Characteristics of occurrence and distribution rule of deep coalbed methane in supercritical state
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摘要:
深部煤层气成为天然气增储上产的重要方向，但其吸附气、游离气原始赋存状态不清、不同条件下的赋存态分配规律不明，制约了深部煤层气储量准确评估和产出规律认识。随着埋深增加，温度和压力不断升高，甲烷进入超临界相态，其流体密度将不断增重、黏度与气态相近，表明当前现有认识低估了游离气的资源量和流体易于产出的流动能力。在深层高温高压下，甲烷超临界流体特征更为显著，不能被忽视。现在基于储层压力的含气量计算方法，未考虑煤层微孔内流体压力要高于储层压力，即“微孔超压”环境的存在，故实际含气量被低估。针对国内深部煤层埋深最深至
5000 m、煤阶0.8%～3.0%范围内，基于甲烷物性随压力、温度变化规律和微孔超压理论，研究建立了考虑微孔超压和甲烷超临界流体特征的深部煤层气游离气、吸附气含量计算模型。研究表明：① 深层高温高压下，甲烷黏度、密度、压缩因子、体积系数等高压物性参数变化并非随温度、压力线性变化，基于高压物性参数与温度和压力关系，建立了各参数经验计算式，并结合分子模拟等手段，分析了深层与浅层相应参数差异；② 揭示了深部煤层气吸附气、游离气赋存状态在不同热演化程度、不同埋深、不同温压条件下的分配规律，相同深度下，随着煤阶的增加，吸附气含量越高、游离气含量越低，且游离气占比不断减小；相同热演化程度下，随着煤层深度增加，煤的吸附气含量呈现先增加后降低趋势，游离气占比逐渐增加；③ 考虑甲烷超临界流体性质对吸附作用的影响，相比忽略该特征的同等情况下，实际吸附气含量并没有现有认识那么高，吸附气占比降低6%～9%；④ 针对是否考虑Langmuir修正和含水饱和度随埋深变化等情况，建立4种模型方法，明确了不同煤阶、不同孔隙率和含水饱和度下临界转折深度、吸附气/游离气变化规律及图版；⑤ 基于“微孔超压、宏孔常压”新认识，建立了考虑“微孔超压+超临界状态”的游离气、吸附气含量计算方法，计算埋深2 000 m时高阶煤（镜质体反射率Ro=2.7）游离气占比保守可达41%，比现有认识增大了约20%，相比传统方法只考虑储层压力的计算结果更符合生产实际。研究成果可为揭示深部煤层气赋存态分配规律和储量评估等，提供科学理论依据。Abstract:Deep Coalbed methane(CBM) has become an important direction for gas storage and production, but its original occurrence state of adsorbed gas and free gas and distribution law under different geological conditions are unclear, which restricts the accurate estimation of deep CBM reserves and the understanding of production law. With the increase of burial depth, temperature and pressure, methane enters the supercritical phase, its fluid density will continue to increase, and its viscosity is similar to that of the gas phase, indicating that the current understanding has underestimated the amount of free gas resources and the flow ability of fluid easy to produce. Under high temperature and high pressure in deep coal seams, the “supercritical fluid characteristics” of methane are more significant and cannot be ignored. The current gas content calculation method based on reservoir pressure does not take into account the fact that the fluid pressure inside the coal seam micropores is higher than the reservoir pressure, that is, the existence of a “overpressure in micropores” environment, so the actual gas content is underestimated. A calculation model for the content of free gas and adsorbed gas in deep coalbed methane considering the characteristics of overpressure in micropores and methane supercritical fluid was established based on the variation of methane physical properties with pressure and temperature, as well as the theory of overpressure in micropores, targeting the deepest coal seam burial depth in China up to
5000 m and coal rank range of 0.8% to 3.0%. The results show that: ① Under high temperature and high pressure, methane viscosity, density, compression factor, volume coefficient and other high pressure physical property parameters do not change linearly with temperature and pressure. Based on the quantitative relationship between high pressure physical property parameters and temperature and pressure, empirical calculation formulas for each parameter are established. ② The distribution law of adsorbed gas and free gas occurrence states in deep CBM is revealed under different thermal evolution degrees, different burial depths and different temperature and pressure conditions. At the same depth, with the increase of coal rank, the adsorbed gas content is increasing, the free gas content is decreasing, and the proportion of free gas is decreasing. With the increase of coal seam depth, the content of adsorbed gas increases first and then decreases, but the proportion of free gas increases gradually. ③ Considering the influence of methane supercritical fluid properties on adsorption, compared to the same situation where this feature is ignored, the actual adsorbed gas content is not as high as the existing understanding, and the proportion of adsorbed gas is reduced by 6%−9%.④ Four model methods were established to clarify the critical transition depth of gas content, and the variation laws and charts of adsorbed gas/free gas at different coal ranks, porosity and water saturation. ⑤ Based on the new understanding of “overpressure in micro pores and normal reservoir pressure in macro pores” a new calculation method for free gas and adsorbed gas content considering “overpressure in micro pores +supercritical state” has been established. Compared with traditional methods that only consider reservoir pressure, the calculation results are more in line with production reality. When the burial depth of Daji block reaches 2 000 m, the proportion of free gas in high rank coal seams can conservatively reach 41%, an increase of 20% compared to existing understanding. The research results can provide scientific theoretical basis for revealing the distribution law of deep coalbed methane occurrence and reserve evaluation. -
0. 引 言
煤层气开发利用是实现清洁能源供应和“双碳”目标的重要途径[1-2]。近年来，鄂尔多斯盆地大宁−吉县[3-7]、绥德、米脂北[8]、神府[9]、四川盆地渝东南、准噶尔盆地[10-11]等地区开展的2 000 m以深煤层气勘探开发陆续取得了突破性进展，实现了煤层气勘探开发由中浅层向深层拓展的重大突破[12-13]。
