油气化探土壤样品解吸气技术实验研究

油气地球化学勘探中常用的顶空轻烃和物理吸附烃属于吸附态的烃类,两者在处理土壤样品时没有粉碎,使得吸附烃没有完全解吸。油气化探土壤样品解吸气技术就是利用自行研制的油气化探原位土壤样品保存与解吸装置,通过实验选择加饱和盐水或纯净水,改变样品量、样品解吸时间、负压条件,从而确定解吸气提取的最佳实验条件,建立油气化探土壤样品解吸气提取的方法。运用重复性对该方法进行评价,并选择富安油田试验区的一条已知地质剖面开展土壤中解吸烃指标的应用,研究结果表明,解吸气技术在油气藏上方具有较好的化探异常响应。     

高煤阶煤储层解吸曲线定量表征及解吸参数研究

为了定量研究煤层气井解吸特征,文章通过煤样解吸实验获取解吸曲线并进行拟合回归得到了煤样解吸曲线定量表征公式。结果表明：煤样解吸曲线可以用来定量表征;解吸体积常数可表征煤样的最大解吸量,解吸时间常数表征解吸气体体积达到最大解吸气体积一半时所用的解吸时间;煤样初始解吸速率等于解吸体积常数与解吸时间常数之比,煤样解吸速率随着解吸体积常数增加而增加,随着解吸时间常数增加而降低。解吸时间常数与吸附时间成线性正相关关系,解吸时间常数越大,煤样解吸速率越小;在工程上可以用解吸体积常数代替解吸气量和残余气量之和;解吸时间常数随气体压力和裂缝指数增加而降低,随镜质组、惰质组含量增加而先增加后降低,与粘土矿物含量关系不明显;解吸体积常数随气体压力、惰质组含量增加而增加,与粘土矿物含量关系不明显,随着镜质组含量增加而降低,随裂缝指数先降低后增加。     

地勘时期煤层瓦斯与煤层气测试标准对比研究

基于现行的煤层瓦斯与煤层气测试标准,从适用范围、采样要求、仪器设备、解吸过程、残留气获取、损失气计算6个方面对比了煤层气、煤层瓦斯测试标准存在的差异,并从损失气、解吸气、残余气等三个方面分析了煤层气(煤层瓦斯)测试标准差异对测试结果的影响。分析结果表明损失气量是影响煤层气(煤层瓦斯)结果准确性的关键因素,但其受采样工艺影响较大,建议通过统一选择绳索取心工艺增加煤层瓦斯测试精度。     

沁水煤层气田高阶煤解吸气碳同位素分馏特征及其意义

沁水盆地是我国煤层气勘探开发的重要有利区,沁水煤层气田位于盆地东南部。对采自沁水煤层气田两口井的煤开展了罐解吸实验。结果表明,该地区煤层气解吸速率很快,96 h后解吸气量都达到了总解吸气量的60%~85%,720 h后解吸过程基本结束;解吸气量大,平均在18 m3/t以上。煤层气解吸过程中甲烷发生碳同位素分馏,δ13C1值变化与解吸率呈良好的线性关系,参考这种正相关关系曲线,定期监视煤层气降压排采过程中甲烷δ13C1值的变化情况,可以大致推测出该地区煤层气解吸率,从而预测煤层气的采出程度。跟踪测试沁水煤层气田A1和A1-3井在试采过程的甲烷δ13C1变化情况,推测现在采出的煤层气可能主要是煤层裂隙中以游离形式存在的煤层气,表明该区煤层气稳产性较好,资源前景广阔。     

煤电阻率与其瓦斯含量关系的实验研究

煤体中的瓦斯含量能显著影响煤的电阻率,本文利用高精度电阻测试实验装置,在连续吸附/解吸与等体积吸附/解吸条件下,对煤样的电阻率随瓦斯含量的变化规律进行测定。研究结果表明:煤样在连续吸附/解吸与等体积吸附/解吸条件下,电阻率随着瓦斯吸附量增大先逐渐减小,后趋于平稳;等体积吸附(静态吸附)时电阻率改变较连续吸附(动态吸附)明显,且等体积解吸结束时,煤体电阻率距离原始值较远;在瓦斯解吸过程中,煤体电阻率随煤中瓦斯含量增大呈线性减小。研究结果为利用煤体电阻率与瓦斯含量的线性关系预测矿井瓦斯含量提供了理论依据,对指导现场的瓦斯含量测量具有重要意义。     

