松辽盆地扶余—长春岭矿区青山口组油页岩原位开采中试示范区优选

2021-10-12侯丽云孙平昌刘招君董欣怡

中国煤炭地质 2021年8期

侯丽云，孙平昌*，刘招君，万涛，张晴，董欣怡

(1.吉林大学地球科学学院，长春 130061；2.油页岩共生能源矿产吉林省重点实验室，长春 130061；3.山东正元地质勘察院，山东临沂 276002；4.吉林大学经济学院，长春 130015；5.南阳理工学院，河南南阳 473304)

0 引言

中国油页岩资源丰富，而目前使用的地面干馏开发方式需要大量水资源，产生大量废渣，给环保工作带来压力[1-3]。所以加快原位转化技术攻关是大规模、高效和环保开发油页岩的必要途径。近70年来，国内外对原位开发加热工艺、储层改造和生烃产物等方面开展了大量的工作，国内主要在松辽盆地进行现场原位转化的点实验[4-5]，且已取得成功。要实现松辽盆地油页岩原位中试或工业开采，确定可供原位开采区域和获得相应资源将是首要开展的工作，而这方面的工作目前尚未开展。因此亟需开展油页岩原位开采选区地质参数总结，同时进行相关资源储量计算。本次以勘探程度相对较高、资源丰度大的松辽盆地东南隆起区扶余—长春岭含矿区为研究区，开展原位选区参数体系初步探索，进而优选适合进行油页岩原位开采的中试示范区。

1 油页岩原位开采试验现状

目前，原位技术在国内外均已开展了大量试验，其中具有代表性的传导加热技术有壳牌石油公司的In situ ConversionProcess(ICP)技术[27]、埃克森美孚公司的ElectrofracTM技术和 IndependentEnergyPartners,Inc.(IEP)公司的 GFCTM技术[26]；对流加热的代表有太原理工大学MIT技术、雪弗龙CRUSH 技术和EGL 技术；以及众诚公司的原位竖井压裂化学干馏技术、吉林大学的Topochemical In-Situ A技术、斯伦贝谢/Raytheon2CF 的临界流射频技术等。吉林大学目前还在实验室进行近临界水提取有机质技术[29]和高压-工频电加热原位裂解油页岩技术[30]。其中壳牌的ICP技术是目前国际较为认可的适合进行油页岩原位开采的技术。CRUSH技术则需要大量水，并进行现场生产，对环境破坏较大；埃克森美孚公司的ElectrofracTM技术需要冷冻墙技术支持，且耗费电量巨大；GFCTM技术工艺复杂，经济效益较低，不适用于大面积开采[26-27]。虽然油页岩原位转换技术已经开展了大量的研究，但是各个技术对于现场地质的要求缺鲜有文献报道，其中壳牌公司最先提出适合油页岩原位开采的矿床需满足含油率与有效厚度的乘积超过274；在壳牌1988年申请的专利中提到适合原位开采的油页岩矿层单层厚度需大于30m，含油率大于3.5%(含油率与厚度乘积为105)，近期咨询壳牌相关负责人得到适合ICP技术油页岩原位的矿床要求为油页岩单层厚度大于20m，含油率大于7%左右(含油率与厚度乘积为140)，埋深大于100m，这表明即使已经实践近50年的油页岩原位技术对于选区要求和相应的指标还在不断调整。按照ICP技术要求，目前松辽盆地难以满足地质条件。但是众诚集团和吉林大学陆续在松辽盆地原位转换现场点试取得成功，且目前正在着手进行中试，鉴于加热技术、出油时间的差异，本次依据这两家单位的原位试采经验和要求，以松辽盆地东南部扶余—长春岭含矿区的青山口组油页岩为目标层系，总结中试选区地质参数，并对有利区进行优选。

