Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 2: 359 - 374

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.010

Analysis of gas adsorption and flowing capacity of cement mudshale gas from the Quaternary Qigequan Formation in Sanhu area， Qaidam Basin

  • Yuchao WANG , 1, 2 ,
  • Zhenxue JIANG , 1, 2 ,
  • Xianglu TANG 1, 2 ,
  • Xiaoxue LIU 1, 2 ,
  • Shijie HE 1, 2 ,
  • Zeyu SHAO 3 ,
  • Zesheng HOU 3 ,
  • Lili HOU 3 ,
  • Dekang SONG 3
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，Beijing 102249，China
  • 2. University of China Petroleum （Beijing） Unconventional Oil and Gas Science and Technology Research Institute，Beijing 102249，China
  • 3. Exploration and Development Research Institute of Qinghai Oilfield Company，PetroChina，Dunhuang 736202，China

Received date: 2021-09-23

  Revised date: 2021-12-12

  Online published: 2023-03-06

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41872135)

Fold

Abstract

The shale of the Qigequan Formation of Quaternary in the Sanhu area， Qaidam Basin is in the early stage of diagenesis and has high water saturation， which greatly affects the adsorption and flow capacity of natural gas， and then affects the gas content of the shale interval and the productivity of gas wells. For this purpose， shale samples of the Quaternary Qiquan Formation in the Sanhu Tainan area and the Chaerhan area were selected to carry out scanning electron microscopy and gas adsorption-mercury intrusion combined measurement to clarify the pore development characteristics of the Qigequan Formation. Isothermal adsorption and overburden permeability experiments under water saturation conditions were performed to reveal the influence of water saturation on methane adsorption and gas flow capacity of shale. The research results show that the mud shale of Qigequan Formation has a relatively high content of clay minerals， with an average of 33.0%； the reservoir space includes two types of mineral intergranular pores and intragranular pores. The pore size distribution is unimodal， and the main peak pore size is 50-150 nm. The contribution of macropores to the pore volume is the largest， with an average proportion of up to 66.8%. Qigequan group mud shale gradually decreases with the increase of water saturation， when the water saturation exceeds the critical value of 10%-20%， the decline in the amount of adsorbed gas slowed down. The amount of adsorbed gas has a good positive correlation with clay minerals， among which illite has the largest contribution to the amount of adsorbed gas； the Qigequan Formation mud shale gas flow mode is mainly slip flow. Water content makes the gas flow capacity weaker. Under the condition of 2 MPa， when the water saturation increases from 10% to 50%， the shale permeability decreases by 52.93% on average. In the gentle area surrounding the syn-sedimentary anticline structure， shale gas can be retained and accumulate. The shale gas well has good gas abundance and strong development potential， making it a favorable area for exploration.

Key words： Mudshale of Qigequan Formation; Pore structure; Water saturation; Gas adsorption; Flow capacity

Cite this article

Yuchao WANG , Zhenxue JIANG , Xianglu TANG , Xiaoxue LIU , Shijie HE , Zeyu SHAO , Zesheng HOU , Lili HOU , Dekang SONG . Analysis of gas adsorption and flowing capacity of cement mudshale gas from the Quaternary Qigequan Formation in Sanhu area， Qaidam Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(2) : 359 -374 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.010

0 引言

柴达木盆地三湖地区是中国最大的生物气产区，也是世界上最大的第四系生物气产区［1-4］，大部分生物气藏分布于第四系更新统七个泉组，埋藏深度为500~1 500 m［5］。第四系七个泉组泥页岩整体处于未成熟阶段，镜质体反射率R O值介于0.25%~0.45%之间，氯仿沥青抽提族组分中非烃和沥青质含量高于70%，源岩热降解程度极低［6］。与常规页岩气不同，生物气是在低温、厌氧条件下通过微生物生物化学作用形成，微生物生物化学作用过程中不仅能利用干酪根中的营养底物，可溶有机质也是产甲烷菌直接或间接利用的母质［7-9］。第四系生物气源岩可溶有机质含量约是不溶有机质含量的2.6倍，同时有机质大部分以可溶的形式存在，保证了气源供给充足［10-13］。
三湖地区前期勘探以常规砂岩生物气为主，近年来针对源内泥页岩生物气探索初见成效，有望形成新的接替领域。三湖地区第四系生物气在同沉积背斜最为富集，但其含气饱和度也仅有40%~70%，大部分生物气以低饱和度气层、气水同层和含气水层形式存在于低幅度构造外围区域［14］。泥页岩普遍存在高含水现象，对三湖地区生物气含量以及气井产能造成负面影响，在生产过程中也经常遇到现场解析有气而试采无气的情况。
三湖地区第四系七个泉组地层含水饱和度普遍较高［15-16］，地层水赋存在泥页岩黏土矿物中，占据亲水黏土矿物的表面吸附位，极大地降低了气体的吸附量，使气体吸附能力下降［17-21］。储层中孔隙流体为气水两相，孔隙水的存在会制约气相流动，进而影响实际气井产量。
然而，目前对于三湖地区第四系七个泉组泥页岩在含水条件下气体吸附规律以及气体流动能力，仍缺乏实验测试与验证支持。针对这些问题，选用三湖台南地区与察尔汗地区第四系七个泉组泥页岩样品，通过X射线衍射、扫描电镜观测、高压压汞、氮气吸附、平衡水条件下的等温吸附以及覆压渗透率等实验，查明三湖地区第四系七个泉组泥页岩孔隙结构特征，探讨不同含水饱和度下泥页岩等温吸附作用，并查明不同含水饱和度对气体流动能力的影响情况，以期指导三湖地区第四系泥页岩气储量评估以及气井产能评价工作。

