俞凌杰，范　明，騰格爾，劉友祥

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫　214126；2.中國石油化工集團(tuán)公司 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無錫　214126)

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埋藏條件下頁巖氣賦存形式研究

俞凌杰1,2，范明1,2，騰格爾1,2，劉友祥1,2

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫214126；2.中國石油化工集團(tuán)公司 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無錫214126)

摘要：以川東南龍馬溪組頁巖為主要研究對象，開展埋藏條件下頁巖氣賦存形式定量研究。重點(diǎn)基于重量法等溫吸附實(shí)驗(yàn)，分析TOC含量、溫度、濕度對吸附能力的影響，并通過建立3個(gè)主要因素與吸附能力的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系來獲取埋藏條件下的吸附氣量。另外，通過總孔隙空間扣除孔隙水和吸附氣占據(jù)空間來厘定游離氣占據(jù)空間，并基于甲烷狀態(tài)方程(PR方程)獲取游離氣密度，從而構(gòu)建埋藏條件下游離氣賦存計(jì)算方法。超壓條件下吸附氣隨埋深呈下降趨勢，而游離氣增加明顯并成為主要賦存形式。定量計(jì)算了焦頁1井22個(gè)頁巖樣品(主要取自底部38 m優(yōu)質(zhì)層段)的賦存量。焦頁1井優(yōu)質(zhì)段吸附氣占比27.1%～47.8%，平均占比為34.3%，而游離氣占比52.2%～72.9%，平均占比為65.7%。

關(guān)鍵詞：賦存特征；吸附氣；游離氣；頁巖氣；龍馬溪組；川東南

頁巖氣是指以游離、吸附和溶解狀態(tài)賦存于暗色泥頁巖中的天然氣，是典型的“自生自儲(chǔ)”系統(tǒng)[1]。富有機(jī)質(zhì)泥頁巖這種細(xì)粒低滲透地層單元中既具有豐富的有機(jī)質(zhì)孔、黏土礦物晶間孔等納米、微米級基質(zhì)孔隙，又具有層理縫、構(gòu)造縫等更大尺度的儲(chǔ)集空間，可以儲(chǔ)存大量游離氣，同時(shí)借助有機(jī)質(zhì)和黏土礦物表面的吸附作用使得吸附氣得以賦存。埋藏條件下頁巖氣賦存形式具有多樣性和特殊性，受控于多種因素，是內(nèi)外因耦合作用下的綜合反映[2-3]。賦存形式的定量在很大程度上將影響到頁巖氣藏的地質(zhì)儲(chǔ)量評估。據(jù)Curtis[4]統(tǒng)計(jì)，美國5套頁巖氣藏中吸附氣量占比可達(dá)總含量的20%～85%。張雪芬等[5]綜述了頁巖氣的賦存形式及其影響因素，包括頁巖氣成因、頁巖物質(zhì)組成(有機(jī)碳含量、礦物成分、巖石含水量)、巖石結(jié)構(gòu)(孔隙度、滲透率)和溫度、壓力等。Hildenbrand等[6]針對煤吸附能力影響因素研究，建立了埋藏條件下煤層氣吸附量預(yù)測模板。王飛宇等[7]以Barnett頁巖為例，提出了頁巖氣中賦存量的算法，并利用油氣系統(tǒng)模擬軟件實(shí)現(xiàn)了OGIP量空間分布計(jì)算。Hao Fang等[8]基于埋藏—抬升過程中溫度、壓力及孔隙系統(tǒng)的演化，提出了吸附氣、游離氣動(dòng)態(tài)賦存模型。Zhou Qin等[9]結(jié)合四川盆地威遠(yuǎn)地區(qū)生烴史—埋藏史特征，定量計(jì)算了下寒武統(tǒng)和下志留統(tǒng)2套頁巖中游離氣量賦存演化特征。

