储层温度和压力对页岩气赋存形态影响

辜思曼，刘洪

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室，西南石油大学，四川成都610500）

储层温度和压力对页岩气赋存形态影响

辜思曼，刘洪

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室，西南石油大学，四川成都610500）

本文以四川盆地南方海相龙马溪组页岩为研究对象，考虑页岩中吸附相所占孔隙度，分析了不同储层温度和压力下对页岩储层赋存形态的影响，得出了页岩埋藏深度与吸附气、游离气和总页岩气。分析结果表明：页岩储层压力增大，页岩的吸附能力逐渐减弱，吸附气量增加趋势减小，吸附气占页岩气总储量的百分数降低；页岩游离气含量与储层压力之间存在正相关关系；在低储层压力阶段，岩气总储量随储层压力增加迅速增大，在高储层压力阶段，页岩气总储量随储层压力增加而增大；吸附是放热过程，储层温度越高，页岩储层对甲烷的吸附能力降低。随着储层温度增大，气体分子热运动加快，页岩的吸附能力减弱，吸附量降低；页岩埋深增加，储层压力和温度增大，吸附气量先增加而后降低，游离气线性增加，页岩气总储量先迅速增大而后逐渐趋于平缓。

南方海相；页岩；吸附气；游离气；储层压力；储层温度

页岩气是主要以游离态和吸附态存在并富集于泥页岩中的非常规天然气。游离气分布于天然裂缝、有机质裂缝和基质孔隙中，吸附气吸附于有机质裂缝表面和粘土颗粒表面，少量的溶解气溶解于干酪根、沥青质和地层水中［1］。页岩气不同于常规天然气，一般吸附气含量占总气量的20%～85%［2－4］。进行页岩气储量评价，以及采收率计算，一个关键的问题是页岩气在储层中赋存形态。岩心分析表明，页岩储层孔隙结构复杂，主要以微孔隙和中孔隙为主，一般孔径为2 nm～100 nm。因此，页岩基质有巨大的比表面积，特别是有机质基质中微裂缝发育，以吸附的形式保存大量的天然气。页岩有机质含量越大，页岩的含页岩气量就越高［5-8］，岩石生烃后，形成大量的有机质孔隙和微裂缝，吸附天然气的能力增强［9-10］。在多期构造演化和抬升剥蚀背景下，四川盆地南方海相页岩龙马溪组储层埋深700 m～3 600 m，在不同的区块，储层温度和压力的差异较大，从而导致游离气、吸附气和页岩气总储量变化较大。

本文利用Ambrose等提出的页岩基质模型［11］，除去吸附相所占的孔隙体积，分析了不同储层温度和压力下游离气、吸附气和总储量的影响，得到了不同埋藏深度下页岩气在储层中的赋存状态，对页岩气储量评价以及页岩气开采具有重要指导意义。

1 页岩气储量计算

Ambrose等提出的页岩基质模型（见图1），从图1中可以看出，在地层条件下，富含有机质页岩纳米孔隙和微裂缝中有一部分空间被吸附气占据，采用传统的体积法计算岩样游离气含量，往往得到的游离气含量偏大。因此，应该除去吸附相所占的空间体积，利用等温吸附实验将溶解气和吸附气统一计算。页岩储层总气量计算见公式（1）。

式中：G-页岩总储量，cm3/g；Gf-游离气量，cm3/g；Ga-吸附气量，cm3/g。

受有机质孔隙表面的影响，页岩小孔隙和毛管束裂缝中的气体非常稀薄，这表明吸附相和游离相气体密度不同［17］。对吸附相密度已做了许多研究：Menon等（1968）认为吸附相的密度等于液体的密度［12］。Ming等（2003）发现吸附相密度随温度变化而改变［13］。Robert C等通过蒙特卡洛法模拟甲烷在不同孔径吸附量，得到不同温度和压力条件下的吸附相密度（见图2）［7］。

图1 页岩基质模型（Ambrose等，2010）

图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-页岩岩石密度，g/cm3；M-气体分子摩尔质量，g/mol；a= 4.654×10-5mol/cm3。

式中：Φ-页岩孔隙度；Bg-页岩气体积系数。

在不同温度和压力条件下，甲烷体积系数值不一致。数值化Standing-Katz图版，得到不同温度和压力下甲烷气体的偏差因子。由公式（4）得到不同温度和压力条件下的甲烷气体体积系数。

