页岩微孔结构及其对气体传质方式影响

页岩复杂的孔隙结构对页岩气赋存状态、储量计算以及多尺度传质具有重要影响。运用压汞和氮气吸附法测定了页岩孔隙结构参数,基于不同孔径中的气体努森数,分析了孔隙尺度与页岩气传质方式的关系。结果表明:页岩压汞孔喉分布曲线呈现明显的三峰特征,直径小于100nm的纳米孔占页岩基块总储渗空间的80%~95%;页岩纳米孔平均直径为3.78~10.09nm,纳米孔具有巨大的BET比表面,77%~99%的比表面集中分布于孔径小于10nm的纳米孔内;基于气体动力学理论,在页岩多尺度孔隙中,页岩气的传质方式可划分为无滑脱渗流、存在滑脱渗流、过渡流动以及分子扩散,孔隙尺度控制着气体的传质方式;在页岩气藏开采的不同时期,不同孔隙尺度中的气体传质方式是动态变化的;在气藏开采中后期,页岩孔隙尺度是影响气体扩散类型和扩散系数的重要因素。      

页岩气纳米孔气体传输模型

页岩气纳米孔气体传输模型是准确进行页岩气数值模拟的基础,对页岩气经济开发具有重要的意义。页岩气纳米孔气体传输机理包括纳米孔体相气体传输和吸附气表面扩散,而纳米孔体相气体传输机理包括连续流动、滑脱流动和努森扩散。基于滑脱流动和努森扩散两种传输机理,分别以分子之间碰撞频率和分子与孔隙壁面碰撞频率占总碰撞频率的比值作为滑脱流动和努森扩散的权重因子,将这两种传输机理叠加,建立了纳米孔体相气体传输模型。基于Hwang模型,考虑高压条件下吸附气覆盖度的影响,建立了纳米孔吸附气表面扩散模型。结合纳米孔体相气体传输和吸附气表面扩散模型,建立了页岩气纳米孔气体传输模型,并采用分子模拟和实验数据进行了验证。结果表明:①滑脱流动、努森扩散和表面扩散对气体传输的贡献是此消彼长的,其主要受孔隙尺度和压力的支配。②滑脱流动在介、宏孔(半径> 2 nm)和高压条件下,对气体传输贡献大;在微孔(半径≤2 nm)和低压条件下,其贡献小,可忽略。③努森扩散在宏孔(半径> 50 nm)和低压条件下,对气体传输贡献不可忽略,在其他条件下均可忽略。④表面扩散在微孔(半径≤2 nm)和全压力范围内,总是主宰了气体传输;当孔隙半径> 25 nm和压力高于1 MPa时,表面扩散贡献可忽略;当孔隙半径在2~25 nm和压力低于5 MPa时,表面扩散贡献较高,不能忽略。     

涪陵地区五峰-龙马溪组页岩流动特征

涪陵页岩气田是我国第一个实现商业化开发的页岩气田,上奥陶统五峰-龙马溪组为该区主力产气层。通过开展核磁共振实验、高温高压等温吸附实验、分子动力学模拟、扩散实验、低速渗流实验,同时结合理论计算,初步揭示了目的含气页岩层页岩气流动特征。研究表明,涪陵地区五峰-龙马溪组页岩孔径以小于10nm为主,占比80%以上;气体分子主要以单层吸附为主。涪陵地区页岩地层压力低于10~15MPa时,页岩气开始大量解吸;扩散系数随孔隙压力、含水饱和度增大而减小,随温度增加而增大;甲烷气体在孔隙压力小于5MPa时,滑脱效应显著;在地层温度和压力条件下,页岩气在孔径大于200nm孔隙中,流态为达西流,在孔径介于2~200nm孔隙中,页岩气流态以扩散和滑脱流为主。     