1 区域地质背景

柴达木盆地地处青藏高原西北部，位于祁连山脉、阿尔金山脉、昆仑山脉之间，盆地大致呈一不规则菱形［22-23］，面积约为1.21×105 km2，是一个中新生代大型内陆山间盆地。三湖地区勘探面积约为37 000 km2，在上新世—第四纪晚期印支构造运动的影响下，柴达木盆地东部发育为湖相沉积中心及盆地沉积中心［24-26］。三湖地区西接柴西隆起，北与一里坪坳陷和柴北缘隆起相邻，南至昆仑山前边界断裂，可进一步划分为北斜坡、中央凹陷和南斜坡3个二级构造单元［25，27］（图1）。
图1 柴达木盆地三湖地区区域构造（a）与气层分布地层层序图（b）（据文献［25］修改）

Fig.1 Diagram of regional structure（a） and gas layer distribution sequence in the Sanhu area of Qaidam Basin（b）（modified according to Ref.［25］）

分布于三湖坳陷的新近系上新统狮子沟组（N2 3）在坳陷早期发育阶段以冲积盐湖相细粒砂岩为主。之后，沉降速度增加，在第四纪期间沉积超过3 km的微咸盐湖沉积物，平均厚度可达1 500~2 500 m［28］。柴达木地区第四系沉积期，湖盆频繁震荡，砂泥岩频繁互层，岩性主要为灰色泥页岩、粉砂质泥页岩和泥质粉砂岩，大部分生物气藏分布于第四系更新统七个泉组（Q1+2）［29-30］（图1）。

2 实验样品与测试方法

2.1　实验样品

实验样品取自三湖台南地区以及察尔汗地区第四系七个泉组泥页岩。将大块样品放入烘干箱烘干后，进行线切割制备圆柱样品做气体流动能力实验与高压压汞实验。剩余样品一部分用于制备铸体薄片观察泥页岩岩石学特征，一部分氩离子抛光制样用于扫描电镜观测泥页岩孔隙微观形态，其他部分磨碎制样用于TOC、X射线衍射分析、氮气吸附以及甲烷等温吸附等实验（图2），样品基础参数如表1所示。
图2 实验研究流程

Fig.2 Sequence flow chart of experimental research

表1 泥页岩样品基础参数

Table 1 Basic parameters of mudshale samples

地区 样品编号 制样方式 深度/m 岩石密度/（g/cm3） 干样孔隙度/% 干样渗透率/（10-3 μm2） TOC/%
台南 TN-1 线切割/研磨 1 588 2.15 20.925 3.351 0.19
台南 TN-2 线切割/研磨 1 591 2.13 24.810 4.078 0.18
台南 TN-3 研磨 1 594 2.10 24.453 2.975 0.12
台南 TN-4 研磨 1 598 2.12 23.864 3.677 0.17
台南 TN-5 研磨 1 593 2.05 18.790 1.610 0.25
台南 TN-6 研磨 1 604 2.10 16.640 0.910 0.13
察尔汗 C8-1 线切割/研磨 1 852 2.12 21.826 3.586 0.12

2.2　实验测试方法

2.2.1　X射线衍射矿物组分分析

将样品研磨成200~250目的粉末，分离出黏土矿物，用Ｘ射线衍射仪照射研磨好的粉末，根据衍射峰的位置及强度得出相应的全岩、黏土类型及组分的含量，按照《沉积岩中黏土和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》（SY/T51632010）标准进行分析［31］。

