考虑超临界高压吸附方程的页岩气传质输运模型

目前页岩气渗流方程中常用Langmuir模型来描述吸附项对流动的影响,但在储层条件下Langmuir模型不足以描述页岩气的超临界高压吸附特征,因此需要探索建立考虑超临界高压吸附模型的页岩气渗流方程。首先本文根据统计热力学基本原理并结合相应假设建立了超临界高压吸附模型,然后根据渗流理论建立了考虑超临界高压吸附模型的页岩气渗流模型,并与考虑Langmuir模型的渗流方程进行了对比。研究表明:与Langmuir模型相比新吸附模型更能准确的描述页岩的超临界高压等温吸附曲线;新渗流方程拟合页岩气流动实验结果的精度更高,更利于描述吸附解吸对流动的影响;认为吸附解吸作用对中期日产气量的影响较大。     

下扬子地区过成熟海相页岩储层特征：以修武盆地司马剖面底-下寒武统荷塘组为例

为评价修武盆地底—下寒武统荷塘组过成熟海相页岩储层特征,通过野外地质调查、有机地化分析、扫描电镜、比表面积以及等温吸附实验等手段对荷塘组页岩的储层特征进行了研究。分析结果表明,荷塘组页岩具有有机质丰度高、热演化程度偏高的有机地化特征;脆性矿物含量介于69.13%~78.56%之间,平均为75.16%,具有较好的可压裂性;储集空间类型以黏土矿物层间缝隙为主,次生溶蚀孔隙次之,孔隙结构以大孔为主,推测黏土矿物层间缝隙作出了主要的贡献,可能为主要的储气产所;吸附气量介于3.99~8.04 m~3/t,平均为6.02 m~3/t,具有较好的气体吸附能力。综上所述,下寒武统荷塘组页岩除热演化成熟度偏高之外,页岩气储层条件相对较好,具有较大的勘探潜力。     

页岩气水平井重复压裂关键技术进展及启示

由于页岩气水平井初始增产措施的种种不利因素，产量达不到预期，加之目前低迷的油价背景，页岩气水平井重复压裂技术越来越受到页岩气资源开发的关注。随着压裂技术的不断发展，许多页岩气区块已经成功实施了这一技术，以提高生产率，并增加页岩气井的最终采收率。综述了页岩气水平井重复压裂优化选井的程序，并讨论了关键工艺技术和监测分析技术，最后，结合目前不同技术的研究现状，对今后页岩气水平井重复压裂技术的研究方向进行了展望，提出了结合“大数据”技术选井、套损变形井柔性修复、基于损伤力学的裂缝监测以及新型材料的压裂液和支撑剂等技术攻关的建议。中国页岩气资源潜力巨大，加速形成适合中国页岩气水平井重复压裂配套技术，会对未来中国页岩气商业开发起到促进作用。     

基于压裂效果评价的页岩气井井距优化研究

针对页岩气藏最优井距很大程度上受限于压裂效果后评估的问题，开展了多段压裂水平井改造参数解释研究，并在此基础上开展井距优化。通过建立的渗流数学模型明确页岩气井生产时地层中存在的流态，形成基于线性流识别和特征线诊断技术的压裂参数解释方法，并对参数解释的不确定性进行了分析论证。之后通过定义百米地层累产气进行均匀压裂情况下井距优化。研究表明，地层进入边界控制流后能准确确定裂缝半长，且不影响气井的产能预测；井距的决定性因素是裂缝半长，二者之间的比例关系受SRV内外区相对物性和裂缝导流能力的影响，据此可指导现场井距优化及开发技术政策制定。     

伊陕斜坡东南部延长组页岩气地球化学特征分析

鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探潜力巨大,但对于陆相页岩气成因类型的研究相对滞后,限制了对页岩气的进一步勘探和开发。通过综合化学组分分析和碳、氢同位素分析的手段对伊陕斜坡东南部延长组页岩气和原油伴生气的地球化学特征及成因进行研究。研究结果表明延长组页岩气(生产气和真空解吸气)和原油伴生气都以烷烃类气体为主,其中甲烷含量都小于95%,非烃气体含量比较低。页岩解吸气中,非烃气体比例相对较高,且氧气含量异常高,这与解吸装置密封性不好或者装置本身残留空气清除不彻底有关。页岩气和原油伴生气的甲烷含量低、干燥系数(C_1/C_(1~5))主要集中在0.6~0.9之间、C_2/C_3都小于3,δ~(13)C_1值分布于-52.0‰~-44.9‰之间、δ~(13)C_2值都小于-29‰,δ~(13)C_3值都小于-25.5‰和δD_1都小于-150‰,指示研究区页岩气和原油伴生气以陆相环境热成因的热解湿气(油型气)为主。页岩气和原油伴生气样品有相对高的正庚烷含量和正构烷烃(nC_(5-7))含量,δ~(13)C_2值分布于-41.1‰~-31.1‰之间,说明延长组页岩气与原油伴生气都属于偏腐泥型天然气。此外,延长组页岩气和原油伴生气碳同位素系列基本都属正碳同位素系列,且δ~(13)C_1与δ~(13)C_2值,δ~(13)C_2值与δ~(13)C_3值有较好的正相关关系,这也表明页岩气和原油伴生气具有相同或相似的母质来源。     

