川南地区龙马溪组页岩高压甲烷等温吸附特征
王曦蒙1,2, 刘洛夫1,2, 汪洋1,2, 盛悦1,2
1. 油气资源与探测国家重点实验室•中国石油大学(北京)
2.中国石油大学(北京)地球科学学院
通信作者:刘洛夫,1958年生,教授,博士;主要从事石油地质及油气地球化学方面的研究工作。地址:(102249)北京市昌平区城北街道府学路18号。ORCID: 0000-0002-3506-4229。E-mail: liulf@cup.edu.cn

作者简介:王曦蒙,1994年生,硕士研究生;主要从事页岩储层特征及页岩气成藏机理方面的研究工作。地址:(102249)北京市昌平区城北街道府学路18号。ORCID: 0000-0002-4849-5343。E-mail: 913649441@qq.com

摘要

准确测定页岩吸附气含量对于页岩气储层的评价和开发都具有重要的意义,但目前国内外学者在页岩甲烷等温吸附实验中对模型选择、吸附模式及吸附特征参数的认识上存在着差异,并且对于高压等温甲烷吸附特性的研究较少。为此,在利用N2/CO2气体低压等温吸附实验对四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩孔隙结构特征进行分析的基础上,采用重量法高压甲烷等温吸附实验,选取SDR、Langmuir、BET等3种不同的吸附模型对吸附态甲烷含量进行计算,并对样品甲烷吸附特征进行研究。研究结果表明:①页岩在0~50 nm孔径区间内比表面积分布具有双峰特征,孔体积分布具有三峰特征,较之于中孔,微孔比表面积发育较好,而其孔体积和非均质性均弱于中孔( D1< D2);②3种模型中SDR和Langmuir模型的计算结果与实测值平均误差均小于6%,甲烷分子主要以单分子层与微孔充填吸附模式共存于页岩孔隙内;③在高压深埋藏情况下,温度是影响吸附态甲烷吸附量和密度值的主要因素,但热力学参数、孔隙结构、非均质性等也会对吸附态甲烷密度造成一定的影响;④低压阶段甲烷分子优先以单分子层形式吸附于吸附能较高、比表面积较大的孔径介于0.4~0.8 nm的微孔中,随后大部分甲烷分子以微孔充填与单分子层共存的形式吸附于孔径介于1.4~8.0 nm的微孔与中孔中,高压阶段极少部分甲烷以多分子层形式吸附于中孔及宏孔中。

关键词: 四川盆地南部; 早志留世; 页岩; 分形维数; 孔隙结构; 模型平均误差; 高压; 吸附态甲烷密度; 甲烷吸附模式
High-pressure isothermal methane adsorption characteristic of Longmaxi Formation shale in the southern Sichuan Basin
Wang Ximeng1,2, Liu Luofu1,2, Wang Yang1,2, Sheng Yue1,2
1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China
2. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China
Abstract

Accurate determination of gas content in shale is of great significance to the evaluation and the exploitation of shale gas reservoirs. At present, however, domestic and foreign scholars have different opinions on the model selection, adsorption mode and adsorption characteristics parameter in the isothermal adsorption experiment of shale methane, and the high-pressure isothermal methane adsorption characteristics are less researched. In this paper, the structural characteristics of the pores in the shale of Lower Silurian Longmaxi Formation were analyzed by conducting N2/CO2 low-pressure isothermal adsorption experiments. Then, gravimetric high-pressure isothermal methane adsorption experiments were carried out, and three different adsorption models (SDR, Langmuir and BET) were used to calculate the content of adsorbed methane. Finally, the methane adsorption characteristics of the samples were researched. And the following research results were obtained. First, as for the pores with a size of 0-50 nm, the distribution of specific surface area and pore volume is bimodal and trimodal, respectively. Compared with mesopores, micropores are higher in specific surface area and lower in pore volume and heterogeneity ( D1< D2). Second, among the SDR, Langmuir and BET models, the average error of the first two models is both less than 6%. And methane molecules coexist in shale pores mainly in the adsorption form of monomolelcular layers and micropore filling. Third, in the case of high pressure and great burial depth, temperature is the main factor affecting the adsorption capacity and density of adsorbed methane. In the meantime, the density of the absorbed methane is also affected by thermodynamic parameter, pore structure and heterogeneity. Fourth, methane molecules are mainly adsorbed in the micropores (0.4-0.8 nm) with higher absorption energy and larger specific area in the form of monomolecular layer in a low-pressure phase, and then most of them are adsorbed in micropores and mesopores (1.4-8.0 nm) in the coexistence form of micropore filling and monomolecular layer. In the high-pressure phase, few methane molecules are absorbed in mesopores and macropores in the pattern of multi-molecular layers.

