天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 6: 873 - 885

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.004

非常规天然气

渝西地区页岩储层微观孔隙结构对页岩气赋存影响

  • 李维 , 1 ,
  • 张海杰 1 ,
  • 罗彤彤 2 ,
  • 吴伟 3 ,
  • 蒋琳 4 ,
  • 钟铮 1 ,
  • 蒋裕强 5 ,
  • 付永红 , 5 ,
  • 蔡光银 5
展开
  • 1. 重庆页岩气勘探开发责任有限公司，重庆 401120
  • 2. 中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川 成都 610056
  • 3. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院，四川 成都 610046
  • 4. 中国石油集团东方地球物理勘探有限公司新兴物探开发处，河北 涿州 072750
  • 5. 西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500
付永红（1990-），男，四川宜宾人，助理研究员，博士，主要从事非常规油气地质学研究. E-mail： .

李维（1983-），男，四川德阳人，高级工程师，硕士，主要从事天然气开发研究与管理工作. E-mail：.

收稿日期: 2021-08-19

  修回日期: 2021-12-03

  网络出版日期: 2022-06-28

收起

Influence of micro pore structure of shale reservoir on shale gas occurrence in western Chongqing

  • Wei LI , 1 ,
  • Haijie ZHANG 1 ,
  • Tongtong LUO 2 ,
  • Wei WU 3 ,
  • Lin JIANG 4 ,
  • Zheng ZHONG 1 ,
  • Yuqiang JIANG 5 ,
  • Yonghong FU , 5 ,
  • Guangyin CAI 5
Expand
  • 1. Chongqing Shale Gas Exploration and Development Company Limited，Chongqing 401120，China
  • 2. CCDC Geological Exploration & Development Research Institute，Chengdu 610056，China
  • 3. Shale Gas Research Institute，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610046，China
  • 4. BGP INC. ，China National Petroleum Corporation，Zhuozhou 072750，China
  • 5. School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China

Received date: 2021-08-19

  Revised date: 2021-12-03

  Online published: 2022-06-28

Supported by

The CNPC-Southwest Petroleum University Innovation Consortium Project(2020CX020104)

Fold

本文亮点

页岩储层特殊的矿物组分和复杂的孔隙结构，使页岩气在孔—缝系统中的赋存机制多样。深入认识页岩气在微观孔—缝系统中的赋存状态，有助于揭示页岩气赋存机制，丰富页岩气富集理论，优化页岩气开发工艺。围绕渝西地区龙一1亚段页岩储层微观孔隙结构及页岩气赋存机制，开展氩离子抛光扫描电镜、核磁共振、核磁冻融及柱塞样页岩样品不同含水（油）状态下的甲烷吸附核磁共振实验，分析微观孔隙结构特征及其对页岩气赋存的影响。结论认为：渝西地区吸附气主要受控于小于5 nm的油润湿孔隙，转化比约为45.81%；游离气主要受控于孔径大于110 nm的孔隙与微裂缝，转化比约为89.60%；5~110 nm有机孔和无机孔为吸附气与游离气的重要赋存空间，能够实现吸附气与游离气的有效转化，转化比约为78.81%，是开采过程中维持地层能量的主要来源。5~110 nm有机孔更发育的页岩气井，虽然初期产量不高，但稳产期较长，相同时间内的累积产量更高，有效地阐释了渝西地区页岩气井间的产量差异原因。

本文引用格式

李维 , 张海杰 , 罗彤彤 , 吴伟 , 蒋琳 , 钟铮 , 蒋裕强 , 付永红 , 蔡光银 . 渝西地区页岩储层微观孔隙结构对页岩气赋存影响[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(6) : 873 -885 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.004

Highlights

The special mineral composition and complex pore structure of shale reservoir make the occurrence mechanism of shale gas in pore fracture system diverse. An in-depth understanding of the occurrence state of shale gas in the micro pore fracture system is helpful to reveal the occurrence mechanism of shale gas， enrich the enrichment theory of shale gas and optimize the development process of shale gas. Focusing on the micro pore structure and shale gas storage mechanism of L1 1 sublayer shale reservoir in western Chongqing， this paper carried out argon ion polishing scanning electron microscope， nuclear magnetic resonance， nuclear magnetic freeze-thaw and methane adsorption nuclear magnetic resonance experiments of plunger like shale samples under different water （oil） states， focusing on the characteristics of micro pore structure and its influence on shale gas storage. It is concluded that the adsorbed gas is mainly controlled by oil wetted pores less than 5 nm， and the analytical ratio is about 45.81%； Free gas is mainly controlled by pores and microcracks with pore diameter greater than 110 nm， and the analytical ratio is about 89.60%； 5-110 nm organic pores and inorganic pores are important storage spaces for adsorbed gas and free gas， which can realize the effective transformation of adsorbed gas and free gas， and the resolution ratio is about 78.81%. They are the main source of formation energy during mining. For shale gas wells with more developed organic pores at 5-110 nm， the initial production is not high， but it is longer than stable production， and the cumulative production in the same time is higher， which effectively explains the reasons for the production difference between shale gas wells.

