页岩气储层纳米孔隙结构的研究方法及展望

页岩储层主要以纳米级孔隙为主,具有低渗透率,复杂的岩石组成,特殊的孔隙结构等特点.页岩气通常以吸附态和游离态广泛存在于纳米孔隙中,页岩的纳米孔隙结构特征是衡量与评价储层可压裂性与存储能力的重要参数.研究页岩气储层纳米孔隙结构对页岩气勘探、储层评价及后期开发具有重大意义.调研了国内外研究成果,综述了页岩气储层纳米孔隙结构...     

页岩孔隙结构研究进展

页岩是一种重要的非常规储集体,是因为天然气可以吸附或以游离态赋存在富有机质泥页岩及其夹层中。通常,页岩气富集在页岩的微米—纳米级孔隙中,常规孔隙研究手段难以适用,目前,页岩孔隙类型的分类方案在国际上尚未统一规定。因此,页岩的孔隙结构的表征成为页岩气开发、勘探的关键问题。     

页岩微纳米孔隙结构物性及表征方法研究新进展

页岩气是储集于页岩中的天然气,是一种有发展潜力的重要非常规天然气资源。随着页岩气勘探开发研究的逐步深入,研究者发现页岩纳米孔隙结构研究直接关系到页岩的气体储集能力和渗流特性。因此,页岩纳米孔隙研究成为页岩气储层评价和运移研究的热点问题。然而,页岩纳米孔隙结构表征方法并不成熟,还不能全面有效地描述页岩纳米孔隙具体特征,这成为制约页岩纳米孔隙研究的瓶颈。本文综述了页岩纳米孔隙结构物性研究中取得的一些有价值的新认识。在此基础上提出页岩孔隙结构表征分析方法发展的必要性。进一步逐一介绍了常见的页岩纳米孔隙表征分析方法的基本原理和研究进展。     

基于页岩气微观赋存特征对储量计算方法的改进

页岩气主要赋存在页岩孔隙中,页岩发育着大量纳米级孔隙,页岩气微观的赋存特征是深入认识页岩气富集和开发规律的关键。采用了Accelrys公司的Materialsstudio分子模拟软件,建立在能够表征页岩气藏孔隙结构的有机纳米孔隙结构,用分子动力学(MD)和蒙特卡罗方法对页岩气在纳米孔隙中的赋存状态进行模拟,超临界条件下甲烷表现出明显的单分子吸附特征,游离气比例随孔径增大而增大。基于分子模拟的赋存特征从绝对吸附量与相对吸附力的差异和吸附相占据孔隙体积两方面对储量计算方法进行改进,结果表明:在含气量一定的条件下,游离气和吸附气所占比例明显受比表面积和压力的控制,对页岩气勘探开发具有一定的指导意义。     

页岩气及其吸附与扩散的研究进展

随着当前能源消费的迅速增加,常规天然气资源短缺,很难满足日益增长的能源需求。页岩气作为一种非常规天然气,具有资源潜力大和低碳排放等优点,加之美国和加拿大成功实现商业化开采,因此页岩气资源勘探开发近年来备受世界瞩目。中国作为重要的页岩气开采国家,近几年发展势头良好,部分页岩气田也已经实现商业化生产。由于页岩的致密和低渗特性,导致页岩气的开采难度较大。页岩的孔隙结构和气体吸附扩散研究,对于气藏产能的评估及其高效开采有至关重要的作用。本文介绍了国内外页岩气勘探开发现状以及页岩的孔隙结构,综述了储层中页岩气吸附、扩散与渗流的研究进展,总结了分子模拟方法在页岩气研究中的应用,并对页岩气相关研究的前景进行了展望。     

