油母页岩

油母页岩（共12篇）

油母页岩 篇1

随着环境保护要求的日益提高, 中国行业性二氧化硫 (SO2) 排放标准也更加严格, 严格执行这些法规和标准, 有利于提高社会效益和环境效益。与烟气脱硫相比, 煤气脱硫具有气量小、含硫化合物浓度高的特点[1], 因而在达到同样处理效果时, 采用煤气脱硫具有更加经济、高效, 且易于回收有价值的硫分等优点。

煤气中含硫组分主要以硫化氢 (H2S) 、羰基硫 (COS) 、二硫化碳 (CS2) 为主, 其他组分一般以微量存在, 而硫化氢 (H2S) 一般占煤气中总硫量的90%以上。故煤气脱硫一般都是以脱除硫化氢 (H2S) 为出发点, 大部分的脱硫技术对煤气中其他含硫组分也有一定程度的脱除作用[2]。

页岩炼油厂是抚顺矿业集团转产转型的一个重点企业, 它是以油母页岩为生产原料, 用干馏装置以低温干馏的方法制取页岩油, 在生产页岩油的同时, 产生大量的副产品干馏煤气。由于生产工艺要求有一部份干馏煤气用作加热炉的燃料煤气, 加热炉是给干馏装置供热的重要设备。燃料煤气中硫化氢的含量为4.7～5g╱m 3 (Vn) , 每小时为5.2～6.0万m 3 (Vn) ╱h, 那么每年加热炉烧掉的燃料煤气为44 000～52 000万m 3 (Vn) , 以此数据来计算每年可产生二氧化硫约3 800～4 100t。目前页岩炼油厂每年向环保部门交纳二氧化硫排污费为60万元, 且二氧化硫严重腐蚀设备、管道等, 仅加热炉大烟囱维修费用每年高达15万元, 不仅增加生产成本, 而且对工作环境也造成了严重的污染, 因此加热炉的燃料煤气脱硫势在必行。

1 工艺的选择

1.1 湿法脱硫

湿法脱硫可分为化学吸收法、物理吸收法和氧化法三类。目前常用的是改良蒽醌二磺酸钠法简称A.D.A法。

1.1.1 过程原理

A.D.A法是以碳酸钠的水溶液为吸收剂, 以A.D.A为活性添加剂。而改良A.D.A法改变了化学吸收液中硫氢根离子氧化析出硫的机理, 由于偏钒酸钠中的钒离子能够变价, 从而改变了传递氧的途径。

改良A.D.A法的反应过程为:

吸收:Na2CO3+H2SNaHS+NaHCO3

氧化析硫:2NaHS+4NaVO3+H2O Na2V4O9+4NaOH+2S

焦钒酸钠被氧化:

Na2V4O9+2A.D.A (氧化态) +2NaOH+H2O4NaVO3+2A.D.A (还原态)

碱液再生:NaOH+NaHCO3Na2CO3+H2O。

A.D.A再生:2A.D.A (还原态) +O22A.D.A (氧化态) +2H2O。

由于有钒的存在, 当硫化氢局部浓度高时, 钒会形成一种黑色的钒—氧—硫络合物沉淀。为了防止沉淀的生成, 在吸收液中添加少量的酒石酸钾钠。因为酒石酸钾钠能与多数金属离子结合成络离子, 从而防止金属离子从碱性中溶液沉淀出来。

1.1.2 工艺流程 (改良A.D.A法)

含硫化氢的气体由脱硫塔底部进入, 自下而上地与吸收液在塔内逆流接触, 脱除硫化氢的气体经捕沫器后出工段。吸收了硫化氢后的富液由塔底排出, 此时液相中的硫氢根离子和偏钒酸钠的反应仍在继续进行中, 溶液经脱硫塔液封进入反应槽以提供足够的停留时间, 然后由溶液循环泵送经加热器加热 (夏季为冷却) 后压入再生塔, 由空气压缩机送来的压缩空气鼓入再生塔底部, 与溶液并流而上。在再生塔中溶液得以氧化再生。析出的硫磺附着在空气泡上, 借助空气浮力升至塔顶扩大部分, 溢流到硫泡沫槽, 再生后的溶液经液位调节器返回脱硫塔循环使用。硫泡沫在硫泡沫槽中经搅拌、澄清分层后, 清液回反应槽, 硫泡沫则放到真空过滤机过滤得到硫膏, 硫膏入熔硫釜后得产品熔融硫。当制取硫粉产品时, 流程可简化为由硫泡沫槽放出的料液进入离心机, 即可得到硫粉产品[3]。

1.1.3 操作参数

操作温度:32～46℃;

操作压力:范围较宽;

脱硫剂水分:25%～35%;

每米高脱硫剂层阻力:<200mmH2O。

1.2 干法脱硫

干法脱硫具有工艺简单、成熟可靠的特点, 既能脱除煤气中的硫化氢, 也能脱除煤气中其他污染物。干法主要有活性炭法、氧化铁法、氧化锌法、氧化锰法、分子筛法及离子交换树脂法等。最常用的是常温氧化铁法, 即以氧化铁为脱硫剂。

1.2.1 过程原理

干法脱硫包括脱硫和再生两个过程, 含有硫化氢的煤气通过脱硫剂时, 硫化氢与活性氧化铁接触, 生成硫化铁和亚硫化铁。含有这种铁的硫化物的脱硫剂与空气中的氧接触, 铁的硫化物又转化为氧化铁及单体硫, 脱硫和再生的过程同时进行, 并可循环进行多次, 直到氧化铁表面大部分被硫或其他杂质覆盖而失去活性为止。在碱性条件下 (脱硫剂中添加少量的石灰) , 脱硫主反应式为:

再生主反应式为:

脱硫和再生反应皆在存在水的条件下进行, 所以脱硫剂中除了氧化铁外, 还均匀加入水分。脱硫反应的速度取决于煤气与氧化铁的接触程度, 为此在脱硫剂中加入少量的木屑, 使堆放的脱硫剂的孔隙率不低于50%。

1.2.2 常用脱硫剂

(1) 天然沼铁矿, 俗称黄土:将天然沉积矿物质与木屑和熟石灰按比例混合后, 即成为脱硫剂。其质量配比为:沉积矿矿物质为95%、木屑为4%～5%、熟石灰为4%～5%、进箱时脱硫剂含水约30%。

(2) 人工氧化铁:

(1) 对于机床切削铁屑, 可不掺木屑直接使用;

(2) 对于0.6～2.4mm的铸铁屑, 可将其与木屑按重量比1∶1左右掺混, 经洒水后充分翻晒进行人工氧化, 生成水合态氧化铁。控制三氧化二铁与水合态氧化铁之含量比值大于1.5作为氧化合格指标。然后再加入0.5%熟石灰, 即成为脱硫剂。

1.2.3 工艺流程

典型的常温氧化铁法工艺流程如下图所示:煤气可以串联或并联的形式通过脱硫塔, 为了充分发挥脱硫效率, 使脱硫剂在煤气脱硫过程中, 被煤气中的氧均匀地得到氧化再生, 延长使用周期。也可定期改变塔内煤气流向, 或保持煤气中的氧含量为1%～2%, 使塔内硫化铁得到全程合适程度的再生。

1.2.4 操作参数

操作温度:28～35℃, 操作压力:常压, 脱硫剂水分:25%～35%, 每米高脱硫剂层阻力:<200mmH2O, 脱硫剂碱度:pH 8～9。

2 干法和湿法脱硫工艺对比

2.1 干法脱硫工艺的适用性

(1) 原理简单, 设备少, 但庞大, 占地稍大, 废脱硫剂的处置影响环境;

(2) 因设计建厂时未考虑脱硫, 故利用此法脱硫所需面积略显紧张;

(3) 因操作参数要求煤气温度较低, 需小于35℃, 而我厂煤气温度为45～55℃, 必须采取有效方法降低煤气温度才能满足脱硫操作要求。

(4) 主要适用于气体精细脱硫, 其硫容量相对较低, 脱硫剂大多不能再生, 需要废弃。

2.2 湿法脱硫工艺的适用性

(1) 工艺流程中设备复杂, 管线较多, 操作参数较多, 但工人劳动强度相对小, 脱硫效率较高能达到99%;

(2) 工艺参数较多, 工艺流程较复杂, 需有一个仪表控制室, 此外悬浮的硫颗粒回收困难, 易造成过滤器堵塞;

(3) 能够适应较高负荷的脱硫要求, 应用面较宽。

2.3 脱硫工艺的选择

鉴于页岩炼油厂在建厂初期并未考虑脱硫问题, 因此生产厂区未留有充足的厂地, 因此脱硫工艺的占地面积是选择工艺的关键因素, 其次通过对这两种工艺在脱硫效率、脱硫成本及劳动强度等因素对比后, 综合考虑选择湿法脱硫更适合该厂的实际生产情况。

4 脱硫效果的估算

目前该厂加热炉烟气中二氧化硫浓度为3 737mg∕m 3计 (监测值) , 湿法脱硫脱硫效率能达到99%以上, 以脱硫效率98%计, 经脱硫后烟气中二氧化硫的浓度则可达到74mg∕m 3以下。符合国家环保标准 (GWPB 3—1999) , 即二氧化硫最高允许排放浓度为100mg∕m 3的要求。

5 小结

(1) 湿法脱硫的投资费用约350万元, 脱硫装置一经投入使用, 页岩炼油厂每年会节约二氧化硫排污费用80～100万元, 节约烟囱维修费用约15万元;

