气体在页岩储层中的流动机理

页岩气是一种非常规天然气，它与常规天然气的理化性质完全一样，只不过赋存于渗透率极低的泥页岩之中，开采难度更大，因此被业界归为非常规油气资源。

但是随着技术的突破，页岩气开发逐渐进入我们的视野，并以其巨大的资源储量引得各国油气公司纷纷将眼光投向这块未来能源新领域[1]。

在中国开发页岩气资源的前景十分广阔，近年来,我国的油气勘探专家、学者也积极开展了泥页岩气的探索,初步研究表明,我国泥页岩气资源十分丰富,估算资源量为23.5×1012～100×1012,中国的泥页岩气资源主要分布在松辽盆地白垩系、渤海湾盆地及江汉盆地的古近系和新近系、四川盆地中生界、扬子准地台、华南褶皱带和南秦岭褶皱带等,其勘探潜力巨大。

泥页岩气的勘探开发将成为未来我国天然气能源新的增长点[2]。

尽管如此我国的页岩气资源的开发却也只是处在勘探阶段，开发技术十分不成熟，为了为我国的页岩气的开发提出建议，做出指导，对开发页岩气所需要的各方面技术进行调研与分析是不可或缺的工作。

美国作为开发页岩气的先驱也指出技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键[3]。

1988年到2007年Barnett页岩气产量与技术的关系如下[4]：图1 产量与技术关系由图中我们可以看出每一次技术的进步都带来了页岩气产量的飞速增长，特别是在重复压裂以及水平井分段压裂技术的引入之后产量的增长更为显著。

因此我们进行页岩气调研，不仅可以对我国页岩气开发中的增产作业做出指导，也可以为日后的工程研究提供一些基本的理论知识，推动我国页岩气压裂增产技术的进步。

对于页岩气储层的评价与常规储层应该有所不同，常规储层首先想到的都是储量，孔、渗、饱等储层物性参数，而对于页岩气我们应该首先考虑的则是，该处的页岩是否有能够适应压裂的一些特性。

因为不能通过压裂增产的页岩是没有开采价值的。

从这个考虑出发，我们跟据美国开发的经验初步拟定了如下的一些特性评价标准：天然裂缝存在并可以在压后维持一定的导流能力对于页岩气的生产是十分关键的，所以我们才把天然裂缝放在了储层特性评价的首位。

《火山岩气藏复杂渗流机理研究》篇一一、引言火山岩气藏是天然气资源的重要组成部分，其储层特征和渗流机理的复杂性给开发带来了极大的挑战。

本文旨在深入探讨火山岩气藏的复杂渗流机理，为优化开发策略和高效利用资源提供理论依据。

本文首先回顾了前人对火山岩气藏的研究现状，指出目前研究领域存在的问题，并提出本文的研究目的和研究内容。

二、火山岩气藏概述火山岩气藏是指由火山岩体或火山岩系构成的天然气储层。

其储层特征复杂，包括多孔介质、裂缝、溶洞等多种储集空间，且储层物性变化大，非均质性严重。

火山岩气藏的储量丰富，具有较高的开采价值，但开发难度大，主要原因是其复杂的渗流机理。

三、火山岩气藏渗流机理研究现状目前，关于火山岩气藏渗流机理的研究主要集中在以下几个方面：多孔介质渗流、裂缝渗流、溶洞渗流以及多场耦合作用下的渗流。

多孔介质渗流主要研究气体在岩石孔隙中的流动规律；裂缝渗流则关注裂缝网络对气体流动的影响；溶洞渗流则涉及气体在溶洞中的流动及与周围介质的相互作用；多场耦合作用下的渗流则考虑了地质因素、工程因素等多方面的影响。