2.2.2　扫描电镜实验

实验采用FE-SEM结合氩离子抛光对所选样品的孔隙结构进行成像观测。其中氩离子抛光参照标准为《稀土抛光粉化学分析方法》（GB/T 20166.2—2006）［32］。

2.2.3　氮气吸附实验

实验采用全自动气体吸附仪 ASAP 2460来分析三湖地区泥页岩比表面积和孔径结构，采用的标准为《气体吸附BET法测定固态物质比表面积》（GB/T19587—2004）与《气体吸附法分析介孔和大孔》（GB/T21650.2—2008）。在开展氮气吸附之前，将泥页岩样品磨碎至60~80目，再经过300 ℃高温抽真空预处理3 h［33］。

2.2.4　高压压汞实验

实验采用美国corelab CMS300和美国AutoPore Ⅳ 9500压汞仪。测试前将样品放在105 ℃下烘干至恒重，去除水分。测试标准为《岩心分析方法》（GBT 29172—2012）与《岩石毛管压力曲线的测定》（GB∕T 29171—2012）［34］。

2.2.5　饱水覆压渗透率实验

实验采用ZHCS-Ⅱ型岩石电声装置，首先将岩样在110 ℃条件下烘干并称重，再将岩样放入水蒸气容器内，将容器升温至110 ℃形成水蒸气环境，泥页岩在水蒸气环境中自发吸附水分至设定时间取出称重，重复自发吸附及称重过程，再根据已有的气测孔隙度参数利用岩样干湿重量法建立泥页岩样品含水饱和度与平衡水时间的关系曲线（图3）。覆压渗透率实验采用VINCICOREVAL700覆压孔渗仪，渗透率测量原理为脉冲衰减非稳态方法，测试标准为《覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》（SY/T 6385—2016）。实验用水为蒸馏水，是在固定温度（110 ℃）条件下进行的饱和水实验，温度固定，饱和水的密度为唯一数值。
图3 含水饱和度与泥页岩平衡水时间关系曲线

Fig.3 Curve of relationship between water saturation and mudshale equilibrium water time

2.2.6　甲烷等温吸附实验

在开展等温吸附实验之前，先将岩样粉碎至60~80目，再分别制取干燥样品和饱水样品。实验参照《煤的高压容量法等温吸附实验方法》（GB/T19560—2004）标准，采用AST-2000型吸附/解吸实验仪进行实验，根据Langmuir单分子层吸附原理，分别计算兰氏体积与兰氏压力，拟合得到等温吸附曲线［35］。

3 实验结果及讨论

3.1　泥页岩岩石学特征

第四系泥页岩埋藏浅，压实作用弱，胶结程度差，前人［36］测定三湖地区七个泉组泥页岩孔隙度集中分布于15%~25%之间。本文采用颗粒体积法测定泥页岩孔隙度，测量孔隙度平均值为21.62%（表1），与前人测量结果较为一致。光学显微镜下观测总体为泥质结构［图4（a），图4（b）］，呈黑色、灰黑色和褐色块状，黏土矿物较多，粉砂占比为10%~50%，成分为石英、长石以及少量碳酸盐岩岩屑，少量泥晶方解石［图4（b）—图4（f）］。碎屑颗粒（石英、长石和方解石）呈漂浮状分布于泥质中［图4（c），图4（d）］。
图4 七个泉组泥页岩岩石学特征

（a）TN-1样品，200 μm，单偏光，碎屑颗粒呈漂浮状分布于泥质中；（b）C-1样品，200 μm，单偏光，碎屑颗粒呈漂浮状分布于泥质中；（c）TN-2样品，100 μm，单偏光，石英、长石和方解石颗粒呈漂浮状分布于泥质中；（d）TN-2样品，100 μm，正交偏光，石英、长石和方解石颗粒呈漂浮状分布于泥质中；（e）TN-3样品，50 μm，单偏光，石英颗粒，磨圆度较差，呈泥级—粉砂级；（f）TN-3样品，50 μm，正交偏光，石英颗粒，磨圆度较差，呈泥级—粉砂级

