儲層溫度和壓力對頁巖氣賦存形態(tài)影響

辜思曼，劉洪

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，西南石油大學(xué)，四川成都610500）

儲層溫度和壓力對頁巖氣賦存形態(tài)影響

辜思曼，劉洪

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，西南石油大學(xué)，四川成都610500）

本文以四川盆地南方海相龍馬溪組頁巖為研究對象，考慮頁巖中吸附相所占孔隙度，分析了不同儲層溫度和壓力下對頁巖儲層賦存形態(tài)的影響，得出了頁巖埋藏深度與吸附氣、游離氣和總頁巖氣。分析結(jié)果表明：頁巖儲層壓力增大，頁巖的吸附能力逐漸減弱，吸附氣量增加趨勢減小，吸附氣占頁巖氣總儲量的百分數(shù)降低；頁巖游離氣含量與儲層壓力之間存在正相關(guān)關(guān)系；在低儲層壓力階段，巖氣總儲量隨儲層壓力增加迅速增大，在高儲層壓力階段，頁巖氣總儲量隨儲層壓力增加而增大；吸附是放熱過程，儲層溫度越高，頁巖儲層對甲烷的吸附能力降低。隨著儲層溫度增大，氣體分子熱運動加快，頁巖的吸附能力減弱，吸附量降低；頁巖埋深增加，儲層壓力和溫度增大，吸附氣量先增加而后降低，游離氣線性增加，頁巖氣總儲量先迅速增大而后逐漸趨于平緩。

南方海相；頁巖；吸附氣；游離氣；儲層壓力；儲層溫度

頁巖氣是主要以游離態(tài)和吸附態(tài)存在并富集于泥頁巖中的非常規(guī)天然氣。游離氣分布于天然裂縫、有機質(zhì)裂縫和基質(zhì)孔隙中，吸附氣吸附于有機質(zhì)裂縫表面和粘土顆粒表面，少量的溶解氣溶解于干酪根、瀝青質(zhì)和地層水中［1］。頁巖氣不同于常規(guī)天然氣，一般吸附氣含量占總氣量的20%～85%［2－4］。進行頁巖氣儲量評價，以及采收率計算，一個關(guān)鍵的問題是頁巖氣在儲層中賦存形態(tài)。巖心分析表明，頁巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，主要以微孔隙和中孔隙為主，一般孔徑為2 nm～100 nm。因此，頁巖基質(zhì)有巨大的比表面積，特別是有機質(zhì)基質(zhì)中微裂縫發(fā)育，以吸附的形式保存大量的天然氣。頁巖有機質(zhì)含量越大，頁巖的含頁巖氣量就越高［5-8］，巖石生烴后，形成大量的有機質(zhì)孔隙和微裂縫，吸附天然氣的能力增強［9-10］。在多期構(gòu)造演化和抬升剝蝕背景下，四川盆地南方海相頁巖龍馬溪組儲層埋深700 m～3 600 m，在不同的區(qū)塊，儲層溫度和壓力的差異較大，從而導(dǎo)致游離氣、吸附氣和頁巖氣總儲量變化較大。

本文利用Ambrose等提出的頁巖基質(zhì)模型［11］，除去吸附相所占的孔隙體積，分析了不同儲層溫度和壓力下游離氣、吸附氣和總儲量的影響，得到了不同埋藏深度下頁巖氣在儲層中的賦存狀態(tài)，對頁巖氣儲量評價以及頁巖氣開采具有重要指導(dǎo)意義。

1 頁巖氣儲量計算

Ambrose等提出的頁巖基質(zhì)模型（見圖1），從圖1中可以看出，在地層條件下，富含有機質(zhì)頁巖納米孔隙和微裂縫中有一部分空間被吸附氣占據(jù)，采用傳統(tǒng)的體積法計算巖樣游離氣含量，往往得到的游離氣含量偏大。因此，應(yīng)該除去吸附相所占的空間體積，利用等溫吸附實驗將溶解氣和吸附氣統(tǒng)一計算。頁巖儲層總氣量計算見公式（1）。

