油页岩原位开采数值模拟研究进展

2018-09-07高诚苏建政王益维孟祥龙汪友平张乐

石油钻采工艺 2018年3期

高诚苏建政王益维孟祥龙汪友平张乐

中国石化石油勘探开发研究院

油页岩又称油母页岩，是一种富含有机质干酪根的沉积岩。作为一种非常规资源，全球储量非常丰富。据不完全统计，油页岩蕴藏资源量约104 亿t。如果将它折算成页岩油，世界上的油页岩储量约为5500 亿t，相当于目前世界天然原油探明可采储量的5.4倍。中国已探明的油页岩储量为315 亿t，居世界第4位，主要分布在辽宁、吉林、广东等地［1］。我国常规油气资源短缺，对外依存度较高。因此，开发油页岩对于缓解我国石油供需矛盾、降低原油对外依存度、保障能源安全，具有重要战略意义。

油页岩原位加热开采是目前油页岩开采技术研究领域的热点。原位开采过程的数值模拟研究，对于揭示原位开采机理、评价原位开采经济效益和优化原位开采设计方案具有重要指导意义。研究对油页岩原位开采数值模拟进展和现状进行了总结，分析了数值模拟的核心问题、面临的主要挑战、取得的进展以及当前亟需解决的瓶颈问题，对于未来开展油页岩原位开采相关技术研究，尤其是数值模拟具有一定的指导和参考意义。

1 油页岩开发的主要技术方法

油页岩开采长期以来采用挖掘开采、地面干馏的方法。此方法是将开采出来的油页岩，经破碎筛分后，在油页岩干馏炉中进行干馏生产页岩油。这种传统生产模式效率低、生产成本高，并且排出的气体中含有毒物质、可吸入扬尘等，对周边环境污染严重。另外，工业干馏炉产生的废渣数量极大，不易回收利用。近年来被广泛关注的油页岩原位开采技术不需要挖掘油页岩，而是在地下干馏后进行采油。这种方法具有占地少、污染小且可开采深层油页岩的优点，有希望成为今后油页岩开采的主流方式。我国在原位开采方面的研究相对落后，目前尚未取得关键性的技术突破，实现规模化的工业生产还有很大的技术发展空间［2-3］。

油页岩原位开采的主要过程是利用电棒、高温流体或火烧对油页岩地层进行加热，使其含有的有机质干酪根热解释放出油气。原位开采过程涉及到热传递、化学反应、孔渗变化、油气渗流等多个物理化学过程之间的耦合，开采机理及油气产出规律还处于探索研究阶段。为了加深原位开采过程中一些系统规律的认识程度，亟需发展数值模拟手段对原位开采全过程进行有效模拟，探索原位加热对地层温度分布、油气渗流空间变化、油气渗流规律、产能效率的影响，对提升油页岩的开采效率，解决油页岩原位开采中的关键技术问题，具有重要的指导意义。数值模拟研究的核心问题在于考虑油页岩内干酪根热解化学反应动力学模型，对储层多重孔隙结构介质内高温高压条件下传热、流动、相变、应力、化学反应过程进行数学描述，并进一步离散偏微分方程组进行数值求解，在此基础上对各生产工况进行模拟、分析和评价。