Fig.4 Petrology characteristics of mudshale in Qigequan Formation

根据X射线衍射结果，七个泉组矿物组分包括石英、斜长石、钾长石、方解石、黏土矿物以及少量石盐和菱铁矿等（表2）。石英含量平均为31.3%，磨圆性较差。长石以斜长石为主，平均占比为13.3%，表面干净，粒度相对石英较大。碳酸盐矿物平均含量为14.0%，方解石与白云石含量分别为10.3%和3.7%。黏土矿物平均含量为33.0%，以伊利石（相对平均含量为45.6%）和伊/蒙混层（相对平均含量为29.0%）为主，其次为绿泥石（相对平均含量为18.4%）。黏土矿物组合以伊利石+伊/蒙混层+绿泥石最为发育。
表2 三湖地区七个泉组泥页岩矿物组分特征

Table 2 Characteristics of mudshale mineral composition of Qigequan Formation in the Sanhu area

样品编号 矿物组分含量/%
石英 长石 碳酸盐矿物 黏土矿物 其他矿物
钾长石 斜长石 方解石 白云石 蒙皂石 伊/蒙混层 伊利石 高岭石 绿泥石
总平均 31.3 16.6 14.0 33.0 5.2
C-1 35.6 3.7 19 10.2 3 0/0 7.8/31 9.3/37 3/12 5/20 4
TN-1 29.3 3.4 11.8 9 3.4 0/0 8.3/26 16/50 2.24/7 5.4/17 11.3
TN-2 36.4 2.6 15 9.8 7.8 0.4/2 4.6/21 12.5/57 0/0 4.4/20 6.4
TN-3 30.8 6.5 15.3 13 4.4 0.9/3 9.3/31 14.7/49 0/0 5.1/17 0
TN-4 35.7 4 11.1 9.8 3.8 0/0 9.8/35 11.5/41 2.2/8 4.5/16 7.8
TN-5 26.8 1.1 10.4 12.7 1.7 0/0 15.9/36 17.7/40 2.7/6 8/18 3.1
TN-6 24.3 1.7 10.3 7.9 2.1 0/0 12/24 22.1/44 5.5/11 10.5/21 3.5
平均 31.3 3.3 13.3 10.3 3.7 0.2 9.6 14.8 2.3 6.1 5.2

注：“/”之后数值代表黏土矿物中蒙皂石、伊/蒙混层、伊利石、绿泥石、高岭石之间的相对含量

3.2　泥页岩孔隙结构特征

3.2.1　泥页岩孔隙结构定性表征

泥页岩的微观孔隙为生物气提供大量的储集空间。七个泉组泥页岩储集空间类型包括矿物粒间孔和粒内孔2类，而有机质孔相对于其他2类孔隙并不发育。
粒间孔在七个泉组泥页岩样品中非常发育，大量片状黏土矿物粒间孔以及脆性矿物颗粒之间的孔隙非常发育［图5（a）］。同时，脆性矿物颗粒呈分散状镶嵌在黏土矿物中，在颗粒边缘可见收缩缝［图5（a）， 图5（b）］。粒间孔隙多为原生孔隙，形态呈拉长形以及多角形，孔隙之间连通性较好，为气体运移聚集提供良好的通道，有利于泥页岩储层气体的渗流。
图5 三湖地区第四系七个泉组泥页岩样品储集空间特征

（a）TN-1样品，2 μm尺度，黏土矿物粒间孔发育，埋深1 588 m；（b）TN-2样品，200 nm尺度，黏土矿物粒间孔发育，黏土矿物与脆性矿物收缩缝发育，埋深1 591 m；（c）TN-1样品，200 nm尺度，长石矿物粒内溶孔发育，埋深1 588 m;（d）TN-1样品，2 μm尺度，钛铁矿发育大量粒间孔，埋深1 588 m；（e）TN-1样品，2 μm尺度，石盐发育，存在石盐粒内孔隙，埋深1 591 m；（f）TN-1样品，1 μm尺度，三湖泥页岩有机质含量低，有机质孔匮乏，多呈孤立分布，连通性差，埋深1 591 m

Fig.5 Spatial characteristics of mudshale reservoirs in the Qigequan Formation of Quaternary in the Sanhu area

粒内孔主要由长石矿物溶蚀形成，七个泉组泥页岩镜下也可观察到长石溶蚀孔［图5（c）］、钛铁矿晶间孔［图5（d）］以及石盐粒内孔［图5（e）］等。由于三湖地区泥页岩有机质匮乏，有机质孔隙并不发育［37］，所观测到的有机质孔隙形态大多呈椭圆形、棱角状结构，孔隙大部分呈孤立状态分布［图5（f）］。

