油页岩原位开采生烃过程数值模拟及井位讨论

2019-10-23孙旭薛林福王英英

世界地质 2019年3期

孙旭，薛林福，王英英

吉林大学地球科学学院，长春 130061

0 引言

油页岩也称油母页岩，是一种矿物质骨架内含有固体有机物即干酪根的沉积岩。是一种能源矿产，常用于干馏炼油和燃烧发电，其干馏所产生的油气可以成为石油的补充能源[1]。中国油页岩折算成页岩油资源4.76×1010t，是常规油气资源量的1.5倍，若能有效地利用油页岩这一油气资源，对于缓解能源紧张，保障国家能源安全，都具有重要意义[2]。

目前开采技术是油页岩充分利用的主要障碍：对于埋深<300 m的油页岩资源主要是通过采出后再提炼油页岩油或燃烧发电，但是生产过程中会严重的污染环境，采出油页岩的方式效率低，生产和环境成本高；而埋深>300 m的油页岩资源主要是通过油页岩原位开采技术在地下将油页岩转化为油气后采出地表[3]。油页岩原位开采技术包括电加热、流体加热、辐射加热和燃烧加热等，其中电加热技术有壳牌公司研发的E--ICP 技术，对厚层高含油率油页岩层进行了试验性生产，开采效果良好，对流加热技术有美国页岩油公司的CCR技术等，辐射加热和燃烧加热开展的研究较少[4]。本文所采用的油页岩原位竖井压裂化学干馏提取页岩油气的方法及工艺(IFCD)是针对中国油页岩层厚度小、含油率低的特点研发的油页岩原位开采技术[5]，于2014年吉林省松原地区从地下300 m深处采出了原位生成的油页岩油[6]。

对油页岩原位开采过程进行数值模拟，可以避免现场试验带来的周期长、耗费资金巨大等缺点，对加深油页岩原位开采技术的理论研究、优化具体的开采方案和设计，都有着重要的帮助，为油页岩原位裂解开采现场试验研究提供理论依据与技术支持。近些年油页岩原位开采技术逐渐被业内所关注，其数值模拟技术的研究也有了较大的发展[7--9]。

在油页岩原位开采过程中，干酪根受热裂解生烃过程最为关键，决定着油页岩油气的产量和产率。而这一过程主要受温度变化控制，通过已知温度史，对油页岩中有机质裂解生烃过程进行数值模拟，实时模拟油页岩生烃情况，可以为实际的油页岩原位开采提供参考。雷光伦等使用油藏模拟软件CMG 建立了壳牌开采模型，比较了电加热和注蒸汽加热的温度场和生烃量[10]；K.J.Lee也用埃克森电加热法开采模型计算了温度场和生成油气的量[11--12]；Fan Y等使用GPRS 软件模拟电加热油页岩过程，得到温度场及生烃量并比较不同布井模式对生烃过程的影响[13]；王健模拟了电加热法下不同布井模式对油页岩温度场的影响，并大致进行了成本估算[14]。

因为目前开展油页岩原位开采现场试验的只有壳牌公司的E--ICP和众诚公司的IFCD技术，所以现阶段对油页岩原位开采布井方案的讨论主要限于电加热法，且布井方法以多井加热为主；温度和生烃过程模拟使用的网格较大，只能粗略的得到油页岩的受热温度和生烃量；只是通过计算生烃速率和生烃量来判断加热效果，没有考虑加热时热量的输入成本，计算产出效率。

笔者模拟了多井注热和单井注热两种开采方案，每种方案包含正三角形、正方形和正六边形3种井组共6种模式的油页岩原位开采生烃过程。得到油页岩生烃量和生烃速率随时间变化的规律，并对投入和产出的热量进行比较[15--16]。

1 模型构建

油页岩流体加热原位开采是一个复杂的物理化学过程,主要涉及热流体的流动、热量的传递及干酪根的热解等过程[17]。数值模拟过程假设油页岩层各向同性，流体仅在井和裂隙中连续流动，油页岩只在流--固接触面与热流体进行热交换，干酪根成分均一且在油页岩中均匀分布。

1.1 三维几何模型

由于正三角形、正方形和正六边形这3种形状的井组能够互相镶嵌组成更大面积的井群覆盖油页岩矿区以提高油页岩层利用率。通过简化实际地质问题，将模型分为多井注热和单井注热两个方案，每个方案有正三角形井组、正方形井组和正六边形井组3种模式，以下分别简称为三井模式、四井模式和六井模式。模型主体为60 m(长)×60 m(宽)×8 m(厚)共28 800 m3的均质油页岩层，质量为57 600 t。油页岩层中有一条厚度为2 mm的封闭水平压裂隙用以沟通各井，井口与外界连通，井底到油页岩层底界的距离为3 m，注热井和生产井之间的距离为25 m，井径为0.15 m(图1)。油页岩层的属性设置为固体，井和压裂隙设置为流体。

a.正三角形井组；b.正方形井组；c.正六边形井组。图1 六种布井模式三维模型示意图Fig.1 Schematic diagrams of three-dimensional model of six well patterns

