储层温度和压力对页岩气赋存形态影响

本文以四川盆地南方海相龙马溪组页岩为研究对象,考虑页岩中吸附相所占孔隙度,分析了不同储层温度和压力下对页岩储层赋存形态的影响,得出了页岩埋藏深度与吸附气、游离气和总页岩气。分析结果表明:页岩储层压力增大,页岩的吸附能力逐渐减弱,吸附气量增加趋势减小,吸附气占页岩气总储量的百分数降低;页岩游离气含量与储层压力之间存在正相关关系;在低储层压力阶段,岩气总储量随储层压力增加迅速增大,在高储层压力阶段,页岩气总储量随储层压力增加而增大;吸附是放热过程,储层温度越高,页岩储层对甲烷的吸附能力降低。随着储层温度增大,气体分子热运动加快,页岩的吸附能力减弱,吸附量降低;页岩埋深增加,储层压力和温度增大,吸附气量先增加而后降低,游离气线性增加,页岩气总储量先迅速增大而后逐渐趋于平缓。     

渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律

目前对于渗吸效应改变页岩气赋存状态的定量化认识尚未形成,对页岩储层中压裂液大量滞留所引起的气水动态置换规律也不明确。为此,开展了气水置换实验以模拟水力压裂后近井区域页岩含水状态的变化情况,借助于含氢流体低场核磁共振谱分析技术(1H-NMR)动态监测页岩储层中甲烷的赋存状态,并计算不同赋存状态下的甲烷气量,进而研究了渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律。研究结果表明:①页岩饱和甲烷的过程分为吸附主导阶段和孔隙填充阶段,吸附作用和压力梯度作用在页岩饱和甲烷的过程中同时发挥作用;②页岩饱和甲烷过程前期阶段优先饱和吸附气,游离态甲烷作为外部甲烷转换为吸附态甲烷的中间状态在页岩孔隙中赋存,吸附气达到饱和状态后,甲烷在压力梯度作用下填充页岩孔隙直至孔隙内外压力平衡;③渗吸效应使页岩发生气水置换作用,吸附态甲烷部分解吸为游离态甲烷,吸附气占比降低,渗吸时间达到80 h时吸附气占比由63.58%降低至45.87%,而游离气量增加使页岩孔隙压力升高,同时水分占据部分孔隙体积,压缩游离气赋存空间,部分游离气被排出页岩孔隙,储层含气性降低,页岩样品含气量由渗吸开始前的7.91 mL/g下降至7.34 mL/g...     

渝西地区页岩储层微观孔隙结构对页岩气赋存影响

页岩储层特殊的矿物组分和复杂的孔隙结构,使页岩气在孔—缝系统中的赋存机制多样。深入认识页岩气在微观孔—缝系统中的赋存状态,有助于揭示页岩气赋存机制,丰富页岩气富集理论,优化页岩气开发工艺。围绕渝西地区龙一1亚段页岩储层微观孔隙结构及页岩气赋存机制,开展氩离子抛光扫描电镜、核磁共振、核磁冻融及柱塞样页岩样品不同含水（油）状态下的甲烷吸附核磁共振实验,分析微观孔隙结构特征及其对页岩气赋存的影响。结论认为：渝西地区吸附气主要受控于小于5 nm的油润湿孔隙,转化比约为45.81%;游离气主要受控于孔径大于110 nm的孔隙与微裂缝,转化比约为89.60%;5～110 nm有机孔和无机孔为吸附气与游离气的重要赋存空间,能够实现吸附气与游离气的有效转化,转化比约为78.81%,是开采过程中维持地层能量的主要来源。5～110 nm有机孔更发育的页岩气井,虽然初期产量不高,但稳产期较长,相同时间内的累积产量更高,有效地阐释了渝西地区页岩气井间的产量差异原因。     

西湖凹陷低渗储层水的赋存状态及出水特征研究

西湖凹陷低渗储层开发井在投产初期均不同程度产水,产水量长时间保持稳定。针对其出水原因及出水特征,通过可动水实验判别法和"双水"曲线评价法,分析了西湖凹陷低渗储层中地层水的两种赋存状态;通过产水判别图版法和低渗气藏数值模拟研究,结合实际生产动态分析,综合研究认为,西湖凹陷低渗储层的出水特征为投产即见水,且短时间内不会造成水的突然舌进及暴性水淹。     