0 引言

甲烷在页岩储层中主要以游离态和吸附态储集于孔—缝系统中，部分以溶解态形式存在，含量通常小于1%［1-3］。进行页岩气赋存状态研究是页岩气富集机理认识与科学开发评价的关键，明确页岩气在储层中的赋存状态和影响因素，有助于认识页岩储层流体的赋存机制与分布，揭示页岩气在孔—缝系统中的滞留与运移，阐释宏观天然气的富集规律，进而指导页岩气勘探与开发。
页岩气储层孔—缝系统复杂，孔隙类型多样，渗透率极低，吸附态与游离态页岩气在地质富集与进行工程开发过程中必然存在相互转化的现象［4-5］。前人通过“体积法”和“重量法”甲烷等温吸附实验对页岩吸附气含量及其影响因素开展了大量的研究，认为吸附气受储层岩石物理性质影响较大，包含有机质类型、TOC含量、矿物组成与类型、含水饱和度等［6-11］。除此之外，姚艳斌等［12-13］采用含气页岩核磁共振分析技术，将甲烷在页岩岩心中的赋存形式划分为吸附态、孔束缚态和游离态3种状态，并进行了定量计算，然而其游离气部分并没有去除样品室空腔部分的甲烷信号。现阶段页岩等温吸附实验或核磁共振实验的样品均为粉末样，主要分析页岩储层孔隙吸附能力和吸附气量。页岩岩心破碎过程中，孔径较大的孔隙和微裂缝遭受破坏［14-15］，使粉末样的甲烷等温吸附实验对游离气的评价受到限制，从而影响页岩储层总含气性的准确评价。由于页岩储层孔隙类型多样，孔隙大小跨度大［4］，不同类型和不同大小孔隙内页岩气赋存状态必然存在差异。学者们［3，16-17］将等温吸附实验结果与孔隙结构表征相结合，已认识到微孔隙发育程度越高，页岩吸附能力越强，而孔径增大导致吸附能力减小。综上所述，前人研究虽然针对吸附气量、吸附能力及其影响因素开展了大量研究，但仍然未厘清吸附气和游离气主要储集孔隙类型和孔隙大小等问题。
因此，本文以渝西地区龙马溪组产气层段页岩为研究对象，开展氩离子抛光场发射扫描电镜、核磁共振、核磁冻融及柱塞样页岩样品不同含水（油）状态下的甲烷吸附核磁共振实验，着重研究页岩储层孔隙结构对页岩气赋存状态的影响，以期认识页岩气的动态富集与解吸过程，指导页岩气的勘探与开发。

1 地质背景

晚奥陶世，地层抬升使黔中隆起逐渐出露，四川盆地所在的上扬子区块克拉通盆地的范围也随之缩小，使早—中奥陶世处于由广海海域沿水下隆起包围而形成的局限海域，形成大面积低水动力条件、贫氧的还原沉积环境［18-19］。在奥陶纪末期—志留纪早期，发生大规模海侵，沉积了一套黑色含放射虫层的富笔石硅质页岩，是现阶段页岩气勘探开发的主力产气层段（龙一1亚段）［20-21］。渝西地区位于四川盆地东南部，包含大足、铜梁、璧山及荣昌等地区，页岩气勘探开发主体为大足—璧山地区。大足区块西为西山构造，东为西温泉、沥鼻峡构造，南接东山构造，西山构造相对较陡，沥鼻峡、西温泉构造狭窄，蒲吕场向斜地层平缓，呈不规则的双椭圆形。受挤压作用影响，研究区呈两隆夹一凹的构造格局（图1）。
图1 研究区区域构造特征及岩性柱状图

Fig.1 Regional structural characteristics and lithologic histogram of the study area

2 样品来源与实验方法

2.1　样品信息

样品取自研究区Z202井、Z203井和Z206井龙一1亚段黑色富有机质页岩。所选样品TOC含量、矿物组分、孔隙度等储层基本参数均已提前测量，结果详见表1。结果显示，研究区页岩储层TOC含量均大于3%，矿物组成以石英为主，含量均大于50%，孔隙度为3%~6%，平均值为4.27%，表明该层段页岩具有良好的勘探开发前景。
表1 实验样品储层基本参数信息统计

Table 1 Statistics of basic reservoir parameters of experimental samples

样号 深度/m TOC/% 孔隙度/% 矿物组分含量/%
黏土矿物 石英 长石 方解石 白云石 黄铁矿
Z203-1 4 104.57 6.14 5.71 9.58 66.74 7.39 10.15 4.13 2.01
Z203-2 4 088.45 3.11 3.62 20.68 57.44 9.5 7.65 3.21 1.52
Z202-1 3 880.68 3.52 3.03 30.18 50.64 9.73 6.23 1.8 1.42
Z206-1 4 266.28 4.27 4.72 16.73 64.03 7.82 7.55 2.08 1.79

2.2　实验方法与流程

本文研究实验主要包括氩离子抛光场发射扫描电镜（SEM）、核磁冻融（NMRC）、饱和盐水（20 000×10-6的氯化钾溶液）核磁共振及不同含水（油）条件下的甲烷吸附核磁共振实验。SEM与NMRC实验具体步骤与流程参见文献［22-23］。柱塞样饱和盐水的饱和压力为25 MPa，饱和后静置1 d，使样品内部孔隙水失去饱和压力后均匀分布，再测试核磁T 2谱，以获取较为全面的孔隙信息。
学者们针对页岩含气能力开展了大量的研究，主要采用粉末样甲烷等温吸附来分析吸附载体、储集空间、环境因素对甲烷吸附的影响［3，6，16-17］，缺乏通过实验直接获得游离气含量的研究。为进一步明确吸附气和游离气赋存的孔隙类型、孔隙大小，此次研究开展柱塞样（直径×高：25.5 mm×30 mm）干燥状态、不同含水饱和度（30%和60%）、不同含油（正十二烷）饱和度（30%和60%）甲烷吸附/解吸核磁T 2谱测试，有效地将柱塞样与样品室环空体积扣除，分别实现柱塞样内吸附气和游离气的核磁信号监测，具体实验流程见图2。每条甲烷吸附核磁T 2谱测试均需保证为在一定压力条件（2~14 MPa）下吸附平衡后的测试结果。吸附平衡判别标准为甲烷吸附18 h后，每隔1 h测试一次核磁T 2谱，连续3条核磁T 2谱保持不变，即为吸附平衡。其中不同含水（油）饱和度的获取方式为：先将岩心干燥，称取干燥状态质量；再饱和，称取饱和状态质量；随后干燥，冷却后进行页岩柱塞样渗吸，渗吸质量为饱和进岩心流体质量的30%和60%。若渗吸量超过预计质量，则采用干燥的方式处理。
图2 柱塞样页岩岩心甲烷吸附实验流程