本文則考慮以高壓等溫吸附研究為基礎(chǔ)，針對川東南龍馬溪組頁巖，通過系統(tǒng)研究TOC含量、溫度、濕度等主要因素對吸附氣賦存的影響，并進(jìn)一步基于游離氣空間和游離氣密度的厘定來研究埋藏條件下頁巖氣賦存變化，以期為頁巖氣賦存定量提供科學(xué)依據(jù)。

1實(shí)驗(yàn)方法與儀器

1.1研究樣品

研究中選取的樣品主要取自川東南地區(qū)頁巖氣鉆井巖心(上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)龍馬溪組)，演化程度已處于高—過成熟階段，等效鏡質(zhì)體反射率Ro為2.2%～2.5%。

1.2實(shí)驗(yàn)儀器

對樣品開展地球化學(xué)性質(zhì)、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、吸附性能等詳細(xì)測試。

TOC含量測試采用LECO CS-200型紅外碳硫測試儀進(jìn)行表征。頁巖含水飽和度測試則通過105 ℃真空干燥前后樣品失水重量以及干燥樣品氣體法孔隙度2個(gè)參數(shù)計(jì)算得到。

比表面積及微孔隙特征則采用精微高博JW-BK200C型比表面積及微孔分析儀進(jìn)行表征，選取粒度為0.83～1.70 mm的樣品約15 g，經(jīng)150 ℃高溫加熱并抽真空預(yù)處理4 h以上，以充分脫除水分及雜質(zhì)氣體。然后以高純氮?dú)鉃槲劫|(zhì)，在77.35 K(-195.6 ℃)溫度下測定不同相對壓力下的吸附量。數(shù)據(jù)處理模型上，介孔選用BJH法[10]，而微孔選用HK法[11]，比表面積則采用BET法[12]。

采用的等溫吸附儀為荷蘭安米德Rubotherm高溫高壓重量法吸附儀，最高測試壓力35 MPa，最高溫度150 ℃。核心部件是高精度磁懸浮天平，精度為10 μg。儀器采用循環(huán)油浴加熱方式，溫度長時(shí)間波動(dòng)范圍可控制在0.2 ℃以內(nèi)。完整的等溫吸附流程包括空白實(shí)驗(yàn)、浮力實(shí)驗(yàn)和吸附實(shí)驗(yàn)3個(gè)步驟?？瞻讓?shí)驗(yàn)不裝樣品，采用N2作為介質(zhì)，獲取樣品框體積和重量。裝樣后的浮力實(shí)驗(yàn)則采用He作為介質(zhì)，獲取樣品重量及體積。吸附實(shí)驗(yàn)采用純度為99.99%的甲烷氣，研究中最高實(shí)驗(yàn)壓力為27 MPa，設(shè)定了16～17個(gè)壓力點(diǎn)。相關(guān)測試流程及數(shù)據(jù)處理方法見文獻(xiàn)[13]。

2結(jié)果與討論

2.1吸附氣賦存影響因素

2.1.1TOC含量的影響

較多研究已表明，頁巖的吸附性能與TOC含量密切相關(guān)，但前人研究中多采用體積法來測試吸附性能，測試最高壓力一般不超過15 MPa[14-16]。本研究中則選擇川東南龍馬溪組頁巖不同TOC含量樣品，采用重量法高壓等溫吸附測試(最高壓力大于25 MPa)，詳細(xì)測試結(jié)果見表1。

圖1為30 ℃條件下TOC含量與Langmuir體積(即最大吸附量)之間的關(guān)系，可以看出，在相同溫度條件下，頁巖的吸附量與TOC含量呈明顯的正相關(guān)關(guān)系。圖2為TOC含量與Langmuir壓力之間的關(guān)系，兩者之間呈明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系，并依此建立了川東南龍馬溪組頁巖TOC含量與等溫吸附參數(shù)(Langmuir體積VL和Langmuir壓力PL)間的關(guān)系式：

VL=0.372 5w(TOC)+1.737 5R2=0.833 9

(1)

PL=-0.327 3w(TOC)+3.002 2R2=0.852 4

(2)