页岩纳米级孔隙气体流动特征

页岩气在孔隙中的流动规律是评价页岩气产能的基础,而气体流动规律与页岩的孔隙大小密切相关。通过液氮等温吸附对昭通地区龙马溪组以及五峰组页岩的孔隙进行研究发现,该地区页岩孔隙大小主要分布在4~6 nm。利用Kn数和Beskok-Karniandakis方程计算了页岩的表观渗透率,分析了压力、温度以及吸附作用对气体流动规律的影响:在直径小于10 nm的孔隙中,气体表观渗透率与达西渗透率的比值高达30,气体的吸附会缩小页岩的孔径,吸附层的存在会使得孔径小于10 nm的孔隙表观渗透率与达西渗透率的比值增大。温度与压力都会影响Kn数,从而影响气体的表观渗透率和页岩吸附层厚度。在不考虑吸附层的影响下,压力升高,页岩表观渗透率下降,温度升高,表观渗透率稍有变化,变化不明显;考虑吸附层影响下,页岩表观渗透率与达西渗透率之比与不考虑吸附时表观渗透率与达西渗透率之比随压力降低或温度上升呈下降趋势。     

页岩微观孔隙中气体流动特征研究

以页岩微观孔隙作为研究尺度,结合气体流动机制并考虑多个因素,建立了页岩微观孔隙中的气体流动模型。结合数学理论和计算机语言进行数值求解,研究结果显示,页岩微观孔隙中气体滑脱和吸附气体解吸扩散、页岩应力敏感性及页岩物性在不同程度上影响着气体流动,且应力敏感性的负面影响比较突出。     

考虑应力敏感和吸附的页岩表观渗透率模型

页岩气流动存在明显的多尺度效应,而应力敏感和吸附现象的存在使得页岩气的渗流机理更为复杂。 基于 Beskok-Karniandakis 模型,推导了考虑应力敏感和吸附的页岩表观渗透率计算模型。利用该模型进行计算并分析了应力敏感和吸附对页岩表观渗透率的影响。 当页岩孔隙半径大于 5 nm 时,应力敏感对表观渗透率的影响占主要地位,应力敏感和吸附综合作用下的页岩表观渗透率随压力降低呈先降后升的趋势;当孔隙半径小于 5 nm 时,应力敏感导致的渗透率损失要小于气体解吸和滑脱引起的渗透率增大,页岩表观渗透率随压力降低而增大。     

基于分形理论的页岩基质表观渗透率研究

为了表征页岩基质表观渗透率,研究其动态变化规律,基于迂曲毛细管束分形理论及气体微观渗流机理,分别建立考虑吸附、滑脱、扩散及渗流的无机质和有机质表观渗透率模型,并通过面积系数加权得到页岩基质表观渗透率模型。结合实验数据及已有模型验证了新建模型的可靠性,定量分析了页岩基质微观孔隙结构(孔径、孔隙度、分形维数),外界环境(压力、含水饱和度、有效直径修正因子)及气体性质对页岩基质表观渗透率的影响。研究结果表明:随着储层压力的降低,无机质孔隙水膜厚度增大,有效直径减小,迂曲度分形维数增大,孔隙分形维数减小,气体滑脱效应增强,但仍以吸附影响为主,无机质表观渗透率总体呈下降趋势;有机质孔隙吸附气解吸使有效直径修正因子逐渐增大,迂曲度分形维数减小,孔隙分形维数增大,滑脱效应及努森扩散在低压小孔中增强,有机质表观渗透率总体呈上升趋势;有机质与无机质表观物性参数随压力、吸附层变化规律不同,渗透率差值较大,因此在页岩基质表观渗透率研究时应予以区分计算,避免其差异性所带来的误差。     