3.2.2　泥页岩孔隙结构定量表征

页岩孔径划分方案众多，IUPAC将多孔介质孔隙划分成3类：微孔（<2 nm）、中孔（2~50 nm）和宏孔（>50 nm）［38］，三湖地区泥页岩以纳米级孔隙为主，IUPAC的孔隙分类方法对于评价七个泉组泥页岩的孔径分布具有较好的适用性。考虑到电镜观测范围的局限性，利用高压压汞结合氮气吸附实验对七个泉组泥页岩的微纳米孔隙进行多尺度定量表征。
由于高压压汞与氮气吸附计算孔径分布的方法不同，表征结果存在叠加现象，因此宏孔参数测试采用高压压汞实验手段获取，中孔与微孔孔隙参数测试采用氮气吸附实验手段获取。联合高压压汞与氮气吸附实验结果表明，七个泉组泥页岩泥孔径在2 nm~50 μm范围内均有分布（图6）。孔径分布以单峰型为主，主峰孔径在50~150 nm之间。从孔隙类型来看，宏孔对孔体积的贡献最大，平均占比可达66.8%，中孔对孔体积贡献次之，占比达33.1%。微孔对孔体积贡献可忽略。
图6 压汞—氮气吸附手段联合表征孔径的多尺度分布

Fig.6 Combining mercury intrusion and nitrogen adsorption to characterize the multi-scale distribution of pore sizes

3.3　七个泉组含水泥页岩气体吸附能力分析

甲烷的吸附能力是评估泥页岩含气性的关键参数［39-40］。为研究含水条件对七个泉组泥页岩气体吸附的影响，选用TN-1样品，将干燥岩样与平衡水岩样进行实验对比，结果显示干燥泥页岩的吸附能力明显高于含水样品（图7），随含水饱和度的增加泥页岩吸附气量呈现滑梯式下降（先迅速降低，再缓慢降低）（图8），存在一个临界含水饱和度值（10%~20%）。
图7 不同含水条件下泥页岩样品等温吸附曲线

Fig.7 The adsorption isotherm curves of mudshale samples under different water-bearing conditions

图8 TN-1泥页岩吸附气体积随含水饱和度变化曲线

Fig.8 TN-1 mudshale adsorbed gas volume change curve with water saturation

干燥岩样测得的吸附气量为3.14 m3/t，当岩样含水饱和度上升至5%，绝对吸附量下降到2.84 m3/t，下降约9.5%。当含水饱和度达到10%时，绝对吸附量下降到2.3 m3/t，下降约26.7%，下降幅度达到最大。当含水饱和度继续升高达到15%时，绝对吸附量下降到2.06 m3/t，下降约34.3%，下降幅度明显减小。当含水饱和度依次达到20%、30%和40%时，绝对吸附量分别下降至1.8 m3/t、1.5 m3/t和1.28 m3/t，相对于干燥样品吸附量下降约43%、52%和59%。根据吸附气量递减趋势线计算获得含水饱和度大于40%条件时吸附气量的数值（图9）。当含水饱和度为80%时，泥页岩吸附气量仅为0.48 m3/t，相较于干燥样品吸附气量下降了84.7%。
图9 TN-1泥页岩不同含水饱和度条件下V 减少/V 干燥随压力变化曲线（V 减少=V 干燥-V 湿样）

Fig.9 Curve of V reduction/V dry versus pressure for TN-1 mudshale under different water saturation conditions（V reduction = V dry－V wet sample）

由于水分的存在，泥页岩对甲烷的吸附能力在整个压力范围内发生变化［41］。V 减少/V 干燥值（V 减少=V 含水-V 干燥）在低压区间（0~10 MPa）随着压力升高而降低，后随着压力的升高（大于10 MPa）逐渐保持稳定（图9）。根据孔隙填充理论，气体首先被吸附在小孔隙中，然后随着压力的增加进入更大的孔隙［42］。因此，在低压阶段（0~10 MPa），随着压力的增加，V 减少/V 干燥的减少表明水分对甲烷吸附的影响随着压力的增加而减小。当气体首先在低压下填充微孔和中孔时，随着压力的增加，宏孔对气体吸附的贡献增加。与微孔和中孔相比，含水对宏孔甲烷吸附的影响相对较小。随着含水饱和度的增加，微孔和中孔被吸附水彻底堵塞，不能用于甲烷吸附。宏孔相对不容易被吸附水堵塞，因此随着压力的增加甲烷逐渐被吸附到更大的孔隙中，但水分对泥页岩甲烷吸附的影响减弱。在高压阶段（大于10 MPa），干湿样品之间甲烷吸附的差异归因于中孔和宏孔中的多层吸附水，V 降低和V 降低/V 干燥均保持稳定（图10），说明吸附水对大孔隙中甲烷吸附的影响非常有限。
图10 TN-1泥页岩不同含水饱和度条件下V 减少随压力变化曲线

