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。     

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。     

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,无量纲）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20MPa、孔隙直径低于10nm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。     

考虑岩石变形的页岩气藏双重介质数值模拟

为了准确预测页岩气产能,指导实际生产,通过考虑岩石变形所造成的渗透率变化以及页岩气黏性流、表面扩散、Knudsen扩散等渗流机理,将地质力学效应与流体流动进行耦合,建立综合考虑应力敏感和页岩气多种渗流机理的数学模型,采用离散裂缝模型对地层微裂缝和水力裂缝进行描述,利用有限元方法进行求解。结果表明,在表面扩散与Knudsen扩散的作用下,页岩基质渗透率增加,使页岩气累积产气量增加,而应力敏感效应使得基质渗透率降低,从而导致累积产气量降低。表面扩散系数和Langmuir体积越大或井底压力越低,页岩气累积产气量越高。对于Langmuir体积越高的页岩气藏,通过降低井底压力进行开采,更有开发潜力。新建模型的模拟结果与实际历史生产数据拟合效果较好,验证了所建模型的准确性。     

考虑解吸扩散的页岩气藏气水两相压裂数值模拟

水力压裂是实现页岩储层有效开发的重要技术手段,而准确预测页岩气藏压裂井产量是保证页岩气高效开发的基础。以油气藏数值模拟和数值计算方法为工具,在考虑页岩基质块解吸扩散和窜流条件下,建立了页岩气藏气水两相压裂渗流数学模型,推导了数值计算模型,并研制了页岩气藏压裂产能模拟器,定量分析了裂缝参数、物性参数和解吸扩散参数对页岩气压裂井产量的影响。研究表明：水力压裂能有效提高单井产量,是页岩气藏高效开发的有效措施;压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率是页岩气开采的主控因素,日产气量和日产水量随压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率增加而增加;基质渗透率和扩散系数对产量的影响相对较小。     

页岩储层气体流动能力实验研究

针对采用常规渗透率无法有效表征页岩储层流动能力的现状,运用自主研发的页岩气稳态流动和衰竭开发物理模拟实验装置,测试了压力为0. 0～30. 0 MPa的气体流动能力,结合孔隙分布和应力敏感测试,建立了页岩储层基质气体流动能力的表征方法。研究表明:页岩储层中气体流态以滑脱流为主,明确了滑脱因子、吸附以及应力敏感对流动能力的影响,建立了氦气渗透率、氮气渗透率与甲烷渗透率三者之间的转换关系;建立了考虑滑脱、吸附和应力敏感的表观渗透率模型,能表征页岩气在基质中的流动能力。建立的表观渗透率模型更接近原始储层气体的真实流动状态,能反应页岩气开发过程中储层的实际渗流能力,从而为页岩产气规律评价和生产动态预测提供科学依据。     

关于页岩基质岩块流动能力评价方法的探讨

页岩基质岩块流动能力是页岩气井产能预测、产量递减分析、可采储量计算、开发方案制定等的重要依据。依据数学物理方程、物理化学和物理模拟实验,分析了现有页岩基质岩块流动数学模型存在的不足,在此基础上,建立了改进的页岩基质岩块流动数学模型,即考虑吸附效应的扩散数学模型,确定了将扩散系数作为新的页岩基质岩块流动能力评价参数。研究认为该模型不仅可以较准确地评价页岩基质岩块流动能力,还能用于页岩气勘探开发的其它领域,为页岩气高效勘探开发提供理论指导。     

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。     

页岩气藏流动机理与产能影响因素分析

为研究气体在页岩储层中的流动机理并分析影响页岩气藏产能的控制因素,基于广泛的文献调研,描述了页岩气在页岩储层中流动主要经历的3个过程：解吸附、扩散和渗流,分析了其影响因素和适用条件。在此基础上,利用数值模拟方法分析了吸附气含量、Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数、基质渗透率、微裂缝渗透率和压裂诱导裂缝导流能力等因素对页岩气水平井产能的影响情况。结果表明：①天然气地质储量保持不变时,随吸附气含量增高,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,地层平均压力下降速度加快;②相同吸附气浓度条件下,随Langmuir体积和Langmuir压力的增加,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,初期产量递减速度加快;③气体扩散系数对产能影响较小;④基质渗透率介于1.0×10^-9～1.0×10^-6 mD时,基质渗透率是控制水平井产能的主要因素,随基质渗透率增加,日产气量和累积产气量迅速增加;⑤基质渗透率大于1.0×10^-6 mD 时,基质渗透率和微裂缝渗透率均是控制水平井产能的主要因素,日产气量和累积产气量随基质渗透率和微裂缝渗透率的增加而增加;⑥随压裂诱导裂缝导流能力增加,水平井累积产气量逐渐增加,累积产气量增幅逐渐减小,压裂诱导裂缝存在着最优导流能力。     

多尺度孔隙介质视渗透率模型

为研究页岩气在多尺度孔隙介质中的渗流率表征,以及分析各种流动状态对渗透率的贡献。基于页岩储层孔径分布特征,利用Kundsen数对流动状态进行划分,建立气体分子在多孔介质中的渗透率理论计算模型,分析了孔隙流体压力与渗透率的关系以及不同流动状态对渗透率的贡献。模型研究表明:多孔介质渗透率受气体达西流、滑脱流、Fick扩散流、过渡扩散流及Kundsen扩散流的影响;气体流动状态受流体压力和孔径分布决定,流体压力降低导致气体在多孔介质中的流动状态发生改变;随着储层流体压力降低,过渡扩散流对渗透率贡献增加,页岩储层渗透率增大。储层流体压力低于1 MPa时,Kundsen扩散流对渗透率贡献逐渐增大,渗透率迅速增加。     

