页岩原位改质技术现状、挑战和机遇
2019-01-21,,,,,.
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(1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083;2.中国石油油气储层重点实验室,北京 100083)
页岩层系内的非常规油气已成为全球油气勘探开发的亮点,特别是在北美地区已经形成Marcellus、Haynesville、Eagle ford、Fayetteville、Barnett、Woodford、Utica、Bakken八大年产量超过172×108m3的页岩气产区以及Eagle ford、Bakken、Wolfcamp、Niobrara四大年产量超过2000×104t的致密油生产区。2016年美国致密油产量占其全国原油总产量的47%,页岩气产量占天然气总产量的57%[1-4]。经过10年的探索与实践,中国继北美地区之后在页岩油气勘探领域获得重大突破,在四川盆地志留系五峰—龙马溪页岩、鄂尔多斯盆地陆相页岩等获得页岩气突破,在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、柴达木盆地获得致密油突破,2016年页岩气产量达到75×108m3,致密油年产量超过100×104t。最新研究认为致密油气、页岩油气为源内或近源聚集,为非常规油气,属于源内体系;油页岩加热蒸馏生成的人造页岩油为原地裂解型非常规油气资源,属干酪根体系;源内体系和干酪根体系的非常规油气资源有序聚集,即演化有序、空间共生[5-7]。事实上,页岩油(Shale hosted oil)目前尚未在陆相地层中规模开发[8],主要原因是中国陆相页岩的成熟度和孔隙度较低。油气行业下一次革命很可能是“干酪根革命”。
值得注意的是,笔者所称的页岩油本质是赋存在含油页岩(Oil-bearing shale)中的成熟原油,不同于未熟油页岩(Oil shale)加热蒸馏生成的人造页岩油(Shale oil),也不同于赋存在致密砂岩、致密灰岩以及致密凝灰岩储层中的致密油(Tight Oil)。如何将页岩中的页岩油和干酪根中的人造页岩油一起开采利用成为一个重大的科学技术难题。尽管20世纪50年代中国就在广州茂名加工油页岩获得人造页岩油,但其主要是露天或者井下坑道开采后送至地面粉碎,然后在加热炉内加工的方式,同时地面干馏技术开发油页岩的深度不能超过400 m[9]。
中国石油勘探开发研究院和荷兰皇家壳牌集团页岩油联合小组通过攻关,初步认为原位转化技术适用于中国,即通过大规模地下体积加热建立“地下炼厂”,从而将富有机质页岩中有机质原位改质成轻质油和凝析油,实现页岩油的有效开采。目前已经在鄂尔多斯盆地初步优选出原地转化的有利区,并积极准备现场试验[10]。笔者认为有必要详细调研原位改质技术的发展现状、全球试验效果、存在的技术挑战,归纳出重点研究和攻关领域,对其应用步骤和前景进行展望,从而为我国更好地利用原位改质技术和建立示范区提供帮助。
1 页岩原位开采技术现状及工业意义
全球页岩油(加工油页岩的人造页岩油)资源约4 090×108t,美国约占其中的73%,主要分布在美国犹他州、科罗拉多州和怀阿明州交界的绿河页岩。油气资源评价我国1 000 m以内的页岩油(加工油页岩的人造页岩油)资源量为476.44×108t,全国页岩油(加工油页岩的人造页岩油)可回收资源为119.79×108t,位列世界第二,如图1所示。其中
图1 全球页岩油资源量分布Fig.1 Global shale oil resource distribution
