石油天然气工程

超临界CO2增黏机制研究进展及展望

孙宝江，孙文超

摘要：目的：水平井压裂改造是实现页岩气藏大规模商业开采的关键。由于页岩气储层地质特征及地表条件等方面的差异，国外现有的页岩气开发技术并不能完全适应中国的情况。超临界CO2压裂开发页岩气技术逐渐被人们关注。但是，超临界CO2粘度较低，这导致其携砂效果较差。解决这一问题的最直接方法是向CO2中添加化学增粘剂。研制成功临界CO2增粘剂，突破超临界CO2压裂技术，可能是实现我国页岩气高效开发的一条有效途径。通过跟踪调研大量文献，分析了超临界CO2增黏的主要研究进展，并展望了超临界CO2增黏的研究趋势。方法：增黏剂在超临界CO2中的溶解机理研究主要通过相行为实验和理论分析进行。超临界CO2增黏机制研究主要通过紫外—可见吸收光谱法、拉曼散射光谱法、核磁共振波谱法以及分子模拟计算完成。结果：通过对前人工作的分析，结合团队研究工作中的体会，得到如下结果：（1）超临界CO2增黏的难点主要包括备选增粘剂在超临界CO2中的低溶解度、经济环保障碍以及对储层的潜在危害；（2）溶于CO2的增粘剂分子应具有弱极性、亲CO2基团和低内聚能密度，使其与CO2分子间的偶极-四极相互作用大于CO2分子间的四极-四极相互作用和增粘剂分子间的相互作用；（3）适合形成超临界CO2反胶团的表面活性剂应满足非极性尾链内聚能密度低及有多条分支、极性头基团与水之间存在氢键相互作用作为聚集的动力等条件；（4）含氟化合物易溶于超临界CO2的深层原因在于，聚合物经过氟化作用后具备弱极性，产生与CO2分子间的偶极-四极相互作用，从而瓦解了CO2分子间的四极-四极相互作用；（5）拥有供电子基团（如羰基、乙酸基、醚基等）、路易斯碱属性的化合物与CO2分子之间存在特定的相互作用，有望用于设计亲CO2材料；（6）超临界CO2增粘剂应具备两亲特性，不仅含有足够的亲CO2基团，也应含有适量的疏CO2基团。亲CO2基团能够使增粘剂充分溶于CO2，疏CO2基团能够在不明显降低增粘剂溶解度的情况下通过分子间自组装有效增加CO2的粘度。疏CO2基团含量太少则不能有效增粘，太多则会使增粘剂溶解度明显降低。设计增粘剂分子时，需平衡增粘剂组分中两种基团的比例。结论：超临界CO2增粘剂研制的发展趋势：（1）超临界CO2专用增粘剂应具备两亲特性，新型低聚表面活性剂或两亲性的酯类化合物是值得研究的备选增粘剂；（2）作为配合措施，应开发新型低密度支撑剂，以降低对压裂液粘度的要求，与增粘剂共同用于超临界CO2压裂；（3）含氟化合物是目前为止最有效的CO2增粘剂，对超临界CO2具有亲和性，研究含氟化合物在超临界CO2中的溶解机理和分子间相互作用的本质，有助于开发不含氟超临界CO2增粘剂；（4）目前所用分子模拟方法一般为绝对零度下的量子化学计算，且往往无法模型化整个增粘剂分子，应采用能够模拟压力作用下有限温度的分子动力学模拟方法，并将粗粒化与高精度分子模拟相结合，为超临界CO2增粘剂分子设计提供理论指导。