深层煤层处于高地应力、高流体压力和高地层温度[3]“三高”环境下，煤层气以游离态和吸附态赋存认识已成为共识。中浅层煤层气由于游离气含量少、吸附气赋存态为主，故忽略了煤层气超临界流体特征的游离气含量及储量的计算。然而，随着煤层埋深的增大，煤储层温度和压力不断升高，当温度T、压力p超过甲烷临界温度−82.6 ℃、临界压力4.599 2 MPa时，甲烷会从气相转变为超临界相，此时的甲烷已不再是常规意义上的甲烷气体状态，而是处于超临界相态[14]，游离态甲烷流体的物性参数（如压缩因子、体积系数、黏度、密度等）随之发生显著变化[15-17]：随埋深增加，超临界相甲烷，其密度和溶解能力会与液相甲烷接近，同时具有与气相甲烷相近的低黏度、高扩散系数，并且随着埋深增加，超临界甲烷流体密度不断增大，流动性、扩散性等性质都会比常规气态的甲烷增强。现有煤层气储量评价标准仅考虑吸附气[18]，对甲烷超临界流体特征考虑严重不足，不能再以常规甲烷气体密度等物性参数计算。在高温高压条件下，煤层气的吸附和解吸行为也会发生异常变化[19]，会偏离常规气体吸附解吸特征曲线，这将大大影响煤层吸附气含量准确预测，需要对煤层的吸附气含量修正，以往前人对甲烷超临界相关研究多限于吸附气含量校正方面[14]。微观孔隙特征是影响深部煤层气储量预测的关键因素[20-21]，吸附气附着在孔隙表面上，也会影响孔隙空间大小和游离气含量计算。另外，以往含气量计算只考虑储层压力，未考虑到深部煤层毛管压力及纳米限域效应作用下的微孔超压影响，导致含气量被低估。
为此，本文基于深层高温高压环境下煤层气表现出的超临界流体特征，提出了深部煤层气高温高压物性参数便于计算的经验式，建立了考虑微孔超压和甲烷超临界流体特征的深部煤层气不同赋存态含量计算模型。通过模型计算，定量确定了煤层游离气含量和吸附气含量在不同地质条件（埋深、热演化程度）的变化规律，绘制了相应曲线图版，揭示了深部煤层气不同赋存态变化规律，为煤层气储量科学预测提供了理论方法依据。
1. 深部煤层气超临界流体特征及变化规律
1.1 甲烷三相图及超临界特征
深层煤层处于高温高压状态下，甲烷表现出既非气态也非液态的特性（图1），若直接用地面标况下气相甲烷分子的特征描述地下情况，将会导致赋存认识偏差或误区。深部煤层气在高压下的相态变化和流体行为，将对甲烷的物理性质和行为产生显著影响，从而影响储量计算和开发策略。
超临界状态下的深部煤层气流体高压物性参数（压缩因子Z、体积系数Bg、黏度μg、密度ρg）对甲烷在煤层中的吸附和传输行为有着重要影响[22-23]，直接影响储量的计算。因此，明确具有超临界流体特征的煤层气高压物性参数的变化规律对储量预测至关重要。
1.2 压缩因子在不同温度压力下的变化规律
压缩因子Z反映了真实气体在压缩过程中与理想气体行为的差异，用于预测、评估气体可压缩性，反映真实气体偏离理想气体的程度。通常根据HALL和YARBOROUGH[24-25]提出的方法计算
$$ Z = \frac{\beta _T}{x}{P_{\mathrm{r}}} $$ (1) 式中：βT为温度相关参数；Pr为相对压力；x为范德华协体积与密度的乘积，通过Newton-Raphson数值迭代求得。在计算x时，因含有Newton-Raphson数值迭代，故计算速率较低。为此，基于Hall和Yarborough提出的方法，计算不同温度、压力下的压缩因子Z，通过大量的数值试验测试了多种不同类型的拟合函数，提出可直接计算的压缩因子Z通用函数经验式，拟合效果较好且节省了大量迭代求解。
提出压缩因子Z经验式的通用函数
$$ Z = {a_1}{p^{\text{5}}} + {a_2}{p^{\text{4}}} + {a_3}{p^{\text{3}}} + {a_4}{p^{\text{2}}} + {a_5}p + b $$ (2) 式中：a1～a5、b为常数，不同温度下对应不同的取值。式（2）适用压力范围为0～50 MPa，温度范围为−10～120 ℃，即可应用于深部煤层气高压物性参数计算。
通过数值实验拟合，形成不同温度下甲烷压缩因子Z关于煤层气压力p的经验式Z(p)。最终绘制了不同温度、不同压力下甲烷的压缩因子Z的分布图（图2）。根据图2可知，温度小于50 ℃，在压力18 MPa左右的甲烷压缩因子Z最低；温度介于50～80 ℃，Z最低值对应压力17 MPa；温度介于80～100 ℃，Z最低值对应压力16 MPa；温度介于110～120 ℃，Z最低值对应压力为15 MPa。Z与温度、压力关系的空间分布，类似于以15～18 MPa为中心面的开口朝上的抛物面，在常温低压下，随着压力增大而减小，当压力进一步增大时，Z会经过一个最低点后再增大。在相同温度时，随压力增大，Z先减小后增大；在相同压力时，随着温度升高，甲烷压缩因子Z逐渐增大。Z的变化规律反映了真实气体在不同条件下压缩难易程度和分子间相互作用的复杂性。
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图 2 不同温度、压力下甲烷的压缩因子Z变化规律Figure 2. Compression factor Z of methane under different temperature and pressure根据式（2）计算的Z与基于Hall 和Yarborough 所提方法迭代计算出的Z的拟合程度整体达到99%以上，保证了拟合式的可靠性。以储层温度60 ℃为例，二者拟合程度整体达到99%以上（图3）。
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图 3 60 ℃下甲烷的压缩因子Z拟合效果Figure 3. Fitting effect of methane compression factor Z at 60 ℃为了方便读者查阅计算，根据式（2）通用函数，拟合出了常用温度下甲烷的Z经验式（表1），并给出了对应取值（表2）。
表 1 不同温度下甲烷的压缩因子Z经验式Table 1. Empirical formula of compression factor Z for methane at different temperatures温度/℃ Z经验式 40 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{5}}{\text{.178}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{8}}{\text{.417}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{3}}{\text{.923}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{1}}{\text{.554}} \times {10^{ - 4}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.014\;9}}p + {\text{0}}{\text{.999\;3}} \\ \end{gathered} $ 50 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{4}}{\text{.225}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{6}}{\text{.952}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{3}}{\text{.242}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{9}}{\text{.121}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.013\;4}}p + {\text{0}}{\text{.999\;4}} \\ \end{gathered} $ 60 $ \begin{gathered} \textit{Z} = 3.484 \times {10^{ - 9}}{p^5} - 5.791 \times {10^{ - 7}}{p^4} + 2.697 \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ 4.248 \times {10^{ - 5}}{p^2} - 0.012\;0p + 0.999\;5 \\ \end{gathered} $ 70 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.902}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{4}}{\text{.866}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{2}}{\text{.259}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{5}}{\text{.571}} \times {10^{ - 6}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.010\;8}}p + {\text{0}}{\text{.999\;6}} \\ \end{gathered} $ 80 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.441}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{4}}{\text{.120}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{1}}{\text{.903}} \times {10^{ - 5}}{p^3}+ \\ {\text{ 2}}{\text{.247}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.009\;7}}p + {\text{0}}{\text{.999\;7}} \\ \end{gathered} $ 90 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.072}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{3}}{\text{.516}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{1}}{\text{.613}} \times {10^{ - 5}}{p^3}+ \\ {\text{4}}{\text{.357}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.008\;7}}p + {\text{0}}{\text{.999\;7}} \\ \end{gathered} $ 表 2 常用温度、压力下甲烷的压缩因子Z取值Table 2. Compression factor Z value of methane under common temperature and pressure压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.998354 0.998531 0.998689 0.998829 0.998954 0.999066 0.2 0.996744 0.997096 0.997408 0.997686 0.997933 0.998155 0.4 0.993504 0.994208 0.994832 0.995387 0.995882 0.996325 0.6 0.990279 0.991336 0.992273 0.993106 0.993847 0.99451 0.8 0.987071 0.988481 0.989731 0.99084 0.991829 0.992712 1 0.98388 0.985644 0.987206 0.988592 0.989827 0.990929 5 0.924544 0.933239 0.940878 0.947618 0.953585 0.958885 10 0.867232 0.88328 0.89735 0.909738 0.920685 0.930394 20 0.834538 0.856567 0.876064 0.893372 0.90878 0.92253 30 0.916243 0.931033 0.944678 0.957241 0.968789 0.97939 40 1.0417 1.0464 1.05134 1.05639 1.06144 1.06641 1.3 体积系数在不同温度压力下变化规律
