页岩气与煤层气吸附特征对比实验研究

煤层气的吸附特征决定了煤层气的开采特征,对比分析煤层气和页岩气的吸附特征对页岩气的开采具有重要的指导作用。通过页岩和煤层的等温吸附实验分别分析了不同温度下煤层和页岩的吸附特征,页岩有机质含量和有机质成熟度对页岩吸附的影响,以及不同煤阶等温吸附特征。研究表明随着温度的升高,页岩和煤层对甲烷的吸附量呈下降趋势,但是温度对页岩的吸附影响比煤层对甲烷吸附的影响更加明显;随着R_O值的逐渐增大,煤层的P_L值逐渐减小,V_L值逐渐增加,页岩的P_L值和V_L值都逐渐减小;随着煤有机质含量的增加,煤层的P_L值逐渐增加,V_L值逐渐减小。随着页岩有机质含量的增高,页岩的P_L值和V_L值都逐渐增大;煤层对甲烷的最大吸附量比页岩多,采用降压解吸的方式对煤层吸附特征影响较大,但是对页岩气的吸附特征影响较小。     

页岩气在矿物孔隙中的微观吸附机理差异性研究

针对页岩气在不同矿物孔隙中的吸附机理差异性,采用巨正则蒙特卡洛分子模拟方法(GCMC),利用Material Studio 软件模拟页岩气体在3种矿物(干酪根、黏土矿物、石英)孔隙模型中的赋存状态,研究页岩气在不同矿物孔隙中的吸附机理。结果表明:不同类型矿物的吸附能力按大小依次为干酪根、黏土矿物、石英;有机质、黏土矿物和碎屑矿物吸附能力产生巨大差异的主要原因是气体在不同矿物表面的吸附位特征(吸附质气体分布密度和吸附强度)显著不同;深入理解页岩气在不同矿物孔隙中的吸附机理差异对客观评价吸附气含量至关重要。该研究可为今后预测不同地区页岩气吸附能力提供理论基础。     

页岩气其实是自由气

针对目前页岩气的很多认识误区,研究了页岩气的赋存状态。页岩是由基质泥岩和微型砂岩条带组成的岩石类型,具有页理结构,是非均质泥岩。砂岩备带尺度小,连续性差,是微型岩性圈闭。基质生成的甲烷气,短距离运移进入砂岩条带并聚集成藏。页岩气是储集在微型砂岩条带中的自由气,页岩基质和砂岩条带中都没有吸附气。页岩气藏不是连续型气藏,而是由无数微型气藏组成的大型气藏。微型气藏之间没有连通关系．开发页岩气需要采用水平井加多级压裂的办法方可将尽量多的微型气藏连通起来。页岩气只有甲烷一种组分．因此没有浓度的概念,也不存在扩散现象。页岩气的开发主要靠压力差驱动的流体流动。页岩气藏是典型的单一介质,而不是双重介质。     

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。      

页岩气吸附模型对比分析与应用

页岩气等温吸附数学模型的建立对于计算页岩气吸附量具有重要意义,常用的理论吸附模型有分子层吸附模型、微孔充填模型、SLD吸附模型及Ono-Kondo吸附模型。各理论模型都具有一定的应用条件,能否直接用于描述致密页岩储层下超临界吸附过程还有待深入探讨。通过归纳总结目前已有的页岩气吸附模型,结合模型适用条件与页岩气吸附特征,先后对比分析了19种单组分页岩气等温吸附数学模型,讨论了各模型的优势与不足。认为分子层模型多无法描述页岩气超临界吸附特征,而基于分子势能所建立的吸附模型恰能弥补这一不足,但需完善模型在高温高压下的适用性论证。同时,为确保页岩气等温吸附模型的可靠性,应依据页岩储层实际情况进一步完善等温吸附实验条件及吸附模型。     

