基于改进的BET多层吸附模型的深层页岩吸附气含量测井评价方法

含气量是页岩储层评价的一项关键指标,页岩含气量受温度-压力耦合影响,特别在地层压力较高情况下,准确预测页岩储层吸附气含量较为困难。针对深层页岩气储层高温高压环境下甲烷吸附特性,提出了改进的BET多层吸附模型,建立了一套深层页岩储层吸附气含量测井评价方法。应用该方法对川南深层页岩储层进行含气量评价,结果表明:利用改进的BET多层吸附模型计算的吸附气含量更符合实际地质情况,结合相应层段游离气含量,计算所得的页岩总含气量精度较高,且与现场保压取心获取的总含气量较为一致。基于改进的BET多层吸附模型的吸附气含量评价方法在川南深层页岩气区块具有较好的适应性,可为深层页岩地质甜点评价和资源潜力分析提供技术支撑。

考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法

针对页岩气吸附解吸对生产井产能影响规律不清晰的问题,基于致密气井的渗流特征和产能方程,从气体渗流微分方程出发,结合Langmuir等温吸附公式,建立考虑页岩气吸附解吸的产能模型,根据页岩气井的钻完井和动态监测资料计算了页岩气井不同解吸时间下的产能和无阻流量,并根据回压试井资料,将吸附气影响转化为附加阻力系数,形成三项式产能计算方程,利用该方程研究了吸附气对页岩气产能计算的影响。结果表明:吸附气会导致页岩气井初期产能计算值偏高,解吸10 d后计算的无阻流量相对稳定;吸附气含量对页岩气井产能影响较大,吸附压力对产能影响较小;三项式产能计算结果与解析法模型计算结果误差小于12%,结果较为可靠。研究成果可为页岩气井产能评价提供参考。

煤吸附气体的固气作用机理(Ⅰ)——煤孔隙结构与固气作用

文中重点讨论了煤孔隙的固气作用分类方案,用压汞法和液氮吸附法联合测试了沁水盆地南部煤样 品煤孔隙并分析了固气作用煤孔隙发育特征,探讨了固气作用煤孔隙类型的成因与分布规律。认为:煤中存在渗 流孔隙、凝聚—吸附孔隙、吸附孔隙和吸收孔隙四种固气作用孔隙类型;沁水盆地南部C—P煤储层凝聚—吸附孔 隙较其他地区同煤级煤显著发育,凝聚—吸附孔隙和吸收孔隙对煤比表面积有重要贡献;煤的岩石学结构决定渗 流孔隙发育,吸附孔隙、吸收孔隙与煤的有机大分子结构有关,凝聚—吸附孔隙可能是煤的有机大分子结构和岩石 学结构演化共同作用的结果。

川西坳陷新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量主控因素及其定量预测模型

页岩气是一种重要的非常规天然气,其中相当一部分的天然气以吸附态存在。吸附气含量是页岩气资源评价和目标区优选的关键性参数,也是评价页岩是否具有经济开采价值的一个重要标准。为了探讨川西坳陷新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量主控因素,选取了该井须五段泥页岩样品进行同一温度下的等温吸附实验,获得页岩等温吸附特征曲线及Langmuir体积和Langmuir压力值,分析压力对页岩吸附气含量的影响程度,利用Langmuir模型计算地层压力条件下的吸附气含量。利用实验数据分析了新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量与比表面积、孔隙度、密度、成熟度、湿度和压力各单因素之间的相关关系,然后运用SPSS软件对吸附气含量的几个影响因素进行了主成分分析。结果表明:比表面积、湿度和压力是影响新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量的主要因素。最后建立了同时考虑这3个主控因素的页岩吸附气含量计算新模型。通过新模型可以计算出新页HF-1井须五段未知泥页岩的吸附气含量,计算结果与实测值之间相关系数高,结果准确可靠,是一种评价等温条件下页岩吸附气含量的好方法,对页岩吸附气含量评价具有一定的指导意义。