考虑基质收缩效应的页岩气双孔双渗模型

为了研究吸附性页岩储层基质收缩效应对气体渗流特征的影响,引入吉布斯表面自由能函数,建立考虑基质收缩效应、应力敏感效应、滑脱效应和自由分子流动效应的双孔双渗介质数学模型;采用隐式裂缝压力-显式基质压力离散方法对模型求解。并针对鄂尔多斯盆地古生界山西组页岩讨论基质收缩效应、应力敏感效应、滑脱效应和自由分子流动效应对气体流动机制及产量的影响。结果表明:①基质绝对渗透率的反弹点和兰缪尔体积、页岩密度、温度、杨氏模量、压缩系数有关,与兰缪尔压力无关;②基质收缩效应减少黏性流量占总流通量比例,增加滑脱流量和自由分子流量占总流通量比例;③基质收缩效应和应力敏感效应在基质孔径较大时对产量影响比较显著,当孔径小于2nm时,可以忽略基质收缩效应和应力敏感效应的影响;④滑脱效应和自由分子流动效应在低压小孔时对产量的贡献量变大,当孔径大于50nm时,滑脱效应和自由分子流动效应对产量基本没有贡献。     

页岩孔径结构对甲烷吸附能力的影响

为探究页岩孔径结构对甲烷吸附能力影响,基于巨正则蒙特卡洛法并将高压压汞实验、低温N_2实验、CO_2吸附实验等物理模拟结果相比较,研究甲烷在页岩中的吸附能力。结果表明:页岩孔径分布在0.5～2.0 nm时页岩孔隙的过程吸附量随孔径增大表现出跃变式增加模式,孔径超过2 nm时页岩孔隙单位面积过剩吸附量不再发生明显变化。随着页岩孔径逐渐变大,各孔隙单位比表面积上的过剩吸附量随压力的增大均呈现出先增大后减小的趋势。实验获得的页岩比表面积变化特征为随孔径增加成反比的趋势,页岩的总比表面积主要是由不大于4 nm阶段的孔隙提供。甲烷在孔隙中的过剩吸附量随孔径的增大而不断减小,小于4 nm的孔隙贡献的吸附量占总吸附量的93.58%,吸附量与比表面积表现出正相关关系。该研究结果为评价富有机质页岩中甲烷赋存吸附特征提供理论依据。     

焦石坝区块五峰组与龙马溪组一段页岩有机孔隙结构差异性

焦石坝区块五峰组和龙马溪组一段海相富有机质页岩中纳米有机孔隙十分发育,有机孔隙成为该页岩气储层的重要储集空间。应用场发射扫描电镜（FE-SEM）和ImageJ统计软件以及气体吸附测试,对五峰组和龙马溪组一段下部和上部3套页岩的20块样品有机孔隙结构（孔隙形状、数量、孔径分布）进行了观察和参数统计分析,并对有机质面孔率进行了计算。根据利用FE-SEM观察到的孔径分布在2~900 nm,主要在10~900 nm的有机孔隙特征发现五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩的纳米有机孔隙结构存在明显的差异性。五峰组页岩有机孔隙形状多为不规则棱角形,而龙马溪组一段页岩有机孔隙形状多呈椭圆形和近圆形。五峰组页岩样品孔径在10~50 nm有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部;而龙马溪组一段下部页岩样品孔径在50~900 nm的有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部。根据孔径主要在10~900 nm的6 1400余个有机孔隙的统计结果,页岩样品平均单颗粒有机质面孔率与有机碳含量（TOC）有粗略的正相关性,但五峰组页岩样品平均有机质面孔率相对略偏小。根据气体吸附孔径测定及分析,页岩样品中孔径在0.3~1.5 nm和2~10 nm范围的纳米孔隙发育程度与TOC具有明显的正相关性。焦石坝区块五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩有机碳含量的差异性、五峰组页岩处于挤压滑脱层底部且经历了更明显的分层滑脱改造以及改造引起的部分超压释放,可能是3个层位页岩有机孔隙结构差异性的原因。     

Influence of gas transport mechanisms on the productivity of multi-stage fractured horizontal wells in shale gas reservoirs