2 区域地质特征

松辽盆地是白垩纪亚洲古陆上面积最大、白垩系发育最完整的盆地之一，东南隆起区位于盆地东南部，基底起伏大，埋深500～3 000m，上白垩统沉积地层分布广泛[6]。嫩江组和姚家组大部分地层由于该区的后期整体抬升遭受剥蚀，缺失四方台、明水组和古近系[7]，本次开展研究的扶余—长春岭地区位于中央坳陷区和东南隆起区过渡地带(图1)，主要目的层位为青山口组，本区的油页岩具有埋藏深度浅、油页岩品质好、油页岩累计厚度相对较大的特点。2006—2010年，吉林省地质勘查局和地质调查院在扶余—长春岭地区开展了大量的钻井勘探和油页岩测试及分析化验工作，该区油页岩勘探已达到详查程度，查明油页岩资源量4 527 396×104t[31]。

图1 松辽盆地区域地质及研究区位置Figure 1 Songliao Basin regional geological map and study area position

3 油页岩特征

松辽盆地扶余—长春岭地区油页岩主要发育在上白垩统青山口组和嫩江组，吉林大学和众诚集团均在青山口组开展油页岩原位实验，该层段也是本次的研究对象。青山口组共发育12层油页岩，大部分位于青山口组的一段。

3.1 工业品质

3.1.1 含油率

油页岩的含油率是油页岩最重要的评价指标，根据含油率将油页岩含油率边界品位定为ω>3.5%，并将其分为低、中、高三个品级:3.5%<低≤5%、5%<中≤10%、高>10%[9]。研究区青山口组油页岩含油率为3.5%～10.2%。其中，其中1号和2号矿层含油率平均值大于5%，为中等品质油页岩矿层，达到工业要求，其余矿层含油率平均值均小于5%，为低品质油页岩(图2)。

图2 研究区青山口组矿层赋存特征及目标矿层分布特征Figure 2 Study area Qingshankou Formation ore bed hosting features and target ore bed distribution features

3.1.2 水分

水分的含量无论是对于油页岩的利用加工还是对于原位开采，都起着至关重要的作用，在油页岩加工过程中水分含量越高加工所需要的热量越多，高水分含量的油页岩在原位开采过程中需要进行前处理。对于同一地区的油页岩，水分量与取样深度和地下水有关，一般接近地表水分含量较高，深度越深水分含量越低[11]。研究区青山口组油页岩中1号和2号矿层平均含水率均低于1.5%，从含水量角度来分析，是有利于原位油页岩开采工作进行的矿层，而其他矿层的含水量相对于1号和2号矿层来说比较高。

3.1.3 发热量

松辽盆地青山口组1号矿层发热量平均为3.1kJ/g，2号矿层发热量为3.1～3.7kJ/g，平均为3.4kJ/g。

3.2 有机地球化学特征

3.2.1 有机质丰度

有机质丰度可以代表岩石中有机质的含量，是油页岩的生烃能力评价的关键指标[7，13]。研究区青山口组有机质丰度普遍较高，有机碳含量为5.2%～16.9%，平均7.5%。

3.2.2 生烃潜力

油页岩的生烃潜力是指岩石中游离烃(S2)和热解烃(S1)之和，可以很好的反映油页岩的生烃潜力。通过岩石热解分析表明，青山口组油页岩生烃潜力为38.15～138.98mg/g，平均值为71.86mg/g。

3.2.3 有机质类型及成熟度

松辽盆地青山口组油页岩有机质类型已经开展大量的研究，前人研究成果表明青山口组油页岩的有机质主要为Ⅰ型干酪根，其次为Ⅱ型干酪根，有机质来源于低等水生生物[6，13]。Tmax值均小于445℃，表明有机质处于未熟—低熟阶段[6，13]。

