页岩气岩石物理实验研究进展

肖昆; 陈梦诗; 李红星; 张华; 杨亚新; 胡旭东; 徐艺宸; 焦常伟; 尹德宁

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2502414

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (6) :2227-2240 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2502414

天文学、地球科学

页岩气岩石物理实验研究进展

肖昆 ¹^,² ,
陈梦诗 ¹^,²^,^* ,
李红星 ¹^,² ,
张华 ¹^,² ,
杨亚新 ¹^,² ,
胡旭东 ¹^,² ,
徐艺宸 ¹^,² ,
焦常伟 ¹^,² ,
尹德宁 ¹^,²

作者信息 +

Research Progress in Shale Gas Rock Physics Experiments

XIAO Kun ¹^,² ,
CHEN Meng-shi ¹^,²^,^* ,
LI Hong-xing ¹^,² ,
ZHANG Hua ¹^,² ,
YANG Ya-xin ¹^,² ,
HU Xu-dong ¹^,² ,
XU Yi-chen ¹^,² ,
JIAO Chang-wei ¹^,² ,
YIN De-ning ¹^,²

Author information +

文章历史 +

摘要

页岩气作为重要的非常规天然气资源,已成为中国油气勘探的主要方向。由于页岩气独特的储集状态和流体赋存状态,对其基础的岩石物理实验特性研究,对于指导地球物理勘探和资料解释具有重要意义。针对页岩气勘探开发中储层储集性和含气性的地质评价需求,系统综述了页岩气储层孔隙度、渗透率、含水饱和度和含气量的岩石物理实验原理和研究方法,对比分析了不同因素对测量结果的影响,总结了不同测量方法的优缺点和适用性,并探讨当前页岩气岩石物理实验研究面临的挑战和未来发展趋势,以期为中国页岩气资源的勘探开发提供参考依据。

Abstract

Shale gas, as an important unconventional natural gas resource, has become a major direction in China’s oil and gas exploration. Due to the unique reservoir and fluid storage characteristics of shale gas, research on its fundamental rock physics experimental properties is of great significance for guiding geophysical exploration and data interpretation. In response to the geological evaluation needs of reservoir storage properties and gas content in the exploration and development of shale gas, the principles and research methods of rock physics experiments for shale gas reservoir porosity, permeability, water saturation, and gas content were systematically reviewed. The influences of different factors on measurement results were compared and analyzed, and the advantages, disadvantages, and applicability of various measurement methods were summarized. Finally, current challenges and future development trends in the rock physics experimental research of shale gas were discussed. The study aims to provide a reference basis for the exploration and development of China’s shale gas resources.

Graphical abstract

关键词

页岩 / 孔渗参数 / 含水饱和度 / 含气性 / 实验测量

Key words

shale / pore permeability coefficient / water saturation / gas content / experimental measuring

引用本文

引用格式 ▾

肖昆, 陈梦诗, 李红星, 张华, 杨亚新, 胡旭东, 徐艺宸, 焦常伟, 尹德宁. 页岩气岩石物理实验研究进展[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(6): 2227-2240 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2502414

XIAO Kun, CHEN Meng-shi, LI Hong-xing, ZHANG Hua, YANG Ya-xin, HU Xu-dong, XU Yi-chen, JIAO Chang-wei, YIN De-ning. Research Progress in Shale Gas Rock Physics Experiments[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(6): 2227-2240 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2502414

登录浏览全文

4963

注册一个新账户忘记密码

随着油气勘探深化和技术进步,页岩气作为非常规资源逐渐成为全球能源焦点,因其储层特性和开发方式与常规油气差异显著,展现出巨大的开发潜力^[1]。全球页岩气可采资源量为214.5×10¹² m³,中国页岩气可采资源量为31×10¹² m³,具备良好的勘探前景,2009—2018年,中国已建成涪陵、威远、长宁、昭通、威荣5个海相页岩气田,探明储量为10 455×10⁸ m³,年产量109×10⁸ m³,展现了中国在页岩气领域的开发潜力^[2-4]。页岩气储层以富有机质的灰黑色泥页岩为核心,伴随有机质富集的页岩与粉砂岩、细砂岩的夹层结构。储集空间由微观至纳米级的基质孔隙、有机质孔隙和微裂缝构成,表现出低孔隙度和超低渗透率,因此储集性实验分析是页岩物理实验的关键部分^[5-6]。页岩气储层中的气体主要以游离气、吸附气和溶解气3种形式存在。游离气占较大比例,存在于裂缝和孔隙中;吸附气吸附在干酪根或黏土颗粒表面;溶解气溶解于有机物质中。由于其独特的自生自储特性,且与储层致密性相关,研究页岩含气性实验具有重要意义^[7-11]。

页岩气储层因其低孔隙度、超低渗透率和自生自储的特性而显得独特,在页岩气储层评价中,对其储集性和含气性进行实验分析,不仅深化了对页岩岩石物理基础特性的理解,还为相关理论模型的发展提供了重要支持^[12-14]。储集性决定了储层能够容纳气体的能力,而含气性则直接反映了储层中气体的含量,通过对其储集性和含气性的实验研究,可以揭示储层的孔隙类型、大小、分布以及气体赋存状态,从而更加准确地估算页岩气藏的储量,为制定合理的勘探开发策略提供数据支持。现从页岩的储集性和含气性实验方面展开对中外页岩气岩石物理实验研究调研,系统综述页岩气岩石物理实验方法,旨在为页岩气储层评价及其后续勘探开发工作提供技术指导和支持。

1 储集性实验分析

1.1 孔隙度

孔隙度实验是评估页岩气储层的关键步骤,孔隙度作为岩石孔隙空间与总体积之间比例的量度,是评价页岩气储量极为关键的参数之一,对页岩气的赋存状态和页岩气的储集量有较大的影响^[15-16]。测量孔隙度的方法多种多样,其中包括气测法、液测法、压汞法、核磁共振法。

气体膨胀法是常用的孔隙度测量技术,其中天然气研究协会法(gas research institute,GRI)作为早期标准,是最广泛应用的实验方法之一^[17]。该方法通过岩样粉碎技术显著增大页岩孔隙网络的接触面积,连通孤立孔隙,从而能够精确测量无裂缝基质的孔隙度。气体注入孔隙度测定法(gas injection porosimetry, GIP)是在GRI法的改进版,通过向岩石样品中注入不同压力的气体,实时监测气体体积变化来计算孔隙度^[18-19]。如图1所示^[23],GIP法测得的颗粒样品孔隙度高于柱塞样品,且孔隙度随颗粒尺寸减小而增大,这一差异直观反映了孔隙的非连通性,在页岩气开发中能够获得更为全面的孔隙度数据,尤其是对非连通孔隙的评估,提高了开发的精度^[20-24]。对于致密储层样品,氦气法的孔隙度测量精度受膨胀前压力影响较大,因此研究者提出了设定阈值的优化措施,以提高测量的准确性^[25]。在实际应用中,由于氦气的分子尺寸较小(仅为0.26 nm),具有较高的测试速率,适用于宏观尺度的孔隙度测量,但该方法很容易受到系统中温度波动的影响,通常需要频繁地校准参考体积^[26-27]。通过采用线切割取样有效避免冷却液和机械力对孔隙结构的损害,并结合“抽真空+严格平衡条件”的柱塞氦气法提升氦气饱和效果,显著降低了孔隙度测量的差异性^[28-29]。通过对多种气体在页岩中的等效孔隙度测量研究发现,气体在页岩中会出现致密化现象,为此提出了等效孔隙度的新概念,能够更加准确地评估页岩气储层的储气能力,尤其在气体致密化现象较为显著的储层中,为资源评估提供了更加精确的数据支持^[30]。

液测法是通过测量岩芯的干重以及岩样在已知流体饱和状态下的重量变化,来计算孔隙度^[31-32]。用盐水作为饱和流体时,页岩在被盐水饱和后会破碎成矿渣^[33-34]。无机盐溶液可有效抑制蒙脱石和伊利石的水化膨胀,尤其对伊利石效果更佳。在浓度低于1.2 mol/L时,抑制效果随浓度增加而增强,但无法完全阻止水化反应,无机盐溶液在高黏土页岩中的应用,能减少水化膨胀对储层的破坏,提高开发效率和稳定性,改善渗透性并减少膨胀引发的破裂和渗漏问题^[35]。页岩中有机质较多时,引入有机质孔隙度校正模型,能够避免石油溶解对测量结果的干扰,从而提高孔隙度数据的准确性^[36]。

压汞法是一种基于液态汞渗透的技术,通过施加高压,使汞渗入岩石的微孔,从而测量孔隙的几何特性与分布。压汞法能够准确测量孔径大于3.75 nm的孔隙,因此更适用于宏观孔隙和中孔的测量,且能够为孔隙度和比表面积之间的关系提供良好的定量数据。高压压汞技术能够施加高达413 MPa的压力,适用于复杂岩样的精确测试^[37-38]。压汞法在测量50 nm以上的孔隙时表现良好,但在描述宏观孔隙容积和比表面积之间的关系时可能存在一定偏差,这意味着压汞数据可以提供关于宏观孔隙和微裂隙的信息^[39-40]。