体积系数Bg通常根据压缩因子Z与天然气的体积系数Bg的理论关系式获得，其关系式为
$$ {B_{\text{g}}} = Z\frac{{{p_{{\text{sc}}}}}}{p} \frac{T}{{{T_{{\text{sc}}}}}} $$ (3) 式中：psc为标准状况下的压力，MPa；Tsc为标准状况下的温度，K；T为储层温度，K；p为储层压力，MPa。
将式（2）代入式（3），推导体积系数Bg关于压力p的经验式
$$ {B_{\text{g}}} = ({a_1}{p^4} + {a_2}{p^3} + {a_3}{p^2} + {a_4}p + {a_5} + b{p^{ - 1}}){p_{{\text{sc}}}} \frac{T}{{{T_{{\text{sc}}}}}} $$ (4) 式（4）适用压力范围为0～50 MPa，温度范围为−10～120 ℃，可用于深部煤层气高压物性参数计算。根据式（4），绘制不同温度、压力下甲烷体积系数Bg的分布图，如图4所示。根据图4，相同压力时，随着温度升高，Bg逐渐增大；相同温度时，随着压力增大，体积系数Bg减小。在地面大气压（0.101 MPa）条件下，Bg普遍大于1.0，而当压力增大至20 MPa以上后，Bg普遍小于0.006，表明深部煤储层条件下，甲烷被明显压缩。例如，在标况下（20 ℃，0.101 MPa），甲烷的Bg（1.012 15）约为深部2 000 m埋深环境（60℃，20 MPa）下的200倍（Bg=0.005），表明地面甲烷气体的体积在深部环境下被高度强压缩。此时，若仍按标况Bg计算储量，将会严重低估了游离态甲烷的储量。
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图 4 不同温度压力下的甲烷的体积系数BgFigure 4. Volume coefficient Bg of methane under different temperature and pressure为了方便查阅计算，根据式（4），表3给出了常用温度、压力下甲烷的体积系数Bg取值。
表 3 常用温度、压力下甲烷的体积系数Bg取值Table 3. Volume coefficient Bg value of methane under common temperature and pressure压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 1.08493 1.11978 1.15461 1.18944 1.22425 1.25906 0.2 0.547008 0.564675 0.582332 0.599978 0.617616 0.635245 0.4 0.272615 0.28152 0.290414 0.299298 0.308173 0.31704 0.6 0.181153 0.187138 0.193111 0.199075 0.205029 0.210975 0.8 0.135425 0.139949 0.144462 0.148965 0.153459 0.157945 1 0.10799 0.111638 0.115275 0.118902 0.12252 0.126129 5 0.020295 0.021141 0.021973 0.022795 0.023607 0.02441 10 0.009519 0.010004 0.010478 0.010942 0.011396 0.011842 20 0.00458 0.004851 0.005115 0.005372 0.005624 0.005871 30 0.003352 0.003515 0.003677 0.003838 0.003997 0.004155 40 0.002858 0.002963 0.003069 0.003176 0.003285 0.003393 根据式（4）计算Bg，与基于HALL和YARBOROUGH等人提出的方法迭代求解不同温度、压力下的压缩因子Z，再根据压缩因子Z与天然气的体积系数Bg的理论关系式计算的结果，二者拟合程度整体达到99%以上，保证了拟合公式的可靠性。以储层温度60℃为例，二者拟合程度整体达到99%以上（图5）。
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图 5 60 ℃下甲烷的体积系数Bg拟合效果Figure 5. Fitting effect of methane volume coefficient Bg at 60 ℃1.4 黏度在不同温度压力下变化规律
根据LEE等[26]提出的方法计算甲烷黏度μg
$$ {\mu _{\text{g}}} = {10^{ - 4}{\alpha _1}}{{\mathrm{exp}}({{\alpha _2}{\rho _{\text{g}}}^{{\alpha _{_3}}}}}) $$ (5) 式中：μg为甲烷黏度，mPa·s；ρg为甲烷密度，g/cm3；α1、α2、α3为温度相关参数，计算式较为复杂且涉及压缩因子Z求解。
通过美国国家标准技术研究所（NIST）数据库[27]提取流体热力学参数，基于大量的数值试验，测试了多种不同类型的拟合函数，提出可直接计算、节省大量迭代求解的黏度μg
$$ {\mu _{\text{g}}} = c + u{p^v} $$ (6) 式中：c、u、v为常数，不同温度下对应不同的取值。式（6）适用压力范围为0～50 MPa，温度范围为20～120 ℃。通过数值试验，拟合到不同温度的气体黏度μg关于压力p的经验式μg(p)，最终绘制不同温度、不同压力下甲烷黏度μg的分布图（图6）。当压力小于约15 MPa时，甲烷的μg随着温度升高而增大；压力大于约15 MPa时，甲烷的μg随着温度升高而减小；相同温度时，甲烷μg随压力升高而增大。
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图 6 不同温度压力下的甲烷黏度μgFigure 6. Methane viscosity μg under different temperature and pressure为了方便计算，给出了常用温度下甲烷黏度μg的经验式（表4）和常用温度、压力下的甲烷黏度μg取值（表5）。深部甲烷属于高压缩超临界流体，其黏度比标况下气相黏度（0.010 914 mPa·s）略有增大，表明深部甲烷虽被高度强压缩，但仍然具有强的流动能力。
表 4 不同温度下甲烷黏度μg经验式Table 4. Empirical formula of methane viscosity μg at different temperatures温度/℃ 气体黏度μg经验式 40 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.012\;2 - {\text{1}}{\text{.780}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.215}}}} $ 50 $ {\mu _{\text{g}}} = {\text{0}}{\text{.012\;3}} - 1.{\text{781}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.216}}}} $ 60 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.012\;6 - {\text{1}}{\text{.534}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.235}}}} $ 70 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.013 - 1.344 \times {10^{ - 4}}{p^{1.252}} $ 80 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.013 - 1.195 \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.265}}}} $ 90 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.014 - 1.08 \times {10^{ - 4}}{p^{1.276}} $ 表 5 常用温度、压力下甲烷黏度μg取值Table 5. Methane viscosity μg value of methane under common temperature and pressuremPa·s 压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.011916 0.012286 0.012653 0.013017 0.013378 0.013736 0.2 0.011924 0.012294 0.01266 0.013024 0.013384 0.013741 0.4 0.011944 0.012312 0.012677 0.013039 0.013398 0.013755 0.6 0.011967 0.012334 0.012697 0.013058 0.013415 0.013771 0.8 0.011993 0.012357 0.012719 0.013078 0.013434 0.013788 1 0.01202 0.012383 0.012742 0.0131 0.013455 0.013808 5 0.012842 0.013145 0.013453 0.013765 0.014079 0.014395 10 0.014474 0.014637 0.014827 0.015038 0.015265 0.015505 20 0.019407 0.019053 0.018823 0.018686 0.018622 0.018614 30 0.024525 0.023772 0.02319 0.022742 0.022402 0.02215 40 0.028777 0.027887 0.027145 0.026531 0.026024 0.025609 计算所得甲烷的μg与NIST数据库[27]中μg值的拟合程度整体达到98%以上，保证了拟合式的可靠性。以储层温度60 ℃为例，二者拟合效果如图7所示。
1.5 甲烷密度在不同温度压力下变化规律
甲烷密度与T、P、Z等因素有关，具体计算式为
$$ \rho _{\text{g}} = \frac{{pM}}{{ZRT}} $$ (7) 式中：ρg为甲烷游离态密度，g/cm3；M为气体分子质量取值，g/mol；R为普适气体常数，取8.314 J/(K·mol)。适用压力范围为0～50 MPa，温度范围为−10～120 ℃。
结合式（2）、式（7），即可求得不同温度、不同压力下的甲烷密度分布图，如图8所示。为了方便查阅计算，这里给出了常用的温度、压力下甲烷密度ρg，见表6。相同压力下，ρg随温度升高而减小；相同温度下，ρg随压力增大而增大。例如，深部2 000 m埋深环境（60 ℃，20 MPa）甲烷的ρg=0.13 g/cm3，约是标况下（20 ℃，0.101 MPa）的195倍（ρg=0.000 666 g/cm3），表明深部环境下甲烷的密度是标况下甲烷密度约200倍。图9为基于分子动力学模拟4 nm石墨烯狭缝孔中的浅部（500 m）和深部（2 000 m）甲烷不同赋存态运动点位分子模拟图。从图中也可以看出，相比浅部非常稀疏的游离态运动点位，在深部的环境下的纳米孔游离态甲烷密度增加非常显著。这也证明了纳米孔隙中也赋存大量游离态甲烷，具有游离态稠密聚集的特征。
