页岩气储层吸附渗流研究现状及发展趋势

doi:10.11743/ogg20240118

石油与天然气地质 ›› 2024, Vol. 45 ›› Issue (1): 256-280.doi: 10.11743/ogg20240118

页岩气储层吸附渗流研究现状及发展趋势

张益¹^,²(), 张斌¹^,², 刘帮华³, 柳洁⁴, 魏千盛⁴, 张歧⁵, 陆红军⁶, 朱鹏宇¹^,², 王瑞¹^,²^,⁷

^1.陕西省油气井及储层渗流与岩石力学重点实验室，陕西西安 710065
^2.西安石油大学，陕西西安 710065
^3.中国石油天然气集团公司生产经营管理部，北京 100083
^4.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300
^5.中国石油长庆油田分公司气田开发事业部，陕西西安 710018
^6.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018
^7.油气藏地质及开发工程全国重点实验室（西南石油大学），四川成都 610500

收稿日期:2023-11-10 修回日期:2024-01-14 出版日期:2024-02-01 发布日期:2024-02-29
第一作者简介:张益（1979—），男，教授，油气藏渗流理论与数值模拟技术、油气田开发理论与方法。E-mail： zhy@xsyu.edu.cn。
基金项目:
国家自然科学基金资助项目(51404196);陕西省重点研发计划项目(2023-YBGY-316);油气藏地质及开发工程全国重点实验室（西南石大学）开放基金课题(PLN2021-24)

Status quo and development trends of research on shale gas adsorption and seepage in shale gas reservoirs

Yi ZHANG¹^,²(), Bin ZHANG¹^,², Banghua LIU³, Jie LIU⁴, Qiansheng WEI⁴, Qi ZHANG⁵, Hongjun LU⁶, Pengyu ZHU¹^,², Rui WANG¹^,²^,⁷

^1.Shaanxi Key Laboratory of Well Stability & Rock Mechanics in Oil and Gas Reservoirs，Xi’an，Shaanxi 710065，China
^2.School of Petroleum Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an，Shaanxi 710065，China
^3.Production & Operation Management Department，CNPC，Beijing 100083，China
^4.No. 3 Gas Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Ordos，Inner Mongolia 017300，China
^5.Gas Field Development Division，Changqing Oilfield Branch，PetroChina，Xi’an，Shaanxi 710018，China
^6.Oil and Gas Technology Research Institute，Changqing Oilfield Branch，PetroChina，Xi’an，Shaanxi 710018，China
^7.National Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China

Received:2023-11-10 Revised:2024-01-14 Online:2024-02-01 Published:2024-02-29

摘要/Abstract

摘要：

针对页岩气藏有机微纳米级孔隙中吸附气大量赋存以及有机质以“镶嵌”形式赋存于无机质中的特点，分析了目前页岩气吸附渗流的表征方法，并对影响吸附渗流的重要因素如气体吸附层厚度变化、无机孔水膜厚度变化和气体解吸导致孔隙变化的数学表达方法进行了归纳，接着指出了目前表观渗透率计算模型中存在的主要问题：①储层孔隙结构表征不够准确；②固溶态气体分子解吸对吸附渗流流量的影响尚无表征方法；③对页岩气储层有机质的离散分布刻画不完善；④直接应用室内等温吸附实验参数不合理，忽视了吸附态和固溶态页岩气的吸附-解吸差异性。然后分析了利用分子模拟技术研究页岩气的吸附渗流相较于物理实验的优点，总结了应用该技术对页岩气吸附渗流进行建模和模拟的方法及模拟结果，并就页岩气吸附渗流的分子模拟技术未来发展提出了建议：①基于常规无机孔和有机孔分子模型，继续改进多介质、多尺度建模方法，以符合页岩气储层实际情况；②开发更符合实际页岩气吸附渗流过程的页岩气吸附渗流模拟方法。

关键词: 吸附-解吸, 传输机理, 表观渗透率, 分子模拟, 储层吸附渗流, 页岩气

Abstract:

