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。     

页岩气藏纳米孔隙气体渗流特征分析

页岩气藏储层孔隙非常细小,国内外页岩孔隙半径主要集中在几个纳米到20个纳米之间,国内部分页岩孔隙半径小于10个纳米。页岩气藏生产受到纳米孔隙中的游离气和吸附于干酪根中吸附气两大主体气源影响,这2种气源气在生产中表现出4种机理。研究了纳米孔隙中气体分子克努森扩散、气体滑脱、达西渗流及吸附于干酪根中气体扩散4种机理下页岩气体渗透率及孔隙压力的变化情况,并以此建立圆柱管内平面单向稳定渗流数学模型。模型模拟结果表明页岩的表观渗透率远远大于达西渗透率,孔隙半径越小,则两者比值越大,当孔隙半径从20个纳米减小到几个纳米,两者比值将会从十增大到几十;孔隙压力越小,则两者比值越大,而当压力小于5MPa时,表观渗透率与达西渗透率之比明显增加1~2个数量级。随着压力降低,克努森扩散作用不断增强,相应的压力损耗不断增加,使得纳米管柱内平面单向从供给边缘到排液道的稳定渗流压力分布已不再是线性分布。干酪根中气体由于扩散速度慢、扩散量小而对压力影响不明显。
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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。     

走进页岩气储层的纳米级微观世界

页岩气的成藏特点 页岩气是指以游离、吸附和溶解状态存在于暗色泥页岩中的天然气,是典型的"自生自储"系统.页岩气不同于我们所说的"常规油气藏",具有独特的成因特点:它形成于沉积盆地内部厚层的页岩烃源岩层系之中,该层系被称为"烃源岩层"或"生(油)气层",其运移和储集都在该页岩烃源岩层系之中完成.简单地说,页岩气与常规油气...     

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。     

页岩气有机质纳米孔气体传输微尺度效应

页岩气有机质孔隙多为纳米尺度且气体赋存方式多样,因此页岩气有机质纳米孔中的气体存在多种传输机理,而如何建立能描述高压条件下所有传输机理的纳米孔体相气体传输模型、如何描述页岩有机质纳米孔表面扩散,以及确定表面扩散对气体传输贡献究竟有多大等则是目前亟待解决的难题。为此,综合考虑体相气体传输、表面扩散、真实气体、吸附层和应力敏感等微尺度效应的影响,建立了页岩气有机质纳米孔气体传输模型。研究结果表明:①通过滑脱流动和努森扩散加权叠加建立的体相气体传输模型能合理描述体相气体传输;②表面扩散是重要的传输机理,尤其在尺度小的纳米孔中,主宰了气体传输;③页岩气应力敏感效应不同于常规油气藏,其不仅与有机质力学属性、有效应力等有关,而且还与气体传输机理有关。结论认为,所建模型能够从室内低压条件直接推广到页岩储集层高压条件,能为页岩气生产动态分析、产能预测和生产制度制订提供指导。     

海相页岩气储层孔隙表征、分类及贡献

以渝东南彭水地区五峰组-龙马溪组页岩气为例,开展低温二氧化碳吸附（LTCA）、氮气吸附（LTNA）、核磁共振（NMR）、压汞、扫描电镜以及氦测孔隙度等孔隙表征实验,全面刻画页岩孔隙结构,建立全孔径表征及分类方法,研究它们在页岩气赋存和渗流等方面的差异贡献。结果表明,氦测孔体积最大;其次为LTNA和NMR,两者分别在刻画较小孔（<10nm）和较大孔方面优势明显,联合二者可表征页岩全孔径分布。全孔径分布揭示页岩气孔隙分布范围宽,但70%孔体积集中在孔径小于25 nm。结合分形特征,以5,25和100 nm为界,将其划分为微孔、小孔、中孔和大孔。微孔、小孔和中孔主要受有机质含量和粘土矿物含量的影响;此外,中孔还受粒内溶蚀孔的影响,而大孔主要由粒间孔和粘土层间缝构成。微孔和小孔分别为页岩吸附气、游离气提供主要场所;小孔和中孔相互连接,为页岩气在基质中渗流提供通道。研究成果对页岩气储层分类、渗流机理认识等具有指导意义。     