鄂尔多斯盆地延安地区延长组页岩微观孔隙定量表征

页岩是一种有着特低孔渗、孔隙的结构复杂多样等特点的特殊油气储集类型。对页岩微观孔隙的表征及其分类(分级)是页岩储层分级的基础,因此针对性的孔隙类型划分及其油气地质意义研究将对页岩气的发展具有重要的指导价值。文章中由鄂尔多斯盆地孔隙成因类型将延安地区延长组页岩基质孔隙,总体可分为粒间与粒内两种孔隙类型,并对BET、BJH总孔比表面积与BJH总孔体积的关系做了分析,实验表明总孔比表面积与总孔体积二者具有较好的正相关性。目的层延长组页岩中孔径对孔比表面积与孔体积具有明显贡献的主要为1.5～5 nm之间的孔隙,大于5 nm的孔贡献较小,据此可推测到在小于5 nm的孔数量在泥页岩各级孔中所占比例最大,其总孔比表面积和总孔体积二者有着较好的相关性。     

页岩气勘探与开采技术初探--以涪陵地区为例

页岩气主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中。页岩气原地成藏模式,与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。页岩既是天然气生成的源岩,也是聚集和保存天然气的储层和盖层。页岩气勘探开发技术是复杂的,但涪陵页岩气田进入商业化生产,标志着我国页岩气开发迈出了实质性的一步。页岩气开采技术采用水平井技术和水力压裂技术,开展井工厂式的滚动开发。     

页岩气勘探与开发现状

页岩气是指那些聚集在暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气。页岩气属于非常规气藏,储层具有低孔、低渗特征,与常规的气藏相比,页岩气具有特殊的地质特征,因此,其高效的开发也必须使用特殊的开发技术,我国页岩气开发潜力巨大,但页岩气研究相对滞后,目前,我国页岩气的开发刚刚起步,本文介绍了页岩气资源的分布状况、页岩气成藏机理,吸附与解吸机理,从页岩气勘探技术、开发技术两个方面介绍了页岩气发展的现状,并指出了页岩气的发展方向。     

鄂尔多斯盆地东南部地区山西组页岩气勘探潜力分析

鄂尔多斯盆地东南部页岩气资源潜力巨大,而山西组烃源岩是其页岩气的主要目的层系。本文应用三参数法评价了山西组烃源岩的勘探潜力,结果表明:山西组泥页岩具备生气潜力的有机碳下限值为1.0%;山西组伊利石含量和泥页岩吸附气量关系最为密切,高岭石最差,伊利石/高岭石的值具有明显的两段性,其分界限为0.25,大于此值的泥页岩具有较好吸附性能;山西组泥页岩的杨氏模量/脆性指数的值具有明显分界限0.14,利用杨氏模量/脆性指数=0.14作为表征可压裂性的分界。综合上述三个参数可为页岩气有利层位的选取提供依据。     

含气页岩中水分赋存与分布的研究进展

页岩气（主要组分为甲烷,CH₄）作为一种新兴的非常规天然气,对于优化我国现行能源消费结构、缓解能源消耗过程中的环境污染问题具有重要意义。研究表明,含气页岩储层中页岩气主要以吸附态形式存在。影响含气页岩吸附性能的因素包括页岩自身理化性质和外部储层条件。其中,页岩中的水分是影响页岩气吸附/解吸的重要因素。因此,本文结合国内外相关研究工作,分析了含气页岩中水分的赋存与分布特征,归纳了页岩储层中水分的分析方法,指出了水分赋存与分布的后续研究方向。分析表明：①页岩中水分主要赋存于孔隙结构中,且无机孔隙中的水分赋存量比有机孔隙多;②水分子主要通过氢键吸附于有机孔隙的亲水性位点,以及经由氢键和表面作用力结合于黏土颗粒或孔隙表面;③水分含量与页岩黏土矿物含量及总有机碳（TOC）含量有关;④探明页岩中水分赋存与分布的实验表征手段包括水蒸气等温吸附、低温差示扫描量热、低场核磁共振、红外热成像和等离子体低温灰化等。虽然页岩中水分的研究已经引起国内外学者的关注,但是相比煤中水分的研究仍显不足。因此,本文指出后续需开展以下工作：探明水分在页岩中的无机矿物质空间和有机质空间的含量分布和空间分布特征;明确水分对页岩吸附/解吸CH₄流体的作用规律;联用实验科学和理论模拟方法,探明水分对页岩吸附/解吸CH₄流体的作用机理。     