核磁共振法是一种无损的孔隙度测量技术,通过利用氢原子核的弛豫特性,测量岩石中的孔隙度^[41]。黄铁矿因其富含铁元素而展现出高弛豫度特性,这一特性在核磁共振实验中显著加速了回波信号的衰减过程,从而影响测量结果^[42]。利用不同频率的核磁共振仪器测试不同粉碎程度的页岩样品时,发现当页岩样品粒径在一定范围内时,其孔隙结构能够保持相对完整;然而,一旦样品被粉碎超过一定限度,其粒度分布及孔隙结构均会遭受显著破坏,这一变化直接导致了孔隙度的大幅降低^[43]。利用核磁共振法测量页岩样品的干燥和饱和两种状态下的孔隙度,并去除其中的游离水和结合水,可提高孔隙度评价的准确性^[44-45]。借助核磁共振装置,可测量不同浸水时间页岩的孔隙度,以探究核磁共振法在测量孔隙度中的实用性^[34]。水饱和状态和干燥状态下核磁共振孔隙度的差值接近液测孔隙度,这两种方法获得的孔隙度差几乎均在1%以内,证实了核磁共振测量的准确性^[46]。在选择较小回波间隔(时间回波T_E=0.1 ms)的条件下,核磁共振能更全面地测量页岩孔隙度值,但在高有机质含量区域(总有机碳含量T_OC≥9%)中,低信噪比可能会造成孔隙度值偏高^[47]。

对页岩样品进行不同孔隙度测量方法的对比,如图2^[45]所示,结果表明氦气法提供了较高的孔隙度,较好地代表了总孔隙度,压汞法、液测法与核磁共振法测量的是有效孔隙度,但它们在捕捉不同类型孔隙时的准确性有所不同。压汞法侧重于较大孔隙的测量,通常显示较低的孔隙度,因为水银无法进入小于2.8 nm的微孔;液测法通过水浸泡样品来评估孔隙空间,通常显示比压汞法高,但低于氦气法;核磁共振法能提供孔隙结构的详细信息,但由于水分流失,通常显示较低的孔隙度,尤其在微孔样品中。通过结合这些方法,可以更准确地评估储层特性,以便在开采中做出更精确的判断。

由图3可知^[47],低黏土组(15号~17号)中,氦气法孔隙度普遍高于水法和煤油法,高黏土组中,水法孔隙度反超了氦气法和煤油法,因为黏土矿物的亲水性导致了水在泥质页岩中测量的孔隙度偏高。因此,在高黏土含量的页岩气储层开发中,需要特别注意水敏性问题,选择合适的测量方法和开采技术,避免水法引起的膨胀现象影响测量结果,结合油饱和法与水饱和法可以更好地避免膨胀问题,提高孔隙度测量的准确性^[48]。

将页岩分为3类^[49]:Ⅰ类孔喉半径介于0.008~0.358 μm,Ⅱ类孔喉半径介于0.007~0.178 μm,Ⅲ类孔喉半径介于0.005~0.021 μm,如表1所示。实验发现I类储层孔喉连通性较好,其次是Ⅱ类,Ⅲ类最差。

综上所述,气测法主要适用于结构较为均匀的页岩样品,对于复杂孔隙结构、强吸附性或水饱和的页岩气样品,主要是由于气体无法完全渗透、扩散受限或被吸附或水替代的影响,并且样品状态会直接影响测量结果,相同条件下的颗粒样品比完整样品得到的结果都高;液测法适用于无水敏性岩样,尤其是结合油饱和法与水饱和法时,对于非水敏性岩样具有良好的应用效果,然而其测量结果易受到选用的液体类型、环境温度以及压力条件等的影响,不适用于裂缝发育层、高黏土含量页岩、未成熟页岩和有机页岩;压汞法适用于孔径大于3.75 nm的孔隙,能够提供良好的孔隙度与比表面积之间的定量关系,但对于小孔径可能会对样品造成一定程度的物理损害,导致人工裂隙的形成,增加测量误差。相比之下,核磁共振法具有非侵入性、全面性、灵敏度高、实时性和适应性强的优点,适用于测量微孔和小孔,而对于高有机质含量和含有较多黄铁矿或其他铁磁性矿物的页岩,核磁共振法可能会低估其总孔隙度。因此在实际应用中需要综合考虑不同方法的优缺点,以获得更准确的孔隙度评估结果。

1.2 渗透率

渗透率是评估储层对流体流动能力的关键参数,在制定合理开采方案和评估开发经济价值时发挥着重要作用。因此,对页岩渗透率的准确测定以及对其影响因素的深入理解,在页岩气开采中至关重要,通过提高页岩储层的渗透率,可以有效地增加页岩气的开采量,提高开采效率^[50]。目前,关于页岩渗透率的研究已有显著进展,学者们通过多种室内实验方法测试储层岩石渗透率。然而,由于储层不均质性、测量尺度、流体种类、流体饱和度、孔隙压力和有效应力等因素,常规稳态气体流动技术难以在合理时间内建立稳定流动状态^[51]。因此,非稳态气流技术通常是实验室测量致密态油气藏渗透率的首选方法,非稳态法主要有脉冲衰减法(pulse-decay permeability measurement,PDP)^[52-55]、压力衰减法^[56-61]。

稳态法通过在岩心顶部注入气体,并在底部测量气体流量,利用达西定律计算岩心的气体渗透率,通常用于高渗透性的岩心。在页岩地层中,裂缝的渗透率通常落在0.001×10^-3 ~0.1×10^-3 μm²,而页岩基质的渗透率则更低,为10^-12~10^-8 μm²,而稳态法测量渗透率下限为0.001×10^-3 μm²,因此西定律可能不适用于页岩柱塞岩心基质渗透率^[62-63]。这种方法精度高,但对于页岩等低渗透岩石,由于流量测量困难且时间长,可能不适用于大量样品测试。相比之下,非稳态法更为常用,不仅能测试极低渗透率,还无需直接测量流量,缩短实验时间,且能提供较为准确的结果。

Brace等^[64]最早提出PDP法,其测量原理如图4所示^[54],在岩芯上下游端之间建立压差,通过记录压差变化来计算样品的轴向渗透率。该方法沿岩心轴线测量,敏感于样品非均质性和裂缝结构,可能无法准确反映页岩基质纳米孔气体扩散特性^[65-66]。对Montney岩芯测量体积渗透率发现,其值受平均孔隙压力和限制压力影响,增加任一压力都会导致体积渗透率降低至相似值^[67]。经过实验研究,发现PDP渗透率测量中,岩心长度、有效压力和压差等关键因素显著影响测量准确性^[68]。对川东龙马溪组的页岩样品在1.03~10.3 MPa范围内取5个有效应力进行了渗透率测试,不同取心方位岩心的渗透率随测试有效应力增大而降低,并且平行层理的页岩渗透率是垂直层理页岩的渗透率的2或3倍,说明平行层理的页岩渗透率应力敏感性相对更强,通过更精确地了解不同层理的页岩在不同有效应力下的渗透性变化,开发者可以针对性地调整压裂技术,确保最大限度地提高气体采收率^[69]。通过脉冲衰减法(pulse-decay permeability measurement,PDP)测量,发现无气体泄漏的未破裂岩心样品的对数曲线[ln(ΔP/ΔP₀)-t]随时间t变化呈直线,斜率与渗透率成正比,其中ΔP为上游和下游储层之间的压力差,ΔP₀为初始压力差;上游气体泄漏的未破裂岩心样品曲线偏离直线,呈下弯形态;带气体泄漏的断裂岩心样品的第一阶段与无气体泄漏的未破裂岩心样品一致,可以准确计算基质渗透率;第二阶段与上游气体泄漏的未破裂岩心样品一致,基质渗透率被高估,需要根据泄漏率进行校正,这些研究为中国在开发裂缝页岩气藏时如何处理气体泄漏问题提供了技术支持,通过对气体泄漏的精确校正,可以更准确地评估基质渗透率,进而提高开发效率^[54]。Zhang等^[70]提出的气体渗透率技术适用于纳米达西级别低渗透性岩石介质。

通过脉冲衰减法,在11 MPa和21 MPa围压下对两个页岩薄片样品进行了氦气和二氧化碳渗透率测量。结果显示,脉冲衰减渗透率具有良好的重复性,间接表明样品表面孔隙结构保持完整。此外,实验表明在低孔隙压力(0~4 MPa)下,渗透率随着孔隙压力升高而下降,主要由Knudsen扩散主导;而在孔隙压力大于4 MPa时,渗透率上升,受达西流动影响。由此可见,渗透率实验中必须考虑扩散效应,特别在低孔隙压力下^[71]。