式中：ZSC-标准状态下甲烷偏差系数；TSC-地面标准温度，293.15 K；pSC-地面标准压力，0.101 MPa；Z-实验温度、压力条件下的甲烷偏差系数；T-实验温度，K；p-实验压力，MPa。

将公式（3）代入公式（4）得到公式（5）：

2 实例计算

四川盆地南方海相页岩志留系龙马溪组储层埋深700 m～3 600 m，页岩岩样渗透率为3.44×10-5mD～0.310 3 mD，平均渗透率为0.008 1 mD，平均孔隙度为6%，TOC值为0.25%～5.4%，平均为2.54%，热成熟度为1.1%～3.5%，比表面为9.54 m2/g～20.47 m2/g，平均孔径3 nm～10 nm，储层压力系数1.2，地温梯度2℃/100 m。

表1 不同温度等温吸附参数

页岩储层游离气量（见图3），从图3中可以看出，页岩储层压力越大，游离气含量也越大，页岩游离气含量与储层压力之间存在正相关关系。

图3 游离气量

页岩气总储量（见图4），从图4中可以看出，当储层压力小于3 MPa时，页岩气总储量随储层压力增加迅速增大，该阶段吸附气增量占主要作用。在压力较低的情况下，页岩气需要突破较高的结合能才可吸附于孔隙和微裂缝表面上，随着储层压力不断增大，结合能不断降低，页岩气的吸附量也随之增加［14］；当储层压力大于3 MPa时，页岩气总储量随储层压力增加而线性增大，该阶段游离气增量占主要作用。随着储层压力继续增加，气体分子运动速度加快，降低了页岩气的吸附能力，吸附气量增加趋势逐渐平缓［14］，而游离气随着储层压力增加线性增大，页岩储层总气量增大。

图4 页岩气总储量

吸附气占总储量的百分数（见图5），从图5中可以看出，随着储层压力的增大，页岩的吸附能力逐渐减弱，吸附气量增加趋势减小，吸附气占页岩气总储量的百分数降低。

游离气占总储量的百分数（见图6），从图6中可以看出，储层压力增大，游离气占总储量的百分数逐渐增加，游离气能达到80%。

图5 吸附气占总储量的百分数

图6 游离气占总储量的百分数

储层温度由20℃增大到40℃时，吸附气占总储量的百分数平均减少了2%，但当储层温度从40℃增大到60℃时，吸附气占总储量的百分数平均降低了15%。吸附是放热过程，储层温度越高，页岩储层对甲烷的吸附能力降低，储层温度增大，气体分子热运动加快，页岩的吸附能力减弱，吸附量降低。

页岩气赋存与储层深度关系曲线（见图7），从图7中可以看出，随着页岩储层深度的增加，游离气量线性增加，而吸附气量先迅速增大，随着储层深度继续增大，吸附气量降低。页岩储层深度较浅时，随着储层深度增大，储层压力增大导致吸附气量迅速增加，页岩气总量迅速增大；页岩气体赋存形式会随页岩储层沉积环境的变化发生转化，当页岩储层深度继续增加，温度升高导致吸附气量减少，游离气量增加［14］，页岩气总量缓慢增加。当页岩埋深为1 100 m左右时，吸附气和游离气量各占页岩气总储量的50%。

图7 页岩气赋存与储层深度关系曲线

3 结论

（1）页岩储层压力越大，游离气含量也越大，页岩游离气含量与储层压力之间存在正相关关系。

（2）当储层压力小于3 MPa时，页岩气总储量随储层压力增加迅速增大；当储层压力大于3 MPa时，页岩气总储量随储层压力增加而线性增大。

（3）随着储层压力的增大，页岩的吸附能力逐渐减弱，吸附气量增加趋势减小，吸附气占页岩气总储量的百分数降低，游离气占页岩气总储量的百分数增加。

（4）吸附是放热过程，储层温度越高，页岩储层对甲烷的吸附能力降低；随着储层温度增大，气体分子热运动加快，页岩的吸附能力减弱，吸附量降低。

（5）页岩埋深增加，储层压力和温度增大，吸附气量迅速先增加而后降低，游离气持续增加，页岩气总储量先迅速增大而后增量逐渐趋于平缓。

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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

国家重点基础研究发展计划（973计划），项目编号：2013CB228000。

辜思曼，女（1988-），助理实验师，主要从事非常规储存物性分析研究工作，邮箱：602427489@qq.com。