高温高压下水中天然气溶解与出溶特征及其天然气地质意义

1、高温高压下水中天然气溶解与出溶特征及其天然气地质意义论文摘要：通过不同高温、高压下天然气在水中溶解后出溶天然气组分相对含量变化及其与原始组成的比照，分析了地层水溶解和出溶对于天然气成份的影响。与原始天然气组成相比，溶解后出溶的天然气中甲烷和氮气相对含量均增加了，氮气增加幅度明显高于甲烷，重烃含量均降低了。在温度相同时，压力增加，甲烷含量增大，重烃含量降低。在压力相同时，从90到120为甲烷含量快速增加，重烃含量降低，之后甲烷含量增加幅度减缓，重烃略微上升。温度相同，不同压力下出溶气的重烃组分含量降低幅度随碳数增加而增大，但随温度升高，不同压力下重烃组分含量的差异减小。在进行天然气运聚成藏机理研

2、究时应该考虑水溶出溶作用的影响。论文关键词：甲烷,重烃,氮气,地层水,出溶作用1引言2实验条件与实验步骤本次所用设备包括真空泵、地层水室、气样室、溶解室、恒压泵、量水筒、气量计、气相色谱和控温器，其中真空泵主要是在溶解实验前抽出系统内的空气，以确保气样不受空气影响；恒压泵主要用于体系内在一定压力时保持恒压状态；气相色谱主要用于分析天然气的组分相对含量。溶解室的容积为1500mL，允许工作压力最高为150MPa，允许工作温度最高为250。恒压系统中的恒速恒压泵(双缸并联)工作压力最高为150.0MPa，控制精度为0.1MPa。气相色谱仪器为美国HP-6890型色谱仪，其控温范围介于0-399.0

3、，最高灵敏度为1x10A/mv。图1天然气溶解-出溶实验工作原理简图本次实验所用天然气样品为四川盆地川西气田马蓬3井侏罗系蓬莱镇组的天然气，其甲烷体积含量为95.19%，重烃含量低，乙烷和丙烷含量分别为1.86%和0.90%，异丁烷和正丁烷含量分别为0.20%和0.10%；异戊烷和正戊烷含量分别为0.09%和0.07%。有少量氮气，为0.64%，属于干气表1。本次采用的实验压力点数据分别为20、40、60、80、100、120MPa，对应的实验温度分别为90、120、150、175、200。实验测定了不同温度和压力条件下天然气在地层水中组分相对含量。所用地层水为NaHCO型，矿化度为34567

4、mg/L。实验时，首先使天然气样进入装有适量地层水的溶解室内，用加压泵把气体加压至指定压力，通过升温系统控温器把温度升至测定温度，并恒温。使气样与地层水在指定温度和压力条件下相互作用而溶解到达平衡。然后，释放10mL左右溶解有天然气的地层水，在常温常压条件下，量出地层水和溶解气的体积，计算溶解度气水比，并对出溶的水溶气进行气相色谱分析，得到不同温压条件下出溶的天然气的组成数据。为了保证实验结果的准确性和精度，分别在20MPa、90和60MPa、150条件下进行不同恒定时间的溶解度平行实验表1。可见，相同温度、压力下，不同恒定时间所得到的溶解度数据误差最高不超过5.2%，说明仪器的精度和实验结果

5、是可信的。表1天然气溶解度平行实验结果比照表 压力 (MPa) 时间 (小时) 温度 () 溶解度 (m /m ) 压力 (MPa) 时间 (小时) 温度 () 溶解度 (m /m ) 20 6 90 2.33 60 4 150 5.43 20 10 90 2.21 60 8 150 5.40 20 20 90 2.23 60 12 150 5.38 3实验结果讨论与原始天然气样品组成相比，不同温度、压力下，出溶气中最低分子量的甲烷相对含量都增加了，原始样品的甲烷相对含量为95.19%，出溶的水溶气甲烷含量一般都在96.9%以上图2，最高增加了2.81%。在温度相同时，压力增加，甲烷含量增大；

6、在压力相同时，温度增高，甲烷含量也有增加特征，但在温度到达120及其之后，增加幅度明显降低了。图3中表现为从90到120为甲烷含量快速增加，之后增加幅度减缓了。与甲烷含量相比，出溶的天然气中重烃含量都相对降低了图3，压力相同时，温度升高，重烃含量先降低后又略微升高，其中，压力在20-60MPa时，从90到120重烃含量降低幅度很大；压力在80-100MPa时，90时，重烃含量明显较低，之后温度升高，重烃含量降低幅度减小，80MPa对应点在温度超过175后略微上升图3。图2水溶气甲烷含量-压力、温度关系图图3水溶气重烃含量-温度、压力关系图温度相同而压力不同时，出溶气的重烃组分含量相对于原始气样

7、组分含量降低的幅度随碳数增加而增大；压力越高，重烃组分含量降低越多，与原始气样差异越大，但随温度升高，不同压力下重烃组分含量的差异减小图4和图5。图4不同温度压力条件下出溶天然气与原始气样组成比照图图5表示的是出溶气与原始气不同组分相对含量之比与温度、压力的关系。可见，在不同温度下，出溶气与原始气样甲烷含量之比随压力升高而增加图5，实际上表示的是出溶气中甲烷含量随压力升高而增大；压力相同时，温度升高，甲烷含量增加，但在温度超过120之后，增加幅度很低图5。不同温度下，随压力升高，出溶气中不同的重烃组分含量均具有随压力升高而降低的趋势，碳数越低降低越明显。重烃中乙烷含量最高，其变化最具特点，低于