Shale gas reservoirs are characterized by large amounts of adsorbed gas within nano- to micron-scale organic pores and the mosaic form of organic matter in the inorganic matter. To understand these unique features， we initially review current methodologies used to characterize shale gas adsorption and seepage. Afterward， we summarize the mathematical representations of critical factors influencing these processes， including changes in the gas adsorption layer thickness， changes in the thickness of water film in inorganic pores， and changes in gas desorption-induced pores. Subsequently， we point out major problems in the current models of calculating the apparent permeability of shale gas reservoirs：（1） inaccurate characterization of reservoir pore structures；（2） a lack of methods to characterize the effects of the desorption of gas molecules dissolved into the solid organic matter on the adsorption of seepage flux；（3） inadequate characterization of the discrete distribution of organic matter in shale gas reservoirs； and （4） the unreasonability in direct application of parameters obtained from laboratory isothermal adsorption experiments， which neglects the differences between adsorbed shale gas and that dissolved into the solid organic matter in adsorption and desorption. Then， we analyze the advantages of the molecular simulation technique over physical experiments in examining shale gas adsorption and seepage. Accordingly， we summarize molecular simulation technique-based methods for modeling and simulating shale gas adsorption and seepage， as well as the simulation results. Finally， suggestions for further advancement in the molecular simulation of shale gas adsorption and seepage are put forward， including the improvement of multi-medium and multi-scale modeling methods based on conventional molecular models of inorganic and organic pores to be in line with the actual situation of shale gas reservoirs， as well as the necessity to develop methods for shale gas adsorption and seepage simulation that are more suitable for actual conditions.

Key words: adsorption and desorption, transport mechanism, apparent permeability, molecular simulation, reservoir adsorption and seepage, shale gas

中图分类号:

TE122.2

张益,张斌,刘帮华,等. 页岩气储层吸附渗流研究现状及发展趋势[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(1): 256-280. doi: 10.11743/ogg20240118 Yi ZHANG,Bin ZHANG,Banghua LIU,et al. Status quo and development trends of research on shale gas adsorption and seepage in shale gas reservoirs[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(1): 256-280. doi: 10.11743/ogg20240118

图/表 17

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作者	年份	模拟方法	孔隙类型	模拟气体
Jin^［132］	2015	DCV-GCMD	石墨烯狭缝	CH₄单相流
Chen^［133］	2017	EF-NEMD	碳原子狭缝	CH₄单相流
He^［134］	2017	BD-NEMD	蒙脱石狭缝	CH₄单相流
Okamoto^［135］	2017	EF-NEMD	石英狭缝、干酪根狭缝	CH₄单相流
Martín^［118］	2019	压板法B	碳原子圆形孔	CH₄单相流
Sun^［136］	2019	DCV-GCMD	碳纳米管圆形孔	CH₄单相流
Yun^［137］	2019	EF-NEMD	碳原子狭缝、圆形孔、三角形孔、正方形孔	CH₄单相流
Sun^［50］	2020	EF-NEMD	干酪根圆形孔	CH₄单相流
Duan^［28］	2020	EF-NEMD	石墨烯狭缝	CH₄单相流
Wang^［138］	2021	EF-NEMD	伊利石狭缝	CH₄单相流
Zhan^［139］	2021	EF-NEMD	石墨烯狭缝、无羟基化石英狭缝	CH₄单相流
Zhang^［140］	2021	EF-NEMD	石墨烯狭缝	CH₄单相流、CO₂单相流、CH₄/CO₂/H₂O三相流
Deng^［131］	2022	BD-NEMD	石墨烯狭缝	CO₂驱替CH₄
Guan^［141］	2022	EF-NEMD、DGD-NEMD	石墨烯狭缝	CH₄单相流
Huang^［142］	2022	EF-NEMD	干酪根狭缝	CH₄单相流
Li^［143］	2022	EF-NEMD、压板法A	干酪根圆形孔	CH₄单相流、CO₂驱替CH₄
Sang^［144］	2022	EF-NEMD	石英狭缝、干酪根狭缝	CH₄/H₂O两相流
Song^［145］	2022	EF-NEMD	干酪根圆形孔	CH₄单相流
Wu^［146］	2022	EF-NEMD	干酪根狭缝	CH₄单相流
Yong^［147］	2022	EF-NEMD	石墨烯狭缝	CH₄/H₂O两相流
Zhang^［148］	2022	DGD-NEMD	石英圆形孔、锥形孔	CH₄单相流
Zhao^［149］	2022	EF-NEMD	碳原子狭缝	CH₄单相流
Bonnaud^［150］	2023	DCV-GCMD	干酪根狭缝	CH₄/CO₂两相流
Cui^［151］	2023	EF-NEMD	石墨烯狭缝	CH₄单相流
Deng^［152］	2023	EF-NEMD	石墨烯狭缝	CH₄单相流
Lyu^［153］	2023	EF-NEMD	石英狭缝	CH₄/H₂O两相流
Sun^［154］	2023	压板法B	石墨烯上壁、石英下壁狭缝	CO₂驱替CH₄
Wu^［155］	2023	EF-NEMD	干酪根狭缝	CH₄/CO₂两相流
Zhou^［156］	2023	EF-NEMD	石英狭缝、石墨烯狭缝	CH₄单相流、CH₄/H₂O两相流

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页岩气储层吸附渗流研究现状及发展趋势

Status quo and development trends of research on shale gas adsorption and seepage in shale gas reservoirs

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图/表 17

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