TOC含量對等溫吸附參數(shù)的影響，主要受控于甲烷分子與頁巖孔隙內(nèi)表面的接觸面積及兩者之間的作用力。因此，比表面積越大，則吸附量越大。龍馬溪組頁巖有機(jī)質(zhì)內(nèi)孔發(fā)育，且有機(jī)質(zhì)內(nèi)孔尤其是2 nm以下的微孔部分是比表面積的主要貢獻(xiàn)者，可為吸附氣提供主要賦存空間。圖3為焦頁1井24個(gè)頁巖樣品微孔和介孔對比表面積貢獻(xiàn)比例的統(tǒng)計(jì)，可以看出，微孔的貢獻(xiàn)比例普遍大于60%，甚至高于80%，平均貢獻(xiàn)比例達(dá)到70.5%。TOC含量對Langmuir壓力PL的影響則主要考慮有機(jī)質(zhì)為表面吸附提供的空位作用強(qiáng)度，TOC含量越高，則有機(jī)質(zhì)提供的表面活性吸附空位更多，有機(jī)質(zhì)提供的氫鍵與甲烷分子的作用力更強(qiáng)，吸附上去的甲烷越難脫附，只有壓力下降到更低才能脫附出來。為此，TOC一方面可提供更多的有機(jī)質(zhì)吸附空位，同時(shí)又增強(qiáng)了甲烷分子在表面的吸附力，因此導(dǎo)致TOC含量與Langmuir體積呈正比，而與Langmuir壓力呈反比。

圖1　TOC含量與Langmuir體積的關(guān)系(30 ℃)Fig.1　Relationship between TOC content and Langmuir volume under 30 ℃

圖2　TOC含量與Langmuir壓力的關(guān)系(30 ℃)Fig.2　Relationship between TOC content and Langmuir pressure at 30 ℃表1　川東南龍馬溪組不同TOC含量頁巖樣品吸附能力Table 1　Adsorption capacity of shale samples with different TOC contents collected from the Longmaxi Formation, southeastern Sichuan

樣品編號(hào)w(TOC)/%比表面積/(m2·g-1)吸附法總孔容/(mL·g-1)高壓等溫吸附測試溫度/℃Langmuir體積VL/(m3·t-1)Langmuir壓力PL/MPaWX-13.3820.60.0224WX-13.3820.60.0224WX-13.3820.60.0224WX-23.6917.80.0251WX-23.6917.80.0251WX-23.6917.80.0251WX-35.5925.70.0158WX-45.4429.50.0175WX-54.4521.50.0155WX-64.2118.90.0139WX-73.1218.60.0148WX-83.0517.30.0140WX-94.5217.80.0183WX-94.5217.80.0183WX-94.5217.80.0183WX-94.5217.80.0183WX-101.4512.20.0121WX-111.3511.90.0116WX-122.7615.90.0181306080306080303030303030304560803030303.121.643.022.492.913.533.081.632.972.672.943.603.851.163.851.473.421.403.511.552.872.202.381.803.122.142.922.592.843.332.633.972.402.572.142.783.132.01

圖3　川東南焦頁1井頁巖樣品微孔 和介孔對比表面積的貢獻(xiàn)Fig.3　Contribution to specific surface area of micropores and mesopores in shale samples collected from well Jiaoye1, southeastern Sichuan

