欠饱和页岩气藏物质平衡方程及储量计算方法

针对页岩气藏特殊的储层特征及赋存状态,基于吸附气解吸原理,运用物质平衡理论、Ｂａｎｇｈａｍ 变形理论及Ｌａｎｇｍｕｉｒ 吸附模型,推导了欠饱和页岩气藏的物质平衡方程,并对物质平衡方程线性化,从而获得基于物质平衡方程的页岩气动态储量计算方法。研究表明：临界解吸压力对页岩气动态储量预测影响较大,考虑临界解吸压力页岩气动态储量比不考虑解吸压力动态储量低２％左右;临界解吸压力越小,储层欠饱和程度越高,吸附气含量越低,气藏动态储量越低;溶解气对动态储量影响相对较小,约占总储量的０. ０６％。     

延安地区陆相页岩气勘探开发关键技术

陆相页岩气是我国页岩气资源的重要组成部分,具有良好的发展前景。针对陆相页岩气面临的一系列技术难题,开展了理论研究与关键技术攻关。研究结果表明：1)陆相页岩有机碳含量高,有机质类型为Ⅱ₂型、Ⅲ型干酪根,生气能力强,低成熟条件下仍然能够大量生气,具有“源储保”三元富集特征;2)通过核磁测井、等温吸附-声波联测和岩石力学实验等方法,建立了陆相页岩储集性、含气性及可压性等“三品质”测井综合评价技术,气层判识率达到94%;3)研发了页岩气水平井全井筒防塌、防漏钻井技术,以及适合于陆相页岩的水基钻井液技术、一次上返固井技术等,形成了页岩气高效低成本钻完井技术,钻井成本降低24.3%;4)针对陆相页岩塑性强、水力压裂效果差的问题,创建了CO₂混合压裂技术,云页平5井试气产量达到6×10⁴ m³/d; 5)构建了陆相页岩气表观渗透率计算方法和产能预测模型,符合率达到85%以上。关键技术应用后,共部署实施页岩气水平井5口,平均单井产量是原来的3倍,取得了显著效果。     

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO₂泡沫压裂技术、液态CO₂/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×10⁸m³,古生界致密砂岩气地质储量3000×10⁸m³,目前的天然气生产能力已达到6×10⁸ m³/a,基本打破南油北气的开发局面。     

有限水侵页岩气藏物质平衡方程及储量计算

页岩气主要以吸附状态和游离状态两种形式赋存于发育大量微裂缝的页岩中,仅少量以溶解状态存在。为此,分别考虑基质和裂缝系统的流体性质、储层性质并全面考虑天然气膨胀、裂缝和基质收缩、流体膨胀、水侵、吸附气解吸以及吸附相体积变化等各种驱动形式的影响,建立了有限水侵页岩气藏物质平衡方程。实例计算表明,该方程可有效计算页岩气藏储量,驱动形式的忽略会导致储量计算结果不准确,忽略吸附相体积变化所得储量结果偏小;忽略基质孔隙以及水的膨胀性会使基质系统游离气储量偏小,裂缝系统游离气储量偏大,总储量偏小。     

考虑拟时间的页岩气压裂水平井生产数据分析方法

由于没有相关计算模型,页岩气压裂水平井通过生产数据分析解释压裂改造参数时,没有考虑页岩气藏存在的吸附气解吸及地层压力变化的影响。根据页岩气藏物质平衡方程,推导出考虑吸附气解吸的页岩气藏物质平衡拟时间计算模型,改进了变产变压生产数据特征分析方法流程:通过Blasingame图版拟合诊断边界流动阶段、评价动态总储量;通过规整化拟压力(RNP)与物质平衡拟时间平方根图版拟合线性流段斜率,识别线性流结束时间,解释地质、压裂参数。研究表明,不使用拟时间时,RNP与物质平衡时间平方根图的线性流拐点不是真实的线性流结束时间,解释的渗透率偏低、裂缝半长偏高。四川盆地某页岩气井动态参数解释结果证明,本方法能综合考虑吸附气解吸、地层压力变化对RNP曲线物质平衡拟时间的影响,提高了线性流结束时间诊断精度和参数解释结果的准确性。     