In order to investigate the influence on shale gas well productivity caused by gas transport in nanometersize pores, a mathematical model of multi-stage fractured horizontal wells in shale gas reservoirs is built, which considers the influence of viscous flow, Knudsen diffusion, surface diffusion, and adsorption layer thickness. A discrete- fracture model is used to simplify the fracture modeling, and a finite element method is applied to solve the model. The numerical simulation results indicate that with a decrease in the intrinsic matrix permeability, Knudsen diffusion and surface diffusion contributions to production become large and cannot be ignored. The existence of an adsorption layer on the nanopore surfaces reduces the effective pore radius and the effective porosity, resulting in low production from fractured horizontal wells. With a decrease in the pore radius, considering the adsorption layer, the production reduction rate increases. When the pore radius is less than 10 nm, because of the combined impacts of Knudsen diffusion, surface diffusion, and adsorption layers, the production of multi-stage fractured horizontal wells increases with a decrease in the pore pressure. When the pore pressure is lower than 30 MPa, the rate of production increase becomes larger with a decrease in pore pressure.     

页岩气藏纳米孔隙气体渗流特征分析

页岩气藏储层孔隙非常细小,国内外页岩孔隙半径主要集中在几个纳米到20个纳米之间,国内部分页岩孔隙半径小于10个纳米。页岩气藏生产受到纳米孔隙中的游离气和吸附于干酪根中吸附气两大主体气源影响,这2种气源气在生产中表现出4种机理。研究了纳米孔隙中气体分子克努森扩散、气体滑脱、达西渗流及吸附于干酪根中气体扩散4种机理下页岩气体渗透率及孔隙压力的变化情况,并以此建立圆柱管内平面单向稳定渗流数学模型。模型模拟结果表明页岩的表观渗透率远远大于达西渗透率,孔隙半径越小,则两者比值越大,当孔隙半径从20个纳米减小到几个纳米,两者比值将会从十增大到几十;孔隙压力越小,则两者比值越大,而当压力小于5MPa时,表观渗透率与达西渗透率之比明显增加1~2个数量级。随着压力降低,克努森扩散作用不断增强,相应的压力损耗不断增加,使得纳米管柱内平面单向从供给边缘到排液道的稳定渗流压力分布已不再是线性分布。干酪根中气体由于扩散速度慢、扩散量小而对压力影响不明显。
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基于动量方程的页岩气体扩散能力表征模型与实验研究

为揭示页岩微纳米孔隙中气体的扩散机理,针对页岩储层气体扩散能力难以定量表征的问题,基于考虑流体黏性的微分形式动量方程,建立了考虑页岩孔隙度、迂曲度和流动K_n数(气体分子平均自由程与流动特征尺度之比的气体扩散系数新模型,将模型与自主研发的页岩近平衡态实验进行验证,进而形成了页岩气扩散系数影响因素图版。研究表明:考虑了页岩孔隙度、迂曲度等多孔介质参数和流动K_n数,新建立的扩散系数更能准确表征页岩气扩散能力,与近平衡扩散流量吻合度达90%以上;扩散系数与压力负相关,而与孔隙直径正相关,在压力低于20 MPa、孔隙直径低于10 nm或K_n数高于0.2后必须考虑上述参数变化对扩散系数的影响。该研究实现了储层条件下页岩气扩散流量的定量计算,可用于页岩表观渗透率模型的建立,为不同生产阶段页岩气扩散对产量的贡献以及调整生产制度、提高单井产量提供科学依据。     