来源出版物：中国石油大学学报（自然科学版）, 2015,39(3): 86-83

入选年份：2015

焦石坝页岩气田中高密度甲烷包裹体的发现及其意义

高键，何生，易积正

摘要：目的：焦石坝上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气储层为超压流体封存系统，超压与页岩气保存和富集的关系已成为当前国内研究的热点问题。流体包裹体作为古地质流体原始信息的有效赋存体，成为研究古温压、古流体性质和油气流体示踪的重要手段。利用流体包裹体激光拉曼光谱和显微测温分析，恢复了焦石坝五峰组—龙马溪组页岩气储层裂缝石英脉和方解石脉样品中高密度纯甲烷包裹体捕获的异常高压。方法：在焦石坝页岩气田五峰组—龙马溪组页岩气储层裂缝石英脉和方解石脉样品中，经激光拉曼光谱分析和显微测温，发现了高密度纯甲烷包裹体。根据甲烷拉曼散射峰v1位移与密度关系研究提出了新的气相包裹体古压力的计算方法，利用甲烷包裹体中的甲烷拉曼散射峰v1位移获得了纯甲烷包裹体的密度，同时与利用甲烷包裹体均一温度计算的纯甲烷包裹体的密度进行对比，结合页岩裂缝脉体样品中与高密度甲烷包裹体共生的气-液两相盐水包裹体的均一温度最小值，依据CH4体系的状态方程计算了高密度纯甲烷包裹体捕获的异常高压，为深入探讨页岩气富集与页岩气储层超压的关系提供了新的科学依据。结果：流体包裹体的显微激光拉曼光谱分析是甲烷包裹体有效鉴别的科学方法，裂缝脉体样品中甲烷包裹体在显微激光拉曼光谱图中有十分特征的拉曼散射峰。在300光栅的0～4000 cm－1扫描光谱图中，甲烷拉曼散射峰强度很高，而且包裹体组分单一，除了高强度的甲烷散射峰以外，其他比较明显的拉曼峰为反映含甲烷包裹体主矿物的石英拉曼散射峰，说明流体包裹体为纯甲烷包裹体。利用配有Ne灯校正的1800光栅对纯甲烷包裹体进行了2750～3080 cm－1激光拉曼光谱小范围扫描，确认焦石坝页岩气田JYA井2253.89 m和2319.76 m的下志留统龙马溪组黑色高硅页岩裂缝石英脉样品中纯甲烷包裹体的甲烷拉曼散射峰v1主要分布在2910.57～2911.27 cm－1。同时根据前人提出的富甲烷包裹体显微测温方法，在显微镜下选取易于观测、体积稍大、纯度较高的甲烷包裹体进行均一温度测试，甲烷包裹体的均一温度范围为－95.8℃～－88.2℃。利用高密度纯甲烷包裹体的甲烷拉曼散射峰v1及均一温度两种方法分别计算了甲烷包裹体的密度σ，依据甲烷拉曼散射峰v1和甲烷包裹体均一温度确定的纯甲烷包裹体密度σ是一致的，分布在0.254～0.290 g/cm3之间，具有高密度特征。甲烷包裹体的密度结合页岩裂缝脉体样品中与高密度甲烷包裹体共生的气-液两相盐水包裹体的均一温度最小值216.3℃，利用CH4体系的状态方程模拟计算了高密度纯甲烷包裹体的捕获压力为102.6～137.3 MPa，对应古埋深条件下的地层压力系数达到1.63～2.18，具有中等—强超压特征。结论：焦石坝页岩气田五峰组—龙马溪组页岩中的高密度甲烷包裹体形成时的捕获压力为中等—强超压，剩余压力为39.6～74.3 MPa，均一温度集中范围在215～255℃，这可能指示燕山期抬升前最大古埋深期或抬升初期页岩气储层处于超压状态；该区页岩中高密度甲烷包裹体的发现及其捕获的温压条件和超压证据可为进一步深入研究焦石坝五峰组—龙马溪组页岩气富集与超压形成和演化的关系提供重要的地质依据。

来源出版物：石油与天然气地质, 2015, 36(3): 472-480

入选年份：2015

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式

魏国齐，杜金虎，徐春春，等

摘要：目的：四川盆地震旦系—寒武系具有良好的油气成藏条件，但由于地层时代老、经历构造运动次数多，大型气田勘探难度增大。通过解剖震旦系—寒武系大型气藏、分析大型气藏成藏条件及其匹配关系、总结天然气聚集模式，以求达到丰富古老碳酸盐岩天然气成藏理论，提高对大型、特大型天然气藏形成规律的认识，指导下一步勘探部署决策和新领域拓展勘探。方法：从地层和沉积相、储集层特征、圈闭特征与气藏类型、流体性质、温压系统5个方面系统论述了高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系气藏特征，应用地球化学、储层有机岩石学方法论证了天然气成因及古油藏分布，结合构造演化史，将震旦系—寒武系气藏划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类聚集模式。结果：气藏特征：（1）高石梯—磨溪地区发育3套油气成藏组合；（2）高石梯—磨溪地区灯影组、龙王庙组气藏储层单层厚度小、累计厚度大，以低孔低渗为主、局部发育高孔渗段；（3）震旦系灯二段、灯四段、寒武系龙王庙组的气藏类型分别为具有底水的构造圈闭气藏、构造-地层复合型气藏和构造-岩性气藏；（4）天然气组成以烃类气体为主，天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据表明天然气主要为原油裂解型干气，甲烷含量为82.65%～97.35%，乙烷含量为 0.01%～0.29%；低氮（0.44%～6.13%）、低氦（0.01%～0.06%），中-低含硫化氢（0.62～61.11 g/m3）；（5）气藏压力系数由灯二段的1.07～1.10、灯四段的1.10～1.13过渡到龙王庙组的1.53～1.70，为常压-高压气藏，气藏压力系数的差异与天然气的扩散及盖层的保存有关；气藏中部温度介于137.5～163.28℃，为高温气藏。油气成藏要素及其匹配情况：（1）桐湾期大型古隆起及持续稳定演化，为特大型气田形成提供了最有利场所；（2）4套大面积分布的古老烃源岩，为大气田的形成提供了充足的气源；（3）3套孔洞型优质储层大面积叠置分布，为大气田形成提供了有效的储集空间；（4）大型古油藏或分散液态烃裂解，高石梯—磨溪震旦系—寒武系天然气主要为古油藏原油或分散液态烃裂解气；（5）3套区域分布的泥页岩或膏盐岩盖层的高强度封盖。总之，桐湾期大型继承性稳定古隆起、大面积分布的古老烃源岩、大面积孔洞型优质储层、大型古油藏裂解及良好保存条件的有机配置造就了大型天然气藏的规模富集油气运聚模式：根据古油藏裂解之前的古构造格局、沥青丰度及现今气藏的分布特点，将震旦系—寒武系气藏划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类聚集模式。结论：四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系天然气为原油裂解型干气，气藏类型包括构造气藏、构造-地层气藏和构造-岩性气藏3类。气藏温度137～163℃、气藏压力震旦系为常压，寒武系为高压。“五古”要素的有机配置形成天然气规模富集。可将震旦系—寒武系气藏划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类聚集模式。