为了测量页岩基质的渗透性,Luffel等^[56]开发了使用破碎样品的压力衰减法,压力衰减法的测量范围上限为0.001×10^-2 μm²,该方法通过增加测试气体可接触的表面积,最大限度地缩短了渗透率测量的时间。使用压力衰减法测试渗透率在10^-12 m²范围内的材料的结果与传统的PDP法相比,测试时间分别缩短了7.5倍和17.5倍^[72]。然而,该方法无法准确量化破碎样品各部分的形状、大小和方向,导致渗透率值存在较大不确定性,且该方法需要低压条件下进行^[73-74]。Cui等^[75]在压力衰减法的基础上改进旨在模拟储层压力条件的同时,能够在受压条件下测量岩心样本的渗透率,其测量范围为0.001×10^-6~0.001×10^-1 μm²,改进后的压力衰减法可以更好地模拟实际储层条件,为页岩气的开采提供更为准确的渗透率数据。通过考虑吸附量来获得破碎页岩的渗透率和扩散系数,对压差法的相对误差进行了分析,发现实验中的压力变化导致了性能测量的显著误差^[76]。为了评价压力衰减渗透率测量技术,研究了粒径、孔隙压力、气体种类及初始压力条件对渗透率的影响,结果表明,孔隙度高、孔隙连通性好的样品渗透率较高,而颗粒尺寸增大时渗透率下降^[59]。Kim等^[77]提出了一种针对纳米孔尺度页岩基质孔隙度和渗透性的新测量装置,并利用扩散系数分析了页岩基质中的气体扩散行为。使用压力衰减法对裂缝页岩样品进行了渗透率测量,并发现表观渗透率随有效应力的增加而急剧下降,有效应力的增加导致裂缝闭合,从而降低了裂缝的渗透率,这说明有效应力是影响裂缝渗透率的重要因素,了解有效应力对裂缝渗透率的影响有助于优化中国在裂缝页岩气藏中的开采策略,尤其是在高压环境下,能够调整压裂方案,以防止裂缝闭合导致渗透率急剧下降^[78]。通过压力衰减实验得到随着有效应力的增大,微裂缝发育和欠发育页岩基块的气体扩散量发生显著变化,不同孔缝发育程度的岩样在不同有效应力条件下,气体扩散量的变化响应不同^[79]。

综上所述,稳态法由于测量时间较长,更适合测量高渗透率的岩样,尤其适用于非致密岩样。相比之下,PDP法能够保留岩心的非均质性和裂缝结构,适用于测定非连通孔隙和测量特定方向(平行于芯塞轴)的渗透率,需要较快的响应时间,适用于现场快速测试和渗透率较高的岩石,但对气体泄漏非常敏感。压力衰减法适用于具有不同微裂缝发育、欠发育和孔缝发育程度的岩样,并且其响应时间较长,因此更适用于渗透率较低的岩石,但该方法需要低压条件下进行,且无法准确量化破碎样品的形状、大小和方向,导致渗透率值的不确定性。

1.3 含水饱和度

页岩气含水饱和度是储层评价中的一个重要参数,它直接反映储层孔隙中原始含水体积与岩石孔隙体积的比例,影响着页岩气中游离气和吸附气的比例分布及流体在纳米级细微孔径中的流动形式,这些均受到页岩中水分分布位置和含量的精细调控^[80]。对于页岩气储层含水饱和度的研究,不仅涉及储层特性的评价,还与页岩气的赋存方式及产气机理密切相关,不同赋存状态的气体对含水饱和度的影响也有所不同,水的存在会影响页岩的吸附解吸特征,而且还会对页岩气在页岩基质中的扩散速率及渗流特性产生显著作用^[81-83]。因此探究页岩中的含水饱和度有助于了解页岩气的吸附特性,对吸附气量计算和储层含气量评价具有重要作用。

通过对比在不同湿度条件下(97%与75%相对湿度)平衡的样品与干页岩的吸附能力,发现这些样品所展现的吸附能力相较于干页岩下降了40%~60%,并且干燥页岩的甲烷吸收相对较快,平衡时间为0.5~1 h,而潮湿页岩的平衡时间为10~50 h,在湿气较高的页岩气田,可能需要减少水分引起的吸附能力下降,或者通过控制湿度来提高气体采收效率^[84]。Wu等^[85]对纳米孔隙(100 nm)气—水两相流动进行了详尽的实验研究,结果表明:在孔隙内含水饱和度处于较低水平(20%)时,相较于完全干燥的状态,气相的流动能力已经呈现出约10%的明显下降。而当含水饱和度攀升至40%时,气相的流动能力遭遇了更为显著的抑制,具体表现为其降低幅度扩大至约20%,通过了解水饱和度对气体流动性的抑制作用,能够更准确地评估储层的流动性,特别是在开发过程中考虑水分对气体流动的影响,从而优化气藏管理和开采策略^[86]。对不同含水饱和度的岩样进行甲烷等温吸附实验(图5)^[87],结果显示,在保持含水饱和度恒定的条件下,甲烷的吸附量会随着压力的增加而发生变化,这一变化呈先快后慢的上升趋势;在同样的压力下,由于水分子占据了页岩孔隙中的部分空间,减少了甲烷分子的吸附位置和孔隙通道,减少了甲烷的吸附能力,因此页岩的甲烷吸附量随着含水率的增加而呈下降趋势^[87]。在不同湿度环境下,对蒙脱石、高岭石以及伊利石这3种黏土矿物进行了系统性的水蒸气吸附试验,旨在深入分析它们在不同湿度条件下的特定吸附行为。试验结果显示,这3种黏土矿物的水分含量随着湿度增加而显示不同程度的增加^[80]。水饱和度对页岩中气体可进入的有效孔隙空间具有显著影响,随着水饱和度的增加,页岩中的孔隙和裂缝会被水分子占据,导致气体可接近的有效孔隙体积减小,气体渗透率降低,有效孔隙空间减小^[88]。随着有效应力、气压和水饱和度的增加,渗透率呈下降趋势,尤其是低渗透率样品对水饱和度的变化更为敏感。此外,渗透率的各向异性也随着水饱和度的变化而变化,其中垂直方向的渗透率下降幅度大于水平方向,这可能与页岩的层理结构密切相关,因为垂直方向的孔隙连通性较差,容易被水堵塞^[89]。水吸入会导致页岩裂缝的产生,增加宏观孔隙比例,提高孔隙空间,且水吸入能力与页岩的孔隙率和渗透率正相关,物理性质显著改善,时间指数可用于量化水吸入对页岩孔隙喉道连通性的影响^[90]。常压下,单位质量页岩的平均吸附水量为0.017 3 mL/g,赋存于微孔和介孔中的水体积总占比(平均值90.94%)明显高于赋存在大孔中的水体积占比(平均值9.06%)。高压条件下,单位质量页岩的吸附水量增加约25%,大孔中的水体积比例高于微孔和中孔,即高压会增加单位质量页岩的吸附水量,并改变水分在微孔和中孔与大孔中的分布比例,这有助于在页岩气田中识别不同孔隙类型对水分吸附的作用,从而为开发更具渗透性的页岩气资源提供科学依据^[91]。

当前,页岩气领域的实验标准主要参考煤层气的实验方法,通常采用经过粉碎和烘干处理的页岩样品进行吸附实验。大多数学者倾向于使用干燥块状岩样进行等温吸附实验,对含水页岩的吸附研究相对较少。张烈辉等^[92]、Qin等^[93]和Huang等^[82]在不同压力下进行的含水页岩吸附实验为该领域提供了重要数据,但这些实验所用的压力条件(0~10 MPa或0~35 MPa)远低于实际页岩气储层压力(如涪陵地区可达60 MPa),因此这些实验结果可能无法完全代表实际储层的情况^[92-95]。为了更全面地理解含水页岩的吸附特性,可以通过改变含水饱和度和CH₄-CO₂混合气体的比例来系统测量其突破压力,研究表明,含水饱和度的增加会导致突破压力上升,而加入二氧化碳则能够减少甲烷的吸附量和突破压力,这一研究为更全面地理解含水页岩的吸附行为提供了新的视角^[93,96]。在湿气页岩气田的开发中,研究人员深入探讨了含水饱和度对页岩气吸附特性和突破压力的影响。同时,通过对二氧化碳与甲烷吸附的对比研究,发现二氧化碳能够显著提高甲烷的解吸率。这些研究为优化压裂设计、提高开采效率及应用页岩气增产技术、二氧化碳驱替和资源回收提供了理论依据和数据支持。

综上所述,水分对甲烷的吸附具有抑制作用,含水页岩的吸附量显著低于干燥页岩,且吸附速率较慢。随着含水饱和度的增加,气相流动能力和气体渗透率下降,这与页岩中的黏土含量相关。水分子优先吸附于黏土孔隙表面,形成水膜,改变了黏土的孔隙结构,导致甲烷从这些位置转移,进而影响页岩气的吸附特性。因此,深入研究含水页岩的吸附特性对于准确评估页岩气藏的储量和开采潜力至关重要。

2 含气性实验分析

含气量是反映页岩储层天然气含量的关键参数,通过实验分析,能了解页岩气的赋存状态、分布规律、储量、吸附特性及开采潜力,对含气量计算、储量评估和产量预测至关重要^[97-99]。岩气含量测定方法可分为两类:一是基于煤层气传统测量方法,改良后测定岩芯中游离态气体和吸附态气体含量,并估算气体在提取过程中可能散失的量;二是通过理论推导或实验室直接测定,确定页岩最大吸附气体量,作为间接指标反映页岩含气潜力^[100-102]。

2.1 解吸法

解吸法(US bureau of mines,USBM)最初用于测定煤层气含量,现已扩展至页岩含气量测量^[103]。在研究页岩纳米级孔隙时,由于气体只能以分子团或分子的状态进行扩散,通常使用解吸法来测量页岩的含气量。该方法测得的含气量包括损失气量、解吸气量和残余气量,通过回归拟合解吸实验数据,可准确获取页岩样品的完整含气量信息^[104]。