2 研究进展

2.1 油页岩热解反应模型构建

在数值模拟中对油页岩热解化学反应进行数学描述，需要首先获得热解反应方程式，以及根据阿累尼乌斯定律计算化学反应速率所需的指前因子和反应活化能。热解反应动力学参数是动力学研究的关键内容之一，目前主要是根据热解实验数据的分析，采用等转化率方法回归得到动力学参数，采用不同的动力学模型得到的动力学参数也不尽相同。获取原位开采条件下的反应动力学参数，是油页岩原位开采数值模拟的难点之一。Burnham等人基于实验测得的美国绿河油页岩热解的平均反应式，考虑水的相变、岩石无机盐的分解及重烃裂解为轻烃的反应，利用化学活化能实验数据，按照一级反应速率方程对油页岩热解失重曲线进行了数值模拟，并研究了 H2、CH4等主要气体的产气速率［4］。Braun 等人在此基础上进一步考虑了油气相变，引入气体状态方程来计算气体压强，对实验得到的涉及83种反应物质的一系列平均化学反应方程式按照动力学一级反应速率方程式进行了数值模拟，得到了油页岩失重曲线及其产油产气变化［5］。秦匡宗等利用核磁共振分析仪测定了抚顺油页岩热解过程中油母质不同类型的结构碳的变化，并据此对油母质热解成烃机理进行了分析，发现油母质中的脂碳尤其是亚甲基碳是生油的主要母质，而芳碳主要在热解后期发生缩合反应，对成烃贡献很小，产油阶段结束后残留脂碳则转化为甲烷或芳碳［6］。苗真勇等利用半焦红外分析对大庆油页岩热解的反应类型进行了分析，发现温度较低时以解聚和分解反应为主，600 ℃以上则发生缩聚反应和矿物质的裂解；此外，他们还依据一级反应动力学模型对反应活化能进行了计算，发现升温速率对活化能影响不明显，而转化率增加则使活化能呈增大趋势［7］。Al-Ayed等将活化能视为油页岩转化率的函数，按一级反应动力学模型模拟了以色列油页岩样品在升温过程中的热重变化，并与实验测得的热重曲线进行了对比，发现两者大体一致［8］。王擎等利用TG-FTIR分析仪对甘肃油页岩在不同升温速率下进行了热解实验，得到油页岩分解热重曲线，并利用红外光谱对实验升温过程中主要气体组分CH4、CO、CO2和页岩油的产量进行了测定；随后，按化学动力学一级反应计算出热解反应的活化能和官能团质量分数，并利用FG-DVC模型模拟了气体的生成过程和产量，与实验符合得较好［9］。李术元等人也按此方法对抚顺和茂名油页岩的反应活化能进行了计算［10］。Syed也根据热重分析按一级反应计算了阿联酋油页岩的活化能，同样发现热解的升温速率对活化能没有明显影响［11］。总的来说，目前油页岩热解反应动力学相关的实验研究数据总量较多，但由于不同地区样品性质、实验手段、动力学近似模型不尽相同，得到的动力学参数也有所差别。

综上，现有对油页岩热解反应的研究以实验为主，总结出了油页岩热解过程一些主要的平均反应方程式，并探究了升温速率、页岩粒径等对产物的影响；同时基于实验数据，利用反应热力学对少数重要油气产物的产出过程进行了简单的数值模拟。原位加热开采条件下，需要考虑高温高压、缓慢升温以及地层含水等因素的重要影响，目前仍没有能够满足原位开采条件的动力学实验数据。对于热解反应机理的研究仍处于起步阶段，尚不能得出油页岩内干酪根生油生烃具体化学反应过程的数学描述。

2.2 电加热油页岩的数值模拟

电加热开采方式以荷兰壳牌公司的ICP开采技术为代表。该技术目前已经成功应用于大规模现场先导试验，技术、经济可行性得到了验证。与此同时，相关的数值模拟研究也得以广泛开展，能够对岩体与油气的传热、油气相变等因素进行综合考虑，并对油气产出速率和代表性产物产量等生产过程中的重要指标进行预估。Fan等人对油页岩电加热开采的数值模拟研究中，引入了油页岩热解的5个代表性化学反应方程式，选取了干酪根、重油、轻油、有机裂解气及CO2作为整个热解过程的代表物质，并考虑裂解产物在油气两相中的相变和流体黏度变化，利用质量、能量守恒方程组与反应速率方程，在孔隙度等物理参数恒定情况下对含电加热井和产气井的三维油页岩热采区域进行了数值模拟，运用牛顿迭代法求解出加热区的温度场、页岩产油产气速率及加热效率的变化情况，发现原位开采周期较长，并进一步比较了加热井温度、布井模式对温度场及产气速率的影响［12］。该模型的不足之处在于采用了恒定的地层导热系数、储层孔隙度和渗透率，因此不能考虑加热过程中地层孔渗变化带来的影响，并且忽略了地层含水的影响。

