Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Tác động của sự thấm ướt mao quản vào đá phiến đối với thể tích khí bị mất
Tóm tắt
Chúng tôi đã điều tra các đặc điểm của quá trình thấm ướt đá phiến ở các tham số khác nhau của dung dịch khoan, lấy đá phiến Chang-7 ở khu vực Yanchang của Bồn địa Erdos làm ví dụ, như cần thiết để nghiên cứu ảnh hưởng của cơ chế thấm ướt dung dịch khoan đối với sản lượng khí và tính toán khí bị mất. Đã xác định rằng thấm ướt mao quản của dung dịch khoan xảy ra qua ba giai đoạn: giai đoạn đầu, trong đó tốc độ thấm ướt cao; giai đoạn giữa, được kiểm soát bởi ma trận đá phiến và có tốc độ thấm ướt thấp; và giai đoạn cuối (giai đoạn khuếch tán), kéo dài lâu nhất. Sự thấm ướt mao quản làm tăng tỷ lệ phân tán khí từ mẫu đá, dẫn đến sai số từ 10% đến 20% trong tính toán khí bị mất. Để duy trì các tính chất chứa khí của cấu tạo và giảm khí bị mất, chúng ta cần tối ưu hóa các đặc tính của dung dịch khoan để giảm thiểu tác động của sự thấm ướt mao quản.
Từ khóa
#thấm ướt mao quản #dung dịch khoan #khí bị mất #khảo sát đá phiến #sản lượng khíTài liệu tham khảo
S. L. Montgomery, D. M. Jarvie, K. A. Bowker et al., “Mississippian Barnett Shale, Fort Worth basin, north-central Texas: Gas-shale play with multi–trillion cubic foot potential,” AAPG Bulletin, 89, No. 2, 155-175 (2005).
K. A. Bowker, “Barnett Shale gas production, Fort Worth Basin: Issues and discussion,” AAPG Bulletin, 91, No. 4, 523-533 (2007).
Yuxi Li, Dewu Qiao, Wenli Jiang et al. “Summary for gas content and geological evaluation of shale gas,” Geological Bulletin of China, 30, No. 2, 308-317 (2011).
Kai Qian and Qingbo Zhao, in: Exploration & Development Theory and Experimental Testing Technology of Coalbed Methane. Petroleum Industry Press, Beijing (1996), pp. 143-148.
Honglin Liu, Hongyan Wang, and Jianbo Zhang, “Calculation of CBM Adsorption Time and Analysis of its Influencing Factors,” Petroleum Geology and Experiment, 22, No. 4 (2000).
Yuxi Li, Dewu Qiao, Wenli Jiang et al., “Summary for gas content and geological evaluation of shale gas,” Geological Bulletin of China, 30, No. 2, 308-317 (2011).
Y. L. Jiang, H. Q. Xue, H. Y. Wang et al., “The measurement of shale gas content,” Applied Mechanics and Materials, 288, 333-337 (2013).
Ying Tang, Jinchuan Zhang, Zhujiang Liu et al., “Measurement of shale gas content with desorption method and improvement of its method,” Natural Gas Industry, 31, No. 10, 108-112 (2011).
Caineng Zou, Jianzhong Li, Dazhong Dong et al., “China’s first discovery of rich nano-scaled pores in shale gas reservoir,” Petroleum Exploration and Development, 37, No. 5, 508-509 (2010).
Zhiping Li and Zhifeng Li, “Seepage dynamic characteristics of shale gas nano-scaled pores,” Natural Gas Industry, 32, No. 4, 50-53 (2010).
Jun Yao, Hai Sun, Dongyan Fan et al., “Delivery mechanism and numerical simulation of shale gas reservoir,” Journal of China University of Petroleum (Natural Science Edition), 37, No. 1, 91-98 (2013).
Honglin Liu and Hongyan Wang, “Ultra-low water saturation characteristics and the identification of over-pressured play fairways of marine shale in south China,” Natur. Gas. Ind., 33, No. 7, 140-144 (2013).
Chaohe Fang, Zhilong Huang, Qiaozhi Wang et al., “Cause and significance of the ultralow water saturation in gas-enriched shale reservoir,” Natural Gas Geoscience, 25, No. 3, 471-476 (2014).