构造作用对页岩气储层质量的影响

页岩气资源分布广泛,开采潜力巨大,但是页岩气藏与常规气藏相比,成藏机理、储层特征、开发技术都有很大区别。在研究过程中发现大量的富页岩气地区都有着非常复杂的地质构造特征,本文结合前人研究成果和实际生产经验,总结了构造作用对页岩气储层质量的利弊。     

页岩气储层蠕变特性及其对页岩气开发的影响

页岩气储层渗透率极低,必须经过压裂改造才能形成有效产能,大量狭小自支撑裂缝在天然气解吸及流动中具有重要作用。页岩气储层生产周期长,人工裂缝导流能力对裂缝变形极其敏感。研究结果表明,页岩气储层具有一定的蠕变特性,并随着粘土含量的增加而增强。压裂改造后,储层会产生大量裂缝,裂缝闭合蠕变是蠕变形变的主要形式。裂缝的存在会使储层蠕变速率大幅度提高,并对裂缝导流能力产生不可忽视的影响。裂缝闭合蠕变速率与裂缝界面之间、裂缝界面与支撑剂间的相互作用有关,并与基质蠕变速率成正比。压裂改造形成的裂缝网络越发育、单裂缝宽度越小,蠕变对裂缝导流能力的影响越大。在页岩气数值模拟中,考虑裂缝闭合蠕变的累积产量与未考虑裂缝闭合蠕变的累积产量相差较大。同时,在地应力计算、储层可改造性、支撑剂和施工参数优选以及生产方式的选择等方面也应考虑蠕变的影响,保持流体压力有利于减小蠕变形变,维持裂缝导流能力,提高气井产能和采收率。     

焦石坝页岩气储层流动特征分析及应用

针对页岩气开发过程中流动实验方法和研究手段的缺乏、流动机理认识不清等问题,从理论上对页岩储层孔隙结构、解吸、扩散、低速渗流等方面进行了机理分析。基于焦石坝页岩微观孔隙特征分析,建立了页岩气储层流动特征的实验装置,并开展系列的储层温度压力条件下焦石坝页岩气储层流动特征的测试实验。根据测试实验结果,初步探讨焦石坝页岩气衰竭开采过程中的流动机理,将页岩气衰竭开采过程划分为:稳产、快速递减和产量低速稳定3个阶段,确定了Knudsen扩散是页岩储层中扩散作用的最适用的方法,并给出了修正的Knudsen扩散公式。     

储层参数对页岩气水平井产能的影响

页岩属于超致密、低孔、特低渗储层;其微观结构特殊,孔隙结构属于纳微米数量级,具有强烈的多尺度性,渗流机理复杂;气体产出是微观孔喉,微裂缝,宏观裂缝及水力压裂裂缝等渗流通道的耦合,主要包括解吸、扩散、渗流3个阶段。针对页岩气渗流机理,利用数值模拟软件分析Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数,启动压力梯度和应力敏感系数等储层因素对页岩气水平井产能影响。结果表明,页岩气产能随着Langmuir体积、Langmuir压力及扩散系数的增大而增大;但扩散系数大到一定程度,气井产能不再变化;随着启动压力梯度及应力敏感系数增强,气井产能降低。     

一种判别页岩气流动状态的新方法

为探索页岩气开发规律,针对传统数据分析中未考虑气体分子沿孔隙表面发生具有滑脱效应的非达西渗流的情况,基于涪陵焦石坝页岩储层地质特征,运用双重介质渗流理论,分析焦石坝页岩气藏多级压裂水平井产量数据,推导出规整化产量与物质平衡时间双对数曲线,将涪陵页岩分段压裂气井流动阶段分为早期裂缝线性流动、裂缝-基质双线性流动、基质线性流动3个可以识别的阶段。采用该方法对焦石坝区块累计产量超过4 000×10⁴m³的10口井进行预测,生产动态表明,所建模型具有较好的适应性,为页岩气的规模开发提供了指导作用。     

