基于过程分析法的页岩原位含气性评价

李俊乾 ，卢双舫，李文镖，蔡建超

1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580

2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 昌平 102249

引言

中国具有丰富的页岩气资源。页岩气以其分布范围广、资源量大、稳产周期长等特点，成为中国当前非常规油气勘探开发的热点。页岩气主要成分为甲烷，其以储集于天然裂缝和基质孔-裂隙中的游离气以及吸附于有机质和黏土颗粒表面的吸附气为主，其中，吸附气可占20%～85%[1]，含少量溶解气[2-3]。近年来，中国页岩气产量迅速增长，在涪陵、威远、长宁、昭通、富顺—永川等南方海相五大页岩气区块取得显著成效[4-5]，2018 年，页岩气产量突破百亿方。虽然中国页岩气开发已步入产业化阶段，但与美国近7 600×108m3的年产量（2018 年）相比，仍有较大的差距和发展空间。与北美页岩气区相比，中国南方海相古生界页岩气藏成熟度高、埋藏较深，经历了复杂的构造热演化历史[6-7]，这种复杂的地质储层条件使得页岩气勘探、开采的技术难度大大提高，目前仍存在众多有待探索和解决的难题。特别是页岩原位含气性评价，包括总含气量、吸附气含量、游离气含量及吸附气含量与游离气的比例，一直以来受到科技工作者特别的关注和重视。页岩原位含气量常用于页岩气资源量的估算或作为生产模拟的输入参数，是影响页岩气资源开发经济潜力的关键储层参数之一[8]；吸附气和游离气的传输机制不同[9]，它们的含量将直接影响气体的产出过程。因此，确定总气体含量、吸附气和游离气含量及其比例对页岩气藏的高效开采至关重要。

直接法和间接法是两种最为常见的煤岩及页岩含气性评价方法。直接法是基于现场解析数据来估算总含气量，将总含气量分为3 部分：损失气、解吸气和残余气。其中，解吸气和残余气可通过解吸罐和磨球罐仪器准确测量；损失气量是在钻井取芯、提钻过程中及装入解吸罐之前逸散的气体含量[10]，这部分气体无法直接测得，因此，对损失气量的估算是决定直接法准确性的关键。近几十年来，国内外普遍使用基于岩芯现场解析的USBM（美国矿业局）直接法以及在此基础上改进的GRI（美国天然气研究院）直接法进行原位含气量恢复，包括中国的煤层气（GB/T 19559—2008）、页岩气（SY/T 6940—2013）含量评价的国家及行业标准中，目前仍在使用上述方法。理论上，直接法是用于恢复吸附气的损失，更适用于吸附气含量较高、埋藏较浅的煤层气储层，而对于游离气含量较高的页岩气储层或低阶煤储层，这种方法就失去了其效用。此外，直接法无法较好地区分游离气和吸附气[11]，不能恢复游离气含量。间接法是分别评价出不同赋存状态气体（吸附气、游离气和溶解气）含量的一类方法[12-13]。该方法的主要误差来源是对吸附气含量的估算[10]。

由于气体分压、储层原位条件的确定比较困难，且等温吸附方程计算值为理论最大吸附气量，因此，吸附气含量理论估算值与实际地质情况偏差较大，使得这一方法的应用效果大打折扣。为解决这一难题，笔者及所在团队近年来致力于该领域的研究，提出了两种有效的原位含气性评价方法，即过程分析法[10]和同位素分馏法[14]。其中，过程分析法原理上仍属于间接法范畴，但使用现场解析数据来标定、计算原位含气性参数，是一种全新的方法。

本文重点介绍该方法的基本原理，并以中国四川盆地涪陵页岩气田焦石坝区块JY182-6 井五峰组—龙马溪组海相页为例介绍其应用效果，最后分析了页岩物质组成、储层参数等对页岩原位含气性的控制作用。研究成果为页岩原位含气性评价提供了新思路。