李强基于岩体的热传导方程，考虑了油页岩热传导系数随温度的变化，模拟了壳牌ICP技术对油页岩层电加热的情形（外设冷冻墙，并布设采油井和加热井），并用有限差分方法求解了加热过程中温度场的变化情况［13］。但是该模型假定岩体达到预设的热解温度时有机质瞬间完全热解，忽略了地层与油气之间的传热和油气的相变过程。王健也用类似方法进行模拟，比较了不同布井模式和加热温度对产气效率的影响，发现六井模式效率最高［14］。施卫平等人基于吉林油页岩层分布面积广而岩层厚度薄的特点，用相同的数值模型探究了利用水平井加热油页岩的开采方式，发现其相较于传统的竖直井加热效率有所提高［15］。杨栋、高孝巧、王乐等也采用类似的简化模型进行了研究，得到了原位开采过程中温度场的动态变化情况［16］。康志勤等在前人研究的基础上，增加考虑了油页岩热解化学反应放热的影响，模拟了壳牌I CP技术的加热情况，利用有限元方法对油页岩的温度场变化和油气产量进行了数值模拟，与壳牌公司部分公开指标大致符合［17］。

总的来说，针对壳牌电加热ICP技术的油页岩热采数模研究数量较多，但模型各有侧重，尚不能将该过程中的核心问题完全考虑，因此对于揭示原位开采机理和准确预测油气产出规律还有一定难度。壳牌公司基于CMG-STARS发展了一套数模技术，对其电加热现场试验进行了详细的模拟分析，但相关结果属于商业秘密并未公开。

2.3 流体加热油页岩的数值模拟

流体加热油页岩原位开采过程相比电加热原位开采更加复杂，如图1所示。对其进行数值模拟需要在电加热原位开采模型的基础上增加考虑加热流体的相变、传热及其对压强场、温度场和储层裂缝系统的影响等。Youtsos等人在对油页岩进行注热CO2原位开采的数值模拟中，引入了油页岩热解过程中的5个主要化学反应，考虑了干酪根及其分解产生的重油、轻油、焦炭和气体（处理为混合物）等组分［18］。同时，该模型还考虑了油气两相的相变及孔隙度、渗透率等物理参数随温度的变化，建立了流场控制方程组，结合达西定律和气体状态方程，对油页岩热解的温度场、热解速率及气体产量等进行了数值模拟。但是该模型忽略了流体内部的温度差异，并且不能考虑流体注入过程中裂缝系统的影响。王维考虑油页岩上层岩层的地应力、地层的构造应力，计算水力压裂岩层后裂隙的扩展规律并与实验结果进行了比较，发现二者基本一致［19］。薛晋霞考虑了利用水力压裂岩层后向水平裂缝中注入水蒸气的加热方法，假设岩体达到预设的热解温度时有机质瞬间完全热解，且忽略了生成油气的传热，仅考虑岩体的热传导方程，在岩体无变形的情况下模拟了加热过程中岩层温度场的变化［20］。王健针对压裂岩层后利用水平裂缝进行蒸汽加热的方法进行了研究，在考虑岩体热传导方程和水蒸气对流传热的情形下，模拟了二维岩层温度场的变化，探究了裂缝位置对加热效果的影响。Sun等人利用岩体应力应变及平衡方程、几何方程及渗流场方程，模拟利用水力压裂油页岩的应力场、孔隙压力及裂纹扩展规律［21］。裴宝琳忽略流体加热时裂解气的传热影响，利用流体和岩层的传热方程和岩体在孔隙压力下的变形方程，并考虑岩层孔隙度的变化，对布设采油井和注气井的对流加热油页岩方式进行了温度场数值模拟，并比较了注气温度和压力对开采效率的影响［22］。康志勤和李凯则考虑热解气传热及页岩、流体的物理性质随温度的变化，加入水和水蒸气的相变因素，利用流体传热和岩体温度场方程、热应力引起的岩石变形方程，模拟了热-固-流耦合下含采油井和注热井的油页岩三维温度场、渗流场及岩石应力场变化［23］。将水和水蒸气处理为均一混合物，李凯还模拟了流固耦合下利用水力压裂岩层的岩体损伤和裂纹扩展情况。但是这些模型不能考虑有机质热解化学反应过程及其对页岩孔渗变化带来的影响，因此难以准确描述和揭示流体加热原位开采过程中的有机质热解规律和油气产出规律。