3.3 油页岩分布特征

根据研究区钻井系统含油率数据确定了单层油页岩矿层号，识别出青山口组一段共发育12层油页岩，并搭建了研究区南北向和东西向矿层对比剖面。

南北向矿层对比剖面图中1、2号矿层在各井中均见矿，且矿体连续性最好，在全区范围内稳定分布。其余矿层均呈现透镜状，其中10号矿层连续性较好，仅在ZK3101井、ZK4740井未见到；3、6、7、8、9、11、12号矿层在剖面中不连续，多为单孔见矿，零星分布；剖面中未见4、5号矿体(图3)。

图3 松辽盆地东南隆起区扶余—长春岭南北向油页岩层对比Figure 3 Fuyu-Changchunling mining area NS oil shale beds correlation in southeastern upwelling area of Songliao Basin

东西向矿层对比剖面图中1、2、3、6、7号矿层在各井中均见矿(图4)，且矿体连续性最好，在全区范围内均有分布；5、8、9、10、11号矿层在剖面中不连续，多为单孔见矿；剖面中未见到4、12号矿层。

图4 松辽盆地东南隆起区扶余—长春岭东西向油页岩层对比Figure 4 Fuyu-Changchunling mining area EW oilshale beds correlation in southeastern upwelling area of Songliao Basin

4 油页岩原位中试选区参数

油页岩地面干馏技术地质评价主要考虑因素是埋深、厚度、含油率，并把剥采比作为优选的主要指标[14-16]。而这些参数不能满足油页岩原位开发的地质评价。结合目前松辽盆地油页岩原位实验进展和相关调研，本文初步认为油页岩品质、厚度及岩石组合特征、埋深、横向稳定性和地层倾角是进行原位选区的关键参数。

4.1 油页岩品质

本次评价油页岩品质主要包括含油率、干酪根类型、有机质成熟度。

4.1.1 含油率

在地面干馏油页岩油回收率为70%的情况下，目前抚顺、太姥、窑街等企业开采的油页岩含油率基本大于5%[9，17-19]，结合当今页岩油采收率仅为7%[20]，天然气的采收率为45%～95%[21]，油页岩原位开采出的产物基本是油气状态，应和地面干馏相当，初步预估采收率为70%，同时众诚集团点试油页岩矿层加权含油率为5%，吉林大学目前也聚焦于含油率为5%的矿层开展实验，因此将来中试原位开采油页岩含油率也应大于5%。

4.1.2 干酪根类型

干酪根类型决定有机质的生烃能力和生烃类型，其中腐泥型(I型)干酪根易于生油，而腐殖型干酪根易于生气(III型)，混合型干酪根(II型)油气生产类型介于前两者之间[22]。无论是地面干馏还是原位转化，目的均是获得油页岩油，所以油页岩中干酪根类型应以I型和II型为主[23-25]。

4.1.3 有机质成熟度

成熟度决定了有机质热演化阶段，相同干酪根类型和有机质丰度的油页岩其成熟度越低，单位有机质丰度生烃潜力越大，目前原位试采的油页岩应以低熟-未熟为主。

4.2 有效厚度及岩石组合特征

地面干馏，油页岩露天或巷道开采方式的选择重点考虑剥采比，而油页岩原位开采应注意压裂影响的垂直厚度和岩石组合特征。一旦压裂垂向影响厚度超过油页岩层厚，未免会造成热量的损失，所以油页岩过薄必然不是良好的目标选择，众诚原位试采油页岩靶层厚度为5m左右，吉林大学试采厚度为7m，产油量较为可观，因此初步将单层厚度底限设为5m，且越厚越好。

油页岩及顶底板岩石组合特征也是影响原位转化的关键因素，我国陆相油页岩顶底板主要存在三种类型：泥岩型、砂岩型和煤-炭质泥页岩型。其中以煤和炭质泥页岩为顶底板的油页岩具有厚度薄、横向分部局限的特征[22]，不是原位转化的理想对象；以砂岩为顶底板的油页岩，容易在压裂和加热过程中造成加热流体的大量损失，同时砂岩储层中的地下水也会阻碍油页岩高温加热，也不是原位开采的目标层系。目前唯有以厚度较大的致密泥岩为顶底板的油页岩才是最佳选择。