1 基本原理

过程分析法将钻井取芯和现场解析全过程拆分为5 个阶段，根据钻井取芯参数、现场解析参数及储层参数确定每个阶段的起始时间节点，进而分析游离气和吸附气在不同阶段的逸散损失行为[图1，其中，t—时间，min；t1、t2、t3、t4—阶段I、阶段II、阶段III、阶段IV 经历时间，min；td—岩芯在井筒中经历的总时间，min；te—总经历时间，min；θ—倾斜角，（°）；p—储层压力，MPa；pg—泥浆重力产生的压力，MPa；pa—大气压力，MPa；pcd—甲烷的临界解吸压力，MPa；n—解析的游离气含量，mol；n0—原始游离气含量，mol；VL—兰氏体积，m3/t；pL—兰氏压力，MPa；pi—原始储层压力，MPa；R—气体普适常数，R=8.314 J（/K·mol）；T—温度，K；Z—气体压缩因子，无因次；Vf—游离气体的体积，cm3；Va—理论吸附气体含量，m3/t]。同时，该方法精确地确定了提芯过程中气体开始逸散的时间零点（time zero）和损失气体时间（loss gas time）这两个关键参数。

图1 钻井取芯和现场解析过程示意图Fig.1 Schematic diagram of drilling coring and field desorption process

1.1 阶段划分及数学描述

1.1.1 阶段I（0≤t

储层压力小于钻井泥浆重力产生的压力和大气压力之和，即p

式中：ρ—钻井泥浆密度，g/cm3；

g—重力加速度，g=9.81 m/s2；

v—平均提钻速度，km/min。

需要注意的是，如果阶段I 不存在，则t1=0。

1.1.2 阶段II（t1≤t

储层压力等于钻井泥浆重力和大气压力之和，即p=pg+pa；同时大于甲烷的临界解吸压力（pcd），即p>pcd。聚集在岩芯内孔隙-裂缝中的游离态气体可以用气体状态方程（PVT 方程）来描述，如图1b所示。在此阶段内，随着岩芯的不断抬升，储层压力逐渐降低，由于储层压力突破了岩芯周围的压力而使游离气体逸出并损失（逸散）。当储层压力降低至临界解吸压力时，阶段II 结束。可通过式（2）计算阶段II 经历的时间t2

为了在统一刻度下分析气体含量，将一定温度和压力条件下的游离气体浓度转换为标准条件下的游离气体浓度，基于气体状态方程可得

式中：Cf—过剩吸附量对应的游离气含量，m3/t；

Z0—标准状况下甲烷的气体压缩因子，Z0=0.997 6；

T0—标准状况下的温度，T0=273.15 K；

p0—标准状况下的压力，p0=0.101 325 MPa；

Sw—含水饱和度，%；

φ—岩芯孔隙度，%；

ρa—岩芯视密度，g/cm3。

式（3）中，气体压缩因子可表示为[15]

式中：pC—临界压力，MPa；

TC—临界温度，K。

岩芯在阶段II（t1≤t

式中：Zi—储层压力下的气体压缩因子，无因次；

Zcd—临界解吸压力下的气体压缩因子，无因次。

1.1.3 阶段III（t2≤t

该阶段储层压力等于钻井泥浆重力和大气压之和（即p=pg+pa），但小于甲烷的临界解吸压力，即p≤pcd。在此阶段，岩芯基质中的吸附气体开始解吸，并开始对气体逸散量有所贡献。游离气体仍由气体状态方程来描述。解吸附过程服从Langmuir等温吸附方程，并以过剩吸附的形式表示为[16-17]

式中：Ca—过剩吸附气含量，m3/t；

ρg—游离气密度，g/cm3；

ρabs—吸附气密度，g/cm3。

根据关系式ρg=pM/ZRT，式（6）可进一步转化为

式中：M—摩尔质量，g/mol。

理论上，在吸附平衡条件下气体压力一旦下降，气体将发生解吸。然而，在原位储层中气体解吸过程可能更为复杂。甲烷在煤储层中具有很强的吸附能力，通常饱和度较低，处于欠饱和状态[18]；而在页岩储层中甲烷吸附能力相对较弱，则处于过饱和状态，如图1c 所示。因此，假定在岩芯气体逸散过程中存在临界解吸压力，当储层压力大于临界解吸压力时，从岩芯中逸散的气体主要是游离气；当储层压力小于临界解吸压力时，气体开始解吸，对应的吸附量可用Langmuir 等温吸附方程计算，见式（6）。

