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预热气体对油页岩自生热原位转化效果的影响  PDF

  • 范存翰 1,2,3,4 ✉
  • 朱超凡 1,2,3,4
  • 刘召 1,2,3,4
  • 水浩澈 1,2,3,4
  • 董光顺 1,2,3,4
  • 李彦伟 1,2,3,4
  • 郭威 1,2,3,4 ✉
1. 吉林大学建设工程学院，吉林 长春 130026； 2. 油页岩地下原位转化与钻采技术国家地方联合工程实验室，吉林 长春 130026； 3. 页岩油气资源勘探开发省部共建协同创新中心，吉林 长春 130026； 4. 自然资源部复杂条件钻采技术重点实验室，吉林 长春 130026

中图分类号： P634； TE35

最近更新：2024-12-04

DOI：10.12143/j.ztgc.2024.06.003

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摘要

地下原位转化是油页岩工业化开发的必然趋势，自生热法是实现油页岩地下原位转化的一种复合高效加热方法。为探究预热阶段不同高温载气对油页岩自生热原位转化效果的影响，以我国吉林扶余地区油页岩为例，分别在预热阶段注入氮气、空气、蒸汽、二氧化碳4种高温气体进行数值模拟分析，对比最终油气产量和能量回收率的差异。以预热阶段注高温氮气组作为对照组，结果表明注高温空气、蒸汽和二氧化碳完成开采所需时间分别降低22%、39%、12%，最大能量回收率分别提高55%、86%、23%，总油收量分别降低5%、提高18%和降低11%。从开采完成时间、能量回收率及总油收量角度来看，注蒸汽预热效果最佳。因此，综合对比可得，注蒸汽预热的自生热开采方法可有效增大油收量、降低开采所需时间、提高能量利用率。

0 引言

我国油页岩资源量丰富，开发油页岩可缓解我国油气紧张问题。与传统油气资源相比，油页岩资源开发需借助人工加热等手段实现干酪根裂解成油气。目前，油页岩资源开发方式主要有2种：地面干馏和地下原位转化。地面干馏是指油页岩经露天开采或者井下开采运输至地面，在干馏炉中干馏热解，生成页岩油气。该技术具有投资低、建设快、产量大等优势，但是生产占地面积大、废弃物污染大［

1］。地下原位转化则是通过人工加热地下油页岩储层，在高温作用下将其内部固体干酪根原位裂解成为油气，再通过采油工艺收集至地面［2］。相比于地面干馏技术，地下原位转化技术因其占地面积小、污染小、适用地层深等优势，从而成为油页岩资源开发的研究热点［3］。

近些年，国内外提出了10余种油页岩原位转化技术，包括壳牌ICP技术、雪佛龙公司原位裂解技术（CRUSH）和埃克森美孚电压裂技术等［

4］。然而，这些技术由于地下设备复杂、加热成本高、速率慢等原因，尚未商业化应用。相比之下，自生热原位转化技术是利用油页岩热解残碳作为生热供体，通过注入含氧气体激发残碳与氧气的氧化放热反应，利用该反应热为有机质热解供能［5］。该技术具有工艺简单、能量投入少、成本低的优势，已成功完成野外先导试验并实现产油［6］。自生热法原位转化工艺实施包括地层预热阶段、反应热触发阶段和反应控制阶段［7］。其中，地层预热阶段是通过注入预热气体进行对流加热，将近井地层预热至200~350 ℃，达到后期自生热反应激发的临界条件［8-9］，被认为是深层油页岩自生热原位开发中耗能最大的阶段。该过程需持续数月，是降低油页岩原位开采能耗的重点优化阶段。

现有研究通常采用氮气作为预热气体，经过模拟研究发现不同种类的预热气体会对开采效果产生影响，预热注入氮气的各项结果并非最优。为探究预热阶段注入不同预热气体的开采效果，本文以我国吉林扶余地区油页岩为例，采用CMG-STARS模块建立了该地区油页岩原位开采数学模型，模拟油页岩原位自生热法开采过程，并在预热阶段分别注入高温氮气、空气、蒸汽、二氧化碳，对比注不同预热气体条件下油气产量及能量回收率，为自生热法油页岩原位开采技术规模化应用提供理论依据。