(2) 虽然投资回收期约3年, 但脱硫后厂区的工作环境会有较大的改善, 厂区周围的空气污染指数会大幅度下降, 环境效益和社会效益明显。

(3) 随着脱硫技术的不断研究与开发, 寻找稳定性好、组成相对简单且脱硫效率高的氧化—还原脱硫洗液是液相氧化发展的一个突出热点。

摘要：介绍了页岩炼油厂生产工艺和二氧化硫的产生量, 提出了煤气干法和湿法脱硫工艺, 并对这两种工艺在原理和适用性方面进行了对比, 对湿法脱硫的投资费用进行了估算, 该厂燃烧煤气脱硫后环境效益和社会效益显著。

关键词：油母页岩,燃料煤气,干法脱硫,湿法脱硫

参考文献

[1]郝吉明, 王书肖, 陆永琪.燃煤二氧化硫污染控制技术手册.北京:化学工业出版社, 2003

[2]中国科学技术情报研究所重庆分所.国外气体脱硫技术.重庆:重庆科学技术文献出版社重庆分社, 1979

[3]雷仲存.工业脱硫技术.北京:化学工业出版社出版, 2002

油母页岩 篇2

购货方：

供货方：

经双方共同协商，根据平等、自愿的原则，依据《中华人民共和国合同法》的相关规定，特签订本购销合同，以明确双方的.权益和义务。

第一条、货物的名称、品种、规格和质量：

1、质量要求： 达到国家关于页岩砖的产品质量合格标准。

2、供方对所有产品的质量负责， 确保产品检验合格。

第二条、计量方法：

货物的数量：以施工现场实收量为准。

第三条 、收货地址：

1、收货地点：

2、收货具体承办人：收货具体承办人在收到货物并在供货单据上签字确认即视为购货方收到货物的认可。临时委托其他人收货必须由购货方法定代表人签字或加盖购货方公章。货到签收视为产品合格。

第四条、运输方式及费用票据：

1、按照合同约定所发生的运输费、装卸费用由 承担 ， 如购货方变更收货地址，应及时向供货方发出书面通知，由此所产生的费用由购货方承担。

2、本合同价格不含税收，若需开票则另按17%收取税费。

第五条、结算方式：

1、货款的结算：供货方向购货方每供货达匹，凭购货方收料人员签收的单据和供货方的收据或发票与购货方办理结款(5日内结款)。供方后期余款在需方不需要货10内结清，若未按时付款，在两个月 内付清，则按每匹砖加收0.02元结算全部货款。超过两个月，除加收货款外，另按法律规定和合同约定承担违约责任。

第六条、对货物提出的异议和办法：

1、需方在验收中，如果发现货物的品种、型号、规格、质量等不合格，应在货到时提出异议。

2、需方未按规定期限提出异议，视为所交货物符合质量要求。

3、供方在接到需方异议后，应在两天内作出妥善处理意见。

第七条、违约责任：

1、合同执行过程中，如果出现违约，违约方则需向另一方支付本合同货款合计总金额的20% 作为违约金，如违约金不足以弥补违约方的损失赔偿，可在违约金基础上要求违约方赔偿损失。

2、律师费用由违约方承担，律师费按诉讼标准的10%收取。

3、以上两项违约方无权请求司法机关减少或变更。

4、若未付清所欠货款 ，供货方有权责令购货方停工，停工所造成的损失由购货方承担。

第八条、解决合同纠纷的方式：

1、本合同若因合同本身或履行过程中发生争议，通知协商解决。若协商不成时，向供货方所在地人民法院起诉。

2、合同执行期间，如因不能履行或需要修改，必须经双方同意协商一致并另订合同作为本合同的补充条款方为有效。

第九条、本合同一式两份。本合同经双方签字、盖章生效。

购货方： 供货方：

委托代理人：委托代理人：

页岩气急不得 篇3

2012年9月10日，国土资源部面向社会各类投资主体发布了公开招标出让页岩气探矿权公告。

早在5月17日国土资源部就已经发布了《页岩气探矿权投标意向调查公告》，其中对于投标人资格限定的条件是：具有石油天然气或气体矿产勘查资质、注册资金在3亿元以上的内资企业或独立法人。这为民营资本留了一个门缝。

不过，调查报告虽已公布，探矿权招标却迟迟未启动。6月底，国土资源部油气资源战略研究中心主任张大伟曾表示，2012年页岩气探矿权招标预计在7月进行。此后则因准备工作未就绪而暂时推迟。页岩气第二轮探矿权招标可谓是“千呼万唤始出来”。

不过，第二轮探矿权招标虽已启动，却有点儿“雷声大雨点小”的意味。

各方谁最积极

据了解，国土资源部此次招标共推出20个区块（每个投标人最多可投标2个区块），总面积为20002平方公里，分布在重庆、贵州、湖北、湖南、江西、浙江、安徽、河南8个省市。

从最终公布的招标区块来看，就不难解释，为何有些省份早已按捺不住，屡次抛出页岩气概念以吸引投资。

8月，重庆市政府曾召开全市页岩气发展专题工作会议，对重庆发展页岩气进行动员部署，提出要努力把重庆建成全国页岩气开发的主战场。重庆市市长黄奇帆甚至表示，重庆的能源产业计划在2015年前达到1000亿元，不过如果把握好页岩气开发这一历史性机遇，有可能将其产值做到3000亿—4000亿元。

而贵州省也表示，40亿元组建西南能矿集团，主攻页岩气等资源开发；湖南省也不示弱，4月，湖南省政府就与中国华电集团签署了页岩气勘查开发合作协议，同时以省内最大的国有企业——华菱钢铁集团为主体，联合湘煤集团、省发展投资集团、省地矿局、省煤田地质局，组建了“湖南华晟能源投资发展有限公司”，专门从事湖南省页岩气勘查开发工作。

当地方政府摩拳擦掌，准备一搏之时，企业也没有停住“跑马圈地”的脚步。华电集团和江西签订战略合作协议，共同开发江西省页岩气；法国道达尔（中国）投资有限责任公司也与江西省地矿局签订战略合作协议；而由华电集团、华晟能源投资发展有限公司和湖南省煤田地质局合资组建的湖南省页岩气开发有限公司也已揭牌，有望实现年底出气。

“國内几大石油公司，以及一些电力、煤炭大公司都在做技术研发，不过技术上还是有差距的。我们还处在研发当中，不太成熟。”东北证券分析师王伟纲认为，短期内页岩气的前景并没有想象中的那么乐观。

页岩气搅动的不只是地方政府和企业的“心思”，资本市场早已爆炒过几轮。只不过，投资者的命运与大张旗鼓进入页岩气领域的地方政府、乃至企业相比，却是跌宕起伏，前景难测。自3月底至今，盘面显示，页岩气概念股自2012年3月至今，画了一个深度“N”形。

中国常规油气勘探开发尚处在早中期，市场不会舍易求难，选择非常规油气作为主攻方向。目前，中国致密砂岩气已形成年产百亿方以上规模；煤层气也已开始商业生产，而页岩气则刚起步。大通证券分析师陈文倩认为，在一时间段内，页岩气在非常规气中很难成为主角。这也造就了当前页岩气带来的资本市场波动，更多的是概念炒作因素。

狼多肉少

不同于第一次页岩气招标，仅局限在6家国企参与。第二轮页岩气探矿权招标为民营资本打开了一扇门。

不过，此轮招标将有上百家公司参与角逐，显然是狼多肉少。据了解，国土资源部即将实施的第二轮页岩气探矿权招标仅限于无重叠矿权的空白区块。相关统计显示，这意味着只有20%的页岩气区块面积可以拿来公开招标，而剩余80%的部分则与传统油气矿权重合，这些传统油气矿权主要掌握在中石油、中石化等拥有传统油气开采业务的央企手中。

实际上，即使取得了探矿权，也并非就已将肉吃到了嘴里。

在此轮招标中，出让的探矿权有效期为3年，年均勘查投入应达到每平方公里3万元，按照1000平方公里一个区块测算，一年的勘探投入最低也要3000万元。而在中国，打口油井的花费至少就需要7000万—8000万元。

虽然向纯民营企业把门打开了，但是这个行业需要雄厚的资本，不是一般的企业能够承受的。而且其中还涉及到太多的环节，譬如即使进入到这个行业，也很难进到销售渠道。”中国石油大学石油工程学院海外研究所所长顾岱鸿对民营资本进入页岩气依然担忧。

其实，不只是可以用来分割的空白区块数量不多，想要获取一定规模的收益也很难。

数据显示，我国将探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米，而“十二五”期间页岩气的开采目标仅为65亿立方米。“十二五”期间的主要任务为探明储量和技术积累，很难带来实质性的收益。真正商业化在“十三五”时期才能得以实现。

对此，中国石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红持相同意见。“‘十二五’应该踏踏实实的做好两件事：一是寻求储量，二是寻求技术突破。我反对在‘十二五’期间就规划页岩气达到很大的工业产量。用致密气和煤层气是一样的，也能相当于页岩气。”

油母页岩 篇4

近年来, 大气污染问题随着工业化而迅速加剧, 大气环境质量标准也日益严格。其中工业生产过程产生的粉尘的污染与危害问题日益突出, 不仅危害作业人员的身体健康, 引起尘肺病;有的粉尘在一定条件下可以爆炸, 导致人身伤亡、财产损失;而且对大气造成污染, 影响人类的生存和工业生产的正常进行。因此减少粉尘污染和危害, 保证安全健康地生产具有重要的理论意义和实用价值。

随着我国能源战略结构的调整, 油母页岩行业在能源产业中的比例逐渐上升, , 油母页岩粉尘具有特殊的物理化学性质, 如何有效的对其进行控制也成为一项重要的课题。本文在对破碎转运点的产尘特性进行分析的基础上, 对其粉尘运动进行数值模拟分析并提出对油母页岩粉尘的控制技术。