埋藏在0~500 m的页岩油资源量为333.09×108t,页岩油可回收资源量为84.18×108t;埋藏在500~1 000 m的页岩油资源量为143.35×108t,其页岩油可回收资源量为35.62×108t[注]① 原国土资源部等编制.新一轮全国油气资源评价总报告, 2007。;对埋藏深度超过1 000 m的页岩油资源未作评价,但潜力仍巨大。尽管美国红叶资源公司(Red leaf resources)已经将页岩油技术成本降低到22美金/桶,但是对于400 m以下深度的油页岩,地面干馏技术仍面临生产成本增加使效益降低、占地面积大、干馏后残渣需要处理、浪费水资源、空气污染大、采矿区易塌陷等系列问题[11],原位开采技术则能克服该难题。
事实上,地下原位开采技术可分两个阶段,即20世纪60—70年代发展的早期原位干馏技术和20世纪80年代发展的原位转化技术。在原位开采中,加热技术最为关键。按照加热方式,原位开采技术分为电加热技术、蒸汽加热技术和微波辐射加热技术等,涉及热辐射加热、热传导加热和热对流加热等方式(表1)。美国土地管理局于2005年6月和2009年11月先后进行第一轮和第二轮RD&D项目试验区招标工作,目前原位开采技术相对比较成熟并获得美国土地管理局RD&D项目试验区的有壳牌公司、雪佛龙公司、AMSO公司、埃克森美孚公司和天然苏达公司(Natural Soda)[注]②③ OSTS PEIS, Appendix A: Oil shale development background and technology overview, 2012.。鉴于国内已有大量文献介绍原位开采技术的原理等,本文不再赘述[12-15]。值得注意的是,在现场试验领域走到前列的是壳牌ICP技术,该技术具有生产高质量轻质原油、对地面无污染、较高的采收率等优点。不仅在美国绿河页岩中开展现场试验,在约旦海相页岩层也开展过现场试验。本文重点调研其在上述两个现场的试验和工艺,指出目前该技术商业化的步骤和研究攻关的方向。
表1 国外原位开采技术及其特点Table 1 Technology and its characteristics of in-situ mining
壳牌在全世界最为典型的陆相页岩美国绿河页岩开展现场中试。试验包括3块独立区块,均位于美国科罗拉多州里奥勃兰克郡,属于皮申斯盆地,测试地点海拔为2 005.6~2 151.9 m。利用3种不同的方法测试原位开采页岩油③。地点1使用ICP自加热的方式对页岩加热开采页岩油。第一步使用井间距为2.44 m的150口井建冷墙,通过-42.8 ℃冷藏流体在闭环管道系统和井筒中循环,冷却时间需要6~12个月,直到ICP项目完成后才能消融;第二步为冷墙建立后,在冷墙内钻10口排水井移除冷墙内的地下水,当然这些排水井在ICP工程后期能转化成生产井;第三步钻30口加热井,间距7.6 m,加热几年时间将周围岩层温度加热达到288~399 ℃。此外,在冷墙内外还需要钻一些监测井监测冷墙内外地下岩层的温度、压力和含水情况。地点1全能力生产油气当量为600桶/天。地点2使用两步-ICP方法。第一步先注入热水提取苏打,因为页岩中的苏打成分限制了ICP的使用。通过热水溶解苏打后不仅增加了页岩的孔渗,增加了热传导效率,还能将地层加热到120 ℃,起到节能效果;第二步开始与地点1相似的ICP工艺对页岩加热开采页岩油。地点2全能力生产油气当量为1 500桶/天。地点3使用E-ICP方法,即通过裸线加热页岩开采页岩油,是一种专利保护的原位开采技术,热传导加上电流通过页岩层时产生热量能大大改善原位改质的经济性。在整个试验过程中使用70~100个垂直加热器,间距为6~12 m,裸露电极加热器长度为594 m,设计大部分热量集中输出在底部的305 m,其余过程与地点1基本一致。地点3全能力生产油气当量为1 000桶/天。产出物成分包括液态烃、酸气和酸水3类,酸是因为含有硫化物和CO2气体。总体而言,试验效果良好,证实了原位改质技术的可行性。