式中：G-頁巖總儲量，cm3/g；Gf-游離氣量，cm3/g；Ga-吸附氣量，cm3/g。

受有機質(zhì)孔隙表面的影響，頁巖小孔隙和毛管束裂縫中的氣體非常稀薄，這表明吸附相和游離相氣體密度不同［17］。對吸附相密度已做了許多研究：Menon等（1968）認為吸附相的密度等于液體的密度［12］。Ming等（2003）發(fā)現(xiàn)吸附相密度隨溫度變化而改變［13］。Robert C等通過蒙特卡洛法模擬甲烷在不同孔徑吸附量，得到不同溫度和壓力條件下的吸附相密度（見圖2）［7］。

圖1 頁巖基質(zhì)模型（Ambrose等，2010）

圖2 吸附相密度（Robert C，2011）

式中：Φa-吸附相孔隙度；ρs-吸附相密度，g/cm3；ρb-頁巖巖石密度，g/cm3；M-氣體分子摩爾質(zhì)量，g/mol；a= 4.654×10-5mol/cm3。

式中：Φ-頁巖孔隙度；Bg-頁巖氣體積系數(shù)。

在不同溫度和壓力條件下，甲烷體積系數(shù)值不一致。數(shù)值化Standing-Katz圖版，得到不同溫度和壓力下甲烷氣體的偏差因子。由公式（4）得到不同溫度和壓力條件下的甲烷氣體體積系數(shù)。

式中：ZSC-標準狀態(tài)下甲烷偏差系數(shù)；TSC-地面標準溫度，293.15 K；pSC-地面標準壓力，0.101 MPa；Z-實驗溫度、壓力條件下的甲烷偏差系數(shù)；T-實驗溫度，K；p-實驗壓力，MPa。

將公式（3）代入公式（4）得到公式（5）：

2 實例計算

四川盆地南方海相頁巖志留系龍馬溪組儲層埋深700 m～3 600 m，頁巖巖樣滲透率為3.44×10-5mD～0.310 3 mD，平均滲透率為0.008 1 mD，平均孔隙度為6%，TOC值為0.25%～5.4%，平均為2.54%，熱成熟度為1.1%～3.5%，比表面為9.54 m2/g～20.47 m2/g，平均孔徑3 nm～10 nm，儲層壓力系數(shù)1.2，地溫梯度2℃/100 m。

表1 不同溫度等溫吸附參數(shù)

頁巖儲層游離氣量（見圖3），從圖3中可以看出，頁巖儲層壓力越大，游離氣含量也越大，頁巖游離氣含量與儲層壓力之間存在正相關(guān)關(guān)系。

圖3 游離氣量

頁巖氣總儲量（見圖4），從圖4中可以看出，當儲層壓力小于3 MPa時，頁巖氣總儲量隨儲層壓力增加迅速增大，該階段吸附氣增量占主要作用。在壓力較低的情況下，頁巖氣需要突破較高的結(jié)合能才可吸附于孔隙和微裂縫表面上，隨著儲層壓力不斷增大，結(jié)合能不斷降低，頁巖氣的吸附量也隨之增加［14］；當儲層壓力大于3 MPa時，頁巖氣總儲量隨儲層壓力增加而線性增大，該階段游離氣增量占主要作用。隨著儲層壓力繼續(xù)增加，氣體分子運動速度加快，降低了頁巖氣的吸附能力，吸附氣量增加趨勢逐漸平緩［14］，而游離氣隨著儲層壓力增加線性增大，頁巖儲層總氣量增大。

圖4 頁巖氣總儲量

吸附氣占總儲量的百分數(shù)（見圖5），從圖5中可以看出，隨著儲層壓力的增大，頁巖的吸附能力逐漸減弱，吸附氣量增加趨勢減小，吸附氣占頁巖氣總儲量的百分數(shù)降低。

游離氣占總儲量的百分數(shù)（見圖6），從圖6中可以看出，儲層壓力增大，游離氣占總儲量的百分數(shù)逐漸增加，游離氣能達到80%。

圖5 吸附氣占總儲量的百分數(shù)