2 油母页岩粉尘的性质分析

油母页岩空隙度小、透气性差, 并且含油率高极易着火, 造成火灾。由于变质岩系中或多或少地存在着一些稀有元素和放射性元素, 它们可放出不同的射线或衰变而产生放射性同位素, 危害人体健康。

作业场所空气中粉尘的理化性质是决定其对人体危害性质和严重程度的重要因素, 也是粉尘治理方案确定的主要决定因素[1]。通过对抚顺油母页岩的初步测试及实验分析, 得出抚顺油母页岩在生产中产生粉尘的主要性质如下[2]:

2.1 粉尘的化学成分分析

油母页岩粉尘样品经过化学分析其主要组分为石英, 其次含有少量的高岭石、菱铁矿, 微量的正长石、纳长石、蒙脱石、方解石、赤铁矿、伊利石。

2.2 粉尘的安息角39°。

2.3粉尘的比电阻1.014×103Ω·cm。

2.4 粉尘的润湿性:通过沃克试验对试样进行测定, 粉尘的全润湿时间为50~70min, 属于中等润湿性微粒。

2.5 粉尘的主要粒径分布:在本项目中对人的伤害最大的<5μm的粉尘占粉尘总量的20%, <20μm的细微粉尘占粉尘总量的68%。

3 粉尘运动的数值模拟

3.1 模型的建立

FLUENT中两相流计算中常用的模型包括离散相模型Discrete Phase Model, DPM、混合物模型Mixture Model、欧拉模型Eulerian Model、VOF模型Volume of Fluids[3,4,5]。

其中离散相模型属于欧拉-拉格朗日型模型, 它要求颗粒相的体积不能过大, 而且大体上均匀分布于连续相中, 即颗粒的局部体积浓度比要小于10%。混合物模型和欧拉模型都属于欧拉-欧拉模型。这两种模型都将计算中的各相作为共存于同一空间中的流体进行计算。不同的是混合物模型通常计算二种流体相, 而欧拉模型则可以将不同的相作为组份进行处理并分别建立方程进行求解, 因而可以计算多种不同流体的流场。VOF模型属于界面追踪模型, 使用流体的体积比函数判断追踪流体界面, 主要用于带有自由界面问题的计算。

本文主要研究皮带转载点粉尘运动规律, 从粉尘粒度分布试验可看出其粉尘粒径小于150μm, 体积分数小于10%, 对气体流场的影响非常小, 因此采用离散相模型, 计算中忽略颗粒与颗粒之间的作用以及颗粒对气相流畅的影响, 而只考虑气相流场对颗粒的作用。

3.2 粉尘运动规律的数值模拟

3.2.1 几何模型的建立和网格划分

选取溜槽周边的粉尘扩散空间, 其具体尺寸为3.6×1.8×2.1单位m为计算区域。其简化模型如图1所示。

数值模拟中离散误差与网格粗细有关, 网格越粗误差越大, 反之误差越小。但网格越细占用计算机资源越多, 计算时间就越长, 因而网格不可能分得太细。所以网格划分应根据模型区域中物理量场的变化情形而定。本文采用TGrid网格, 网格基本尺寸为0.06m, 如图2所示。

3.2.2 数值模拟参数及边界条件的设定

对本问题进行模拟, 求解器采用用非稳态, 湍流模型采用k-ε双方程模型, 对尘粒的运动过程采用离散相模型Discrete phase计算, 对压力采用Standard算法, 压力和速度耦合采用SIMPLE算法求解。采用入口湍流强度和入口水力直径设定入口边界条件, DPM墙壁边界条件采用Trap捕获。

根据抚顺矿业集团千斤油厂具体情况及相关实测数据, 结合数学模型和FLUENT的模拟方法, 确定数值模拟的各参数及边界条件如图3、图4所示:

3.3 数值模拟结果与分析

按照以上参数设置后, 通过FLUENT 6.2解算, 将得到的计算结果做分析。

3.3.1 不同粒径粉尘的运动轨迹

以溜槽进口为速度入口, 气相速度采用1.4 m/s。颗粒相速度与风流速度相同, 喷射点采用面喷射。分别观察不同粒径粉尘的运动情况。通过不同粉尘的轨迹图, 我们可以明显发现, 1μm粉尘运动轨迹最长, 因此小颗粒粉尘也应该成为我们治理的重点, 随着粉尘粒径的。尽管我们的整个计算空间采取了对称的形式, 但整个粉尘的轨迹并非像我们想想的那样, 成一定的对称, 同时从图中, 我们可以发现溜槽正面的粉尘还是最大, 因此我们可以在溜槽前设定一个挡板, 它能够有效的防止粉尘的扩散, 实际挡板的位置情况可以进行试验方式进行确定 (见图5~7) 。

3.3.2 粉尘速度场和压力场

模拟不同位置粉尘的速度流场, 从图中可以发现粉尘在入口处产生了一定的涡流现象。整个粉尘主要集中在溜槽附近, 粉尘运动过程中, 速度逐渐降低, 到达我们设定的计算边界时已经很小了, 因此我们可以通过降低溜槽的角度, 有效的降低下落物料流冲击皮带的瞬间, 在压力梯度的作用下减小正压空气冲击波风流, 从而使粉尘扩散减小 (见图8-11) 。

4 结论

根据油母页岩粉尘的性能测试和数值模拟分析可以得出如下结论:

4.1 油母页岩粉尘粒径分布主要集中在<20μm区域, 粉尘的安息角39°, 粉尘属于中等润湿性粉尘。

4.2 在不同粒径油母页岩粉尘中, 1μm粉尘运动最长, 因此小颗粒粉尘也应该成为油母页岩粉尘治理的重点。

4.3 通过降低溜槽的角度, 可以有效的减小正压空气冲击波风流, 减少粉尘的扩散。

参考文献

[1]施春红, 欧盛南, 金龙哲.矿井粉尘运移规律性的实验研究[J].北京科技大学学报, 2007, 29 (增刊2) :1-5.

[2]肇永辉.我国油页岩的主要性质及利用[J].沈阳化工, 2000, 3 (1) :37-60.

[3]王福军.计算流体动力学分析[M].北京:清华大学出版社, 2007.

[4]王瑞金, 张凯, 王刚.Fluent技术基础与应用实例[M].北京:清华大学出版社, 2007.

全球页岩气开发面面观 篇5

全球页岩气开发面面观

贾怀东(航空大学，吉林长春 130022)

页岩气，是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。地球上页岩气的资源潜力可能大于常规天然气和石油储量。随着页岩气的开发和开采技术的成熟，页岩气正悄悄改变世界能源版图。

页岩气是目前经济技术条件下天然气工业化勘探的重要领域和目标。页岩气在技术上取得突破和商业开发成功，深刻改变了全球天然气市场分布和供求关系，对全球能源进程和地缘政治格局也带来巨大影响。但是，由于技术水平、气藏条件以及政策目标的不同，各国在开采过程中形成了不同的特点和经验。探讨和比较这些利弊得失，对我国页岩气发展大有裨益。

领跑世界的美国

美国是最早进行页岩气研究和开采的国家，也是全世界技术最成熟的国家。成熟的开采技术让美国最早实现页岩气商业开发。美国页岩气产量主要来自得克萨斯州、阿肯色州、路易斯安那州、宾西法尼亚州、纽约州、俄亥俄州、西弗吉尼亚州和密歇根州。平均每口井完井成本在150万-800万美元之间，开采成本约为7美元/千立方英尺。

实际上，早在上世纪代，页岩气就开始在美国东部地区进行规模生产。进入70年代以后，产量快速提高。70年代中期，美国页岩气年产量为19.6亿立方米，到猛增到107.5亿立方米，达到500亿立方米。与此同时，页岩气在美国天然气产量的比例也不断提高，占1.6%，和分别占3.0%和4.5%，2009年，产量达到900亿立方米，约占美国天然气总产量的15%0预计到，美国页岩气产量将达到1 800亿立方米。

美国页岩气开发如此迅猛的发展速度和领先于世界的老大地位，主要归功于国家政策上的支持。美国战略学者认为，页岩气开发和生产具有重要的地缘政治影响，对于制衡和削弱俄罗斯、委内瑞拉和伊朗在天然气市场的主导地位，提高美国对欧洲乃至世界能源格局的影响力，具有不可替代的作用。为此，20世纪70年代末期，美国政府就在<能源意外获利法》中作出规定，对非常规能源开发实行税收补贴政策：20世纪90年代初，得克萨斯州制定法律，对页岩气的开发不再征收生产税。现在，路易斯安那州、得克萨斯州和阿肯色州等地方政府纷纷效法得克萨斯州的作法，对页岩气钻探工作大开方便之门。

另外，美国还专门设立了非常规油气资源研究基金，为美国企业在全世界范围开展页岩气开发与合作提供必要的技术支持。有媒体报道，美国俄克拉荷马市页岩气的开发龙头公司——切萨皮克能源公司已和挪威国家石油公司及南非萨索尔公司合作，在南非中部干旱地区开发页岩气。具有全球运营经验的埃克森美孚公司，也在寻求与波兰和德国开展页岩气合作。2009年11月，美国总统奥巴马访问中国时，双方签署了《中美页岩气合作倡议》。美国希望通过技术输出，帮助中国解决在页岩气开发过程中遇到的困难。