1 油页岩自生热原位转化数值模拟

1.1 地质条件

扶余—长春岭油页岩勘察区是松辽盆地油页岩发育的有利地带。该地区位于松辽盆地，结晶基底主要由绿片岩、片麻岩、花岗岩和花岗片麻岩组成，上覆有巨厚的中、新生代沉积岩。根据基底性质和盖层的区域地质特征，该地区探明的油页岩矿床资源储量为452.74亿t，折合油页岩18亿t，发现油页岩矿19层，模拟开采层段为477~488 m。试验区油页岩埋深及品位如表1所示［

10］。

表1  扶余试验区油页岩埋深及品位[10]
Table 1  Buried depth and grade of oil shale in Fuyu test area
油页岩层顶深/m底深/m厚度/m含油率
最高最低平均
5 401.4 402 0.6 / / 6.89
4 432 449 17 3.5 5.44 4.31
3 461 470 9 11.79 3.92 6.64
2 478 486 8 10.55 3.79 6.43
1 491 493 2 5.05 4.27 4.66

利用CMG-STARSTM油气藏热采开发模拟商业软件对油页岩的原位转化过程进行模拟。本模拟采用4注9采井网布置方式，如图1（a）所示，包括4口注入井和9口生产井。其中，4口注入井向地层中注入热流体，从周围的9口生产井中产出油气，具体气体流动方式见图1（b）。目前对油页岩热解反应的研究以实验为主，基于实验数据，总结了油页岩热解过程的主要反应方程式及动力学参数，利用反应热力学与动力学，对重要油气产物的产出过程进行数值模拟。

图1  原位注采井网分布及原理

Fig.1  In‑situ injection and extraction well network distribution and principle

根据图1所示的分布模型，本数值模型考虑1/4的井型，不考虑重力作用，注采模型水平图如图2所示。由于油页岩较致密，层理发育明显，且水力压裂后地层存在大量微裂缝，因此，可将油页岩层视为双重介质。本文假定压裂地层内原岩块体尺寸为0.1 m，将该地质体模型设为标准笛卡尔网格，模型油页岩竖直方向深度为60 m，横向宽度为15 m，考虑到计算的便捷性和模拟的精确性，选取0.25 m作为水平井的水平延伸距离。综上，模型3个方向的空间分别为15、60、0.25 m。模型每个格的长宽均为1 m，网格高度为0.25 m。模型设置为定压注气，每口井注入气体压力均为5 MPa，产出井压力为0.2 MPa。预热温度设置为300 ℃［

8］。氮气作为稳定的惰性气体，这里主要用作对照实验，由注氮气300 ℃加热干馏实验可知，若使注入井温度升高至300 ℃左右反应需进行31 d。因此本模拟设置各组先注入31 d的300 ℃不同高温预热气体，再注入25 ℃常温空气进行自生热开采反应。

图2  注采模型水平图

Fig.2  Horizontal diagram of injection and mining model

1.2 反应模型

在油页岩热解过程中，内部干酪根和其他有机组分的热解可以通过Braun和Burnham模型来描述［

11］。Zhu等［12］简化农安地区油页岩干酪根的化学式模型（见表2），发现扶余地区和农安地区的油页岩相比有一定的共性，因此本模型可直接使用农安地区干酪根参数。贺文同［13］测得农安油页岩成熟度为0.226%，张海龙［14］分析农安油页岩有机物特征，发现其为腐泥型和腐植腐泥型，热解温度Tmax435 ℃，属于未成熟阶段，H/C与O/C原子比分别为0.65~1.75与0.01~0.12。