壳牌在全世界最著名的油气区中东选择约旦海相页岩开展了现场试验[16]。2009年5月,壳牌与约旦签订油页岩协议,并成立全资子公司约旦页岩油公司(JOSCO)开展约旦国内页岩油的生产与管理。约旦页岩油的发展共划分为5个阶段,每个阶段的任务和目标是明确的,值得我国开展页岩油原位改质时借鉴(图2)。
图2 JOSCO页岩油开采项目的五个阶段Fig.2 Five stages of JOSCO shale oil recovery project
从2010年开始,陆续钻井超过300口,评价油页岩资源的丰度和厚度,50口井来确定地层顶底板的封堵性,完成超过500个水文地质试验。通过“热线”测试单元获得页岩层段整体的热导剖面,通过微裂缝测试试验评价地应力、裂缝斜度以及开启压力为钻井以及地质力学研究提供关键参数。特别指出,壳牌高度重视试验,在约旦成立中东地区顶级的地质和地球化学分析实验室,已完成数千个岩屑和岩芯样品的测试。通过大量试验数据在约旦优选出3个“甜点区”(具有较高的资源丰度和厚度)。选出的“甜点区”还将进一步开展钻井、水文现场试验和井下评价等工作。同时,为综合评价研究建立了一个先进的数值油藏模型,其部分输入参数需要专用的装置进行测试。例如,专用的岩石热解试验用来评价原位转化过程;岩石力学变形测试以及原位加热过程中页岩层的孔隙度和渗透率等物性测试均在休斯敦技术中心开展。约旦现场试验采用7个加热井分别位于封闭六边形的角和中心位置。2个观察井观察原位改质过程中的反应,1个生产井。7个监测井监测产物运移情况,其中1个监测井在加热页岩层之上,6个位于加热岩层几十米之外,保证环境安全。项目总共钻17个井,其中,监测井可以在监测完成后转成加热井。约旦现场试验用电是柴油机发电,获得的油、水和气体三相流体需经过三相分离器分离。约旦项目与壳牌在休斯敦的技术中心通过卫星联系,组成了联合队伍,2015年已经开始启动加热工程,目前效果良好。
尽管全球常规石油产量达到高峰之后石油的替代品是什么不清楚,但非常规油气已经使美国的油气产量在常规油气产量衰减之后重回高峰。研究发现,页岩层系油气资源空间分布上存在有序性。对于低成熟—露头和浅埋藏地区页岩可以使用传统的地上加工人造页岩油;对于高过成熟—深埋藏的页岩可以使用水平井和水力压裂技术开采页岩气。页岩层系中等成熟度、中等埋藏深度的TOC<6%暗色泥岩可以使用水平井和压裂技术开采页岩油[17]。富有机质页岩(TOC>6%)是目前急需要突破的区域,对干酪根进行改质开采是油气行业最后一场革命——“干酪根革命”(图3)。
图3 页岩层系油气资源开采技术以及原位转化技术的地位Fig.3 Oil and gas exploitation technology of shale and the significance of in-situ conversion technology
值得关注的是,在ICP原地转化将干酪根裂解生成人造页岩油的过程中,产生的裂缝通道可以与相对高渗的致密油储层联通,不仅可以生产页岩油,生成的气体和轻烃还可以降低致密油的黏度和流通性,进而提高致密油的开采效率,对页岩体系的最底端干酪根油气资源转化的同时,实现页岩油和致密油一体开采。因此,在对油气资源“吃干榨净”开展“干酪根革命”的同时,也对页岩层系内其他非常规油气资源做到立体勘探、协同开发、整体部署、一体发展,工业意义巨大。
2 页岩原位改质技术大规模工业化的挑战
页岩原位改质已经在国外开展大量现场试验,证实了可以获得一定产量的页岩油。目前国内文章主要介绍该方法的技术原理,尚未能总结出其实际应用领域的挑战[15]。笔者通过文献调研、剖析其在约旦页岩和美国绿河页岩的中试效果,认为其走向大规模工业应用仍面临3个方面的挑战。
2.1 缺少精确测定地质工程参数的技术和大型原位转化数值模拟平台