犹豫不决的欧洲

欧洲页岩气技术可采资源量虽然不及中国和美国，但分布十分广泛。2009年，欧洲发起一个多学科页岩气研究开拓计划( GASH)，来自科研院所、地调机构、高等院校等单位的学者组成专家组，研制欧洲黑色页岩数据库，评价欧洲页岩气的潜力。研究发现，波兰的页岩气可采资源量为欧洲之最，预计未来10-波兰每年可提供200——300亿立方米天然气。此外，德国、法国、英国、西班牙、奥地利等国家或地区也已充分认识到页岩气资源的价值和前景，并着手开展页岩气研究和试探性开发，部分企业开始商业性勘探开发。

欧洲页岩气开发，一开始便得到美国的大力支持，美国认为，欧洲、尤其是波兰大规模开采页岩气，将给向欧洲供气的世界第一产气大国俄罗斯带来巨大挑战。(石油能源论文 )美国认为，在波兰部署反导系统可为欧洲提供安全保障，而把美国企业积累的页岩气开采经验传授给波兰，则可削弱俄罗斯在欧洲能源市场的影响力。美国之所以更看重波兰，是因为波兰地处东欧，靠近俄罗斯。拿住波兰，美国在欧洲就有了对付俄罗斯的阵地。

波兰也期望通过页岩气的开发，降低对俄罗斯的能源依赖，并作为一个能源大国在欧洲发挥重要作用。目前，波兰90%的天然气消耗需要从俄罗斯进口。波兰担心，长此以往，俄罗斯会利用手中的能源生杀大权干涉波兰国内政治。

与波兰一样，欧洲其他国家同样希望借助页岩气开发，摆脱对俄罗斯的能源依赖。目前，欧盟大约40%的天然气进口来自俄罗斯，其中80%通过途经乌克兰的管线进行输送。一想起俄罗斯与乌克兰过去数次围绕天然气供应价格及支付问题所发生的对立，俄罗斯甚至一度停止了天然气供应，欧洲国家便不寒而栗。

但是，不同的地质环境和经济社会差异，也让欧洲成为对页岩气关注最多、犹豫最多的地区之一。

在法国，民众因害怕水力压裂法破坏环境，强烈反对页岩气开采。法国环保人士甚至举行示威活动，要求政府对页岩气勘探颁布禁令。6月末，法国议会通过了禁止应用水力压裂技术的法案。由于目前没有其他成熟技术可用于页岩气开采，法国事实上已成为第一个对页岩气开采明确说“不”的国家;匈牙利因担忧对水的污染也拒绝对含页岩气盆地进行勘探：英国也在犹豫不决，并且这种犹豫态度渐渐在欧盟内部形成限制页岩气开采的趋势，欧洲在对美国创造的页岩气神话羡慕不已的同时，更加关注美国页岩气开采项目中有关减少环境污染的做法。

总体来看，由于欧洲缺少大型石油服务行业，人口稠密，政治限制多，且存在更严格的环保要求，因此欧洲距离实现页岩气大规模商业开发仍为时尚远。

紧随美国的加拿大

加拿大西部与美国西部地质条件相近，黑色页岩广布，20世纪末开始批量钻井和商业性生产，年均产量约40亿立方米，是继美国之后第二个实现页岩气商业化开采的国家，到2009年产量达72亿立方米。

加拿大在北美天然气市场中发挥着重要作用，目前已占据北美天然气市场近50%的份额。据加拿大国家能源局和卑诗省(又称不列颠哥伦比亚省)能源和矿业厅今年6月联合发表的报告，卑诗省东北部霍恩河盆地的页岩气资源量达2.2万亿立方米。这个评估结果使霍恩河盆地成为北美第三大页岩气区，仅落后于美国的Marcellus(资源量7.4万亿立方米)和Haynesville(资源量7.1万亿立方米)页岩气藏。在卑诗省东北部地下多米处，三叠纪早期的芒特尼地层中，蕴藏着潜力巨大的页岩气资源。如今，这片芒特尼地层中已打出200口井，而且数目还在不断增加。

霍恩河盆地页岩气资源十分丰富，但是，令欧洲踌躇不前的生态与环境问题同样成为加拿大的羁绊。加拿大至今无法确定，在现有的经济状况下，是否全面开采以及采取何种方式开采。已有多年开采页岩气历史的卑诗省，对页岩气的开采忧心忡忡。这里每年大约2000次左右的小型地震(震级在2——3.5级之间)，正在随着页岩气的开采而逐年增加(大约每年增加20—30起)。这一变化引发当地民众的不安，并对小型地震是否与页岩气开发存在关联展开各种猜想。为了尽快解开疑团，加拿大科学家和美国、英国科学家联合开展研究，就开发页岩气是否会诱导小型地震之间的关系进行联合调查。主要是从统计学角度分析页岩气开发对诱导小型地震之间的关联程度。论证小型地震到底是因当地地质构造，应力场，岩石类型有关，还是与在开采页岩气时注放的强压液体有关。与此同时，研究人员还会关注水压爆裂法对地下水环境的影响，如水压爆裂后水与甲烷等混合形成混合液体对地下水造成的影响。目前这项研究尚处于初期阶段，迫于民众的压力和出于对环境的考虑，今年3月份，魁北克省已暂停大部分新的天然气开发项目，卑诗省也采取更加审慎开发的态度。

不甘落后的印度

印度是亚洲首个宣布发现页岩气储量的国家，但在开发进度上却落在被其列为“主要竞争对手”的中国的后面，这是印度不愿意接受的。对于美国能源署20发布报告称印度拥有38万亿立方英尺页岩气储量的数据，印度同样感到不满。印度认为，美国人低估了亚洲第三大经济体的天然气潜力。来自印度国家地球物理研究所( NGRI)的一份报告称，印度的页岩气储量远高于美国所做出的.预测，真实的数字可能高达527万亿立方英尺，足以满足印度2的能源需求，而不是此前美国所说的仅能满足29年需求。

但是，丰富的页岩气储量，并没有为印度缓解能源紧张带来任何帮助，在巨大的天然气供需反差面前，“缺气”已成为席卷印度各大电厂的普遍现象，这意味着不得不进口昂贵的液化天然气来补足供需缺口。印度希望通过开采非常规能源资源来降低能源进口比例。

印度认为，近年来能源战略不失时机地向清洁能源转移虽然是正确和及时的，但把更多的注意力放在太阳能、核能和生物燃料上却有失偏颇。为了尽快赶超美国和中国页岩气开发的脚步，印度对天然气的现实需求正在转化为国际能源合作的实际步骤。不久前，印度宣布，石油部着手制定的页岩气开发政策已进入最后阶段，底将举行首轮页岩气开发国际招标，届时全球石油天然气商都可前来竞购。为了吸引更多投资者，印度政府将免除国外石油天然气商从印度进口页岩气勘探设备的所有关税，同时在页岩气勘探过程中，印度政府部门还将努力实现免税勘探。

美国是第一个与印度开展页岩气开发合作的国家。11月，印美双方签署了关于页岩气资源开发的谅解备忘录，两国确定，在页岩气资源评估和勘探技术研究方面加强合作，共同分享页岩气可持续发展的保障措施与经验。当前，印度正全力以赴推进页岩气勘探和开采的管理制度体系的建立。以往关于传统石油天然气区块勘探的产量分成系统中，印度政府实施的是成本补偿方式，即只有在合约商收回投入成本之后，才会向政府部门支付部分收益。目前，印度政府正在征集新产量分成系统的舆论评价，预计新系统将进一步降低政府部门的干预程度，并在年底前揭晓。

页岩气“大骗局” 篇6

该报告预测，到2017年，美国将超过沙特阿拉伯，成为世界上最大的石油生产国，就能源产量的“净值”而言几乎“自给自足”。这一概念得到了世界各地媒体几乎是逐字的报道，这些媒体从英国广播公司到彭博新闻社都有。

围绕着意大利大型石油公司前高管莱昂纳多·毛杰里撰写的报告的发表，新闻媒体也是异口同声。

这一切的要点是，“石油峰值”不过是一个不相干的文化理念而已，与实际数据脱节，是完全错误的，这已经为不言自明地大量存在的廉价非传统石油和天然气所证明。

但与毛杰里的报告所引发的媒体的大吹大擂相反，发表在著名科学期刊上的多篇同行评议的研究报告，提出了一种不那么令人乐观的视角。

媒体不中意“负面”报道

英国政府前首席科学家戴维·金爵士发表在《自然》杂志上的一篇论文说，尽管有报告认为，石油储备和焦油砂、天然气和页岩气的产量在增加，但世界上现有油气田的消耗仍以每年4.5%至6.7%的速度增长。并且，在运作的第一年，页岩气井的产量就下降了60%至90%之多。但该论文没有引起媒体的大肆报道。

牛津大学史密斯企业与环境学院团队，则对世界石油储量进行了重新评估。其结论是，世界石油储量被高估了约1/3，应从1.15万亿至1.35万亿桶下调至8500亿至9000亿桶。“虽然肯定有大量的化石燃料资源留在地下，但能按全球经济所习惯的价格加以商业开采的石油储量是有限的，并很快就会下降。”这份研究报告也基本上没有得到媒体的报道。

就在毛杰里的分析报告发表的当月，《能源》杂志发表了美国金融风险分析师盖尔·特维伯格，对石油行业数据的一篇很长的分析。他发现，自2005年以来，“世界‘传统’石油供应量并没有增加”。他认为，这是“2008-2009年的经济衰退的主要原因，石油供应减少的预期的影响”，意味着“金融危机最终可能会恶化”。

所有媒体的关注都集中在那位油商（毛杰里）在石油业赞助下撰写的报告上。而特维伯格撰写的、得到同行评审的、发表在一个著名科学期刊上的研究报告，却由于发出比较悲观的信息而遭到忽视。