表2  拟组分的化学模型[12]
Table 2  Chemical modeling of proposed components
拟组分分子式标况下相态分子量
干酪根 CH1.45O0.04N0.02S0.01 固相 14.7
重油 C27.17H56.34 液相 382.4
轻油 C15.26H8.33 液相 215.7
烃类气 C3.16H8.33 气相 46.3
预焦 — 固相 12.7
焦炭 C 固相 12

油页岩自生热原位转化主要发生10种反应，包括干酪根、半焦的热解，干酪根、半焦的氧化以及油气的氧化等（见表3），所有化学反应均为一级反应［

15］。为简化和提高计算性，将产生的甲烷和碳氢化合物气体视为烃类气体计算，但不考虑烃类气体裂化反应。此外，本模型只选择2种焦炭代表实际反应中的4种焦炭，尽管这可能会导致残炭产出减少，但模拟结果表明这种影响可以忽略，并且对碳氢化合物的处理与对焦炭的处理互补，可以减小误差［16］。

表3  干酪根热解的反应模型[15]
Table 3  Reaction modeling of casein pyrolysis [15]
反应方式化 学 式频率因子/s-1活化能/（kJ·mol-1）反应焓/（kJ·mol-1）
干酪根的热解 1 KEROGEN→0.0071 HC GAS+0.0097 LO+0.0108 HO+0.6411 PRECHAR 3.0×1013 213.50 -4.20
重油的热解 1 HO→1.503765 HC GAS+0.661282 LO+13.4175 PRECHAR 1.0×1013 226.09 -46.50
轻油的热解 1 LO→3.2378 HC GAS+5.1822 PRECHAR 5.0×1011 226.09 -46.50
半焦的热解 1 PRECHAR→0.01718 HC GAS+0.9902 CHAR 1.0×1013 226.09 -46.50
半焦的氧化 1.1723 O2+1 PRECHAR→0.5750 WATER+0.78152 CO2+0.19538 CO 6.02×108 133.91 454.84
轻油的氧化 1 LO+21.864 O2→16.26 WATER+12.208 CO2+3.052 CO 2.61×105 72.68 7794.69
重油的氧化 1 HO+38.5359 O2→28.164 WATER+21.7368 CO2+5.4342 CO 2.57×107 118.44 13735.40
碳氢化合物的氧化 1 HC GAS+4.9296 O2→4.164 WATER+2.5312 CO2+0.6328 CO 2.61×105 72.68 1758.46
焦炭的氧化 0.9 O2+1 CHAR→0.8 CO2+0.2 CO 6.02×108 133.91 315.80
干酪根的氧化 0.1052 O2＋1 KEROGEN→1.4225 PRECHAR 6.47×104 64.32 27.89

2 结果与讨论

为了分析预热阶段注入不同气体的开采效果，模拟设置了4组对比实验，分别是预热注高温氮气、空气、蒸汽以及二氧化碳。氮气作为稳定的惰性气体，主要作为对照实验。

本研究中，生产井油页岩油收量降低至0.01 m3时认为反应结束，开采完成，在此之前生产出的油和气分别计算为油页岩油总产量和天然气总产量（本文油气水相关计算数值均为标准状况下）。各组模拟的总油收量、天然气总产量以及能量回收率如表4所示。由表4可得，在相同注采条件下，对比自生热反应预热阶段注入4种不同高温气体（氮气、空气、蒸汽、二氧化碳），总油收量最高为预热注蒸汽组，油收量约7.31 m3；天然气总产量最高为预热注氮气组，总产量约2074.71 m3，能量回收率最高为预热注蒸汽组的2.97；完成开采所需时间最短为蒸汽组的49 d。从总油收量、能量回收率及开采完成时间角度来看，预热注蒸汽组为4组模拟最优；从天然气总产量来看，预热注氮气组产量最高，但其开采完成时间最长，能量回收率最低。

