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;④水力压裂过程中,压裂液的大量滞留使页岩储层近井区域处于富含水状态,渗吸效应引发的气水置换作用和排替作用使得页岩孔隙及井筒等外部空间中甲烷游离气量升高,孔隙压力升高使得地层压力上升,在一定程度上有利于页岩气的开采。     

应用核磁共振在线检测技术研究不同赋存状态下的页岩气动用规律

要合理制订页岩气井生产制度,进而优化页岩气田开发技术政策,弄清不同赋存状态下的页岩气产出规律是前提和基础。为了避免间接测试的不确定性,研发了适用于高温高压条件下的核磁共振在线检测系统,选取四川盆地长宁地区N203井下志留统龙马溪组龙一11层页岩岩心,以甲烷气体为实验流体,测量在页岩气开采过程中游离态和吸附态甲烷产出量的变化情况,并且结合页岩气衰竭式开发物理模拟实验,对不同赋存状态下的页岩气动用特征和产出变化规律进行了研究。研究结果表明:(1)饱和甲烷气体的页岩核磁共振T2谱图具有明显的双峰特征,吸附态甲烷主要赋存于页岩纳米孔隙表面,弛豫时间较短(0.1～1.0 ms),而游离态甲烷则赋存于较大的页岩孔隙中,弛豫时间较长(1～100 ms);(2)采用核磁共振测量的甲烷总含气量及吸附态/游离态甲烷气量与采用间接方法计算的结果较为接近;(3)基于页岩气开发物理模拟实验,在开发初期,产出气以游离态甲烷为主,吸附态甲烷的阶段贡献率低于5%,随着生产的持续,吸附态甲烷的阶段贡献率逐渐增加,尤其是当压力低于15 MPa以后,吸附态甲烷的阶段贡献率迅速上升,至生产后期,吸附态甲烷的阶段贡献率超过50%,累计贡献率达到30%;(4)把实验结果换算为矿场条件下气井的生产动态数据,生产前5年,吸附气对气井累计产气量的贡献率不足5%,至生产末期,吸附气对累计产气量的贡献率可以达到25%。结论认为,核磁共振在线监测技术可以定量表征不同赋存状态下甲烷气体的动用规律,为后续开展页岩气气水两相渗吸、CO_2/CH_4吸附置换等研究提供了新的方法。     

基于煤层气理论下的页岩气吸附与解吸附理论新认识

页岩气在储层中的赋存状态分为吸附态和游离态。其比例受页岩性质和储集层条件的影响,一般吸附气占总含气量的25%~82%,页岩对气体的吸附能力取决于岩性、储层温度、压力和孔隙结构等因素。对页岩气等温吸附特征进行研究分析,页岩中气体两种存在状态对页岩气井产能的影响。结果表明页岩吸附与解吸附受到成藏圈闭、赋存水以及页岩含碳量等因素的影响。     

中国石化无锡石油地质研究所实验地质技术之页岩高压等温吸附技术

正页岩气主要以吸附态和游离态2种赋存形式存在,吸附气的定量评价对页岩气藏的地质储量评估有较大的影响。甲烷等温吸附实验是表征页岩吸附气赋存能力的主要方法。目前国内页岩气地层埋深普遍较大(2 000~4 500 m),所处地层温度和压力高,甲烷已处于高     

页岩气渗流理论模型研究现状与展望

页岩储层具有丰富的有机质孔、黏土矿物晶间孔等纳米、微米级基质孔隙。其储集空间具有多尺度性。页岩储层在压裂后,存在着明显的裂缝-孔隙双重介质特征,使得岩块系统和裂缝系统具有两个连续的渗流场。裂缝系统因其渗透率大于岩块系统,而在页岩储层中起着主要渗流通道作用,而岩块系统孔隙度又明显大于裂缝系统的孔隙度,是页岩气的主要储集空间。此外,页岩气主要以吸附态、游离态和溶解态三种形式赋存于页岩中,以吸附态大量赋存在有机质颗粒、黏土矿物颗粒、干酪根颗粒以及孔隙表面,以游离态存在于岩石孔隙与裂缝中,以溶解态仅少量存在于干酪根、沥青质、残留水以及液态原油中。因此,有必要对页岩储层流体在多尺度渗流介质中的流动规律进行研究,以更好指导现场页岩气开发。     

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。     

考虑多组分吸附的页岩气储量计算

页岩气藏是一种主要以游离态、吸附态和溶解态赋存于泥、页岩中自生自储的非常规气藏。由于页岩气存在吸附解吸等特性,常规气藏储量计算方法没有合理考虑吸附气和游离气相所占体积而导致计算的页岩气藏储量偏高。从页岩气藏储层特征及气体赋存形式的研究出发,研究多组分气体吸附情况下的页岩气藏地质储量计算方法。通过实例分析表明该方法更加符合页岩气藏实际,为合理评价页岩气藏的储量和开发方案提供了科学依据。     

