考虑页岩储层微观渗流的压裂产能数值模拟
摘　要：考虑页岩微观渗流特征下的产能评价方法有利于提高压后动态分析的准确性和可靠性。压裂改造后页岩储层中，页岩气将在纳米孔隙中通过解吸附、扩散和滑脱流进入天然裂缝，再由天然裂缝流向人工裂缝，常规的产能评价数学模型已无法进行刻画和描述。为此，在考虑页岩气生产过程中基岩纳米孔隙中Knudsen扩散、滑脱流、吸附解吸微观流动特征，天然裂缝应力敏感以及人工裂缝非达西流效应基础上，基于双重介质模型，人工裂缝考虑为离散裂缝，建立了页岩储层基质－天然裂缝－人工裂缝的渗流数学模型，并给出了数值解法。模拟分析了页岩水平井压裂裂缝与储层参数对生产动态的影响。研究表明：吸附解吸效应、Knudsen扩散与滑脱流、天然裂缝渗透率、应力敏感系数、裂缝导流能力、裂缝半长与压裂段数对页岩气井生产具有重要影响。该研究为完善页岩气渗流理论，建立适合页岩气的动态评价模型，准确评价页岩气产能具有重要意义。
关键词：页岩气& 生产能力& 水力压裂& 微观渗流& 扩散& 吸附& 解吸& 双重介质& 数学模型
Numerical simulation of productivity after fracturing with consideration to micro-seepage in shale reservoirs
Abstract：Elfective productivity assessment methods with consideration to micro seepage in shale reservoirs may effectively enhance the accuracy and reliability of post fracturing performance analysis．In fractured shale reservoirs，shale gas may enter natural fraccures through desorption，dispersion and slipping in pores of nanometer scales before travelling from natural fractures to artificial fractures．Those conventional numerical models for productivity assessment may not effectively describe such processes．With consideration to Knudsen dispersion，slippage flow，absorption and desorption micro flow features of shale gas in nanometer pores in matrix，together with stress sensitivity of natural fractures and non Darcy flow effects of artificial fractures，a numerical model for seepage in matrix natural fracture artiffcial fracture system in shale was established oil the basis of dual media model and with artificial fractures as discrete fractures．In addition，numerical solutions for the model were proposed．The model was used to simulate the impacts of artiffcial fractures in horizontal wells in shale and reservoir parameters on production performance．