Keyword: Southern Sichuan Basin; Lower Silurian; Shale; Fractal dimension; Pore structure; Average error of the model; High pressure; Density of adsorbed methane; Methane adsorption mode
0 引言

页岩气作为页岩地层中一种具有自生自储特征的非常规天然气资源, 其含气性评价是一项重要的基础工作。页岩气赋存状态具有多样性特征, 主要包括游离态、吸附态及溶解态, 其中以吸附态存在的页岩气可占赋存总量的20%~85%[1]。页岩气吸附特征分析对于页岩气的吸附机理研究、储量计算和产能评价具有重要的意义。页岩气吸附和解析状态间的转化受样品孔隙结构、吸附条件和保存条件等多因素影响。目前, 对于页岩气吸附机理的研究, 业界学者基于样品特征从多角度、多方面考虑建立页岩气吸附模型, 如Langmuir模型、BET模型、SDR模型等, 不同模型具有不同的局限性和适用性。我国南方古生界海相页岩在大部分地区埋藏较深, 普遍超过3000 m, 压力达到35 MPa[2], 而目前国内大多数学者对低压(小于12 MPa)甲烷等温吸附的实验研究较多, 对高压等温甲烷吸附特性研究较少。为此, 选取中国南方主力页岩气产层下志留统龙马溪组岩心样品, 利用重量法高压甲烷等温吸附实验, 采用不同的吸附模型进行甲烷吸附量计算及误差分析, 并结合四川盆地南部地区(以下简称川南地区)龙马溪组页岩孔隙结构特征、总有机碳含量(TOC)等参数对吸附态甲烷密度、吸附反应热力学参数及不同孔径范围内的甲烷吸附模式进行分析, 以期为页岩气吸附机理的研究提供参考, 进而促进页岩气的勘探开发。

1 实验设计

选取川南地区龙马溪组页岩岩心样品, 利用CO2/N2等温吸附实验分析页岩气储集结构特征, 在理解高压甲烷等温吸附实验原理及不同吸附模型的基础上, 考虑页岩微孔、中孔发育特征与甲烷吸附特征的相互关系。

1.1 实验样品

笔者选取的10个样品(编号CN1~CN10)取自川南低陡构造带内长宁、威远等地区页岩气井龙马溪组页岩层段, 埋深介于2 500~4 500 m。川南地区龙马溪组沉积时期主要受控于加里东运动影响的川中古隆起、黔中古隆起、康滇古陆, 形成三隆夹一凹的闭塞海湾沉积格局, 龙马溪组一段底部地层富含笔石, 页岩有机质丰度高, 为优先勘探层段[3, 4]

1.2 低压CO2/N2等温吸附实验

采用美国康塔Autosorb— iQ— C仪器进行低压(0~ 0.101 3 MPa)CO2/N2等温吸附实验, 首先将样品研磨至60~80目, 然后在温度为383 K的高真空装置(压力小于0.002 5 MPa)下进行24 h去除水分和挥发性物质。N2等温吸附实验设置温度为77 K, 相对压力(p/p0)介于0.009 0~0.995 0; CO2等温吸附实验则设置温度为273 K, 相对压力介于0.0001~0.032 0。CO2与N2气体等温吸附实验均采用密度泛函原理(DFT)模型, 分别计算得到微孔和中孔的孔体积和比表面积[5, 6]