Fig.10 Curve of V reduction with pressure in TN-1 mudshale under different water saturation conditions

三湖地区第四系七个泉组泥页岩TOC含量极低，有机质孔发育较少且大多孤立分布（图5），对吸附性能的影响较小，因此考虑黏土矿物对于甲烷吸附性能的影响。黏土矿物常带负电荷，电荷的存在增强对水分子的表面吸附，黏土与水分子通过氢键、静电力与分子间作用力而紧密结合，使得黏土矿物更易吸收水分子［43-44］。七个泉组泥页岩黏土矿物以伊利石、伊/蒙混层和绿泥石为主，平均占矿物总量的14.8%、9.6%和6.1%（表2）。开展相同含水条件（含水饱和度为30%）不同黏土矿物含量泥页岩等温吸附实验，结果显示吸附气量与黏土矿物含量呈正相关关系（图11）。吸附气量与伊利石相关性最好，与绿泥石和伊/蒙混层呈弱正相关关系（图12）。伊利石作为七个泉组泥页岩最主要的黏土矿物类型，具有较高的比表面积［45］，对于七个泉组泥页岩气体吸附能力的贡献最为显著，等温吸附实验也证实了这一观点。
图11 三湖地区泥页岩吸附气量与黏土含量之间的关系

Fig. 11 The relationship between the amount of gas adsorbed by mudshale and the clay content in the Sanhu area

图12 三湖地区泥页岩吸附气量与黏土矿物组分的关系

Fig.12 The relationship between the amount of gas adsorbed by mudshale and the composition of clay minerals in the Sanhu area

总的来看，黏土矿物亲水性强，容易形成独立的亲水性孔隙。七个泉组泥页岩黏土矿物含量高，黏土矿物粒间孔发育（图5），水分子很容易占据一定的黏土矿物吸附位置造成泥页岩甲烷吸附能力降低［46］。泥页岩低含水饱和度情况下，黏土矿物粒间孔（微孔、中孔）逐渐被水分填满，大量吸附位被占据，吸附气量迅速降低。随着含水饱和度的继续增高，水分逐渐占据脆性矿物粒间孔、脆性矿物与黏土矿物粒间孔以及收缩缝等储集空间（宏孔）。然而相较于黏土矿物，脆性矿物比表面积较小，吸附能力较弱，对吸附气的贡献也较小，虽然含水饱和度提高，但吸附气量下降明显减缓。

3.4　七个泉组含水泥页岩气体流动能力分析

3.4.1　七个泉组泥页岩气体流动方式划分

前人研究发现，根据气体分子与孔隙壁面作用强度可将气体的流动方式划分为连续流动、滑脱流动、过渡流动和克努森扩散［47-48］。气体在泥页岩基质孔隙中的流动方式可以通过克努森数（Kn）［式（1）］进行判断，克努森数由分子自由程λ以及孔隙半径r决定。
K n = λ 2 r
式（1）中：λ为分子自由程，nm；r为孔隙半径，nm。
根据分子运动理论，分子平均自由程［式（2）］表达式为：
λ = μ P m π R T 2 M
式（2）中：μ为气体黏滞系数，Pa·s；T为分子所处环境的温度，K；R为气体常数，8 314 J/（K·mol）；M为分子质量；P m为孔隙压力，MPa。
当Kn<10-3，气体分子间碰撞占主导地位，气体以连续流动为主；当10-3<Kn<10-1，气体分子与孔隙壁面的碰撞机会增多，孔隙壁面气体分子速度不为零，存在滑脱现象，为滑脱流动；当10-1<Kn<10，气体分子和孔隙壁面碰撞与气体分子之间碰撞相当，为过渡流动；当Kn>10，气体分子运动过程中，常与孔隙壁面碰撞，为克努森扩散［48］。根据克努森数划分方案，对应三湖地区第四系泥页岩气藏特征（18 MPa、50 ℃），七个泉组泥页岩气体不同流动方式的临界孔径范围分别为过渡流动（<4 nm）、滑脱流动（4~400 nm）、连续流动（>400 nm），并依此建立克努森数与压力关系曲线图版（图13）。以台南18井为例，当地层压力为18 MPa时，根据本文3.2节对七个泉组泥页岩孔径分布的研究，七个泉组泥页岩气体流动主要以滑脱流动为主，占比为92.2%；连续流动次之，占比6.1%；过渡流动极少仅占比1.7%（图14）。
图13 三湖地区第四系七个泉组泥页岩不同纳米孔尺度下克努森数与压力关系曲线

