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。

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。

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。

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。

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。

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。

煤储层中吸附气含量随埋深非线性变化的研究进展

吸附气含量是决定煤储层含气量和煤层气开发潜力的关键因素。实验表明,吸附气含量随压力增大呈现非线性增加,随温度升高呈现非线性减少,随埋深(地应力、储层压力、温度)的变化规律尚有待进一步揭示。探讨了煤中吸附气含量测试和计算的新方法,分析了压力和温度与吸附气含量的关系,总结了吸附气含量随埋深的变化规律,厘清了临界埋深的界定方法。研究结果表明,不同煤级煤对甲烷的吸附量随气压的增加呈Langmuir方程形式增大,随温度升高不同煤类、不同温度区间减少幅度不同;低煤级煤吸附气含量对温度的敏感程度较弱,而中、高煤级煤对温度的敏感程度较强;煤储层中吸附气含量随埋深(压力和温度)呈现非线性变化特征,分为“四阶段”和“三拐点”,分别为线性增加段、非线性增加段、几乎不增段和减少段;导函数计算吸附气含量随埋深变化预测模型的极值点对应的埋深即为吸附气含量的临界埋深。

准南阜康矿区低煤化烟煤高温高压吸附实验及深部吸附气含量预测

为揭示准南阜康矿区深部煤层吸附特性和吸附气含量,对5件低煤化烟煤进行高温高压吸附实验,分析温度、压力和煤阶对深部煤储层吸附性的影响;基于非线性回归分析方法,建立深部吸附气量预测模型,并结合研究区煤储层煤质特征及温度、压力变化规律,对深部煤储层吸附气量进行预测。结果表明:准南低煤化烟煤在相同温度条件下的Langmuir体积与R_(o,max)呈正相关关系,Langmuir压力与R_(o,max)呈负相关关系,相同煤阶条件下的Langmuir体积与温度呈负相关关系,Langmuir压力与温度呈正相关关系;阜康矿区低煤化烟煤储层埋深为400~3000 m的空气干燥基饱和吸附气量为3.85~11.25 m^(3)/t,并随埋深的增加呈现出快速增加—缓慢增加—缓慢减小的趋势;研究区R_(o,max)为0.62%~0.71%的煤储层吸附气量临界深度为1700~2100 m,并随R_(o,max)的增大而变浅,临界深度以浅压力对吸附的正效应大于温度的负效应,之后温度对吸附性的负效应大于压力的正效应。

四川盆地长宁地区海相页岩吸附气含量演化特征--以N201井五峰组-龙马溪组一段为例

吸附气是页岩气的重要赋存形式和组成部分。为了明确四川盆地长宁地区五峰组—龙马溪组一段页岩在埋藏过程中吸附气含量的演化规律,利用页岩等温吸附实验、钻井现场解吸和测井综合解释资料,建立了页岩吸附气含量与地层温度、地层压力、页岩TOC等主要影响参数的多元回归数学公式,结合典型评价井(N201井)的埋藏史、热史,对不同地质时期页岩吸附气含量进行定量计算。计算结果表明:自侏罗纪有机质开始大量生气以来,页岩吸附气含量随着埋藏深度的增加逐渐升高,到白垩纪末期吸附气含量达到4.42 m^(3)/t;古近纪以来,随着上覆地层被大幅度剥蚀,页岩吸附气含量逐渐降低至现今的1.67 m^(3)/t。

准噶尔盆地阜康9矿区42号煤层气吸附特征及其主控因素

煤层气主要以吸附态赋存于煤基质孔隙中,其吸附特征是预测煤层气含量及其地史演化的关键参数。通过对准噶尔盆地阜康9矿区42号煤层样品开展等温、等量吸附实验,基于经典兰氏方程与吸附热理论,查明了煤层吸附特征及其主控因素。研究表明:研究区煤样平衡水分基兰氏体积平均为22.36m3/t,空气干燥基兰氏体积平均为25.66m3/t,干燥无灰基兰氏体积平均为27.65m3/t;煤样的吸附能力是温压耦合作用的结果,低温压力条件下,压力对煤层吸附性的影响大于温度的影响;高温压力条件下,温度对煤层吸附性的影响大于压力的影响。最大吸附量主要与固定碳含量呈正相关关系。

考虑地层温度和压力的页岩吸附气含量计算新模型

页岩气在页岩储层中的赋存方式主要以吸附和游离为主,页岩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开采价值的一个重要标准。通过室内不同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,分析温度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。根据温度、压力、TOC值、RO值与吸附气含量之间的关系,建立考虑地层温度、压力、有机碳含量和成熟度4个因素的页岩吸附气含量计算新模型。新模型可计算任意埋藏深度下的页岩吸附气含量,埋藏深度越大,页岩吸附气含量越小。最后应用某一页岩气藏基础资料进行实例分析,建立得到的温度、压力、TOC值、RO值与页岩吸附气含量的复相关系数可达0.9以上。通过新模型计算未知页岩吸附气含量的页岩,计算结果准确可靠,能正确评价页岩气资源量,可以作为一种计算页岩吸附气含量的新方法。同时采用新的页岩吸附气含量计算模型,弥补了目前普遍采用没有考虑地层温度的等温吸附实验方法所获取吸附气含量的不足,具有重要的现实意义。

