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。     

关于页岩含气量确定方法的探讨

页岩含气量是页岩气资源评价和有利区优选的关键性参数,也是评价页岩是否具有开采价值的一个重要标准。对页岩含气量的获取方法进行了介绍,其一是通过解吸法分别测量解吸气、残余气和损失气;其二是利用等温吸附实验、测井解释等方法分别计算页岩中的吸附气、游离气含量。分析认为:解吸法测量结果容易受到取心方式、测定方法、损失气量计算方法、气体解吸温度等因素的影响,所测得的总含气量比间接法更接近于真实值;吸附气量的估算需要综合考虑有机碳含量、粘土矿物组分、成熟度、温度和压力等因素对页岩吸附能力的影响,建立适当的吸附气含量计算模型,游离气量估算的关键是确定页岩的有效孔隙度和含气饱和度。建立针对页岩含气量测试技术和等温吸附实验技术标准,量化各种控制因素对页岩含气量的影响,对准确评价页岩含气量具有重要意义。     

延长组陆相页岩含气量及其主控因素——以鄂尔多斯盆地柳坪171井为例

运用直接解吸法和间接法计算柳坪171井延长组长7段、长8段、长9段页岩游离气含量、吸附气含量和总气量,结合分析延长组页岩岩矿组分、有机地球化学特征、孔隙结构与孔隙体积,确定了延长组陆相页岩含气量及主控因素,并对含气量与主控因素之间关系做了定性及半定量研究。结果表明:延长组页岩含气量以吸附气量为主,其中长7段页岩含气量为3.71~6.26m3/t,游离气百分比为22.53%~35.29%,平均为29.22%;长8段页岩含气量为3.68~5.19m3/t,游离气占总含气量的24.43%;长9段页岩含气量最高,为5.57~7.80m3/t,游离气含量比例为31.64%。随着有机碳含量的增加,可供天然气吸附的比表面增大,页岩吸附气量也增大,同时有机质成熟度的提高促进有机组分纳米级孔隙的产生,从而增加页岩气储集空间,因此有机碳含量、镜质体反射均与含气量呈正相关关系。与海相页岩不同,延长组陆相页岩石英主要来源于陆源碎屑,含气量与石英含量呈负相关关系。黏土矿物含量与含气量呈弱正相关,主要表现在伊蒙混层、伊利石对页岩气的吸附能力。含气量与微孔体积相关性不明显,与中孔和宏孔均具有正相关关系。     

川南长宁地区五峰组—龙马溪组页岩气评价新方法

为了准确评价川南长宁地区五峰组—龙马溪组海相页岩气的含气量,将页岩气分成吸附气和游离气单独进行计算再求和,以等温吸附实验数据为基础,提出并构建了基于微孔充填理论和D-A(Dubibin-Astakhov)方程相结合的吸附气量评价模型,模型中的可变参数微孔最大吸附量V₀、与吸附体系对气体的亲和力有关的常数B、与吸附体系表面非均质性相关的参数t的计算中均考虑了影响吸附气量的关键参数,如地层压力、总有机碳(TOC)含量和孔隙度等;以含气饱和度法为基础,结合吸附态甲烷对孔隙体积的影响,构建了对游离气量进行定量校正的评价模型。结果表明:新建立的吸附气与游离气含量评价模型在研究区页岩含气量评价中具有良好的应用效果,计算的含气量与实测数据相关系数超过0.90。该研究成果为页岩气资源潜力评价和"甜点"预测提供了依据。     

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。     

四川盆地焦石坝地区页岩吸附特征室内实验

页岩含气量对页岩气田储量计算至关重要,直接关系到页岩气的产量、递减规律等。页岩气以游离气和吸附气形式赋存,有重量法等温吸附、容量法等温吸附、现场含气量测试等不同方法测试吸附气、游离气。通过测试页岩气降压解吸过程中气体体积变化来测量吸附气量,首次建立了同时测试页岩吸附气、游离气的方法。该方法采用柱状页岩岩心,模拟不同温度、压力、含水、真实孔隙结构等条件,消除了等温吸附曲线的负吸附异常;分析了有机质含量、压力、温度、含水、气体组成等因素对页岩吸附量的影响。实验结果表明,页岩的甲烷吸附量随压力增加而增加,压力大于12MPa后达到吸附/解吸动态平衡,吸附量不再增加;有机质含量TOC增加时吸附量增加;温度增加时吸附量降低;页岩含水后吸附量降低;甲烷吸附量高于氮气吸附量;焦石坝龙马溪组主力层页岩在温度20℃、压力30MPa下页岩气吸附气量介于1.8~3.1m~3/t之间,总含气量介于5.1~6.5m~3/t之间,吸附气占总气量40%左右。     

