油页岩开采技术现状与展望

张传文 ，孟庆强，唐玄

（1.中国地质大学（北京），北京 100083；2.自然资源部页岩气资源战略评价重点实验室，北京 100083；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206）

0 引言

油页岩（油母页岩）是非常规油气资源的一种，是一种灰分含量高、含可燃有机质的沉积岩（陈丽等，2018）。就我国而言，油页岩多属于陆相的，脂质含量较高（Xu et al.,2019）。油页岩热解后产生大量油、气，被视为是常规油气开发的重要接替领域；有机质丰富的地区，油页岩和油气产量都很高（林家善等，2015；冉冶等，2016；马风华等，2020）。我国油页岩储量巨大，远大于已知的油气探明资源量，其他国家也有可观的油页岩储量，因此，世界范围内对油页岩开采提出了针对性政策，具有较好的开发利用前景（孙春强等，2019）。

我国“富煤、少气、贫油”的资源禀赋决定要重视油页岩基础研究、加大油页岩资源开发力度。当前我国油页岩开发的重点省份有辽宁、广东、内蒙古、吉林和海南，其中以吉林省探明资源储量最为丰富（罗万江等，2014；张君峰等，2018；商斐等，2020）。据吉林省《能源“十三五”规划》，吉林省油页岩已探明储量大于1000亿吨，约占全国已探明资源量的80%。因此加强对油页岩开采技术和原位转化技术的研究，促进其勘探开发工作的快速推进，对降低我国石油对外依存度、确保国内的能源安全有重要意义。当前，国内油页岩资源开发力度不足，首先是因为油页岩本身的开采条件较高，其次是对油页岩资源的开采和转化技术关注不够。本文通过总结近年来油页岩原位开采技术，尤其是催化转化技术的进展，展望未来油页岩开发的趋势，以期对油页岩开发工作有所裨益。

1 油页岩开采技术

矿产开采方式的不同，很大程度上是由埋深决定的，油页岩的开采也遵循相同的规律。根据油页岩的埋深不同，有异地开采和原位开采两种方式，而不同深度的油页岩资源量也有较大差异，以鄂尔多斯盆地延长组7段油页岩为例，总预测资源量约4000 亿吨，但埋深小于300 m 的油页岩1000 亿吨左右，占比仅25%，而地下300～1500 m，适合原位开采的油页岩资源量占总量约75%（李玉宏等，2014）。由此可见，原位开采技术有极大的发展空间。

1.1 异地开采

异地开采适用于埋深小于300 m的油页岩资源，通常在露天条件下进行，用采矿机将油页岩从矿体中剥离出来，其主要技术方法与现有的煤炭开采技术相似。根据油页岩矿体具体的埋藏深度，又分为浅地表开采和地下巷道开采（王丽萍，2015）。

浅地表开采使用采矿机将油页岩上覆岩层铲除，进而实现对油页岩矿藏的直接开采。这种开采方式见矿快、产量大，但需要占用大量土地来布置机械，易破坏地表环境且不易逆转（孙天竹等，2019），油页岩中有害金属元素也容易对空气质量和地表水质造成破坏，甚至危害人体健康（戚赏等，2020）；地下巷道开采通过打矿井将油页岩矿藏与地面连通，是浅地表开采的后续开采方式，采用该方式时，要把地下水位降低到油页岩层以下，这可能会改变地表水系部分离子的含量（Conditt,1984），破坏排放区域生态平衡和水质，并且容易滋生微生物（冯伟民，2020）。

通过异地开采得到的油页岩，其主要利用方式有以下几种：燃烧发电（Lu et al.,2019a）、干馏、提取页岩蜡、循环利用油页岩灰渣（温小莹，2015）等。吴道洪和肖磊（2014）设计的蓄热式燃气辐射管旋转床，以干馏过程中的产生的干馏气为燃料，以燃烧产生的高温烟气为介质活化页岩渣，能量利用率高且实现了页岩渣的循环利用。

1.2 原位开采

原位开采适用于埋深300～1500 m的无法直接开采的油页岩资源，通过加热井给地下油页岩层加温，使其在地下进行热解，生成的油气通过生产井采出。中石油勘探开发研究院与壳牌合作研究的技术甚至可以对地下3000 m的油页岩进行原位开采（汪友平等，2013）。与异地开采相比，原位开采技术有更多优势：不需要露天和矿井开采、没有大量的油页岩废料堆积、副产物少、水资源用量少、对环境破坏小。通过这种方式获得的页岩油气的产量也受到油页岩层厚度、对地层的加热温度和时长、压力、参与反应的水质量分数、催化剂等因素的影响。

在参考前人研究成果和国内油页岩开发实例的基础上，本文总结出了对于国内油页岩原位开采比较有利且完整的条件（夏添，2015；马中良等，2017，2019；雷光伦等，2017；陈强等，2017；李玉博等，2018；高诚等，2018；赵文智等，2018；王英英等，2019；方樟等，2019；马飞英等，2019）。

表1所示是原位开采的适用条件。需要注意的几点是：开采施加的压力不宜太大，否则会破坏地层；水质量分数的变化会使反应方式发生变化，干酪根除了高温裂解还能发生水热裂解，能减小重质油的占比。温度是该方法的决定性因素，当油页岩层温度在340～500 ℃之间时有油和气生成，且温度在420～440 ℃时，产率是最高的（马中良等，2019）。模拟实验中随加热时间增加，对地层的加热效果越好（图1），图中灰度表示温度分布。