2.1.2溫度的影響

甲烷在頁巖表面的吸附是一個(gè)放熱過程，隨著溫度增加，氣體的吸附能力將降低。對于單一樣品而言，前人研究中通常通過構(gòu)建Langmuir參數(shù)的對數(shù)值與絕對溫度的倒數(shù)(1/T)關(guān)系來表示。Zhang Tongwei等[14]通過lnK—1/T關(guān)系(K為Langmuir常數(shù)，即Langmuir壓力PL的倒數(shù))，研究了不同成熟度的Barnett頁巖在不同溫度下的吸附性能以及不同類型干酪根吸附性能與溫度的關(guān)系。Ji Liming[15]等研究了粒徑、溫度對黏土礦物吸附性能的影響，建立了不同類型黏土礦物lnK—1/T關(guān)系。閆建萍等[17]研究了川南長寧地區(qū)龍馬溪組頁巖不同溫度下的吸附性能，并構(gòu)建了吸附參數(shù)與1/T的關(guān)系。但本研究中為最終計(jì)算不同頁巖埋藏條件下吸附氣量，則考慮在前述已建立的30 ℃條件下Langmuir參數(shù)與TOC含量經(jīng)驗(yàn)關(guān)系的基礎(chǔ)上(式(1)和(2))，進(jìn)一步以30 ℃條件下Langmuir參數(shù)為參照，建立可推測其他溫度條件下Langmuir參數(shù)的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系。

本研究共選擇3個(gè)頁巖樣品開展30～80 ℃條件下高壓吸附研究(最高壓力大于25 MPa)。圖4和圖5即為所構(gòu)建的Langmuir參數(shù)變化量與絕對溫度變化量之間的關(guān)系圖。Langmuir體積變化率(VL/VL0)、Langmuir壓力變化率(PL/PL0)與絕對溫度增加率(ΔT/T0)之間的關(guān)系式滿足：

VL/VL0=-0.506(ΔT/T0)+0.995 2

R2=0.551 9

(3)

PL/PL0=6.511 4(ΔT/T0)+0.965 9

R2=0.949 2

(4)

式中：T0為30 ℃參照溫度對應(yīng)的絕對溫度，303 K；T為絕對溫度，K；VL0、PL0為T0條件下對應(yīng)的吸附參數(shù)；VL、PL為T條件下對應(yīng)的吸附參數(shù)。

2.1.3濕度的影響

埋藏條件下頁巖中均含有一定程度的束縛水，考慮到無機(jī)基質(zhì)孔隙(主要為黏土礦物晶間孔及顆粒粒緣縫)主要為親水性質(zhì)，而有機(jī)孔隙則為疏水性質(zhì)，所以束縛水更容易存在于無機(jī)孔隙中，但有機(jī)質(zhì)表面并非完全非潤濕性的，所以水分子仍有可能占據(jù)有機(jī)質(zhì)表面吸附位，與甲烷分子形成競爭關(guān)系，從而影響吸附能力。圖6為焦石壩地區(qū)焦頁A井和焦頁B井2口井含水飽和度與TOC含量的關(guān)系，可以看出實(shí)測頁巖的含水飽和度分布在20%～60%之間，且含水飽和度與TOC含量之間呈負(fù)相關(guān)性，滿足關(guān)系式：

Sw=-6.092 7w(TOC)+55.321R2=0.666 6

(5)

圖4　Langmuir體積與溫度的關(guān)系Fig.4　Relationship between Langmuir volume and temperature

圖5　Langmuir壓力與溫度的關(guān)系Fig.5　Relationship between Langmuir pressure and temperature

圖6　川東南焦石壩地區(qū)焦頁A井和 焦頁B井含水飽和度與TOC含量關(guān)系Fig.6　Relationship between TOC content and water saturation degree of wells Jiaoye A and B in Jiaoshiba area, southeastern Sichuan Basin

頁巖濕度對吸附能力會(huì)有顯著影響，前人研究均表明頁巖平衡水后吸附能力將大幅下降[14,16,18]。Merkel等[19]研究表明，當(dāng)頁巖含水量較低時(shí)，隨著含水量增加，吸附量下降明顯，但存在一個(gè)閾值，即當(dāng)含水量高于1 mmol/g后，即使含水量再增加，吸附量則趨于穩(wěn)定，并推薦采用平衡濕度為53%(部分飽和)或者97%(完全飽和)時(shí)的吸附量來作為埋藏條件下吸附氣量。筆者收集整理前人研究中關(guān)于平衡水頁巖與干燥頁巖吸附量對比數(shù)據(jù)(圖7)，從兩者線性關(guān)系來看，含水頁巖吸附能力約為干燥頁巖的50%。