4.3 埋深

一般情况下，地下浅部层位容易存在含水层、沟通地表的断裂等，油页岩原位开采不适宜在浅部层位进行；埋深过大油页岩品质相对较低，且耗能过大。结合研究区地下水潜水层埋深为70～190m[32]，进一步考虑压裂的影响厚度和目前原位试采的深度基本集中在300～600m，因此将300～600m作为中试示范区的最优深度。

4.4 横向稳定性

实际勘探表明，松辽盆地多数油页岩矿层呈现透镜体状，油页岩原位开采需要大规模的压裂和长时间的加热，可利用的矿层必须横向展布稳定，厚度变化相对较小，油页岩品质相差不多，因此对于达到详查或勘探程度的油页岩矿床，应优先选择全矿区稳定分布的厚层油页岩，对于两井间出现油页岩尖灭的矿层应予以放弃。受断裂或褶皱等影响的矿层更应尽量回避。

4.5 地层倾角

由于页岩油气赋存厚度较大，一般在甜点区选择时要求地层倾角小于15°，而油页岩矿层相对薄，如果地层倾角较大，很容易压裂穿层，导致加热对象变为非矿层。因此对油页岩原位选区，要求地层倾角应更小。基于生产井和加热井之间的距离与油页岩矿层厚度，在两井距离分别为50、100、200m时，倾角分别小于6°、3°、1.5°时，水平压裂才不容易穿层。鉴于目前松辽盆地原位实验生产井和加热井的距离基本在100m之内，将倾角小于3°地层设为理想层系。

4.6 其他因素

地貌特征也是影响油页岩开采的重要因素，一般平原区适合进行地面设施建设；我国陆相油页岩中普遍含有黄铁矿和碱土金属离子，对油页岩裂解催化和反应性起到积极的效应；油页岩中黏土普遍以蒙脱石和伊蒙混层为主，不利于储层改造。此外随着原位中试的进展，会有更多的地质要素进行考虑。

5 扶余—长春岭可适合原位开采油页岩的中试示范区优选

综合油页岩含油率、有效厚度、矿层对比、油页岩顶底板岩石组合等原位选区参数，基本可以确定研究区青山口组1号和2号矿层是适合原位开采中试的靶层。但并非这两套矿层在研究区任何地方都可以进行开采，为了初步为大规模原位转化提供示范区，需进一步结合目的层油页岩埋深、含油率、厚度和地层倾角等参数进行示范区优选。

5.1 埋深特征

扶余—长春岭矿区正好位于长春岭背斜、登娄库背斜的轴部和两翼。区内1号矿层顶板埋深为200～800m。从东西向，研究区东部油页岩埋藏深，为600～800m，且向中央凹陷区方向逐渐加深；中部油页岩埋藏最浅为200～500m；西侧油页岩埋藏为500～700m，且向西逐渐加深。从南北向，南部和北部油页岩埋深基本相似。由于2号和1号矿层在垂向上相距10m左右，其顶板埋深基本和1号矿层相似(图2)

5.2 有效厚度特征

研究区1号矿层油页岩厚度为1～11m。存在8个厚度高值区，厚度均大于6m，主要分布在矿区北部和中部；而南部油页岩厚度相对较薄，基本小于5m。2号矿层厚度为1～10m，有9个厚度高值区，均大于6m，主要分布在研究区中部和南部；而北部油页岩厚度相对较薄，仅在北部存在1个最大厚度为7m的区域，其余基本小于5m(图2)。

5.3 含油率特征

研究区1号矿层含油率趋势线呈北东—南西向分布，含油率为3.6%～6.15%，最大达到6.15%。在研究区中部和南部出现了多个含油率高值区，为中品质油页岩(含油率大于5%)；北部存在1个中品质油页岩区域，分布在北部区的东侧。