通过量化压力平衡点可提高页岩气含量计算准确性^[105-106]。实验证实水分对页岩孔隙系统的显著影响,随着湿度增加,甲烷吸附容量显著降低,同时甲烷吸附/解吸滞后显著加剧,深入探讨了水分对页岩气吸附和解吸过程的影响,为湿气页岩气田的开发提供了重要的实验数据支持,这一研究对于优化湿气条件下的开采技术和气藏管理至关重要^[107]。为准确描述这一过程,开发了考虑水分吸附行为的改进的BET模型,并引用Terahertz波技术监测甲烷的吸附和解吸过程^[108]。鉴于解吸法的误差,Yu等^[109]提出了一种全过程方法,相较于传统的USBM方法,能够更准确地估算损失气量。罐芯解吸气特征分析方法成功量化了罐芯解吸气的损失,并揭示了罐芯解吸气与总气含量之间的关系,为更精确的页岩气含量测量提供了新的方法^[110]。

2.2 等温吸附实验

除解吸法外,等温吸附法也是评估页岩含气性常用的方法之一,鉴于页岩气与煤层气在吸附机制上相似,目前对页岩吸附气量的测定主要参考了煤层气中吸附气的评价方法,并通过等温吸附模拟实验来实现^[17,111],由于吸附和解吸过程并非完全可逆,采用等温吸附实验方法来估算页岩的含气量往往会导致评估结果偏高于实际值。

吸附能力和吸附过程通常通过拟合各种数学模型来估计,在页岩气纳米孔吸附/解吸领域,应用最广的模型是Langmuir模型,该模型基于单层吸附的假设,因其简单有效而被广泛使用,BET模型是一种改进的Langmuir模型,它考虑了多层吸附的情况^[27,112]。针对4个Marcellus页岩样本的甲烷等温吸附实验数据,分别采用了BET和Langmuir两种等温模型进行拟合分析,实验表明,BET模型在拟合实验数据时表现出更优越的效果,相比之下,BET模型能够更准确地描述吸附过程中的多层吸附现象,如图6所示^[113]。

Langmuir模型仅能描述表面覆盖率而无法反映页岩中孔径分布以及超微孔中吸附机理,许多页岩气吸附实验结果显示,Langmuir等温吸附方程在回归实验数据时表现不佳。虽然在低含水饱和度下Langmuir模型能够较好地描述吸附规律,但随着含水饱和度的提升,其适用性逐渐减弱,尤其在高含水饱和度条件下无法准确预测页岩气吸附特性。为解决Langmuir模型的不足,提出了D-Langmuir模型,该模型在实际应用中取得较好的回归效果,进一步在D-Langmuir的基础上进行修正,得到新的P-Langmuir模型,该模型在拟合便利性、精准度和适用性上均有所增强^[114-119]。在深入探究温度、压力、含水率及有机碳含量对吸附实验的影响后,得出吸附量与压力、有机碳含量呈正相关,而与温度、含水率呈负相关,同时,通过对比研究了CO₂、CH₄、N₂的吸附能力,得到其吸附能力排序为:CO₂>CH₄>N₂,这一发现为开发页岩气资源提供了新的思路,特别是在二氧化碳作为气体驱替的应用中,可能为增产技术提供支持^[120]。为了更准确地计算页岩气储量,有研究考虑了吸附和吸收气体体积的气体吸附模型,其结果比以前的方法更准确^[121]。通过采用体积法测量页岩气在不同含水量下的解吸等温曲线,并使用改进的解吸模型进行拟合,可以较好地描述含水页岩气的解吸过程,具有较强的适用性^[122]。Xiong等^[123]提出了一种新的压力恢复法,在已知或未知储层压力的情况下均可使用,测量的页岩气含量比标准方法高2~7倍,这一技术的应用,使得在复杂储层环境下,尤其是在深层页岩气田的资源评估中,能够更准确地评估气藏的实际气体含量,为开发方案的优化提供了更加精确的数据支持。在恒定压力和温度条件下,随着孔径的增大,干酪根中甲烷(CH₄)的超额吸附量先增加后减少;而在恒定压力和孔径下,随着温度的升高,甲烷的超额吸附量也呈现先增大后降低的趋势,温度到一定数值后会减弱干酪根对CH₄分子的吸附能力^[124]。在研究平凉组页岩的含气量时发现岩性以泥岩及灰泥岩为主的甲烷吸附量显著高于泥晶灰岩,说明黏土矿物含量是影响甲烷吸附量主控因素之一^[125]。

综上所述,解吸法作为一种有效手段,特别适用于直接测定现场钻井中获取的岩心样本或具有代表性岩屑中的页岩含气量,该方法能够反映在实际地质条件下,页岩中天然气的真实储量情况,具有较高的应用价值;等温吸附实验适用于黏土矿物含量较高的页岩,一般来说,孔径和温度的增大对甲烷的超额吸附量有积极影响,但是存在一个最优的孔径和温度范围,超出这些范围,吸附效果会下降。该方法重点捕捉页岩吸附过程的全面数据,有助于深入了解其吸附特性并真实反映吸附行为,是研究页岩吸附性能的重要手段,为了确保实验结果的准确性和真实性,必须在特定的温度和压力条件下严格控制实验环境。在缺乏现场解吸数据的情境下,等温吸附法常被用于对页岩含气量进行定性的评估,但其应用范围相对较为局限。

3 现存问题及未来发展趋势

目前大多数储集性实验是在静态条件下进行的,无法真实反映在压裂过程中孔隙和裂缝的协同变化且缺乏定量模型描述含水饱和度对CH₄扩散系数的影响。为解决这些问题,可发展高精度动态监测技术,如四维纳米CT,通过结合温度和压力控制模块,可以模拟储层条件下对页岩孔隙结构进行高分辨率的三维动态成像,进而对页岩孔隙结构进行精准分析。此外,可以利用微流控芯片技术设计具有纳米级孔隙网络的仿生芯片,结合高速共聚焦显微系统,定量解析气体与水在纳米孔喉中的流动机制,从而多尺度揭示页岩储层的物性特征。与此同时,通过结合不同尺度渗透率联测装置(如纳米压痕仪和岩心驱替系统),利用数字孪生技术融合多尺度数据,构建孔隙网络与渗透率之间的映射模型,解决微观数据与宏观数据的统一问题。针对测试压力不符合实际储层压力的挑战,可采用三轴应力加载装置复现储层有效应力条件,逐步增加实验压力或数值模拟技术来校正实验室与储层压力差异。

当前含气性实验存在岩心提钻过程中气体逸散导致解吸气量低估的问题。为此,可引入光纤传感系统,在水平井筒植入分布式温度/声波传感器,实现含气量动态变化的实时监测,此外,还可以引入太赫兹波谱无损检测,帮助量化气体储量和识别岩心中可能已经逸散的气体量,从而减少解吸实验中气体逸散所带来的误差,快速测定岩心的实际含气量。同时,为解决传统吸附模型局限性与多组分交互机制不明确的问题,可通过分子动力学模拟研究CO₂、CH₄和H₂O分子在页岩孔隙表面的相互作用,通过统计吸附位点占据频率与吸附自由能计算,量化三者的竞争吸附优先级,并结合高压吸附实验数据,构建多组分竞争吸附热力学数据库;同时,可研发耐高温高压的多模态原位吸附分析装置,通过高精度温压闭环控制、原位光谱监测和跨尺度数据融合技术,精准测定超临界甲烷的吸附等温线。

4 结论

在储集性实验分析中,总结了测量页岩孔隙度、渗透率和含水饱和度方法的优缺点及适用条件。在孔隙度测量中,氦气法适用于总有效孔隙度,液测法适合低含量可膨胀黏土矿物样品,核磁共振和压汞法则在孔径分布分析中具有优势;在渗透率测量中,非稳态法更适合页岩渗透率的测定,PDP法用于柱塞岩心渗透率测量,压力衰减法适合破碎页岩,能提供几何平均渗透率,减少非均匀性影响;在含水饱和度测量中,水分增加会抑制甲烷吸附,导致气相流动能力和气体渗透率下降。

在含气性实验分析中,总结了测量方法的优缺点与适用条件。等温吸附实验提供了深入了解页岩吸附特性的数据,适用于定性评估页岩含气量,但受实验室条件限制,缺乏现场数据;而解吸法尽管受限,但能直接测量现场钻井岩心或岩屑的含气量,适用于高含气页岩储层,是获取实际含气量的有效手段。

页岩气开发中的岩石物理实验和原位压力模拟在提升开发效率和优化资源利用方面具有至关重要的作用。通过动态实验技术,能够实时监测岩石在不同压力、温度和应力条件下的物理性质变化,从而模拟实际开采过程中岩石的演化,深入了解岩石如何响应外部环境变化。这不仅有助于预测和避免开发过程中可能出现的潜在问题,还能更精确地评估页岩气储层的特性,为优化压裂设计、提高产量和开采效率提供科学依据。原位压力模拟则能够再现地下储层的真实压力条件,帮助研究页岩气在自然状态下的储存与释放行为,避免实验过程中因压力变化带来的误差,确保实验数据的准确性与可靠性,为制定科学的开采策略提供强有力的支持。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

[1]	刘钰洋, 鞠玮, 熊伟, 等. 川南泸州区块五峰-龙马溪组现今地应力特征与页岩气开发[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(8): 3200-3206.

[2]	Liu Yuyang, Ju Wei, Xiong Wei, et al. Characteristics of present-day in-situ stress in the Wufeng-Longmaxi Formation of Luzhou Block, Southern Sichuan Basin: implications for shale gas development[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(8): 3200-3206.

[3]	赵帅, 刘皓天, 姜新雨, 等. 四川盆地红星地区二叠系页岩岩相及其微观孔隙结构特征[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(3): 994-1006.