考虑过剩吸附量修正的页岩气超临界吸附模型

页岩储层的温度、压力高于气体的临界温度和临界压力,气体在页岩上的吸附属于超临界吸附。针对常规吸附模型(R-L、LRC、E-L、E-F)计算得到的绝对吸附量,不能更精确的表征等温吸附实验得到的过剩吸附量问题,引入过剩吸附量对常规多组分吸附模型进行修正。采用非线性拟合的方法得到拟合参数,利用相对误差分析常规吸附模型和超临界吸附模型的拟合效果,研究超临界吸附模型描述页岩气吸附规律的适用性。研究结果表明:各个修正后的吸附模型拟合效果均优于修正前。修正的R-L吸附模型和修正的E-L吸附模型能较好用于描述两组分的超临界吸附特征;修正的E-L吸附模型可以更好地描述页岩气的超临界吸附特征。此次研究为准确、快速预测页岩气藏超临界吸附特征提供了重要的参考。     

川南地区海相深层页岩气吸附特征及控制因素

深层页岩气（埋深在3 500~4 500 m之间）是未来我国页岩气产量增长的主体和重要接替领域。对于深层页岩气储层关键参数的研究,是明确其基本地质特征和建立与之相适应开发方式的关键。为明确龙马溪组深层页岩气的吸附特征和控制因素,开展了高压甲烷吸附、低温氮气和二氧化碳吸附等综合性分析测试,并进行了吸附气模型拟合和对比分析。结果表明：在压力较大时深层页岩的等温吸附曲线也存在下降趋势,吸附特征无明显变化,这主要是由于深层页岩与中深层/中浅层页岩的微观孔隙结构特征无明显差异引起的。对比分析3种常用吸附模型,表明不同吸附模型均能对深层页岩的吸附曲线进行拟合,但转换后的绝对吸附量呈现出相同的规律：DA?LF模型>DR模型>Langmuir模型。结合孔隙结构与吸附气量的相关性分析,认为基于微孔充填的DR模型更适用于表征深层页岩的吸附规律。通过相关性分析认为,TOC是控制深层页岩气吸附量的关键物质因素,微孔比表面积是关键空间因素。与中深层/中浅层页岩相比,深层页岩硅质含量增高,方解石含量降低,TOC含量降低,吸附气量降低,吸附气量占总含气量比例仅为30%左右。     

页岩气超临界吸附与解吸附特性及影响因素

为加强页岩气吸附与解吸附规律及其吸附方法研究,在调研国内外相关文献基础上,概括了现有页岩气的吸附与解吸附实验研究方法,并首次着重对超临界状态页岩气吸附与解吸附规律及影响因素进行了归纳总结。研究成果可为页岩气高效开发与后期稳产提供技术支持。     

四川盆地及周缘页岩气赋存方式展布特征研究

为了厘清四川盆地页岩气赋存方式的展布特征,针对四川盆地及其周缘各层系中页岩气含气量数值差别较大,页岩气赋存方式不同的问题,对四川盆地及周缘的20多口已钻探的页岩气井开展了现场含气量解吸数据、气体组分数据以及同位素数据等方面的分析工作。结果表明,该区页岩气井的解吸速率曲线、气体组分变化曲线及同位素变化曲线均存在一个峰值变化的拐点,这个拐点是赋存方式变化的一个标志。在解吸速率曲线上使用速率峰值拐点法分别计算吸附气和游离气含量以判断页岩气的赋存方式,发现四川盆地内部页岩气赋存方式以游离气为主,盆地外部以吸附气为主,且游离气含量从盆内向盆外有降低趋势的分布特征。该研究成果对四川盆地页岩气的勘探工作具有一定指导意义。     

新型促页岩气解吸附体系研究

页岩气的赋存方式以吸附态为主,若提高页岩气井的产量,则须使吸附态的页岩气从页岩内表面解吸附变为游离态。升高温度和注入ＣＯ２ 均可提高页岩气的解吸率,为尽可能提高页岩层内吸附气的采收率,首次将２ 种促解吸方法结合在一起,开发出自生热自生ＣＯ２ 体系,并对该体系进行了反应物加量优化、腐蚀性和促解吸效果的评价。结果表明,该体系能够产生大量的热和ＣＯ２ 气体,二者对于提高页岩气解吸率都有良好的效果。     