1.3 重量法高压甲烷等温吸附实验原理及模型

1.3.1 吸附实验原理

笔者实验所用吸附仪为荷兰安米德ISOSORP— HP磁悬浮天平重量法高压等温吸附仪。该装置通过一个不接触的悬浮耦合机构使得样品的重量可以传导给天平。天平下面悬挂一块电磁铁, 由一个特别设计的控制器控制, 它可以使得永久磁铁产生自由悬浮。通过对样品桶解耦和耦合的定期自动切换, 从而在短时间内对样品进行多次高精度的质量测量, 有效地去除电子天平固有的零点漂移带来的副作用。此外, 该装置磁悬浮天平和样品桶实验空间相互隔离的特点可使页岩样品经受高温、高压的极端环境条件[7]。实验通过空白实验、样品预处理除水、浮力测试和甲烷吸附实验等4步得到样品的过剩吸附量:①空白实验, 向密闭空间内冲入He气, 温度设置为恒温油浴加热, 在0~7 MPa间设置不同压力点, 利用气体密度与天平读数的线性关系得到样框质量及样框体积; ②样品预处理, 加入样品, 利用电加热到105 ℃对样品进行加热除水并保持10 h; ③浮力测试, 重复第一步, 充入气体为甲烷, 得到样品质量及样品体积; ④甲烷吸附实验, 在恒温的条件下压力介于0~30 MPa均匀设点, 平衡条件设置为温度± 0.2 ℃, 压力± 0.02 MPa, 天平读数± 70 μ g, 平衡时间设置为20 min, 数据处理后得到过剩吸附量。式(1)、式(2)中吸附相体积及吸附态甲烷密度不可直接测出, 多数学者认为甲烷吸附过程中, 其吸附相体积随温度和压力是不断变化的, 而考虑到其具有准液体的性质, 将吸附相密度看作定值。仪器无法直接测出吸附态甲烷体积或者密度, 故测得的质量变化量为过剩吸附量, 其值与绝对吸附量相差ρ gVa[7, 8]

(1)

(2)

式中Δ m表示磁悬浮天平读数, g; msc表示样框的质量, g; ms表示样品的质量, g; mabs表示样品的绝对吸附量, g; mex表示样品的过剩吸附量, g; Vsc表示样框的体积, cm3; Vs表示样品的体积, cm3; Va表示吸附态甲烷体积, cm3; ρ a表示吸附态甲烷密度, g/cm3; ρ g表示不同压力点下甲烷气体密度, g/cm3;

1.3.2 Langmuir模型

Langmuir模型是基于单分子层在均质吸附剂表面发生无反应吸附的这一假设下建立的吸附模型, 其等温吸附方程为[8, 9]

(3)

式中nex表示单位质量样品的过剩吸附量, mg/g; nabs表示单位质量样品的实验绝对吸附量, mg/g; p表示平衡压力, MPa; pL表示Langmuir压力, MPa。

1.3.3 SDR模型

SDR模型源自于DR模型, DR模型是由Dubinin在1998年基于多微孔固体吸附理论下对DA模型进行修正后提出。SDR模型则是Sakurovs在2007年在DR模型的基础上将饱和压力和压力分别折换为游离态甲烷气体密度和吸附态甲烷气体密度后得到, 其等温吸附方程为[10, 11, 12]

(4)

式中D表示常数。

1.3.4 BET模型

BET模型常用在N2气吸附实验中, 在0.06≤ (p/p0)≤ 0.35范围内对中孔比表面积进行准确测量, 相比Langmuir和SDR模型, BET侧重于多分子层吸附, 应用更为广泛。重量法甲烷吸附实验中利用过剩吸附量测点数据分析可得吸附态甲烷密度, 结合BET模型, 即可得到样品甲烷绝对吸附量, 其等温吸附方程为[13, 14]

(5)