基于吸附势理论的深部煤储层吸附气量研究

为了揭示深部煤储层煤吸附特性,量化表征煤储层吸附气量,以鄂尔多斯盆地东缘石炭—二叠系煤为研究对象,通过高温高压条件下煤的等温吸附实验研究,从煤级、温度及压力的角度解读高温高压条件下煤吸附特征。基于吸附势理论,建立了不同煤级煤的吸附特征曲线及吸附气量预测模型。应用预测模型对临兴地区石炭系8+9号煤层吸附气量进行了计算,结果表明:深部煤储层吸附气量受煤级、压力、温度的综合控制,煤级在0.77%~2.18%,即气煤—贫煤阶段,煤级和压力对煤吸附能力显示正效应、温度起负效应,且随着压力增大温度的负效应更为显著。不同煤级对应的煤吸附甲烷特征曲线不同,煤级越高则吸附势随吸附空间增大而减小的速度越缓慢。计算的绝对吸附量为19.6~31.1 cm^3/g,含气饱和度为37.8%~78.8%。

页岩等温吸附气含量负吸附现象初探

中国尚处在页岩气勘探开发的初期,常用等温吸附实验获得吸附气含量来定量评价页岩气藏的品质和资源潜力。实验发现,随压力增加,吸附气含量不是一直增加的,而是呈现减小的趋势,甚至出现负值。对四川盆地及其周缘下寒武统和上奥陶统—下志留统48块样品的等温吸附实验研究表明,这一现象不是页岩吸附气含量的客观反映,主要和等温吸附实验原理、压力大小、自由空间体积大小、真实吸附气含量大小、微观孔隙结构和吸附剂等因素有关。高有机碳含量页岩由于其较高的吸附能力、且微孔和小孔不发育,自由空间体积增大导致的负吸附现象不明显;低有机碳含量页岩由于其较低的吸附能力、且微孔和小孔较发育,自由空间体积增大导致的负吸附现象明显。无论何种影响因素导致页岩的负吸附现象,均导致视吸附气含量比实际吸附气含量偏小,低估了页岩的赋存能力,页岩的实际吸附能力可能比我们实验获得的数据大得多。文章系统分析了页岩等温吸附曲线负吸附现象的原因,并提出校正建议,为页岩吸附气含量的准确测定和页岩气资源量的客观评价提供了依据。

湖相页岩液态烃对页岩吸附气实验的影响——以鄂尔多斯盆地延长组页岩为例

通过全岩和黏土矿物X-衍射、索氏抽提、离子抛光、扫描电镜、低温氮气吸附、等温吸附等实验分析,研究了鄂尔多斯盆地延长组湖相页岩储层中的液态烃对吸附气含量的影响。结果表明,延长组湖相页岩储层正处于中成岩阶段A期;有机质演化程度相对较低,不足以形成大量的有机质孔隙,却足以形成大量的液态烃,液态烃占据了页岩中直径约4 nm左右的孔隙。由于氮气不溶于液态烃,而甲烷易溶解于液态烃,使得抽提前后样品低温氮气吸附实验得到的比表面积和吸附量变化大,但抽提前后样品等温吸附实验测得的甲烷"吸附"量变化不大,这表明等温吸附实验中有一部分甲烷以溶解态赋存于页岩样品中。因此在用等温吸附实验研究低成熟度页岩吸附气含量的过程中,必须注意液态烃的影响。

新吸附气藏物质平衡方程推导及储量计算

在非常规吸附气藏开采过程中,随着地层压力的不断下降,吸附气解吸使吸附层体积变小,游离气空间增大。目前国内外均未考虑建立吸附层体积变化的物质平衡方程及研究吸附层体积变化、吸附层密度对估算吸附气藏储量的影响。本次研究首次考虑吸附层体积的变化,建立了新的物质平衡方程。通过实例分析验证了该方程的适用性和可靠性,同时认识到吸附层体积变化及吸附层密度对计算天然气储量有较大的影响。

吸附气对气水两相流页岩气井井底压力的影响

在页岩气藏中,有相当一部分页岩气以吸附气状态存在。在气藏开发过程中,随着气藏压力的不断降低,吸附气会发生解吸扩散,这一现象会影响页岩气藏的压力变化。应用Langmuir等温吸附曲线和Fick拟稳态扩散定律,对吸附气的解吸扩散特征进行了数学表征;结合气水两相渗流理论,建立了页岩气藏气水两相渗流数学模型;应用有限差分法得到相应的数值模型,编程求解得出了井底压力变化的数值解;分析了吸附气的解吸扩散对气水两相流井底压力变化的影响。研究结果表明:解吸气补充了流体供应量,提高了地层能量,使井底压力的下降变缓,压力差曲线下移;由于基质收缩及孔隙增大,储层物性和地层流动性能得到改善,压力差导数曲线前期凹陷加深。