Research results show that absorption desorption effects，Knudsen dispersion and slippage flow，permeability of natural fractures，stress sensitivity coefficients，conductivitv of fractures，half length of fractures and the number of fracturing intervals may have impacts over the performances of shale gas wells．These relevant research results may play important roles in improving the seepage theories of shale gas，buitding a performance assessment model for shale gas，and predicting the shale gas productivitY with high accuracy．
Keywords：Shale gas；Productivity；Hydraulic fracturing；Micro seepage；Dispersion；Absorption；Desorption；Dual-media；Numerical model
我国已经建立了页岩气开发试验区[1]，涪陵地区页岩气通过水平井分段压裂实现了单井产量5&104～35&104m3／d，初步显示了我国页岩气广阔的开发前景。
页岩气压后生产动态评价是认识页岩气生产规律，评价压后效果并优化裂缝参数的重要手段。为了提高页岩储层生产动态评价的精确性，需要在准确认识页岩气储集流动机理的基础上，建立相应的渗流数学模型，形成相应的生产动态模拟方法。
不少研究者[2-6]已经对页岩气的渗流机理进行了研究，建立了页岩气流动模型并开展了产能模拟与裂缝参数优化分析[7-9]，但是并没有基于页岩储层复杂缝网扩展形态[10]，综合考虑页岩气从纳米基质孔隙中的微观流动到天然裂缝和人工裂缝中的宏观渗流特征。笔者假设页岩储层是由基质、发育良好且相互连通的天然裂缝与离散的大尺度人工裂缝组成，建立由基质、天然裂缝与水力裂缝耦合的渗流数学模型及数值求解方法，分析了裂缝与储层参数对产能的影响。
1　假设条件与物理模型
假设条件：①页岩储层由发育良好且相互连通的天然裂缝与基质组成；②基质被天然裂缝切割成六面体岩块；③人工裂缝为双翼对称垂直裂缝，裂缝高度等于气藏厚度；④气藏生产过程中温度保持不变，忽略重力的影响。基于以上假设可将页岩储层简化为双重介质与离散人工裂缝的组合，物理模型如图1所示。
2　页岩气产能模拟数学模型
页岩储层压裂后气体流动表现出明显的微观到宏观的渗流特征，这主要体现在页岩气从纳米孔隙中解吸、扩散、滑脱等微观流动到微米天然微裂缝中的达西渗流，最后过渡到毫米级人工裂缝中的非达西宏观流动。图2所示，页岩气在纳米孔隙中流动运移包括黏性流(橙色)、Knudsen扩散(红色)和滑脱流(绿色)。页岩气由游离气与吸附气组成，一部分以游离气储集在天然裂缝与基质孔隙中，另一部分吸附于纳米孔隙的有机质表面，有机质表面解吸的气体连同基质孔隙中的游离气先运移至灭然裂缝(图3)，最后运移至水力裂缝。
页岩储层通常是由大量的天然微裂缝与基质组成的双重孔隙介质，页岩水力压裂后形成局部大尺度人工裂缝，这些大尺度人工裂缝控制着页岩气流动方向与产能，因此，Moinfar等认为单一的连续介质模型或离散裂缝模型均具有一定的局限性[13]，采用双重介质模型描述天然裂缝与基岩，应用离散裂缝描述压后的大尺度人工压裂缝中的流体流动[14]。
2．1　基岩纳米孔隙气体微观流动数学模型
页岩气在纳米孔隙中的流动不再遵循达西定律，微观流动机理是页岩气重要的渗流特征，包括解吸、扩散和滑脱流。页岩孔隙中解吸机理表现在：生产中，随着孔隙压力的下降，吸附于页岩基质表面的气体解吸。基于Langmuir等温吸附方程得到[15]：
qa＝(rsMg/Vstd)[VLpm/(pL+pm)]　　　　(1)
式中VL是Langmuir体积，m3／kg；Vstd是气体在标准状况下的摩尔体积，m3／mol；rs为页岩密度，kg／m3；pL是Langmuir压力，MPa；pm是基质压力，MPa：Mg是气体分子质量，kg／mol。