注：干燥柱塞样1和干燥柱塞样2为同一深度的平行样，可视为储层性质相似的样品

Fig.2 Flow chart of methane adsorption experiment of plug shale sample

核磁共振的具体参数为：回波间隔（TE）设定为0.06 ms，回波个数（NECH）设定为12 000个，累加采样次数（NS）设定为128次，等待时间（TW）设置为3 000 ms。NMRC实验的温度设置为-26~-0.1 ℃，设置的温度点共28个点，在-26~-3 ℃之间的温度间隔为1 ℃，在-3~-1 ℃之间的温度间隔为0.5 ℃，在-1~-0.1 ℃之间的温度间隔为0.1 ℃。每个测试点的温度应稳定30 min以上。最终通过测量页岩孔隙中所有冰融化后的核磁共振信号强度，得到了页岩岩心的孔径分布。

3 结果分析与讨论

3.1　微观孔隙结构

页岩储层矿物组成复杂，孔隙类型多样，不同孔隙类型对页岩气赋存状态存在不同程度的影响［16-17］，明确页岩储层微观孔—缝系统特征对认识页岩气赋存机制具有重要意义。通过SEM观察发现，Z202井有机孔孔径细小，无机孔以粒内溶蚀孔为主［图3（a），图3（b）］；Z203井有机孔为圆孔状，孔径大于100 nm，无机孔多为粒缘溶蚀孔［图3（d），图3（e）］；Z206井有机孔出现了一定程度的变形，孔径相对较小，无机孔主要为粒内溶蚀孔［图3（g），图3（h）］。值得注意的是，Z202井和Z206井微裂缝主要与有机质相接触［图3（c），图3（i）］，使有机质内部的天然气出现不同程度的运移，导致有机质孔隙变小或变形［图3（a），图3（g）］；Z203井微裂缝与有机质不相连［图3（f）］，有机孔保存较好［图3（d）］。
图3 研究区龙一1亚段页岩储层微观孔—缝系统SEM 照片

（a）Z202井，3 880.68 m，龙一1亚段，有机孔细小；（b）Z202井，3 880.68 m，龙一1亚段，粒内溶蚀孔；（c）Z202井，3 880.68 m，龙一1 1小层，与有机质相连的微裂缝；（d）Z203井，4 104.57 m，龙一1亚段，圆孔状有机孔；（e）Z203井，4 104.57 m，龙一1亚段，粒内孔与粒间孔均发育；（f）Z203井，4 104.57 m，龙一1亚段，颗粒边缘微裂缝；（g）Z206井，4 266.28 m，龙一1亚段，有机孔出现一定程度变形；（h）Z206井，4 266.28 m，龙一1亚段，粒内溶蚀孔；（i）Z206井，4 266.28 m，龙一1亚段，与有机质相连的微裂缝

Fig.3 SEM photos of pore-fracture system of shale reservoir in Long11 sub-member in the study area

除孔隙类型外，孔隙大小对页岩气的赋存状态也存在较大影响。此次研究采用核磁共振（NMR）和核磁冻融（NMRC）实现页岩气储层孔隙大小及孔隙系统分级表征。虽然IUPAC将页岩储层孔隙划分为小于2 nm（微孔）、2~50 nm（介孔）和大于50 nm（宏孔），但该分类方案不能体现孔隙大小与页岩气赋存状态之间的关联［24］。通过SEM观察表明，研究区内页岩孔隙类型多样且孔隙大小的尺度跨越较大（图3）。而分形技术通过自相似的特点，可将大小相似的孔隙进行聚类。因此，针对研究区核磁T 2谱进行分形处理，实现孔隙系统分级，为孔隙大小与吸附气量、游离气量之间的关系提供基础数据。核磁共振分形理论数学模型如下：
S v = r 3 - D - r m i n 3 - D 2 a
式中：S v为孔径小于r的累积孔隙体积分数；r为孔隙半径，nm；D 为孔隙分形维数；a为与孔隙形状有关的常数。
P c = C 1 T 2
式中：P c为毛管压力，MPa；C为转换系数。
P c , m i n = C 1 T 2 , m a x
将式（2）和式（3）带入式（1）可得：
S v = T 2 , m a x T 2 D - 3
两边取对数：
L g   S v = 3 - D L g   T 2 + ( D - 3 ) L g   T 2 , m a x
通过式（5）对核磁T 2时间和核磁信号进行分形处理后，将研究区页岩储层孔隙系统按不同的斜率（分形维数）划分为4个区间［图4（a）］。由于核磁T 2时间与孔隙大小存在一一对应的正相关关系，核磁T 2时间越大，孔径越大，故将这4个区间内的孔隙分别命名为小孔、中孔、大孔及微裂缝。由于大孔和微裂缝的发育程度相对低于小孔和中孔［图4（b）］，故将大孔与微裂缝看成一个整体。需注意的是，该分类与IUPAC分类存在一定的差别，尤其是在微孔部分存在显著的差异。将图4（a）中Lg T 2还原为T 2时间，便可实现孔隙的有效划分［图4（b）］。
图4 核磁T 2谱分形特征与孔隙分级示意

