本文選題：頁(yè)巖氣運(yùn)移　切入點(diǎn)：表面吸附擴(kuò)散　出處：《西南科技大學(xué)》2017年碩士論文

【摘要】：頁(yè)巖氣在頁(yè)巖微納米孔隙和裂縫系統(tǒng)中的流動(dòng)是一個(gè)多物理場(chǎng)耦合的復(fù)雜過(guò)程。準(zhǔn)確理解頁(yè)巖氣在頁(yè)巖中的運(yùn)移對(duì)頁(yè)巖氣的高效開(kāi)采有著重要的意義。本文考慮頁(yè)巖固體變形和包括黏性流、Knudsen擴(kuò)散和表面吸附擴(kuò)散的多重流動(dòng)機(jī)制,利用COMSOL Multiphysics軟件對(duì)頁(yè)巖氣的運(yùn)移進(jìn)行了數(shù)值模擬和參數(shù)分析。重點(diǎn)關(guān)注頁(yè)巖變形情況下,表面吸附擴(kuò)散和頁(yè)巖儲(chǔ)層特性參數(shù)對(duì)頁(yè)巖氣流動(dòng)能力的影響。本文的主要工作包括:(1)基于各向同性彈性孔隙介質(zhì)的Biot理論,考慮固體變形和多重流動(dòng)機(jī)制的耦合,即應(yīng)力-滲流耦合,分別建立了頁(yè)巖儲(chǔ)層單孔介質(zhì)模型和雙孔介質(zhì)模型的流固耦合方程。包括頁(yè)巖儲(chǔ)層變形平衡方程、頁(yè)巖氣體流動(dòng)控制方程、孔隙度演化方程和視滲透率方程。(2)基于頁(yè)巖儲(chǔ)層單孔介質(zhì)模型,對(duì)單軸應(yīng)變和應(yīng)力約束條件下的頁(yè)巖氣運(yùn)移進(jìn)行了數(shù)值模擬,定量分析了表面吸附擴(kuò)散和頁(yè)巖儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)表征頁(yè)巖氣流動(dòng)能力的固有滲透率、視滲透率和Knudsen數(shù)的影響。研究發(fā)現(xiàn):頁(yè)巖氣的運(yùn)移取決于孔隙壓力、解吸附、Knudsen擴(kuò)散和表面吸附擴(kuò)散等因素相互競(jìng)爭(zhēng)的結(jié)果。表面吸附擴(kuò)散與Knudsen擴(kuò)散是相互獨(dú)立的兩種流動(dòng)機(jī)制,是決定頁(yè)巖氣流動(dòng)能力的兩個(gè)關(guān)鍵因素。尤其隨著壓力的降低,表面吸附擴(kuò)散的影響更加明顯,忽略該影響將給出更低的視滲透率,即更弱的氣體流動(dòng)能力。相比表面吸附擴(kuò)散和Knudsen擴(kuò)散,頁(yè)巖變形對(duì)滲透率和Knudsen數(shù)的影響很小。其中,影響頁(yè)巖氣流動(dòng)Knudsen數(shù)的參數(shù)包括頁(yè)巖初始孔隙率、頁(yè)巖初始滲透率、孔隙體積模量和頁(yè)巖邊界壓力;對(duì)視滲透率有較大影響的參數(shù)有頁(yè)巖初始孔隙率、頁(yè)巖初始滲透率、頁(yè)巖初始楊氏模量、孔隙體積模量、Langmuir壓力常數(shù)、Langmuir體積應(yīng)變、頁(yè)巖邊界壓力和約束應(yīng)力;而對(duì)固有滲透率產(chǎn)生較明顯影響的參數(shù)則包括頁(yè)巖初始楊氏模量、頁(yè)巖顆粒體積模量、孔隙體積模量、Langmuir壓力常數(shù)、Langmuir體積應(yīng)變、孔隙吸附應(yīng)變與頁(yè)巖吸附應(yīng)變比值、頁(yè)巖邊界壓力和約束應(yīng)力。此外,在應(yīng)力約束條件下,頁(yè)巖氣流動(dòng)能力通常比單軸應(yīng)變條件下稍弱,各參數(shù)對(duì)頁(yè)巖氣流動(dòng)能力的影響與單軸應(yīng)變條件下相似。(3)基于頁(yè)巖儲(chǔ)層雙孔介質(zhì)模型,對(duì)單軸應(yīng)變條件下的頁(yè)巖氣運(yùn)移進(jìn)行了數(shù)值模擬和參數(shù)分析。研究表明:當(dāng)存在天然裂縫時(shí),基質(zhì)孔隙中的頁(yè)巖氣流動(dòng)明顯加快,但對(duì)于給定的孔隙壓力,頁(yè)巖氣在基質(zhì)孔隙中的流動(dòng)能力幾乎沒(méi)有改善。由于裂縫系統(tǒng)的高滲透率,裂縫系統(tǒng)的表面吸附擴(kuò)散對(duì)基質(zhì)孔隙中頁(yè)巖氣流動(dòng)能力和流動(dòng)速率的影響可以忽略。裂縫系統(tǒng)對(duì)基質(zhì)孔隙系統(tǒng)流動(dòng)能力的影響主要通過(guò)改變頁(yè)巖的固體變形來(lái)實(shí)現(xiàn),主要的影響參數(shù)有裂縫系統(tǒng)的Langmuir壓力常數(shù)、Langmuir體積應(yīng)變以及裂縫系統(tǒng)的楊氏模量。
[Abstract]:The flow of shale gas in shale micropore and fracture system is a complicated process of multi-physical field coupling. It is important to understand accurately the migration of shale gas in shale gas production. Shale solid deformation and multiple flow mechanisms including viscous flow Knudsen diffusion and surface adsorption diffusion, The numerical simulation and parameter analysis of shale gas migration are carried out by using COMSOL Multiphysics software. The influence of surface adsorption diffusion and shale reservoir characteristic parameters on shale gas flow capacity. The main work of this paper includes: 1) based on the Biot theory of isotropic elastic porous media, the coupling of solid deformation and multi-flow mechanism is considered. That is, stress-percolation coupling, the fluid-solid coupling equations of single pore medium model and two-pore medium model