注CO_(2)提高页岩吸附气采收率实验——以鄂尔多斯盆地延长组长7页岩气为例

注CO_(2)提高页岩储层中吸附气采收率对页岩气井稳产及高效开发具有重要意义,由于常规实验方法无法定量表征吸附气和游离气的变化规律,导致CO_(2)与吸附气作用机理尚不明确。基于页岩核磁共振T2谱测试技术,对鄂尔多斯盆地长7段页岩开展了注CO_(2)解吸实验,从微观孔隙尺度研究了注CO_(2)后吸附态甲烷的解吸机理,通过引入解吸效率与解吸速率2个指标,定量评价了注CO_(2)提高吸附态甲烷采收率。结果表明:页岩气中注入CO_(2)后吸附态甲烷的解吸效率为82.12%,解吸速率为13.69%/h;CO_(2)不仅能够极大地提高页岩中吸附态甲烷的总体解吸效率,还能大幅提升其单位时间内的解吸速率;在CO_(2)注入后0~1.5 h内,CO_(2)能够快速、大量置换吸附态甲烷,造成吸附态甲烷物质的量快速下降,解吸后的大部分吸附态甲烷转变成了自由态,仅很小一部分变成了游离态。研究成果为鄂尔多斯盆地页岩气的高效开发提供了方法和借鉴。

考虑有机质含量的页岩吸附气含量计算模型及其应用

为了对压力、有机质含量对页岩吸附气含量的影响规律进行研究,更准确地对吸附气含量进行估算,基于对吸附类型的讨论,通过在储层温度条件下的等温吸附实验,获得不同有机质含量下的等温吸附特征曲线;并根据Langmuir等温吸附理论得到Langmuir体积和Langmuir压力,分析有机质含量(TOC)对吸附气含量影响特征。在此基础上,利用球状模型和反正切函数形式拟合等温吸附特征以及TOC与吸附气含量的线性关系,建立吸附气含量计算模型,并以四川盆地下志留统龙马溪组3口井的多组岩心样本数据为例,对比岩心刻度后的模型计算结果与解吸气量,对模型的准确性进行验证。结果表明该模型精度较高,相关系数达到93%以上,对页岩吸附气量和含气量评价具有一定的现实指导价值。

煤层气其实是吸附气

煤层气开发正迅速发展,但学术界对煤层气的赋存状态问题仍存有争议。针对此问题,主要从煤层气的赋存机理和开采机理进行了研究。结果表明:①泥岩烃源岩的有机质含量低,吸附的甲烷数量少,基本上不具有开采价值;煤岩的有机质含量高,有机质吸附的甲烷数量多,具有开采价值。②煤岩的有机质极性弱,易于吸附极性弱的甲烷分子,而极性较强的矿物质则倾向于吸附水分子。③煤岩由基质岩块和裂缝组成,是裂缝性泥岩,由煤岩基质生成的甲烷自由气都运移到裂缝并散失掉了,只有吸附气保存了下来。④煤层气需要排水降压,使地层水脱气、吸附气解吸并形成自由气后运移至裂缝中才能被开采出来。⑤煤层气开采存在临界产气压力,并且在开采过程中不存在扩散现象。

六盘山盆地页岩吸附气赋存条件及其影响因素

六盘山盆地具备一定的油气勘探条件。为了探索六盘山盆地页岩吸附气的赋存条件及其影响因素,通过建立吸附气模型等方法对盆地内GY1井白垩系马东山组泥页岩进行了研究。六盘山盆地白垩系泥页岩有机质含量偏低,最大甲烷吸附能力介于1.73～2.35 m^3/t之间,均值为2.03 m^3/t,具有较强的储气能力。泥页岩吸附能力随深度增加呈先增大后减小的趋势,存在一个深度拐点,在浅部压力起主要作用,而在深部温度起主要作用。泥页岩吸附气的赋存条件主要受6个方面的影响,其中有机质丰度、成熟度和湿度的影响并不显著,而矿物含量、微观物性和温度、压力是主要的影响因素。在外界地质条件适合的情况下,六盘山盆地页岩储层中的气体富集程度比较高,非常有利于页岩气的开发。