氯化钾溶液浓度影响页岩气储层解吸能力室内实验

页岩气储层伤害研究未涉及钻井完井流体盐浓度对储层解吸能力的伤害。参照常规储层敏感性评价的岩样尺度,用不同浓度KCl溶液作为污染流体研究了解吸盐敏。室内用直径为38 mm的龙马溪组页岩柱塞模拟储层,控制温度为60℃、围压为20 MPa,每8 min用气相色谱仪检测柱塞入口出口端纯度为99.99%的甲烷气变化,入口出口速率相等时,认为柱塞吸附饱和,在初始压差0.001～0.01 MPa下连续测量224 min原始解吸总量和解吸速率。用同样柱塞,再次吸附饱和后用3.5 MPa压力封闭出入口端,控制压力不变,在出口端以0.1 mL/min的速度注入2000、5000、10000、20000以及40000 mg/L的KCl溶液伤害页岩柱塞1 h,然后在与测量原始解吸总量和解吸速率相同的条件下测量伤害解吸总量和解吸速率,每种浓度溶液进行2次平行实验。甲烷平均解吸总量随着KCl溶液浓度增加由原始0.009209、0.007758、0.007708、0.006502、0.008027 mmol降为0.000565、0.004263、0.004232、0.003229、0.003441 mmol,解吸总量伤害率为93.74%、45.22%、44.90%、50.20%、57.09%;平均解吸速率由原始0.000041、0.000035、0.000040、0.000029、0.000036 mmol/min降为0.000005、0.000020、0.000025、0.000016、0.000018 mmol/min,解吸速率伤害率为85.78%、36.87%、35.42%、38.88%、47.34%。表明KCl溶液浓度影响页岩气储层解吸量和解吸速率,为钻井完井流体及储层改造流体提出性能界限。      

页岩气气藏产能评价方法研究进展

从递减曲线方法、产能解析公式以及数值模拟方法等三方面阐述国内外页岩气藏产能评价方法的研究进展,通过总结对比指出各方法亟待发展与改进的问题:递减曲线方法应考虑分阶段研究,即考虑组合模型;产能解析公式应考虑中国页岩气藏地质条件进行模型研究;数值模拟方法应主要发展复杂裂缝网络的地质建模等技术,实际开采中综合考虑其他监测技术。     

致密砂岩气藏近井地带含水饱和度变化规律

致密砂岩气藏普遍含水,近井地带极易形成积液,从而导致气井减产甚至停产,因而研究近井地带含水饱和度变化规律对于认识气井产水机理具有重要的意义。为此,根据气井径向渗流原理设计了一套近井地带储层含水饱和度变化物理模拟实验流程,运用直径分别为10.5 cm、3.8 cm、2.5 cm的致密岩心由远及近串联以模拟气藏中直井压裂后的生产状况;基于气井降压生产方式,分别用20μm、30μm、40μm、50μm的微管来模拟气井油管以控制产气量,研究气藏衰竭开采过程中近井地带含水饱和度的变化及其影响因素,结合现场生产井资料计算气井近井地带及不同区域、不同微管直径下的含水饱和度及产水量,并分析其变化情况。研究结果表明:(1)不同采气速率各自对应一个临界含水饱和度,当原始含水饱和度低于临界值,近井地带和中部区域流动的地层水会随气体的采出而携出,近井地带不会产生积液;(2)当原始含水饱和度高于临界值时,由远端运移的地层水大量聚集在近井地带导致近井地带积液;(3)含水饱和度相同时,采气速率越大,越容易导致近井地带积液;(4)同一含水饱和度下,采气速率越大,产水越严重,采收率越低。结论认为,由物理模拟实验新方法计算得到的气井累计产水量图版与对应气井的产水动态具有较好的一致性,该研究成果可以有效预测气井产水量,对于气井采取合理的治水措施具有指导作用。     

水对含微裂缝页岩渗流能力的影响

页岩储层经水力压裂后,发育不同尺度的裂缝,返排液滞留在储层与裂缝中,改变了页岩储层的含水饱和度,从而影响了页岩气的流动。为研究微裂缝条件下水对页岩储层渗流能力的影响,选取四川盆地下志留统龙马溪组储层黑色页岩,经巴西劈裂造缝处理后开展岩心实验,并结合扫描电镜实验方法以及渗流力学理论对含水条件下页岩储层渗流能力的影响因素进行分析,结果表明:黏土矿物含量以及缝网发育程度决定了页岩储层渗流能力;黏土矿物含量越多,储层渗流能力下降越大;主裂缝的开度及缝网形态控制着水在裂缝系统中的作用范围。通过拟合实验数据建立渗流能力下降幅度与面积密度方程,并对微裂缝条件下水对页岩渗流能力的影响情况做出细致分析。     