2.2埋藏條件下頁巖氣賦存形式

埋藏條件下，頁巖氣的賦存形式及賦存量受地層溫度、壓力、孔隙空間及含水(氣)飽和度等因素制約?；谇笆鲆呀⒌慕?jīng)驗(yàn)關(guān)系，則可在給定壓力系數(shù)、地溫梯度及含水飽和度條件下計(jì)算不同埋藏條件下頁巖中的吸附氣、游離氣賦存量及賦存比例。為獲取不同頁巖埋藏條件下的賦存量，則考慮利用TOC參數(shù)來關(guān)聯(lián)，計(jì)算可分為以下8個(gè)步驟：

圖7　含水頁巖與干燥頁巖吸附能力對比Fig.7　Adsorption capacity contrast between moisture equilibrated and dry shale

(1)利用TOC含量與等溫吸附參數(shù)經(jīng)驗(yàn)關(guān)系計(jì)算得到30 ℃條件下的等溫吸附參數(shù)(式(1)和式(2))。

(3)根據(jù)壓力系數(shù)和地溫梯度，獲取不同埋深處的溫度、孔隙壓力值，并根據(jù)上一步驟中的等溫吸附參數(shù)，計(jì)算得到不同埋深處的吸附量(實(shí)為干燥基頁巖吸附量)。

(4)根據(jù)圖7中平衡水頁巖與干燥頁巖吸附量關(guān)系，選用50%作為折扣系數(shù)，得到實(shí)際埋藏條件下的頁巖吸附量。

(5)利用吸附氣量計(jì)算出吸附氣所占據(jù)的孔隙空間，吸附氣密度選取文獻(xiàn)中通用數(shù)據(jù)0.421g/mL[20-21]。

(6)計(jì)算游離氣賦存空間。游離氣賦存空間為總孔隙空間中扣除孔隙水以及吸附氣所占據(jù)的空間，可表示為：

Vf=Vt(1-Sw)-Va

(6)

式中：Vf為游離氣可占據(jù)空間；Vt為總孔隙空間；Sw為含水飽和度；Va為吸附氣所占據(jù)空間。

總孔隙空間計(jì)算時(shí)，可采用實(shí)測樣品孔隙度和視密度數(shù)據(jù)或通過已構(gòu)建的研究區(qū)內(nèi)孔隙度、視密度與TOC含量經(jīng)驗(yàn)關(guān)系來得到。

頁巖含水飽和度，若有實(shí)測含水飽和度，則應(yīng)以實(shí)測含水飽和度為準(zhǔn)，不然則可利用式(5)建立的焦石壩頁巖TOC含量與含水飽和度關(guān)系。

(7)獲取埋藏條件下游離氣甲烷密度?？筛鶕?jù)甲烷狀態(tài)方程來得到，也可通過NIST提供的網(wǎng)站http://webbook.nist.gov/chemistry/或REEPROP軟件來獲取。本研究中采用甲烷狀態(tài)方程Peng-Robinson(PR)方程來計(jì)算不同溫壓下游離氣密度。PR方程可表示為：

由于耕土層同為新近填土層，還沒有完成自重固結(jié)，其物理力學(xué)性質(zhì)各向差異性大，所以推薦其承載力特征值的經(jīng)驗(yàn)值為fak=80kPa。

式中：

f(w)=0.374 64+1.542 26w-0.269 92w2

另有，w為偏心因子，無量綱，取值為0.011 3；Tc和Pc分別為甲烷的臨界溫度及壓力，分別取值為191 K和4.6 MPa；R為普適氣體常數(shù)，取值8.314 472 m3·Pa/(K·mol)；T和P為實(shí)際溫度及壓力，單位分別為K 和MPa；V′為氣體密度，單位為m3/mol，可進(jìn)一步換算為g/mL。