Fig.4 Fractal characteristics of nuclear magnetic T 2 spectrum and pore classification

核磁T 2时间与孔径之间的关系仍是目前研究的难点，不同学者对核磁T 2时间与孔径之间的转换采用的方法也不尽相同，如伪毛细管法、氮气吸附拟合、离心获取截止值方法等［24-26］。以上方法均是基于2次不同原理的实验先进行测试再进行拟合，故此次研究选取实验原理相同的核磁冻融与核磁T 2谱建立转换关系，以减少其他实验原理差异或模型差异带来的误差。核磁冻融孔径分布与核磁T 2时间之间的转换主要采用CHEN等［26］累积孔隙体积与核磁T 2时间反向累积的拟合方法，拟合结果见图5，拟合出相应的转换系数C值。通过每个样品拟合的C值，计算出小孔、中孔、大孔及微裂缝分别对应的孔径区间为小于5 nm、5~110 nm和大于110 nm。
图5 核磁T 2谱与核磁冻融孔径拟合示意

Fig.5 Diagram of fitting nuclear magnetic T 2 spectrum with NMRC

3.2　柱塞样页岩甲烷吸附核磁T 2谱特征

柱塞样页岩进行甲烷吸附核磁T 2谱测试前，需要对注入甲烷量与核磁信号强度之间的关系进行标定，以定量计算页岩柱塞样内游离和吸附甲烷的含量。首先，测试在不同压力条件下样品杯充满甲烷的核磁T 2谱，并建立压力与样品杯中游离甲烷核磁信号量相关关系（图6）。建立上述关系后，可采用核磁T 2谱的信号强度与压力之间的关系识别吸附气和游离气。同时，由于柱塞样为规则样品，可以快速、便捷地得到柱塞样的外观体积。通过样品杯体积减去岩心体积，获取岩心与样品杯之间环空的体积，便可在实验结果中扣除环空内的核磁信号响应，以获取岩心内部的吸附气和游离气核磁响应特征。
图6 样品罐不同压力条件下饱和甲烷气体核磁T 2谱与核磁信号强度关系

Fig.6 Relationship between nuclear magnetic T 2 spectrum and nuclear magnetic signal intensity of saturated methane gas under different pressure conditions in sample tank

本文甲烷吸附核磁共振实验测试了6个压力点（2~14 MPa）的核磁T 2谱，每条核磁T 2谱均扣除环空中的游离甲烷信号，有效反映出岩心内部甲烷的核磁响应特征。每个页岩样品在不同压力条件下甲烷吸附核磁T 2谱表现为明显的3峰特征（图7）。为研究方便，将T 2谱中从左向右的3个峰依次定义为第一峰、第二峰和第三峰［图7（c）］。利用核磁信号强度与甲烷质量之间的定标数学公式计算出每一个核磁T 2谱峰的甲烷质量。依据甲烷质量与压力之间的相关关系差异，厘定甲烷在岩心中的赋存状态。
图7 干燥状态页岩岩心样品不同压力条件下甲烷吸附核磁T 2谱

Fig.7 NMR T 2 spectrum of methane adsorption of dry shale core samples under different pressure conditions

图8显示，第一峰和第二峰饱和甲烷质量与压力的关系为对数关系，表明第一峰和第二峰的核磁T 2谱为孔隙内部吸附气核磁响应特征，原因在于Langmuir等温吸附方程为对数关系［27］。第三峰饱和甲烷质量与压力的关系表现为直线关系，表明第三峰核磁T 2谱为岩心内部游离气核磁响应特征，原因在于固定空间内游离气的多少主要与压缩因子和压力相关。值得注意的是，第一峰甲烷质量与压力之间的相关系数较第二峰高，这就说明第一峰内的甲烷主要以吸附状态赋存，而第二峰中除了吸附状态甲烷外，还存在部分游离甲烷气。由此可知，第一峰甲烷气以吸附态为主，第二峰甲烷气为吸附气与游离气并存，第三峰甲烷气以游离态为主。
图8 甲烷吸附核磁T 2谱各峰吸附甲烷质量与压力关系

Fig.8 Relationship between adsorbed methane mass and pressure at each peak of methane adsorption NMR T 2 spectrum

3.3　微观孔隙结构对页岩气赋存状态的影响

3.3.1　孔隙大小对页岩气赋存的影响

一般而言，页岩储层中孔隙发育程度越高，其含气性越高［20］。除此之外，页岩储层中孔隙类型多样，不同的孔隙类型具有不同的形态和大小，使得页岩储层整体表现为吸附气、游离气共存，吸附、导流和扩散机理较为复杂，影响页岩气储层的后期开发［28］。因此，认识页岩储层不同大小孔隙内页岩气的赋存状态，有助于页岩气井的产能评估。
为更好地分析孔隙大小与饱和吸附气量、游离气量之间的关系，将小孔、中孔、大孔及微裂缝的绝对孔隙度大小与甲烷核磁T 2谱峰面积之间进行相关分析。由于柱塞样甲烷实验时间周期长，此次研究仅选取4个样品进行实验分析。图9显示，小孔孔隙度与干燥状态下甲烷吸附T 2谱第一峰面积表现出较好正相关关系，且相关系数达0.95，说明第一峰核磁信号主要来源于小孔隙中的吸附甲烷；同理，第二峰核磁信号为中孔内吸附甲烷和游离甲烷共同的核磁响应，第三峰为大孔与微裂缝内的游离甲烷核磁响应。孔径越小，孔隙比表面积增大，孔隙对甲烷的吸附能力增强，使小孔内的吸附气占比增加［29］。
图9 分形后各类孔隙的孔隙度与甲烷吸附核磁T 2谱各峰核磁信号强度的关系