新型裂缝性页岩气藏物质平衡方程

前人推导的物质平衡方程往往忽略了吸附相所占的孔隙体积,因而多低估了页岩气藏的单井控制储量。文中在考虑吸附相所占体积的基础上,调研了国内外学者研究的吸附相密度值,运用质量守恒方法考虑了吸附相体积随地层压力的变化,又根据Langmuir吸附定律及体积守恒原理建立了裂缝性页岩气藏物质平衡方程。通过实例计算得知,发育裂缝的页岩气藏,裂缝中的自由气储量占总储量的24.28%~33.29%,同时基质中的储量主要由吸附相提供。由此可知,利用考虑了双重孔隙和吸附相体积2个因素的裂缝性页岩气藏物质平衡方程,能够得到气藏基质、裂缝、吸附相的地质储量;同时随着吸附相密度的增加,基质中的自由气、吸附气储量以及总储量逐渐增加,裂缝中的自由气储量逐渐减少。     

考虑多因素的页岩气藏物质平衡方程

页岩气由游离气、吸附气及溶解气构成,吸附气中不只存在着甲烷,乙烷和丙烷等其他气体也是吸附气的一部分,因此在计算吸附气储量时,要考虑多组分吸附;同时干酪根中也溶解了大量的页岩气,在评价页岩气储量时不可忽略。考虑了裂缝游离气、吸附相孔隙度、吸附相体积、吸附气临界解吸压力及吸附气解吸导致的岩石基质收缩变形,修正了岩石压缩系数,并同时考虑了多组分吸附及溶解气,建立了一种新的页岩气藏物质平衡方程。通过实例分析发现,考虑多组分吸附计算的游离气储量基本不变,吸附气储量增加了0.308 1×108 m3,总储量增加了0.259 5×108 m3（相当于总储量的10.97%）,溶解气占据总储量的6.58%,考虑溶解气会使得游离气储量和吸附气储量占总储量的比例下降,但对页岩气藏总储量影响较小。为了能更准确地掌握页岩气藏动态储量,需同时考虑多组分吸附及溶解气。     

页岩气储量计算的新物质平衡方程

页岩气总孔隙体积分为自由气体体积、吸附气体体积和孤立的孔隙体积。在原始状态,气藏孔隙内的自由气和吸附气处于平衡状态。气藏投入开采,压力就会降低,从而打破这种平衡,气藏内部主要表现为游离气的扩散和吸附气的解吸。随着吸附气不断解吸,吸附气体积不断变小,游离气体积逐渐增大。在以往页岩气物质平衡方程推导中,没有考虑页岩气的吸附气占据体积对动态储量估算影响。在推导页岩气新物质平衡方程时,引入了吸附气视孔隙度,考虑了吸附气体积对页岩气物质平衡方程影响,使得该方法更符合实际情况。     

RTA软件在页岩气藏多级压裂水平井的应用

页岩的超低渗透率决定了页岩气井生产期间持续存在的压力瞬态效应,从而使得产量预测很困难而且是非唯一解。采用三种适用于致密气和页岩气日产瞬态分析法曲线对生产资料进行分析:①双对数曲线;②特征曲线:时间均方根曲线;③流动物质平衡曲线。基于页岩气井线性非稳态流动特点,运用双重孔隙线性瞬态流典型曲线分析涪陵页岩气田JS区块一口多级压裂水平井产量数据,并进行储量评价。根据产量与时间双对数曲线关系,将该气井生产分为表皮效应、线性流动、拟稳态流3个流动阶段,运用基质线性流模型计算该气藏基质渗透率,利用流动物质平衡曲线求取该井SRV范围内游离气储量,在此基础上进行产量预测。同时,采用常规气藏工程方法预测该井可采储量,结果对比表明,常规方法预测的页岩气产量过于悲观,RTA软件预测页岩气可采储量更为真实可靠。探索建立了一套适合JS区块页岩气可采储量的预测方法。     