页岩原位改质涉及地质、地球物理、岩石力学、岩石物性、流体特性、生烃化学等多种学科,需要测试的项目繁多,目前的测试技术无法满足工业的需求。测试技术呈现4个趋势,测试设备从通用仪器扩展到特定研发装置、测试条件从常温常压扩展到高温高压、测试参数呈现从地质参数扩展到工程参数、测试地点从实验室逐步扩展到现场。例如,对于原位改质最重要的热物性参数热导率,即使是国际上最著名的德国耐驰系列热导率测试装置,也不能满足地下温度和压力的条件,从而无法满足实际工业需求精确的热导率和比热数值,导致无法精确确定热场的演化和分布,从而直接影响生烃范围、生烃类型和生烃量的确定。同时,页岩力学性质随着温度的变化,裂缝的产生条件、机制和规模等均需要研发特殊的装置进行测试。
尽管数值模拟在工程中有很多应用,但不可忽视理论和试验的重要性。现在的数值模拟仍不够完善,因为不够真实的物理模型、物性参数、边界条件以及热场数值模拟参数都会使模拟偏离物理实际,进而得到一些毫无意义的结果。
总之,页岩的研究将从地质研究上升到热物理—地质力学—生烃化学—流固偶合研究的新阶段。目前国内尚缺少能集成地质参数、地质力学参数、水文地质参数、流体参数以及热物性等参数,开展页岩原位改质选区以及评价的页岩原位改质大型数值模拟平台,图4为壳牌约旦页岩油公司为开展页岩原位转化而建立的数值模拟软件模型,但是具体参数的获取细节未有公开报道。国内应该加强大型原位转化数值模拟平台研发,特别要研发新型设备细化地质与工程参数,为页岩原位改质提供依据。
2.2 缺少对全过程工艺的精细优化及经济评价—工程设计间的动态互馈
全过程工艺的精细优化是对原位转化整个过程,即建立冷墙—电源获取—加热生烃—原位开采等步骤中的细节开展优化。例如除建立冷墙工艺细节外,还需要考虑冷墙建立后加热单元内水的影响,因为试验研究发现水的热容是页岩的4倍,故需要将加热单元页岩中的水尽量排出[18]。 电的获取不仅需要利用外界电力,还需要充分利用原位转化过程中产生的烃类气体开展发电,即在节省能耗的同时保护环境。加热生烃过程需要精细的优化加热井的数量、井间距、升温速率、水平井的长度、加热时间、生烃总量、相态以及组成、温度场分布等,图5为原位转化温度场剖面图。诚然,上述工程参数的优选需要结合页岩生烃转化量综合考虑,在美国绿河页岩加热井间距为7.6~7.8 m,实际也是一个综合考虑的折中结果,因为缩小加热井的井间距虽然可以使页岩更快速地达到生烃温度,但增加了钻井成本[19]。壳牌在美国绿河页岩使用的加热速度约15 ℃/月,大约2年时间加热到350 ℃。事实上,升温速率也是可变的,通常降低升温速率可以降低生油窗的温度。比如,页岩在大气压和3 ℃/月的加温速度下,干酪根生烃大约在300 ℃下完成;若提高升温速率到90 ℃/月,可能350 ℃转化也不能完成生烃转化过程。原位开采步骤需要认识到生烃过程中会提高地层内的孔隙压力,孔隙内实际压力也是生烃增加的压力和生产井产烃降压之间的平衡结果,需要保证孔隙内流体压力不能超过页岩的静岩压力,否则会引起不可预测的裂缝,压力变化通常在0.2~3.5 MPa之间[20]。
图4 页岩原位改质地下模型Fig.4 Reservoir model of in-situ conversion process
图5 原位转化温度场剖面(其中水平尺度是实际尺度的等比例缩放)Fig.5 Profile of the in-situ temperature field (The horizontal scale is scaled by the actual scale)