实际状态下的页岩气表观渗透率计算新模型

现有的页岩气表观渗透率计算模型均假设页岩气为理想状态,未考虑吸附气表面扩散等的影响,因而有可能与实际状态下的结果存在着差异。为此,针对实际状态下页岩气在纳米孔隙中的渗流情况,考虑了游离气的黏滞流、Knudsen扩散以及吸附气的表面扩散等影响因素,通过渗流力学方法,推导出了一种适用于实际状态的页岩气表观渗透率计算新模型;通过与实验测量结果的对比,验证了新模型的准确性,并利用所建模型分析了影响页岩气表观渗透率的各种因素。研究结果表明:(1)压力和孔隙半径对页岩气表观渗透率的影响最大,相对分子质量及阻塞系数对其的影响较小,Langmuir最大吸附量、Langmuir压力以及等量吸附热主要影响表面扩散渗透率比重;(2)在低压和高压条件下,各因素对表观渗透率及各渗透率比重的影响趋势存在着差异,低压下温度及孔隙半径对表观渗透率的影响更明显,同时温度、孔隙半径、Langmuir最大吸附量、Langmuir压力、等量吸附热等因素对各渗透率比重的影响也更明显;(3)压力较小、孔隙半径较小时,表面扩散占主要地位,压力较大、孔隙半径较大时,黏滞流占主要地位,小孔隙半径或低压条件下,表面扩散现象不可忽略。     

页岩气纳米级孔隙渗流动态特征

页岩储层的孔隙结构比较复杂,孔隙直径较小,纳米级孔隙普遍发育,大量的页岩气是以吸附态储存于页岩中的。页岩气开采时,纳米级的孔隙结构和吸附气解吸会引起孔隙结构改变,从而使页岩渗透率产生动态变化。为此,基于毛细管模型,引用固体变形理论,研究了气体分子在纳米级孔隙中渗流动态特征。结果表明：孔隙直径小于10 nm时,受扩散与解吸作用的影响,渗透率随储层压力下降呈现出先增加后减小的趋势;孔隙直径越大,渗透率拐点压力值越低,渗透率下降速度越快;孔隙直径大于20 nm,气体分子间的扩散作用对渗流影响较小;压力较低（小于10 MPa）时,气体渗流受分子扩散效应作用明显。     

页岩储层基质气体扩散能力评价新方法

为了更好地评价页岩气在储层基质岩块中的流动能力,以便准确地预测页岩气水平井产量变化规律,以Fick第一定律为基础,依据物质平衡方程,建立了考虑在压差引起浓度差的作用下气体广义扩散能力评价模型,并提出了页岩气体扩散速率系数和扩散效率计算方法。在此基础上,设计了相应的页岩气体扩散能力评价实验装置和实验流程,通过在不同实验条件下的气体扩散实验,获得了随时间变化的气体累积扩散量,利用实验数据计算获得了页岩气体扩散系数、扩散速率系数、扩散效率及流动系数,进而对页岩扩散能力的影响因素进行分析。研究结果表明,页岩基质中的气体主要以广义扩散的方式为压裂裂缝中气体流动提供重要补充;页岩渗透率决定着页岩气体扩散能力大小,渗透率越大,扩散能力越强,而孔隙度与页岩扩散能力相关性小。     

Correction of source-rock permeability measurements owing to slip flow and Knudsen diffusion: a method and its evaluation

Source-rock permeability is a key parameter that controls the gas production rate from unconventional reservoirs. Measured source-rock permeability in the laboratory, however, is not an intrinsic property of a rock sample, but depends on pore pressure and temperature as a result of the relative importance of slip flow and diffusion in gas flow in lowpermeability media. To estimate the intrinsic permeability which is required to determine effective permeability values for the reservoir conditions, this study presents a simple approach to correct the laboratory permeability measurements based on the theory of gas flow in a micro/nano-tube that includes effects of viscous flow, slip flow and Knudsen diffusion under different pore pressure and temperature conditions. The approach has been verified using published shale laboratory data.The ‘‘corrected'(or intrinsic) permeability is considerably smaller than the measured permeability. A larger measured permeability generally corresponds to a smaller relative difference between measured and corrected permeability values. A plot based on our approach is presented to describe the relationships between measured and corrected permeability for typical Gas Research Institute permeability test conditions. The developed approach also allows estimating the effective permeability in reservoir conditions from a laboratory permeability measurement.