为了表征页岩气在纳米孔隙中的扩散和滑脱的微观流动特征，Javadpour[16]通过引入视渗透率，得到纳米孔隙中气体流动存在滑脱和Knudsen扩散现象的表观渗透率模型[17]：
式中jm为基质孔隙度，无因次；t为多孔介质迂曲度，无因次；rn为页岩平均基质孔隙半径，m；R为绝对气体常数，8.314J&mol／K；T为绝对温度，K；a为切向动量适应系数，无因次，本文中取0.8。
在考虑上述微观流动特征情况下，将页岩基质认为是不连续的六面体岩块，基质岩块之间的流体不发生流动，采用双孔单渗连续介质模型建立气体从基岩到天然裂缝的流动方程[18]：
-qgmf＝(&/&t)[rgjm+(1-jm)qa]　　　&&& (3)
qgmf是基质向天然裂缝的窜流量，即
qgmf＝[rgKapps(pm-pf)]/mg　　　　　(4)
其中s＝4(1/Lx2+1/Ly2+1/Lz2)
式中mg为气体黏度mPa&s；Kapp为基岩表观渗透率，mD；pf为天然裂缝的压力，MPa；rg为气体密度，kg／m3；jm为基质孔隙度，无因次；s表示形状因子，m-2；Lx、Ly、Lz分别为基质岩块在x、y、z方向的长度，m；t为时间，d；qa为页岩单位体积的吸附量，kg／m3。
2．2　天然裂缝渗流数学模型
页岩气储层压裂后形成了由基质流向天然裂缝，天然裂缝流向压裂缝的多尺度流动空间，天然裂缝是主要的渗流通道，天然裂缝为连续介质体且流体考虑为达西渗流，基于质量守恒原理得[19]：
&N[(rgKf/mg)&Npf]+qgmf-qgNH＝[&(rgjf)]&t　　　(5)
qgNH是天然裂缝与人工裂缝的窜流量，即
qgNH＝(2/DX2)(rgKf/mg)(pfint-pHF)　　　　& (6)
式中Kf为天然裂缝的渗透率，mD；jf为天然裂缝孔隙度，无因次；pfint为人工裂缝所在网格的天然裂缝网格块压力，MPa；pHF为人工裂缝的压力，MPa；DX为x方向网格尺寸，m。
页岩气生产过程中随着孔隙压力的下降，天然裂缝可能逐渐闭合，天然裂缝表现出较强的应力敏感特征，基于Ozkan和Raghavan[3]的研究成果得到天然裂缝随孔隙压力变化的渗透率方程：
Kf＝Kfiexp[-df(pfi-pf)]&&& 　　　(7)
式中Kfi为裂缝初始条件下的渗透率，mD；df为天然裂缝应力敏感系数，MPa。
2．3　人工裂缝非达西渗流数学模型
页岩储层水平井压裂后，产能事实上是由离散的大尺度人工裂缝控制，人工裂缝是相对独立的渗流系统，由于人工裂缝渗透率较高，基于高速非达西效应的人工裂缝渗流方程为：
&N[(rgsgKHF/mg)&NpHF]+qgNH-qgw＝[(&(rgjHF)]/&t　　　(8)
sg是人工裂缝非达西系数，即
sg＝[1+(kHFbrgug)/mg]-1& 　　　& (9)
式中KHF为人工裂缝渗透率，mD；jHF为人工裂缝孔隙度，无因次；ug为人工裂缝中气体渗流速度，m／s；b为紊流速度系数，m-1。
qgw是人工裂缝流入井筒的质量流量，由于人工裂缝是垂直井筒的横切缝，井筒附近考虑为流体径向流，采用类似直井径向流模型来模拟水平井动态，基于Peaceman井模型得到：
式中Vb为水平井筒穿过的网格块体积，m3；pHFw为井筒所在网格块压力，MPa；pwf为井底流压，m；WHF为水力裂缝宽度，m；req为井块等效半径，m；rw为井半径，m；S为表皮系数，无因次。
式(1)～(10)描述了页岩储层压裂后气体从纳米基质到人工裂缝的流动数学模型，由流量的连续性原则得到裂缝与基质的内边界条件，再加上封闭外边界和初始条件，即构成了页岩气压裂水平井产能预测完整的数学模型。
3　模型求解
应用有限差分法离散方程式(3)、(5)和(8)得到相应的差分方程，由于不考虑人工裂缝宽度方向的流动，人工裂缝中流体为二维平面流动，由此可得人工裂缝二维五对角差分方程与天然裂缝三维七对角差分方程以及基质差分方程。对于人工裂缝、天然裂缝所形成的五对角和七对角差分方程，采用逐次超松弛迭代方法，转变成为三对角差分方程，从而将三维和二维问题降为一维问题，采用追赶法即可求得人工裂缝与天然裂缝压力分布，随后逐点求出基质压力分布，进行生产动态预测。