页岩气产业或是虚假繁荣

这些科研报告并非是页岩气虚假繁荣的唯一佐证。事实上，商业内幕网报告说，页岩气产业不但离盈利差得很远，而且正面临着巨大的金融障碍。

美国金融记者沃尔夫·里奇特说：“水力压裂法（开采页岩气的方法）的经济原理非常可怕。页岩气产量从第一天起就跌下悬崖，这种下跌持续了一年左右的时间，直到在占初始产量10%左右的水平上跌停为止。”

其结果是，“钻探正以惊人的速度摧毁资本。钻井公司留下了堆积如山的债务，而巨大的下降幅度则造成浩劫。为了避免下降率打乱收入报表，公司不得不钻探更多的新井，老井的产量则日益下降。无疑，该计划碰了壁，这堵墙壁就是现实”。

石油工业正在积极地和故意地试图掩盖页岩气生产所面临的挑战。

《纽约时报》2011年的一项开创性调查发现，尽管美国石油工业在公开场合采取了极为乐观的立场，但“在私下里却对页岩气持怀疑态度”。

换言之，目前的天然气过剩最终的后果，可能是不可持续的页岩气泡沫在自身的重力下崩溃，从而使供应崩溃和价格上涨加速。页岩气革命不会刺激繁荣，而是会助长这样一种繁荣，它掩盖着更深层次的结构不稳定性。这种不稳定性必然会发生碰撞，以致留给我们一个更大的金融烂摊子。

根据新经济基金会最近的报告，“经济石油峰值”的到来，将在2014年或2015年左右。

油母页岩 篇7

由于非常规油气特点, 大位移水平井已成为开发的主要方式, 而油基钻井液由于其性能优良能够保障在页岩地层中钻成井眼规则的长井段水平井得到更广泛的应用。但在我国尚未形成成熟、完整的油基钻井液系列配套技术, 造成了油基钻井液在高成本下运行。因此水基钻井液技术成为经济有效开发非常规油气钻井关键技术之一, 针对非常规钻井液的技术难点, 开展了水基钻井液抑制性、润滑性、封堵性等方面的研究, 初步形成了页岩油气水平井水基钻井液技术, 并在现场进行了成功应用, 为非常规钻井提供了技术支撑。

2 岩油气钻井过程中钻井液存在的主要技术问题

页岩油气大段泥页岩钻井过程中钻井液主要存在着下列技术问题:

2.1 井壁稳定问题

页岩油气富集的地层主要为硬脆性的页岩, 通常页岩地层层理、微裂隙较发育、易水化分散, 易发生剥蚀、掉块等严重的井壁失稳。

层理特性:油页岩、灰质泥岩、碳质泥岩裂隙和微裂隙发育较好, 液相易侵入将加速地层岩石解理, 进一步降低岩石强度。

岩石水敏性:灰质泥岩脆性特征明显。油页岩粘土中, 以运移性伊利石为主, 呈水敏性。

垂直行:井眼轨迹在水平方向, 因扭曲与垂直应力作用, 易形成顶部坍塌。

坍塌周期:岩石应力各向异性, 也存在坍塌时间效应。

如义123-3HF从井深3594m至3729m为灰质泥岩与油泥页岩。油泥页岩遇水基钻井液后, 因水化膨胀而垮塌, 与其互层镶嵌的灰质泥岩丧失支撑失衡, 造成了整个泥岩段的垮塌。

2.2 润滑防卡问题

井斜大、水平位移大、增斜稳斜段长, 在钻井及其它作业中, 钻具、测井仪器、套管等与井壁的接触面积大, 摩擦阻力增大。如义123-3HF3596m井斜67°, 井底井斜88°, 井斜较大, 钻具难以压实掉块进行研磨。现场经常发生加大钻压, 划眼加快, 而回拉倒划时, 阻卡现象严重。

2.3 携岩洗井问题

在大位移井施工中, 钻屑在井眼中的运行轨迹与直井不一样, 钻井过程中极易在井眼下井壁形成钻屑的沉积层, 导致摩阻扭矩增大, 起下钻不畅甚至发生卡钻事故。因此在大位移、大井斜、小排量、低返速的条件下, 如何及时有效地将井底岩屑携带出来, 保持井眼清洁, 防止岩屑床的形成, 是大位移井能否顺利施工的关键。

2.4 井漏问题

页岩地层微裂隙较发育, 坍塌压力、漏失压力确定难度大, 钻井过程中易发生钻井液漏失, 甚至塌漏反复的井下复杂情况。渤页-P2井上部地层, 自然密度情况下发生严重性漏失, 漏失量近4000m3。义104-1HF在井深4422m处发生漏失, 密度1.45g/cm3, 漏失74 m3。

3 页岩油气大段泥页岩钻井液技术的研究

3.1 大段泥页岩定向段井壁稳定技术

针对大段泥页岩易水化膨胀、坍塌的难点, 开展了包被剂、封堵防塌剂、钻井液性能及钻井参数优化研究, 形成了适合大段泥页岩定向段井壁稳定钻井技术, 解决了大段泥页岩定向段井壁垮塌等技术难题。

3.1.1 大分子聚合物包被剂优选

在4%膨润土浆中加入大分子聚合物包被剂PAM、PAC141、FA367, 回收率从高到低依次为:PAM>FA367>PAC141。

3.1.2 抑制剂优选

在优选增强抑制剂在PAM基础上, 优选有机胺作为强抑制剂, 这是由于胺基抑制剂的作用机理和作用程度都不同于聚季铵盐类化合物, 不会出现象季铵盐类氨基抑制剂引起的钻井液性能突变、甚至絮凝现象。另外胺基抑制剂具有较高的胺基浓度和较高的酸中和当量浓度, 能吸附在钻具表面, 防止钻具的腐蚀;同时能中和地层酸性气体, 且具有较好的缓冲容量, 有利于保证钻井液的性能稳定。

3.1.3 优选封堵防塌剂

(1) 沥青类产品的优选

采用物理方法增强井壁稳定, 在上述基础上加入沥青类产品, 并通过对沥青类产品加量和种类的优选, 来满足钻井液体系防塌的要求。基浆中分别加入2%FT-1、2%FT-342、速分散沥青封堵效果见表1。

①聚合醇铝的优选

采用化学方法增强井壁稳定, 其依据是改变页岩的物理和化学性质。与目前研究的钻井液与页岩之间发生离子交换的方法不同, 选用有机聚合铝复合材料, 在pH值为9时以液态存在, 当其渗入地层后, 在温度、压力和适当的pH下, 与微裂缝中的钙镁离子等结合成凝胶, 它们与粘土结合形成具有固结作用的硅铝酸盐不渗透层, 阻止滤液的进一步侵入。研究表明, 在水基钻井液中使用有机聚合铝可以获得最高的膜效率。实验结果见表2。

从上表可以看出, 所测试的模拟液与页岩岩心作用一定时间后, 均具有不同程度的半透膜渗透作用, 其中添加聚合醇铝的模拟液膜效率明显提高。

3.2 润滑防卡技术

在基浆中加入润滑封堵材料, 并通过对润滑封堵剂加量和种类的优选, 来满足钻井液体系的要求。润滑封堵效果见表3。

3.3 大位移水平井钻井液的携岩技术

通过加入流型调节剂调整钻井液低转速下结构力, 提高钻井液松弛性, 增强钻井液悬浮能力。克服大斜度井段由于钻具偏心在下井壁形成岩屑床, 解决了大位移水平井钻井液的携岩技术难题, 实验结果见表4。

从上表看出采用的流型调节剂可以提高6转和3转读数。

3.4 井漏预防与处理技术

针对页岩地层微裂隙发育、部分页岩水平井井漏的突出问题, 通过微观分析、材料研选和模拟实验, 开展了防漏堵漏技术的研究, 研发了系列防漏堵漏配方, 为施工过程中有效处理井漏提供了重要保障。

3.5 页岩油气大段泥页岩钻井液体系

通过上述研究开发了了适应于页岩油气大段泥页岩钻井液体系, 该体系以聚合物、有机胺等具有强抑制性的处理剂为主, 以纳米乳液、聚合醇、铝胺聚合物、沥青类产品为强封堵性处理剂为辅, 加入高效润滑剂, 形成铝胺聚合物润滑防塌体系。

(1) 钻井液体系的性能

钻井液体系的性能见表5。

(2) 钻井液的润滑性能

钻井液的润滑性能见表6。

(3) 钻井液的防塌性能

钻井液的防塌性能见表7。

(4) 钻井液的封堵性能

利用FA型无渗透钻井液滤失仪测定铝胺聚合物润滑防塌体系的封堵效果。砂床最大侵入深度为3cm。

4 结论

铝胺聚合物润滑防塌钻井液体系, 具有强抑制性、抑制性和良好的润滑性, 基本上能够满足非常规钻井的需要。但仍需对加强水基钻井液体系研究, 对于非常规钻井液技术存在下述问题:

4.1 对页岩气基础研究认识不足

页岩气勘探开发是一全新技术领域, 以往采用油基钻井液完成了长段页岩复杂井和非页岩长段水平井, 采用水基钻井液也完成了页岩气直井, 而对页岩力学稳定性认识肤浅。因此简单认为采用水基钻井液能够解决页岩气水平井井眼稳定问题, 未认真开展岩石力学与井壁稳定性等基础研究, 导致在水平井钻井初期遭遇了井壁严重垮塌等难题。