Fig.9 Relationship between porosity of various pores after fractal and NMR signal intensity of each peak of methane adsorption NMR T 2 spectrum

同时，甲烷吸附还与吸附载体相关，在不同孔隙类型的孔表面具有不同的吸附载体，通常情况下有机质表面吸附能力大于无机矿物［17］。Z202井有机孔较细小，甲烷吸附核磁T 2谱峰的第一峰较高；Z203井有机孔孔径较大，甲烷吸附核磁T 2谱峰的第一峰与第二峰相当，或低于第二峰；Z206井微裂缝发育，有机孔变形或消亡，使得第二峰高于第一峰（图7）。因此，小于5 nm的孔隙主要储集吸附态的天然气；5~110 nm的孔隙内吸附气和游离气并存；大于110 nm孔隙内主要储集游离气。

3.3.2　不同润湿性孔隙对页岩气赋存的影响

通常认为，水主要分布在页岩储层中亲水的无机孔内，而有机孔中几乎不含水，基本可以忽略不计［30-32］，因此整体上看孔隙润湿性表现为有机孔更亲油，无机孔更亲水。近年来，通过实验与分子模拟研究发现有机质表面发育有极性含氧官能团，通过氢键与水相结合而形成水簇［33-34］，且随着水簇的不断增长，在孔隙内发生毛细凝聚现象，进而充填整个孔隙［35］，使页岩有机质表现为弱亲水性，并且亲水相能够进入部分有机孔［36］。在页岩储层中的微裂缝发育位置可分为2类：一类与有机质相关；一类与无机矿物相关。
与有机质相关的微裂缝极有可能是有机质裂解收缩，生烃增压后形成［37］，使有机质和矿物边缘更亲油；而与无机矿物相关的微裂缝通常与成岩作用相关［38］，润湿性偏向于亲水。通常微裂缝缝宽较大，水与油均可通过毛管压力渗吸进入。为更好地实现各峰孔隙的润湿性差异，采用不同含油饱和度和含水饱和度与甲烷核磁T 2谱进行对比分析。此次研究以Z202-1井为例，单独将第一峰（小孔）、第二峰（中孔）和第三峰（大孔+微裂缝）绘制甲烷吸附核磁T 2谱（图10—图12）。
图10 Z202-1岩心不同含油/含水饱和度甲烷吸附第一峰（小孔）核磁共振T 2谱

Fig.10 NMR T 2 spectrum of the first peak （small pore） of methane adsorption in core Z202-1 with different oil/water saturation

图11 Z202-1岩心不同含油/含水饱和度甲烷吸附第二峰（中孔）核磁共振T 2谱

Fig.11 NMR T 2 spectrum of the second peak （mesopore） of methane adsorption in core Z202-1 with different oil/water saturation

图12 Z202-1岩心不同含油/含水饱和度甲烷吸附第三峰（大孔+微裂缝）核磁共振T 2谱

Fig.12 NMR T 2 spectrum of the third peak （macropore + microfracture） of methane adsorption in core Z202-1 with different oil/water saturation

干燥状态下小孔甲烷吸附核磁T 2谱主要在2~20 ms区间内表现为较强的核磁信号强度，饱和压力为14.15 MPa时的峰顶点为220.54 a.u.。与干燥状态甲烷吸附核磁T 2谱对比，随着含油饱和度和含水饱和度降低，小孔甲烷吸附核磁T 2谱峰面积均增加（图10）。当含水饱和度从60%降至30%后，甲烷吸附核磁T 2谱峰面积增加量的百分比为55.56%；当含油饱和度从60%降至30%后，甲烷吸附核磁T 2谱峰面积增加量的百分比为115.15%，约为含水饱和度从60%降至30%甲烷吸附核磁T 2谱峰面积增加量的2倍。同时，60%含水饱和度状态的小孔甲烷吸附核磁T 2谱较60%含油饱和度状态的小孔甲烷吸附核磁T 2谱的峰顶点和峰面积大，说明当含油饱和度较高时，更多的油进入了油润湿的有机孔，占据有机孔的孔隙空间而无法有效实现甲烷吸附，而更多的水进入了水润湿的孔隙空间，有机孔仍具有一定的吸附能力。由此可见，小孔隙吸附气主要受油润湿孔隙控制，同时受孔径较小、水润湿的黏土孔隙影响。
与干燥状态甲烷吸附核磁T 2谱对比，随着含油饱和度和含水饱和度降低，中孔甲烷吸附核磁T 2谱峰面积均增加（图11）。含油饱和度从60%降至30%后，甲烷吸附核磁T 2谱峰面积增加量为原峰面积的57.61%；含水饱和度从60%降至30%后，甲烷吸附核磁T 2谱峰面积增加量为原峰面积的69.84%。通过增加量的数据统计表明，中孔孔隙内含油或含水均造成中孔甲烷吸附核磁T 2谱峰面积的下降，表明中孔的含气特征由油润湿孔隙和水润湿孔隙共同控制。
同理，与干燥状态甲烷吸附核磁T 2谱对比，随着含油饱和度和含水饱和度降低，含油样品大孔+微裂缝饱和甲烷核磁T 2谱面积增加量与含水样品相比明显较少（图12）。含油饱和度从60%降低至30%，核磁信号强度增加百分比为101.92%；含水饱和度从60%降低至30%，核磁信号强度增加百分比为151.41%。由此说明，大孔及微裂缝中含气特征主要由无机孔和微裂缝控制。虽然微裂缝表面材料存在差异，但较大缝宽使油与水均能渗吸进入微裂缝，影响游离甲烷的赋存空间，也影响材料表面的吸附性。由于微裂缝体积较少，差异并不能很好的表现出来。