4　实例模拟分析
页岩气储层模拟单元基本参数：页岩储层厚度为40m，长度为1500m，宽度为600m，井筒长度为1000m，井底流压为10MPa，原始地层压力为26MPa，地层温度为80℃，基质孔隙度为5％，天然裂缝孔隙度为0.1％，页岩基质孔隙半径为5nm，孔隙介质迂曲度为5，天然裂缝渗透率为0.0001mD，水力裂缝导流能力0.5D&Cm，人工裂缝半长为150m，压裂段数10段，每段3簇，天然裂缝间距为1m，天然裂缝应力敏感系数为0.05MPa，气体黏度为0.022mPa&s，基质压缩系数为4.4&10-4Mpa-1，Langmuir体积为2&10-3m3／kg，Langmuir压力为5MPa，页岩密度为2600kg／m3，甲烷分子质量为16g／mol，标准状况下的摩尔体积为0.0224m3／mol。
针对上述压裂页岩气井生产动态模拟模型编制相应的模拟程序，进行了如下的模拟分析。图4表示页岩气吸附解吸对产能的影响。从图4中可以看出吸附解吸对产气量有较大影响，并且页岩气初期产量较高且下降较快，而后进入较长的稳产期。这是因为页岩气主要是以游离气与吸附气的方式储集在页岩中，生产早期主要是采出裂缝中的游离气，随着储层压力的下降，吸附于有机质表面的吸附气开始解吸进入基质孔隙并随基质中的游离气一同产出。因此，吸附解吸是页岩气生产过程中的一个最蕈要的产气机制。
图5表示页岩气纳米孔隙中Knudsen扩散与滑脱效应对产气量的影响。从图5中可以看出：基于表观渗透率所计算的页岩气产量高于达西渗透率，在纳米级的页岩孔隙中，气体的质量传输机制主要有黏性流、Knudsen扩散、分子扩散等，当孔隙直径与气体分子自由程相近时，气体分子与孔隙壁面碰撞的概率大大增加，此时克努森扩散将占主导作用。因此，Knudsen扩散与滑脱效应对页岩气产量也有较大影响。
图6表示天然裂缝应力敏感效应对页岩气产能的影响。天然裂缝是页岩气主要的渗流通道，但是生产过程中，随着孔隙压力的下降，有效应力增加，天然裂缝可能将会逐渐闭合，表现出较强的应力敏感效应。由图6可以看出：天然裂缝的应力敏感将会使累计产量在一定程度上降低，并且随着应力敏感系数的增加，产能逐渐减小，但是降低幅度不大。这主要是由于页岩渗透率很低，使得压裂裂缝控制范围内压力降落影响范围不大。
图7表示天然裂缝渗透率对页岩气产能影响可以看出天然裂缝对页岩气产能影响非常大，渗透率越高产量越高，但后期日产气量趋于一致。天然裂缝作为主要的渗流通道，一方面储集和运移自身的游离气，另一方面是基质中游离气与解吸气的运移通道，因此，选择天然裂缝发育较好、渗透率较高的页岩气储层或&甜点区&改造将有利于提高页岩气产能。
图8～10表示人工裂缝参数对页岩气产能的影响。由图8、9、10中可以看出：裂缝半长、裂缝导流能力与压裂段数均是影响产能的最重要因素，人工裂缝参数对产能的初期影响较大，特别是压裂段数和裂缝半长。具体表现在：随着裂缝半长和压裂段数的增加，气井产量几乎是线性增加，即压裂段数越多，裂缝越长，储层改造越充分，则页岩气产量越高；而裂缝导流能力对产能的影响不如压裂段数和裂缝半长明显，裂缝导流能力到0.7D&cm产能则无大的增加。由此可见，页岩储层要采用水平井分段多簇压裂，并尽量增加压裂段数和裂缝长度，配以适当的裂缝导流能力才能获得经济有效开发。
1)基于页岩储层压后多重孔隙介质特征，建立页岩气由基质纳米孔隙中Knudsen扩散、滑脱流、吸附解吸微观流动到天然裂缝达西流与人工裂缝高速非达两宏观流动的数学模型，提出了基于双重介质与离散裂缝模型模拟页岩气生产动态的数值模拟方法。
2)页岩气井生产过程中产能主要受到吸附解吸、Knudsen扩散、滑脱流、应力敏感和非达西流效应等储层参数和压裂段数、裂缝导流能力和长度等水力裂缝参数的影响。水力裂缝参数是影响页岩气产能的最重要因素，这也表明分段多簇压裂是页岩气开发的必要手段，页岩与常规储层最大的不同在于气体在其中的吸附解吸、扩散、滑脱流等微观流动特征，考虑与不考虑微观流动的产能差异较大，因此，这是准确评价页岩气产能的关键因素。
3)研究页岩气从微观分子流到宏观渗流的复杂流动机理，建立适用于页岩气乐后效果预测的动态评价模型对于完善页岩气渗流理论、数值模拟、产能预测，提高水力压裂优化设计的科学性等具有重要的理论和现实意义。