表 6 常用温度、压力下甲烷密度ρg取值Table 6. Methane density ρg value of methane under common temperature and pressureg·cm−3 压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.00062 0.00060 0.00058 0.00057 0.00055 0.00053 0.2 0.00124 0.00120 0.001166 0.001131 0.00109 0.00106 0.4 0.00249 0.00241 0.00233 0.00226 0.00220 0.00214 0.6 0.00374 0.00363 0.00351 0.00340 0.00331 0.00321 0.8 0.00501 0.00485 0.00469 0.00455 0.00442 0.00429 1 0.00628 0.00608 0.00588 0.00570 0.00554 0.00538 5 0.03344 0.03211 0.03089 0.02977 0.02875 0.02780 10 0.07130 0.06784 0.06477 0.06203 0.05955 0.05731 20 0.14820 0.13992 0.13270 0.12633 0.12067 0.11560 30 0.20247 0.19309 0.18459 0.17686 0.16980 0.16334 40 0.23745 0.22907 0.22115 0.21368 0.20664 0.20001 ![]()
图 9 不同埋深处下的甲烷密度ρg及赋存状态Figure 9. Occurrence state of methane at different burial depths计算的甲烷密度ρg结果与NIST数据库[27]ρg值的拟合程度，整体达到99%以上，保证了拟合式的可靠性。以储层温度60℃为例，拟合效果如图10所示。
2. 考虑超临界流体特征的吸附气、游离气计算方法
鉴于深部煤层气在高温高压状态下的吸附和解吸行为与常温状态存在较大差异，即在超临界条件下，煤层甲烷的视吸附量与真实吸附量之间存在差值，该差值随压力的增大更为显著[22,28-31]。因此，在确定深部煤层气吸附量时，有必要对Langmuir模型计算吸附量模型进行修正。在温度与压力的共同耦合影响下，煤层吸附量会随埋深增加先增大后减小，即吸附气在储层中的赋存状态随埋深增加，表现出先增加后下降现象，其转折点对应的深度为“超吸效应”的临界转折深度。
基于深层煤层的取心岩样（实际已散失游离气），在试验条件下测试得到深部煤层吸附气含量不及浅层高，很大的一个原因是忽视了深部高温环境下，不少甲烷已由吸附态转成游离态，在深部高压和较好保存条件下，使得大量游离态甲烷的得以在深部赋存保留。由于当前保压取心技术对深部富含游离气情况仍存在保压率不高的问题，测试得到游离气含量的认识仍然存在较大质疑。另外，仅2年间深部煤层气单井累产气量超6 600万 m3的生产现象，更对目前游离气测试含量及其占比（例如大吉区块游离气含量占比20%）认识存在质疑。
鉴于现有方法只考虑了某个因素，导致结果可能会有片面性，故本节综合考虑了多种因素，包括深层超临界特征的高压物性参数、煤层应力敏感、吸附态甲烷对孔隙占据（游离态甲烷孔隙率校正）、兰氏压力和兰氏体积在不同埋深（温度、压力）条件下的变化规律、吸附模型修正，以及含水饱和度随埋深变化规律等。
2.1 深层孔隙随埋深变化及游离态甲烷孔隙率校正
以鄂尔多斯盆地深层煤岩为例，孔隙主要以微孔（孔径<2 nm）为主，其次为宏孔（孔径50 nm～1 μm）和裂隙（孔径>10 μm），而介孔（孔径在2～50 nm）和宏孔（孔径在1～10 μm）较少[32]。研究发现深层煤储层的孔隙率与埋深明显相关，经数据拟合鄂尔多斯盆地的孔隙率模型为
$$ {\phi _{\text{i}}} = {\phi _{\text{0}}}{{\text{exp}}({ - 0.000\;13\;h{{\text{e}}^{ - 0.000\;2\;h}}}} )$$ (8) 式中：ϕi为储层条件下的孔隙率，%；ϕ0为地面条件初始孔隙率，%。
考虑到吸附态甲烷在孔隙壁面上，占据了孔隙内的一部分空间，导致孔隙中原本由游离气占据的空间减少[32-34]，进而影响煤层气储量预测。考虑到吸附气对在各类孔隙空间占据的影响，游离气占据的孔隙率可通过下式修正[35]：
$$ {\phi _{{\text{free}}}} = {\phi _{\text{i}}} - {\phi _{{\text{ad}}}} $$ (9) 式中：ϕfree为游离态甲烷占据的孔隙率；ϕi为储层孔隙率；ϕad为吸附态甲烷占据的孔隙率，计算式[35]为
$$ {\phi _{{\text{ad}}}} = {{{V_{{\text{ad}}}}{\rho _{{\text{coal}}}}{\rho _{{\text{g\_SC}}}}} \mathord{\left/ {\vphantom {{{V_{{\text{ad}}}}{\rho _{{\text{coal}}}}{\rho _{{\text{g\_SC}}}}} {{\rho _{{\text{ad}}}}}}} \right. } {{\rho _{{\text{ad}}}}}} $$ (10) 式中：Vad为储层中吸附气含量，cm3/g；煤岩视密度ρg_SC为标况下游离态甲烷密度，g/cm3；ρad为储层中吸附态甲烷密度，g/cm3，可依据OZAWA等[36]基于碳分子筛的吸附试验建立的经验式计算
$$ {\rho _{{\text{ad}}}} = {\rho _{\text{b}}}{{{\mathrm{exp}}} [{ - {C_{\text{1}}}(T - {T_{\text{b}}})}}] $$ (11) 式中：ρb为常压下甲烷的沸点密度，g/cm3；Tb为常压下甲烷的沸点温度，K；C1为热膨胀系数。
2.2 基于修正吸附模型的吸附气含量计算方法
传统的Langmuir吸附模型，属于亚临界模型，难以准确描述超临界态甲烷的吸附行为。因此，为了描述深部高温高压煤层中超临界态甲烷特性的吸附行为，需要修正Langmuir模型[37]，修正后吸附气含量计算式为
$$ {V_{{\text{ad}}}} = \frac{{{V_{\text{L}}}p}}{{{p_{\text{L}}} + p}}\left(1 - \frac{{{\rho _{\text{g}}}}}{{{\rho _{\text{a}}}}}\right) $$ (12) 式中： VL为兰氏体积，cm3 /g；pL为兰氏压力，MPa；ρg为游离气密度，根据式（7）计算，g/cm3；ρa为吸附气密度，g/cm3。兰氏体积VL、兰氏压力PL并非一成不变的，而是随着埋深的变化而变化，与镜质体反射率Ro、储层温度T和含水饱和度Sw有关，鄂尔多斯盆地兰氏体积、兰氏压力模型[38]拟合式为
$$ {V_{\text{L}}} = 32.318 - 0.082T + 8.562{R_{\text{o}}} - 0.187{S _{\text{w}}} $$ (13) $$ {p_{\text{L}}} = - 1.38 + 0.024T - 1.576{R_{\text{o}}} + 0.025{S _{\text{w}}} $$ (14) 因此，由式（12）—式（14）可知，储层中吸附气含量Vad与储层压力p、储层温度T、镜质体反射率Ro、含水饱和度Sw有关。
2.3 考虑游离态甲烷孔隙率校正、超临界流体高压物性参数等影响的游离气含量计算方法
基于式（9）、式（10）计算得到修正游离态甲烷的孔隙率ϕfree，结合含水饱和度Sw，以及1.3节求得的储层条件下体积系数Bg的影响，建立深层煤层中游离气含量[35]计算式
$$ {V_{{\text{free}}}} = \frac{{{\phi _{{\text{free}}}}(1 - {S_{\text{w}}})}}{{{\rho _{{\text{coal}}}}{B_{\text{g}}}}} $$ (15) 2.4 原始赋存状态下吸附气、游离气占比计算
深层煤层吸附气含量占比计算式为
$$ {\eta _{{\text{ad}}}} = \frac{{{V_{{\text{ad}}}}}}{{{V_{{\text{ad}}}} + {V_{{\text{free}}}}}} \times 100\% $$ (16) 深层煤层游离气含量占比计算式为
$$ {\eta _{{\text{free}}}} = 1 - {\eta _{{\text{ad}}}} $$ (17) 式中：$ \eta_{\mathrm{od}} $为吸附气含量占比，%；$ \eta_{\mathrm{free}} $为游离气含量占比，%。
上述深层煤层吸附气含量、游离气含量计算方法流程图如图11所示。
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图 11 考虑超临界状态影响的吸附气、游离气含量计算流程图Figure 11. Flowchart for calculating the content of adsorbed gas and free gas considering the influence of supercritical state3. 考虑超临界流体特征的不同赋存态分配规律
3.1 综合模型方法的提出及其对比分析
深部煤层气吸附气、游离气含量的计算，应综合考虑以下因素：深层超临界特征的高压物性参数、煤层应力敏感、吸附态甲烷对占据孔隙占据（游离态甲烷孔隙度校正）、VL和pL在不同埋深（温度、压力）条件下的变化规律、含水饱和度Sw变化、甲烷的超临界流体性质对甲烷的吸附作用影响等多因素。为验证在计算吸附气、游离气含量过程中，是否考虑吸附模型修正和含水饱和度随埋深发生变化等因素，制定了4种综合模型方法，不同方法的考虑因素见表7。
表 7 4种综合模型方法的考虑因素Table 7. Two integrated model approaches consider factors考虑因素 综合模型方法1 修正综合模型方法1 综合模型方法2 修正综合模型方法2 高压物性参数（超临界流体特征） √ √ √ √ 储层应力敏感性 √ √ √ √ 吸附气对孔隙的占据 √ √ √ √ VL（Ro、T、Sw） √ √ √ √ PL（Ro、T、Sw） √ √ √ √ 考虑超临界态甲烷吸附行为的Langmuir吸附模型修正 × √ × √ Sw（h）随埋深变化 × × √ √ 上述方法中，综合模型方法1、2与“修正”综合模型方法1、2的主要区别在于，是否考虑甲烷超临界流体性质影响甲烷吸附作用并对Langmuir模型的修正；而（修正）综合模型方法1与（修正）综合模型方法2的主要区别为，考虑的含水饱和度是固定值还是随埋深发生变化。修正综合模型方法1考虑了甲烷Langmuir吸附模型修正；而修正综合模型方法2，是在修正综合模型方法1的基础上，又考虑了含水饱和度随埋深的变化影响。
为了对比是否考虑甲烷超临界流体性质对甲烷吸附作用影响，即对比综合模型和修正综合模型方法，其中修正综合模型方法采用修正后的Langmuir模型式（12），综合模型方法采用传统Langmuir吸附模型
$$ {V_{{\text{ad}}}} = \frac{{{V_{\text{L}}}p}}{{{p_{\text{L}}} + p}} $$ (18) 式（18）未考虑深层煤层高温高压环境对超临界态甲烷吸附能力的影响。然而，随着埋深增加，温度和压力不断升高，到达一定埋深后，温度对煤层中甲烷的解吸作用，将远大于压力对甲烷的吸附作用，在深部环境下，甲烷更容易发生解吸、变为游离态，吸附态甲烷将会减少，高温高压下的游离态甲烷密度迅速增大（图9），造成游离态甲烷的稠密聚集。游离态甲烷稠密聚集的过程中，甲烷的超临界特性，即具有类似于气体的极易流动、极易在纳米孔中被压缩、释放后极易膨胀等性质，同时具有近似于液体的高密度和高溶解性，发挥了重要作用。故传统Langmuir吸附模型必将高估了深部煤层的吸附气含量。
深层煤储层压力p、储层温度T埋深h的增加而增大，其与深度的关系式可表示为
$$ p = {p_{{\text{ground}}}} + {C_p}h $$ (19) $$ T = {T_{{\text{ground}}}} + {C_T}h $$ (20) 式中：pground为区块实际地面压力，MPa；Tground为区块实际地面温度，K；Cp为压力梯度，MPa/m；CT为温度梯度，K/m。