致密砂岩气藏气水流动规律及储层干化作用机理

致密砂岩气藏储层渗透率低，在地面条件下开展真实岩心的驱替流动实验很困难，因而无法研究其微观流动机理。为此，基于格子Boltzmann方法（以下简称LBM），模拟地层高温高压条件下致密气驱替地层水的流动过程，得到了地层中束缚水的分布状况；然后采用激光刻蚀模型，进行储层干化实验，并借鉴该实验的可视化结果对储层干化数值模拟进行简化；在此基础上利用数值模拟手段研究储层干化对致密气渗流能力的影响。研究结果表明：①所采用的格子Boltzmann模型在地层高温高压条件下满足Laplace定律，由该模型计算得到的两相Poiseuille流速度数值解与解析解结果基本一致，表明该模型可以用于地层条件下气水非混相驱替的模拟；②致密气在多孔介质连通的大孔道中优先突破，并且在突破后驱替地层水的速度显著下降；③地层水与岩石壁面的接触角显著影响气水两相流动，岩石亲水性越强驱替速度越慢；④致密砂岩气藏中束缚水可分为吸附水膜、盲端孔隙水、死孔隙水和卡断水4类，在多孔介质中大量连通的微小通道被卡断水和吸附水膜占据，存在着明显的“水锁”现象，严重影响致密气在储层多孔介质中的渗流能力；⑤干化剂可与束缚水反应并且产生大量气泡，将吸附水膜、卡断水和盲端孔隙水消耗掉，从而提高气体的渗流能力；⑥对于由卡断水形成的“水锁”区域，增大干化强度可以有效改善气体渗流能力，整体上随着干化强度的增大，致密气渗透率也增大，但干化强度超过一定的限度后，致密气渗透率的增幅逐渐减小。     

页岩气储层品质测井综合评价

页岩气储层品质对压裂改造至关重要,直接影响到试油层位的优选和压裂施工的效果,进而影响页岩气产能的高低。为此,针对四川盆地南部地区海相页岩储层开展综合评价研究:首先,通过岩心实验数据与测井曲线相关性分析,优选铀含量、密度计算有机碳含量,优选声波、密度、铀含量计算储层孔隙度和有机孔隙度,建立多参数计算页岩储层参数模型,参数精度高;其次,利用页岩气水平井单段测试产量与储层参数开展主成分方法分析,优选页岩孔隙度、有机碳含量、脆性指数、总含气量,建立页岩气水平井储层品质综合评价模型,形成了页岩气水平井储层品质测井综合评价方法,评价结果与生产测井测试成果有着较好的对应性。研究结果表明:①声波能较好地表征无机孔隙度,铀含量能较好地表征页岩有机孔隙度;②水平井靶体应尽量控制在页岩储层品质好、脆性矿物含量高、脆性指数高的小层内,易于被压裂,形成的压裂缝网复杂,测试产气量贡献大。结论认为,页岩气水平井储层品质测井评价方法对水平井储层品质级别具有较好的指示性,为现场水平井靶体优化和优质页岩储层压裂分段优选提供了技术支撑,可以有效地指导现场生产。     

Nanopore structure comparison between shale oil and shale gas: examples from the Bakken and Longmaxi Formations

In order to analyze and compare the differences in pore structures between shale gas and shale oil formations, a few samples from the Longmaxi and Bakken Formations were collected and studied using X-ray diffraction, LECO TOC measurement, gas adsorption and field-emission scanning electron microscope. The results show that samples from the Bakken Formation have a higher TOC than those from the Longmaxi Formation. The Longmaxi Formation has higher micropore volume and larger micropore surface area and exhibited a smaller average distribution of microsize pores compared to the Bakken Formation. Both formations have similar meso-macropore volume. The Longmaxi Formation has a much larger meso-macropore surface area, which is corresponding to a smaller average meso-macropore size. CO_2 adsorption data processing shows that the pore size of the majority of the micropores in the samples from the Longmaxi Formation is less than 1 nm, while the pore size of the most of the micropores in the samples from the Bakken Formation is larger than 1 nm. Both formations have the same number of pore clusters in the 2–20 nm range, but the Bakken Formation has two additional pore size groups with mean pore size diameters larger than 20 nm. Multifractal analysis of pore size distribution curves that was derived from gas adsorption indicates that the samples from the Longmaxi Formation have more significant micropore heterogeneity and less meso-macropore heterogeneity. Abundant micropores as well as mesomacropores exist in the organic matter in the Longmaxi Formation, while the organic matter of the Bakken Formation hosts mainly micropores.     