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本文作者：赵金洲& 李志强& 胡永全& 任岚
作者单位：&油气藏地质及开发工程&国家重点实验室&西南石油大学
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煤层气试井考点
一、名词解释（30分/6题）
1.试井：是以渗流力学理论为基础，以各种测试仪表为手段，通过对油井、气井或水井生产动态的测试，来研究油、气、水层和测试井的各种物理参数、生产能力，以及油、气、水层之间的连通关系的方法。
2.产能试井：是改变若干次油井、气井或水井的工作制度，测量在各个不同工作制度下的稳定产量及与之相对应的井底压力，从而确定测试井的产能方程和无阻流量、井底流动曲线。
3.稳定试井：产量基本上不随时间变化的试井称为稳定试井。
4.不稳定试井：产量或压力随时间变化的试井称不稳定试井。
5.井筒储存效应：在测试过程中，由于井筒中的流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒的现象。
6.井筒储存系数：描述井筒储存效应大小的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。
7.质量守恒定律：单位时间内通过控制面净流入的流体质量等于单位时间控制体内流体质量的增量。
?ps=S8.表皮系数：
1.842?10-3qμBkh
9.表皮效应：钻井、完井、储层强化过程中，泥浆渗入、泥饼及水泥、储层自身细粒物质在井筒附近积聚，以及地层部分打开、射孔不足或井眼堵塞等，导致储层被污染→渗透率降低→污染带内产生附加压降△ps，产生表皮效应。
10.折算半径：其含义就是将表皮效应用等效的井筒半径来代替，计算公式为：
11.叠加原理：油藏中任一点的总压降，等于油藏中每一口井的生产在该点所产生的压降的代数和。 Kη=12.导压系数：单位时间内压力波波及的面积，公式为： ?μCt13储层综合压缩系数：单位岩石体积在改变单位压力时，由于孔隙收缩和液体膨胀总共排挤出来的液体体积。
13.续流：当地面井口关闭后，地层流体继续流入井筒的现象。
14.达西定律：是指流体在多孔介质中遵循渗透速度与水力梯度呈线性关系的运动规律，即渗流量与圆筒断面积及水头损失成正比，与断面间距成反比。
15.等温压缩系数：等温条件下，单位体积的气体随压力变化的体积变化率。
16.地层压力系数：储层流体压力与该处静水柱压力的比值。
17.淌度：单位电场强度下，带电粒子的移动速率。在油气藏中，该值的引入反映流体在储层中的流动能力。
18.压降试井：即压力降落试井，是将长期关闭的井，或井所处油气藏的压力达到平衡后，开井生产，并且连续测量产量和井底流动压力随时间的变化，然后将井底压力与生产时间作出曲线，以确定储层地质参数的试井方法。
19.变产量压降试井：测试过程中改变若干次产量的压降试井。
20.两产量试井：在均质无限大地层中，以恒定产量q1生产了t1时间后，减小产量为q2，并开始测试，由于产量下降，压力将上升，但若持续下去，压力又将下降。
21.拟稳定流动：如果油气藏中的每一点的压力随时间的变化率都相同，即各点的压力以
相同速度下降，这种流动就称为拟稳定流动。
22.多孔介质：以固相介质为骨架，含有大量并且至少有一部分是相互连通的微毛细管孔隙空间，流体可以在其中储集也可以在其中流动，这样的介质称为多孔介质。
23.绝对孔隙度：单位体积岩石中所有空隙的总体积。
24.有效孔隙度：岩石的有效孔隙体积和岩石体积之比。
25.绝对渗透率：岩石的孔隙中流体为单相时，岩石允许流体通过的能力叫做绝对渗透率。它只与岩石的本身性质有关。
26.有效渗透率：当岩石中的流体存在有几相时，岩石对每种流体通过的能力叫做该相的有效渗透率。
27.相对渗透率：岩石的有效渗透率和绝对渗透率的比值叫做相对渗透率。
28.静水压力梯度：单位液柱高度的压力值。
29.物理吸附：不具选择性，在吸附过程中没有电子的转移，没有化学键的生成和破坏，没有原子的重排等反应，产生的吸附只是分子间的引力，吸附过程中吸附速率和解吸速率都很快，且不受温度的影响。