含水饱和度可采用工业分析的方法计算：
$$ {S_{\text{w}}} = \frac{{{m_{{\text{ar}}}}{\rho _{\text{c}}}}}{{{\phi _{\text{i}}}{\rho _{\text{w}}}}} $$ (21) 式中：mar为煤工业分析含水率；ρc/ ρw为煤样视密度与水密度比值。结合现场保压取心得到的含水饱和度结果，鄂尔多斯盆地深部煤层气储层含水饱和度随深度发生变化规律，这里的含水饱和度主要指“可动水”的饱和度（不考虑结晶水等），根据以下模型计算：
$$ {S_{\text{w}}} = \left\{ \begin{gathered} 100,0 \leqslant h \lt 550 \\ - 1.065\;94 \times {10^{ - 9}}{(h - 3\;500)^3}{\text{ + }}7.569\;65 \times {10^{ - 12}} \\ {(h - 3\;500)^4}{\text{ + }} {\text{ }}3.297\;27 \times {10^{ - 15}}{(h - 3\;500)^5}{\text{ + }} \\ {\text{ }}3.571\;56 \times {10^{ - 19}}{(h - 3\;500)^6},550 \leqslant h \lt 3\;500 \\ {\text{1}}{\text{.141\;30}} \times {10^{ - 8}},3\;500 \leqslant h \leqslant 5\;000 \\ \end{gathered} \right. $$ (22) 参考鄂尔多斯盆地深部煤层气的基础数据，相关计算参数取值见表8。
表 8 煤层气储量/含量预测参数取值Table 8. Parameter value of CBM reserve/content prediction parameter参数 取值 地面压力pground/MPa 0.016 地面温度Tground/℃ 20 平均储层压力梯度/（MPa·m−1） 0.0098 平均储层温度梯度/（℃·m−1） 0.027 热膨胀系数C1/（10−3 ℃−1） 2.5[36] 常温下甲烷沸点密度ρb/（g·cm−3） 0.423 初始孔隙率ϕ0/% 9 吸附态密度ρa/（g·cm−3） 0.421 煤岩视密度ρcoal/（g·cm−3） 1.3 应用前面第2节的考虑深部煤层气超临界流体特征的吸附气含量、游离气含量及其占比计算方法，绘制了不同地质条件下深层煤层的吸附气含量随不同热演化程度Ro和埋深的变化曲线图。
以Ro=2.7%为例，对比4种综合模型方法得到的吸附气含量，绘制吸附气含量对比图（图12）。发现综合模型方法1、2与“修正后”综合模型方法1、2的计算结果相差较大，表明是否考虑甲烷超临界流体性质的作用对吸附气含量的计算结果影响较大。考虑修正后的Langmuir吸附模型（式（12）），相对未修正的Langmuir模型（式（18））计算的吸附气含量结果要更低，表明随着埋深的增加，考虑受高温高压超临界效应，吸附量呈现递减趋势。这主要是由于修正的Langmuir模型考虑了甲烷超临界流体性质密度变化的影响，随着埋深增加，超临界甲烷的密度ρa增大，修正系数值（1−ρg/ρa）变小，故通过修正综合模型方法得到的吸附气含量比传统Langmuir不考虑埋深温度影响的结果要低。对比综合模型方法1与修正综合模型方法1的计算结果，发现4 350 m处的吸附气含量计算结果相差最大，相差8.50 m3/t。对比综合模型方法2与修正综合模型方法2的计算结果发现，二者在4 370 m处的吸附气含量计算结果相差最大，相差8.53 m3/t。是否考虑储层含水饱和度是取固定值还是随埋深发生变化，对吸附气含量的计算结果影响较小；而Langmuir吸附模型是否修正，对吸附气含量的影响更大。
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图 12 4种综合模型方法吸附气含量计算结果对比图（Ro=2.7%）Figure 12. Comparison of calculation results of adsorbed gas content by four integrated model methods（Ro=2.7%）再对比游离气含量（图13），因吸附气含量Vad会影响吸附态甲烷占据的孔隙率ϕad，从而影响游离态甲烷可占据的孔隙率ϕfree和游离气含量Vfree。根据图13，发现综合模型方法与“修正后”综合模型方法的计算结果基本重合，表明吸附气含量Vad对游离态甲烷可占据的孔隙率ϕfree的影响很小；而（修正）综合模型方法1与（修正）综合模型方法2的计算结果相差较大，故是否考虑储层含水饱和度随埋深发生变化对游离气含量的计算结果影响较大。
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图 13 4种综合模型方法游离气含量计算结果对比（Ro=2.7%）Figure 13. Comparison of calculation results of free gas content by four comprehensive model methods（Ro=2.7%）根据式（16）、式（17），绘制4种方法计算得到的深层煤层吸附气、游离气含量占比随埋深变化曲线，如图14所示。
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图 14 4种综合模型方法吸附气含量/游离气含量占比随埋深变化曲线（Ro=2.7%）Figure 14. Four comprehensive model methods adsorbed gas content/free gas content ratio with depth curve（Ro=2.7%）对比4种综合模型方法得到的不同镜质体反射率下2 000 m处吸附气含量/游离气含量占比，见表9。发现考虑甲烷的超临界流体性质影响甲烷的吸附作用计算的游离气占比（修正综合模型方法），相对于不考虑的情况（综合模型方法）更高。例如Ro=2.7%时，由综合模型方法1计算得到的深部煤层气2 000 m处游离气含量占比为22.45%（与现在质疑的游离气占比认识一致），修正综合模型方法1计算得到的深部煤层气游离气占比为28.92%，增大了6.47%。
表 9 4种综合模型方法得到的不同镜质体反射率下2 000 m处吸附气含量/游离气含量占比Table 9. Ratio of adsorbed gas content to free gas content at 2 000 m under different vitrinite reflectance obtained by four comprehensive model methods镜质体反射率Ro/% 0.8 1.5 2.7 综合模型方法1 吸附气含量占比/% 54.61 66.30 77.55 游离气含量占比/% 45.39 33.70 22.45 修正综合模型方法1 吸附气含量占比/% 46.13 58.33 71.08 游离气含量占比/% 53.87 41.67 28.92 综合模型方法2 吸附气含量占比/% 49.79 61.83 73.98 游离气含量占比/% 50.21 38.17 26.02 修正综合模型方法2 吸附气含量占比/% 41.38 53.55 66.92 游离气含量占比/% 58.62 46.45 33.08 考虑含水饱和度随深度的变化计算得游离气占比相对于不考虑情况下得到的游离气占比要高。例如Ro=2.7%时，修正综合模型方法1计算得到的深部煤层气游离气占比为28.92%，修正综合模型方法2计算得到的深部煤层气游离气含量占比为33.08%。
综上，是否考虑甲烷的超临界流体性质的作用对计算吸附气量影响较大，对游离气含量计算结果影响较小，采用传统Langmuir吸附模型将大大高估吸附气量。是否考虑储层含水饱和度随深度发生变化对吸附气含量的计算结果影响较小，但对游离气含量影响较大。
3.2 含气量在不同Ro和埋深下的变化规律
采用修正综合模型方法2，根据式（16）、式（17）计算深层煤层吸附气及游离气含量占比，绘制不同Ro下的吸附气/游离气含量占比随埋深变化曲线（图15）。
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图 15 不同镜质体反射率下的吸附气含量/游离气含量占比随深度变化曲线Figure 15. Curves of adsorbed gas content/free gas content ratio with depth under different vitrinite reflectance根据图15，相同Ro下，随着埋深增加，煤层吸附气含量占比普遍呈现下降趋势，而游离气含量占比则相应上升。随着Ro增大，游离气占比达到50%的深度也在增加，表明煤阶越高，由吸附气为主转为游离气为主的深度在增加。此外，在相同埋深下，Ro越小，游离气含量占比相对越大。
图16、图17分别采用修正综合模型方法1和修正综合模型方法2，各以初始地面孔隙率ϕ0=9%、ϕ0=16%为例，绘制不同镜质体反射率下的煤层气不同相态含量随埋深分配规律图。其中，图16采用固定含水饱和度35%，图17考虑了含水饱和度随埋深变化的影响。在其他同等条件下：① 随着Ro的增大，吸附气含量增大，游离气含量基本不变，总含气量也增大。② 随着埋深增加，不同Ro下的吸附气含量均呈现先增大后减小趋势，吸附气含量占比逐渐降低，游离气含量占比逐渐增加。③ 随着初始孔隙率ϕ0增大，游离气含量及总含气量显著增大。④ 根据图16，假定在不同埋深含水饱和度固定值为35%的情况下，游离气从埋深地面开始即有游离气产出，初始孔隙率ϕ0从9%增大到16%，游离气含量也越高，游离气占比50%对应的埋深位置变的更浅。⑤ 根据图17，埋深从浅到深，含水饱和度随着埋深增加逐渐下降，游离气含量显著上升，初始孔隙率ϕ0从9%增加到16%，游离气含气量增加显著。⑥ 不同煤阶的总含气量曲线，是综合吸附气量与游离气含量曲线叠加得到的，在含水饱和度固定35%情况下，游离气随埋深不断增加，吸附气先增加后减小，因此总含气量也先增后减；在含水饱和度随埋深变化情况下，受游离气、吸附气含量随埋深的变化影响，总含气量曲线将不会只有一个波峰，呈现出复杂性。
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图 16 煤层气不同赋存态含量及占比随埋深、Ro分配规律（修正综合模型方法1（Sw=35%））Figure 16. Distribution of coalbed methane different occurrence content with different depth and Ro calculated by modified synthesis model method 1 (Sw =35%)![]()
图 17 煤层气不同赋存态含量及占比随埋深、Ro分配规律（修正综合模型方法2 （Sw (h)））Figure 17. Distribution of coalbed methane different occurrence content with different depth and Ro calculated by modified synthesis model method 2 (Sw (h))以高阶Ro=2.7%为例（红线），① 含水饱和度固定35%时，当ϕ0=9%时（图16a），总含气量临界转折深度hc=1 170 m，此处总含气量达到最大值Vmax为24.38 m3/t，埋深2 000 m时的煤层游离气含量占比28.92%；当ϕ0=16%时（图16b），总含气量临界转折深度hc=2 160 m，此时总含气量达到最大值Vmax为29.03 m3/t，埋深2 000 m时的煤层游离气含量占比41.98%。② 在含水饱和度随埋深变化的情况下，当ϕ0=9%时（图17a），总含气量临界转折深度hc=2 830 m，此处总含气量达到最大值，埋深2 000 m时，游离气含量占比33.08%；当ϕ0=16%时（图17b），埋深2 000 m时，游离气含量占比可达46.78%。