页岩原位转化过程需要开展动态经济性评价与工程上的反馈。富有机质的页岩是热的不良导体,依靠热传导来进行油页岩的加热处理,温度从加热器向外传导的过程漫长且耗电,需要将页岩有效生烃体积和生烃量结合油价进行动态评价其经济性。根据动态经济性评价结果,调整加热井和生产井类型以及加热井的部井方式(三井模式、四井模式还是六井模式),从而实现经济与工程上的互馈,表2为3种部井模式的比较。除经济学上常用的投资收益等之外,还可以建立总能量输出(通过产烃折算)与总能量输入(加热器+冷墙耗能+产气再利用)的评价指标(NER),NER=输出的总能量/输入的总能量,该指标可以更好地理解经济性,值得注意的是产气量可以明显地影响能量比值。
表2 3种部井方式的异同点Table 2 Similarities and differences of the three types of wells arrangement
壳牌在一个测试中发现,气体产量贡献能量是总能量产出的32%,该气体产量高出任何一个文献中的报道,推测可能是加热井附近的温度超过了原油转化的温度而发生裂解气,一般原油转化率在95%之下不会达到产气的高峰[21]。
总之,页岩原位改质需要开展全过程工艺、能耗以及经济性的精细评价,并根据经济性等评价结果及时调整建立冷墙—电源获取—加热生烃—原位开采等具体步骤中的工艺。特别值得思考的是,经济评价以及其与工程之间的互馈均是建立在对加热单元热场演化分布及其生烃动力学方程深刻理解的基础之上。热场的演化分布也受地层非均质性、顶底封堵效果等多因素的影响;原位生烃过程也绝非简单的平行一级反应,在整个ICP工艺中完全符合非等温一级动力学过程,而是需要考虑压力等因素的复杂动力学过程[22]。需要特别指出的是,只有通过全过程经济性精细评价,才能优化出最优的工程设计,绝非追求产油量最大、页岩层厚度等地质参数最优,而是要整个工艺过程中经济上达到最优,这符合经济学上的“二八定律”。
2.3 缺少评估页岩原位转化对大气环境和水资源方面的影响
中国低成熟度的湖相页岩一般富含黄铁矿,高温情况下是否产生硫化氢、处理硫化物是否需要新的工艺和步骤、其排放对大气环境的影响等国内目前基本属于空白。另外,美国绿河页岩原位改质生产页岩油过程中的碳排放估算27 g C/MJ~34 g C/MJ基本上与阿尔伯达油砂产油的碳排放估算值29 g C/MJ~36 g C/MJ相当,明显比起油页岩地面干馏碳排放值为31 g C/MJ~74 g C/MJ和煤变油排放值42 g C/MJ~49 g C/MJ要低很多。但大规模的开采页岩油可能增加碳排放,若按照美国2005年汽油消耗量的10%来生产页岩油,原位改质开采相比常规原油开采要增加(1 000~2 000)×104t碳排放,使总碳排放从4 500×104t增加到约(5 500~6 700)×104t,增加量能与克拉罗多州2001年全年总排放量2 400×104t相当[23]。中国利用页岩原位改质生产页岩油,假定其排放与绿河页岩相当,大规模生产时碳排放对环境的影响需要进一步开展评估。
中国页岩一般厚度较薄,含油砂岩夹层很难找到像绿河页岩一样厚层的油页岩,缺少顶底板是否会对含油层或者地下水产生影响?另外,在原位转化的全过程中很多步骤均需要用水,包括建设、饮用、灰尘控制、钻井、处理、冷却、冲洗等。壳牌在绿河页岩3个试验地点所需要的水见表3。这里特别需要注意的是,需要在页岩层之外的含水岩层钻两口水井,为整个项目实施提供冷却、充填或者冲洗等。另外,产物中的水也需要专门的设备处理。在整个过程中不仅涉及需要寻找新的含水层钻水井保障应用,还需要卡车运送饮用水等。处理水无论是回注还是在生产中应用,必须确保达到环保要求,以免危害地下水或者污染地表土壤。水资源的利用也需要在工程设计过程中引入并开展精细的优化。
表3 壳牌在绿河页岩项目中的用水Table 3 Water usage of shell RD project in green river shale
注: a-地点2和地点3使用的水量通过地点1估算而来;