解吸后的气体与游离气一起从基质孔隙流入裂缝系统并扩散出岩芯，如图1d。扩散过程服从Fick第一定律[19-20]

式中：C—基质单元内平均气体浓度，m3/g；

C(p)—平衡条件下基质边缘气体浓度，m3/g；

D—扩散系数，m2/min；

Fs—形态因子，m−2；

t—扩散时间，min。

基质与裂隙系统之间的气体交换率为[19]

式中：q—气体交换率，m3（/g·min）；

Fg—几何因子，无因次。

在阶段III 的每个平衡条件下，C（p）可表示为吸附气与游离气含量之和，且为气体压力的函数

初始时刻（t=t2）岩芯中的初始气体浓度为

1.1.4 阶段IV（t3≤t

该阶段为岩芯到达地面且尚未放入解吸罐中。岩芯中的气体开始逸散到大气中，直至岩芯放入解吸罐中为止。在阶段IV 的每个平衡条件下，浓度为

式中：Za—大气压条件下的气体压缩因子，无因次。

1.1.5 阶段V（t4≤t≤te）

该阶段是阶段IV 的延续，起始于现场密闭解析。平衡条件控制方程与式（12）相同。

1.2 原位含气性确定方法

为了确定总含气量、吸附气及游离气含量及其比例，需要提供的参数包括：钻井取芯和现场解析过程参数（θ，v，ρ，td，t4），储层特性参数（pi，T，Sw，φ，ρa，Fg），气体吸附参数（ρabs，VL，pL），气体扩散参数（D，Fs）和气体特性参数（pC，TC，M）。其中，将D与Fs的乘积作为一个整体，可以通过式（13）分析−ln(1−Qt/Q∞)与解吸时间t的关系直接获得，斜率即为DFs估算值（实例见图2）。

图2 基于解析数据的参数DFs 估算（S1 样品）Fig.2 Parameter estimation of DFs based on field desorption data（sample S1）

式中：

Qt—现场累积解析气量，m3/t；

Q∞—岩芯现场解析气体和残余气体的总和，m3/t。

在获得上述参数之后，通过拟合现场解析数据来确定临界解吸压力pcd，该参数对确定吸附气、游离气含量至关重要。过程分析法程序化流程见文献[10]。在本文中，pcd的优化范围是0 至原始储层压力，步长为0.01 MPa。当模拟结果与现场解析数据匹配性最好时，对应的pcd值为最优值。在获得pcd之后，可通过式（14）和式（15）分别计算过剩吸附气含量Ca和对应的游离气含量Cf

原位总含气量Ct等于吸附气含量和游离气含量之和

最终，可得绝对吸附气含量（原位吸附气含量）

原位游离气含量为

在获得吸附气、游离气含量之后，不难计算得到吸附气、游离气比例。

1.3 适用条件及误差分析

在使用过程分析法时，钻井取芯和现场解析过程应尽可能满足：钻井泥浆温度和岩芯提升速度近似恒定，溶解气含量可忽略，解析气体以甲烷成分为主，钻井液滤失对岩芯含水饱和度的影响很小，可忽略钻井液的毛细管压力。因此，研究中使用的钻井取芯样品需符合上述条件。第一个条件与钻孔和取芯的实际操作有关。

其他条件与页岩储层特性密切相关。在成熟度较高的海相页岩中吸附气和游离气占主导地位，溶解气可忽略[12]，而且页岩气成分以“干气”为主（即主要为甲烷）[21]。在取芯过程中，大多数情况下，储层压力等于钻井泥浆重力和大气压力之和，因此钻井液不易侵入岩芯对页岩气产生影响。综上，海相页岩原位含气性评价可使用该方法。

然而，实际取芯过程中，钻井泥浆温度并非完全恒定，并且也不完全等于现场解析水浴温度和储层温度。尤其是在阶段IV，岩芯暴露于空气时大气温度与钻井泥浆温度不同。

因此，该方法中使用的温度参数是潜在误差项。理想情况下，在整个过程中温度应保持恒定，但这在实践中是不现实的。通过误差分析发现温度轻微的变化对模拟结果的影响并不明显，对游离气含量的影响程度为−0.010 2 m3/（t·K）[10]。