4. 考虑“微孔超压+超临界状态”的游离气、吸附气计算方法
在综合考虑以上因素的基础上，即基于修正综合模型方法2，进一步考虑微孔超压对不同赋存态含气量的影响。
4.1 煤层微孔超压环境的形成
煤化作用过程中，在煤成烃的同时也形成了大量气孔，有机孔发育，微孔大量分布。除了与裂隙连通的开放孔之外，有相当量的孔隙被孤立在煤基质中，被称为死孔隙。在地质演化过程中深部煤层一般经过了先沉降、后期抬升的过程。在最大埋深期时，煤层生烃能力和含气量达到最高，后期抬升只要不破裂，其中的气、液相物质可被保存下来。在后期抬升过程中，随着温度的不断降低，煤岩最大吸附能力增强，不断有游离态转换为吸附态，但最大吸附能力在压力达到一定值后不再增强，后期演化过程中微孔压力会随着温度、赋存态转化和扩散等途径不断调整，但施加在微孔内的力，始终是储层压力和毛管压力之和，从而为超压环境创造了条件。基于分子模拟，显示微孔中也赋存一定含量压缩态的高密度游离气，间接证实了微孔超压。
煤的泥炭化作用是在沼泽水环境下进行的，煤化作用阶段煤经过复杂物理、化学作用也生成煤层气，该过程中也伴有液体产物（包括液态烃和水）生成，因此煤中含水是客观存在的，只是多少的问题。例如，浅部煤层含可动水多，而深部煤层的毛细水、浓缩水更多，煤的工业成分也证实了这点。研究发现，在小于2 nm的微孔内，超临界甲烷普遍处于超压状态，这一现象主要是由于基质孔隙内毛细水、浓缩水等液态物质的存在，在微孔内形成了毛管压力，使得孔隙内的气相压力显著高于静水柱压力，从而形成了超压环境[39-41]。孔隙内的毛细管压力在孔径小于10 nm时即可达到10 MPa以上，再加上储层压力，孔隙便已经构成超压环境，在小于2 nm的微孔中，超压状态更为显著[39]。
以鄂尔多斯盆地为例，深层煤层的孔隙体积以微孔、宏孔为主[42]，微孔（小于2 nm）体积占比约69.7%，宏孔（>50 nm）占比29%，介孔（2～50 nm）占比1.3%，介孔不发育，表明深部煤层中存在大量微孔是孤立孔、封闭孔。通过实验测试了大吉区块深部煤岩原位环境下（60 ℃、20 MPa）的润湿角约为68°～85°。保守起见，润湿角取最大值85°、假定仅存在一个气水界面的情况下，计算原位环境下2 nm的微孔内产生的毛管压力约为11.29 MPa，而1 nm微孔形成的毛管压力约为22.58 MPa，10 nm微孔的毛管压力2.2 MPa，50 nm宏孔的毛管压力仅为0.45 MPa。煤岩孔隙压力等于储层压力与毛管压力之和，煤层埋深2 000 m的储层压力约20 MPa，2 nm微孔的孔隙压力达31.29 MPa，也就是说，2 nm微孔的孔隙压力约是储层压力的1.56倍。类似的，1 nm微孔的孔隙压力约是储层压力的2倍。
通过测算，在小于10 nm以下的介孔和微孔，毛管压力作用明显，且孔径越小，毛管压力急剧增大，特别是保守计算情况下，微孔毛管压力约是储层压力的1.5～2.0倍，在这种超压环境下，体积系数、压缩因子、密度等参数与常压下的参数差异性必然较大，由于当前现有方法均采用的储层压力计算含气量，故造成了对游离气、吸附气赋存态及其含量、资源量的片面认识。鉴于宏孔（大于50 nm）毛管压力极小，其孔隙压力可近似为储层压力。综上因素，形成了深部煤岩“微孔超压、宏孔常压”差异现象。由于煤岩微孔中由于煤大分子亲水吸附点位的存在，煤岩微孔壁面润湿角可能会更小，且当存在多个气水界面时，微孔内的毛管压力可能会更高。超临界甲烷在纳米孔隙中被煤基质表面吸附势能束缚，吸附相密度可达游离相密度的2～3倍（图9），分子堆积密度升高引发局部压力积累；此外，在微孔极小空间内，超临界甲烷分子活动受到极大限制，分子间作用力也将显著增强，分子间碰撞频率上升，形成“分子拥挤效应”，也会产生额外压力。
传统含气量计算方法，仍采用储层压力替代孔隙压力计算，没有考虑微孔超压，导致了煤层气含气量及储量计算结果被低估。因此，在计算游离气、吸附气含量时，需要针对孔隙中超压、常规储层压力这2种状态，分别计算，不同的压力环境，与压力相关的参数（压缩系数、体积系数及密度等）取值也不同。大于10 nm的介孔和宏孔，对应地层压力条件下的计算方法，仍沿用基于储层压力的传统方法计算；而小于10 nm的孔隙（以微孔为主）的吸附气和游离气计算，要用对应超压、高压条件下的压力、压缩因子等高压物性参数。
4.2 考虑“微孔超压+超临界状态”的计算方法
毛管压力作用、分子作用力、纳米限域效应等方面原因，在微孔内的甲烷呈现超压状态。孔隙的超压状态将对煤层气的赋存和运移产生重要影响，因此，尤其是在深层煤层中，煤层气游离气含量的计算应考虑微孔中超压环境的影响。本文据此提出考虑微孔超压+超临界状态”的深部煤层气吸附气含量计算方法
$$ {V_{{\text{ad}}}} = {V_{{\text{ad\_1}}}} + {V_{{\text{ad\_2}}}} $$ (23) $${{V}_{\text{ad } \_ \text{ 1}}}=\frac{\alpha {{V}_{\text{L}}}{{p}_{\text{1}}}}{{{p}_{\text{L}}}+{{p}_{\text{1}}}}\left(1-\frac{{{\rho }_{\text{g } \_ \text{ 1}}}}{{{\rho }_{\text{a}}}}\right)$$ (24) $$ {{V}_{\text{ad } \_ \text{ 2}}}=\frac{\beta {{V}_{\text{L}}}{{p}_{\text{2}}}}{{{p}_{\text{L}}}+{{p}_{\text{2}}}}\left(1-\frac{{{\rho }_{\text{g } \_ \text{ 2}}}}{{{\rho }_{\text{a}}}}\right) $$ (25) 式中：Vad为储层中吸附气含量，cm3/g；Vad_1为储层中的超压孔（小于10 nm孔隙，微孔为主）中的吸附气含量，cm3/g；Vad_2为储层压力孔（大于10 nm介孔、宏孔和裂隙中）的吸附气含量，cm3/g；p1为储层微孔对应的超压，MPa；p2为储层压力，MPa；ρg_1为超压p1对应的游离气密度，g/cm3；ρg_2为储层压力p2对应的游离气密度，g/cm3。
考虑“微孔超压+超临界状态”的深部煤层气游离气含量计算方法
$$ {V_{{\text{free}}}} = {V_{{\text{free\_1}}}} + {V_{{\text{free\_2}}}} $$ (26) $$ {{V}_{\text{free } \_ \text{ 1}}}=\frac{\alpha {{\phi }_{\text{free}}}(1-{{S}_{\text{w}}})}{{{\rho }_{\text{coal}}}{{B}_{\text{g } \_ \text{ 1}}}}$$ (27) $$ {{V}_{\text{free } \_ \text{ 2}}}=\frac{\beta {{\phi }_{\text{free}}}(1-{{S}_{\text{w}}})}{{{\rho }_{\text{coal}}}{{B}_{\text{g } \_ \text{ 2}}}}$$ (28) 式中：Vfree_1为储层超压孔中的游离气含量，cm3/g；Vfree_2为储层压力孔的游离气含量，cm3/g；$\alpha $为储层超压孔所占体积比例，%；$\beta $为储层压力孔所占比例，%；Bg_1为储层超压p1对应的甲烷体积系数；Bg_2为储层压力p2对应的甲烷体积系数。
考虑“微孔超压+超临界状态”影响的吸附气、游离气含量计算流程图如图18所示。以高阶Ro=2.7%为例，初始地面孔隙率ϕ0=9%，用该方法计算得到的游离气、吸附气含量及占比随埋深分配规律图如图19所示。储层压力取值方法详见式（19），视储层微孔压力为储层压力的1.5倍（保守取值），根据鄂尔多斯盆地不同孔隙体积占比认识，介孔不发育，微孔占孔隙体积69.7%，其余相关计算参数取值与表8一致。
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图 18 考虑“微孔超压+超临界状态”影响的吸附气、游离气含量计算流程图Figure 18. Flowchart for calculating the content of adsorbed gas and free gas considering the influence of “microporous overpressure+supercritical state”![]()
图 19 Ro=2.7%时是否考虑微孔超压对不同相态含量分配规律（在修正综合模型方法2基础上考虑微孔超压，再与修正模型方法2对比）Figure 19. Distribution law of different phase content and proportion of coalbed methane with buried depth when Ro=2.7%在修正综合模型方法2基础上考虑微孔超压影响，再与修正模型方法2进行对比，2种方法计算下的游离气含量一直随埋深的增加而增大，且游离气含量差距也随埋深的增加而增大。
1）采用修正综合模型方法2（考虑“超临界状态”的综合模型方法）计算出的总含气量临界转折深度hc=2 830 m，此处总含气量达到最大值Vmax=26.71 m3/t。在埋深达到2 000 m时，煤层游离气含量占比可达33.08%；在5 000 m，游离气占比达到58.25%。
2）采用考虑“微孔超压”的修正综合模型方法2（考虑“微孔超压+超临界状态”的综合模型方法），得到总含气量临界转折深度hc=2 970 m，总含气量达到最大值Vmax=28.28 m3/t。在埋深达到2 000 m时，煤层游离气含量占比可达41.28%，比修正综合模型方法2计算出的高8.2%，相比“大吉区块深层煤层游离气占比20%”的现有认识增加了20%左右。在
5000 m，游离气占比达到71.26%，比修正综合模型方法2计算结果高13.01%。由此可得，若忽略深层煤层中微孔的超压状态，将低估储层中的游离气含量。4.3 现场验证
我国第1个深部煤层气先导试验区，位于鄂尔多斯盆地大吉区块。该区块2023年1月23日投产的先导试验井吉深10-8平01井，投产2年时间累产已达6 639万m3，远高于方案设计单井平均EUR
5500 万m3；截至目前，已有6口井累产气量超4 000万m3，单井平均4 757万 m3；21口井的累产气量超3 000万 m3，单井平均3 701万m3。以当前的生产实践和截至目前的生产曲线特征，与游离气含量仅占20%的认识不符，这使人们不得不回过头反思现有深层煤层气赋存状态认识，是否还有未考虑到的因素或情况，导致游离气含量被低估。按照考虑“微孔超压+超临界状态”深部煤层气含气量计算新方法，可知在埋深达到2 000 m时，Ro=2.7%煤层总含气量达到最大值Vmax=28.28 m3/t，与实测含气量一致，计算得到游离气含量占比41.28%，相比原有认识提高了21.28%，与生产现象和曲线也更相符。
5. 结 论
1）建立了适用于深部煤层气高温高压物性参数快速计算的高精度经验式，并结合深层情况和分子模拟手段分析了深层与浅层相应参数差异；通过对比验证表明该式与传统数值迭代计算方法或物理实验结果的拟合精度可达到98%～99%。
2）深部煤层气吸附气、游离气赋存状态在不同热演化程度、不同埋深、不同温压条件下的分配规律为：相同埋深下，随着煤阶的增加，吸附气含量越高、游离气含量越低，游离气占比不断减小，相同热演化程度情况下，随煤层深度增加，吸附气含量先增后减，游离气占比逐渐增大。
3）针对是否考虑Langmuir修正和含水饱和度随埋深变化等情况，建立4种模型方法，对比发现考虑深部煤层气超临界特征对煤层吸附气含量计算影响较大；同等情况下，考虑甲烷超临界流体性质对甲烷的吸附作用的影响，相比忽略该影响的，吸附气含量降低；考虑含水饱和度随埋深变化对计算煤层游离气含量影响较大。
4）传统含气量计算只考虑储层压力，未曾考虑因煤岩微孔极其发育和因毛管压力及纳米限域效应作用下的“微孔超压”客观存在。基于“微孔超压、宏孔常压”的新认识，提出了一种考虑“微孔超压+甲烷超临界状态”不同赋存态含气量的新方法，得到结果更加符合现场认识，对深部煤层气赋存状态及资源的认识、揭示储层原位条件下赋存机制发挥重要作用，为高效开发提供重要理论依据。