(8)根據(jù)游離氣賦存空間及游離氣密度得到游離氣賦存量，并結(jié)合第(4)步得到的吸附量，最終獲取埋藏條件下頁巖氣賦存特征。

基于上述步驟，表2給出了一個(gè)計(jì)算實(shí)例，根據(jù)頁巖品質(zhì)條件、壓力系數(shù)和地溫梯度可得到不同深度下的頁巖氣賦存量。

圖8和圖9為依據(jù)表2中數(shù)據(jù)所構(gòu)建的埋藏條件下吸附氣和游離氣賦存量及賦存比例變化。從圖8中可以看出，對于預(yù)設(shè)的參數(shù)條件(相當(dāng)于焦石壩龍一下段特征)，隨著埋深增加，吸附氣含量變化不大，2 000 m以下逐漸下降；而游離氣含量則隨著埋深增加明顯增加，并在埋深超過約1 000 m后逐漸成為主要賦存形式，對照圖9中吸附氣和游離氣的賦存比例，在當(dāng)前焦石壩主體約2 500 m埋深處，吸附氣∶游離氣的比值約為3∶7。

圖8　埋藏條件下頁巖氣賦存量變化曲線Fig.8　Shale gas storage capacity change curves under burial condition表2　埋藏條件下頁巖氣賦存量計(jì)算實(shí)例Table 2　An example of shale gas storage capacity calculation under burial condition

埋藏條件深度/m地溫/℃地溫/K孔隙壓力/MPa吸附氣賦存VL/(m3·t-1)PL/MPa干燥吸附氣量/(m3·t-1)含水吸附氣量/(m3·t-1)吸附氣占據(jù)空間/(mL·g-1)游離氣賦存游離氣占據(jù)空間/(mL·g-1)游離氣密度/(g·mL-1)游離氣量/(m3·t-1)賦存量及比例總氣量/(m3·t-1)游離氣比例/%吸附氣比例/%50034.5307.57.23.41.62.781.3900.00235830.0117350.0511710.842.2337.762.380042.0315.011.53.31.92.831.4150.00240070.0116930.0828301.362.7848.950.9100047.0320.014.43.32.02.901.4500.00246010.0116330.1021831.663.1153.446.6120052.0325.017.33.32.22.931.4650.00248560.0116080.1199291.953.4257.042.8160062.0335.023.03.22.52.891.4450.00245160.0116420.1484192.423.8762.537.3200072.0345.028.83.22.92.911.4550.00246860.0116250.1717312.794.2565.634.2250084.5357.536.03.13.32.841.4200.00240920.0116840.1939433.174.5969.130.9300097.0370.043.23.03.72.761.3800.00234140.0117520.2115313.484.8671.628.43500109.5382.550.42.94.12.681.3400.00227350.0118200.2251433.735.0773.626.44000122.0395.057.62.94.52.691.3450.00228200.01181100.2368273.925.2774.425.54500134.5407.564.82.84.92.601.3000.00220560.01188800.2462744.105.4075.924.15000147.0420.072.02.75.32.511.2550.00212930.01196400.2546384.275.5377.222.76000172.0445.086.42.66.12.431.2150.00206140.01203200.2676234.515.7378.721.27000197.0470.0100.82.47.02.241.1200.00190020.01219300.2782654.755.8780.919.18000222.0495.0115.22.37.82.151.0750.00182390.01226900.2866244.926.0082.017.9

注：預(yù)設(shè)參數(shù)條件：TOC含量4.5%，含水飽和度30%，孔隙度5%，視密度2.48 g/mL，地表溫度22 ℃，溫度梯度2.5 ℃/hm，超壓系數(shù)1.44。

圖9　埋藏條件下頁巖氣賦存比例變化曲線Fig.9　Shale gas storage capacity ratio change curves under burial condition

2.3焦頁1井頁巖氣賦存量計(jì)算

焦頁1井目的層溫度約為80 ℃，地層壓力34～38 MPa，壓力系數(shù)為1.40～1.55。根據(jù)上述2.2中計(jì)算方法，筆者對焦頁1井22個(gè)頁巖樣品(主要取自底部38m優(yōu)質(zhì)層段)進(jìn)行賦存量計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見表3。由表3可見，焦頁1井吸附氣占比27.1%～47.8%,平均占比約為34.3%，而游離氣占比52.2%～72.9%，平均占比為65.7%。