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。     

基于连续拟稳定法的页岩气体积压裂水平井产量计算

水平井体积压裂是开发页岩气藏的关键技术。体积压裂后,未改造区域的流动为受微纳米孔隙介质控制的非线性渗流,而改造区域的流动则是由微米级裂缝网络控制的达西渗流。综合考虑页岩气藏体积压裂后的多尺度流动、页岩气解吸附、扩散等特点,建立了耦合未改造区域和改造区域流动的稳态产量计算模型;在此基础上,首次运用连续拟稳定法,考虑压力波不稳定扩散,结合物质平衡方程建立了页岩储层体积压裂水平井非稳态产量计算方法,并对页岩气体积压裂水平井非稳态产量的影响因素进行了分析。结果表明：基于连续拟稳定法建立的产量预测模型具有求解过程简单、计算速度快,与数值模拟结果吻合程度高的特点;页岩气的解吸效应主要影响生产中后期的产量;随着体积压裂区半径、压裂区渗透率、扩散系数、朗格缪尔体积的增大,页岩气井产能增大,且增加幅度逐渐减小;朗格缪尔压力对产量的影响较小。该方法为页岩气体积压裂水平井非稳态产量的计算提供了理论依据。     

Analysis of gas transport behavior in organic and inorganic nanopores based on a unified apparent gas permeability model

Different from the conventional gas reservoirs, gas transport in nanoporous shales is complicated due to multiple transport mechanisms and reservoir characteristics. In this work, we presented a unified apparent gas permeability model for real gas transport in organic and inorganic nanopores, considering real gas effect, organic matter(OM) porosity, Knudsen diffusion, surface diffusion, and stress dependence. Meanwhile, the effects of monolayer and multilayer adsorption on gas transport are included.Then, we validated the model by experimental results. The influences of pore radius, pore pressure, OM porosity, temperature,and stress dependence on gas transport behavior and their contributions to the total apparent gas permeability(AGP) were analyzed.The results show that the adsorption effect causes Kn(OM) Kn(IM) when the pore pressure is larger than 1 MPa and the pore radius is less than 100 nm. The ratio of the AGP over the intrinsic permeability decreases with an increase in pore radius or pore pressure. For nanopores with a radius of less than 10 nm, the effects of the OM porosity, surface diffusion coefficient,and temperature on gas transport cannot be negligible. Moreover, the surface diffusion almost dominates in nanopores with a radius less than 2 nm under high OM porosity conditions. For the small-radius and low-pressure conditions, gas transport is governed by the Knudsen diffusion in nanopores. This study focuses on revealing gas transport behavior in nanoporous shales.     

Gas sorption and non-Darcy flow in shale reservoirs

Gas sorption and non-Darcy flow are two important issues for shale gas reservoirs. The sorption consists of dissolution and adsorption. Dissolved gas and adsorbed gas are different. The former is dissolved in the shale matrix, while the latter is concentrated near the solid walls of pores. In this paper, the Langmuir equation is used to describe adsorption and Henry’s law is used to describe dissolution. The K coefficient in Henry’s law of 0.052 mmol/(MPa g TOC) is obtained by matching experimental data. The amount of dissolved gas increases linearly when pressure increases. Using only the Langmuir equation without considering dissolution can lead to a significant underestimation of the amount of sorbed gas in shales. For non-Darcy gas flow, the apparent permeability model for free gas is established by combining slip flow and Knudsen flow. For adsorbed gas, the surface diffusion effect is also considered in this model. The surface diffu- sion coefficient is suggested to be of the same scale as the gas self-diffusion coefficient, and the corresponding effective permeability is derived. When 1/ increases,k_(app)/ k_D increases, but the relationship is not linear as the Klinkenberg effect suggests. The effect of adsorption on the gas flow is significant in nanopores (r≤2 nm). Adsorption increases apparent permeability in shales at low pressures and decreases it at high pressures.     

川东南盆缘复杂构造区深层页岩气富集特征

以川东南盆缘复杂构造区南川地区为研究对象，基于钻井、实验分析测试等资料，开展深层页岩气富集特征研究，重点讨论地层温度、地层压力等成藏环境变化对深层页岩气富集的影响作用。研究认为：①优势沉积相带是页岩气藏成烃的基础，研究区五峰组—龙马溪组一段形成于深水陆棚沉积环境，优质页岩发育，具备形成页岩气藏的良好物质条件。②有机碳含量控制纳米级有机质孔隙的发育程度，高压—超高压环境有利于孔隙的保持，对改善深层页岩物性发挥积极作用。③深层页岩气具有高温、高地应力的典型地质特征。温度较压力对页岩吸附能力的影响更为明显，深层页岩气赋存方式以游离气为主；高上覆地层压力导致页岩渗透率呈指数下降，页岩气运移能力显著减弱，逸散程度降低，有利于页岩气原位聚集。④温度、压力变化对气体扩散作用影响复杂，高温会增大气体的扩散系数，加剧气体的运移和逸散，而高压可以减缓或抑制气体的流动，有利于页岩气保存。⑤埋深与压力系数呈现一定的正相关性，埋深对向斜型页岩气藏压力系数的影响作用显著，表明深层向斜型页岩气保存条件趋好。埋深较大的残留向斜核部、凹中隆、有反向逆断层遮挡的斜坡区是复杂构造区页岩气勘探的有利目标。