本文關(guān)鍵詞： 頁(yè)巖氣 吸附 主控因素 吸附實(shí)驗(yàn) 吸附模型　出處：《東北石油大學(xué)》2015年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：隨著世界油氣能源供給的日趨緊張和常規(guī)油氣勘探開發(fā)形勢(shì)的日趨嚴(yán)峻,非常規(guī)油氣資源,包括頁(yè)巖油氣、煤層氣、致密砂巖油氣等已引起人們的高度重視。北美勘探實(shí)踐表明非常規(guī)油氣中,目前發(fā)展勢(shì)頭最快、潛力最大的當(dāng)屬頁(yè)巖氣。頁(yè)巖氣的賦存方式分為游離氣、吸附氣和溶解氣。對(duì)于頁(yè)巖氣中吸附氣的比例構(gòu)成,前人研究成果表明,不同頁(yè)巖氣產(chǎn)層有很大不同,但普遍占有較高比例,一般介于40%~85%之間。此外,吸附態(tài)的存在還將提高頁(yè)巖氣的保存能力�；谏鲜稣J(rèn)識(shí),吸附態(tài)的賦存方式被認(rèn)為是頁(yè)巖氣能夠被成功勘探開發(fā)的重要因素。為此,有必要對(duì)影響泥頁(yè)巖吸附氣量的主控因素進(jìn)行研究。以往對(duì)于吸附氣量主控因素的研究往往是多因素的復(fù)合,如有機(jī)質(zhì)豐度與頁(yè)巖吸附能力的關(guān)系可能同時(shí)包含了有機(jī)質(zhì)成熟度、溫度、濕度等其它因素的影響,毫無(wú)疑問(wèn)對(duì)單一因素的逐一揭示更具說(shuō)服力,為此本次設(shè)計(jì)開展了系列平行實(shí)驗(yàn),以求最大限度地揭示各因素的影響力。通過(guò)系列平行實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬揭示了有機(jī)碳含量、有機(jī)質(zhì)成熟度、天然氣組成、溫壓和濕度等對(duì)泥頁(yè)巖吸附能力的影響,結(jié)果表明:(1)微小孔隙(3nm)是泥頁(yè)巖比表面積的主要貢獻(xiàn)者,其貢獻(xiàn)比例占80%左右,有機(jī)質(zhì)熱演化過(guò)程中會(huì)產(chǎn)生大量的微孔(2nm),比表面積大量增加,吸附氣量顯著增大;(2)泥頁(yè)巖對(duì)CO2、N2吸附能力高于CH4,暗示在進(jìn)行頁(yè)巖氣開采時(shí)可注入CO2和N2提高CH4采收率;(3)蘭格繆爾模型的擬合程度較好說(shuō)明泥頁(yè)巖對(duì)天然氣的吸附為單分子層吸附。吸附勢(shì)模型的地質(zhì)外推說(shuō)明了地質(zhì)條件下溫壓共同作用下泥頁(yè)巖吸附能力隨埋深增加呈先增大后減小的趨勢(shì),而孔隙度一定情況下泥頁(yè)巖儲(chǔ)存游離氣能力隨深度增加則呈逐漸增大的趨勢(shì),泥頁(yè)巖吸附能力與儲(chǔ)存游離氣能力變化趨勢(shì)的不一致會(huì)造成一定地質(zhì)條件下吸附氣量與游離氣的轉(zhuǎn)化,有利于頁(yè)巖氣的保存;(4)泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)熱演化過(guò)程中親水NSO官能團(tuán)會(huì)逐漸降解,潤(rùn)濕性隨之變小,吸附氣量隨之增大,成巖作用是溫度、壓力和水介質(zhì)條件共同作用的結(jié)果,單純溫度的升高不會(huì)造成粘土礦物的轉(zhuǎn)化;(5)泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)的成熟度、天然氣組分和地質(zhì)環(huán)境(包括溫度、壓力和濕度)均會(huì)影響泥頁(yè)巖的吸附能力,其中濕度影響較小,其影響往往會(huì)被有機(jī)質(zhì)豐度等因素的影響掩蓋。
[Abstract]:With the increasing shortage of oil and gas energy supply in the world and the increasingly severe situation of conventional oil and gas exploration and development, unconventional oil and gas resources, including shale oil and gas, coal bed methane, The exploration practice in North America shows that among the unconventional oil and gas, shale gas has the fastest development momentum and the most potential is shale gas. The occurrence of shale gas is divided into free gas. For the proportion of adsorbed gas in shale gas, the former research results show that different shale gas production layers are very different, but generally occupy a high proportion, generally between 40% and 85%. The existence of adsorbed state will also improve the ability to preserve shale gas. Based on the above understanding, the mode of occurrence of adsorption state is considered to be an important factor for the successful exploration and development of shale gas. It is necessary to study the main factors that influence the amount of gas adsorbed by shale. For example, the relationship between organic matter abundance and shale adsorption capacity may include the influence of organic matter maturity, temperature, humidity and other factors, so it is undoubtedly more convincing to reveal a single factor one by one. Therefore, a series of parallel experiments were carried out to maximize the influence of various factors. The organic carbon content, maturity of organic matter and composition of natural gas were revealed through a series of parallel experiments and numerical simulations. The effects of temperature, pressure and humidity on the adsorption capacity of shale show that: 1) small pore size 3nm) is the main contributor of shale specific surface area, and its contribution ratio is about 80%. During the thermal evolution of organic matter, a large number of micropores can be produced, and the specific surface area increases greatly. Adsorption capacity of shale to CO _ 2N _ 2 is higher than that of Ch _ 4, suggesting that CO2 and N _ 2 can be injected into shale gas to increase CH4 recovery. The fitting degree of Langmuir model shows that shale adsorbs natural gas better. The geo-extrapolation of the adsorption potential model shows that the adsorption capacity of shale increases first and then decreases with the increase of buried depth under the combined action of temperature and pressure. Under the condition of constant porosity, the storage capacity of free gas of shale increases with the depth of shale, and increases gradually with the increase of porosity. The inconsistency between shale adsorption capacity and storage free gas capacity will result in the transformation of adsorption gas and free gas under certain geological conditions. During the thermal evolution of shale organic matter, the hydrophilic NSO functional group will gradually degrade, the wettability will become smaller, and the amount of adsorbed gas will increase. The diagenesis is the result of the combined action of temperature, pressure and water medium condition. The increase of temperature will not result in the maturation of organic matter in shale. The composition of natural gas and geological environment (including temperature, pressure and humidity) will affect the adsorption ability of shale. Its influence will often be masked by factors such as the abundance of organic matter.
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號(hào)】：P618.13

【共引文獻(xiàn)】

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本文編號(hào)：1548425