页岩气保存机制探讨

常规天然气与页岩气在储集空间上的本质差别就是孔径或孔隙结构的差异。根据四川盆地涪陵焦石坝地区页岩埋藏史、含气量、生产数据及解吸气同位素分馏这4方面资料,指出页岩气是以单个或多个有机质碎片所形成的连通孔隙网络为单元被保存在页岩中,毛管压力与静水压力是页岩气孔隙压力的保存机制,因此页岩的富气程度不受构造形态或圈闭的控制。构造活动对页岩气保存条件的破坏主要决定于构造升降对静水压力破坏及地质应力对页岩页理面的破坏程度,水平挤压条件下层理面张开所引起的毛管封闭能力下降,导致页岩气散失。而断层往往是应力释放区域,使页理面不会受到进一步的破坏,相反可能对下盘起到保护作用,成为页岩气的有利勘探目标。根据毛管力原理可进一步估算页岩气的可采收率,从而为勘探开发提供指导。     

页岩气煤层气典型气体吸附模型分析

对大量实验数据描绘出的气体吸附等温线分析认为,Langmuir方程形式简单,可以计算气体的吸附气量,但是对固体表面均一性的假设和单分子层吸附使其应用局限;BET方程是计算比表面积的常用模型,但同样需假设固体表面均一性;BJH模型较好地反映毛细凝聚现象和滞后环,但由于毛细凝聚只能在中孔中出现,不能解释存在微孔的样品;DR/DA方程只能在地压条件下对微孔吸附进行描述。     

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。     

多组分和吸附对页岩气储量计算的影响

页岩气藏是1种非常规气藏,因其特殊性导致储量计算方法有别于常规气藏。为此,首先探讨了页岩气藏的特殊性,分析了计算页岩气储量的几种方法,在此基础上考虑多组分与吸附的影响,利用EL模型和IAS理论计算页岩气储量,并与不考虑组分和吸附时计算的储量进行对比。结果表明,多组分和吸附对页岩气储量计算影响较大,同时压力也是影响页岩气储量的重要因素。因此,两模型为页岩气的储量计算提供了依据。     

页岩自封闭性与页岩气保存的微观机理研究

为加快页岩气的勘探开发,围绕页岩自封闭性阐述了页岩气保存的微观机理。页岩层系的自封闭能力主要与其纳米喉道为主的低连通性、束缚水赋存引起的低速扩散和毛细管力封闭、埋藏条件下沿层方向的突破压力有关。基于页岩孔隙形态以及连通性分析表明,页岩有机孔以纳米喉道为主,连通性差且具有明显的滞留效应,同时顶、底板及页岩层系内部多套相对致密的封隔层叠置,有利于形成纵向自封闭。结合束缚水对基质孔隙流动能力及突破压力的实验和分子动力学模拟分析,揭示束缚水赋存使得页岩基质孔隙有效扩散能力显著下降,并可形成高的毛细管力,从而对储集于有机孔隙中的气体形成有效封闭。研究中构建了渗透率—突破压力演化关系,揭示深埋条件下页岩沿层方向层理缝有效闭合可形成高的突破压力封闭,抬升阶段相对弱的挤压环境沿层方向仍可以保持较高的封闭能力,有利于页岩气保存;而强挤压改造导致层理缝开启并沟通开启性断裂面,导致保存能力失效并使得页岩气发生较大规模的散失。该研究利用实验和分子动力学模拟等手段获取的认识,进一步阐述了页岩气保存的微观机理,可为复杂构造区海相页岩气勘探提供指导。     

泥页岩水化机理研究现状

介绍了泥页岩(粘土矿物)水化的研究现状,包括泥页岩的水化过程、强弱结合水的区分,泥页岩中文换性阳离子种类及含量、介质中电解质种类及浓度对泥页岩水化的影响,温度、压力对粘土膨胀的影响,泥页岩强度与其含水量的关系。建议以后应重点研究泥页岩申各种组分和微观结构、温度、压力及钻井液添加剂对泥页岩水化的影响及泥页岩水化对其力学特性的影响,注重泥页岩水化同力学的耦合研究及泥页岩分类的研究。     