页岩解吸气地球化学特征及其影响因素分析 ——以四川盆地焦石坝地区JYA井为例

通过对焦石坝地区JYA井五峰-龙马溪组页岩岩心样品进行现场解吸,计算页岩的总含气量,同时分时段采集解吸气样品进行气组分和稳定碳同位素测定.研究结果表明：1）研究区含气量较高,成分以甲烷为主,为典型干气,含气量主要受控于矿物组成、有机碳含量和含水饱和度等;2）页岩解吸气组分随着解吸时间呈规律性变化,CH₄和C₂H₆含量逐渐升高,CO₂含量先降低后升高,N₂含量逐渐降低;3）解吸气中δ¹³C₁和δ¹³C₂会出现不同程度的分馏现象,主要受控于吸附-解吸过程;4）不同岩相页岩气解吸过程存在差异,在一阶解吸阶段,富泥硅质混合页岩样品的δ¹³C₁由重变轻,而富硅质页岩样品由轻变重,这可能由于富泥硅质混合页岩无机孔占主导,孔径较大,游离气占总含气量比例较大.     

低解吸气量页岩气组分校正方法探讨

通过现场解吸试验,采用气相色谱等测试方法,对低解吸气量页岩气组分测定结果校正方法进行了研究。在常规现场解吸试验操作基础上增加校正实验,结合理想气体状态方程,总结归纳出校正参数及适用性研究。结果显示,当解析气量较少时,解吸罐内残留空气对组分测定结果的影响较大,排除解吸罐中空气的影响后,解吸气组分甲烷体积分数普遍增加12.23%~54.44%。研究表明,对低解吸气量页岩气组分结果进行校正十分必要。     

页岩解吸气地球化学特征及其影响因素分析——以四川盆地焦石坝地区JYA井为例

通过对焦石坝地区JYA井五峰-龙马溪组页岩岩心样品进行现场解吸，计算页岩的总含气量，同时分时段采集解吸气样品进行气组分和稳定碳同位素测定.研究结果表明：1）研究区含气量较高，成分以甲烷为主，为典型干气，含气量主要受控于矿物组成、有机碳含量和含水饱和度等；2）页岩解吸气组分随着解吸时间呈规律性变化，CH₄和C₂H₆含量逐渐升高，CO₂含量先降低后升高，N₂含量逐渐降低；3）解吸气中δ¹³C₁和δ¹³C₂会出现不同程度的分馏现象，主要受控于吸附-解吸过程；4）不同岩相页岩气解吸过程存在差异，在一阶解吸阶段，富泥硅质混合页岩样品的δ¹³C₁由重变轻，而富硅质页岩样品由轻变重，这可能由于富泥硅质混合页岩无机孔占主导，孔径较大，游离气占总含气量比例较大.     

川南煤层甲烷解吸动力学影响因素实验研究

为了系统研究煤层气（甲烷）解吸动力学的影响因素,选用川南地区的无烟煤,设计了不同压力、温度、粒度和湿度下的煤层气解吸动力学实验。采用高温高压煤层气吸附/解吸测试系统进行实验,并拟合实验结果获得了不同条件下的扩散系数。研究表明:压力和温度越高,甲烷解吸量和解吸速率越大;粒度越大,甲烷解吸量和解吸速率越小;低于平衡水含量时,湿度增大,甲烷解吸量和解吸速率降低;甲烷扩散系数拟合结果揭示,扩散系数随压力增高而减小,随温度升高而增大,随湿度增大而减小。      

岩溶地下水样品Ca2+、HCO3-野外测试值与实验室测试值对比研究

为了阐明岩溶区地下水中Ca2+、HCO3-质量浓度野外测试与实验室测试结果间的差异,于2011年至2013年先后在遵义、河池、娄底3个城市采集枯、丰水期地下水样品85组,通过比值法对3个地区干湿季节岩溶地下水样中Ca2+、HCO3-质量浓度野外与实验室测试结果进行对比。结果表明:85组样品中有88.2%的采样点存在Ca2+野外值（CaY）大于实验值（CaS）,64.7%的采样点存在HCO3-的野外值(HCO3Y)大于实验值（HCO3S); (CaY/ CaS)平均值为1.11,主要集中在1.0～1.2之间(占总数的70%);(HCO3Y/ HCO3S) 平均值为1.02,主要集中在0.95～1.1之间(占总数的75%)。野外滴定过程中的人为随机误差是造成两种离子质量浓度野外测试值普遍高于实验室测试值的主要原因。      