4.2 钻井液配套工艺技术不完善

4.2.1 钻井液密度选择缺乏理论支撑

在页岩气钻井初期, 钻井液密度主要凭经验选择, 缺乏理论依据。

4.2.2 钻井液体系缺乏针对性

目前, 在2口井分别采用了铝胺聚合物润滑防塌钻井液体系, 取得了一些经验和教训。但均处于探索阶段, 适应不同构造的钻井液体系缺乏针对性。

4.2.3 油基钻井液处理剂不配套

油母页岩 篇8

目前, 我国经济发展很快, 原油的产量已不能满足市场需求。原油价格的暴涨, 不仅影响了中国的经济发展, 也造成能源的安全问题。因此发展页岩油能源以代替部分原油, 有着重要的战略意义。

1 热裂解制取页岩油工艺简介

目前, 我国主要采用干馏技术对大块油页岩制取页岩油, 对于干馏厂剩余的小颗粒油页岩 (d≤12mm) 则作为尾矿丢弃。为了使废弃的小颗粒油页岩得到回收利用, 在实验室条件下, 笔者利用自行研制的流化床热裂解装置进行了制取页岩油的研究。结果表明, 热裂解方法是小颗粒油页岩加工制油的可行方法, 且产油在5%左右[9]。其工艺流程如图1所示。

2 页岩油相关性质的分析

热裂解制得的页岩油常温下为褐色膏状物, 带有刺激性臭味。由于实验室现有试验条件有限, 本试验只对页岩油的密度、pH以及粘度进行测定分析。

2.1 页岩油的密度测定

页岩油的密度对于页岩油的储存、输送及利用都是一个重要的参数, 其与原料密度的比较也是衡量其在能量密度上的优势。表1列出了不同工况条件下页岩油的密度值。

由表1可见, 如果不考虑分析测试过程中可能产生的误差, 不同工况条件下页岩油的密度值没有明显差别。其中, 反应温度为450～500℃、给料速度为14kg/h、原料粒径<0.3mm工况条件下所生产的页岩油的密度最大, 而反应温度为450～500℃、给料速度为14kg/h、原料粒径为0.67～0.95mm和反应温度为250～300℃、给料速度为14kg/h、原料粒径<0.3mm工况条件下所生产的页岩油的密度较小, 从而可以看出利用热裂解制取页岩油试验中不同工况条件下产生的页岩油密度有可能不相等, 但变化范围不是很大, 其值约在0.8541～0.8890g/cm3之间。另外, 从试验测定的密度结果可以看出, 在粒径较大时页岩油的密度相对较小, 这说明原料的粒径对页岩油的密度相对影响较大。

2.2 页岩油的pH值测定

页岩油pH值测定采用上海精密科学仪器有限公司制造的PHS-3C型精密数显pH计, 各工况条件下页岩油的pH值测定结果见表2。

由表2看出, 各工况条件下页岩油的pH值介于3.9～5.0之间, 在常温下呈现明显的较强酸性。各种工况条件下页岩油的pH值变化较小, 并且没有明显的规律可寻。反应温度为450～500℃、给料速率为14kg/h、原料粒径<0.3mm工况条件下页岩油的pH值最小, 而在反应温度为450～500℃、给料速率为10kg/h、原料粒径<0.3mm工况条件下, 页岩油的pH值最大。

2.3 页岩油的粘度分析

粘度在定义上是指阻止流体流动的一种性质, 是流体分子间相互作用产生阻碍分子相对运动的量度, 常以每单位面积所受的剪切应力来表示, 单位为Pa·s表示。本实验中页岩油粘度的测量采用上海天平仪器厂的NDJ-8S型数显旋转式粘度计。各工况条件下页岩油的粘度见表3。

从表3可以看出:在20℃～80℃范围内, 粘度随温度的增加而降低;在不同工况下得到的页岩油的粘度变化不大;在给料速率和原料粒径不变的条件下 (试验13～18) , 油页岩的粘度随反应温度的增加而增大, 当温度增加到400℃后油页岩的粘度增加不明显, 说明利用油页岩热裂解制取页岩油, 反应温度对页岩油的粘度影响有一定的规律性。

3 结 论

1.热裂解制取页岩油时不同工况条件下生产的页岩油的密度变化范围不是很大, 其值约在0.8541～0.8890g/cm3之间。

2.热裂解时各工况条件下得到的页岩油的pH值介于3.9～5.0之间, 呈现较强酸性。因此, 在热裂解工艺中应注意冷凝设备的酸性腐蚀。

3.在给料速率和原料粒径不变的条件下, 随反应温度的增加粘度值增大, 当反应温度增加到400℃后油页岩的粘度增加不明显, 说明利用油页岩热裂解制取页岩油, 反应温度对页岩油的粘度影响有一定的规律性。

4.建议对利用小颗粒油页岩热裂解制取的页岩油化学成分进行进一步的分析。

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油页岩用途 篇9

归纳起来, 油页岩有三种主要用途:a) 干馏制取页岩油及相关产品。若将油页岩打碎并加热至500℃左右, 就可以得到页岩油。页岩油加氢裂解精制后, 可获得汽油、煤油、柴油、石蜡、石焦油等多种化工产品;b) 作为燃料用来发电、取暖和运输。 (a) 用来发电。利用油页岩发电的形式有两种:直接把油页岩用作锅炉燃料, 产生蒸汽发电;把油页岩低温干馏, 产生气体燃料, 然后输送到内燃机燃烧发电; (b) 利用油页岩燃烧供暖; (c) 利用油页岩燃烧带动发动机, 用于长途运输;c) 生产建筑材料、水泥和化肥。作为附加品, 油页岩干馏和燃烧后的页岩灰主要用于生产水泥、砖等建筑材料。

涪陵页岩气发电 篇10

1.1 世界电力发展形势

从1990-2000年, 由于全球变暖, 环境保护压力增大, 迫使能源结构升级, 世界范围内的电力工业开始进入转型期。由于发达国家GDP增速放缓, 能源需求降低, 电力需求受到影响, 然后市场经济繁荣, 市场自由化程度越来越高, 天然气市场的自由度也日趋提升, 于是天然气发电迎来了新的发展机遇期。2010以来, 北美页岩气革命的成功, 使得天然气的产量大幅度增加, 降低了天然气的使用成本, 全球范围内的页岩气储量巨大, 以现有的能源消耗量, 可以使用数百年之久。我国重庆涪陵地区的页岩气开发实现商用, 产量巨大, 品质优良, 具有极高的商业价值, 将涪陵地区的页岩气用于电力工业中具有较好的市场前景。

1.2 以美国为代表的北美地区天然气发电状况

美国率先使用天然气发电, 美国现有的能源格局也应为页岩气革命的成功带来了质的飞跃, 由全球最大的能源进口国转变为能源出口过, 给国际能源市场带来巨大的冲击, 美国天然气发电量占总发电量的比重与日俱增形成了一定规模, 1990年到2015年, 美国的天然气发电量占比提升了十二个百分点, 比重达到了25%, 其中有三分之一的产量用于了发电领域。并且这个比重会越来越大, 预计在未来20年可以达到一半的比例。

1.3 国内天然气发电前景分析

我国页岩气勘探开发取得了突飞猛进的发展, 相继在重庆市涪陵区焦石坝、贵州省遵义市、甘肃省大部分地区发现巨大的页岩气田, 具有良好的开发潜力, 随着勘探技术的发展会有越来越多的页岩气田被发现, 这代表着我们国家从一个能源匮乏的国家转变为能源富集的国家, 美国的页岩气革命使美国由全球最大的能源进口国转变为能源出口国, 随着我国页岩气开发技术的革新, 也会掀起一场能源革命。2015年由中国石油勘探开发研究院公布的数据可知, 我国页岩气储量估计在200万亿方, 可开发储量为50万亿方。

2 页岩气资源潜力评价

2.1 页岩生气强度计算

页岩有机质生气强度计算涉及的主要参数为有效页岩厚度、页岩的岩石密度、TOC和有机质的产烃率。

式中:H—有效页岩的厚度, 单位m;

ρr—页岩的密度, 单位t/m3;

C残—页岩残余有机碳含量, 单位%;

D—为原始有机质气态烃产率, 单位m3/ (t·TOC) ;Q气—为生气强度, 108m3/km2。

根据公式 (1) 计算, 研究区龙马溪组有效页岩的生气强度主要为 (40~80) 。生气强度较低的地区在铜梁一邻水一垫江地区及南川一纂江东南地区, 一般为 (10~20) X108m3/km2。生气强度较高的区域为龙马溪组有效页岩在涪陵一长寿一江津一带的, 生气强度约莫80X108m3/km2。 (见图1)

2.2 资源丰度类比法

页岩气资源分布主要与有效页岩空间分布有关。在勘探程度较低的地区, 通过资源丰度类比可估算页岩气的资源量。体积丰度类比法的计算公式为:

Q资=S×H×ρr×Qf×10-2—— (2)

其中:S—页岩有效而积, 单位km2;

H—页岩有效厚度, 单位m;

ρr—泥页岩的密度, 单位t/m3, 为2.6t/m3 (取平均值) ;

Qf—页岩中的含气量, 单位m3/t;

Q资—存储资源量, 单位108m3。

以1500m为界限, 埋藏以上的为浅层气, 浅层页岩气藏的压力系数均为1.0, 该区域的页岩气含气量为2.5ml/t, 深度增加后温度压力都升高, 页岩含气量也随之而升高。焦页-30号井龙马溪组下部埋藏深度2500m, 取得的实测数据为含气量 (0.51-3.06) m3/t。川南地区龙马溪组页岩含气量较高, 平均1.85m3/t, 与实际情况相当。采用平均含气量取值1.85m3/t的数值来运算。根据计算公式 (2) 可以估算, 龙马溪组下部有效页岩资源量为 (2.1-8.6) X1012m3, 资源量丰度为 (1.4-5.7) X108m3/km2, 具有良好的资源前景。