页岩储层微观孔隙、流体测定方法及吸附—解吸实验 ——以鄂尔多斯榆林地区盒8段储层为例

微观孔隙结构是影响页岩储层吸附和解吸能力的重要因素。基于核磁共振测试原理,采用离心实验与热处理相结合方法,测定了页岩微观孔隙结构特征,定量识别了多种类型孔隙流体,并从微观孔隙尺度研究了吸附解吸过程中多态甲烷赋存量与压力的关系。结果表明：页岩中不可采出流体、可动流体的T₂截止值分别为0.18～0.32 ms、0.67～1.07 ms,不可采出流体和可动流体的饱和度分别为7.39%～15.61%、36.25%～56.86%;吸附态甲烷赋存于驰豫时间小于3.42 ms的孔隙,游离态甲烷赋存于驰豫时间为3.42～121.44 ms的孔隙;吸附过程中甲烷首先赋存于基质和小孔,其次逐步进入大、中孔隙,而解吸过程中则是先由裂缝、大孔隙到中、小孔隙,再到微孔隙;吸附态甲烷赋存量与压力呈非线性关系,当压力小于7.25 MPa时出现解吸滞后现象,且滞后程度随压力的降低而增大,游离态甲烷临界解吸滞后压力为1.17 MPa。研究成果可为鄂尔多斯盆地页岩气的高效开发提供技术支持。     

泥页岩储层等温吸附测试异常探讨

页岩气与煤层气的等温吸附特征既有相似性,又存在较大差异。目前页岩气等温吸附测试仍沿用煤层气相关测试规范,没有针对页岩气的等温吸附实验仪器。泥页岩储层等温吸附实验中普遍存在等温吸附曲线异常的现象,因此对常见的泥页岩储层等温吸附曲线异常现象进行了归纳,分析了导致异常的原因,并提出相应的改进建议。研究结果表明,在高压段,地层条件下由于甲烷处于超临界状态,吸附态气体不发生液化凝聚,造成测试曲线明显偏离Langmuir等温吸附模型,且特征参数失真,因而基于凝聚机理的Langmuir等温吸附模型在高压段不再适用,但该异常可通过模型改进或实验数据校正来消除;在低压段,通常由于泥页岩储层的吸附气含量远小于煤层气,而测试仪器精度难以满足要求,或泥页岩储层粘土矿物含量较高,在预处理中与水发生反应而影响吸附特征,可尝试通过增加测试样品量、预处理后充分脱水等方法来减少异常现象的发生。     

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。     

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。     

The reservoir characteristics of marine shale and its effect on the adsorption of methane in Northern Guizhou

Abstract

The reservoir characteristics of the Lower Paleozoic marine shale in Fenggang block of northern Guizhou are evaluated from three aspects: gas-bearing characteristics, petrological characteristics and reservoir space by a series of experimental data. The effect of total organic carbon content, kerogen type and clay mineral content on shale adsorption capacity is discussed. The results show that the reservoir characteristics of the Wufeng-Longmaxi Formation shale in the study area are conducive to the enrichment of shale gas. In the case of quantitative clay minerals, the chlorite content has a significant adverse effect on the methane adsorption of the samples. The shale gas methane adsorption has an excellent increasing trend with the increase of total organic carbon content. The type II₁ organic matter is more conducive to the adsorption of methane than the type I organic matter.     

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。     

页岩气藏地质资源量、可采资源量和井控可采储量的确定方法

页岩气的主要成分为甲烷（占98.5%以上）,含少量和微量的乙烷、丙烷、氦气、氧气和二氧化碳气。页岩气藏是一种特殊的封闭性气藏,它的储集层由超致密的基质和微裂缝系统组成。基质中的天然气以饱和吸附状态储存于纳米（10-9m)到微米（10-6m)级的颗粒表面;微裂缝中的天然气以自由气状态存在于微裂缝之中,而且两者是一个压力平衡体系。由于页岩的密度较大,而裂缝的孔隙度很小,因此,吸附气为页岩气的主要储量。目前,由文献报导的评价页岩气资源量的方法是不正确的,所评价的结果也是不可靠的。提出了评价页岩气藏地质资源量的体积法、评价可采资源量的动态平衡法和评价井控可采储量的产量递减法。     

修正岩石压缩系数的页岩气藏物质平衡方程及储量计算

由于页岩气藏孔隙度变化与常规气藏孔隙度变化不一样,受有效应力和基质收缩的耦合作用,前者使孔隙度减小,后者使孔隙度增加,因此建立页岩气藏物质平衡方程时必须考虑二者的综合作用。从物质平衡原理出发,运用Bangham固体变形理论、Langmuir等温吸附模型,推导出了修正岩石压缩系数的页岩气藏物质平衡方程,并对方程线性化,得到只含有原始游离气和原始吸附气的直线方程。代入实际生产数据,求得关于线性方程的数据点,并对数据点线性拟合,其拟合方程的斜率是原始游离气的含量,截距是原始吸附气的含量,两者相加求得页岩气藏的原始地质储量。实例分析表明,考虑基质收缩效应,使得页岩压缩系数前期不断减小,后期趋于稳定;由于压缩系数的改变,使得页岩气藏储层孔隙度的变化比常规气藏缓慢;通过对页岩气藏岩石压缩系数的修正以及实际生产数据点的线性拟合,求得页岩气藏中吸附气的含量增加,游离气的含量减少,页岩气藏总地质储量增大,且与实际储量更加接近。     