b-早期使用的生产水是冷墙内地下水,后期来自绿河页岩层之上地层水井的水;
c-溶解开采苏打的地下水主要来自冷墙内地下水,也有冷墙外绿河页岩层之上地层水井的水;
d-苏打开采估算的水体积是39.6 m×30.5 m的裂解区,水处理后使用;
e-再利用包括淬火、冷却以及裂解区再利用水,地下水来自冷墙外地层水井的水;
f-估算的最大值。
3 页岩原位改质科学技术攻关重点和建议
页岩原位改质涉及地质、地球物理、地质工程等多个方面,需要地质工程一体化考虑。通过详细分析页岩原位改质的现状和挑战,笔者明确提出三大核心科学任务是构建原位转化中热场空间演化分布、细化干酪根生烃过程和动力学研究、研发新型加热材料和设备。建议加强三大技术攻关,即研发纳米导热流体等导热技术,提高岩石热导率促进单位时间内热场波及体积;研发适用于地下条件的生烃催化剂,降低原地生烃转化的活化能,降低能耗提高经济性;研制耐高压耐高温抗酸碱腐蚀的加热器等材料,延长其使用时效降低成本。
3.1 研发热物性参数测定设备、热场动态演化数值模拟平台以及新型的导热技术
热场动态演化在 ICP技术中至关重要,对温度场的了解有利于完善整体设计。热场构建过程中最重要的参数是热导率和比热容。目前热导系数测定方法均是在实验室内开展,包括接触法和非接触法两类,主要方法包括热探针法、平板法、防护热板法、热线法、平面热源法(TPS)、光学扫描法(TCS)和激光—闪光分析法(LFA)。目前,热场动态演化主要通过数值模拟实现,尽管数值模拟已经大量应用,但不能忽视理论和试验的重要性。同时现在的数值模拟还不够完善,主要是不够真实的物理模型、物性参数边界条件以及求解参数不能随实际条件动态演化而使模拟结果偏离物理实际。
热场的重建需要攻关3个方面:第一,热导模型要考虑页岩的非均质性。最新的研究发现岩石存在各向异性,因为油页岩层理结构的存在对热量在油页岩中传递规律产生影响,并改变油页岩内温度分布规律,部分学者认为与孔隙连通性有关,部分学者认为与有机质纹层有关[24-26]。在传统数值计算中,多数将岩石简化为理想的连续、均质各向同性弹性体,并且热传导也仅考虑各向同性的导热情况。第二,热导模型也需要考虑矿物成分和流体。由于页岩的导热系数和其他热物理参数一样均被许多因素影响,其中最重要的是密度、孔隙度、含水量、孔隙结构等。到目前为止,还没有形成一个表述导热系数统一的理论方法或经验公式。为了更有效准确地确定其导热系数,Fuchs等曾提出一个几何均质模型,岩石骨架的热导系数是组成岩石的各矿物成分热导系数的乘积,利用几何平均数值模型将岩石骨架的热导系数转化成饱和岩石的热导系数[27];Aichlmayr等将岩石热导所有的理论模型分为三类:低固体—流体热导比率、中固体—流体热导比率、高固体—流体热导比率[28]。第三,热导模型也需要裂缝影响。油页岩孔裂隙中所含水分和气体对油页岩的导热性能具有明显的弱化作用,而这种作用造成油页岩导热性能的各向异性。
因此,综合成分、流体、裂缝、非均质性、高温高压等因素,研发地下开采条件的页岩热导率和比热测试设备,建立非均质性、地质流体和地下实际情况的热场重建软件是重要的攻关方向之一。笔者同时积极调研,联合高校、国内外企业设计出页岩高温高压热导率测试仪。需要参考ANSYS、FLUNET、CMG等有限元分析软件,建立原位改质热场动态演化数值模拟平台。研发纳米导热流体,或者与压裂等技术结合的能在地下裂缝中充填提升导热性能的材料等,提高岩石热导率促进单位时间内热场波及体积。
3.2 精细刻画生烃过程与建立生烃动力学模型,研发低温生烃催化剂降低能耗提高经济性