3 天然气发电新技术

美国有一种新型的天然气发电设备, 叫做“能量立方”是由美国“氧化还原”公司研发生产制造的, 这种新型的发电机使用天然气发电产生的功率为25千瓦时, 这是一个静态运行的设备, 运行的部件很少, 重要是运用隔膜的化学反应。

“空气在隔膜的作用下, 在从燃料电池的负极流向正极过程中分离出氧离子与另一边流入的天然气发生氧化反应生成电子, 从而把天然气的化石能转化为电能”。这种设备与内燃机相比较具有很低的碳排放, 更高的能效比, 更稳定安全, 更容易维护和保养。

当然输气网比起输电网更稳定, 输电网络可能会没电, 但是输气网络不会没有电。这种设备可以为路灯、信号基站和其它的基础设施供电, 更有益于公共服务质量的提升。

4 结语

4.1 重庆市涪陵地区的页岩丰度高, 是优质的生气层, 同时该地区成气时间早, 形成的是高纯度的甲烷气体。

4.2 美国的页岩气发电技术成熟, 具有较高的经济效益, 是我们需要学习借鉴的。

4.3 新型天然气发电机的使用可以极大的提高天然气转化为电能的效率, 绿色环保, 可以推广。

布局中国页岩气版图 篇11

2012年3月，国家四部委联合发布页岩气“十二五”发展规划并提出：2015年中国页岩气年产量达到65亿立方米，到2020年年产量力争达到600亿～1000亿立方米。

雄心勃勃的计划背后是对中国页岩气资源充裕性的估测。国土资源部的数据显示，我国陆域页岩气可采资源潜力为25万亿立方米。2011年美国能源情报署(EIA)所估测的中国页岩气储量为36万亿立方米。虽然估测数值不同，但两种估测结果都表明，中国的页岩气资源量很有可能为世界最高。

值得注意的是，在公布规划3个月之前，国务院刚刚批准了国土资源部的申报，决定将页岩气列为“独立矿种”，这意味着页岩气的勘探开发将不再受制于油气专营权的约束。

页岩气带来的突破性，超出了人们的预期。与此同时，社会舆论对于页岩气在技术、成本、监管体制层面即将带来的革新，也充满了期待。

各方期待下，中国页岩气第二轮招标将于2012年9月启动(国土资源部油气资源战略研究中心已确认)，页岩气投入商业化量产的大幕正式拉开。这一新型能源将如何实现能源领域革新的期待?页岩气能否避免新能源大跃进式的发展路径?

近日，参与页岩气“十二五”规划及独立矿种申报的国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟就上述话题接受了《瞭望东方周刊》专访。

中美数据为何存在差异

《瞭望东方周刊》：2012年3月1日，《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》成果发布，指出全国页岩气可采资源潜力为25.08万亿立方米。这是我国页岩气资源第一次摸“家底”，这次摸“家底”工作筹备了多久?

张大伟：页岩气是新型能源，在摸清页岩气资源的家底之前，我们在页岩气基础地质理论、评价技术等方面做了较长时间的准备。我3个月以前工作过的国土资源部油气战略研究中心是最早参与页岩气研究的，2004年开始做跟踪研究，2009年国家对页岩气资源研究正式立项，有了财政投入，开始启动全国性的页岩气资源调查评价。2009年，摸清全国页岩气“家底”之前，我们先在重庆、四川、贵州、湖北4省交界处建立了一个页岩气资源战略调查先导试验区，国内的油气公司、相关科研单位和大学共10多家单位参与其中，最终从中把握了我国页岩气分布的规律和特点以及评价方法和标准。

在此基础上，初步建立了我国页岩气资源评价方法和有利区优选标准等指标体系，并在全国铺开试行，将全国分成上扬子及滇黔贵区、中下扬子及东南区、东北及华北区、西北区、青藏区等五大区域进行评价。这次评价是国家层面第一次也是最具权威的页岩气资源评价。

《瞭望东方周刊》：这次评价的精准度如何?

张大伟：25.08万亿立方米的评价结果，只能说是现阶段对页岩气资源的认识。页岩气资源评价是一个不断变化的过程，受到三个方面的影响，即地质认识程度、工作程度和技术方法手段。随着这三方面的提高，页岩气资源评价的结果是会变化的。今年还在深入做页岩气资源的评价，明年还会继续发布结果，届时就不是现在的数字，肯定会有变化。

美国对其本土页岩气可采资源量的估测数字也在调整，今年美国从24万亿立方米调整到13万亿，调整幅度很大。今年5月中美战略与经济对话期间，经济方面的第一个议题就是页岩气，我遇到美国能源特使，问他：从24万亿调到13万亿，你们是怎么调的?他回答说“我也不清楚”。

《瞭望东方周刊》：美国能源情报署(ERA)估测的中国页岩气可采资源量为36万亿立方米，比中国国土资源部的估测量高出约50％。为何中外估量值会出现这么大的差异?

张大伟：美国估测的36万亿立方米是去年4月发布的，美国还指出中国的页岩气储量占了全球的20％，而且美国估测的数据只针对中国的三大盆地：鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地，中国还有很多盆地如渤海湾、松辽等盆地，美国在估测中并没有将其包含在内。

可以肯定的是，美国对中国页岩气可采资源估测的数据并没有经过实地调查，是美国能源情报署委托一家小公司，根据他们自己掌握的资料关门评估的。中国发布的数据则是来自全国27家石油企业、相关科研单位和大学，共420多人参加，经过大量的野外调查，在全国打了几十口井，并复查了2200口老井，把全国所有的区域地质基础资料包括石油、煤炭等资料都运用上了，从2009到2011年，历时数年完成，有着大量而充分的依据。

总体而言，国内估测的储量数据经过系统的评价。我们不仅拿出自已总的评价结果，还对大区、地表条件及省份等分布进行了评价，这在某种程度上是对美国此前发布数据的一个侧面回击。

关键在于打破垄断

《瞭望东方周刊》：自从页岩气被国务院批准成为中国第172种矿种后，引发极大关注，之所以将其与常规油气并列，出于哪些考虑?

张大伟：一个重要的考虑是从油气体制改革的角度。油气领域过去只有四大国有石油公司能参与，而仅仅依靠这四大公司，我国页岩气很难快速发展。页岩气本身是低品位、劣等资源，国有石油公司开发已有的常规油气资源，尚且虻不过来，对页岩气这种开采难度大、成本高的资源，还很谨慎，但现在国家的能源战略需要页岩气，不得不开采，所以，要尽可能集中民间资本的力量。

美国目前有几千家与页岩气相关的公司，参与页岩气开采的公司至少有150～180家，美国页岩气起步阶段，可以说基本是凭借中小公司的力量。

如果页岩气不单独区分出来，其他非油气企业就没有机会进入。页岩气作为独立矿种后，有了明确的法律地位，创造了一个机会，多种投资主体被允许平等进入页岩气领域。而且从客观地质条件来看，一些地区的页岩气更适合中小公司来开采。

《瞭望东方周刊》：目前，国土资源部正在按独立矿种进行页岩气资源管理。这是否意味着，已经消除了页岩资源探矿权仅掌握在中国几家大型国有油气企业手中的法律障碍?为何选择页岩气来打破垄断?

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张大伟：页岩气申报独立矿种的意义，关键就在于允许多种投资主体平等进入油气领域。选择页岩气，首先是因为相对常规油气，它具有一定特殊性。我们从地质角度将页岩气与常规天然气、煤层气进行了对比，发现它们有很多不同处。如页岩气以游离和吸附状态同时存在，煤层气只是吸附气，天然气是游离气。而且作为一个新矿种，页岩气明确了法律地位，正好有契机来突破，如果是老矿种就不好办了。

《瞭望东方周刊》：将页岩气列为独立矿种，从提出申报到国务院正式通过，过程中是否顺利?

张大伟：阻力是有的，新鲜事物出来都需要有一个认识过程，把利益的蛋糕切出了一块，在油气领域撕开了一个口子，各方面有不同的想法也很正常。但是，国内成千上万的非油气公司希望进入到页岩气领域，它们正翘首以盼。

整体论证过程还比较顺利，我们在重庆彭水县打了一口井，这是中国第一口国家财政出资的页岩气调查井，凭借这口井的数据资料，进行技术论证，论证完后请专家讨论，报国务院。虽然过程中有阻力，但是国务院很支持，最终是站在全局能源需求的角度而做出的决定。门槛并不高

《瞭望东方周刊》：作为我国探索油气资源管理制度创新的新尝试，页岩气第二轮招标即将启动，如何确保有序竞争?

张大伟：第一步是引入竞争，引入多种投资主体进入页岩气这个领域。5月25日之前，国土资源部进行了第二轮招标的意向调查摸底，全国共有70多家单位参与。我们提出两个要求：一是注册资本金3亿元以上，另外是有石油天然气或气体勘查资质。若没有资质，可以和有资质的事业单位合作参加招标。现在招标的都是重新设置的区块，即新的空白区，与原有的油气开采区域不重叠。

《瞭望东方周刊》：业内人士曾表示，为鼓励中国页岩气的开发，降低企业成本，页岩气开发的门槛不宜太高。目前设置的资金门槛是否过高?