页岩气渗流机理与产能研究

页岩气储存和运移的特殊性导致了其渗流过程描述的复杂性。很多学者按照双重介质渗流研究页岩气渗流．认为吸附气解吸后直接扩散到裂缝中;但由于其忽略了基质颗粒间存在的游离气,使得渗流过程的描述不完整。在前人研究的基础上,文中引入了一个新的流动过程——基质孔隙系统中的流动,建立了相应的页岩气渗流方程;通过空间变换及数值求解,得出了圆形封闭地层中页岩气井定压生产时无因次拟压力的Laplace空间解：在此基础上绘制了产能随时间的变化关系图,分析了吸附系数、封闭边界半径、弹性储容系数等页岩气特征参数对产能曲线的影响。研究结果表明：页岩气井的产能曲线呈初期产能快速下降-稳产-产能缓慢下降的“三段式”特征;封闭边界半径越大,稳产时间越长;吸附系数越大,初期产能下降越慢,稳产时间越长;裂缝弹性储容系数越大。初期产能下降越快。     

页岩气吸附量的影响因素及开发技术探讨

吸附量是评价页岩气藏含气量的重要依据之一,也是评价页岩气藏地质储量和产能的重要指标。由于页岩气储层地质特征的特殊性,影响页岩气吸附量的因素较多。总结国内外文献资料,页岩储层的有机地球化学性质和岩石物理特征是影响其吸附量的两大主要因素。其中有机地球化学性质包括热成熟度、有机质类型、有机碳含量;岩石物理特征包括矿物组成、孔隙半径、比表面、温度、压力。本文还探讨了页岩气藏吸附气的解吸方法,主要有降压解吸、置换解吸、升温解吸和扩散解吸。通过本文的探讨,为深入研究页岩气的吸附与解吸提供参考。     

石墨狭缝吸附页岩气的分子模拟

为了深入了解页岩储层中有机质层状孔隙对甲烷的微观吸附机理,利用分子模拟软件构建了石墨狭缝模型来表征有机质层状孔隙,并运用巨正则蒙特卡罗、分子力学及分子动力学等方法模拟了扬子板块早古生代页岩储层在埋深为2～4 km 的条件下,石墨狭缝对甲烷的吸附性能。结果表明：石墨狭缝对甲烷的吸附是物理吸附;随温度和压力的增加,其吸附量呈现出先急剧增加后缓慢增加再减小的趋势;当页岩气藏埋深为2～4 km 时,页岩储层中有机质层状孔隙对甲烷的吸附量缓慢增加,并且在埋深为4 km 时达到最大,因此4 km 为页岩气最优埋深;甲烷沿石墨狭缝壁法线方向出现明显的吸附分层现象,其相对密度呈对称分布的趋势,而且随埋深的增加而有所减小;甲烷的自扩散系数随埋深的增加而增大,与吸附热及吸附量的变化原因一致。     

页岩中油气的滞留机制及富集机理差异性比较

泥页岩中的残留烃量是页岩油气富集成藏的物质基础,并决定了油气勘探方向的选择。页岩油、页岩气虽在生储运保等方面有较高的相似性,但其滞留和富集机理差异性明显。基于对大量相关文献和国内外页岩油气资源特征的总结分析,文中着重对比描述了页岩油气的地质特征、滞留形式、富集成藏机理,揭示了油气因地层的地质特征和其分子本质结构上的差异,在生成、滞留、富集、形成量的积累乃至成藏的连贯过程中,两者所受各要素影响情况的相似性与不同。有机质丰度和类型、有机质演化程度是生烃的基本条件,且控制生成油气的不同方式和性质;矿物成分、物性、湿度等地层条件决定油气储集空间和不同赋存方式;温度、压力等外部因素影响油气不同滞留相态。研究表明,泥页岩滞留油的能力远大于滞留气的能力,页岩气与页岩油相比,更容易富集成藏。