自从20世纪70年代Tissot等将有机质成烃动力学应用到油气资源评价中以来,生烃过程和生烃动力学研究基本上分成3个阶段。第一阶段是20世纪90年代之前,其特点主要是动力学模型的建立和参数的优化求取;20世纪90年代主要是有机质成油、成气及油成气的机理、特征描述以及在油气资源评价中的广泛应用;近20年以来则主要是单个化合物成烃动力学(分子级别)研究以及动力学参数的不确定性对地质应用结果影响的研究[29-31]。国内外已有许多学者用不同的实验设备(如热重分析仪,高压釜、真空管、金管、Rock-Eval热解仪及各种自制的加热设备),在不同的加热温度范围、时间和压力条件下,对各种类型的烃源岩进行热模拟生烃试验研究。采用 Rock-Eval 热解仪进行的热模拟试验是开放体系的干法热解试验,采用 MSSV和金管的热模拟试验是密闭体系模拟试验。这两类试验可以方便地获得不同升温速率下的有机质成烃(油/气)量/转化率与温度的关系曲线数据,有利于标定有机质成烃的动力学参数。油页岩研究倾向于使用热重分析,获取生烃过程产物与动力学。
实际上,热模拟试验数据推导的动力学参数能否成功地外推到地质情况下,主要取决于热模拟试验条件和地质情况的近似度。目前的试验条件下只能模拟开放体系和密闭体系下的有机质生烃过程。例如,美国绿河页岩ICP原位改质过程中使用的加热速度约15 ℃/月,使用Campbell一级反应模型计算生油完成的温度为330 ℃,但实际产量远低于计算产量,原因证实为模型中没有考虑生烃增压对生烃的影响[21]。考虑压力影响后,实际生油完成的温度比Campbell一级反应模型生油完成的温度高出10~30 ℃。目前,壳牌生烃动力学模型反应方程以及动力学参数常使用表4。
表4 壳牌ICP生烃动力学模型Table 4 Kinetic reactions for shell ICP model
注:IC37代表重油,IC13代表轻质油,IC2代表烃类气体。
因此,目前在利用生烃动力学方法评价油气资源潜力时受热模拟试验和动力学模型影响。Walters等对不同有机质类型页岩在封闭和开放条件下累计生烃量和原油族组分含量进行了研究,发现开放体系生烃滞后,封闭体系C1~C14轻烃组分含量较高[32]。不同馏分段化合物或者单个化合物成烃动力学(分子级别)研究以及动力学参数已经成为一个趋势[33]。Shell公司Stainforth通过试验建立了不同类型有机质中不同组分段烃类的生烃过程,发现Ⅰ型在Ro为0.7%~1.3%时排烃强度(液态烃)最大,Ⅱ型干酪根在Ro为0.6%~1.3%时排烃强度(液态烃)最大(图6)[34]。
事实上,从能耗角度看,干酪根裂解生成人造页岩油的潜力(热解S2)是页岩油(S1)的数倍,应该在生烃动力学的基础上,研发适合地下条件低温催化剂进行井下压裂喷射,降低干酪根裂解生烃成气的活化能,从而实现降低成本而增加页岩油产量,是研究的一个重大领域之一。
图6 不同类型干酪根排烃量[34] Fig.6 Hydrocarbon expulsion of different types of kerogen (Modified form [34])
3.3 研制具有高耐压耐温抗酸碱腐蚀的强导热的加热器材料,提高其使用时效降低成本
页岩原位转化的大规模商业开采是未来的一个趋势。原位转化电加热工艺具有以下特点:①传导加热岩层速率小,能耗相对较高;②井筒隔热增加成本;③电加热工艺复杂,故障难以排除;④加热井的设计和开发仍有较大研发空间;⑤油气迁移动力小,回收率较低[15]。
电加热器是产生热量的根源,如何高效地产生热量是电加热器的核心问题。原位转化过程不仅涉及电加热器的安装、操作及维护要简单,更重要的是其所用材料要耐高温、耐腐蚀且绝缘性好。加热器技术作为页岩原位转化的重要组成部分,其材料价格、使用年限、热能耗等诸多因素直接影响该技术开采页岩油的经济性。未来需要研制加热器材料,延长其使用时间和效能达到降低成本的目的。
4 中国页岩地质特殊性和页岩原位改质技术的适用性