4 页岩储层微观孔隙结构与页岩气赋存对勘探开发的启示

页岩气储层含气量是进行储层评价的关键参数之一。孔隙内吸附气与游离气含量将直接影响页岩气的单井产能［21］，尤其是各部分孔隙中吸附气与游离气的相互转化。天然气的解吸是页岩气井排采过程中维持地层能量稳定的重要来源，是实现页岩气井的顺利排采和稳产的基础［20］。因此，分析页岩气储层含气特征及孔隙内部吸附气与游离气之间的相互转化，对指导页岩气的有效开采、提高单井产量都具有重要意义。
通过研究表明，5 nm以内的油润湿有机孔和黏土孔隙内主要为吸附气；5~110 nm的有机孔隙和无机孔隙赋存着吸附气和游离气；大于110 nm的大孔隙和微裂缝内主要为游离气。但在压力降低的条件下这些孔隙内的甲烷能不能逸散出岩心？能逸散出多少？这些问题直接与页岩气的开采和产能相关。针对以上问题，开展了岩心干燥状态下的甲烷吸附后解吸的核磁T 2谱测量，可有效认识各类孔隙游离气逃逸出岩心的量以及吸附气向游离气的转化效果。以Z203-1岩心为例，分析岩心饱和甲烷解吸的核磁T 2谱变化规律。
随着饱和压力的降低，饱和核磁T 2谱峰面积逐渐减小，核磁T 2时间减小，谱峰整体出现左移的特征（图13）。可见甲烷逃逸出孔隙主要先由大孔隙开始，但不同大小的孔隙能够逃逸出岩心的比值存在差异，第一峰的吸附气向游离气转化比（以下简称转化比）平均约为45.81%；第二峰的转化比平均约为78.81%；第三峰的转化比平均约为89.60%。造成这种转化比差异的原因在于不同孔隙大小或孔隙类型内的天然气赋存状态存在差异。
图13 饱和甲烷后解吸核磁T 2谱与核磁解吸率对比

Fig.13 Comparison of T 2 spectrum and NMR desorption rate after saturated methane

综上所述，吸附气主要受控于小于5 nm的油润湿孔隙，转化比平均约为45.81%，该部分的天然气开采相对困难。游离气主要受控于大孔径无机孔与微裂缝，可采出比平均约为89.60%，开采难度相对较易，但总量不多。5~110 nm有机孔隙和无机孔能够实现吸附气与游离气的有效转化，转化比平均约为78.81%，是开采过程中维持地层能量的主要来源。
渝西地区Z202井和Z203井经过压裂施工后，具有相似的SRV，表明这2口井的压裂效果相当［39］。但这2口井的微观孔隙结构存在较大差异。Z202井的有机孔孔径较小（小于5 nm），微裂缝主要与有机质相连［图3（a），图3（c）］，页岩储层内的天然气主要以微裂缝中游离态和小有机孔内的吸附态形式存在。Z203井有机孔（5~110 nm）和微裂缝发育［图3（d），图3（f）］，天然气主要以吸附态和游离态赋存于有机孔和微裂缝中，且有机孔内的吸附气能大量向游离气转化。这就造成了Z202井初期产量高（测试产量为45.67×104 m3/d），后期递减快的特点，经过20个月生产，累积产量为2 358×104 m3；Z203井有机质孔隙内的页岩气可通过微裂缝持续解析，支撑地层能量稳定，初期产量不高（测试产量为21.3×104 m3/d ），但较稳产，经过20个月生产，累积产量为17 135×104 m3。

5 结论

（1）渝西地区井间页岩储层微观孔隙结构存在较大差异。微裂缝与有机质相连，有机质内部的孔隙出现变形或变小；微裂缝与有机质不相连，有机质内的孔隙保存较好，有利于页岩气的储集。
（2）依据核磁T 2谱分形技术和核磁冻融，将页岩气储层孔隙划分为小孔、中孔、大孔+微裂缝3类，对应的孔径范围分别为小于5 nm、5~110 nm和大于110 nm。小于5 nm的油润湿孔隙中主要以吸附气为主；5~110 nm的有机孔和无机孔内，游离气和吸附气并存；大于110 nm的大孔和微裂缝内以游离气为主。
（3）小于5 nm的孔隙内吸附气向游离气转化比较低，约为45.81%；大于110 nm的大孔隙与微裂缝转化比约为89.60%，但绝对含量较少；5~110 nm的孔隙是页岩气主要的赋存空间，能够实现吸附气与游离气的有效转化，转化比约为78.81%，是开采过程中维持地层能量的主要来源。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
陈更生，董大忠，王世谦，等.页岩气藏形成机理与富集规律初探［J］.天然气工业，2009，29（5）：17-21.

CHEN G S， DONG D Z， WANG S Q， et al. A preliminary study on accumulation mechanism and enrichment pattern of shale gas［J］. Natural Gas Industry，2009，29（5）：17-21.