页岩气井吸附气产出贡献率确定方法

为解决页岩气生产过程中吸附气产出量对产气量的贡献率难以确定的问题,基于地层压力分布计算模型、吸附气产量计算模型和游离气计算模型,建立了考虑应力敏感、扩散和吸附等因素的多段压裂页岩气水平井吸附气产出量对产气量贡献率的确定方法,通过国内页岩气井验证了该方法的实用性。研究发现:利用该方法可分别计算得到生产过程中的地层压力分布、储量变化和吸附气与游离气产出量的变化;实例井吸附气原始储量约为游离气原始储量的30%,但由于Langmuir吸附压力（6 MPa）远低于该井目前的井底压力（12 MPa）,吸附气解吸不明显;虽然该井已生产了25 000 h,但吸附气产出量对产气量的贡献率只是由开始生产时的9.0%上升到了10.5%,由此可见,国内部分页岩气藏虽然吸附气储量可观,但其对页岩气产量的贡献有限,且采出程度很低。研究认为,该方法可为页岩气井压裂后效果评价、产气量和动态储量评估提供理论参考。      

考虑吸附相密度的页岩气物质平衡方程

以质量守恒为基础,建立了考虑地层吸附相密度的封闭性页岩气藏物质平衡方程,解决了吸附相在地下所占据的体积问题,以及采出天然气中吸附气和自由气的比例问题。实例计算结果表明,常规封闭气藏物质平衡方程由于没有考虑吸附气存在,计算所得储量偏小。王德龙物质平衡方程由于没有考虑吸附气解析后是要和自由气一起采出的,计算所得储量略微偏大。考虑吸附相密度的页岩气物质平衡方程将解吸气和自由气以整体形式考虑,计算所得储量更接近实际情况,拟合度也更高,随着吸附相密度的增加,气体总储量以及吸附气储量逐渐减少,自由气储量逐渐增加。     

改进的页岩气藏物质平衡方程及储量计算方法

页岩气主要以吸附状态和游离状态两种形式赋存于发育大量天然微裂缝的页岩中。为此,分别考虑裂缝系统和基质系统的流体性质和储层性质,建立了考虑吸附相体积随地层压力变化的裂缝性页岩气藏物质平衡方程。实例计算结果表明：较之于改进后的物质平衡方程,King提出的物质平衡方程由于未考虑裂缝体系和吸附相体积,储量计算结果偏小;Williams提出的物质平衡方程未考虑裂缝体系,储量计算结果偏大;刘铁成提出的物质平衡方程未考虑吸附相体积,裂缝系统储量偏小;改进的物质平衡方程同时考虑了裂缝体系和吸附相体积两因素,当吸附相密度增大时,页岩气藏吸附气储量就增大,而总地质储量略有减小,而储层温度、压力、孔隙半径与吸附相密度的关系及最终对储量计算的影响还有待进一步研究。结论认为,考虑裂缝体系和吸附相体积对于页岩气藏物质平衡方程的建立和应用十分必要。     

修正的产量不稳定法预测页岩气动态储量

页岩气具有特殊的地质和储层特征,而常规气藏的储量计算方法并未考虑吸附气体解吸引起的压缩系数改变,因此,常规气藏储量计算方法难以准确预测页岩气藏的动态储量,而产量不稳定法比较适用于计算低孔、低渗、压力恢复速度缓慢页岩气藏的动态储量。为此,考虑吸附气体解吸对压缩系数和气体偏差因子的影响,引入吸附气体拟偏差因子和综合压缩系数对产量不稳定法进行了修正,利用修正后的产量不稳定法预测页岩气的动态储量。实例计算表明,忽略吸附气体解吸会导致预测的动态储量偏小,修正产量不稳定法预测的页岩气动态储量比产量不稳定法高21.9%。      

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。     

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。     

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发领域与技术攻关方向

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著,自新场气田发现以来,勘探开发领域逐步扩大,储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富,有利目标类型多,常规天然气整体探明程度为16%,页岩气勘探尚处于初期阶段,根据HCZ模式预测,中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展,具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×10⁸ m³的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发,需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关,以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备,加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关,加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。     