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图 2 不同温度、压力下甲烷的压缩因子Z变化规律
Figure 2. Compression factor Z of methane under different temperature and pressure
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图 3 60 ℃下甲烷的压缩因子Z拟合效果
Figure 3. Fitting effect of methane compression factor Z at 60 ℃
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图 4 不同温度压力下的甲烷的体积系数Bg
Figure 4. Volume coefficient Bg of methane under different temperature and pressure
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图 5 60 ℃下甲烷的体积系数Bg拟合效果
Figure 5. Fitting effect of methane volume coefficient Bg at 60 ℃
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图 6 不同温度压力下的甲烷黏度μg
Figure 6. Methane viscosity μg under different temperature and pressure
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图 9 不同埋深处下的甲烷密度ρg及赋存状态
Figure 9. Occurrence state of methane at different burial depths
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图 11 考虑超临界状态影响的吸附气、游离气含量计算流程图
Figure 11. Flowchart for calculating the content of adsorbed gas and free gas considering the influence of supercritical state
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图 12 4种综合模型方法吸附气含量计算结果对比图（Ro=2.7%）
Figure 12. Comparison of calculation results of adsorbed gas content by four integrated model methods（Ro=2.7%）
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图 13 4种综合模型方法游离气含量计算结果对比（Ro=2.7%）
Figure 13. Comparison of calculation results of free gas content by four comprehensive model methods（Ro=2.7%）
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图 14 4种综合模型方法吸附气含量/游离气含量占比随埋深变化曲线（Ro=2.7%）
Figure 14. Four comprehensive model methods adsorbed gas content/free gas content ratio with depth curve（Ro=2.7%）
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图 15 不同镜质体反射率下的吸附气含量/游离气含量占比随深度变化曲线
Figure 15. Curves of adsorbed gas content/free gas content ratio with depth under different vitrinite reflectance
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图 16 煤层气不同赋存态含量及占比随埋深、Ro分配规律（修正综合模型方法1（Sw=35%））
Figure 16. Distribution of coalbed methane different occurrence content with different depth and Ro calculated by modified synthesis model method 1 (Sw =35%)
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图 17 煤层气不同赋存态含量及占比随埋深、Ro分配规律（修正综合模型方法2 （Sw (h)））
Figure 17. Distribution of coalbed methane different occurrence content with different depth and Ro calculated by modified synthesis model method 2 (Sw (h))
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图 18 考虑“微孔超压+超临界状态”影响的吸附气、游离气含量计算流程图
Figure 18. Flowchart for calculating the content of adsorbed gas and free gas considering the influence of “microporous overpressure+supercritical state”
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图 19 Ro=2.7%时是否考虑微孔超压对不同相态含量分配规律（在修正综合模型方法2基础上考虑微孔超压，再与修正模型方法2对比）
Figure 19. Distribution law of different phase content and proportion of coalbed methane with buried depth when Ro=2.7%
表 1 不同温度下甲烷的压缩因子Z经验式
Table 1 Empirical formula of compression factor Z for methane at different temperatures
温度/℃ Z经验式 40 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{5}}{\text{.178}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{8}}{\text{.417}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{3}}{\text{.923}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{1}}{\text{.554}} \times {10^{ - 4}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.014\;9}}p + {\text{0}}{\text{.999\;3}} \\ \end{gathered} $ 50 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{4}}{\text{.225}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{6}}{\text{.952}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{3}}{\text{.242}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{9}}{\text{.121}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.013\;4}}p + {\text{0}}{\text{.999\;4}} \\ \end{gathered} $ 60 $ \begin{gathered} \textit{Z} = 3.484 \times {10^{ - 9}}{p^5} - 5.791 \times {10^{ - 7}}{p^4} + 2.697 \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ 4.248 \times {10^{ - 5}}{p^2} - 0.012\;0p + 0.999\;5 \\ \end{gathered} $ 70 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.902}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{4}}{\text{.866}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{2}}{\text{.259}} \times {10^{ - 5}}{p^3} - \\ {\text{5}}{\text{.571}} \times {10^{ - 6}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.010\;8}}p + {\text{0}}{\text{.999\;6}} \\ \end{gathered} $ 80 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.441}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{4}}{\text{.120}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{1}}{\text{.903}} \times {10^{ - 5}}{p^3}+ \\ {\text{ 2}}{\text{.247}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.009\;7}}p + {\text{0}}{\text{.999\;7}} \\ \end{gathered} $ 90 $ \begin{gathered} \textit{Z} = {\text{2}}{\text{.072}} \times {10^{ - 9}}{p^5} - {\text{3}}{\text{.516}} \times {10^{ - 7}}{p^4} + {\text{1}}{\text{.613}} \times {10^{ - 5}}{p^3}+ \\ {\text{4}}{\text{.357}} \times {10^{ - 5}}{p^2} - {\text{0}}{\text{.008\;7}}p + {\text{0}}{\text{.999\;7}} \\ \end{gathered} $ 
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表 2 常用温度、压力下甲烷的压缩因子Z取值
Table 2 Compression factor Z value of methane under common temperature and pressure