2 实例应用

2.1 页岩样品基本信息

本文分析的28 个页岩岩芯样品分别取自四川盆地武隆向斜LY1 井[22]（样品S1）和涪陵页岩气田焦石坝区块JY182-6 井[23]（样品S2—S28），层位为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组。

重点研究的JY182-6 井页岩取芯深度段为3 356.33～3 508.58 m（图3），总有机碳（TOC）含量为0.74%～4.48%，平均含量为2.24%；无机矿物组分以黏土矿物（含量为17.8%～67.2%，平均含量为42.2%）和石英（含量为14.5%～63.4%，平均含量为37.0%）为主，含有碳酸盐矿物（平均含量为12.7%）和少量的长石（平均含量为4.8%）、黄铁矿（平均含量为3.2%）等；孔隙度为2.04%～4.38%，平均在3.18%，含水饱和度为35.06%～71.65%，平均在47.47%。

图3 JY182-6 井页岩基本特征Fig.3 Basic characteristic of shale in Well JY182-6

2.2 模拟结果分析

页岩气现场解析通常采用二阶解析的方法，一阶解析温度为钻井泥浆温度，二阶解析温度为储层温度，其中，一阶解析的数据可用于过程分析法[10]。

以S1 样品为例，采用过程分析法计算的气体解析量与现场解析结果基本一致（图4a），同时由累积解析气量确定了气体解析全过程（图4b）。

过程分析法模拟结果（图4b）可见，页岩岩芯从钻遇地层到装入解吸罐历时342.0 min。其中，井筒中提钻290.0 min，空气中暴露的时间为52.0 min。在取芯过程中，大约在25.8 min 时游离气体开始从岩芯逸散；279.0 min 左右，吸附气体开始解吸，随后参与游离气体的逸散。

图4 过程分析法模拟结果与解析数据对比（S1 样品）Fig.4 Comparison between simulation results of process analysis method and desorption data（sample S1）

岩芯样品的分析结果表明，岩芯中的游离气首先从岩芯中逸散，然后吸附气体与游离气体一起逸散。

根据式（16）～式（18）获得了原位含气性数据。S1 页岩样品总含气量为4.59 m3/t，其中，吸附气含量为1.27 m3/t、游离气含量为3.32 m3/t，吸附气体积占比较低，为27.66%。在提芯过程中，该样品损失气量较高，达到3.45 m3/t，可见岩芯到达地面之后，游离气已损失殆尽。

将过程分析法在焦石坝区块JY182-6 井进行推广应用，获得了该井页岩的原位总含气量、吸附气/游离气含量及其比例等数据，如表1 和图5所示。

表1 过程分析法与USBM 法分析结果Tab.1 Analysis results of process analysis method and USBM direct method

由表1 可以看出，过程分析法得到的页岩总含气量为2.42～5.72 m3/t，平均3.55 m3/t；吸附气含量为0.67～2.83 m3/t，平均1.53 m3/t；游离气含量为0.71～2.94 m3/t，平均2.03 m3/t；吸附气比例为22.79%～74.43%，平均42.31%。由图5 可以看出，JY182-6 井页岩吸附气比例主要分布在25.00%～75.00%。

图5 JY182-6 井页岩吸附气比例Fig.5 Gas adsorption ratio of shale in Well JY182-6

在纵向上，页岩总含气量、吸附/游离气量及其比例随深度增加而发生变化（图6），在五峰组顶部—龙马溪组底部附近页岩的总含气量、吸附/游离气含量均出现高值段，显示吸附气比例较高、游离气比例较低。过程分析法模拟结果与USBM 直接法结果对比分析见图7。

图6 JY182-6 井页岩含气性评价结果Fig.6 Evaluation results of gas-bearing characteristic of shale in Well JY182-6

图7 过程分析法与USBM 直接法结果对比Fig.7 Comparison of results between process analysis method and USBM direct method