表4  各组开采效果比较
Table 4  Comparison of mining effects among groups

预热加热气体

载体类型

总油收量/m3天然气总产量/m3能量回收率完成开采所需时间/d
预热注高温氮气 6.21 691.57 1.6 80
预热注高温空气 5.89 486.95 2.48 62
预热注高温蒸汽 7.31 472.65 2.97 49
预热注高温二氧化碳 5.55 660.58 1.96 70

2.1 油收量对比

油收量变化如图3所示，对油收量数据进行分析，预热阶段注入蒸汽组最先完成产油，原因是同样温度的气体，蒸汽所含热值更高，加热油页岩地层时加快了地层干酪根的完全分解速度。

图3  总油收量随时间变化曲线

Fig.3  Curve of total oil production over time

蒸汽组在初期油收量升高较为缓慢，第20~35 d产油效率不如36~45 d高，是因为在生产前期，蒸汽注入地层后，热量从蒸汽传到地层，蒸汽气体液化，产生的水使地层流体渗透率降低［

17］。因此需要注入更多热量传递给液态水及对周围地层加热［18］。当地层温度全部升高到水沸点以后，水再全部转化为气态存在。地层温度上升，气态水相比液态水更容易在地层裂缝及孔隙中流动，且蒸汽热值较大。因此地层加热效率迅速升高，地层产油效率剧烈增大。同时，注意到蒸汽组油收量最高，原因可能是因为蒸汽较高的热值使热解范围更大，导致油收量更多［17］。

预热注空气组加热效率较高，原因是由于空气中含有氧气成分，高温下氧气参与有机质的裂解，使反应更加剧烈，产油速率升高［

18-19］。氮气和二氧化碳作为惰性气体，热解过程中不参与任何反应。因此作为加热气体，预热注氮气和二氧化碳开采不会影响油的产收量。同时，由于二氧化碳具有降低原油粘度，气驱原油，提高注入能力的物理化学特性［20］，使二氧化碳热解产油效率高于氮气组。

为探究注蒸汽油收量迅速升高的原因，选择反应时间为加热第36 d，观察地层各相流体此时的分布（图4）。此时注蒸汽预热热采组注入井处油水的浓度仍然较低，气相饱和度较高。油相物质朝生产井运移且接近生产井，生产井周围以油气混合相为主，水相逐渐消失。说明裂缝孔隙已没有液态水阻塞，此时是油收量高峰前的时刻。预热注蒸汽加热组产生的油气在40 d左右运移至产出井收集。

图4  地层油、气、水三相流体饱和分布

Fig.4  Saturation distribution of fluids in each phase of the formation

对比其他3组，从图4（a）可得第36 d注氮气热采组其油圈较小，符合图表中预热注氮气组产油时间较晚这一现象。此时地层中水相和气相混合且以水相为主。注二氧化碳组与氮气组云图相似，但注二氧化碳组进程明显比注氮气热采组快，是由于二氧化碳驱油的化学特性起到促进产油作用。观察注空气热采组加热36 d云图，可以看出注空气预热油圈扩散较快，是因为空气的氧化作用使有机质裂解反应更容易进行。但由于空气中氧气成分氧化部分轻质油类产物，导致预热注空气组产生的油圈饱和度较低。

2.2 天然气产量对比

天然气产量随时间变化曲线如图5所示。在本模型相同参数情况下，对比4组反应，预热阶段注入高温氮气及二氧化碳加热油页岩地层的天然气总产量较高，预热阶段注入空气组和蒸汽组的天然气总产量较低，且4组反应速率出现差异，分析原因如下：

图5  天然气产量随时间变化曲线

Fig.5  Natural gas production curve over time

（1）氮气及二氧化碳属于惰性气体，作为预热气体加热油页岩不参与有机质的分解反应，不会对油气产量造成影响。因此，采用高温氮气和二氧化碳预热开采时天然气产量较高。空气中氧气成分会和半焦及部分油气产物发生氧化反应，导致空气组天然气产量较低。由于地层有机质含量确定，蒸汽组油收量较高，导致天然气生成量较低。