压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.998354 0.998531 0.998689 0.998829 0.998954 0.999066 0.2 0.996744 0.997096 0.997408 0.997686 0.997933 0.998155 0.4 0.993504 0.994208 0.994832 0.995387 0.995882 0.996325 0.6 0.990279 0.991336 0.992273 0.993106 0.993847 0.99451 0.8 0.987071 0.988481 0.989731 0.99084 0.991829 0.992712 1 0.98388 0.985644 0.987206 0.988592 0.989827 0.990929 5 0.924544 0.933239 0.940878 0.947618 0.953585 0.958885 10 0.867232 0.88328 0.89735 0.909738 0.920685 0.930394 20 0.834538 0.856567 0.876064 0.893372 0.90878 0.92253 30 0.916243 0.931033 0.944678 0.957241 0.968789 0.97939 40 1.0417 1.0464 1.05134 1.05639 1.06144 1.06641
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表 3 常用温度、压力下甲烷的体积系数Bg取值
Table 3 Volume coefficient Bg value of methane under common temperature and pressure
压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 1.08493 1.11978 1.15461 1.18944 1.22425 1.25906 0.2 0.547008 0.564675 0.582332 0.599978 0.617616 0.635245 0.4 0.272615 0.28152 0.290414 0.299298 0.308173 0.31704 0.6 0.181153 0.187138 0.193111 0.199075 0.205029 0.210975 0.8 0.135425 0.139949 0.144462 0.148965 0.153459 0.157945 1 0.10799 0.111638 0.115275 0.118902 0.12252 0.126129 5 0.020295 0.021141 0.021973 0.022795 0.023607 0.02441 10 0.009519 0.010004 0.010478 0.010942 0.011396 0.011842 20 0.00458 0.004851 0.005115 0.005372 0.005624 0.005871 30 0.003352 0.003515 0.003677 0.003838 0.003997 0.004155 40 0.002858 0.002963 0.003069 0.003176 0.003285 0.003393
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表 4 不同温度下甲烷黏度μg经验式
Table 4 Empirical formula of methane viscosity μg at different temperatures
温度/℃ 气体黏度μg经验式 40 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.012\;2 - {\text{1}}{\text{.780}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.215}}}} $ 50 $ {\mu _{\text{g}}} = {\text{0}}{\text{.012\;3}} - 1.{\text{781}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.216}}}} $ 60 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.012\;6 - {\text{1}}{\text{.534}} \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.235}}}} $ 70 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.013 - 1.344 \times {10^{ - 4}}{p^{1.252}} $ 80 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.013 - 1.195 \times {10^{ - 4}}{p^{{\text{1}}{\text{.265}}}} $ 90 $ {\mu _{\text{g}}} = 0.014 - 1.08 \times {10^{ - 4}}{p^{1.276}} $
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表 5 常用温度、压力下甲烷黏度μg取值
Table 5 Methane viscosity μg value of methane under common temperature and pressure
mPa·s 压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.011916 0.012286 0.012653 0.013017 0.013378 0.013736 0.2 0.011924 0.012294 0.01266 0.013024 0.013384 0.013741 0.4 0.011944 0.012312 0.012677 0.013039 0.013398 0.013755 0.6 0.011967 0.012334 0.012697 0.013058 0.013415 0.013771 0.8 0.011993 0.012357 0.012719 0.013078 0.013434 0.013788 1 0.01202 0.012383 0.012742 0.0131 0.013455 0.013808 5 0.012842 0.013145 0.013453 0.013765 0.014079 0.014395 10 0.014474 0.014637 0.014827 0.015038 0.015265 0.015505 20 0.019407 0.019053 0.018823 0.018686 0.018622 0.018614 30 0.024525 0.023772 0.02319 0.022742 0.022402 0.02215 40 0.028777 0.027887 0.027145 0.026531 0.026024 0.025609
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表 6 常用温度、压力下甲烷密度ρg取值
Table 6 Methane density ρg value of methane under common temperature and pressure
g·cm−3 压力/MPa 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 90 ℃ 0.101 0.00062 0.00060 0.00058 0.00057 0.00055 0.00053 0.2 0.00124 0.00120 0.001166 0.001131 0.00109 0.00106 0.4 0.00249 0.00241 0.00233 0.00226 0.00220 0.00214 0.6 0.00374 0.00363 0.00351 0.00340 0.00331 0.00321 0.8 0.00501 0.00485 0.00469 0.00455 0.00442 0.00429 1 0.00628 0.00608 0.00588 0.00570 0.00554 0.00538 5 0.03344 0.03211 0.03089 0.02977 0.02875 0.02780 10 0.07130 0.06784 0.06477 0.06203 0.05955 0.05731 20 0.14820 0.13992 0.13270 0.12633 0.12067 0.11560 30 0.20247 0.19309 0.18459 0.17686 0.16980 0.16334 40 0.23745 0.22907 0.22115 0.21368 0.20664 0.20001
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表 7 4种综合模型方法的考虑因素
Table 7 Two integrated model approaches consider factors
考虑因素 综合模型方法1 修正综合模型方法1 综合模型方法2 修正综合模型方法2 高压物性参数（超临界流体特征） √ √ √ √ 储层应力敏感性 √ √ √ √ 吸附气对孔隙的占据 √ √ √ √ VL（Ro、T、Sw） √ √ √ √ PL（Ro、T、Sw） √ √ √ √ 考虑超临界态甲烷吸附行为的Langmuir吸附模型修正 × √ × √ Sw（h）随埋深变化 × × √ √
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表 8 煤层气储量/含量预测参数取值
Table 8 Parameter value of CBM reserve/content prediction parameter
参数 取值 地面压力pground/MPa 0.016 地面温度Tground/℃ 20 平均储层压力梯度/（MPa·m−1） 0.0098 平均储层温度梯度/（℃·m−1） 0.027 热膨胀系数C1/（10−3 ℃−1） 2.5[36] 常温下甲烷沸点密度ρb/（g·cm−3） 0.423 初始孔隙率ϕ0/% 9 吸附态密度ρa/（g·cm−3） 0.421 煤岩视密度ρcoal/（g·cm−3） 1.3
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表 9 4种综合模型方法得到的不同镜质体反射率下2 000 m处吸附气含量/游离气含量占比
Table 9 Ratio of adsorbed gas content to free gas content at 2 000 m under different vitrinite reflectance obtained by four comprehensive model methods
镜质体反射率Ro/% 0.8 1.5 2.7 综合模型方法1 吸附气含量占比/% 54.61 66.30 77.55 游离气含量占比/% 45.39 33.70 22.45 修正综合模型方法1 吸附气含量占比/% 46.13 58.33 71.08 游离气含量占比/% 53.87 41.67 28.92 综合模型方法2 吸附气含量占比/% 49.79 61.83 73.98 游离气含量占比/% 50.21 38.17 26.02 修正综合模型方法2 吸附气含量占比/% 41.38 53.55 66.92 游离气含量占比/% 58.62 46.45 33.08
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