煤与油页岩热预处理特性及对热解的影响

对比研究了神木煤和桦甸油页岩在150~400℃热预处理时的孔隙变化和挥发分析出规律以及热预处理对后续慢速升温热解反应产物的影响。结果表明,热预处理显著增加了油页岩的孔隙结构,其比表面积提高4倍、孔体积提高5倍以上,而神木煤的孔隙结构则减少了,特别是孔径大于1 nm的孔体积减少了近60%、比表面积减少了近80%,而其1 nm以下的孔则相对稳定,孔体积和比表面积分别只减少了10%左右。低于400℃时热预处理过程中除脱去吸附水外,其他挥发分也有一定析出,并以CO₂为主,另有少量CO,但挥发分总失重量不超过5%。固定床慢速升温热解研究表明,经热预处理后,油页岩的油产率最高提高了22.7%,而水和气的产率则相应降低,气体中CH₄增加而H₂降低。热预处理对煤的热解油产率影响不明显,但热解水产率降低而热解气产率增加且其中CH₄增多而H₂降少。     

四川盆地志留系页岩CH4和CO2吸附特征

页岩气是一种非常具有开发潜力的非常规天然气能源。选取四川宜宾地区志留系龙马溪组页岩,对总有机碳、黏土矿物含量和镜质体反射率等储层性质进行表征,通过场发射扫描电子显微镜和低温氮气吸附-解吸方法对页岩的孔隙结构进行分析。从孔隙结构表征发现,页岩中有大量的孔隙发育,并且大多数孔隙的尺寸在100 nm以下,微孔对总比表面积的贡献最大,中孔对孔体积做出了较大贡献。对页岩样品分别进行了CH₄和CO₂单组分气体的等温吸附实验,分析了影响页岩吸附气体能力的因素,考察了页岩样品CO₂/CH₄的选择性。结果表明,页岩对CO₂的吸附量要远大于对CH₄的吸附量;有机质含量TOC和孔隙结构对页岩的吸附有很大影响,呈正相关;温度越高,页岩对气体的吸附能力越差;单位压力变化对吸附的影响随着压力的增高而下降,逐渐趋于平缓;在竞争吸附中,页岩对CO₂有更高的选择性。     

A model for stress-dependence of apparent permeability in nanopores of shale gas reservoirs

Predicting long-term production from gas shale reservoirs is a challenging task due to changes in effective stress and permeability during gas production. Unlike coal, the variation of sorbing gas permeability with pore pressure in shale does not always feature a biphasic trend under a constant confining pressure. The present contribution demonstrates that the biphasic dependence of permeability on pore pressure depends on a number of physical and geometrical factors, each with a distinct impact on gas permeability. This includes pore size, adsorption isotherm, and the variation of gas viscosity with pore pressure. A single-capillary model is proposed for the apparent permeability of real gas in shale. Results indicate that the biphasic relation between apparent permeability and pore pressure is prevalent when the sorbing gas flows in sufficiently small pores. In addition, the effects of sorption isotherm and internal resistance of nonideal gas to flow cannot be ignored.     

A mesoscale model for diffusion and permeation of shale gas at geological depth

The demand on energy is rising and shale gas as an important unconventional energy resource has received worldwide attention. It has shown a significant effect on the world's energy structure after the commercial exploitation of shale gas in the United States. Understanding diffusion and permeation of shale gas at geological depths is quite essential, but it cannot be described by traditional Fick or Knudsen diffusion models. In this work, we use dual control volume–grand canonical molecular dynamics method to systematically investigate the permeation process of shale gas in montmorillonite (i.e., a clay mineral of shale) at different geological depths. Results indicate that temperature, pressure, and pore size have an important effect on the permeability, and Knudsen equation cannot describe the permeability of shale gas. Accordingly, on the basis of these simulated data, we propose a new mesoscale model to describe the permeability of shale gas at geological depths. The new mesoscale model shows extensive applicability and can excellently reproduce the extrapolation testing data, and it satisfactorily bridges the gap between Knudsen diffusion and Fick diffusion, which provides important fundamentals for exploitation of shale gas. © 2017 American Institute of Chemical Engineers AIChE J, 64: 1059–1066, 2018     