东营凹陷沙三下—沙四上亚段泥页岩岩相沉积环境分析

根据岩心及其分析化验资料,从岩石的颜色、成分、结构、有机质丰度等方面划分泥页岩岩相类型;从古气候、古物源、古水深、古盐度和古水体的氧化还原性5个方面分析古环境,建立环境指标分级量化标准。研究结果表明,东营凹陷沙四上亚段—沙三下亚段沉积环境特征具有气候由干燥—半干燥—半潮湿,水体由半深水到深水、从强还原性逐渐到还原性、盐度从盐水到咸水到半咸水,物源从较少到较多的规律变化,共划分了6个环境组合;并建立了沉积环境与泥页岩岩相之间的关系,即有机质丰度主要受盐度控制,盐水区为含有机质的岩相,咸水区和半咸水区为富有机质的岩相;结构主要受气候和水深控制,气候干燥—半干燥、半深水环境发育纹层状的岩相,气候半潮湿、深水环境发育层状的岩相;岩性主要受气候和物源控制,气候干燥、物源少的环境发育泥质灰(云)岩和灰(云)岩的岩相,气候半潮湿、物源较多的环境发育灰质泥岩的岩相。     

页岩有机质纳米力学性质研究进展

 页岩有机质纳米尺度下的力学行为目前不够明确且利用常规实验仪器无法准确获得，表征其纳米尺度下的力学性质，对于搭建微观-宏观岩石力学模型和实现高效水力压裂是极具现实意义的。基于近年国内外关于页岩有机质纳米力学性质表征等方面所取得的研究进展，总结了目前常用的表征技术、力学性质主要特征及主控因素。综合结果表明，纳米压痕和原子力显微镜是目前表征纳米力学性质常用的技术与方法，两者在精度、分辨率、设备技术等方面都存在各自的优势或缺陷；目前有机质纳米力学性质的测定主要集中在弹性模量和硬度，成熟度和温度在不同程度上改变着有机质的内部结构，从而改变其力学性质；提出了“多尺度”“多技术”“多角度”“多学科”等工作设想与建议。     

油页岩CS_2-NMP萃取物中含氧化合物的分离与分析

为实现依兰油页岩萃取物中含氧化合物的分离与分析,采用索氏萃取法,在60℃条件下以CS2-NMP为萃取剂萃取依兰油页岩。用TiCl4/CuCl2两步络合法和硅胶柱色谱法对依兰页岩油中的含氧化合物进行富集,并对含氧洗脱组分进行了气相色谱-质谱串联(GC/MS)分析。结果表明:TiCl4/CuCl2两步络合法可以实现油页岩中含氮化合物的分离,脱氮率为82%,硅胶柱色谱可以实现对页岩油中含氧化合物的富集,富集组分中,氧元素的质量分数为10.69%;柱色谱富集组分中鉴定出32种含氧化合物,其组成以酚、酮、醚、酯以及有机硅氧化合物为主;在这些含氧化合物中发现了甾醇类、萜类化合物的衍生物以及酰胺基团,说明依兰油页岩中的氧可能来源于成矿的高等植物和蓝绿藻。该结果可以为依兰油页岩资源的合理利用、油页岩的成因和油母结构研究提供参考。     

页岩气藏分段压裂水平井不稳定渗流模型

针对页岩气藏中吸附气和游离气共存的储集方式,基于双重介质模型建立考虑吸附解吸过程的页岩气藏不稳定渗流数学模型,并定义新的参数来表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,利用Laplace变换计算页岩气藏点源解,通过叠加原理得到定产量生产时水平井分段压裂改造后井底压力解,对考虑井筒和表皮系数的影响以及定井底流压生产时水平井动态产能进行分析。结果表明:在开采过程中页岩吸附解吸气量所占比例较大,且考虑吸附解吸后,定产量生产所需压差小,压力波传播到边界时间晚,压力导数曲线凹槽更加明显,同时定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;Langmuir吸附体积越大,压力波传播越慢,所需压差越小,压力导数曲线凹槽越深,同时页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越小。     

基于吸附势理论的页岩吸附甲烷模型及其应用

根据实测的页岩等温吸附数据,以吸附势理论为基础,对等温吸附数据进行处理分析得到ε-ω吸附特性曲线及其数学表达式,推导出页岩吸附甲烷模型,在此基础上建立了地质条件下温度和压力共同影响的页岩吸附气量计算模型,并利用实测等温吸附数据进行了模型验证及应用分析。研究结果表明:页岩吸附气的ε-ω吸附特性曲线是唯一的且与温度无关,特性曲线的形态呈对数形态;文中推导吸附模型的预测结果精度较高,可预测不同温度和不同压力下页岩吸附气量,得到页岩吸附等温线;建立的地质条件下温度和压力共同影响页岩吸附气量计算模型,可预测页岩吸附气量随深度变化的趋势图;温度和压力对页岩吸附气量影响作用相反,在地质条件下的温度与压力对页岩吸附气量影响存在竞争关系,其中当页岩埋深小于页岩最大吸附容量对应埋深时,压力起到主要影响作用,反之温度起到主要影响作用。