声波衰减表征页岩吸附气、游离气含量实验研究

为研究一种表征页岩含气性的声波测试方法,对页岩进行等温吸附-声波联测实验。测试干燥页岩不同覆压下的孔隙度和渗透率,明确页岩在覆压条件下的孔隙空间变化;测试了氦气填充孔隙体积时的声波衰减特征,确定页岩孔隙中含有不同含量游离气时的声波衰减规律;通过等温吸附-声波联测实验,观察声波在页岩含有不同含量甲烷时的衰减现象,对比孔隙中只含有游离气时的声波衰减规律,明确吸附气对声波衰减的影响;根据声波衰减规律与页岩中游离气与吸附气含量的关系,提出了声波衰减表征页岩中游离气量与吸附气量的方法。

页岩气储集特征及赋存量实验研究

基于页岩无机孔隙和有机孔隙润湿性和孔径的差异,考虑甲烷、氦气、水在页岩无机孔隙和有机孔隙中储集位置的不同,通过3种流体饱和实验建立了储层温度和压力条件下页岩气藏各赋存状态气体体积的实验测量和计算方法,得到页岩的无机孔隙度和有机孔隙度,并分析了页岩气储层含气量的影响因素。研究表明:对于所选岩样,无机孔隙和有机孔隙分别占总孔隙体积的65%和35%,无机孔隙中的游离气、有机孔隙中的游离气和吸附气分别平均占总含气量的51%、22%和27%;川南下志留统龙马溪组页岩具有较高的热演化程度,随总有机碳含量的增加,纳米级有机孔隙大量发育,为甲烷提供了吸附空间。明确了总有机碳含量主要影响吸附气含量,指出在页岩气资源量评价、产能预测和后期开发过程中,需要考虑有机质及其内部吸附气的影响。

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。

苏北地区古生界页岩等温吸附特征

页岩含气量是评价页岩含气性的最重要指标，对资源量预测具有重要意义，而吸附气含量在页岩气中占有重要比例，因此评价页岩吸附能力显得十分重要。通过对苏北地区古生界3套层系泥页岩样品在一定温度下的甲烷等温吸附实验，获取页岩等温吸附特征曲线，分析了影响页岩吸附气量的主要因素。模拟实验结果显示，苏北古生界泥页岩饱和吸附气含量VL在1.18～4.85 m3/t之间，平均2.89 m3/t；兰氏压力PL 范围为2.01～4.24 MPa，平均为2.67 MPa。各层系吸附能力存在一定差异，以幕府山组、大隆组和龙潭组页岩吸附能力最强，五峰组-高家边组和孤峰组页岩吸附能力较弱。影响泥页岩吸附性能的主要因素描述如下：（1）有机碳含量大小直接影响饱和吸附气含量，有机碳越高，其饱和吸附气含量越大。（2）在有机碳含量、成熟度相近、压力相同的情况下，粘土含量高的页岩，吸附气含量高；在有机碳含量较低的页岩中，伊利石的吸附作用至关重要，伊利石含量高，吸附气含量相对高。（3）随着压力升高，吸附气含量逐渐增加，当压力增大到一定程度以后，吸附气量达到饱和，页岩吸附气含量达到饱和时所需要的最小压力（临界压力）会随着TOC的增大而减小。本次实验未发现有机质成熟度与饱和吸附气含量之间具有明显的相关性。

页岩气容积法储量计算方法及实例应用

页岩气作为一种重要的非常规天然气资源,近年来受到越来越多的关注,页岩气的成因机理、赋存相态、分布特征等与常规天然气有着明显的区别,其特殊的气体蕴藏方式导致储量计算方法也有别于常规气藏。探讨页岩气藏的特殊性,其主要表现在气体具有双重赋存状态和成藏机理具有混合性等,在此基础上提出了在页岩气藏勘探开发初期计算地质储量的一种有效方法:容积法。页岩气特殊的蕴藏方式有游离气和吸附气两种,游离气储量按照常规天然气的方法来计算,吸附气储量则参考目前已有的相对成熟的煤层气地质储量计算方法。该计算方法在北美页岩气资产地质储量估算中得到成功应用。

页岩含气量测井评价方法研究

针对现有页岩含气量计算模型关键参数计算困难、误差较大,部分参数需要通过大量的实验来获取,成本较高等问题,以长宁地区下志留系龙马溪组为例,以兰格缪尔等温吸附为理论依据,利用等温吸附实验数据和大量测井数据,通过优选拟合回归的方法计算页岩含气量关键参数,由此建立了基于常规测井资料的页岩含气量计算新模型。结果表明:兰格缪尔等温吸附方程关键参数VP、VL可利用TOC进行计算; SGR、DEN测井曲线计算的TOC比传统△logR法计算结果相对误差降低14. 00%;阿尔齐法和西门度法受异常电阻率低值影响,计算的含气饱和度偏低,SGR-DEN法计算的含气饱和度更加准确。新模型只需通过常规测井曲线即可计算页岩含气量,为页岩气水平井地质导向钻井和储层评价提供了可靠依据。

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。

页岩气储量计算方法探讨

页岩气藏是一种非常规气藏,由于气藏特征的特殊性导致储量计算方法有别于常规气藏。首先探讨了页岩气藏的特殊性,其一是存储特征为形式上游离气和吸附气并存、空间上孔隙和裂缝同在;其二是产气机制主要为游离气的扩散和吸附气的解吸。在此基础上,总结了计算页岩气储量的方法,主要有类比法、容积法、压力/累计产量法、物质平衡法、递减曲线分析等,并讨论了各种方法的适用条件。同时,指出在页岩气储量计算中应特别重视孔隙度、裂缝、吸附气、含气饱和度等几个关键问题,并介绍了这些参数的确定方法。