页岩气藏地质储量优化计算方法

精确评价地质储量是页岩气藏开发规划的重要一步,虽然理论方法不断完善,但仍存在不足。在页岩气藏中,吸附气不仅包含甲烷,还存在一定比例的乙烷等其他烃类气体,应采用多组分吸附模型计算吸附气储量。同时,天然裂缝中大量存在的天然气也不能忽略。此外,干酪根中也溶解了一定的气体,忽略会导致较大误差。采用多组分吸附模型,考虑了吸附相占据的孔隙度、裂缝游离气及干酪根中的溶解气,建立了一种优化的页岩气藏地质储量计算模型。实例分析发现,裂缝游离气和溶解气占总储量的比例分别为10.41%和7.05%,传统方法计算得到的吸附气储量偏小,基质游离气储量偏大,总储量偏小。为了合理评价页岩气藏地质储量,应采用多组分吸附模型,考虑吸附相孔隙度且不能忽略裂缝游离气及干酪根中的溶解气。     

超深油藏物质平衡方程修正及应用

压缩系数是影响油藏物质平衡方程准确性的关键参数,其大小与地层压力密切相关,超深油藏地饱压差、油藏压降较大,但传统超深油藏物质平衡方程忽略压缩系数随地层压力的变化。为完善超深油藏物质平衡方程,考虑岩石孔隙体积压缩系数、地层水压缩系数、地层原油压缩系数、地层原油的两相体积压缩系数以及气体压缩系数随地层压力的变化,修正不同驱动方式(弹性驱、水压驱动、气顶驱、溶解气驱、综合驱动)传统超深油藏物质平衡方程。研究结果表明:传统油藏物质平衡方程未考虑压缩系数随地层压力的变化、未采用微分或积分法求解,不适合超深油藏;传统油藏物质平衡方程均是近似方程。若忽略压缩系数随地层压力的变化且做进一步近似处理,修正后超深油藏物质平衡方程可转化成传统油藏物质平衡方程,证实超深油藏物质平衡方程的修正过程及最终表达式可靠。利用修正后超深油藏物质平衡方程计算得到塔里木盆地超深油藏G-02井动态地质储量为188.65×10⁴t,而传统油藏物质平衡方程计算结果偏大,相对误差为19.19%;随油藏压降增加,修正后超深弹性驱油藏物质平衡方程计算动态地质储量逐渐减小。     

新型页岩气藏物质平衡方程

页岩气主要以吸附气的形式吸附在基质微孔隙表面,以游离气的形式存在于基质孔隙和裂缝孔隙中,不考虑基质、裂缝双重孔隙介质的页岩气藏物质平衡方程不能准确地计算储量。文中从质量守恒的角度建立了同时考虑吸附相密度、吸附相视孔隙度、吸附气解吸对固相变形的影响,以及基质和裂缝孔隙体积随压力变化的新型物质平衡方程。通过实例计算可知:游离气主要存在于裂缝孔隙中,吸附气储量占据总储量的52.15%,基质中游离气储量、裂缝中游离气储量、基质中吸附气的储量的计算结果与基质孔隙度、裂缝压缩系数和吸附相密度密切相关。因此,在进行储量计算时需要考虑基质和裂缝双重孔隙介质,并应加强对基质孔隙度、裂缝压缩系数和吸附相密度的研究,以获取更加准确的参数。     

页岩气吸附解吸效应对基质物性影响特征

为了研究页岩气降压开采过程中吸附气解吸作用对基质表观物性(如有效孔隙半径、有效孔隙度、表观渗透率)及气体流动机制的影响,推导了吸附解吸作用下页岩基质孔隙有效半径和表观渗透率动态模型,建立了考虑吸附解吸影响基质表观物性和气体传输机制的页岩气渗流数学模型。采用有限体积法对模型进行求解,利用实验及矿场数据验证了模型的可靠性,最后应用该模型研究了页岩气开采过程中基质物性参数、气体流动机制变化特征以及吸附效应对页岩气开发的影响规律。研究结果表明,页岩气开采过程中基质孔隙有效半径、有效孔隙度和表观渗透率逐渐变大,体积压裂改造区域流动机制由滑脱流转变为过渡流;忽略吸附层影响将导致地质储量和产气量严重高估;随着吸附层厚度增加,累计产气量变化不大,但采收率逐渐降低。