显示,提高排水降压速率可以显著提高气井的峰值产量并缩短气井达到经济产量的时间;相比慢速排采策略,快速降压排采的气井平均达产时间缩短一半,高峰产气量更高。图8表5参22     

岩石解吸气测定仪在页岩气勘探中的应用

页岩储层的含气量决定了页岩气开发是否具有商业价值,是页岩勘探评价中的重要参数,也是页岩气实验测试的难点之一。现场解吸法是最直接和常用的测试方法,如何提高解吸气的测量精度,是准确评价页岩含气量的关键。在分析常规现场解吸仪器使用过程中测量精度低、自动化程度差的基础上,自行研制了岩石解吸气测定仪,阐述其方法原理,通过测量过程分析及页岩含气量计算方法探讨,证明含气性分析结果是有效的,并于2014年在CY1井成功进行了应用,为优选出"低风险区"提供了重要的依据。     

中国石化无锡石油地质研究所实验地质技术之页岩含气量现场测量

随着非常规油气勘探与开发的不断深入,页岩气现场解吸的测量成为评定页岩气储量主要技术参数的不可或缺的工作之一。目前,对页岩含气量的现场测量,国内主要采用质量流量计和排水集气法两类测量办法。然而,这两种方法都存在不足,质量流量计计量时无法排除岩样中水分对测量结果的影响;排水集气法是经典的方法,但没有自动化仪器。中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验研究中心经过多年的反复研究和多次实验,研制出一种采用排水集气法现场测量页岩含气量的自动化仪器。该仪器的应用,克服了现行测量方法的缺点,使经典的排水集气法实现了仪器化和自动化,测量结果精度高,无累计误差。     

催化裂化装置吸收稳定系统流程优化

应用PROII化工过程模拟软件对催化裂化装置吸收稳定系统不同工况(不同解吸塔进料方式、不同解吸塔中间介质抽出位置、解吸塔底设置两个重沸器、不同稳定塔进料方式、稳定塔设置中间重沸器及稳定塔提压)进行模拟。根据模拟结果、工艺比较和系统能耗分析认为解吸塔冷进料加设置解吸塔中间重沸器是最优的解吸塔进料流程;解吸塔中间介质的适宜抽出位置在解吸塔中部稍靠下;随着装置规模的增大,为了合理安排换热流程,有必要在解吸塔和稳定塔底设置两个重沸器;从能耗分析和分离精度来看,稳定塔冷进料方式优于稳定塔热进料方式;为了降低稳定塔底热负荷,合理利用低温位热源,可以考虑在稳定塔中部设置中间重沸器,中间介质的抽出位置在稳定塔提馏段的中下部较为适宜。稳定塔顶提压流程是比较合理的工艺流程。     

高低煤阶煤层气解吸机理差异性分析

煤层的解吸作用是当煤储层压力降低时，甲烷吸附气从煤层中逸出的过程。大多数人认为煤层气的解吸过程是随着时间推移解吸量单一下降的过程，但通过实验解吸数据以及实验区块生产排采的实际情况，发现煤层甲烷解吸过程决不是单一下降的过程，并且高低煤阶有非常大的差异。高煤阶经历了快速下降到升高到再下降的过程，出现了一个波峰。低煤阶煤的解吸则出现了两个波峰。解吸过程中解吸量在快速下降后又升高的主要原因是煤基质收缩效应和自调节效应，而本质原因是高低煤阶不同的分子结构特征以及孔隙、裂隙、割理发育特征差异所导致的。     

LNG加气机现场检定方法的研究

LNG加气机作为一种尚处于发展阶段的新的计量器具,其现场检定较为困难。为此,介绍了LNG的物理特性和计量难点,剖析了 LNG加气机的结构和工作流程,对比分析了称重法和标准表法（又分为启停法和动态法）的优缺点和现场可操作性。实验数据表明,采用标准表法（尤其是动态检定法）对LNG加气机进行现场检定更为合理可行。在此基础上研制了一套实用的标准表法LNG加气机现场检定装置,该装置测量结果可靠,现场可操作性强,符合LNG加气机的现场检定校准要求。     