基于等温吸附实验的页岩吸附气含量计算新方法

为了能更准确地表征页岩等温吸附曲线,研究压力对吸附量的变化范围。通过等温吸附模拟实验,获得页岩等温吸附特征曲线、兰氏体积和兰氏压力,利用兰氏模型计算任意压力下的吸附量。并结合球状模型,拟合压力和吸附量的计算表达式,建立计算吸附量的新方法。用新方法计算结果可知,在不考虑温度的影响下,页岩吸附气体达到饱和时的最大吸附气量要比等温吸附实验条件下页岩饱和吸附量(兰氏体积)大。压力存在一定的变程,不同的压力范围,页岩吸附气量的增加速率不同,随着压力的增大,页岩吸附气量的增加速率由大变小,直至减小为零,吸附气量不再变化。此方法能准确地给出吸附量与压力的变化范围,能给定压力和吸附量的界限值,可评价页岩吸附量饱和值。此研究是一种评价等温条件下页岩吸附量的好方法,对页岩吸附气含量评价具有一定的指导意义。

深层高压页岩气藏吸附气含量评价新方法

目前对于深层高压页岩气藏储层真实吸附气含量的研究不深入、计算欠准确、报道较罕见。为了解决上述问题,基于广泛使用的微孔充填Dubinin-Astakhov模型,结合不同温度下的超临界甲烷高压吸附实验数据,研究了高压下甲烷在页岩中的超临界吸附特征,探讨了常用吸附相密度计算方法在高压下页岩气过剩吸附量校正中的适用性,结合Gibbs公式和Dubinin-Astakhov模型开展了过剩吸附量校正研究,基于循环迭代和最优化思路提出了结合吸附特征曲线优化Dubinin-Astakhov模型参数的新方法。研究结果表明:(1)常用的过剩吸附量校正方法对于求取高压(大于等于20 MPa)条件下甲烷在页岩中的绝对吸附量并不适用,主要误差出现在高压段;(2)吸附相甲烷密度受温度影响较小,受页岩样品影响显著,不同井区和层位页岩中吸附相甲烷密度可能存在着较大的差异;(3)基于该新方法可以开展深层高压页岩气藏储层吸附气含量评价,计算结果满足吸附势理论且可以获得唯一的吸附特征曲线,计算得到的页岩气过剩吸附量与实测结果具有很好的一致性。结论认为,该新方法可以为深层高压页岩气藏储量评估提供依据并支撑深层页岩气藏经济高效开发。

评价煤层吸附气解吸能力的生产数据系统分析新方法

主要考虑了煤层气开发过程中吸附气非稳态解吸的关键因素作用,建立了考虑吸附气非稳态解吸的煤层气直井的线性渗流模型,并通过全隐式有限差分方法求得了内边界定流量、外边界封闭渗流模型的数值解。通过数值结果分析主要表明了非稳态解吸系数会使得无因次瞬时井底压力与压力导数的双对数特征曲线在封闭边界控制的拟稳态流动段均出现下落趋势,两曲线间距离变宽,不再急剧上翘收敛为一条直线;这是由于吸附气解吸能及时补充到气藏,减缓了地层压力的降落;而井筒储集系数不影响由封闭边界控制、受吸附气解吸作用影响的拟稳态流动段;表皮因子影响拟稳态流动段无因次井底压力的变化,但不影响拟稳态流动段无因次井底压力导数的变化。该线性渗流模型仍满足Duhamel原理,生产数据分析时可利用反褶积技术手段,首先将按照拟压力定义线性化的变流量生产数据转化为单位流量下瞬时井底拟压力数据,然后基于所建渗流模型的数值解以及主要参数的敏感性影响分析结果,通过瞬时井底压力特征曲线拟合方法对反褶积处理后的归一化生产数据进行分析,可解释出表征煤层吸附气解吸能力的非稳态解吸系数、煤层渗透率、表皮因子、外边界半径等重要参数。由此建立了煤层气直井生产数据的特征曲线系统分析方法。最后,通过一口煤层气直井的实际生产数据分析验证了所提出的煤层气直井生产数据特征曲线分析方法的有效性和实用性;并采用解释参数数据进行模型计算,分析了吸附气解吸作用对煤层气井流量贡献的瞬时变化规律;还通过公式推导表明了当煤层中渗流到达稳态时,整个煤层吸附气解吸速度将等于煤层气井生产的流量。