3結(jié)論

(1)本文選取川東南龍馬溪組頁巖為主要研究對象，重點(diǎn)開展重量法等溫吸附研究，通過TOC含量、溫度、濕度3個(gè)主要因素研究，建立了埋藏條件下吸附氣賦存量計(jì)算的經(jīng)驗(yàn)方程，即以TOC含量關(guān)鍵參數(shù)為核心，以30 ℃條件下Langmuir參數(shù)為參照，獲取干燥頁巖吸附氣賦存量，通過50%系數(shù)折扣獲取埋藏條件下吸附氣量。

(2)用總孔隙空間扣除孔隙水和吸附氣占據(jù)空間來厘定游離氣占據(jù)空間，基于甲烷狀態(tài)方程(PR方程)獲取游離氣密度，并構(gòu)建埋藏條件下游離氣賦存計(jì)算方法。研究表明，超壓條件下游離氣隨埋深增加明顯，而吸附氣則呈下降趨勢，當(dāng)深度超過約1 000 m后主要以游離氣賦存為主。

(3)基于建立的計(jì)算方法，選取焦頁1井22個(gè)頁巖樣品(主要取自底部38 m優(yōu)質(zhì)層段)進(jìn)行賦存量計(jì)算，計(jì)算結(jié)果表明焦頁1井優(yōu)質(zhì)段吸附氣占比27.1%～47.8%，平均占比約為34.3%，而游離氣占比52.2%～72.9%，平均占比為65.7%。

表3　川東南焦頁1井頁巖氣賦存量計(jì)算結(jié)果Table 3　Calculation results of shale gas storage capacity of well Jiaoye1, southeastern Sichuan

注：TOC含量、孔隙度和視密度為實(shí)測值，含水飽和度則根據(jù)式(5)經(jīng)驗(yàn)公式求算。

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(編輯韓彧)

文章編號(hào)：1001-6112(2016)04-0438-07

doi：10.11781/sysydz201604438

收稿日期：2016-02-01；

修訂日期：2016-04-25。

作者簡介：俞凌杰(1982—)，男，高級工程師，從事石油天然氣實(shí)驗(yàn)技術(shù)研究與分析。E-mail：yulj.syky@sinopec.com。

基金項(xiàng)目：國家自然科學(xué)基金“古生界頁巖含氣性原生有機(jī)質(zhì)控制作用研究”(U1663202)資助。

中圖分類號(hào)：TE132.2

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

Shale gas occurrence under burial conditions

Yu Lingjie1,2, Fan Ming1,2, Tenger1,2,Liu Youxiang1,2

(1. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology, SINOPEC, Wuxi, Jiangsu 214126, China;2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumAccumulationMechanisms,Wuxi,Jiangsu214126,China)

Abstract:Shale samples were collected from the Longmaxi Formation in southeastern Sichuan Basin to carry out quantitative studies of shale gas occurrence under burial conditions.The impacts of TOC content, temperature and moisture on adsorption capacity were studied using gravimetric isothermal adsorption, and some related empirical equations were established to calculate adsorbed gas content under burial conditions. In addition, free gas storage space was derived by deducting the volume of pore water and adsorbed gas from total space. The density of free gas was calculated using the Peng-Robinson equation. Therefore, a quantitative calculation method for shale gas occurrence was proposed. Under overpressure condition, adsorbed gas content decreases with the increase of burial depth, while free gas content increases and becomes dominant. Shale gas content of well Jiaoye1 was calculated using 22 samples mainly from 38 m interval. The adsorbed gas fraction is 27.1%-47.8% with an average of 34.3%, and the free gas fraction is 52.2%-72.9% with an average of 65.7%.

Key words:storage occurrence; adsorbed gas; free gas; shale gas; Longmaxi Formation; southeastern Sichuan Basin