[4]	Zhao Shuai, Liu Haotian, Jiang Xinyu, et al. Lithofacies and characteristics of micro-pore structure of permian shale in Hongxing Area, Sichuan Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(3): 994-1006.

[5]	邹才能, 董大忠, 杨桦, 等. 中国页岩气形成条件及勘探实践[J]. 天然气工业, 2011, 31(12): 26-39, 125.

[6]	Zou Caineng, Dong Dazhong, Yang Hua, et al. Conditions of shale gas accumulation and exploration practices in China[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(12): 26-39, 125.

[7]	杨天祥, 赵卫卫, 段逸飞, 等. 陆相页岩源储特征及其发育模式——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长7段为例[J]. 科学技术与工程, 2023, 23(24): 10209-10219.

[8]	Yang Tianxiang, Zhao Weiwei, Duan Yifei, et al. Source-reservoir characteristics and development model of continental shale: a case study of Chang 7 member of Yanchang Formation in Southeastern Ordos Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2023, 23(24): 10209-10219.

[9]	琚宜文, 卜红玲, 王国昌. 页岩气储层主要特征及其对储层改造的影响[J]. 地球科学进展, 2014, 29(4): 492-506.

[10]	Ju Yiwen, Bu Hongling, Wang Guochang. Main characteristics of shale gas reservoir and its effect on the reservoir reconstruction[J]. Advances in Earth Science, 2014, 29(4): 492-506.

[11]	王文强, 何金先, 曹文杰. 织纳地区龙潭组煤系页岩气储层特征与勘探潜力评价[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(20): 8409-8418.

[12]	Wang Wenqiang, He Jinxian, Cao Wenjie. Evaluation of shale gas reservoir characteristics and exploration potential of Longtan Formation in Zhina Area[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(20): 8409-8418.

[13]	肖昆, 邹长春, 黄兆辉, 等. 页岩气储层测井响应特征及识别方法研究[J]. 科技导报, 2012, 30(18): 73-79.

[14]	Xiao Kun, Zou Changchun, Huang Zhaohui, et al. Summary on logging response characteristics and identification methods for shale gas reservoir[J]. Science & Technology Review, 2012, 30(18): 73-79.

[15]	郝建飞, 周灿灿, 李霞, 等. 页岩气地球物理测井评价综述[J]. 地球物理学进展, 2012, 27(4): 1624-1632.

[16]	Hao Jianfei, Zhou Chanchan, Li Xia, et al. Summary of shale gas evaluation applying geophysical logging[J]. Advances in Geophy-sics, 2012, 27(4): 1624-1632.

[17]	罗鹏, 吉利明. 陆相页岩气储层特征与潜力评价[J]. 天然气地球科学, 2013, 24(5): 1060-1068.

[18]	Luo Peng, Ji Liming. Reservoir characteristics and potential evaluation of continental shale gas[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(5): 1060-1068.

[19]	邹才能, 张国生, 杨智, 等. 非常规油气概念、特征、潜力及技术——兼论非常规油气地质学[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(4): 385-399, 454.

[20]	Zou Caineng, Zhang Guosheng, Yang Zhi, et al. Geological concepts, characteristics, resource potential and key techniques of unconventional hydrocarbon: on unconventional petroleum geology[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(4): 385-399, 454.

[21]	马若龙. 湘中、湘东南及湘东北地区泥页岩层系地质特征与页岩气勘探潜力[D]. 成都: 成都理工大学, 2013.

[22]	Ma Ruolong. The geological characteristics of the argillutite formationand potentiality for the exploration of the shale gas in Central Hunan, southeastern Hunan and northeastern Hunan[D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2013.

[23]	赵卫卫, 王嘉楠, 李慧, 等. 延安地区山西组泥页岩岩相及沉积相特征[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(16): 6681-6690.

[24]	Zhao Weiwei, Wang Jianan, Li Hui, et al. Characteristics of shale lithofacies and sedimentary facies of Shanxi Formation in Yan’an Area[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(16): 6681-6690.

[25]	董大忠, 邹才能, 李建忠, 等. 页岩气资源潜力与勘探开发前景[J]. 地质通报, 2011, 30(S1): 324-336.

[26]	Dong Dazhong, Zou Caineng, Li Jianzhong, et al. Resource potential, exploration and development prospect of shale gas in the whole world[J]. Geological Bulletin of China, 2011, 30(S1): 324-336.

[27]	佟恺林, 蔡鸿燕, 李金玺, 等. 四川LZ页岩储层现今地应力方向及主控因素——以龙一段为例[J]. 科学技术与工程, 2023, 23(8): 3224-3236.

[28]	Tong Kailin, Cai Hongyan, Li Jinxi, et al. Present stress orientations and controlling factors of shale reservoirs in LZ Region, Sichuan Basin: example of the First Member of Longmaxi Formation[J]. Science Technology and Engineering, 2023, 23(8): 3224-3236.

[29]	王红岩, 周尚文, 刘德勋, 等. 页岩气地质评价关键实验技术的进展与展望[J]. 天然气工业, 2020, 40(6): 1-17.

[30]	Wang Hongyan, Zhou Shangwen, Liu Dexun, et al. Progress and prospect of key experimental technologies for shale gas geological evaluation[J]. Natural Gas Industry, 2020, 40(6): 1-17.

[31]	王新贵, 王超勇, 窦鲁星. 川东南新元古界南华系大塘坡组页岩气勘探潜力分析[J]. 科学技术与工程, 2015, 15(17): 113-116.

[32]	Wang Xingui, Wang Chaoyong, Dou Luxing. Shale gas condition and potential in Datangpo Formation of Nanhua System on the southeast of Sichuan Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2015, 15(17): 113-116.

[33]	徐旭辉, 申宝剑, 李志明, 等. 页岩气实验地质评价技术研究现状及展望[J]. 油气藏评价与开发, 2020, 10(1): 1-8.

[34]	Xu Xuhui, Shen Baojian, Li Zhiming, et al. Status and prospect of experimental technologies of geological evaluation for shale gas[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2020, 10(1): 1-8.

[35]	Luffel D L, Guidry F K. New core analysis methods for measuring reservoir rock properties of Devonian shale[J]. Journal of Petroleum Technology, 1992, 44(11): 1184-1190.

[36]	Sun J, Dong X, Wang J, et al. Measurement of total porosity for gas shales by gas injection porosimetry (GIP) method[J]. Fuel, 2016, 186: 694-707.

[37]	Zhang C, Wang X, Zhu L. Estimation of total porosity in shale formations from element capture logging and conventional logging data[J]. Arabian Journal of Geosciences, 2018, 11: 1-11

[38]	Fu Y, Jiang Y, Wang Z, et al. Non-connected pores of the Longmaxi Shale in southern Sichuan Basin of China[J]. Marine and Petroleum Geology, 2019, 110: 420-433.

[39]	付永红, 蒋裕强, 夏国勇, 等. 海相页岩孔隙度GRI测定方法优化[J]. 天然气工业, 2020, 40(10): 20-28.

[40]	Fu Yonghong, Jiang Yuqiang, Xia Guoyong, et al. Optimization of GRI porosity determination method for marine shale[J]. Natural Gas Industry, 2020, 40(10): 20-28.

[41]	Zhou S, Dong D, Zhang J, et al. Optimization of key parameters for porosity measurement of shale gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry B, 2021, 8(5): 455-463.

[42]	蒋裕强, 付永红, 谢军, 等. 海相页岩气储层评价发展趋势与综合评价体系[J]. 天然气工业, 2019, 39(10): 1-9.

[43]	Jiang Yuqiang, Fu Yonghong, Xie Jun, et al. Development trend of marine shale gas reservoir evaluation and a suitable comprehensive evaluation system[J]. Natural Gas Industry, 2019, 39(10): 1-9.

[44]	韩学辉, 张浩, 毛新军, 等. 基于岩心室应力应变和不确定度分析的致密储层氦孔隙度测量方法[J]. 地球物理学报, 2021, 64(1): 289-297.

[45]	Han Xuehui, Zhang Hao, Mao Xinjun, et al. A method of gas porosity measurement for tight reservoirs based on mechanical analysis of core chamber[J]. Chinese Journal of Geophysics, 2021, 64(1): 289-297.

[46]	Yu Y, Luo X, Wang Z, et al. A new correction method for mercury injection capillary pressure(MICP)to characterize the pore structure of shale[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2019, 68: 102896.

[47]	Yao Y, Sun X, Zheng S, et al. Methods for petrological and petrophysical characterization of gas shales[J]. Energy & Fuels, 2021, 35(14): 11061-11088.

[48]	田冲, 李怡, 黎丁源, 等. 页岩储层孔隙度测定方法优选与推荐[J]. 天然气工业, 2023, 43(6): 57-65.

[49]	Tian Chong, Li Yi, Li Dingyuan, et al. Selection and recommendation of shale reservoir porosity measurement methods[J]. Natural Gas Industry, 2023, 43(6): 57-65.

[50]	孙冲. 页岩孔隙度氦气法测试影响因素分析及方法改进[J]. 江汉石油职工大学学报, 2022, 35(2): 15-17.

[51]	Sun Chong. Analysis of influencing factors and improvement of shale porosity test by helium method[J]. Journal of Jianghan Petroleum University of Staff and Workers, 2022, 35(2): 15-17.

[52]	Chakraborty N, Karpyn Z, Liu S, et al. Experimental evidence of gas densification and enhanced storage in nanoporous shales[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2020, 76: 103120-103120.