页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输机理及流态实验

为了探究页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输方式、机理、气体流态,以及页岩表观渗透率的合理表示方法,首先基于前人的研究成果,从微观和宏观的角度综合分析了页岩纳米孔隙中气体的质量传输机理;然后通过开展致密页岩中气体渗流实验,对纳米孔隙中气体的真实流态进行了分析,讨论了孔隙尺寸、压力等参数对页岩渗透率的影响;进而对不同页岩表观渗透率模型进行了比较,探讨了其合理的表示方法。研究结果表明:(1)页岩纳米孔隙中游离气质量传输方式主要为滑脱流、努森扩散及斐克扩散,吸附气质量传输方式主要为表面扩散,气体流态为滑脱流或过渡流,不存在连续流,并且孔隙越小、压力越低,滑脱流越弱,努森扩散越强;(2)在相同的实验条件下,Darcy渗透率最低,B-K表观渗透率和Civan表观渗透率非常接近,Klinkenberg表观渗透率居中,APF表观渗透率与Wu表观渗透率最高且出现了曲线交替;(3)在Wu表观渗透率中,滑脱流在滑脱区和过渡区都是气体质量主要的传输方式;(4)在APF表观渗透率中,滑脱流是滑脱区气体质量主要的传输方式,而努森扩散则是过渡区气体质量主要的传输方式。     

生物产气对煤层气可采性指标的影响

煤层气开发受多种因素的影响,为了研究生物甲烷代谢对煤层气开采指标的影响,选择不同煤阶的煤样进行了生物代谢模拟实验。通过生物产气数据、代谢前后煤样等温吸附和孔隙结构等参数测试,计算煤层气的采收率、含气饱和度、临储比等开采性指标并分析其变化规律。结果表明:1煤层生物产气能提高煤层气资源量,但随着煤变质程度的增加,生物产气量逐渐下降,同时煤的亲甲烷能力也降低;2生物产气对煤储层孔隙结构有明显的改善,其大孔数量和总孔容两个指标显著增加,从而提高了煤储层的孔渗性;3生物产气后煤储层的临界解吸压力、含气饱和度与采收率等开采指标也都有不同程度的提高,河南义马千秋矿和山西柳林沙曲矿煤样的含气饱和度提高的幅度较大,山西西山官地矿煤样的变化幅度次之,但总体的变化趋势具有一致性。结论认为,煤层生物产气不但能增加煤层气资源量,而且还有助于提高煤层的可采性。该研究成果可以为我国煤层气生物工程现场实施提供参考。     

低阻页岩气层含气饱和度计算新方法

四川盆地涪陵地区焦石坝页岩气田的产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组,其底部一般发育厚度20 m左右、有机质含量和含气丰度均高的优质页岩气层,但是该层段却不具有最高的电阻率数值,较低的电阻率往往会导致利用电法测井信息的Archie等公式计算获得的含气饱和度远远低于实验分析值。为提高页岩气层关键参数的计算精度,开展了寻求利用非电法测井信息计算含气饱和度的方法研究。在深入分析该区页岩气层低阻成因的基础上,剖析了传统电法测井求取含气饱和度的局限性,阐述了利用中子—密度孔隙度重叠计算含气饱和度的可行性。根据页岩气层中子、密度等孔隙度测井响应特征,采用岩心实验刻度,利用密度测井值、密度孔隙度、密度与中子孔隙度的差值,以及通过优化最佳叠合系数的双孔隙度重叠等多种方法建立了页岩气含气饱和度计算模型。该新方法有效避开了电法测井中的低阻因素的影响,从根本上解决了优质页岩气层段含气饱和度计算数值偏低的问题,在实际应用中见到了良好的效果,为该区页岩气储量的准确计算提供了技术支撑。