张大伟：门槛并不高。页岩气每平方公里每年的勘查投入是3万元，1000平方公里就是3000万元，这在中国打口油井都不够，打口井都得花费七八千万。所以，目前的资金门槛是最基本的投入，我们要求应该达到提交预测储量的结果。

可以说。页岩气勘查开发领域是高风险、高投入、高回报的行业。招标原则上是价高者得。当然，门槛太高的话，成本收不回来，会亏损，太低的话，完成不了页岩气区块勘探基本的要求。这里面很难权衡。常规油气的勘查投入每平方公里每年1万元。按照去年招标的经验，今年会高于这个数字。

《瞭望东方周刊》：今年页岩气招标的资金门槛会更高么?

张大伟：不好说，我们要求每平方公里每年最少投入3万元，但只有3万元肯定中不了标，3万元是底线。

《瞭望东方周刊》：按照独立矿种进行管理，页岩气领域将引进多种投资主体，这意味着除4家国有石油公司外，民营资本等各种投资主体将获得更多机会参与页岩气的勘探开采。

张大伟：大家都很着急进入页岩气这个领域，民营企业跃跃欲试。招标之后，中标人将与国土资源部签订合同，投标时的承诺会在合同里体现，然后进行监管。目前招标出让制度有了，监管的制度还在研究中。

按理说，招标和监管是孪生兄弟，招标的制度体系建立起来，监管制度同步推出最好。不监管的话，很可能出现小煤窑那样的情况。

尝试“监管到每口井”

《瞭望东方周刊》：页岩气监管制度的设计很复杂吗?

张大伟：说复杂也复杂，说简单也简单。最重要的是页岩气的监管要快点跟上，监管的内容不光是投入上的问题，还有对环境的影响，比如对地下水的影响，勘探开发的全过程都要进行监管。现在页岩气有一套管理办法，对于管理制度，国土资源部已起草了文件，近期将发布。

《瞭望东方周刊》：是否会出现这样一种趋势，在页岩气监管不到位的情况下，各方已经大干起来，或如何避免这种状况的发生?

张大伟：现在政府监管是个大问题。要知道，我国常规油气监管本身就很薄弱，我国常规油气监管属于“自律型”，即企业自己监管自己，实际上这就成了一个“黑匣子”，具体监管状况如何并不清楚。泰国每年油气产量300多万吨，有1000多人监管。我国油气产量目前是2亿多吨，只有不到]00人在监管，包括国土资源部、能源局、环保部都算入其中。

美国对页岩气的监管是定期检查和关键点检查相结合，其中有12个关键点包括开钻、压裂、运输等。值得注意的是，美国页岩气的每口井都是由政府在监管。

“监管到每口井”，我们要监管到这个程度，首先要队伍。美国得克萨斯州盛产页岩气，这一个州的页岩气就有2400人在监管，一年监管次数达到11万人次，我国监管的人力远不够，首先得有人，而且页岩气的监管相当专业，能力建设也是个问题。不过，目前页岩气在我国处于发展初期，页岩气井较少，“监管到每口井”，还是可以努力做到的。

油气领域本身，监管是缺失的。现在我们想以页岩气为切入点，通过对页岩气的监管，把它的监管体系复制到常规油气的监管中。

(特约撰稿叶雨岑对本文亦有贡献)

页岩气纳米孔隙研究 篇12

页岩气是一种非常规气藏,在世界上大量分布,随着国家提倡新能源开发,在天然产量中的比例不断扩大。页岩中页岩气以多种形式赋存在。页岩既是烃源岩又是储集层,属于典型的自生自储型气藏,页岩气在各种泥页岩当中状态主要是两种,游离或吸附,各种阶段形成,基本都是有机成因。天然气并不是绝对的就只在泥页岩中存在,也可以在不是泥页岩中生存,如砂岩等。天然气与常规油气不同,生成之后,在源岩层内就近聚集,表现为页岩气开采的典型原地成藏模式,与油页岩等差别较大。与常规储层气藏明显不同,因此,页岩气最好的发育条件一般是有机质含量高的黑色页岩和高碳泥岩。我国的页岩气可采资源量26×1012m3,与美国的可采资源量大致相当,资源储量十分巨大。2004年国土资源部战略研究中心开始了页岩气研究工作,各大石油公司和高校近几年也纷纷开始页岩气开发研究工作,目前我国的页岩气勘探开发已经有很大的进步,中国地质界对大力推进页岩气开发已成共识。

2页岩气孔隙分类

页岩气的孔隙分类比较复杂,不同学者有不同的分类方法。国际中常用的是国际纯粹与应用化学联合会分类两种方法。IUPAC[1]按照孔径大小分为极微孔(<1.5 nm)、超微孔(0.5~2.0 nm)、介(2.0~50 nm)和大孔(>50 nm)。根据孔隙连通性分为闭孔、盲孔和连通孔。中国著名页岩气专家邹才能等提出页岩中孔喉分类方案,纳米孔隙直径<2μm,微米孔隙直径为2μm~2 mm,宏观孔喉直径>2mm。有机质丰度较高的页岩中(Toc1%~20%)。

3页岩气孔隙定性描述

页岩是裂缝性储存系统,裂缝发育是裂缝性储层的特征。对页岩纳米孔隙定性观察主要是利用SEM、AFM等[2]微区技术,观察孔隙大小、连通性、几何形态,实验精确度与样品本身、处理方式及仪器的分辨率有关。在对样品进行预处理时,利用氩离子抛光技术替代机械抛光,更有利于显微镜进行观察,扫描电子显微镜(SEM)最开始是研究细胞生物学工具,主要是利用二次电子信号成像来观察样品的表面形态,极狭窄的电子束去扫描样品。电子显微镜从样品表面获得信息,但是页岩薄片表面形态不规则,介孔和微孔观察不了。AFM是Atomic Force Microscope缩写,是一种原子级高分辨的新仪器,可以在各种环境下对各种材料进行纳米区域的物理研究;现在科学和生活中广泛应用。AFM原理是样品表面和敏感元件之间原子间相互作用力来研究样品的表面结构和性质,主要是用来观察页岩纳米孔隙的介孔。AFM与我们平时看到显微镜不同,在常压环境下可以正常工作,不像一般的显微镜对样品需要进行特殊处理,并且可以提供孔隙的三维图像,但任何仪器都有自己优点和缺点,缺点在于成像范围小、速度慢。

4页岩气孔隙定量描述

目前国内常用的测试页岩气孔隙度的方法是氮气吸附法和压汞法[3,4]。是分析时常用的储层孔喉大小两种基本测定方法,以下介绍这两种方法。

4.1压汞法原理

将液态汞(Hg)注入样品,注入压力与孔半径满足Washburn方程:

式中,D为页岩孔隙直径,cm;r为页岩孔隙半径,cm;σ为汞的表面张力,10-3N/m;α为汞与页岩表面的浸润角;p为注入压力Pa。压汞法是测定部分中孔和大孔孔径分布的方法,但并不能测定小孔。可测孔范围:0.0064~950 um(孔直径)。

4.2气体吸附法

任何一种方法不可能完全解决科学问题,需要两种方法加以结合,才会将极其神秘的科学问题更加透明化。有些孔隙区域对于压汞法不能测定的,涉及到纳米级孔隙的测量,我们可以采用气体吸附法试验。

具体原理为:吸附质气体为氮气(N2)或二氧化碳(CO2),我们在恒温下逐步提高气体分压,我们就可以测定页岩样品及其相应的吸附量,通过吸附量我们可以对分压作图,就可得到页岩样品的吸附等温线;换言之,我们反过来慢慢降低分压,测定相应的脱附量,由脱附量对分压作图,则可得到对应的脱附等温线。

5综合分析页岩孔隙研究展望

进一步探讨了含气页岩纳米孔隙发育演化的控制因素以及纳米孔隙与页岩气赋存关系,随着科学技术的迅猛发展,页岩纳米孔隙结构将会更加清楚,我们应不断提高仪器精度和实验效率,将定性与定量两者相结合,改进三维成像技术。页岩储层本身特有微观结构,让页岩储层评价很困难。尽管国内外学者针对页岩纳米孔隙结构[7,8,9,10]提出了多种分类研究方法,但是科学的发展是缓慢的,不是一蹴而就的,由于研究方法的局限性和科学仪器本身的分辨率影响,现在还没有一套十分精准的用来综合评价纳米孔隙研究的标准。未来页岩纳米孔隙研究的发展趋势是:(1)提高仪器精度和实验效率。在新方法和新仪器上创新,使纳米孔隙实验研究结果精度更高,同时更好地为纳米材料提供新发展。(2)将定性与定量两者方法相结合。任何一种实验和仪器都会存在一定的局限性,只有将两者相结合,才能够建立有效评价页岩气纳米孔隙的一套组合方法。(3)现在科学仪器都在从二维向三维方向发展,二维成像技术不立体,不能更好反映页岩气实际孔隙大小,所以通过改进纳米孔隙的三维成像技术,可以观察更多空间,能更有效研究不同类型的孔隙结构。

摘要：页岩气是当今石油地质领域的又一场革命。页岩储层不同于常规储层,其以纳米孔隙为主,无法用常规储层孔隙研究方法进行表征和评价。对目前国内外含气页岩孔隙分类及孔隙表征方法进行了综述,从定性及定量的角度对表征方法进行归类和总结。定性表征方法主要是扫描电子显微镜等直观描述页岩孔隙的几何形态、连通性和充填情况等;定量表征方法是利用气体吸附法、压汞实验、定量分析页岩孔径大小及分布、比表面积等。综合分析了页岩纳米孔隙结构。在页岩纳米孔隙结构研究方面,我们需要不断提高实验精度和效率,定性与定量表征相结合,改进三维成像技术。

关键词：页岩气,纳米孔隙,定性,定量,展望未来

参考文献

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