页岩吸附性能及作用规律

页岩气(主要组分为甲烷)作为一种新兴的非常规天然气,其对于优化能源消费结构、缓解能源对外依存度具有重要意义。相关研究表明,吸附态是页岩气的主要赋存形态,因此明确页岩吸附性能及作用规律是页岩气有效开采的重要前提。为此,本文结合国内外相关研究工作,分析了页岩的吸附特性,归纳了影响页岩吸附能力的因素,指出了页岩及页岩气后续研发方向。分析表明:页岩储层内部页岩气的赋存形态主要包括游离态、溶解态和吸附态,其中吸附态页岩气含量至少占页岩气总含量的40%;页岩气吸附量与页岩储层理化性质、储层温度和压力均有关。虽然国内外已对页岩气开展大量研究工作,但是相比于煤层气等非常规天然气研究仍显不足。为此,关于页岩吸附性能及作用规律需要在以下方面开展研究工作:①进一步探明页岩储层地质特征;②深入明确甲烷和页岩之间的流固作用关系;③利用页岩对甲烷和CO₂吸附性能的差异,推进注入CO₂强化页岩气采收率技术。     

湘鄂西地区牛蹄塘组页岩储层特征

运用有机地球化学、X衍射、氩离子抛光-扫描电镜、等温吸附、岩石力学等分析测试手段,系统研究了湘鄂西地区页岩岩石特征、有机地化特征以及页岩气储层特征。研究发现湘鄂西地区牛蹄塘组页岩主要发育原生孔隙、溶蚀孔隙、微裂缝以及有机质孔隙孔隙等4种主要类型,影响页岩含气量的主要因素有矿物组成、有机地球化特征以及页岩储层物性等,储层埋藏深度、温度、压力因素对页岩气保存起到决定性因素。     

基于分形理论的油页岩有效扩散系数研究

以直径为1.6—2 mm柳树河油页岩为原料,采用扫描电镜法与氮吸附法得出油页岩吸附-脱附等温线,孔径分布曲线等;分析了油页岩内部孔隙结构,计算出孔道弯曲分形维数与孔隙面积分形维数,并研究油页岩内部的有效扩散系数。结果表明:油页岩吸附-脱附曲线属于Ⅲ型等温线,是一种典型的二端都开放的管状毛细孔型结构的多孔物质;其含有较发达孔隙,孔径分布为0.4—40 nm;油页岩孔道弯曲分形维数越小,孔道越平坦,孔隙面积分形维数为2.464;油页岩有效扩散系数与其内部结构和操作温度有关,温度越高,粒径越小,有效扩散系数越大。     

Displacement of shale gas confined in illite shale by flue gas: A molecular simulation study

The shale gas is an unconventional supplementary energy to traditional fossil energy, and is stored in layered rocks with low permeability and porosity, which leads to the difficulty for exploration of shale gas. Therefore, using CO₂ gas to displace shale gas has become an important topic. In this work, we use molecular simulations to study the displacement of shale gas by flue gas rather than CO₂, in which flue gas is modeled as a binary mixture of CO₂ and N₂ and the shale model is represented by inorganic Illite and organic methylnaphthalene. CH₄ is used as a shale gas model. Compared to the pure CO₂, flue gas is easily available and the cost of displacement by flue gas would become lower. Results indicate that the pore size of shale is an important factor in the process of displacing shale gas and simultaneously sequestrating flue gas, while the flue gas N₂-CO₂ ratio shows a small effect on the process of CH₄ displacement, because the high partial pressure of flue gas is the main driving force for displacement of shale gas. Moreover, the geological condition also has a significant effect on the process of CH₄ displacement by flue gas. Therefore, we suggest that the burial depth of 1 km is suitable operation condition for shale gas displacement. It is expected that this work provides a useful guidance for exploitation of shale gas and sequestration of greenhouse gas.