四、复杂渗流机理分析（一）多孔介质渗流火山岩气藏的多孔介质主要由火山岩碎屑、矿物颗粒等组成，具有复杂的孔隙结构。

气体在多孔介质中的流动受到孔隙大小、形状、连通性等因素的影响，表现出非线性渗流特征。

此外，多孔介质的物性参数（如渗透率、孔隙度等）在空间上具有较大的变化，导致渗流过程的复杂性。

（二）裂缝渗流火山岩中的裂缝是气体运移的重要通道，对气藏的开发具有重要影响。

裂缝的分布、形态、宽度等因素都会影响气体的流动。

裂缝网络之间的相互作用使得气体在裂缝系统中的流动呈现出复杂的流动模式。

此外，裂缝的开启和闭合状态也会受到压力、温度等因素的影响，进一步增加了渗流的复杂性。

（三）溶洞渗流溶洞是火山岩气藏中另一种重要的储集空间，其内部结构复杂，包括洞穴、通道、暗河等。

气体在溶洞中的流动受到洞穴大小、形态、连通性等因素的影响，表现出与多孔介质和裂缝不同的渗流特征。

页岩气储层主要特征及其对储层改造的影响页岩气是一种新兴的天然气资源，是通过对页岩中的天然气进行开采和利用而获得的一种天然气资源。

页岩气的开发相对比较复杂，需要对储层进行改造和优化，才能够有效地进行开采。

页岩气储层具有特殊的地质特征，对储层改造的影响也比较显著。

页岩气储层主要特征1. 低孔隙度和低渗透性：页岩气储层的孔隙度和渗透率相对较低，通常都处于0.1%~8%之间，渗透率也较低，通常在0.1md以下。

这意味着气体在储层中的运移难度较大，对储层改造带来了一定的困难。

2. 粘土矿物质含量高：页岩储层中含有大量的粘土矿物质，这些粘土矿物质往往会堵塞孔隙和裂缝，影响气体的运移和储层改造。

3. 复杂的裂缝结构：页岩气储层中常常具有复杂的裂缝结构，这些裂缝可以是天然形成的，也可以是在水力压裂过程中形成的。

这种裂缝结构对储层改造和增产具有重要的影响。

对储层改造的影响1. 水力压裂技术的应用：由于页岩气储层孔隙度低、渗透率小，传统的天然气开采技术难以满足开采需求，因此需要采用水力压裂技术对储层进行改造。

水力压裂技术可以有效地改善储层的渗透性和孔隙度，促进天然气的释放和运移，提高储层的产能。

2. 人工裂缝的形成：在页岩气储层开采中，人工裂缝的形成对储层改造至关重要。

通过水力压裂、酸洗和其他改造技术，可以在储层中形成一系列的人工裂缝，促进天然气的释放和运移，提高产能。

3. 改善气体运移途径：页岩气储层中由于粘土矿物质的存在，孔隙和裂缝常常会被堵塞，影响气体的运移。

需要采用合适的改造技术，改善气体的运移途径，减少堵塞，提高气体的采收率。

4. 降低开采成本：页岩气储层的开采成本相对较高，储层改造可以有效地降低开采成本。

通过改善储层的物性参数、提高储层的产能，可以降低钻井次数、减少材料和人工成本，降低开采成本。

页岩气储层改造是页岩气开采过程中非常重要的一环，对储层的改造和优化能够有效地提高储层的产能、降低开采成本、提高开采效率。

长宁区块页岩气压后返排规律分析本文将针对长宁区块页岩气的压后返排规律展开深入分析，旨在揭示长宁区块页岩气的返排规律，为其开发提供科学依据。

一、长宁区块页岩气地质特征长宁区块位于我国西南地区，地处四川盆地，是我国页岩气资源丰富的地区之一。

长宁区块页岩气区域在构造和地质方面具有以下特点：1. 地质构造复杂：长宁区块地处川西坳陷北部，地质构造复杂，断裂发育，地质构造对页岩气的分布与聚集具有重要影响。

2. 页岩气富集区域明显：长宁区块页岩气富集区域主要分布在川西坳陷北部断裂带，页岩气资源富集明显，具有较大的开发潜力。

3. 储层特征复杂：长宁区块页岩气储层岩性复杂，含气性差异明显，具有多个气窗和气峰。

上述地质特征为长宁区块页岩气的勘探开发提供了丰富的资源基础，也为后续的压后返排规律分析提供了地质基础。

二、压后返排技术原理压后返排技术是页岩气勘探开发过程中的重要环节，其原理主要包括以下几个方面：1. 压裂作业：通过高压水射入页岩气井中，破碎岩石形成天然裂缝，增加天然气的渗透性和产能。