式中p0表示吸附质(甲烷)饱和蒸汽压, MPa; nm表示单分子层覆盖率, mg/g; C表示常数。

在升压过程中, 封闭空间内的游离态甲烷密度变大, 当吸附态甲烷在游离态甲烷中的浮力增加的速率与吸附态甲烷质量增加的速率相当时, 过剩吸附量达到最高点, 当压力超过10 MPa时样品过剩吸附量开始下降; 当压力升高到一定程度后, 游离态甲烷与吸附态甲烷密度相当, 此时过剩吸附量为0(图1-a)。该零点之前甲烷绝对吸附量曲线已接近水平, 故认为在该点处甲烷吸附已饱和。在BET模型中,

p /[nabs(p0-p)]与p/p0有很好的线性关系, nmC可以通过线性关系的斜率和截距求出(图1-b)。

图1 BET模型甲烷绝对吸附量计算过程图

2 页岩孔隙结构

川南地区龙马溪组页岩TOC介于1.13%~ 3.50%。利用DFT模型对低压CO2/N2吸附实验数据处理, 分别得到0~1.5 nm、1.5~50 nm孔径区间内孔体积和比表面积的分布(图2)。孔体积在0~50 nm孔径区间内发育三峰特征, 峰值分布在0.4~0.8 nm、1.4~8.0 nm、10.0~20.0 nm孔径范围内, 整体上中孔孔体积相比微孔发育(图2-a)。孔比表面积在0~50 nm孔径区间内发育双峰特征, 峰值分布在0.4~0.8 nm、1.4~8.0 nm孔径范围内, 且微孔比表面积比中孔发育(图2-b)。此外, 基于Frenkel— Helsey— Hill(FHH)的分形维数理论模型可知分形维数(D)通常介于2~3, D越接近3, 表示其非均质性越强, 孔隙和喉道提供的比表面积越大[15, 16]。利用FHH分形理论模型对页岩样品的N2吸附曲线进行了分形维数计算, 其计算公式为:

(6)

式中V表示平衡压力为p时所吸附气体的体积, m3; kc表示常数。

图2 页岩孔隙孔体积及孔比表面积随孔径变化分布图(基于DFT模型)

据低温N2吸附数据可以绘制出每个样品lnV和ln[ln($\frac{p_{0}}{p}$)]的散点图(图3)。因为N2吸附实验解吸曲线相对压力为0.5($\frac{p_{0}}{p}=0.5$)时会出现滞后环且中孔和微孔分形维数值差别较大, 故按照Kelvin方程计算$\frac{p_{0}}{p}=0.5$时所得到的孔隙半径(rk)为1.38 nm[17], 以此拐点为界对N2气等温吸附数据进行处理并拟合, 可得到孔径介于0~2.7 nm孔隙的分形维数D1和孔径介于2.7~50.0 nm中孔的分形维数D2。在低压($0< \frac{p}{p_{0}}\le0.5$)下N2气吸附形式为单分子层吸附及微孔充填模式, 气固之间主要为范德华力, 气体吸附主要由范德华力决定; 高压($0.5< \frac{p}{p_{0}}\le1.0$)下气固之间的范德华力减小, 毛细凝聚作用增强, 导致N2气吸附形式为多分子层。统计各样品的分形维数D1D2表1), 发现孔径介于0~2.7 nm的孔隙的分形维数D1范围介于2.64~2.70, 平均值为2.67; 孔径介于2.7~50.0 nm的孔隙的分析维数D2范围介于2.85~2.92, 平均值为2.89。10个样品D2取值均高于D1, 表明川南地区龙马溪组页岩中孔非均质普遍强于微孔非均质性, 其原因是中孔内部及边缘孔壁与微孔连接共同形成壁面较为粗糙的孔隙系统, 使得其分形维数大于形态较规则的微孔, 单位体积孔隙提供的比表面积更多。

图3 低压N2等温吸附lnV与ln[ln($\frac{p_{0}}{p}$)]线性关系图

表1 川南地区龙马溪组页岩样品分形维数统计表
3 页岩吸附特征

在明确样品孔隙结构特征的基础上, 应用吸附模型计算结果开展甲烷吸附模型误差分析, 对吸附态甲烷密度及吸附反应的热力学参数进行探讨, 论述实验加压过程中吸附态甲烷在不同孔径范围孔隙内吸附模式的变化。

3.1 甲烷吸附模型误差

BET、SDR及Langmuir模型是基于不同吸附模式提出的, 其分别对应多分子层吸附、微孔充填吸附和单分子层吸附。对于3种模型在不同压力点处拟合曲线值与实验测点值间的平均误差(ARE)按公式(7)进行计算[18, 19], 可以看到BET模型平均误差多超过10%, Langmuir及SDR模型平均误差均小于6%, 且SDR模型平均误差值更低(2.7%)(图4)。甲烷吸附实验误差分析结果表明:川南地区龙马溪组页岩气主要以单分子层和微孔充填方式吸附于孔隙内, 多分子层吸附模式不常见, 3种模型中SDR模型更具适用性。