基于修正容积法计算页岩气井改造区原始天然气地质储量

采用容积法计算页岩气井原始天然气地质储量(OGIP)需要分别考虑吸附气含量、游离气含量、溶解气含量及有效页岩体积等4个方面的因素。为了提高页岩气单井OGIP的计算准确度和可信度,修正了计算吸附气含量、游离气含量的校正公式;分析溶解气取舍的条件,得出了地层水中和页岩油中溶解气含量的计算公式;并在页岩气井有效页岩体积计算方法比对的基础上,应用修正后的公式对四川盆地某页岩气井的地质储量进行了计算和评价。结果表明:(1)页岩气井有效页岩体积采用改造储层体积(SRV)能够在很大程度上提高单井储量计算的可信度;(2)计算吸附气含量时,应基于温度、压力、总有机碳含量对兰格缪尔吸附能力及压力进行校正;(3)计算游离气含量时,真实孔隙体积等于绝对孔隙体积减去油、水、吸附相体积;(4)溶解气含量的取舍应视地质储量级别而定,若其级别低,溶解气含量可以忽略,反之则应考虑溶解气含量。结论认为:(1)修正后的吸附气含量、游离气含量校正公式更加合理;(2)分层计算气体含量、采用SRV作为有效页岩体积,使得最终计算的单井OGIP可信度显著提高;(3)与动态储量对比,单井OGIP能预判该井是否出现生产问题,并据此指导气井日常工作制度调整。     

陆相页岩气的储集空间特征及赋存过程——以鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带延长探区延长组长7段为例

页岩的储集空间不但影响页岩气的储量,还影响页岩气井的产能。研究页岩气的赋存空间及赋存过程有助于确定勘探靶位。综合利用野外露头、岩心观察、薄片分析及扫描电镜等多种手段,研究了鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带延长探区延长组长7段页岩的储集空间类型及其特征。在此基础上,通过解吸模拟实验进行页岩气气体特征分析,最终重建页岩气的赋存过程。结果表明,延长探区长7段页岩发育原生粒间孔、次生溶蚀孔、有机质生烃孔、构造张裂缝及层间页理缝等多种孔、缝类型。在解吸过程中,分子直径较小的甲烷气最容易解吸,含¹³C的甲烷分子则相对解吸困难。在生气初期,长7段页岩生成的少量重烃气主要吸附于有机质表面及微孔中;在生气期,页岩优先吸附重烃气和具¹³C的甲烷气;当满足页岩的吸附和溶解等残留需要后,气体以游离态赋存。     

页岩含气量理论图版

页岩含气量主要包括游离气含量和吸附气含量,其中游离气含量的影响因素有孔隙度、含气饱和度、密度、压力、温度等,而影响吸附气含量的因素有有机碳含量、有机质成熟度、压力、温度等。不同有机质类型的页岩吸附能力（吸附量/有机碳含量）差别较大,且Ⅲ型＞Ⅱ型＞Ⅰ型,并分别建立了游离气含量和吸附气含量的计算公式。为了快速、准确地获取页岩含气量,分析并筛选了页岩含气量主控关键参数,基于含气量理论计算公式等相关理论计算得出不同有机质类型的页岩含气量图版。总体上,页岩含气量随深度增加而变大,但变大趋势逐渐降低。页岩含气量图版理论值与页岩现场测试含气量相关性拟合表明图版具有广泛的实用性。在页岩气勘探初期地质参数较少的情况下,页岩含气量图版的建立从理论上预测含气量,为合理评价页岩气资源潜力和预测有利区提供了依据。     

页岩等温吸附曲线SLD-PR模拟方法及应用

页岩气主要由吸附气和游离气组成,吸附气体的含量直接影响页岩气藏的地质储量和页岩气井的产量。为了准确得到页岩的吸附气含量,以川南地区龙马溪组页岩为研究对象,设计了实验测量了温度在25～45 ℃,压力在0～8 MPa范围内页岩吸附甲烷的等温吸附曲线,发现页岩的吸附气量随着温度的升高而减少。通过简化局部密度函数（SLD-PR）理论计算了不同温度下页岩的等温吸附曲线并且与实验结果作对比,结果表明该方法可以用来计算页岩等温吸附曲线。利用SLD-PR方法预测了页岩气藏储层温度和压力条件下等温吸附曲线,弥补了高温高压下实验测量页岩等温吸附曲线误差大的不足。同时对比了利用SLD-PR方法和Langmuir方法计算的吸附气量,发现利用Langmuir方程计算得到的吸附气含量偏大,利用SLD-PR方法计算得到的页岩吸附气含量更加可靠。