纳米孔隙中页岩气扩散模拟实验和数学模型分析

深层页岩气在纳米孔隙中的扩散行为分为体相扩散（Fick和Knudsen扩散）和表面扩散。为了定量评价温度、压力等对扩散系数的影响,揭示深层页岩气的保存机理,以南方鄂西秭归茅坪地区寒武系牛蹄塘组页岩为实验对象,在不同温压条件下,通过等压扩散实验对纳米孔隙甲烷扩散进行实验模拟。结果表明：（1）扩散系数D_F随压力增大而减小（当压力大于30 MPa时,D_F趋于平稳）,随温度升高而增大;（2）在高温高压环境下,D_F受压力影响更大,总体趋于减小。随后,定量考虑了温度、压力、孔隙及岩性特征对各种扩散行为的影响,建立了数学模型。该模型与模拟实验结果相似,可以相互验证：（1）温度升高促使分子动能增大,导致体相和表面扩散系数都增大,而压力增大虽然会使Fick扩散和表面扩散作用稍微加强,但会显著限制Knudsen扩散并最终导致总扩散作用降低;（2）孔径增大加强了体相扩散作用,削弱了表面扩散作用。最后,结合具体研究区块,认为深层高压环境有利于页岩纳米孔隙气藏的保存,而地层抬升释放压力的过程是页岩气散失的主要阶段。     

北美页岩气储层孔隙类型研究的启示

对北美页岩气储层孔隙类型研究方法和成果进行了全面的分析和总结。分析结果表明:与砂岩和碳酸盐岩相比,页岩储层孔隙类型更复杂,孔隙直径更小,普通探测和描述方法难以进行精细研究;北美研究机构多采用氩离子抛光扫描电镜方法对页岩孔隙进行研究;页岩储层孔隙可分为5种基本类型,粒间孔、矿物质孔、有机质孔、化石孔和微孔道;由于页岩沉积环境中富含古生物,所以富含有机质的页岩中有机质孔是主要的孔隙类型,页岩中富含粘土矿物和硅酸盐、磷酸盐矿物,这些矿物间的微小孔隙也是重要的孔隙类型。     

页岩气藏多重介质耦合流动模型

为准确掌握页岩气流动规律以及精准评价水力压裂效果, 需要建立页岩气藏多重介质耦合流动模型。为此,基于页岩气 藏干酪根、无机基质及裂缝物性特征,综合考虑微纳米尺度气体黏性滑脱、努森扩散、吸附解吸、表面扩散等运移规律,通过表观 渗透率来综合表征页岩气藏多尺度介质渗流机理。在此基础上,考虑储层压裂改造特征及跨尺度流体传质机理,建立页岩气藏多重 介质耦合流动模型,应用Laplace 变换和Stehfest 数值反演,得到了定产和定压情况下封闭边界单裂缝井底无因次拟压力和产量半解 析解。在模型正确性验证的基础上,结合矿场参数对模型进行实例分析。结果表明：①干酪根是页岩气藏重要的烃源介质,干酪根 含量每增加10%,对页岩气累积产量的贡献度增加12% 左右;②无机基质滑脱效应及努森扩散在对生产中期气体流速产生较大影响 的同时也增大了孔隙压力衰竭速度。基于所建流动模型研究了页岩气藏分段压裂水平井流动规律,结果表明：不考虑井筒存储及表 皮效应时,储层有线性流、双线性流、“双窜流”、无机基质稳态流、拟边界流、“三线性”流、封闭边界流7 个流动阶段。     

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.     

Numerical simulation of gas transport mechanisms in tight shale gas reservoirs

Due to the nanometer scale pore size and extremely low permeability of a shale matrix,traditional Darcy’s law can not exactly describe the combined gas transport mechanisms of viscous flow and Knudsen diffusion.Three transport models modified by the Darcy equation with apparent permeability are used to describe the combined gas transport mechanisms in ultra-tight porous media,the result shows that Knudsen diffusion has a great impact on the gas transport and Darcy’s law cannot be used in a shale matrix with a pore diameter less than 1 μm.A single porosity model and a double porosity model with consideration of the combined gas transport mechanisms are developed to evaluate the influence of gas transport mechanisms and fracture parameters respectively on shale gas production.The numerical results show that the gas production predicted by Darcy’s law is lower than that predicted with consideration of Knudsen diffusion and the tighter the shale matrix,the greater difference of the gas production estimates.In addition,the numerical simulation results indicate that shale fractures have a great impact on shale gas production.Shale gas cannot be produced economically without fractures.     