[53]	Kuila U, Mccarty D K, Derkowski A, et al. Total porosity measurement in gas shales by the water immersion porosimetry (WIP) method[J]. Fuel, 2014, 117: 1115-1129.

[54]	Topór T, Derkowski A, Kuila U, et al. Dual liquid porosimetry: a porosity measurement technique for oil-and gas-bearing shales[J]. Fuel, 2016, 183: 537-549.

[55]	Ai T, Wu S, Zhang R, et al. Changes in the structure and mechanical properties of a typical coal induced by water immersion[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2021, 138.DOI: 10.1016/j.ijrmms.2020.104597.

[56]	Zhao P, He B, Zhang B, et al. Porosity of gas shale: is the NMR-based measurement reliable?[J]. Petroleum Science, 2022, 19(2): 509-517.

[57]	王跃鹏, 刘向君, 梁利喜, 等. 黏土矿物水化膨胀及无机盐溶液对其抑制作用[J]. 科学技术与工程, 2022, 22(22): 9574-9581.

[58]	Wang Yuepeng, Liu Xiangjun, Liang Lixi, et al. Hydration expansion of clay minerals and its inhibitory by inorganic salt solution[J]. Science Technology and Engineering, 2022, 22(22): 9574-9581.

[59]	Li J B, Wang M, Shao H M, et al. Shale porosity measurement by the saturated oil method: removing the contribution from oils dissolved in Kerogen[J]. Petroleum Science, 2023, 20(6): 3273-3279.

[60]	Comisky J T, Santiago M, McCollom B, et al. Sample size effects on the application of mercury injection capillary pressure for determining the storage capacity of tight gas and oil shales[C]// SPE Canada Unconventional Resources Conference. Ottawa: SPE, 2011: SPE-149432-MS.

[61]	钟太贤. 中国南方海相页岩孔隙结构特征[J]. 天然气工业, 2012, 32(9): 1-4, 21, 125.

[62]	Zhong Taixian. Characteristics of pore structure of marine shales in South China[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32(9): 1-4, 21,125.

[63]	田华, 张水昌, 柳少波, 等. 压汞法和气体吸附法研究富有机质页岩孔隙特征[J]. 石油学报, 2012, 33(3): 419-427.

[64]	Tian Hua, Zhang Shuichang, Liu Shaobo, et al. Determination of organic-rich shale pore features by mercury injection and gas adsorption methods[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(3): 419-427.

[65]	俞雨溪, 罗晓容, 雷裕红, 等. 陆相页岩孔隙结构特征研究——以鄂尔多斯盆地延长组页岩为例[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(4): 716-726.

[66]	Yu Yuxi, Luo Xiaorong, Lei Yuhong, et al. Characterization of lacustrine shale pore structure: an example from the Upper-Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2016, 27(4): 716-726.

[67]	Kausik R, Minh C C, Zielinski L, et al. Characterization of gas dynamics in Kerogen nanopores by NMR[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Luxembourg: SPE, 2011: SPE-147198-MS.

[68]	Tan M, Mao K, Song X, et al. NMR petrophysical interpretation method of gas shale based on core NMR experiment[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2015, 136: 100-111.

[69]	孙建孟, 宗成林, 董旭, 等. 基于核磁共振的页岩粉碎样品孔隙度研究[J]. 测井技术, 2017, 41(5): 512-516.

[70]	Krzy$\dot{\mathrm{z}}$ak A T, Habina-Skrzyniarz I, Machowski G, et al. Overcoming the barriers to the exploration of nanoporous shales porosity[J]. Microporous and Mesoporous Materials, 2020, 298. DOI: 10.1016/j.micromeso.2020.110003.

[71]	Ma B, Hu Q, Yang S, et al. Multiple approaches to quantifying the effective porosity of lacustrine shale oil reservoirs in Bohai Bay Basin, East China[J]. Geofluids, 2020, 2020(1). DOI: 10.1155/2020/8856620.

[72]	Su S, Wang L, Li J, et al. Research on porosity characterization methods of shale oil reservoirs in Lianggaoshan Formation, Sichuan Basin[J]. Frontiers in Earth Science, 2024, 11.DOI: 10.3389/feart.2023.1325094.

[73]	屈翠侠, 刘永河, 宋宏业, 等. 泥页岩储层孔隙度测量方法分析与评价[J]. 物探化探计算技术, 2023, 45(6): 698-706.

[74]	Qu Cuixia, Liu Yonghe, Song Hongye, et al. Comparison of measurement methods for porosity of the shale reservoir[J]. Computing Techniques for Geophysical and Geochemical Exploration, 2023, 45(6): 698-706.

[75]	石强, 陈鹏. 页岩“刚-弹嵌合”孔隙骨架模型及超压状态孔隙度测量方法——以四川盆地南部志留系龙马溪组深层超压硅质页岩为例[J]. 石油勘探与开发, 2023, 50(1): 113-124.

[76]	Shi Qiang, Chen Peng. “Rigid-elastic chimera” pore model and overpressure porosity measurement method for shale: a case study of the deep overpressure siliceous shale of Silurian Longmaxi Formation in southern Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2023, 50(1): 113-124.

[77]	柴兵强, 赵峰, 计玉冰, 等. 川东南盆缘复杂构造区龙马溪组页岩孔隙结构及分形特征[J]. 科学技术与工程, 2023, 23(12): 4973-4983.

[78]	Chai Bingqiang, Zhao Feng, Ji Yubing, et al. Pore structure and fractal characteristics of Longmaxi Formation shale in complex structural area of southeastern Sichuan Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2023, 23(12): 4973-4983.

[79]	曹茜, 王兴志, 戚明辉, 等. 页岩油地质评价实验测试技术研究进展[J]. 岩矿测试, 2020, 39(3): 337-349.

[80]	Cao Qian, Wang Xingzhi, Qi Minghui, et al. Research progress on experimental technologies of shale oil geological evaluation[J]. Rock and Mineral Analysis, 2020, 39(3): 337-349.

[81]	Cui A, Wust R, Nassichuk B, et al. A nearly complete characterization of permeability to hydrocarbon gas and liquid for unconventional reservoirs: a challenge to conventional thinking[C]//SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. Luxembourg: URTEC, 2013: URTEC-1578611-MS.

[82]	Cui X, Bustin A M M, Bustin R M. Measurements of gas permeability and diffusivity of tight reservoir rocks: different approaches and their applications[J]. Geofluids, 2009, 9(3): 208-223.

[83]	Metwally Y M, Sondergeld C H. Measuring low permeabilities of gas-sands and shales using a pressure transmission technique[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2011, 48(7): 1135-1144.

[84]	Chen H, Liu H H, Chen J. A method for correcting low permeability laboratory measurements for leaks: theory, methodology and algorithms[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2018, 56: 608-618.

[85]

Li Z, Ripepi N, Chen C. Using pressure pulse decay experiments and a novel multi-physics shale transport model to study the role of Klinkenberg effect and effective stress on the apparent permeability of shales[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, 189. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107010.

[86]	Luffel D L, Hopkins C W, Schettler P D J. Matrix permeability measurement of gas productive shales[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Luxembourg: SPE, 1993: SPE-26633-MS.

[87]	Handwerger D A, Suarez-Rivera R, Vaughn K I, et al. Improved petrophysical core measurements on tight shale reservoirs using retort and crushed samples[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Luxembourg: SPE, 2011: SPE-147456-MS.

[88]	Sinha S, Braun E M, Passey Q R, et al. Advances in measurement standards and flow properties measurements for tight rocks such as shales[C]//SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition. Luxembourg: SPE, 2012: SPE-152257-MS.

[89]	Tinni A, Fathi E, Agarwal R, et al. Shale permeability measurements on plugs and crushed samples[C]//SPE Canadian Unconventional Resources Conference. Calgary: SPE, 2012: SPE-162235-MS.

[90]	何家欢. 测试页岩基质渗透率不应考虑扩散影响的思考[J]. 特种油气藏, 2015, 22(4): 147-150, 158.

[91]	He Jiahuan. Reflection on the issue that shale matrix permeability test should not consider the effect of diffusion[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2015, 22(4): 147-150, 158.

[92]	张成娟, 冯昕媛, 刘永, 等. 一种基岩气藏储层伤害评价实验方法[J]. 石油知识, 2022(3): 48-49.

[93]	Zhang Chengjuan, Feng Xiyuan, Liu Yong, et al. An experimental method for evaluating reservoir damage in bedrock gas reservoirs[J]. Petroleum Knowledge, 2022(3): 48-49.

[94]	魏明强, 段永刚, 方全堂, 等. 页岩气藏孔渗结构特征和渗流机理研究现状[J]. 油气藏评价与开发, 2011, 1(4): 73-77.

[95]	Wei Mingqiang, Duan Yonggang, Fang Quantang, et al. Current research situation of porosity & permeability characteristics and seepage mechanism of shale gas reservoir[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2011, 1(4): 73-77.

[96]	杨术刚, 张坤峰, 刘双星, 等. 页岩渗透率测定方法及影响因素研究进展[J]. 油气地质与采收率, 2023, 30(5): 31-40.

[97]	Yang Shugang, Zhang Kunfeng, Liu Shuangxing, et al. Research progress on measurement methods and influencing factors of shale permeability[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(5): 31-40.