常规取心过程中页岩含气量解吸测定分析及建议

我国页岩气储层埋深大,普遍采用常规取心方式。根据页岩储层条件及孔隙结构分析,解吸法可以更为准确的测定页岩含气量。统计发现,页岩气与煤层气在累计解吸气量与解吸时间的关系中比较一致,在解吸速率和解吸时间的关系中存在较大差距,因此,采用回归法计算损失气的方法不能在页岩气解吸中盲目使用,需谨慎选择稳定解吸点计算损失气。分析认为,通过三阶温度解吸分步骤计算损失气能够完善整个测定过程;同时,针对不同压力条件地层,损失时间的计算要根据实际储层压力、泥浆压力、大气压力进行计算,保障常规取心过程中损失气及页岩含气量的准确性。      

地下水采样技术及《地下水采样技术规程》的编制

地下水取样是地下水调查、监测中的一项关键技术工作,必须要根据调查场地的条件和调查的目的选择合适的采样方法,并严格按照操作规程进行采样,以取得真实、有代表性的样品。本文在梳理常用地下水采样方法和采样器具的基础上,介绍了行业标准《地下水采样技术规程》的编制过程及其主要内容。该规程内容涉及地下水现场测试样品、无机检测样品、有机检测样品、气体检测样品、同位素检测样品、专项样品（包括地热水样品和饮用矿泉水样品）等的采集要求、采样方法、样品保存、质量控制等。     

煤中游离气含量估算方法及应用

为了探讨不同煤级煤储层中游离气含量分布特征,本文基于游离气主要存在于煤孔隙中的认识,优化了游离气含量估算方法,并利用全国典型含煤地区包含从褐煤到无烟煤的42组不同煤级煤的煤层气参数测试数据,采用优化的游离气含量估算方法计算了不同煤样的游离气含量,并与解吸气含量结果进行了比较。结果表明:煤中游离气含量所占总气含量的比例随镜质体平均最大反射率增高呈减小趋势,在褐煤到无烟煤三号阶段的所占比例分布在2.13%~33.25%;游离气含量和解吸气含量与镜质体平均最大反射率关系均呈"双峰"特征,但双峰峰值大小顺序正好相反,游离气含量在肥煤阶段的峰值高于无烟煤三号阶段,总气含量与镜质体平均最大反射率关系主要受控于解吸气含量。      

川达煤矿4号煤层＋1195m标高以上瓦斯突出危险性评价

通过测压孔现场实测4号煤层的原始瓦斯压力、钻孔瓦斯自然涌出量,并用刻槽法在测压点附近取样,实验室测定瓦斯吸附常数、煤的孔隙率及煤的坚固性系数f、瓦斯放散初速度ΔP等参数。依据煤层突出危险性单项指标和综合指标评价,认为川达煤矿4号煤层目前采区＋1 195m标高以上不具有煤与瓦斯突出危险性。     

Investigation of gas content of organic-rich shale:A case study from Lower Permian shale in southern North China Basin,central China