由过程分析法与USBM 直接法所得的总含气量对比（图7a）可知，过程分析法页岩总含气量普遍高于USBM 直接法分析结果，是USBM 直接法的0.8～5.4 倍（平均2.0 倍）；两种方法确定的损失气含量之间没有明显相关性。两者之间的差值（即过程分析法与USBM 直接法结果之差）为−1.27～1.58 m3/t（平均0.39 m3/t），与吸附气比例呈现很好的负相关性（图7b）。

当吸附气比例等于约50%时，两种方法计算结果接近；当吸附气比例低于约50%时，USBM 直接法结果偏低，且随吸附气比例降低，偏低越大（即差值增加）；当吸附气比例高于约50%时，USBM 直接法结果偏高，且随吸附气比例增加，偏高越多（即差值减小）。

利用差值和吸附比例之间的关系有助于判断USBM 直接法结果的可靠性。

3 原位含气性影响因素分析

基于页岩原位含气性定量评价结果，分析了页岩TOC 含量、页岩中无机矿物成分、储层孔隙度、含水饱和度等参数对页岩含气性的影响。

3.1 TOC 含量

有机质是页岩生气的物质基础，也是页岩气（特别是吸附气）赋存的主要空间[24]。大量实验研究指出页岩有机质特征（TOC 含量，干酪根类型和成熟度）是影响页岩气（CH4）吸附能力的重要因素[25-29]，其中，TOC 含量起主导作用，CH4吸附能力与页岩TOC 含量呈正相关性。这是因为有机质具有多微孔性，且随有机碳含量增大，各种微孔隙类型增多、微孔隙度增大，可供天然气吸附的比表面也增大，越有利于吸附气赋存[28-29]。

对于单井150 余米厚的层段而言，页岩干酪根类型和成熟度变化不大，TOC 含量成为影响气体吸附的主要因素。JY182-6 井页岩吸附气含量及其比例与TOC 含量呈明显的正相关关系（图8a，图8b），而游离气含量与TOC 含量相关性不大（图8c），显示有机质含量是页岩吸附气含量及其比例的主控因素。随TOC 含量增加，页岩总含气量逐渐增大（图8d），说明有机质是页岩气富集的有利指标。

图8 页岩含气性与TOC 含量关系Fig.8 Relationship between gas-bearing characteristic of shale and TOC content

3.2 无机矿物

页岩中无机矿物成分影响了页岩孔隙微观结构，进而影响了页岩气的储集。

本次研究页岩的矿物成分主要为黏土矿物和石英。焦石坝地区在五峰期—龙马溪期处于深水陆棚环境，石英多为生物成因，TOC 含量与石英含量呈正相关关系（图9a），同时在该环境下，TOC 含量与黏土矿物含量呈负相关性（图9b）。这导致石英、黏土矿物含量对页岩含气性的影响其实是TOC 含量影响的间接反映。

图9 页岩TOC 含量与石英、黏土矿物含量关系Fig.9 Relationship of shale TOC content with quartz and clay mineral content

实际上石英矿物内孔隙发育较少[30-31]，且石英矿物吸附甲烷能力较弱[32]，因此，石英对页岩气储集能力的影响较小。

页岩中黏土矿物内部结构复杂，可以提供大量的内表面积[32]。由于黏土矿物具有极强的水敏性，在气、水共存条件下，黏土矿物更易于吸附水分子，降低吸附气含量。

图10 为黏土矿物含量与吸附气、游离气含量关系。统计结果显示，黏土矿物含量与吸附气含量呈负相关性（图10a）。

这是由于在原位含水条件下黏土矿物孔隙内表面吸附大量水分子，表面积对甲烷吸附能力的贡献不大；而且随黏土矿物含量增加，TOC 含量会降低（图9b），这综合导致了吸附气含量降低。但黏土矿物发育大量的板状孔隙[30]，可为游离气提供一定的储集空间。

因此，随黏土矿物含量增加，游离气含量有增加的趋势（图10b）。

图10 黏土矿物含量与吸附气、游离气含量关系Fig.10 Relationship of clay mineral content with adsorbed and free gas content