页岩吸附与解吸气量实验研究

页岩气主要以游离气和吸附气形式存在于富含有机质页岩中,含气量的大小受页岩储集层压力、温度等多种因素影响。页岩吸附气量是评价页岩气资源量的关键性参数,也是评价页岩气是否具有开采价值的一项重要标准。在分析页岩气吸附与解吸机理的基础上,开展F页岩气田龙马溪组-五峰组岩心等温吸附、解吸实验研究,实验结果表明:利用等温吸附线法是获得朗氏体积(VL)和朗氏压力(pL)的有效途径;钻井现场页岩快速解吸获得的总含气量主要为吸附气量,游离气量占比较小;页岩朗氏体积(VL)与样品的有机碳含量(Cto)成正相关,达到饱和吸附后温度升高,吸附能力明显下降。     

促进致密煤岩储层快速脱气的压裂液优选

水力压裂是致密煤岩气井投产的重要完井技术之一,其中压裂液体系又是压裂技术的关键。针对煤岩储层低孔、低渗、孔喉细小、易被压裂液损害的特点,以及解吸-扩散-渗流的多尺度产气机理,运用损害评价仪和煤岩解吸附实验设备,对几种典型的压裂体系和添加剂进行评价,结果表明：１􀆰 ０％ＫＣｌ＋０􀆰 ６％微乳助排剂对水润接触角改变程度最小,更有利于排液,并且损害最小。现场试验表明,新型压裂液体系能够促进人造裂缝附近煤层气解吸,缩短排采时间６３ ｄ,达到快速脱气的效果;提高采气初期人造裂缝附近的煤层气渗透率提高煤层气的压裂效率,为煤层气压裂液研究提供了新的思路。     

页岩气解吸方法研究进展

页岩含气量评价对页岩气资源预测、储量计算、勘探开发规划具有重要的意义。解吸法是页岩含气量评价中应用非常广泛的一种直接测量方法。页岩气的解吸方法主要沿用了煤层气的技术,将岩心或岩屑封装于解吸罐后,测定解吸气和残留气,计算损失气,3部分的总和即页岩储层的含气量。经过多年的发展,解吸装置在不断改进,解吸数据分析方法一直在优化。目前已经发展了USBM法、多项式法、Smith-Williams法、下降曲线法、Amoco法等多种解吸数据处理方法。在实际应用中,温度等环境因素、损失时间、采用的拟合方法以及解吸装置本身都会对解吸结果产生明显的影响。由于页岩气的扩散机制和解吸过程与煤层气存在一定差异,简单沿用煤层气的方法与技术评价页岩含气量,可能存在明显的误差。未来的研究将致力于改进解吸装置,发展符合页岩气体解吸机理的数学模型,规范解吸方法,建立相关行业标准。     

南华北盆地中牟—温县区块上古生界页岩气吸附特性

为研究南华北盆地中牟-温县地区上古生界山西组-太原组页岩气吸附特征及其主控因素,开展了等温吸附实验,并建立了温-压吸附综合预测模型。结果表明：①上古生界太原组页岩兰氏体积高,吸附能力强,但山西组页岩兰氏压力高,更有利于页岩气脱附解吸;②页岩吸附气量与埋深呈正相关关系,与含水率呈负相关关系,主要受控于深埋作用下的温压条件及相态传质作用;③温度对页岩吸附能力影响显著,温度升高可导致吸附气质量体积和兰氏体积衰减系数下降,但当埋深大于3 731 m时,温度对吸附量的控制作用明显减弱,而深埋条件下兰氏压力较大,使得降压解吸过程中高压段更利于甲烷解吸。因此,研究区北部深层（埋深> 3 500 m）页岩气仍然具有较大的开采潜力。该研究成果对深层页岩气勘探具有一定的指导意义。     