2. 压力释放：压裂后，必须释放地层中的压力，以减少岩石裂缝内的封闭气体，促进气体的产出。

3. 返排作业：压后返排是处理液污染、恢复岩石渗透性和监测井下地层压力的重要手段。

压后返排技术作为页岩气开发的重要环节，其规律分析对于确保页岩气的高效开采至关重要。

1. 压力释放与产能回落规律长宁区块页岩气的压力释放与产能回落规律是影响页岩气开发效果的重要因素。

在压力释放方面，长宁区块页岩气的地层地质构造复杂，断裂发育，裂缝间的封闭气体释放受到地质构造的制约，导致气体释放速度缓慢，需要较长时间才能达到理想状态。

而产能回落方面，长宁区块页岩气的产能随着开采时间的延长逐渐呈现出衰减的趋势，这与页岩气的非均质性、裂缝扩展和气体释放有关。

2. 地层压力变化规律长宁区块页岩气的地层压力变化规律受多方面因素的影响。

地层内部的岩石结构和裂缝扩展对地层压力的变化有着直接影响；地质构造对地层压力的分布和变化也具有重要影响，例如断裂带、褶皱和断层等地质构造在地层压力变化过程中扮演着重要的角色。

国内页岩气开采相关技术研究[摘要]页岩气（），作为一种非常规天然气类型，和常规天然气相比，其生成、运移、赋存、聚集、保存等过程还有成藏机理很多相似之处，又有一些差异。

本文主要对页岩气成藏机理、控制因素，页岩气藏开采技术进行分析，并对国内页岩气的开采前景进行了阐述。

[关键词]页岩气；成藏机理；控制因素；开采技术中图分类号：e32 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）23-0068-011 页岩气成藏机理及控制因素1.1 页岩气的成藏过程及特征地层当中页岩系统组成大部分是泥页岩以及泥质粉砂岩。

页岩气中具有多种天然气赋存状态。

少量的天然气被溶解，大部赋存在有机质还有岩石颗粒表面，以以游离在裂缝、孔隙之中。

页岩气成藏具有多机理、复杂的特点，天然气除在有机质、孔隙水、还有液态烃类中存在溶解外，天然气由生烃的活塞式运聚还有生烃高峰进行的置换形式运聚，表现页岩气成藏机理特点[1]。

1.2 页岩气成藏的主控因素由于页岩气主要特点包括：生成、运移、以及富集，控制页岩气成藏因素主要有：有机质类型及含量、泥页岩组成特点、构造作用、热演化程度大小、还有裂缝发育情况等因素。

（1）岩性还有矿物够成页岩一般被定义成“细粒的碎屑沉积岩”，但在矿物组成方面（比方碳质、硅质还有粘土质等）、构造和结构上有多种样式。

页岩一般由碳酸盐、粘土质、黄铁矿、有机碳还有石英组成。

（2）岩石地化有机特征泥页岩地化有机特点对岩石的储集能力、岩石的生气能力控制作用很大。

（3）泥页埋深还有岩层厚度泥页岩埋深还有厚度和对页岩气成藏具有重要影响。

工业性页岩气藏的形成，泥页岩需要达到一定的厚度，这样有利于储集层还有烃源岩层的形成。

（4）裂缝页岩气在聚集还有运移方面同样受到裂缝影响。

裂缝发育可以增大储层的孔隙度，增加游离气单位面积的的聚集，发育时候的泥页岩裂缝能够促进页岩气进行运移，有利于页岩气的开采还有常规气藏的形成，然而，早期出现很多的裂缝，造成储层的封闭性发生破坏，使得天然气分散还有散失，对页岩气藏保存产生不利影响。