圖6 游離氣占總儲量的百分數(shù)

儲層溫度由20℃增大到40℃時，吸附氣占總儲量的百分數(shù)平均減少了2%，但當儲層溫度從40℃增大到60℃時，吸附氣占總儲量的百分數(shù)平均降低了15%。吸附是放熱過程，儲層溫度越高，頁巖儲層對甲烷的吸附能力降低，儲層溫度增大，氣體分子熱運動加快，頁巖的吸附能力減弱，吸附量降低。

頁巖氣賦存與儲層深度關(guān)系曲線（見圖7），從圖7中可以看出，隨著頁巖儲層深度的增加，游離氣量線性增加，而吸附氣量先迅速增大，隨著儲層深度繼續(xù)增大，吸附氣量降低。頁巖儲層深度較淺時，隨著儲層深度增大，儲層壓力增大導(dǎo)致吸附氣量迅速增加，頁巖氣總量迅速增大；頁巖氣體賦存形式會隨頁巖儲層沉積環(huán)境的變化發(fā)生轉(zhuǎn)化，當頁巖儲層深度繼續(xù)增加，溫度升高導(dǎo)致吸附氣量減少，游離氣量增加［14］，頁巖氣總量緩慢增加。當頁巖埋深為1 100 m左右時，吸附氣和游離氣量各占頁巖氣總儲量的50%。

圖7 頁巖氣賦存與儲層深度關(guān)系曲線

3 結(jié)論

（1）頁巖儲層壓力越大，游離氣含量也越大，頁巖游離氣含量與儲層壓力之間存在正相關(guān)關(guān)系。

（2）當儲層壓力小于3 MPa時，頁巖氣總儲量隨儲層壓力增加迅速增大；當儲層壓力大于3 MPa時，頁巖氣總儲量隨儲層壓力增加而線性增大。

（3）隨著儲層壓力的增大，頁巖的吸附能力逐漸減弱，吸附氣量增加趨勢減小，吸附氣占頁巖氣總儲量的百分數(shù)降低，游離氣占頁巖氣總儲量的百分數(shù)增加。

（4）吸附是放熱過程，儲層溫度越高，頁巖儲層對甲烷的吸附能力降低；隨著儲層溫度增大，氣體分子熱運動加快，頁巖的吸附能力減弱，吸附量降低。

（5）頁巖埋深增加，儲層壓力和溫度增大，吸附氣量迅速先增加而后降低，游離氣持續(xù)增加，頁巖氣總儲量先迅速增大而后增量逐漸趨于平緩。

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Impact of reservoir temperature and pressure on shale gas occurrence form

GU Siman，LIU Hong
（State Key Lab of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China）

This paper take the Longmaxi shale paly in the southern marine of Sichuan basin as research objects，and analyze the shale gas occurrence under the different reservoir temperature and reservoir pressure in consideration of the pore volume in shale through the methane experiment.The study shows that when the pressure of shale layer increase，the adsorption capacity of the shale becomes gradually slow，and the percentage of the adsorption gas reduces.This is consistent with the relation between free gas and the reservoir pressure. In stage of low reservoir pressure，total reserves of shale gas quickly increases for the increasing of reservoir pressure.When the reservoir pressure is higher than 3 MPa，shale gas total reserves show an obvious positive correlation with the reservoir pressure.Adsorption is exothermic process，the higher the temperature of reservoir，the lower methane adsorption capacity of shale reservoirs.With the reservoir temperature increasing，gas molecular thermal motion accelerates，and shale adsorption capacity decreases.With shale buried depth in－creasing，the reservoir pressure and temperature increase，and the adsorption volume first increases and then reduces，and free gas increases linearly，and shale gas reserves increases at first and then gradually flatten out.

southern marine；shale；sorbed gas；gree gas；reservoir pressure；reservoir temperature

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.004

TE132.2

A

1673-5285（2015）08-0013-04

2015－06-25

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃），項目編號：2013CB228000。

辜思曼，女（1988-），助理實驗師，主要從事非常規(guī)儲存物性分析研究工作，郵箱：602427489@qq.com。