of shale reservoir are established respectively, including shale reservoir deformation equilibrium equation, shale gas flow control equation. Based on the single pore medium model of shale reservoir, the migration of shale gas under uniaxial strain and stress constraints is numerically simulated. The effects of surface adsorption diffusion and shale reservoir parameters on the intrinsic permeability, apparent permeability and Knudsen number of shale gas flow are quantitatively analyzed. It is found that the migration of shale gas depends on pore pressure. Desorption Knudsen diffusion and surface adsorption diffusion are competing results. Surface adsorption diffusion and Knudsen diffusion are two independent flow mechanisms and two key factors determining shale gas flow capacity, especially with the decrease of pressure. The effect of surface adsorption diffusion is more obvious. Ignoring this effect will result in lower apparent permeability, that is, weaker gas flow capacity. Compared with surface adsorption diffusion and Knudsen diffusion, shale deformation has little effect on permeability and Knudsen number. The parameters affecting Knudsen number of shale gas flow include shale initial porosity, shale initial permeability, pore volume modulus and shale boundary pressure. The initial Young's modulus of shale, pore volume modulus and Langmuir pressure constant of Langmuir volume strain, shale boundary pressure and confining stress, and the parameters that have obvious influence on the inherent permeability include the initial Young's modulus of shale, the volume modulus of shale particle, the volume modulus of shale particle. The pore volume modulus of Langmuir pressure constant is Langmuir volume strain, the ratio of pore adsorption strain to shale adsorption strain, shale boundary pressure and confined stress. In addition, the flow capacity of shale gas is usually slightly weaker than that under uniaxial strain. The influence of each parameter on shale gas flow capacity is similar to that under uniaxial strain condition. The numerical simulation and parameter analysis of shale gas migration under uniaxial strain conditions are carried out. The results show that the shale gas flow in matrix pores accelerates obviously when there are natural fractures, but for a given pore pressure, The flow capacity of shale gas in matrix pores has hardly improved. Due to the high permeability of fracture system, The influence of surface adsorption diffusion of fracture system on shale gas flow capacity and flow rate in matrix pores can be neglected. The effect of fracture system on the flow capacity of matrix pore system is mainly realized by changing the solid deformation of shale. The main influencing parameters are the Langmuir pressure constant and the Young's modulus of the fracture system.
【學(xué)位授予單位】：西南科技大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類(lèi)號(hào)】：TE31

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本文編號(hào)：1674504