页岩气资源开采现状、问题与前景

过去的5年间,页岩气开采工作取得了长足的进步,已成为世界天然气产量增长的主要推动力。凭借着页岩油气的开采,美国正迈向能源独立之路,而且在油价低位徘徊、钻井数量减少的情况下,依靠不断提高钻井效率和单井产量,仍然实现了页岩油气产量的持续增长。通过在四川盆地下古生界五峰组—龙马溪组页岩气开采所取得的突破,国内页岩气的储量和产量也获得了迅猛增长,并已成为未来天然气工业增储上产的一个重要领域;与此同时,在最初曾被寄予厚望的陆相和海陆过渡相页岩气两大领域,以及页岩气勘探投入最大的广大南方复杂构造区则未能取得实质性进展。对国内页岩气的发展基本形势与存在问题的分析结果表明,非海相领域和强改造、过成熟的南方复杂构造区海相领域尽管广泛分布富有机质页岩,但在页岩气资源禀赋以及水平井压裂技术等方面存在的诸多问题制约了其勘探开发前景。进而分析了未来中国页岩气发展值得关注的若干问题,结论认为:要现实"十三五"页岩气储量、产量的持续稳定增长,需要有新层系、新区块的发现与接替,而四川盆地内3 500 m以深超高压深层海相页岩气开采技术的突破则是页岩气增储上产的关键和希望之所在。     

鄂尔多斯盆地中南部地区山西组泥页岩含气量测定及方法探讨

为定量表征泥页岩含气性,用解析法和测井法分别测定鄂尔多斯盆地中南部地区上古生界二叠系山西组泥页岩含气量,并对这2种方法的准确性和实用性做了对比和讨论。结果表明:解析法测定总含气量为1.189cm³/g,测井法得出的总含气量为0.958cm³/g,二者得出的结果基本一致。解析法可以通过分析测试实验直接测量泥页岩含气量,但只能确定取样井段含气量,而且测量结果易受取心方式及时间长短的影响。测井法可以确定全井段含气量,但应根据大量分析实验数据,选取合适的参数,才能建立可靠的数据计算模型。这2种方法对确定泥页岩含气量都有各自的优势,互为补充,二者结合可以为确定泥页岩含气量及有利区优选提供可靠依据。     

修正的产量不稳定法预测页岩气动态储量

页岩气具有特殊的地质和储层特征,而常规气藏的储量计算方法并未考虑吸附气体解吸引起的压缩系数改变,因此,常规气藏储量计算方法难以准确预测页岩气藏的动态储量,而产量不稳定法比较适用于计算低孔、低渗、压力恢复速度缓慢页岩气藏的动态储量。为此,考虑吸附气体解吸对压缩系数和气体偏差因子的影响,引入吸附气体拟偏差因子和综合压缩系数对产量不稳定法进行了修正,利用修正后的产量不稳定法预测页岩气的动态储量。实例计算表明,忽略吸附气体解吸会导致预测的动态储量偏小,修正产量不稳定法预测的页岩气动态储量比产量不稳定法高21.9%。      

预加压测试页岩含气量新方法

页岩含气量是页岩气藏储量计算的重要参数,对气藏评价和开发指标计算有重要意义。现场解吸是测试页岩含气量的主要方法,但由于损失气量占含气量的40%~80%,使传统方法的测试结果饱受质疑。结合国内外新的测试方法,提出了一种预加压测试页岩含气量的新方法,可以规避损失气量的计算,大幅度提高测试精度。在井场,将岩心置于高压罐内,用增压泵将甲烷注入岩心直至压力达到预定压力,在储层温度下,待压力稳定后解吸测试页岩含气量。该方法对于是否已知储层压力的不同情况,采取不同的测试流程。如果已知储层压力,预加压使岩心压力达到储层压力,解吸结果就是页岩含气量;如果储层压力未知,则可通过建立页岩含气量计算理论公式求解。测试流程为先对1个岩心开展超过吸附饱和压力的2次加压(压力均超过20 MPa)及解吸测试,然后利用理论公式和2次加压解吸结果,得到单位质量页岩内的吸附气量和任意压力下的游离气量计算公式。在后期测试出储层压力后,根据游离气计算公式,计算出该压力下的游离气量,游离气量与吸附气量之和即为页岩的含气量。     