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。     

微尺度通道内稀薄气体高阶努森数渗透率修正模型

气体在微纳米尺度通道内流动时会产生稀薄效应,应用经典理论很难准确预测气体的真实流量,亟需建立精度更高、更具普适性的渗透率修正模型来描述稀薄气体的流动行为。为此,首先采用R26矩方法对平板微通道中的气体流动进行数值模拟,并与直接模拟蒙特卡洛法(DSMC法)、R13矩方法的模拟结果进行对比,然后基于R26矩方法的模拟结果建立平板微通道与圆管微通道内气体渗透率修正模型,运用所建立的模型描述微尺度通道内稀薄气体的流动行为,计算不同努森数下气体渗透率修正系数,并与Tang等模型预测结果、实验数据及线性Boltzmann方程解进行对比分析。研究结果表明:①采用R26矩方法描述气体稀薄效应,其模拟结果与DSMC法计算结果吻合情况良好,并且计算结果的精度高于R13矩方法 ;②采用平板微通道高阶努森数气体渗透率修正模型计算的气体渗透率修正系数与实验数据、线性Boltzmann方程解吻合良好;③采用圆管微通道高阶努森数气体渗透率修正模型计算的气体渗透率修正系数与线性Boltzmann方程解吻合良好。结论认为,所建立的高阶努森数气体渗透率修正模型预测精度高且具有普适性,可用于描述微纳米尺度通道内气体的稀薄效应。     

致密储层复杂流体模型及其适用性分析

致密油气储层普遍面临油气流动性低、产量不稳定的问题,对低孔渗致密储层的渗透率预测是油气勘探开发中亟待解决的问题。致密储层流体流动的关键机理不清楚,传统孔隙介质流体模型难以为渗透率预测提供足够的理论支撑,这些问题均制约了渗透率预测的准确度。针对微纳米尺度的致密储层孔隙结构,详细分析了致密储层复杂流体模型的理论基础和适用范围。不同尺度孔隙空间流动参数的数值计算和对比分析结果表明,Knudsen模型适用于较低压力下微纳米孔隙中的气体流动,对于致密储层油、水等液体或稠密气体来说,Knudsen流动的影响可以忽略;Forchheimer模型适用于孔隙介质中流体速度较高的情况,当致密储层中流体流速较低时,对流动惯性项的修正基本可以忽略。流体模型理论及其适应性分析对于深入理解致密储层复杂流动现象至关重要,研究结果为致密储层渗透率技术的应用研究提供了理论基础。     

页岩滑脱效应实验

滑脱效应存在条件及其对页岩渗透率影响程度研究对页岩气开发尤为重要。引入稠密气体理论,利用克努森渗透率修正因子理论研究了页岩的滑脱效应,并通过实验分别测试了同一围压不同渗透率和同一渗透率不同围压条件下滑脱因子的大小,分析了不同孔隙压力、不同渗透率条件下滑脱效应对表观渗透率的影响。结果表明:渗透率分别为(0.000 8、0.005 3、0.017 0)×10~(-3)μm~2的页岩在围压为10 MPa时滑脱因子分别为0.98、0.43、0.31 MPa;渗透率为0.002 5×10~(-3)μm~2的页岩在围压分别为10、15、25 MPa时滑脱因子分别为0.68、0.42、0.36 MPa;孔隙压力小于5 MPa时随孔隙压力减小滑脱效应显著增加,孔隙压力大于20 MPa时滑脱效应可以忽略,孔隙压力介于5 MPa和20 MPa之间随着孔隙压力增大滑脱因子近似线性缓慢降低;孔隙压力为10MPa的储层在渗透率小于0.1×10~(-3)μm~2时随渗透率减小滑脱因子显著增加,渗透率大于1.0×10~(-3)μm~2时滑脱效应对渗透率的贡献小于1%。