图4 模型平均误差分布图

(7)

式中ARE表示实验测点值间的平均误差; ncal表示样品模拟曲线测点计算的过剩吸附量, mg/g; nexp表示样品实验测点实测的过剩吸附量, mg/g。

Langmuir模型误差与分形维数D1呈负相关、与D2无相关性, 其原因在于孔径介于0~2.7 nm的孔隙非均质性强、比表面积大, 可为甲烷分子提供较多的吸附位, 单分子层吸附态甲烷增多, 从而降低了Langmuir模型的测量误差; 孔径介于2.7~50.0 nm的孔隙的分析维数对Langmuir模型测量无影响, 表明中孔内吸附态甲烷主要吸附模式并非为单分子层吸附。

3.2 吸附态甲烷密度的确定

吸附态甲烷密度和吸附态甲烷体积不能直接测量, 但吸附态甲烷密度可通过不同方法间接求出。笔者采用曲线拟合参数法和过剩吸附量变化趋势法确定吸附态甲烷密度。BET模型利用过剩吸附量随游离态甲烷密度变化趋势来测定吸附态甲烷密度, 其中2个样品超过N2常压沸点液体密度(0.424 g/cm3), SDR模型和Langmuir模型通过三元曲线拟合法得到吸附态甲烷密度, 其值均处于甲烷临界密度至常压密度之间, 即0.163~0.424 g/cm3(图5)。Dubinin[20]利用范德华方程及经验公式计算吸附态甲烷密度为0.371 g/cm3; Reich等[21]提出吸附相密度等于该物质液相密度; Ozawa等[22]认为吸附态甲烷为一种超临界流体, 考虑到其热膨胀效应的影响, 其密度与温度具有指数函数的关系, 温度、压力、界面性质、孔隙结构的性质、吸附剂与吸附物之间的相互作用均对吸附态甲烷密度存在影响。笔者通过研究认为吸附态甲烷密度可代表一定条件下样品本身对甲烷分子吸附的能力。

图5 吸附态甲烷密度分布图

3.3 甲烷吸附热力学参数

随着埋深的增加, 地层温度变高, 对于页岩甲烷吸附气的吸附和解析而言, 温度和压力是最主要的2个外因。考虑到不同温度下甲烷吸附热膨胀效应程度的差异, 温度的升高将会增强吸附态甲烷分子的热运动和膨胀, 从而降低其密度及甲烷吸附量[11]。选取龙马溪组页岩样品分别设置30 ℃、60 ℃和90 ℃的实验条件, 研究温度对甲烷吸附量及相关参数的影响。在低压(p< 10 MPa)时, 不同温度下样品绝对吸附量上升较快, 受压力影响较大; 在高压区(p> 10 MPa)时, 绝对吸附量增加速率快速变小, 此时不同温度下绝对吸附量差值明显, 甲烷过剩吸附量及最大吸附量均为m30 ℃> m60 ℃> m90 ℃(图6)。由实验结果可见, 不考虑孔隙结构及含水饱和度等内在因素情况下, 甲烷绝对吸附量受温度和压力两个外在因素共同控制, 在浅埋藏阶段(低压实验阶段)主要影响因素为压力, 在深埋藏阶段(高压实验阶段)受温度控制程度高。

图6 不同温度下甲烷过剩吸附量与绝对吸附量关系图
(基于SDR模型)

在传统的Langmuir模型中, 最大吸附量仅取决于吸附剂表面吸附能力, 与吸附环境无关。Langmuir压力pL是温度相关参数, 与吸附反应的焓值及熵值相关, 其关系为[11, 22]

(8)

式中p0表示标准大气压, MPa; T表示温度, K; R表示常数; Δ H表示等容吸附焓, kJ/mol; Δ S0表示单位面积分子覆盖饱和时标准摩尔积分熵, J/(mol• k)。