与美国相比,中国缺少油气,湖相页岩发育,成熟度适中,有机质类型多样。中国油页岩埋藏较深,油页岩平均厚度为20~30 m,且多夹有粉砂岩、泥岩等,而且相当一部分油页岩的含油率小于5%,主要是介于5%~10%之间,含油率大于10%的富矿较少。此外,中国湖相页岩自身非均质性强,不仅仅是垂向上,横向上也存在岩性和有机相的差异。不过鉴于原位改质中单加热井的热场影响范围在10 m内、砂岩层等热导系数是页岩热导率的2~3倍、粉砂岩等夹层致密不容易沟通地下水等情况,中国地质的特殊性对原位改质技术而言是有利因素。需要强调的是,必须通过地质工程一体化的角度评价“甜点”。有机质丰度最高、厚度最大的地质“甜点”不一定是工程上的“甜点”体(导热性差、钻井成本高),而需要全过程综合开展经济性评价而定。
中国发育海相、陆相和海陆过度相3类页岩,但根据有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型、成熟度(Ro)低于0.8%、厚度大、生烃潜力好等指标汇总中国页岩(表5)。中国适合原位改质的盆地和层系包含松辽盆地白垩系、渤海湾盆地古近系、鄂尔多斯盆地三叠系、柴达木盆地新生界、准噶尔盆地二叠系等湖相页岩,海相页岩主要是华北沉降带的下马岭组页岩。
总之,要深化地质工程一体化的运作模式和建设融合多学科多参数的大型数值模拟平台,优选原位改质有利区,评价勘探开发潜力与经济性。值得注意的是,页岩层系中微裂缝和高渗储层段的定量评价和有利区预测是页岩层系非常规致密油的有利储层,是非常规油资源分布的“甜点区”。在开采这些“甜点区”资源的同时,可引入原位改质技术,对附近的泥页岩进行原地转改质,将干酪根裂解生成人造页岩油,通过上述“甜点区”裂缝通道或者高渗储层进行导流,不仅可以生产页岩油,生成的气体和轻烃还可以降低致密油的黏度和流通性,进而提高致密油的开采效率。实现对页岩体系的最底端干酪根油气资源转化的同时,立体开采致密油。因此,建议在开展页岩层系内干酪根原位转化研究的同时,在思想上树立页岩层系多种非常规资源有序聚集的观念,在对油气资源“吃干榨净”开展“干酪根革命”的同时,也考虑页岩层系内其他非常规油气资源,做到立体勘探、协同开发、整体部署、一体发展(图7)。
表5 中国发育低成熟度页岩层系的源岩基本特征Table 5 Basic characteristics of low maturity source rocks in China
图7 页岩层系非常规油气资源立体勘探示意Fig.7 Unconventional oil and gas resources stereoscopic exploration schematic in shale formation
5 结论
(1)中国石油勘探开发研究院与荷兰皇家壳牌通过联合攻关认为原地开采技术适用于中国,在该研究背景下详细地调研原位转化技术发展的现状、全球试验效果,归纳出其面临的缺少精确测定地质工程参数的技术和大型原位转化数值模拟平台、缺少全过程工艺的精细优化以及经济与工程间动态互馈、缺少评估页岩原位转化对大气环境和水资源方面的影响三大挑战。
(2)明确提出三大核心科学任务是构建原位转化中热场空间演化分布、细化干酪根生烃过程和动力学研究、研发新型加热材料和设备。倡导加强三大技术攻关,即研发纳米导热流体等导热技术,提高岩石热导率促进单位时间内热场波及体积;研发适用于地下条件的生烃催化剂,降低原地生烃转化的活化能,降低能耗提高经济性;研制具有耐高压、耐高温、抗酸碱腐蚀的加热材料等,提高其使用时效降低成本。
(3)指出通过深化地质工程一体化的运作模式和建设融合多学科多参数的大型数值模拟平台,优选原位改质有利区,评价勘探开发潜力与经济性,确定地质工程一体的“甜点区”。最后结合中国页岩的地质特征,对中国页岩油原位开采技术的应用提出具体的页岩层系油气资源立体勘探一体开发等建议,助推中国页岩原位开采示范区的建立。