页岩气储层微尺度流动模型研究及应用马平华;李博;李青【摘要】利用尘气模型对页岩气储层纳米级孔喉中的努森扩散和气体分子扩散的扩散系数进行校正.通过尘气模型对二元气体的Knudsen扩散和气体分子扩散进行耦合模拟,表征气体的组分状态变化,获得储层岩心渗透率估值.通过持续测量气体组分的变化确定其有效流动边界,为页岩气的生产诊断、建模和储量估算提供理论依据和数据支持.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(017)005【总页数】4页(P31-33,67)【关键词】页岩气储层;纳米级孔喉;尘气模型;扩散系数【作者】马平华;李博;李青【作者单位】燕山大学石油工程系,河北秦皇岛066004;燕山大学石油工程系,河北秦皇岛066004;大港油田采油工艺研究院,天津300280【正文语种】中文【中图分类】TE312作为非常规天然气，页岩气复杂的储集层地质结构及其“非常规”的储层流动特点给整个页岩气的勘探开发带来了挑战[1]。

在宏观和微观尺度流动方面，页岩气储层具有许多“非常规”的特征和考虑因素[2-3]。

Javadpour在报告中指出页岩气储层的渗透率众数为54×10-9 μm2(纳达西)[4]，为此，一些国外学者对页岩气的微观尺度流动因素进行了研究[5-6]。

本次研究在对各种微观尺度流动模型研究的基础上，提出一个适合在常规油藏工程模拟技术中实施的简单模型。

该模型可以通过定期测量采出气体组分来确定储层的渗透率特性及其有效流动边界的几何形态。

页岩气大部分以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中[2]。

研究表明，页岩的主要储集空间和孔隙类型主要为纳米级的有机质孔隙。

从微观尺度分析，页岩气在低孔渗的储层中主要是由对流流动、Knudsen(努森)扩散和分子扩散等3种机理相互作用而产生运移。

由于Knudsen 扩散和分子扩散的特殊性，适合对流流动的简单模型，无法对具有多种气体组分的页岩气的特性做出正确解释，因此有必要对这2种扩散进行模拟研究。

1 页岩气成藏模式在页岩气藏中，天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中，表现为典型的“原地”成藏模式。

页岩气成藏过程体现了非常复杂的多机理递变特点，除了溶解作用机理以外，还有典型煤层气、典型根缘气和典型常规圈闭气成藏的多重机理，即:①生烃初期的吸附聚集，具有煤层气成藏特点;②大量生烃时期的活塞式运聚，类似于根缘气成藏;③生烃高峰时期的置换式运聚，形成常规圈闭气藏或根缘气[1]。

(张金川，2004)✓早期成藏阶段，主要为生物成因气，以游离相和溶解相形式运移至构造高部位，保存于泥页岩原生孔隙中;✓中期原地聚集成藏阶段，页岩开始大量生成热一裂解气，气体表现为原地聚集，保存于次生孔隙和微裂缝中;✓晚期裂缝调整成藏阶段，主要为干气，页岩气藏封闭体系遭受页岩内部构造及成岩裂缝破坏，页岩气由构造低部位向高部位短距离运移成藏。

从成因角度讲，页岩气可以理解为泥页岩地层中未被及时排出的残留气。

以刘成林为代表的学者的认识[2]刘成林，葛岩，范柏江，等.页岩气成藏模式研究[J].油气地质与采收率，2010,17 (5) :1-5.Boeker 等国外学者的观点页岩具有充足的原位含气量，是形成经济性页岩气藏的前提条件，这要求页岩必须是能产生大量热成因或生物成因气的烃源岩。