2
JARVIE D M， HILL R J， RUBLE T E， et al. Unconventional shale-gas systems： The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment［J］. AAPG Bulletin，2007，91（4）：475-499.

3
WANG Y， ZHU Y M， LIU S M， et al. Methane adsorption measurements and modeling for organic-rich marine shale samples［J］. Fuel，2016，172：301-309.

4
ROSS D J K， BUSTIN R M. Impact of mass balance calculations on adsorption capacities in microporous shale gas reservoirs［J］. Fuel，2007，86（17）：2696-2706.

5
CHEN L， JIANG Z X， LIU K， et al. Pore structure characterization for organic-rich Lower Silurian shale in the Upper Yangtze Platform， South China： A possible mechanism for pore development［J］. Journal of Natural Gas Science and Engineering，2017，46：1-15.

6
ZHANG T W， ELLIS G S， RUPPEL S C， et al. Effect of organic matter type and thermal maturity on methane adsorption in shale gas systems［J］. Organic Geochemistry，2012，47：120-131.

7
刘洪林，王红岩.中国南方海相页岩吸附特征及其影响因素［J］.天然气工业，2012，32（9）：5-9.

LIU H L， WANG H Y. Characteristics of pore structure of marine shales in South China［J］.Natural Gas Industry，2012，32（9）： 5-9.

8
郭为，熊伟，高树生，等.页岩气等温吸附/解吸特征［J］.中南大学学报（自然科学版），2013，44（7）： 2836-2840.

GUO W， XIONG W， GAO S S， et al. Isothermal adsorption/desorption characteristics of shale gas［J］. Journal of Central South University（Science and Technology），2013，44（7）： 2836-2840.

9
霍培丽，张登峰，王倩倩，等.页岩吸附性能及作用规律［J］.化工进展，2016，35（1）：74-82.

HUO P L， ZHANG D F， WANG Q Q， et al. Perspective of adsorption performance of shale［J］. Chemical Industry and Engineering Progress，2016，35（1）：74-82.

10
LAFORTUNE S， ADELISE F， RHENAL G D R， et al. Assessing CO2 adsorption capacities onto shales through gravimetric experiments： A first step in the feasibility study of coupling “fracking” with carbon storage［J］. Energy Procedia，2014，63：5933-5937.

11
俞凌杰，范明，陈红宇，等.富有机质页岩高温高压重量法等温吸附实验［J］.石油学报，2015，36（5）：557-563.

YU L J， FAN M， CHEN H Y， et al. lsothermal adsorption experiment of organic-rich shale under high temperature and pressure using gravimetric method［J］. Acta Petrolei Sinica，2015，36（5）：557-563.

12
YAO Y B， LIU D M， XIE S B. Quantitative characterization of methane adsorption on coal using a low-field NMR relaxation method［J］. International Journal of Coal Geology，2014，131：32-40.

13
姚艳斌，刘大锰.基于核磁共振弛豫谱技术的页岩储层物性与流体特征研究［J］.煤炭学报， 2018，43（1）：181-189．

YAO Y B， LIU D M. Petrophysical properties and fluids transportation in gas shale： A NMR relaxation spectrum analysis method［J］. Journal of China Coal Society，2018，43（1）：181-189.

14
SUN J， DONG X， WANG J， et al. Measurement of total porosity for gas shales by gas injection porosimetry （GIP） method［J］. Fuel，2016，186：694-707.

15
HANDWERGER D A， KELLER J， VAUGHN K. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples［C］. SPE Annual Technical Conference and Exhibition， 30 October-2 November 2011， Denver， Colorado， USA.

16
FENG G， ZHU Y， WANG G X， et al. Supercritical methane adsorption on overmature shale： Effect of pore structure and fractal characteristics［J］. Energy & Fuels，2019，33（m9）：8323-8337.

17
HAO F， ZOU H， LU Y. Mechanisms of shale gas storage： Implications for shale gas exploration in China［J］. AAPG Bulletin，2013，97（8）：1325-1346.

18
赵建华，金之钧，金振奎，等.四川盆地五峰组—龙马溪组页岩岩相类型与沉积环境［J］.石油学报，2016，37（5）：572-586.

ZHAO J H， JIN Z J， JIN Z K， et al. Lithofacies types and sedimentary environment of shale in Wufeng-Longmaxi Formation， Sichuan Basin［J］. Acta Petrolei Sinica，2016，37（5）：572-586.

19
陆扬博，马义权，王雨轩，等.上扬子地区五峰组—龙马溪组主要地质事件及岩相沉积响应［J］.地球科学，2017，42（7）： 1169-1184.

LU Y B， MA Y Q， WANG Y X， et al. The sedimentary response to the major geological events and lithofacies characteristics of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Upper Yangtze Area［J］. Earth Science，2017，42（7）：1169-1184.

20
马新华，谢军，雍锐，等.四川盆地南部龙马溪组页岩气储集层地质特征及高产控制因素［J］.石油勘探与开发，2020，47（5）：841-855.

MA X H， XIE J， YONG R， et al. Geological characteristics and high production control factors of shale gas in Silurian Longmaxi Formation， southern Sichuan Basin， SW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2020，47（5）：841-855.

21
马新华，李熙喆，梁峰，等.威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策［J］.石油勘探与开发，2020，47（3）：555-563.

MA X H， LI X Z， LIANG F， et al. Dominating factors on well productivity and development strategies optimization in Weiyuan shale gas play， Sichuan Basin， SW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2020，47（3）： 555-563.