Measuring gas content is an essential step in estimating the commerciality of gas reserves. In this study,eight shale core samples from the Mouye-1 well were measured using a homemade patented gas desorption apparatus to determine their gas contents. Due to the air contamination that is introduced into the desorption canister, a mathematical method was devised to correct the gas quantity and quality.Compared to the chemical compositions of desorbed gas, the chemical compositions of residual gas are somewhat different. In residual gas, carbon dioxide and nitrogen record a slight increase, and propane is first observed. This phenomenon may be related to the exposure time during the transportation of shale samples from the drilling site to the laboratory, as well as the differences in the mass, size and adsorptivity of different gas molecules. In addition to a series of conventional methods, including the USBM direct method and the Amoco Curve Fit(ACF) method, which were used here for lost gas content estimation, a Modified Curve Fit(MCF) method, based on the 'bidisperse' diffusion model, was established to estimate lost gas content. By fitting the ACF and MCF models to gas desorption data, we determined that the MCF method could reasonably describe the gas desorption data over the entire time period, whereas the ACF method failed. The failure of the ACF method to describe the gas desorption process may be related to its restrictive assumption of a single pore size within shale samples. In comparison to the indirect method, this study demonstrates that none of the three methods studied in this investigation(USBM, ACF and MCF) could individually estimate the lost gas contents of all shale samples and that the proportion of free gas relative to total gas has a significant effect on the estimation accuracy of the selected method. When the ratio of free gas to total gas is lower than 45%, the USBM method is the best for estimating the lost gas content, whereas when the ratio ranges from 45% to 75% or is more than 75%, the ACF and MCF methods, are the best options respectively.     

贵州省岔河勘探区主采煤层瓦斯压力分析

分析岔河勘探区龙潭组主要煤层6号煤瓦斯压力的实测结果,及部分钻孔依据煤层瓦斯含量计算的瓦斯压力,得出该主采煤层瓦斯压力均大于煤层突出危险性指标的临界值0.74MPa,说明该区主煤层存在突出危险性。比较实测瓦斯压力与计算结果,认为计算结果偏小的原因与煤层瓦斯含量有关：一是在钻具提升过程中部分瓦斯逃逸,造成煤样解吸测定过程中累计解吸的气体量变小;二是气体损失存在误差;三是解吸化验时间过长,产生泄出现象,导致实测瓦斯含量偏小。     

页岩气高压吸附特征及其对储采规律的影响

针对目前页岩吸附等温线测试温度、压力通常未达到储层温压条件这一问题,设计了页岩高温高压吸附等温线测试方法,研究了储层温度、压力条件下页岩吸附等温线特征,以实际页岩岩心为例计算了游离气和吸附气随压力的变化规律,并采用全直径页岩氦气和甲烷控压生产实验研究了吸附气对产气特征的影响。结果表明：视吸附量先随压力增大而增大,到达峰值之后视吸附量随压力的增大而减小;在低压条件下,采用Langmuir外推计算的吸附气量与高压实验计算的吸附气量相差不大;而在高压条件下,采用低压Langmuir理论推算总含气量高估9.2%;低于临界解吸压力时,吸附气解吸附使得单位压差产气量增加;高于临界解吸压力时,吸附气对单位压差产气量几乎没有影响;开发初期,低于临界解吸压力范围较小,吸附气对产气量贡献较小,尽可能动用游离气是高效开发的关键。     

The verification of displacement methane effect caused by hydraulic fracturing in gassy coal seams

During hydraulic fracturing in gassy coal seams, the gas concentration in mining path ways is found to increase significantly. This phenomenon should be the displacement methane effect caused by hydraulic fracturing. Does this effect exist objectively? To this end, laboratory and field verification experiments were carried out. An experimental system integrated with true triaxial hydraulic fracturing, seepage, and displacement gas was developed. The largest sample size was 500?×?500?×?500 mm³. Proper sealing was assured in the experimental system, and the effects of coal bed methane were simulated effectively. Methane at a specific pressure was injected into a sealed coal sample. After pressure stabilization and the methane adsorption reached its equilibrium level, the high-pressure water was injected into the coal sample from the surface. Absorbed methane in the coal sample was displaced from the bottom of the coal by water pressure seepage. After the conduction of deep borehole hydraulic fracturing in a high gassy coal seam, the gas was displaced inward and outward from the main fracture section. The permeability, diffusion, and transfer of the gas resulted in a region of increased methane content in both sides of the main fracture section. And the methane content in the main fracture section was decreased. Along the length of the borehole, the methane content changed significantly. The existence of displaced methane caused by hydraulic fracturing in gassy coal seams was first verified by laboratory experiments and then field tests. The pore-pressure gradient provides power for driving methane by hydraulic fracturing. The amount of desorbed methane resulted from the competitive adsorption of water and methane is more than that of the absorbed methane resulted from increased methane pressure, which provides material guarantee for displacing methane by hydraulic fracturing. The displacement methane caused by hydraulic fracturing in gassy coal seams was also found to be time dependent.