30.压力系数：即实测储层压力与同深度静水压力之比。
31.动力粘度：面积各为1O并相距1m的两平板，以1m/s的速度作相对运动时，因之间存在的流体互相作用所产生的内摩擦力。
32.运动粘度：是液体在重力作用下流动时内摩擦力的量度，其值为相同温度下液体的动力粘度与其密度之比。
32.储层压力：指作用在岩石孔隙内流体上的压力，储层压力全部由流体本身承担。
33.吸附等温线：在固定温度下，达到吸附平衡时，吸附量与气体压力之间的关系曲线。
34.补心：钻杆都是从钻井平台上开始下放的，而测井都是从地面为基准面开始测试的，这中间就会有个钻井平台本身高度的差异，是为补心。
35.补心高度：指钻井平台方补心至地面的距离，即补心的地面高度。
36.补心海拔：补心海拔=地面海拔＋钻机补心高度。
37.DST试井：钻杆测试也称中途测试或地层测试，是指在钻进过程中对已钻开的油气层进行裸眼测试，或在完井之后对油气层进行测试的总称。
38.滤失：在压力差的作用下，钻井液中的自由水向井壁岩石的孔隙或缝隙中渗透的现象，称为钻井液的滤失作用。
39.测试半径：在一口井中，若瞬间注入或采出某一体积流体引起压力反应，压力反应外边界距离井的距离，称为测试半径。
40.拟压力：是真实压力与气体偏差因子的比值，拟压力不是真实压力，不能实测，是为了工程计算方便而构造的一个虚拟压力，但它具有压力的单位，即MPa。
41.干扰试井：通过改变激动井的工作制度，使地层中压力发生变化，利用高精度和高灵敏度压力计记录观察井中的压力变化，根据记录的压力变化资料确定地层的连通情况，并求出井间地层的流动系数、导压系数和储能系数等地层参数。这种试井方法称为井间干扰试井。
42.存干扰压力：它是在背景压力下，单存由于激动压力影响而产生的压力变化。
43.脉冲试井：实质上也是一种干扰试井，与一般试井不同的是，作为激动井，在测试期间多次改变工作制度：从开井生产到关井，再从关井到开井生产，且各个工作制度延续时间相同。当改变三次以上工作制度时，就可以在观测井观测到一次压力脉冲。
44.脉冲周期形：激动井的一个关井和一次开井，其时间总长度，称为脉冲周期。
45.脉冲幅度：从切点下作垂线，交交于公切线的高度。
46.脉冲滞后时间：形成脉冲压力的关井激动结束后，到压力脉冲的峰点之间的时间差。
47.关井周期：脉冲周期中形成压力脉冲的关井部分，也叫关井激动周期。
48.段塞试井：指通过钻孔向储层段注入或抽取一定量的流体，根据实测压力曲线进行储层参数计算。 1dρβ=f49.流体压缩系数：表征流体压缩程度的系数，公式为ρdp。 1dφβm=50.孔隙体积压缩系数：表征孔隙体积压缩程度的系数，公式为φdp。
51.注入-压降试井：注入压降试井是一种单井压力瞬变测试，它以恒定排量向储层注水一段时间，然后关井进行压力恢复，分别记录注入和关井期间的井底压力数据，据此进行储层参数计算。
钻杆测试（DST）：也称中途测试或地层测试，是指在钻进过程中对已钻开的油气层进行裸眼测试，或在完井之后对油气层进行测试的总称。
52.变井储效应：当井筒内流体性质发生变化的时候，流体压缩系数也发生了变化，因此引起的压力变化是不均匀的，此时井储系数就发生了变化，即出现变井储现象。
53.全层煤岩样：不包括顶板、底板和具有一定厚度的夹矸的煤层刻槽煤样。
54.煤样缩分：在煤样制备过程中，按照规定的方法，将混合均匀的煤样分割成为性质相同的几份，留下一份作为进一步制备所用的煤样或作为实验室煤样，舍弃其余部分的过程 。 （存在状态）
55.游离水：以物理状态赋存煤颗粒内部毛细管中和附着在煤颗粒表面的水分。 （存在状态）
56.化合水：也叫结晶水，是以化合的方式同煤中矿物质结合的水，是矿物晶格的一部分。 （赋存状态）
57.外在水分：指附着在煤颗粒表面或非毛细孔中的水分，在实际测定中是煤样达到空气干燥状态所失去的那部分水。
（赋存状态）
58.内在水分：是指吸附或凝聚在煤颗粒内部毛细孔中的水。
59.最高内在水分：当煤颗粒内部毛细孔内吸附的水分达到饱和状态时，内在水分达到最高值，称为最高内在水分。