22
焦淑静，张慧，薛东川.泥页岩样品自然断面与氩离子抛光扫描电镜制样方法的比较与应用［J］.电子显微学报，2016， 35（6）：544-549.

JIAO S J， ZHANG H， XUE D C. Application and comparison of fresh fracture secondary electron SEM and ion-milled backscatter SEM for shale sample preparation［J］. Journal of Chinese Electron Microscopy Society，2016，35（6）：544-549.

23
陈尚斌，朱炎铭，王红岩，等.川南龙马溪组页岩气储层纳米孔隙结构特征及其成藏意义［J］.煤炭学报，2012，37（3）：438-444.

CHEN S B， ZHU Y M， WANG H Y， et al. Structure characteristics and accumulation significance of nanopores in Longmaxi shale gas reservoir in the southern Sichuan Basin［J］. Jo-urnal of China Coal Society，2012，37（3）：438-444.

24
LIU Y， YAO Y B， LIU D M， et l. Shale pore size classification： An NMR fluid typing method［J］. Marine and Petroleum Geology，2018，96：591-601.

25
曹先军，侯学理，陈江浩，等.核磁共振T2谱拐点位置分段的伪毛细管压力曲线计算［J］.测井技术，2020，44（3）：245-250.

CAO X J， HOU X L， CHEN J H， et al. A piecewise calculation method of pseudo capillary pressure curve based on the inflection point of the NMR T2 Spectrum［J］. Well Logging Te-chnology，2020，44（3）： 245-250.

26
CHEN Y， ZHANG L， LI J， et al. Study of pore structure of gas shale with low-filed NMR： Example from the Longmaxi Formation， southern Sichuan Basin， China［C］. SPE Asia Pacific Unconventional Resources Conference and Exhibition， Brisbane， Australia， 9-11 November， 2015.

27
LANGMUIR I. The evaporation， condensation and reflection of molecules and the mechanism of adsorption［J］. Journal of the Franklin Institute，1916，8（2）：149-176.

28
刘全有，朱东亚，孟庆强，等.深部流体及有机—无机相互作用下油气形成的基本内涵［J］.中国科学（地球科学），2018， 49（3）：499-520.

LIU Q Y， ZHU D Y， MENG Q Q， et al. The scientific connotation of oil and gas formations under deep fluids and organic-inorganic interaction［J］.Science China（Earth Sciences），2018，49（3）：499-520.

29
田华，张水昌，柳少波，等.富有机质页岩成分与孔隙结构对吸附气赋存的控制作用［J］.天然气地球科学，2016，27（3）： 494-502.

TIAN H， ZHANG S C， LIU S B， et al. The dual influence of shale composition and pore size on adsorption gas storage mechanism of organic-rich shale［J］. Natural Gas Geoscience，2016，27（3）：494-502.

30
ODUSINA E， SONDERGELD C H， RAI C Z. NMR study of shale wettability［C］. Canadian Unconventional Resources Conference. Society of Petroleum Engineers， Calgary， Alberta， Canada， 2011.

31
LI J， LI X F， WW K L， et al. Thickness and stability of water film confined inside nanoslits and nanocapillaries of shale and clay［J］. International Journal of Coal Geology，2017，179： 253-268.

32
FENG D， LI X F， WANG X Z， et al. Water adsorption and its impact on the pore structure characteristics of shale clay［J］. Applied Clay Science，2018，155：126-138.

33
SVABOVA M， WEISHAUPTOVA Z， PIBYL O. Water vapour adsorption on coal［J］. Fuel，2011，90（5）：1892-1899.

34
HU Y N， DEVEGOWDA D， STRIOLO A， et al. Microscopic dynamics of water and hydrocarbon in shale-kerogen pores of potentially mixed wettability［J］. SPE Journal，2014，20（1）：112-124.

35
SANG G J， LIU S M， ELSWORTH D. Water vapor sorption properties of llinois shales under dynamic water vapor conditions： Experimentation and modeling［J］. Water Resources Research，2019，55（8）：7212-7228.

36
郭建春，陶亮，陈迟，等.川南地区龙马溪组页岩混合润湿性评价新方法［J］.石油学报，2020，41（2）：216-225.

GUO J C， TAO L， CHEN C， et al. A new method for evaluating the mixed wettability of shale in Longmaxi Formation in the southern Sichuan［J］. Acta Petrolei Sinica，2020，41（2）：216-225.

37
杨威，蔡剑锋，王乾右，等.五峰—龙马溪组海相页岩生—储耦合演化及对页岩气富集的控制效应［J］.石油科学通报， 2020，5（2）：148-160.

YANG W， CAI J F， WANG Q Y， et al. The controlling effect of organic matter coupling with organic matter porosity on shale gas enrichment of the Wufeng-Longmaxi marine shale［J］. Petroleum Science Bulletin，2020，5（2）：148-160.

38
刘文平，张成林，高贵冬，等.四川盆地龙马溪组页岩孔隙度控制因素及演化规律［J］.石油学报，2017，38（2）：175-184.

LIU W P， ZHANG C L， GAO G D， et al. Controlling factors and evolution laws of shale porosity in Longmaxi Formation， Sichuan Basin［J］. Acta Petrolei Since，2017，38（2）：175-184.

39
FU Y H， JIANG Y Q， HU Q H， et al. Fracturing flowback fluids from shale gas wells in western Chongqing： Geochemical analyses and relevance for exploration & development［J］. Journal of Natural Gas Science and Engineering，2021，88： 103821.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司