中国页岩气技术标准体系建设与展望

中国高度重视页岩气这一新兴产业的发展,在国家产业政策的指导和支持下,该产业快速发展,3 500 m以浅的页岩气已迈入规模化开采阶段。为了规范页岩气产业的健康快速发展、确保国家对页岩气勘探开发的监管有标准可依、快速复制页岩气高效勘探开发技术,需要制订页岩气全产业链的技术标准和技术标准体系。为此,分析了中国页岩气勘探开发技术现状,重点阐述了页岩气技术标准制订对促进页岩气技术进步的作用和意义,进而展望了页岩气勘探开发技术及标准制订下一步的发展方向。研究结果表明:①中国已经建立了符合中国国情的页岩气勘探开发理论和技术体系,形成了页岩气地质综合评价、开发优化、水平井优快钻井、水平井体积压裂、工厂化作业、特色高效清洁开采等6大技术系列共计27项特色技术;②已经规划制订页岩气特色标准173项,有力地支撑了中国页岩气产业的快速高质量发展,2019年页岩气年产量已达143.6×10~8 m~3。结论认为,页岩气技术标准体系的建设,促进了中国页岩气勘探开发技术不断完善、推动了技术水平大幅度提升、确保了质量安全环保全面受控。     

页岩油气高效开发的关键基础理论与挑战

为更好地指导我国页岩气资源高效开发,在概述我国页岩气资源和开采现状的基础上,从地质特征预测、安全快速钻井、环保高效开采等方面系统总结了我国页岩气开采面临的工程地质难题,指出页岩非线性工程地质力学特征与预测理论、多重耦合下的页岩油气安全优质钻井理论、页岩地层动态随机裂缝控制机理与无水压裂技术、页岩油气多尺度渗流特征与开采理论等是需要重点解决的关键理论问题,钻采过程中页岩储层物理力学化学特征演化规律与数学表征,多场耦合条件下非连续页岩与钻井完井流体作用机理,页岩地层动态随机裂缝控制、长效导流机制与无水压裂技术,页岩微纳尺度吸附/解吸机制、尺度升级及多场耦合的多相渗流理论等是亟需解决的关键前沿理论问题,并针对各前沿关键力学问题综述了研究进展和发展趋势,对促进我国页岩油气的科学、有效开发具有一定的借鉴作用。      

考虑吸附作用的页岩气井生产数据分析方法

在页岩气开采过程中,随着地层压力的下降,页岩气会发生解吸作用,而常规气藏的生产数据分析并没有考虑气体吸附导致的偏差因子和综合弹性压缩系数的改变,因此用常规气藏分析方法很难得到准确的天然气地质储量（OGIP）.在langmuir等温吸附理论基础上,应用King（1990）和S.MOghadam（2009）方法对偏差因子进行了修正,并应用Bumb＆McKee（1986）方法对综合弹性压缩系数进行了修正,然后应用修正Palacio-Blasingame图版拟合方法、修正物质平衡方法（FMB）和修正Ibrahim＆Wattenbarger不稳定线性流方法等三种方法对页岩气井生产数据进行了分析并计算了OGIP.前两种方法主要应用的页岩气井晚期边界流控制的生产数据,后种方法应用的是页岩气井早期的不稳定线性流数据.把VBA和RAT软件作为基本工具,结合上面三种方法,分别计算了某页岩气井考虑吸附作用和不考虑吸附作用的OGIP（原始天然气储量）.实例计算表明,当分析页岩气井生产数据时,不考虑页岩气吸附作用将会低估OGIP.用上面三种方法计算得考虑气体吸附得到的OGIP比不考虑吸附得到的OGIP分别提高了13.22％、11.06％和4.89％.     

基于改进三线性流模型的多级压裂页岩气井产能影响因素分析

页岩气多级压裂形成的复杂裂缝网络会改变其原有的气体渗流模式,形成多个独有的流动阶段。因此,常规的产能模型不能有效模拟其压力、流量变化规律。为了增加页岩气产能模拟精度和对压裂施工优化做出指导,在耦合三线性渗流和球形双重介质渗流模型的基础上,考虑解吸和滑脱等机理,建立了改进的三线性流产能预测模型,并进行了解析求解和数值反演。计算结果表明,页岩气的解吸对提高单井产能,延长稳产期具有重要意义;储层中的微裂缝能够通过控制气体在基质与人工裂缝之间的窜流最终影响页岩气井产能;人工裂缝导流能力对页岩气井产能的影响覆盖了整个生产周期的中前段,然而随着人工裂缝导流能力的增加,产能的增长幅度变缓,证明了页岩气藏不需追求高导流能力裂缝的理论,缝间距主要影响线性流时间的长短;汇聚效应在投产初期对产能具有不可忽视的影响。研究结果对于深化页岩气井生产动态认识和提高页岩气藏开发效率具有重要意义。