[98]	Brace W F, Walsh J B, Frangos W T. Permeability of granite under high pressure[J]. Journal of Geophysical Research, 1968, 73(6): 2225-2236.

[99]	Kamath J, Boyer R E, Nakagawa F M. Characterization of core-scale heterogeneities using laboratory pressure transients[J]. SPE Formation Evaluation, 1992, 7(3): 219-227.

[100]

Cui A, Brezovski R. Laboratory permeability and diffusivity measurements of unconventional reservoirs: useless or full of information? a montney example from the western Canada sedimentary basin[C]//SPE Asia Pacific Unconventional Resources Conference and Exhibition. Luxembourg: SPE, 2013: SPE-167047-MS.

[101]

Ghanizadeh A, Aquino S, Clarkson C R, et al. Petrophysical and geomechanical characteristics of Canadian tight oil and liquid-rich gas reservoirs: II. Geomechanical property estimation[J]. Fuel, 2015, 153: 682-691.

[102]

刘鹏, 李新, 罗燕颖, 等. 页岩气储层岩心脉冲衰减渗透率测量影响因素分析[J]. 地球物理学进展, 2018, 33(2): 696-699.

[103]

Liu Peng, Li Xin, Luo Yanying, et al. Analysis of influencing factors on pulse attenuation permeability measurement of shale gas reservoir core[J]. Progress in Geophysics, 2018, 33(2): 696-699.

[104]

王鑫朋, 关富佳, 刘海鹏, 等. 川东龙马溪组页岩渗透率各向异性及应力敏感性实验研究[J]. 科学技术与工程, 2019, 19(26): 174-177.

[105]

Wang Xinpeng, Guan Fujia, Liu Haipeng, et al. Experimental study on permeability anisotropy and stress sensibility of shale of Longmaxi in East Sichuan[J]. Science Technology and Engineering, 2019, 19(26): 174-177.

[106]

Zhang T, Hu Q, Ghanbarian B, et al. A pulse-decay method for low(matrix)permeability analyses of granular rock media[J]. Hydrology and Earth System Sciences, 2023, 27(24): 4453-4465.

[107]

王熠, 岳雯婷, 赵毅鑫, 等. 页岩气表观渗透率与多流动机理及有效应力演化关系[J]. 科学技术与工程, 2021, 21(12): 4911-4917.

[108]

Wang Yi, Yue Wenting, Zhao Yixin, et al. Relationship among shale gas apparent permeability, multi-flow mechanisms and effective stress evolution[J]. Science Technology and Engineering, 2021, 21(12): 4911-4917.

[109]

Hannon J M. Alternative approaches for transient-flow laboratory-scale permeametry[J]. Transport in Porous Media, 2016, 114(3): 719-746.

[110]

Sander R, Pan Z, Connell D L. Laboratory measurement of low permeability unconventional gas reservoir rocks: a review of experimental methods[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2017: 37248-37279.

[111]

Bhandari R A, Flemings B P, Polito J P, et al. Anisotropy and stress dependence of permeability in the barnett shale[J]. Transport in Porous Media, 2015, 108(2): 393-411.

[112]

Cui X, Bustin R M, BrezovskiI R, et al. A new method to simultaneously measure in-situ permeability and porosity under reservoir conditions: implications for characterization of unconventional gas reservoirs[C]//SPE Canada Unconventional Resources Confe-rence. Luxembourg: SPE, 2010: SPE-138148-MS.

[113]

Profice S, Lasseux D, Jannot Y, et al. Permeability, porosity and klinkenberg coefficien determination on crushed porous media[J]. Petrophysics, 2012, 53(6): 430-438.

[114]

Kim C, Jang H, Lee J. Experimental investigation on the characteristics of gas diffusion in shale gas reservoir using porosity and permeability of nanopore scale[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2015, 133: 226-237.

[115]

Zhou J, Zhang L, Li X, et al. Experimental and modeling study of the stress-dependent permeability of a single fracturein shale under high effective stress[J]. Fuel, 2019, 257: 116078.

[116]

康毅力, 赖哲涵, 陈明君, 等. 基于压力衰减法的页岩气体扩散系数应力敏感性实验[J]. 天然气工业, 2022, 42(2): 59-70.

[117]

Kang Yili, Lai Zhehan, Chen Mingjun, et al. Stress sensitivity experiments of shale gas diffusion coefficients based on the pressure decay method[J]. Natural Gas Industry, 2022, 42(2): 59-70.

[118]

冯东, 李相方, 李靖, 等. 黏土矿物吸附水蒸气特征及对孔隙分布的影响[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2018, 42(2): 110-118.

[119]

Feng Dong, Li Xiangfang, Li Jing, et al. Water adsorption isotherm and its effect on pore size distribution of clay minerals[J]. Journal of China University of Petroleum(Natural Science Edition), 2018, 42(2): 110-118.

[120]

高树生, 胡志明, 郭为, 等. 页岩储层吸水特征与返排能力[J]. 天然气工业, 2013, 33(12): 71-76.

[121]

Gao Shusheng, Hu Zhiming, Guo Wei, et al. Water absorption characteristics of gas shale and the fracturing fluid flowback capa-city[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(12): 71-76.

[122]

Huang R, Lei Q, Chen J, et al. Gas content prediction model of water-sensitive shale based on gas-water miscible competitive adsorption[J]. Petroleum Science and Technology, 2024, 42(15): 1841-1863.

[123]

耿琳柯, 段硕. 含水页岩甲烷吸附研究进展[J]. 煤炭与化工, 2022, 45(1): 135-140, 143.

[124]

Geng Linke, Duan Shuo. Research progress of methane adsorption on water-bearing shale[J]. Coal and Chemical Industry, 2022, 45(1): 135-140, 143.

[125]

Gasparik M, Bertier P, Gensterblum Y, et al. Geological controls on the methane storage capacity in organic-rich shales[J]. International Journal of Coal Geology, 2014, 123: 34-51.

[126]

Wu Q, Bai B, Ma Y, et al. Optic imaging of two-phase-flow behavior in 1D nanoscale channels[J]. SPE Journal, 2014, 19(5): 793-802.

[127]

李靖, 李相方, 王香增, 等. 页岩无机质孔隙含水饱和度分布量化模型[J]. 石油学报, 2016, 37(7): 903-913.

[128]

Li Jing, Li Xiangfang, Wang Xiangzeng, et al. A quantitative model to determine water-saturation distribution characteristics inside shale inorganic pores[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(7): 903-913.

[129]

贺晓飞, 鲁家国, 叶链, 等. 含水页岩吸附甲烷实验研究进展[J]. 中国石油和化工标准与质量, 2017, 37(2): 29-30.

[130]

He Xiaofei, Lu Jiaguo, Ye Lian, et al. Water-bearing shale methane adsorption experimental research progress[J]. China Petro-leum and Chemical Standard and Quality, 2017, 37(2): 29-30.

[131]

Chen L, Liu K, Xu L, et al. Effect of water saturation on gas-accessible effective pore space in gas shales[J]. Lithosphere, 2022, 2022(S 13). DOI: 10.2113/2022/1939833.

[132]

Tan Y L, Zhang S H, Tang S H, et al. Impact of water saturation on gas permeability in shale: experimental and modelling[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2021, 95. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.10406.

[133]

李颖, 李茂茂, 李海涛, 等. 水相渗吸对页岩储层的物化作用机理研究[J]. 油气藏评价与开发, 2023, 13(1): 64-73.

[134]

Li Ying, Li Maomao, Li Haitao, et al. Physicochemical mechanism of water phase imbibition in shale reservoirs[J]. Reservoir Evaluation and Development, 2023, 13(1): 64-73.

[135]

周文宇, 王小明, 陈文文, 等. 高压条件对页岩吸附水赋存特征的影响: 以重庆涪陵礁石坝地区页岩储层为例[J]. 地质科技通报, 2024, 43(5): 95-104.

[136]

Zhou Wenyu, Wang Xiaoming, Chen Wenwen, et al. Influence of high-pressure conditions on the occurrence characteristics of shale adsorbed water: a case study of a shale reservoir in the Jiaoshiba Area, Fuling, Chongqing[J]. Bulletin of Geological Science and Technology, 2024, 43(5): 95-104.

[137]

张烈辉, 唐洪明, 陈果, 等. 川南下志留统龙马溪组页岩吸附特征及控制因素[J]. 天然气工业, 2014, 34(12): 63-69.

[138]

Zhang Liehui, Tang Hongming, Chen Guo, et al. Adsorption capacity and controlling factors of the Lower Silurian Longmaxi Shale Play in southern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(12): 63-69.

[139]

Qin C, Jiang Y, Fu Y, et al. Thermodynamic characteristics of high-pressure CH₄ adsorption on longmaxi shale subjected to supercritical CO₂-water saturation[J]. Energy, 2023, 263. DOI: 10.1016/j.energy.2022.125898.

[140]

Zhang T, Ellis G S, Ruppel S C, et al. Effect of organic-matter type and thermal maturity on methane adsorption in shale-gas systems[J]. Organic Geochemistry, 2012, 47: 120-131.

[141]

胡东风, 王良军, 张汉荣, 等. 碳酸盐岩烃源岩气藏的发现及其油气地质意义——以四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组一段气藏为例[J]. 天然气工业, 2020, 40(7): 23-33.

[142]

Hu Dongfeng, Wang Liangjun, Zhang Hanrong, et al. Discovery of carbonate source rock gas reservoir and its petroleum geological implications: a case study of the gas reservoir in the first Member of Middle Permian Maokou Formation in the Fuling Area, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2020, 40(7): 23-33.