3 讨论与思考

油页岩作为石油的一种良好替代能源，而原位开采由于具有成本低、污染少、占地小的优势势必成为今后开采的主流方式。在原位开采现有的2种主要开采方式中，电加热技术相对成熟并已进行了现场试验；而流体加热效率较电加热更高，但进行数值模拟和实际开采的难度也相应较大，目前尚没有发展出较完备的数值模拟软件。

图1 流体加热油页岩原位开采物理过程Fig. 1 Physical process of fluid heating oil shale in-situ production

在对油页岩热解反应的实验研究方面，现有的对油页岩热解产物及物理性质变化的实验数据已经相对全面，但对其热解化学反应的机理研究则有很大欠缺，远不能满足原位开采进行全过程数值模拟的需求。此外，现有的热解实验绝大部分为单一的油页岩热解，而实际生产中油页岩常与煤层、矿物和其他岩层共生，开采和数值模拟时也需要考虑到其他岩层矿物传热、裂解等因素对油页岩的影响。同时，油页岩的热解实验数据随产区的不同而有很大差异，在对特定油页岩产区进行数值模拟时实际可用的实验数据仍然缺乏，大部分数值模拟中并未考虑油页岩体的物理性质变化或许也与此有关。值得注意的是，现有的热解实验条件大多无法完全模拟地下岩层高温高压的环境，很少能真实反映油页岩实际热解中温度场、压力场的变化。因此，如何对现有实验方案进行改进以更加准确地模拟地下高压环境和测定油页岩的各物性和动力学参数、如何总结分析出热解机理及其发生的各化学反应将是目前面对的2个重要难题。由于油页岩本身组分的复杂性和有机反应的不确定性，预计对油页岩热解机理的研究在短时间内难以取得突破性的进展，因而改进现有实验模拟方法、采用通过实验得到的诸如渗透率随温度、压强的变化关系等一些经验公式来弥补反应机理研究的不足、提高数值模拟的精度，将是一个重要的研究思路。

在对油页岩原位开采的数值模拟研究方面，电加热和高温流体加热为目前研究的2个主要方向。但相较于对热解反应的研究，进展均较缓慢，可供分析的文章也较少。其中，电加热原位开采的数值模拟技术在国际上相对成熟，一些方法能够综合考虑加热中发生的典型化学反应、裂解中的油气与岩体的传热和油、气相相变，并对一些较具体产物（如轻油、重油）的生成进行分析，但未考虑到温度、压力变化对渗透率等物性参数的影响，选取化学反应所考虑的组分也不全面。国内在电加热模拟方面的研究与国外尚有一定差距，目前的研究均没有考虑油气两相的相变和化学反应的放热影响，自然也无法对具体产物的生成进行分析。在流体加热方面，典型的数值模拟方法将产生气体处理为混合物，对相变的计算并不完全符合实际情况；同时和电加热情形类似，在流体加热中考虑的化学反应模型简单，无法对具体的油气产物进行分析。而我国现有的流体加热研究均未考虑加热过程中发生的化学反应及其影响，仅有少部分研究考虑了油气两相的相变，一些物性参数的变化也未纳入考虑。

综上所述，对油页岩原位开采数值模拟的研究，无论电加热还是流体加热的方式均存在着较大欠缺。在电加热方面，今后可以基于现有工作，将各物性参数随温度、压力的变化纳入考虑，同时完善计算中的化学反应模型，以便能对一些主要产物进行分析；在流体加热方面，需要对加热过程中水、油、气相间的相变过程进行进一步的模拟，并更全面地考虑所涉及的化学反应。同时，在油页岩原位开采中涉及的其他一些较关键的技术过程，如利用水力压裂岩层，加热井、生产井的布设及其对温度场的影响等问题的研究还很少，预计在得到了较全面的加热数学模型后将成为下一阶段的研究重点。