四川盆地页岩气储层含气量的测井评价方法

含气量是页岩气储层评价的一项重要参数指标,其值的高低直接影响着页岩气区块是否具有工业开采价值。而页岩气含气量主要由吸附气和游离气组成,其影响因素较多,包括孔隙度、含气饱和度、地层压力、地层温度、总有机碳含量等。为此,针对四川盆地蜀南地区下志留统龙马溪组页岩气储层开展综合研究,形成了一套系统的页岩气储层含气量测井评价方法 :(1)通过页岩岩心等温吸附实验,建立了兰格缪尔方程关键参数计算模型,并对吸附气含量主要影响因素地层温度、地层压力、有机碳含量进行分析及校正,提高了吸附气含量计算精度;(2)开展页岩储层孔隙度和含水饱和度精细评价,为精确计算游离气含量奠定了基础;(3)由于吸附态甲烷占据一定孔隙空间,扣除吸附气体积影响后,总含气量计算精度较高,与岩心分析数据具有较好的一致性。通过实验与理论的结合,所形成的四川盆地页岩气储层含气量评价方法在该区块具有较好的适应性,为现场试油层位的优选和区块资源潜力评价提供有效的技术支撑。     

基于改进的BET多层吸附模型的深层页岩吸附气含量测井评价方法

含气量是页岩储层评价的一项关键指标,页岩含气量受温度-压力耦合影响,特别在地层压力较高情况下,准确预测页岩储层吸附气含量较为困难。针对深层页岩气储层高温高压环境下甲烷吸附特性,提出了改进的BET多层吸附模型,建立了一套深层页岩储层吸附气含量测井评价方法。应用该方法对川南深层页岩储层进行含气量评价,结果表明：利用改进的BET多层吸附模型计算的吸附气含量更符合实际地质情况,结合相应层段游离气含量,计算所得的页岩总含气量精度较高,且与现场保压取心获取的总含气量较为一致。基于改进的BET多层吸附模型的吸附气含量评价方法在川南深层页岩气区块具有较好的适应性,可为深层页岩地质甜点评价和资源潜力分析提供技术支撑。     

辽河油田东部凹陷页岩气成藏条件及含气性评价

通过类比国外页岩气盆地的页岩有机质类型、有机碳含量、热演化程度、厚度等指标,初步确定辽河油田东部凹陷存在发育页岩气藏的条件。页岩吸附气量实验研究表明,东部凹陷页岩吸附气量与暗色泥页岩有机碳含量和热演化程度呈正比关系,东部凹陷页岩吸附气量为0.2～1.2 m³/t,与加拿大Gordondale页岩和中国四川盆地下志留统龙马溪组页岩基本相当。利用气测全烃值,结合有机碳含量、热演化程度、含气页岩厚度等指标,对不同层系页岩含气性进行了整体评价。依据评价结果,指出驾掌寺-二界沟洼陷为东部凹陷内页岩气勘探的首选目标。     

延长石油探区延长组页岩总含气量综合预测模型

通过页岩样品的等温吸附实验,计算了延长组页岩的吸附气含量,通过建立公式和测井综合解释计算了延长组页岩的游离气含量和溶解气含量,结果表明延长石油探区延长组页岩总含气量为2.25~5.08 m3/t,其中吸附气含量为1.75~4.21 m3/t,游离气含量为0.20~0.60 m3/t,溶解气含量为0.05~0.52 m3/t.通过不同赋存状态页岩气与多个地质因素的相关性分析,认为吸附气含量主要受控于温度、压力、总有机碳含量和含水饱和度,游离气含量主要受控于孔隙度和含气饱和度,溶解气含量主要受控于残余油含量、温度、压力、天然气相对密度和原油相对密度。建立了延长石油探区不同赋存状态页岩气总含气量综合预测模型,用现场解吸法获得的总含气量的实测值进行检验,证实页岩总含气量综合预测模型可靠性较高。     

深层页岩含气量评价及其差异变化——以四川盆地威荣、永川页岩气田为例

近年来我国页岩气勘探开发逐渐走向深层,但对高温高压条件下页岩吸附特征、游离气的赋存特征还不清楚,制约了深层页岩气大规模开发。以四川盆地威荣、永川地区深层页岩为研究对象,对不同有机碳含量和孔隙度的样品开展了高温高压(135 ℃、80 MPa)等温吸附实验和孔隙度实验,计算了页岩吸附气量、游离气量和总含气量的理论值,并与实际值进行对比。研究表明：①页岩吸附气含量随着压力增大逐渐增加,当压力大于40 MPa后,吸附气量增加趋于平缓,最大可达4.46 cm³/g。②页岩理论含气量随着地层压力的增加而增加,当地层压力达到80 MPa时总含气量达到最大,此时理论最大值为11.3 cm³/g;计算的游离气含量为6.8 cm³/g,吸附气含量为4.5 cm³/g,分别约占总含气量的60%和40%;游离气/吸附气比例随深度增加逐渐增加。③基于现场解吸实验,实测威页11-1井总含气量最大值为5.95 cm³/g,最小值为3.29 cm³/g,平均为4.52 cm³/g,对比理论含气量10.3 cm³/g,表明有近50%的气体在抬升过程中散失,同时一定程度上也说明了深层页岩气保存条件的复杂性,建议加强对保存条件的研究。     