8、80MPa时，90出溶气乙烷含量明显高于其他高温点，各高温点的乙烷组分含量接近，但都随压力升高而降低，最终不同温度的乙烷含量大体随压力升高而趋于一固定值14.9%左右。丙烷等重烃由于含量很低而不同温度之间差异规律性难以反映，但相同温度下，随压力升高出溶气中组分含量降低的趋势还是比拟明显的。图5出溶天然气不同组分与原始气组分之比-温度和压力关系图不同结构的烃在不同温度、压力条件下，相对含量也有变化图6，其中正丁烷nC与异丁烷iC、正戊烷nC与异戊烷iC是重烃中两种重要的不同结构烃。与原始气样相比，iC/nC在40-80MPa之间有局部值高于原始气样，高值对应压力为60MPa，主要是90、120对

9、应数据，200、60MPa时出溶气的iC/nC也高于原始气样；iC/nC较高值对应的压力有所降低，主要在40MPa，90、40MPa时出溶气的iC/nC最高图6，其最高值出现的压力差异可能与分子量有一定关系。总体可见，不同结构烃相对含量的变化与温度、压力有密切关系。图6出溶气iC/nC左图和iC/nC右图-温度压力关系图本次分析的天然气中非烃气主要为氮气，其含量为0.64%，而出溶气中的氮气含量最低为1.28%，最高为2.01%。与原始气样相比，相对含量增加了2-3倍以上图5。在温度相同时，出溶气中氮气含量具有随压力升高而增加的趋势。由上述实验结果可见，天然气经过水溶、出溶后，甲烷和氮气含量增

10、加了，氮气增加幅度比甲烷大得多，重烃含量普遍降低了。在含气盆地中，气源岩中生成的天然气首先进入输导层或储集层，由于天然气首先接触到的介质就是地层水，在一定温度、压力下，必然有一局部天然气要溶解在地层水中。当溶解有天然气的地层水运移时，溶解的天然气必然随地层水一起运移，当运移到适宜的部位时，由于温压条件的改变，局部天然气就会从地层水中溢出，不同深度有不同的温压条件，溢出的天然气组分相对含量也不同。这样经过水溶相运移的天然气出溶形成的气藏中的天然气成份就与烃源岩中生成的原始天然气成份产生了分异，结果就使得出溶聚集的天然气中甲烷含量和氮气含量增加了，重烃含量降低了。在许多深部存在气源岩的含油气盆地中

11、，随深度变浅，甲烷、氮气含量增加、重烃含量降低的趋势在一定程度上与此有关。此外在利用天然气成份进行气源比照和运移方向时也应考虑到水溶作用的影响。4结论与认识天然气在地层水中的溶解是自然界含油气盆地中的一种普遍现象，溶解在地层水中的天然气当温、压等条件发生变化时，过饱和的局部就会从地层水中溢出形成气相，从而发生气相运移和聚集。与溶解前相比，出溶的天然气中甲烷、氮气含量相对增加了，重烃含量普遍都降低了，不同结构的烃类相对含量也发生了变化。在分析含气盆地天然气组成变化规律、气源比照以及进行天然气运移研究时应考虑地层水溶解分异作用的影响。参考文献1 Mc Auliffe C.,Solubility i

12、n water of C -C hydrocarbons.J Nature, 1963, 200: 1092-1093.2 Price L. C.,Aqueous solubity of petroleum as applied to its origin and primary migration.J AAPG Bull.,1976, 60(2):2132-243.3 Bonham L. C.,Solubility of methane in water at elevated temperature and pressure.J AAPG Bull., 1978, 62(12):2478-

13、2481.4 Sultanov R. G., Skripka V. G., Namiot A.,Solubility of Methane in Water at High Temperatures and Pressures. J AAPG Bull., 1972,17(5):6-7.9 Larryn W.,Diamond L. C.,Nikolay N.,et al,Solubility of CO in water from 1.5 to 100 C and from 0.1 to 100 MPa: evaluation of literature data and thermodyna

14、mic modelling.J Fluid Phase Equilibrium,2003,208(15):265-29010 Spycher N., Pruess K., and Ennis-King J.,CO -H O Mixtures in the Geological Sequestration of CO . I. Assessment and calculation of mutual solubilities from 12 to 100 and up to 600 bar. J Geochim. Cosmochim. Acta, 2003,67:3015-3031.11 Cha

15、poy,A.,Mohammadi,A.H.,Chareton,A.,et al, Measurement and Modeling of Gas Solubility and Literature Review of the Properties for theCarbon Dioxide-Water System. J Ind. Eng. Chem. ,2004 ,43:1794-1802.12 Portier S.,Rochelle C.,Modelling of CO solubility in pure water and NaCl-type waters from 0 to 300

16、and from 1 to 300 bar; application to the Utsira Formation at Sleipner. J Chemical Geology.2005,217:187-195.13 JI Y H,JI X Y,Feng X,et al, Progress in the Study on the Phase Equilibrium of the CO -H O and CO -H O-NaCl Systems. Chin. J. Chem. Eng.,2007,15(3):439-448.14 Zorking L.M.,Carbon isotope composition of methane in free gas and in gas dissolved in water from the gas