[143]

Zhang C, Yu Q. Break through pressure and permeability in partially water-saturated shales using methane-carbon dioxide gas mixtures: an experimental study of Carboniferous shales from the eastern Qaidam Basin, China[J]. Aapg Bulletin, 2019, 103(2): 273-301.

[144]

邹才能, 董大忠, 王玉满, 等. 中国页岩气特征、挑战及前景(一)[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(6): 689-701.

[145]

Zou Caineng, Dong Dazhong, Wang Yuman, et al. Shale gas in China: characteristics, challenges and prospects (I)[J]. Petro-leum Exploration and Development, 2015, 42(6): 689-701.

[146]

邹才能, 董大忠, 王玉满, 等. 中国页岩气特征、挑战及前景(二)[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(2): 166-178.

[147]

Zou Caineng, Dong Dazhong, Wang Yuman, et al. Shale gas in China: characteristics, challenges and prospects (Ⅱ)[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(2): 166-178.

[148]

端祥刚, 胡志明, 高树生, 等. 页岩高压等温吸附曲线及气井生产动态特征实验[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(1): 119-127.

[149]

Duan Xianggang, Hu Zhiming, Gao Shusheng, et al. Shale high pressure isothermal adsorption curve and the production dynamic experiments of gas well[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(1): 119-127.

[150]

董谦, 刘小平, 李武广, 等. 关于页岩含气量确定方法的探讨[J]. 天然气与石油, 2012, 30(5): 34-37, 106-107.

[151]

Dong Qian, Liu Xiaoping, Li Wuguang, et al. Determination of gas content in shale[J]. Natural Gas and Oil, 2012, 30(5): 34-37, 106-107.

[152]

聂全新, 程丽娅, 黄勤, 等. 页岩气实验测试技术进展[J]. 安徽地质, 2019, 29(1): 71-73.

[153]

Nie Quanxin, Cheng Liya, Huang Qin, et al. Advances in testing techniques for shale gas[J]. Anhui Geology, 2019, 29(1): 71-73.

[154]

何希鹏, 蔡潇, 高玉巧, 等. 页岩气勘探开发实验技术研究进展与发展方向[J]. 天然气工业, 2024, 44(7): 12-26.

[155]

He Xipeng, Cai Xiao, Gao Yuqiao, et al. Experimental technolo-gies of shale gas exploration and development: research progress and development direction[J]. Natural Gas Industry, 2024, 44(7): 12-26.

[156]

唐颖, 张金川, 刘珠江, 等. 解吸法测量页岩含气量及其方法的改进[J]. 天然气工业, 2011, 31(10): 108-112, 128.

[157]

Tang Ying, Zhang Jinchuan, Liu Zhujiang, et al. Use and improvement of the desorption method in shale gas content tests[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(10): 108-112, 128.

[158]

魏强, 晏波, 肖贤明. 页岩气解吸方法研究进展[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(9): 1657-1665.

[159]

Wei Qiang, Yan Bo, Xiao Xianming. Research progress on the desorption methods of shale gas[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(9): 1657-1665.

[160]

张琴, 刘洪林, 拜文华, 等. 渝东南地区龙马溪组页岩含气量及其主控因素分析[J]. 天然气工业, 2013, 33(5): 35-39.

[161]

Zhang Qin, Liu Honglin, Bai Wenhua, et al. Shale gas contentand its main controlling factors in Longmaxi shales in southeas tern Chongqing[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(5): 35-39.

[162]

Su J, Shen Y, Hao J, et al. Shale gas content calculation of the Triassic Yanchang Formation in the southeastern Ordos Basin, China[J]. Energies, 2017, 10(12). DOI: 10.3390/en10121949.

[163]

Al-Mutarreb A, Jufar S, Abdulelah H, et al. Influence of water immersion on pore system and methane desorption of shales: a case study of Batu Gajah and Kroh Shale Formations in Malaysia[J]. Energies, 2018, 11(6). DOI: 10.3390/en11061511.

[164]

Wang M, Zhang D. Influences of moisture on adsorption and desorption of methane on gas shales[J]. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 2024, 46(1): 12556-12574.

[165]

Yu L, Tan Y, Fan M, et al. Estimating lost gas content for shales considering real boundary conditions during the core reco-very process[J]. ACS Omega, 2022, 7(24): 21246-21254.

[166]

Cui X, Jiang C, Nassichuk B, et al. Characteristics of canister core desorption gas from unconventional reservoirs and applications to improve assessment of hydrocarbons-in-place[J]. Mine-rals, 2022, 12(10). DOI: 10.3390/min12101226.

[167]

丁安徐, 李小越, 蔡潇, 等. 页岩气地质评价实验测试技术研究进展[J]. 天然气与石油, 2014, 32(2): 43-48, 3.

[168]

Ding Anxu, Li Xiaoyue, Cai Xiao, et al. Research advance of shale gas geological evaluation test technology[J]. Natural Gas and Oil, 2014, 32(2): 43-48, 3.

[169]

李亚男. 页岩气储层测井评价及其应用——以川南地区为例[D]. 北京: 中国矿业大学(北京), 2014.

[170]

Li Yanan. Research on logging evaluationmethod of shale gas reservoirand its application: take South of Sichuan Area for Example[D]. Beijing: China University of Mining and Technology-Beijing, 2014.

[171]

Yu W, Sepehrnoori K, Patzek T W. Modeling gas adsorption in Marcellus shale with Langmuir and bet isotherms[J]. SPE Journal, 2016, 21(2): 589-600.

[172]

周理, 吕昌忠, 王怡林, 等. 述评超临界温度气体在多孔固体上的物理吸附[J]. 化学进展, 1999(3): 3-8.

[173]

Zhou Li, Lü Changzhong, Wang Yilin, et al. Physisorption of gases on porous solidsat above-critical temperatures[J]. Progress in Chemistry, 1999(3): 3-8.

[174]

盛茂, 李根生, 陈立强, 等. 页岩气超临界吸附机理分析及等温吸附模型的建立[J]. 煤炭学报, 2014, 39(S1): 179-183.

[175]

Sheng Mao, Li Gensheng, Chen Liqiang, et al. Mechanisms analysis of shale-gas supercritical adsorption and modeling of isorption adsorption[J]. Journal of China Coal Society, 2014, 39(S1): 179-183.

[176]

张跃磊, 李大华, 王青华, 等. 修正的页岩气等温吸附模型[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2016, 38(1): 107-112.

[177]

Zhang Yuelei, Li Dahua, Wang Qinghua, et al. Modified isothermal adsorption model of shale gas[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Natural Science Edition), 2016, 38(1): 107-112.

[178]

周尚文, 王红岩, 薛华庆, 等. 页岩气超临界吸附机理及模型[J]. 科学通报, 2017, 62(35): 4189-4200.

[179]

Zhou Shangwen, Wang Hongyan, Xue Huaqing, et al. Supercriti-cal methane adsorption on shale gas: mechanism and model[J]. Chinese Science Bulletin, 2017, 62(35): 4189-4200.

[180]

Pang W, Wang Y, Jin Z. Comprehensive review about methane adsorption in shale nanoporous media[J]. Energy & Fuels, 2021, 35(10): 8456-8493.

[181]

陈志礼, 宁正福, 王庆, 等. 含水页岩甲烷吸附特性实验研究[J]. 断块油气田, 2018, 25(4): 510-514, 548.

[182]

Chen Zhili, Ning Zhengfu, Wang Qing, et al. Experimental study on methane adsorption characteristics of hydrous shale[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2018, 25(4): 510-514, 548.

[183]

郭平, 张伟, 李赟, 等. 鄂尔多斯盆地陆相页岩吸附规律研究[J]. 地质科技情报, 2017, 36(5): 54-59.

[184]

Guo Ping, Zhang Wei, Li Yun, et al. Rules of continental shale adsorption in Ordos Basin[J]. Geological Science and Technology Information, 2017, 36(5): 54-59.

[185]

Memon A, Li A, Muther T, et al. An experimental study of gas sorption, adsorbed, and sorbed porosity, and their impact on shale gas-in-place calculations[J]. Journal of Porous Media, 2020, 23(10). DOI: 10.1615/JPorMedia.2020033387.

[186]

Xiang Z, Ding Y, Ao X, et al. Study on desorption experiment and desorption model of deep shale gas containing water[J]. Advances in Materials Science and Engineering, 2021, 2021(1). DOI: 10.1155/2021/6960995.

[187]

Xiong W, Gong Q, Duan X, et al. Pressure building-up metho-dology to measure gas content of shale samples[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, 186: 106678-106678.

[188]

侯大力, 韩鑫, 唐洪明, 等. 龙马溪组页岩干酪根表征初探及干酪根吸附特征研究[J]. 油气藏评价与开发, 2023, 13(5): 636-646.

[189]

Hou Dali, Han Xin, Tang Hongming, et al. Primary research on expression of kerogen in Longmaxi Shale and its adsorption characteristics[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2023, 13(5): 636-646.

[190]

史鹏, 张建锋, 周伟, 等. 鄂尔多斯盆地南缘平凉组非常规储层特征[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(21): 8861-8868.

[191]

Shi Peng, Zhang Jianfeng, Zhou Wei, et al. Characteristics of unconventional reservoirs in Pingliang Formation, southern margin of Ordos Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(21): 8861-8868.