Fig.13 The relationship between Knudsen number and pressure in the mudshale of the Quaternary Qiquan Formation in the Sanhu area at different nanopore scales

图14 七个泉组泥页岩全孔径表征及流动方式分布直方图（TN-1岩样，18 MPa）

Fig.14 The full aperture characterization and flow pattern distribution histogram of the mudshale of the Qigequan Formation （TN-1 rock sample， 18 MPa）

3.4.2　含水对泥页岩气体流动的影响

三湖地区第四系泥页岩处于成岩早期阶段，含水饱和度较高，水分阻塞孔隙喉道以及黏土吸水均会影响气体的流动性能。开展三湖地区第四系泥页岩覆压渗透率实验，先获得干燥岩样在不同压力条件下的渗透率，再对比干样和饱和水岩样渗透率差异。
实验结果显示，TN-1岩心在2 MPa覆压条件下渗透率为3.325×10-3 μm2，当压力升高至20 MPa时渗透率降为0.009 2×10-3 μm2，变化了近3个数量级。同样，TN-2岩心与C-1岩心在2 MPa覆压条件下渗透率分别为2.259×10-3 μm2和2.187×10-3 μm2，当覆压为20 MPa时渗透率分别降为0.009 6×10-3 μm2和0.008 9×10-3 μm2，变化了近3个数量级。泥页岩渗透率随着压力的增大而减小，低压区间（小于10 MPa）气体渗透率随压力升高下降较快。当压力继续升高（大于10 MPa），气体渗透率对压力不敏感，渗透率下降幅度降低，3组泥页岩样品均表现出此特征（图15）。这是因为滑脱效应在低压（0~10 MPa）发挥主导作用，气体压力越低，气体密度越小，滑脱效应也越明显。当压力增大，气体分子的自由度被约束，呈现液体的特征，此时滑脱效应对气体流动的影响可以忽略［49］。
图15 七个泉组泥页岩在不同含水饱和度条件下覆压与渗透率关系

Fig.15 The relationship between overburden pressure and permeability of mudshale in the Qigequan Formation under different water saturation conditions

考虑含水对气体流动能力的影响，开展饱和水样品的覆压渗透率实验，结果显示，同一压力条件下，甲烷气体的流动能力随含水饱和度增加明显下降。由于吸附在孔隙壁面上的水和孔隙中的自由水逐渐填满孔隙，使得气体滑脱效应减小，泥页岩基质有效流动孔径减小，渗透率降低。分析3组泥页岩在不同含水饱和度条件下平均压力倒数与渗透率的关系（图16）可知，随着泥页岩含水饱和度增加，泥页岩渗透率的下降幅度逐渐增大。3组岩心在含水饱和度低于20%时，泥页岩渗透率下降幅度较小，当含水饱和度大于20%，渗透率下降幅度开始增大。2 MPa条件下，当含水饱和度从0%升至50%，TN-1、TN-2和C-1共3组泥页岩渗透率分别从3.32×10-3 μm2、2.26×10-3 μm2、2.19×10-3 μm2降至1.61×10-3 μm2、1.02 ×10-3 μm2、1.04 ×10-3 μm2，渗透率分别下降了51.5%、54.8%和52.5%，平均降低52.93%。
图16 七个泉组泥页岩不同含水饱和度下平均压力倒数与渗透率变化曲线

Fig.16 Curves of reciprocal average pressure and permeability change under different water saturations of mudshale in Qigequan Formation

三湖地区第四系泥页岩表面润湿性为水湿，实测TN-1岩心润湿角为22.78°，C8-1岩心润湿角为23.18°（图17）。黏土矿物（伊利石、伊/蒙混层）相较于脆性矿物（石英、长石）具有更强的亲水性，同时七个泉组泥页岩黏土矿物粒间孔和粒内孔是中孔的主要提供者，而脆性矿物间的粒间孔以及脆性矿物与黏土矿物之间的粒间孔是宏孔的主要提供者。
图17 三湖地区泥页岩润湿角测定

