收稿日期: 2025-07-02
修回日期: 2025-09-04
网络出版日期: 2025-10-20
基金资助
中国石油大学（北京）克拉玛依校区科研启动基金“湘安地1井下寒武统黑色页岩气显示异常的实验和分子模拟研究”(XQZX20240019); 国家自然科学基金“原油裂解分子模拟及超深层油藏保存机制”(42173054); 新疆维吾尔自治区“天池英才”引进计划项目(JXDF02024)
Molecular simulation of gas content in Lower Cambrian water-bearing shale in western Hunan Province
Received date: 2025-07-02
Revised date: 2025-09-04
Online published: 2025-10-20
Supported by
The China University of Petroleum （Beijing） Karamay Campus Research Start-up Fund(XQZX20240019); the National Natural Science Foundation of China(42173054); the Xinjiang Uygur Autonomous Region “Tianchi Talents” Recruitment Program(JXDF02024)
针对湘安地1井录井气测值异常的成因，采用分子模拟技术构建了湘西下寒武统黑色页岩分子模型，并系统研究了其含气量的主控因素。结果表明，水分子与CH4分子在页岩孔隙中存在显著竞争吸附效应，随着含水率由5.5%升至20%，CH4吸附量下降26.64%~90.04%，故含水率是控制页岩气含气量的关键因素之一。页岩气含气量的地质演化校正结果显示，湘西下寒武统黑色页岩经历的2次大规模抬升剥蚀事件显著破坏了储层温压条件与封闭性，导致气体解吸与散失，现今埋深778 m的CH4含气量已接近于0，与实钻气测值高度一致。此外，在漫长的地质演化过程中，尽管扩散系数整体较低（约为0.78 km²/Ma），但在540 Ma的地质历史中平均扩散范围仍达约421 km²，这足以造成页岩气大规模散失，而构造裂缝的发育进一步加速了这一过程。研究揭示了湘西下寒武统黑色页岩气含量降低的微观机理和主控因素，并阐明了含水率抑制、构造演化破坏与长期扩散的协同作用机制，为深层页岩气保存条件与富集机理研究提供了新视角，并为非常规天然气潜力评价与勘探区优选提供了重要参考。
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To investigate the causes of the abnormal gas logging values in Well Xiangandi-1， a molecular model of the Lower Cambrian black shale in western Hunan Province was constructed using molecular simulation， and the controlling factors of its gas content were systematically studied. The results indicate that water molecules and CH4 exhibit a pronounced competitive adsorption effect within shale pores. As water content increases from 5.5% to 20%， CH4 adsorption decreases by 26.64%-90.04%， demonstrating that water content is one of the key factors controlling shale gas content. Geological evolution correction results reveal that two large-scale uplift and denudation events significantly disrupted the reservoir pressure-temperature conditions and sealing capacity of the Lower Cambrian black shale in western Hunan， leading to extensive gas desorption and loss. At the present burial depth of 778 m， the CH4 content is nearly zero， consistent with the measured logging results. Moreover， although the diffusion coefficient is relatively low （-0.78 km²/Ma）， the cumulative diffusion distance during the -540 Ma geological history reaches about 421 km²， which is sufficient to cause large-scale gas loss. The development of tectonic fractures further accelerated this process. This study elucidates the microscopic mechanisms and controlling factors underlying the reduction of shale gas content in the Lower Cambrian black shale， highlights the synergistic effects of water inhibition， tectonic evolution， and long-term diffusion， and provides a new perspective for understanding deep shale gas preservation and enrichment mechanisms， as well as an important reference for unconventional natural gas potential assessment and favorable area selection.
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