Δ H绝对值与等容吸附热(Qst)相等, 即|Δ H|=Qst, 该值越高, 代表需要克服更高的能量壁垒达到解析状态; Δ S0代表吸附态甲烷分子受限制的程度, 不同样品甲烷吸附实验下的Δ H及Δ S0可以通过lnpL与1/T间的关系得到[11]

基于不同学者研究成果分析, Qst与Δ S0两个热力学参数可认为具有线性负相关的关系(图7)。不同矿物、不同类型干酪根吸附热取值范围不同, 其中蒙脱石及伊蒙混层、煤和腐殖型干酪根吸附热值较高, 对甲烷分子亲和力更高[11, 23, 24, 25, 26]。页岩孔隙直径越小, 其壁面叠加的势能越大, 气体与分子间的相互作用越强, 提供给甲烷分子的吸附位越多。此外, 有机质孔对页岩孔隙的贡献较大, 而高演化程度(Ro> 1.5%)的页岩有机质孔数量远多于低演化程度(Ro< 0.9%)的页岩, 且多数有机质孔为具有高能位的微孔, 吸附过程中甲烷首先占据高能吸附位, 随后占据能量较低的吸附位, 故有机质孔的发育对页岩吸附气的含量具有较大的影响。由此可见, 地层温度、页岩有机质孔发育特征及吸附剂组分对页岩孔隙中甲烷的吸附位数量和吸附热均有一定的影响, 从而间接影响页岩甲烷吸附气含量。

图7 甲烷吸附热力学参数关系图
(根据本文参考文献[9, 11, 23-25]数据整理编制)

3.4 吸附模式特征

龙马溪组页岩微孔、中孔孔体积和比表面积峰值区间均包括0.4~0.8 nm、1.4~8.0 nm, 且甲烷分子优先吸附于比表面积大, 非均质性强的微孔内。对不同样品最大吸附态甲烷体积(SDR模型、60 ℃)、微孔体积(DFT模型)及中孔体积(DFT模型)进行对比分析, 发现所有样品均呈现同一个特征:V微孔< V吸附态甲烷< V中孔(图8)。由此可知大部分甲烷分子吸附于微孔中, 少部分存在于中孔。甲烷分子在页岩气储层中的吸附模式为:在低压甲烷充注阶段, 甲烷(甲烷分子直径为0.4 nm)首先以单分子层形式吸附在吸附能较高、非均质性较强、比表面积较大、孔径介于0.4~0.8 nm的微孔壁面上, 随后甲烷分子以微孔充填与单分子层共存的形式吸附在微孔(1.4~2.0 nm)及少部分中孔(2.0~8.0 nm)中; 进入高压充注阶段, 极少部分甲烷以多分子层形式吸附于页岩的中孔和宏孔中。

图8 川南地区页岩甲烷最大吸附量与微孔/中孔体积对比图

4 结论

1)川南地区龙马溪组页岩在0~50 nm孔径区间的孔比表面积具有双峰特征, 孔体积具有三峰特征; 相比中孔, 微孔比表面积发育较好, 而其孔体积和非均质性均弱于中孔(D1< D2)。

2)3种模型中平均误差相对大小关系BET> Langmuir> SDR决定了BET模型不适用川南地区龙马溪组页岩样品分析, SDR模型具有优先适用性。SDR模型与Langmuir模型平均误差均小于6%, 表明甲烷以单分子层与微孔充填吸附的形式共存于页岩孔隙内。

3)在高压深埋藏情况下, 温度是影响吸附态甲烷吸附量和密度值的主要外因, 页岩不同组分的吸附热、孔隙结构非均质性为其内因, 建议在机理上针对吸附态甲烷密度与热力学参数对页岩吸附能力的具体影响进行深入的研究。

4)甲烷分子在低压吸附阶段优先以单分子层形式吸附于吸附能较高、比表面积较大、孔径介于0.4~0.8 nm的微孔中, 随后大部分甲烷分子以微孔充填与单分子层共存的形式吸附于孔径介于1.4~8.0 nm的孔隙中, 极少部分甲烷分子在高压吸附阶段以多分子层形式吸附于中孔及宏孔中。

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