由于页岩气储于基质孔隙和/或吸附于有机质表面上，因此页岩必须具有足够的有机质和/或基质隙[3].[3] Bowker K. A. Barnett Shale Gas Production, Fort Worth Basin: lssues and Discussion .AAPG Bulletin,2007,91 (4) :523-533.聂海宽对于页岩气成藏的认识聂海宽等[10] 根据页岩气聚集机理及特征将页岩气聚集成藏的因素分为内部因素和外部因素✓有机碳含量✓成熟度✓岩石热解参数✓微观组分✓矿物组成✓物性参数(孔隙、含水饱和度、密度)✓深度\温度✓压力[10]聂海宽，张金川.页岩气聚集条件及含气量计算:以四川盆地及其周缘下古生界为例[J].地质学报，2012 86 (2) :349 -360.陈更生的研究成果陈更生等[5]研究表明页岩气藏形成的主要条件:✓页岩具有一定厚度有机质含量丰富✓处于生气窗演化阶段以上✓天然裂缝发育✓位于构造低部位或盆地中心等[5]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.张雪芬等[6]总结了页岩气赋存的影响因素✓有机碳含量、✓矿物成分、✓岩石含水量)、✓孔隙度✓渗透率✓温度、✓压力等。

页岩气水平井动态评价方法刘晓华;邹春梅;姜艳东;翟振宇【摘要】页岩气在储层特征、渗流机理、完井工艺和动态特征等方面有别于常规气藏.我国页岩气开发处于探索阶段,总结国外页岩气井动态规律和评价方法,对国内页岩气井动态评价和工艺措施的制定具有借鉴和参考作用.根据国外页岩气水平井生产实践和研究成果,总结了页岩气水平井流动机理和生产特征,并重点剖析了目前页岩气水平井动态评价方法,包括流动特征的识别、有效裂缝参数的计算和改造范围内动态储量确定.从气井流动特征来看,不稳定线性流是页岩气水平井常表现出的流动特征,利用这一阶段的动态数据就能评价水平井压裂后形成的有效裂缝参数；有些井在线性流之后会出现边界流,表示整个改造范围内总体处于衰竭状态,利用这一特征可以评价改造范围内的动态储量.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2013(035)003【总页数】4页(P55-58)【关键词】页岩气;水平井;动态评价;可采储量;产量递减;压裂效果评价【作者】刘晓华;邹春梅;姜艳东;翟振宇【作者单位】中国地质大学,北京100083;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007【正文语种】中文【中图分类】TE37页岩气的储层特征、流动机理、钻完井技术和生产动态特征都有别于常规气藏。

我国页岩气的研究和勘探开发处于探索阶段［1］，总结国外页岩气井动态评价方法，对国内页岩气井产量预测和工艺效果评价具有重要的参考作用。

页岩气是以游离和吸附状态存在于泥页岩地层中的天然气，与常规气藏相比，页岩气储层具有以下几个特征：一是自生自储，页岩本身既是气源岩又是储集层［2］；二是储层物性比较差，页岩气的有效孔隙度一般只有1%～5%，渗透率随裂缝发育程度不同而有很大变化，一般基质渗透率介于10-4～10-6 mD之间［3-4］；三是天然气在页岩中主要以自由气和吸附气两种形式存在，吸附气含量在20%～85%之间，一般 50% 左右［5］。

