页岩气储层吸附渗流研究现状及发展趋势

doi:10.11743/ogg20240118

Abstract

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

CLC Number:

TE122.2

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

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