来源出版物：石油学报, 2015, 36(1): 1-12

入选年份：2015

中国煤层气勘探开发战略接替区优选

邵龙义，侯海海，唐跃，等

摘要：目的：中国煤层气资源丰富，42个主要含气盆地（群）埋深2000 m以浅的煤层气地质资源量达36.81×1012m3，居世界第3位。但现阶段中国煤层气探明储量及产量的增长主要依靠沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘等几个煤层气产业基地。因此迫切需要寻找一批煤层气勘探开发战略接替区。西北低煤阶区、东北中低煤阶老工业区和西南中高煤阶构造复杂区作为我国重要的煤层气富集区，煤层气地质资源总量约15.9×1012m3，占全国煤层气总资源量的43%。随着近些年一批煤层气井在上述3个地区的实施，在煤层气的资源勘查技术、煤层气开发基础数据、煤层气富集条件及主控因素、煤层气地化特征及成因类型等方面都取得了新的研究成果和认识，笔者在承担国土资源部“全国煤层气成矿远景与选区研究”科研课题期间，有机会对全国煤层气资源勘探开发现状、不同赋煤区煤层气评价方法及赋存规律等进行了研究，并以上述3个地区为重点建立了煤层气勘探开发战略选区评价指标体系，进而提出了近期我国煤层气勘探开发战略接替区的方向和目标建议。方法：上述3个重要的煤层气富集区：（1）西北低煤阶区，指贺兰山—六盘山以西的我国西北赋煤区，包括塔里木含气盆地群、天山含气盆地群、准噶尔含气盆地群、吐哈含气盆地群、柴达木含气盆地群以及河西走廊含气盆地群等；（2）东北老工业区，指大兴安岭以东的地区，包括黑龙江、吉林和辽宁三省，以中低煤阶为主；（3）西南中高煤阶构造复杂区，位于龙门山断裂和金沙江—红河断裂带以东，包括我国云南、贵州、四川和重庆等地，煤层气含气盆地群则主要包括川渝含气盆地群、黔北含气盆地群、滇东黔西含气盆地群以及渡口（现攀枝花）楚雄含气盆地群等。基于对我国煤层气资源、生储、保存、开发基础等条件的研究成果，总结了影响中国煤层气勘探开发的8个普遍因素（资源丰度、煤层厚度、含气量、原始渗透率、埋藏深度、水文地质条件、煤系沉积环境和地形地貌）和4个关键因素（成因类型、稳定性、后期储层改造和煤体结构破坏程度）。对比分析结果表明：（1）中国西北低煤阶区、东北中低煤阶老工业区和西南中高煤阶构造复杂区，是我国继华北地区之后煤层气产业持续发展的重点区；（2）上述3个重点区的煤层气赋存主控因素分别是成因类型＋煤层稳定性、成因类型＋岩浆侵入对煤储层改造、煤层稳定性＋煤体结构破坏程度，并以此建立了中国煤层气勘探开发战略接替区的优选评价体系；（3）采用多层次模糊数学的方法对上述3个重点区的15个区块进行了评价，共优选出了8个有利接替区和7个较有利接替区，预测其煤层气地质资源量合计达到1.8×1012m3；（4）8个有利区分别为西北的准东煤田五彩湾—大井地区、吐哈煤田哈密—大南湖地区和陇东煤田，东北的依兰煤田、鹤岗煤田和珲春煤田，西南的川南煤田和水城煤田，它们是近期可以进行煤层气勘探和试验开发的目标区；（5）7个较有利接替区分别是三塘湖煤田条湖—马朗凹陷、库拜煤田、潮水煤田、鸡西煤田、黔西北煤田、圭山煤田和镇威煤田，可作为中远期煤层气勘探开发的优选目标的对象。

来源出版物：天然气工业, 2015, 35(3): 1-11

入选年份：2015