沁南煤系地层游离气与吸附气识别敏感参数

沁水盆地南部煤系地层的孔隙结构复杂,属低孔、低渗、非常规的薄储层,单一的弹性参数无法较好地满足煤系地层游离气和吸附气的识别。基于测井岩石物理参数,找出与游离气和吸附气关联度较高的多个敏感参数,利用敏感参数进行双参数交会分析。结果表明:泊松比和体积模量对游离气的识别最敏感,纵波阻抗和体积模量对吸附气的识别最敏感;叠前弹性参数反演得到的敏感弹性参数划分出了有利游离气勘探区和吸附气富集区。有利区与实际钻井资料吻合度较高,有效地识别游离气和吸附气,为实现煤系地层游离气与吸附气共同开采提供了新思路。

致密砂砾岩储层纳米吸附气实验分析技术及其应用

松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩气勘探在Xt1井等取得重大突破,拓展了深层天然气勘探的新领域,但致密气储层含气性实验分析技术及评价相对薄弱。利用岩石纳米级样品制备装置和纳米吸附气提取装置,开展致密砂砾岩储层纳米吸附气提取、色谱检测条件及优化实验,确定了岩石纳米级样品最佳制样时间为20 min,纳米吸附气提取的最佳质量为20 g、时间为20 min、温度为80℃;气相色谱检测的最佳分析柱为OV-1填充柱,载气流速为40 mL/min,柱温50℃恒温0.5 min、以10℃/min升温到100℃恒温5 min,实验分析技术具有精确度高、快速等特点。徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩纳米吸附气实验分析结果表明,总烃质量体积为233.21～10 487.38μL/kg,不同井纳米吸附气烃组分特征差别明显,致密气具有近源成藏特征,源岩发育区为致密气有利探区,与致密砂砾岩储层压裂试气结果一致性好,为致密气储层含气性评价及勘探提供了实验依据。

考虑孔径分布的页岩吸附气含量计算模型

页岩吸附气含量是评价页岩气资源潜力和开发价值的重要指标。鉴于页岩气储层孔隙大小分布的非均质性较强并且微孔、中孔较为发育,在计算页岩吸附气含量时通常都会考虑不同的孔隙空间尺寸对气体吸附能力的影响,从而使得计算结果表现出较大的差异性,甚至产生较大的偏差。为了解决上述问题,利用石墨烯构建了有机质的层间结构,基于分子动力学分别模拟计算了5组温度、9组压力、7组不同孔径大小条件下的吸附相密度;根据模拟结果,建立了按孔径大小分类的3种孔隙尺寸的吸附相密度计算公式,并对等温吸附模型进行了吸附相密度修正;对比修正前、后模型的计算结果表明,随着压力的增大,修正后的模型与常规等温吸附模型相比,计算得到的吸附量差值超过2倍;实际资料处理结果表明,修正模型考虑了孔径大小对吸附相密度的影响,其与实际测试数据的吻合度更高。结论认为,对于页岩吸附气量的计算而言,如果不考虑页岩中孔径大小的变化对吸附相密度的影响而直接采用等温吸附模型计算页岩吸附气含量,将有可能使得页岩气储层吸附能力评估的结果产生严重的偏差;而修正模型的计算结果则与实验测试结果更加吻合,减少了计算结果的偏差、提高了计算精度。

鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩吸附气研究

为了搞清致密砂岩气赋存状态，正确描述致密砂岩储层含气特征及渗流规律，进行单井产能预测，精确计算致密砂岩气资源量、储量，为此，通过甲烷等温吸附实验证实了鄂尔多斯盆地东部上古生界主要层位石盒子组、山西组、太原组致密砂岩具有吸附能力，且数量不容忽视，在恢复至地层条件下吸附气含气量为0.71—1．71m3／t，平均为1．02m3／t。影响致密砂岩吸附能力的因素主要包括微观孔喉、有机碳含量、黏土矿物含量、黏土矿物种类、含水饱和度等，其中有机碳含量和微观孔喉是最主要的影响因素，但同时致密砂岩储层的深度、温度、压力也是影响致密砂岩吸附能力的重要因素。