Fig.17 Measurement of the wetting angle of the mudshale in the Sanhu area

在低含水饱和度条件（低于20%）下，水分子优先赋存于小孔隙（亲水性最强的黏土矿物粒间孔）中成为束缚水，但小孔隙中的束缚水对气体流动能力的影响较小，此时泥页岩主要的渗流通道尚未被占据。当含水饱和度超过临界值20%时，中孔逐渐被束缚水填满，孔隙表面与甲烷之间的接触关系由气—固接触转换为气—液接触，此时泥页岩的含水饱和度开始大于束缚水饱和度，部分束缚水转换为可动水占据主要渗流通道，极大地阻滞气体的流动［19］。

3.5　含水对泥页岩气勘探的地质意义

3.5.1　含水对泥页岩含气量的影响

三湖地区第四系生物气前期勘探以北斜坡同沉积背斜疏松砂岩气藏为主［50-51］。泥岩气作为全新勘探领域，不仅在北斜坡构造主体区域发育，同时中央凹陷部位也大面积分布，资源潜力巨大，但在计算储量时要充分考虑含水饱和度的影响。结合前文吸附气量随含水饱和度变化趋势可以得到地下吸附气体积。游离气计算根据理想气态方程（PV=nRT）计算单位质量泥页岩内的游离气在地面温度和压力状况下的体积（V 0）。
V 0 = P i T 0 Z 0 φ P 0 T i Z i ρ ∙ 1 - S w
式（3）中：P i、T i、Z i分别为储层压力、温度以及气体压缩因子；P 0、T 0、Z 0分别为地面压力、温度以及气体压缩因子；S w为含水饱和度，%； φ为孔隙度，%；ρ为岩石密度，g/cm3。
以TN18井为例，TN-1岩心埋藏深度为1 588 m，地层压力为18 MPa，泥页岩平均孔隙度为20.9%，实测岩石密度为2.15 g/cm3，含水饱和度为75%。结合吸附气量曲线拟合数据与游离气量计算数据，理论计算泥页岩在含水饱和度75%时含气量可达4.33 m3/t。

3.5.2　含水对泥页岩气勘探开发指示

七个泉组泥页岩由于含水饱和度高因而具有低渗的物性特征，一定程度上避免了气体快速流动散失。但过高的含水饱和度导致含气量的降低，同时对气田开采造成困难。水力压裂后裂缝附近压裂液的泄漏对气体渗透率有很大的负面影响，在估算气体渗透率时需要重点考虑含水饱和度的影响［52］。
北斜坡同沉积背斜区域泥页岩含水饱和度相对较低，介于35%~85%之间。同沉积背斜砂岩气藏丰度更高，相较于泥页岩气为更好的勘探目标。为此考虑背斜外围相对平缓区域，砂岩气由于高孔隙度高渗透率的特性，容易向背斜高部位运移，大大影响其含气性。而泥页岩气由于低渗透率且能够原地滞留成藏的特点而成为最佳勘探目标。随着TN18井等一批泥页岩气探井的部署开发，证实了构造外围平缓区域泥页岩层段具有的一定含气丰度。因此在保证有效开采的前提下，可加强低幅度构造外围泥页岩气的勘探。

4 结论

（1）三湖地区第四系七个泉组黏土矿物含量较高，黏土矿物组合以伊利石+伊/蒙混层+绿泥石最为发育。粉砂占比10%~50%，成分为石英、长石以及少量碳酸盐岩岩屑。
（2）三湖地区第四系七个泉组泥页岩储集空间类型包括矿物粒间孔和粒内孔2类，孔径分布以单峰型为主，主峰孔径在50~150 nm之间。宏孔对孔体积的贡献最大，平均占比可达66.8%，是泥页岩中气体赋存的主要场所。
（3）三湖地区第四系七个泉组泥页岩随着含水饱和度增加，吸附量呈现滑梯式下降，且存在一个含水饱和度临界值（10%~20%）。低含水饱和度条件，黏土矿物粒间孔（中孔）逐渐被水分填满，大量吸附位被占据，吸附气量快速降低，当含水饱和度达到临界值，吸附气量降低趋势减缓。吸附气量与黏土矿物具有较好的正相关关系，其中伊利石对吸附气量的贡献最大。
（4）三湖地区第四系七个泉组泥页岩气体流动方式以滑脱流为主，低含水饱和度条件下气体流动受滑脱效应影响较大，随着压力增高，滑脱效应影响减弱。在2 MPa条件下，相对于干燥样品，含水饱和度50%的泥页岩样品平均渗透率下降52.93%。

《天然气地球科学》编辑部

2023年2月

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