（2）同样温度的不同气体，蒸汽所蕴含热能更高，造成有机质裂解产生有机气体速度较快，产气效率较高。同时，由于空气中含有氧气成分，会氧化部分有机质发生放热反应，增加油页岩地层温度，加速有机质的裂解［

9］，导致天然气生成速率较高。

预热注蒸汽组0~35 d产气效率低于36~40 d产气效率，原因是前期蒸汽热量传递给地层后蒸汽液化成水，地层发生粘土膨胀，导致渗透率降低，影响天然气的生成与运输［

20］。更多蒸汽量注入导致地层温度升高，当地层温度升高到水沸点以后，水再全部转化为气态存在。蒸汽比液态水更易在地层流动加热地层，且蒸汽热值较大。因此，地层加热效率迅速升高，地层产气效率迅速增大。同时，预热阶段注高温蒸汽组完成开采所需要的时间小于其余3组，节省时间效果明显。可得，在相同注入气体压力下，自生热反应预热阶段注入蒸汽加热能够缩短采集时间，节约经济成本。

2.3 能量回收率及开采时间对比

为分析预热阶段注不同气体的自生热反应在能量方面的效果，引入能量回收率对各组进行评价［

21］。能量回收率等于产出物质总能量与注入物质总能量的比值。注入物质总能量包括注入气体的热能与压缩能；产出物质的总能量包括产出油气的化学能与压缩能［15］。计算公式如式（1）所示：

fog=∑t=0nNog∑t=0n103pscqlnpinpsc+∑t=0n(Cqρ△T)infh=∑t=0n(Cqρ△T)out∑t=0n103pscqlnpinpsc+∑t=0n(Cqρ△T)in (1)

式中：∑t=0nNog——天然气和石油的所有天数热功率的累计和，kJ/d；psc、pin——分别为大气压和气体注入压力，MPa；q——气体体积流量，m3/d；C——比热容，J/（kg·℃）；ρ——气体密度，kg/m3；△T——反应时间，d；∑t=0nCqρ△Tin、∑t=0nCqρ△Tout——分别为注入气体和产出气体的热能；fog、fh——分别为油气能效和热能能效，能量回收率即为二者之和。

石油与天然气的热值分别为40.0×106 J/m3和35.6×103 J/m3。

4组模拟整体均为随油页岩层开采出油气，能量回收率先增加到峰值，而后地层有机物开采消耗殆尽，产出油气能量减少，而注入井源源不断注入气体产生能耗，能量回收率逐渐降低。随反应进行到200 d以后，4组能量回收率下降曲线几乎重合，是因为随着反应越往后进行，反应开始时注入不同气体阶段占总反应进程的比例越来越小，因反应刚开始注入不同气体产生的差异也越来越小。

根据上述公式，计算可得能量回收率随时间的变化曲线（图6），由图6可得，完成开采所需时间越短，能量回收率越早达到峰值。预热注蒸汽组的能量回收率最高，主要原因是预热注蒸汽组完成地层开采所需时间较短，且产出油气总能量较高。虽然注氮气开采天然气产量较大，但注氮气预热组完成开采所需时间最长，投入生产能量最多，从而能量回收率最低。

图6  能量回收率随时间变化曲线

Fig.6  Curve of energy recovery rate with time

3 结论

为探究预热阶段不同高温载气对油页岩自生热原位转化效果的影响，以我国吉林扶余地区油页岩为例，分别在预热阶段注入氮气、空气、蒸汽、二氧化碳4种高温气体进行CMG数值模拟分析。结果表明：

（1）预热注蒸汽组总油收量最高，为7.31 m3；开采完成时间最短，为49 d；能量回收率最高，达到了2.97。

（2）天然气产量最高的是预热注氮气组，达到了691.57 m3。但该组完成开采时间最长，为80 d，能量回收率最低，为1.6。

（3）综合对比可得，预热注蒸汽的自生热开采方法可有效增大油收量、缩短采集所需时长、提高能量利用率。

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