60.灰分：煤中所有可燃物质完全燃烧以及煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣。（缓慢灰化法、快速灰化法）
61.挥发分：煤的挥发分不是煤中固有的物质，而是在特定条件下煤受热分解的产物。（缓慢灰化法、快速灰化法）
62.煤岩学：把煤作为一种岩石，以物理方法为主研究煤的物质成分、结构、性质、成因及合理利用的学科。
63.镜质体反射率：油浸物镜条件下，镜质体的反射光强度对垂直入射光强度的百分比。是反映煤变质程度的最佳指标。
64.基质孔隙度：基质孔隙体积与试样总体积的百分比。
65.割理孔隙度：割理孔隙体积与试样总体之百分比。
66.体积孔隙度：煤样薄片裂缝体积与媒体总体积之比。
67.开度孔隙度：煤样薄片裂缝开度与裂缝间距之比。
68.割理面孔率：割理在煤样薄片上的面积百分含量。
69.排驱压力：某一岩样中的湿润相流体被非湿润相流体开始排替所需的最低压力。
70.含气饱和度：指煤储层在原位温度、压力、水分含量等储层条件下，煤层含气总量与总容气能力的比值。
71.理论含气饱和度：实际含气量与兰氏体积的比值。
72.实际含气饱和度：实测含气量与实测储层压力投影到吸附等温线上所对应的理论含气量的比值。
73.临界解吸压力：煤储层降压过程中，气体开始解吸点所对应的压力值。其值为指在等温曲线上煤样实测含气量所对应的压力。
74.采收率：指在一定的经济极限内，在现代工艺技术条件下，从煤层中中能采出的煤层气占煤层气储量的百分比。
75.平衡水：在进行吸附性测试中，常需对煤样进行预湿，使得煤样中的水分含量达到储层温度条件下的水分含量近于饱和，这部分水分称之为平衡水。
76.亲和系数：对于同一吸附剂，A，B两种吸附分子在距表面x处吸附势之比，称之为亲和系数，一般为常数。
77.吸附势：吸附是由势能引起的，在固体表面附近存在一个势能场，即吸附势，表示1mol气体从无限远处吸附到某点所需的功。
78.孔隙率：煤体孔隙占煤体总体积的百分率。
79.无因次量：是指没有单位的物理量,这种物理量与单位制度无关。
80：上覆岩层压力：上覆岩石骨架和孔隙空间流体的总重量所引起的压力。
81.静水压力：液柱重量所产生的压力。
82.地层压力（储层压力）：指作用在岩石孔隙内流体上的压力。
83.压力系数：实测储层压力与同深度静水压力之比。
84.单相渗透率：单相渗透率系指单相流体通过煤岩体孔、裂隙时的渗透率。
二、填空题（20分/20空）
1.压降试井包括等产量压降试井、变产量压降试井、两产量试井和探边测试
2.发生滤失的两个基本条件：存在压差，存在孔隙或缝隙
3.油气试井经历的过程：①20世纪80年代以前的常规试井分析方法②的现代试井分析方法③1990年以后复杂地质条件下的数值试井
4.试井作业的主要内容：试井测试和试井解释
5.储层压力压力系数：超压、正常压力、欠压
6.油气试井分析中，完整的数学模型组成部分：基本模型（均质油气藏、非均质油气藏）、初始条件、边界条件（内边界、外边界）
7.油气试井模型建立的理论依据：渗流理论
8.渗流理论将储层内流体的流动分为：稳态、准稳态和非稳态
9.常规试井分析方法的基础：分析各向同性的均质油藏
10.等产量压降曲线形态的影响因素：线性不渗透边界的影响、封闭边界的影响、恒压边界的影响
11.压降试井适用条件：（1）新井特别是探井最为适用（2）已经长期停产又重新恢复生产的井（3）从经济角度考虑，认为不利于关井测井的生产井
12.吸附的类型
（1）根据吸附力的本质: 吸附可分为物理吸附和化学吸附。
（2）根据吸附的界面不同：溶液表面吸附、固液界面吸附、固气界面吸附
13.煤层气开采过程中的三个阶段：（1）单相流的裂缝流动阶段（2）局部地区甲烷气解吸的过渡阶段（3）全层甲烷解吸时的气水两相总系统流动阶段
14.试井阶段：（1）早期阶段（2）过渡阶段（3）无限作用径向流动阶段（4）晚期阶段
15.段塞试井的类型：注入段塞测试、加压段塞测试、抽汲段塞测试
16.煤中矿物质来源：原生矿物质、次生矿物质、外来矿物质
17.根据吸附力的本质: 吸附可分为物理吸附和化学吸附。
根据吸附的界面不同：溶液表面吸附、固液界面吸附、固气界面吸附
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