1.2 传热模型

流体加热是通过向地下注入热流体来加热油页岩层，由雷诺数确定热流体流动符合湍流模型中的标准k-ε方程(1-3)[18]：

(1)

(2)

(3)

式中：ui为相应方向的速度分量；Eij表示变形率的分量；μt表示涡流黏度，方程式可调常数如下：Cμ=0.09,σk=1.00,σε=1.30,C1ε=1.44,C2ε=1.92。

热传递方式主要有热传导和热对流，均为热的交换过程。热传导遵循热传导方程(4)及其条件(5-6)，热对流遵循动量方程(7)、能量方程(8)和质量方程(9)[10, 15--16]。

(4)

T(x,y,z,t)=T(x,y,z,T0)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

1.3 化学反应动力学模型

若油页岩中的干酪根成分单一，油页岩中干酪根受热裂解的过程可由化学动力学中的总包一级反应方程(10)表示[19--21]。

(10)

式中：x为干酪根转化率；t为反应时间；A为指前因子；E为表观活化能；R为气体常数；T为温度，由温度场计算结果给出。

1.4 参数设置

油页岩原位开采时由注热井持续注入热流体，注入速率为10 m/s，注入热流体的初始温度设置为900 K，油页岩层初始温度为300 K[22--23]。热流体和油页岩层的物性参数见表1，油页岩中的干酪根化学反应动力学参数见表2[1]。

表1 热流体和油页岩物性参数

Table 1 Parameters of thermal fluid and oil shale physical property

名称密度/kg·m-3比热容/J·(kg·K)-1导热系数/W·(m·K)-1热流体1.2251006.430.0242油页岩20009421

表2 干酪根化学反应动力学参数

2 模拟过程

使用ANSYS软件对6种布井方案分别建模，再用其内置的ICEM软件对模型进行结构化网格化，正三角形、正方形和正六边形井组模型网格化后的数量分别为2 356 817、2 335 717和2 642 589[22]。将网格导入FLUENT中选择湍流模型进行瞬态温度场模拟[24]，并以ASCII格式保存温度场模拟过程中各网格的空间坐标和随时间变化的温度数据，保存数据的时间间隔为1个月。

10月23日，吉林省农用肥料协会在长春市召开2018年吉林省肥料行业发展高峰论坛暨吉林省农用肥料协会第二届第三次年会。协会会员单位代表、省内土肥专家、农企代表等80多人参会，吉林省土壤肥料总站副站长马兵、中国农资流通协会副秘书长王晓晶等业内领导专家建言献策，共同就行业发展、市场走势等话题进行深入探讨。会议由协会秘书长邓国臣主持。

之后用作者开发的MATLAB程序读入保存的网格空间坐标和随时间变化的温度数据，使用三次样条插值法对各时间点的温度场进行三维值插，插值是为了获得规整的网格形状和减少网格数量，规整的网格形状可以提高生烃数值模拟的精度和速度。插值后的网格为体积是1 m3的立方体，共生成28 800个新网格及其随时间变化的温度数据。最后使用四阶龙哥库塔法求解干酪根热解生烃的化学反应动力学方程，五阶龙哥库塔法控制误差，使其相对误差<1×10-4，绝对误差<1×10-5。模拟结果为油页岩受热后干酪根转化率随时间的变化。

3 模拟结果

3.1 生烃过程模拟结果

模拟总时长为3 600 d，共120个月。多井注热方案下各模式干酪根转化率随时间的变化如图2所示。a, b, c分别为三井、四井和六井模式干酪根转化率的俯视图和侧视图，其中侧视图选取注热井和生产井连线的剖面。

通过观察这三个布井方案的油页岩受热生烃过程模拟结果可以发现，随着注热时间的增加，油页岩中的干酪根的转化率也在增加，且转化的水平和深度范围都有不同程度的增加。注热12个月后，三井、四井和六井模式已分别有25.56%、29.82%和43.77%的干酪根转化为烃类物质；第36个月时热解生烃的油页岩范围相较第12个月持续增长，且主要表现在水平范围的扩大。从注热第40个月开始，油页岩中干酪根热解变化范围和转化率增长缓慢，从俯视图和侧视图上看干酪根热解范围的变化已很不明显，趋近于稳态。在注热井和生产井之间水平连线剖面上油页岩层中的干酪根均完全生烃，热解油页岩厚度也是最厚的，显示了这些区域油页岩生烃效果最好。

多井注热方案下油页岩生烃量和注热量随时间的变化如图3所示，为方便与油页岩生烃量相比较，将注入的热量换算成了完全燃烧放出相同热量的油页岩油的质量。油页岩层在注热后很快生烃，三井、四井和六井模式第一年的生烃量就分别达到了984.88 t、1 149.00 t和1 686.49 t。其生烃速率最快的月份分别为第7月、第8月和第6月，生烃速率的峰值为99.47 t/月、103.39 t/月和164.38 t/月。油页岩生烃量的变化主要集中在前36个月，从第40个月开始油页岩生烃量虽有增长，但变化幅度不大，这与图2中油页岩干酪根转化率和转化范围也是一致的。三井、四井和六井模式在经历120个月的模拟后所生成的烃类物质的量分别为1 778.20 t、2 480.23 t和3 021.02 t 。对于注入热量来说，由于注热速率恒定，同时期注入的热量取决于注热井的多少，并与时间成正比例，每个注热井的注热速率换算成油页岩油为7.695 t/月。模拟结果在生烃速率和生烃量上呈现注热井越多，生烃速率和注热速率越快的特点。