此外，统计分析了方解石、白云石、长石、黄铁矿等对页岩原位含气性的影响。

统计表明，页岩中吸附气含量与长石含量呈微弱正相关，与方解石、白云石含量关系不明显；游离气含量与长石、方解石和白云石含量关系均不明显。这说明长石、方解石、白云石等矿物对页岩原位含气性的影响较小。页岩中黄铁矿常指示强还原环境，即黄铁矿含量的增加指示有机质含量增加，因此，黄铁矿对含气性的影响主要是TOC 含量变化的结果。

3.3 孔隙度

页岩具有很强的非均质性，且发育大量的纳米孔隙。孔隙度是表征页岩孔隙发育特征的重要参数，随着页岩的孔隙度越大，其内储集气体能力越好。

此外，在孔隙度一定的情况下，页岩的孔径分布也会影响页岩气的赋存，微孔含量高的页岩具有相对较大的比表面积，更有利于吸附气赋存；较大的孔隙则更有利于游离气赋存。

页岩含气性与孔隙度关系曲线如图11 所示，可以看出，页岩中吸附气含量与孔隙度则没有明显相关性，而游离气含量与孔隙度呈现较好的正相关性；页岩总含气量与孔隙度呈正相关关系，页岩吸附气比例与孔隙度呈负相关。这说明本研究的页岩样品随孔隙度增大，页岩中供气体吸附的有效表面积并没有增多，而是增加了储集游离气的孔隙体积。因此，随孔隙度增加，页岩游离气含量增高，吸附气比例降低。

图11 页岩含气性与孔隙度关系Fig.11 Relationship between gas-bearing characteristic and porosity

3.4 含水饱和度

页岩气储层普遍含水，且具有超低含水饱和度特征。页岩中水分的存在对含气性主要有3 方面的影响：

（1）在孔隙表面上，可供气体分子“滞留”的有效吸附位被水分子占据，水分子增多，留给气体分子“滞留”的有效点位就会减少，从而降低气体吸附量。

（2）孔隙水堵塞部分小孔喉，减少了气体储集空间，间接导致吸附气含量降低。

（3）水分子占据一定的孔隙空间，直接减少游离气含量[33]。

因此，随含水饱和度增加，吸附气与游离气含量理论上会降低，但含水饱和度对吸附气、游离气含量的影响程度不同。当含水饱和度达到一定含量之后，对吸附气含量的影响逐渐趋于稳定[34]。

页岩含气性与含水饱和度关系曲线如图12 所示。研究表明，随着储层内含水饱和度的增加，游离气含量呈明显的下降趋势，而吸附气含量变化不明显（图12a，图12b），这可能是由于该井位含水饱和度整体较高（>35%），对吸附气的影响已经趋于稳定。

总体上，页岩总含气量与含水饱和度呈负相关（图12c）。

由于游离气含量急剧降低，间接导致吸附气比例随含水饱和度增加而表现出增加的趋势（图12d）。

4 结论

（1）过程分析法将钻井取芯及现场解析全过程拆分成5 个阶段，依次评价不同阶段气体（吸附气、游离气）逸散量。游离气的逸散符合气体状态方程；吸附气与游离气的耦合逸散可使用气体状态方程、Langmuir 等温吸附方程以及Fick 第一定律来综合描述。在获取一系列基础参数和现场解析数据之后，使用该方法可正演计算获得全过程气体解析量，同时可得到页岩原位总含气量、吸附气/游离气含量及其比例等数据。

（2）焦石坝区块JY182-6 井井页岩总含气量在2.42～5.72 m3/t，平均3.55 m3/t；吸附气含量为0.67～2.83 m3/t，平均1.53 m3/t；游离气含量为0.71～2.94 m3/t，平均2.03 m3/t；吸附气比例为22.79%～74.73%，平均42.31%。该方法分析的页岩总含气量普遍大于USBM 直接法结果，两者之间的差值（过程分析法与USBM 直接法结果之差）随吸附气比例的增加而逐渐减小。当吸附气比例为约50%时，两种方法结果接近。

（3）页岩吸附气含量主要受控于TOC 含量，随TOC 含量增加，吸附气含量及其比例呈线性增加；游离气含量受控于孔隙度和含水饱和度，随孔隙增大、含水饱和度减小，游离气含量逐渐增大；游离气含量受黏土矿物含量的影响，两者呈弱正相关性。