天然气的地质特征与分布规律天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业、交通和生活领域。

了解天然气的地质特征与分布规律，对于勘探、开采和利用天然气具有重要意义。

本文将从地质特征和分布规律两个方面进行讨论。

一、地质特征1. 产生与形成天然气是在地下深处形成的，主要来源于生物质和煤炭的分解、岩石的变质和油田的生物降解等过程。

在这些过程中，有机物质通过高温和高压逐渐转化为天然气。

2. 存储与运移天然气主要以孔隙气和页岩气的形式存在于地下。

孔隙气是指存储在岩石孔隙中的气体，而页岩气则是嵌藏在页岩中的气体。

天然气通过地下岩石层的孔隙和裂隙进行运移，最终聚集形成储层。

3. 分布与形态天然气在地球上广泛分布，主要集中在陆地和海洋沉积层中。

陆地上的天然气主要集中在盆地和构造带中，如中国的渤海湾盆地和塔里木盆地。

海洋中的天然气则主要嵌藏在大陆架和斜坡区域，如北海和墨西哥湾。

二、分布规律1. 地理分布天然气的地理分布与地壳构造密切相关。

在地质断裂带、板块交界带和褶皱带等活动地壳区域，易形成天然气富集的条件。

另外，富含有机质的沉积岩层也是天然气的重要分布区域。

2. 储量分布天然气的储量分布具有一定的差异性。

全球范围内，俄罗斯、伊朗、卡塔尔等国家拥有丰富的天然气储量。

在中国，天然气主要分布在西北地区的塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地。

3. 勘探和开采难度由于地下地质条件的复杂性，天然气的勘探和开采难度较大。

在深海、高山和极端气候条件下，勘探和开采成本更高，技术要求更为复杂。

因此，天然气的分布规律也会受到勘探和开采难度的影响。

总结：通过对天然气的地质特征和分布规律的探讨，我们可以了解到天然气是在地下深处形成的，以孔隙气和页岩气的形式储存，并在特定地质构造和沉积条件下分布集中。

在勘探和开采中，需要考虑到地下地质条件和技术要求。

进一步研究和了解天然气的地质特征和分布规律，有助于更有效地开发和利用天然气资源，促进能源的可持续发展。

天然气和煤层气，页岩气区别主要有四点区别：1储集机理不同常规天然气以自由状态储存在储层孔隙中。

当气源充足时，计算得出：量主要与孔隙空间的大小有关。

煤层气则以吸附状态赋存在孔隙的表面之上，其据计量与煤层的吸附性密切相关。

2成藏过程不同常规天然气从烃源岩中生成后，经过一定距离的初次运移和二次运移，在储层中聚集，运移方向受流体动力场控制，即天然气主要是在浮力和流体压力的驱使下进行运移；煤层气由煤源岩生成之后直接被煤储层吸附而聚集，这种聚集不受流体动力场的控制而受温压场的控制。

3气藏边界不同常规天然气具有明显的气藏边界，气藏边界内外的天然气具有“是”和“否”性质变化；而煤层气藏与常规天然气藏最大的区别之一就是气藏边界不确定，只要有煤就有煤层气的存在，在某些地质条件下，煤层气相对富集形成煤层气藏。

因此，煤层气藏内外是含气丰度的差别，而不是有气和无气的差别。

4流体状态不同常规天然气藏和煤层气藏都有气相和水相，但它们处于不同的状态：常规天然气藏一般以气相为主，即储集空间被游离的气相所占据，存在少量束缚水，水主要以边水和底水的形式存在于气藏的边部和底部，具有统一的气-水界面；而煤储层中大的孔隙空间主要是被水所占据，水中含有一定量的溶解气，部分孔隙中存在游离气相，气藏中的大部分气体以吸附相存在，占80%以上，即煤层气藏中有吸附气、游离气和溶解气三种存在形式。

I.天然气、煤层气和页岩气之间的关系和相似性专业上把天然气称为常规天然气，而把煤层气与页岩气称为非常规天然气，其本质都它是“天然气”，即天然形成的气体。

它们都是埋藏在沉积地层中的古代生物遗骸。

通过地质作用形成的化石燃料是自然形成的清洁优质能源，这是它们的共同点。

1.常规天然气（natualgas）是一种多组分的混合气态化石燃料，主要成分是甲烷（ch4）,还有少量乙烷、丙烷和丁烷。

成分相对复杂，比重约为0.65。

它比空气轻，无色无味，无毒。

2.煤层气（coalbed）俗称“瓦斯”，主要成分是甲烷，成分较简单，是基本上未运移煤层外，煤层气以吸附和游离状态存在于煤层及其围岩中。