2号矿层含油率趋势线呈北东—南西向分布，含油率为4.13%～8.10%。矿区南部有多个含油率高值区，均为中品质油页岩；矿区北部仅有一个中品质油页岩区域；矿区东、西两侧油页岩品质较差，甚至不发育油页岩；北部、中部和南部各出现了1个含油率最高值区，均高于7.0%(图2)。

5.4 展布特征

研究区青山口组各油页岩矿层倾角具有一致性，主要为0°～6°，整体较小，为缓倾斜类型，其中在的东北区域倾角相对较大，存在三个倾角高值点，而西侧倾角相对较小，同时矿区南部也存在倾角稍大区域(图5)。

图5 研究区青山口组1、2号矿层油页岩倾角等值线Figure 5 Study area Qingshankou Formation ore bed Nos.1 and 2 oil shale dip angles isogram

5.5 原位开发有利靶区优选

松辽盆地扶余—长春岭矿区处于平原区，油页岩有机质类型和岩石矿物组成基本一致[13]，且处于未熟—低熟阶段，油页岩顶底板均为致密厚层暗色泥岩。因此影响靶区优选的关键参数主要为含油率、厚度和矿层倾角。本次采用关键参数乘积法对适合原位开采的中试示范区进行优选。

Q=A×O×T×D

(1)

式中：Q为油页岩原位开采潜力值；A为矿层倾角的赋值(小于1.5°赋值为4；1.5°～3°；赋值为3；4～6°赋值为2；大于6°赋值为1)；O为矿层含油率的赋值，赋值与实际含油率数值相等；T为矿层厚度值的赋值，赋值与矿层实际厚度数值相等；D为矿层埋深的赋值(小于200m赋值为0；200～600m赋值为3；600～1 000m赋值为2；1 000～1 500m赋值为1)；并初步将含油率大于5%，厚度大于5m，倾角小于3°，埋深300～600m，定为适合原位开采中试示范区，其潜力值为300。

5.5.1 1号矿层

1号矿层原位开采潜力最大值为400，最小值为0。其中，东侧潜力值普遍较小，向西侧逐渐增大。

以潜力参数300为界限，在研究区青山口组1号矿层中圈出2个有利区(图6a)，其中西部偏北侧的靶区命名为示范区①，北部的靶区命名为示范区②。

5.5.2 2号矿层有利区优选

2号矿层全区范围内潜力参数乘积最大可达650，最小值为50。北部和南部各存在一个有利区。以乘积潜力参数300为界限，在研究区青山口组2号矿层中圈出2个有利区(图6b)，北部的靶区命名为示范区③，南部的靶区命名为示范区④。相对于1号矿层的有利靶区而言分布面积明显增大。

a.1号矿层 b.2号矿层图6 松辽盆地扶余—长春岭组青山口组目的矿层原位开采潜力值分布Figure 6 Fuyu-Changchunling mining area Qingshankou Formation target ore bed in-situ exploitation potential values distribution in Songliao basin

6 可供原位开采油页岩资源

6.1 计算方法

本次可供原位开采油页岩资源计算采用体积法(几何图形法)，应用的估算公式：

Q油页岩=S×H×D

(2)

Q油页岩油=Q油页岩×ω

(3)

式中：Q油页岩为油页岩资源量,104t；S为油页岩面积，km2；H为油页岩厚度，m；D为油页岩体重，t/m3；Q油页岩油为油页岩油资源量，104t；ω为油页岩含油率，%。

6.2 参数选取

大量测试结果表明：青山口组油页岩含油率≥5%的矿石平均体重为2.14g/cm3，有利矿层厚度以5m为下限，含油率下限为5%。体积即为图中所示四个有利区体积，并利DoubleFox软件直接读取确定的，分别为781 334 869m3、505 069 594m3、417 759 068m3、1 633 461 809m3。