甲烷在暗色页岩纳米孔隙中微观吸附规律

页岩的吸附能力依赖于其孔隙结构、矿物组成、气体压力及储层温度等。采用蒙特卡洛法,对6种主要页岩成分纳米孔隙中的甲烷吸附行为进行了分子模拟,研究了压力、温度对甲烷吸附量的影响规律,对比了甲烷在有机质、石英、蒙脱石、高岭石、伊利石中的吸附差异,分析了甲烷分子在纳米孔隙中的分布特征和吸附比例。分子模拟结果表明,虽然甲烷吸附量随着温度的升高而线性降低,并随着压力的增大而逐渐提高,但其增加速率会逐渐放缓,其依赖关系可以采用联合的幂函数进行描述。甲烷分子在纳米孔隙中同时表现为吸附态和游离态,吸附态所占比例随着压力的增大而逐渐降低。主要页岩成分的吸附比例存在较大差异,其大小关系为高岭石>伊利石>蒙脱石>有机质（C₅H₄O₂、石墨烯）>石英。     

页岩气藏吸附特征及其对产能的影响

页岩气藏中部分气体以吸附态存在,且受页岩性质和储集层条件的影响,吸附气约占总含气量的20%~85%.页岩吸附能力与有机质含量、矿物成分、储集层温度、压力和孔隙结构等因素有关。针对页岩气等温吸附特征（吸附曲线形状、Langmuir体积、Langmuir压力）,采用数值模拟方法,分析了吸附气对页岩气井产能的影响。结果表明,等温吸附曲线越接近于线性,Langmuir压力越高,吸附气解吸越容易,气井产出量越高;Langmuir体积越大,或者气藏中吸附气含量占气体储量的比例越高,页岩气井产能相对降低。     

川南深层页岩气储层含气量测井计算方法

页岩储层含气性是页岩气井获产的基础,含气量是页岩气储层评价的关键指标。通过岩心含水饱和度分析,建立了基于黏土含量与有机质含量双重因素影响的非电法页岩储层饱和度计算方法。通过岩心等温吸附实验,确立了兰格缪尔体积和兰格缪尔压力多因素动态计算方法。结合研究区地层在纵向上温度、压力以及总有机碳含量动态变化的特征,建立了基于兰格缪尔等温吸附模型的页岩吸附含气量测井计算模型,在川南地区龙马溪组五峰组深层页岩气储层含气性评价中取得了良好的应用效果。     

页岩气赋存形式和初始原地气量（OGIP）预测技术

页岩气有利区或核心区评价的关键是确定页岩初始原地气量（OGIP)的空间分布,页岩气赋存形式介于致密砂岩气与煤层气之间,主要呈3种状态：孔隙中游离气、固体有机质吸附气、油和水中溶解气,温度和压力条件控制3种状态气体的量和相互转化。游离气量主控因素是页岩孔隙度和气体饱和度,吸附气量主控因素是有机质数量和有机质成熟度,溶解气量的主控因素是页岩中残留油的数量。提出了页岩气中游离气量、吸附气量和溶解气量的算法,并在油气系统模拟软件Trinity 3D中实现页岩气OGIP量空间分布计算,以Fort Worth盆地Barnett页岩为例展示了这一技术的实际应用。     

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。     

陆相页岩含气性主控地质因素——以辽河西部凹陷沙河街组三段为例

以辽河西部凹陷沙河街组三段页岩为研究对象,在有机地化、岩石矿物组成、扫描电镜、等温吸附等实验分析以及岩心观察的基础上,分析讨论了陆相页岩气形成条件,并着重探讨了陆相页岩含气性主控地质因素以及海、陆相页岩气发育条件差异。研究表明,辽河西部凹陷沙河街组三段泥页岩具有沉积厚度大、有机质丰度高、有机质类型多样、热演化程度较低、储集物性好以及含气量高等特点,具备陆相页岩气形成的基础地质条件;此外,页岩的含气性还受到泥页岩有机组成、无机组成和孔隙等内在因素以及温度、压力和埋藏深度等外在因素的共同影响;吸附态天然气受有机碳含量、有机质成熟度、岩石矿物组成以及温度、压力和深度的影响,表现为吸附气量与有机碳含量、黏土矿物、压力呈正相关关系,其中黏土矿物组成中又以伊/蒙混层的影响为主;与有机质成熟度、碳酸盐矿物含量、温度呈负相关关系,随着埋藏深度增加表现出先增加后降低的趋势;游离态天然气主要受到泥页岩孔隙度大小的影响,表现为孔隙、裂缝越发育,页岩孔隙度越高,游离气量也就越高,其中孔隙发育程度与有机质成熟度以及黏土矿物含量呈正相关关系,与石英、长石及碳酸盐矿物含量呈负相关关系,与有机碳含量关系不明显;裂缝的发育则更多地受到构造应力、岩石矿物组成、岩石力学性质、黏土矿物脱水收缩、成岩作用等内、外在因素的共同影响。通过对比海相和陆相页岩气形成条件后发现,烃源岩成熟度的差异从根本上决定了陆相和海相页岩的含气潜力,并可能进一步影响低成熟度条件下陆相页岩气的赋存方式,即溶解气对于陆相页岩气而言可能具有不可忽视的贡献。