(1)俯视图；(2)侧视图。a.三井模式；b.四井模式；c.六井模式。图4 单井注热油页岩干酪根转化率随时间变化Fig.4 Transformation of kerogen in single well injection oil shale change with time

单井注热方案下各模式干酪根转化率模拟结果如图4。在开始注热的前24个月，干酪根转化量随着注热时间增加而快速增加，三井、四井和六井模式分别有14.27%、14.38%和14.40%的干酪根生烃。转化的范围和深度都在增加，并从第36个月开始干酪根生烃的范围无明显变化直至模拟结束。这3个模式注热井和生产井水平连线剖面上油页岩层干酪根也没有完全的热解。

图5 单井注热油页岩累计生烃量和注热量随时间变化Fig.5 Hydrocarbon generation and heat injection of single well injection oil shale change with time

单井注热方案下的油页岩生烃量和注热量随时间的变化曲线显示如图5所示。单井注热时3个模式的油页岩生烃量曲线几乎重合，最终的产量也几乎一致。油页岩在注热第12个月时的生烃量分别为824.26 t、825.63 t和829.56 t，生烃速率均为9月时达到最大，分别为30.15 t /月、30.12 t /月和29.71 t /月。油页岩生烃量的变化也主要集中在前36个月，之后油页岩生烃量虽有增长，但变化幅度仍然不大，这与油页岩干酪根转化率和转化范围的三维图像也是一致的。3个模式均只有一个注热井且注热速率是相同的，换算成油页岩油质量为7.695 t/月。

4 讨论

4.1 注入热量和产出热量的比较

油页岩原位开采是一项经济活动，需要在成本上予以考虑。考虑油页岩生烃过程所输入的热量和所生成的烃类物质，可以找到最适合的井位布局和持续加热时间。

图6 多井注热油页岩油产出净值随时间变化Fig.6 Oil output net value of multi-well injection oil shale changes with time

图7 单井注热油页岩油产出净值随时间变化Fig.7 Oil output net value of single well injection oil shale changes with time

图3和图5中分别为油页岩生烃量和注热量随时间的变化曲线，两者做差值即可得到除去注热成本净得的油页岩油质量随时间变化的曲线(图6、7)。可以发现在多井注热模式下，油页岩生烃过程所生成烃类物质的净值最大时为六井模式的第20个月，为1 141.85 t；其次是四井模式的第25个月，为1 034.63 t；最后为三井模式的第22个月，为878.95 t。在单井注热模式下，净值最大时刻在第33个月，为390.00 t。这个结果也显示了实际注热时间可以控制在三年之内，在多井注热模式下，六井模式所净产出的油页岩油最多。之后随注热时间的增长，油页岩油的净产出将会逐渐变小，甚至到了75、77和63个月时油页岩净产出量成了负值，入不敷出。多井注热模式下各模式(单个注热单元)的能源回报率(能源产出/能源投入)分别为2.73、1.74和2.05，单井注热模式下能源回报率为1.418。回报率从高到低分别为多井注热模式下三井模式、六井模式、四井模式和单井注热模式下的三种模式。也反映出油页岩原位开采的能源回报率还是相当可观的，具有一定的经济潜力[25]。

4.2 不同井位方案的比较

通过比较，不同布井方案的生烃量和生烃速率有很大不同。在多井注热模式下，加热井数量越多，生烃速率越快，油页岩的生烃量越大。单井注热模式内差别很小。生产井的数量和井组形状并没有对油页岩的生烃量和生烃速率造成影响，干酪根的转化率也基本相同。转化的油页岩的展布样式都很相似，整体油页岩层的利用率相近。

以上6种布井方式模拟结果相比较，无论是在生烃量还是在生烃速率上看，多井注热都要明显优于单井注热模式。说明油页岩原位开采生烃过程，最重要的影响因素是注热井的数量即注热速率，这控制了油页岩原位开采生烃的总量和速率，也影响了油页岩层整体的利用率。

在多井注热模式下，组成多组镶嵌井网覆盖油页岩矿区能更好地提高注热井和油页岩的利用效率。在加热井和生产井之间距离相同的条件下，六井模式每个开采单元有2口注热井；四井模式每个开采单元有1口注热井；三井模式每个单元开采有1口注热井。在油页岩净产出最高的时候，三井、四井和六井模式平均每口注热井净产出的油页岩油分别为878.95 t、1 034.63 t、570.94 t，单井模式下平均每口注热井净产出为390.00 t。可以发现在排除注热量的差距后，多井方案下的四井模式平均每口注热井的净生油量最高，其次为三井模式和六井模式，最后为单井注热方案下的三种模式。这说明了四井模式的单井生油量是最高的。