图1 加热时长与温度分布的关系（据Wang et al.,2019）

表1 油页岩原位开采条件

1.2.1 加热方法

对油页岩层的加热是原位开采的重点，根据加热技术的不同，可以分为4类方法：电加热、流体加热、辐射加热和燃烧加热。

（1）电加热法

电加热法是通过水力压裂油页岩之后，向裂缝中加入导电材料。这种加热方式灵活，易于控制，但是加热速度慢，效率较低。电加热法技术具有代表性的是壳牌的ICP技术（图2）。该技术采用特有的冷冻墙工艺，向冷冻井中注入氨水循环冷却，可以阻止水流入被加热地层，并能封闭产出的流体，提高采收率，同时保护局部蓄水层（汪友平等，2013）。

图2 壳牌ICP技术示意图（汪友平等，2013）

电加热法是加热油页岩层的经典方法，加热方式简单、施工方便、占地面积小、加热器温度可调控且区间大，但加热器材料的选择是难点。电加热器加热效果受材料的密度、导热系数、比热容和热源密度影响，现阶段最优的电加热器是由铜、不锈钢、镍铬合金等加热材料制作的轴对称U型加热器，这样的材料选择和结构组成，能够在降低加热器的能量损耗的同时提供更好的加热效果。

（2）流体加热法

流体加热主要是指蒸汽加热，如图3所示，热蒸汽从加热井注入，为地层提供热量，这种方式的优点是加热快、可充分利用干馏气，但是收集产出气的时候需要分离，流体加热法的代表是雪佛龙CRUSH技术，它采取热蒸汽注入的方式，并设置了独立的地下水监测井（汪友平等，2013）。

图3 雪佛龙CRUSH 技术示意图（汪友平等，2013）

蒸汽加热是现行加热方法中效率较高的，李姿（2017）通过CMG软件模拟了对抚顺油页岩采用蒸汽加热法进行原位开采的效果。

辽宁抚顺是我国油页岩开发重点地区之一。抚顺盆地计军屯组油页岩埋深为16.7～633.8 m，多为单层分布，厚度一般为34～190 m，平均为113 m，油页岩最大累计厚度为195.9 m，油页岩资源总量为36.67亿吨，为中型油页岩矿床；含油率为3.5%～12.6%，总体属于中高含油率油页岩（刘招君等，2020）。

抚顺油页岩的现行利用方式以地表干馏为主，抚顺立式干馏炉是该处页岩油生产的主要机器之一。如果对抚顺油页岩进行原位开采，效果又是如何？李姿（2017）的研究模拟了抚顺油页岩的原位开采，参数设置如表2。

表2 抚顺油页岩原位加热模拟实验条件

选择蒸汽加热法的原因是它加热地层效率相对较高，相比电加热不需要预热期，且页岩油气日最大产量更高；同时，高温蒸汽产生的压力差能推动油气向生产井流动并降低页岩油黏度。

通过软件模拟，对满足上述条件的油页岩进行原位开采需要的加热时间约为12年，页岩油总产量预计为6938.1 t（李姿，2017）。这样的产量和开采效率比起传统油气开采相差甚远，原因是当前原位开采受到发热材料和地层热传导效率的限制较大，相信随着研究深入，原位开采效率会有所提升。

（3）辐射加热与燃烧加热法

辐射加热方法目前正处于研发测试阶段，没有投入使用，目前较成熟的是Raytheon公司的RF/CF 技术，其优点是技术成熟之后，加热区域可以选择、地层加热均匀、能量利用效率高（汪友平等，2013）。

燃烧加热法加热快、能量利用率高，但是因为油页岩的原位开采需要加热的时间较长，持续稳定地控制燃烧成为了一个难题，燃烧加热法具有代表性的技术是In-suit Combustion技术（汪友平等，2013），该技术兼有火驱、蒸汽驱和热水驱的特点，同时还能提高剩余油的品质，不过目前仍在试验阶段（思娜等，2015）。

1.2.2 反应催化剂

缩短生产时间的同时获得更优质产品，是油页岩动用技术不断发展的推动力和未来的发展方向。油页岩原位开采通常需要对其进行较长时间的加热才有油气产出，而催化剂降低反应活化能的特性能使反应更早进行，还可以改善产物品质（马中良等，2016）。不同的催化剂在不同条件下可以大幅度提高油页岩热解的油气产量（表3），多位学者对我国多处油页岩产区的油页岩样品进行了试验，效果良好（Chang et al.,2017；Abakar,2017；Lu et al.,2019b；Jiang et al.,2020；李俊锋等，2013；马中良等，2016，2018；日比娅等，2018；陆浩等，2019）。

参考以上实验，笔者也曾使用不同催化剂进行了干酪根热压模拟实验，在模拟地下温度压力的前提下，加入的催化剂包括CoCl2·6H2O、沸石分子筛、硅藻土、正十二烷等。实验结果显示，加入催化剂后气态、液态烃类产量均有不同幅度的增加，与上述实验结果一致，且以加入沸石分子筛和CoCl2·6H2O的实验样品烃类产量增加最多；同时，加入CoCl2·6H2O的样品中有大量CO2的产生；硅藻土和正十二烷的催化效果也尚可，但是正十二烷较难与产物分离，计算产量时会产生误差。沸石分子筛和CoCl2·6H2O催化剂催化效果好，容易与产物分离，同时催化过程中产生的CO2气体能够有效降低油的粘度，有利于后期页岩油的开采。

使用催化剂不仅能提高产量，更能节省资源，提高经济效益。针对前文提及的抚顺油页岩模拟实验，笔者对能耗进行了简单计算：假设12年后加热区域平均温度440 ℃（初始温度21 ℃），升温速率约35 ℃/年，在此期间所消耗的蒸汽包含的能量约为1.18×1017J（每千克600 ℃蒸汽的焓值按3.14×106J计算），如果加入CoCl2·6H2O+蒙脱土的催化剂组合可使反应所需温度降低70 ℃，那么加热到440 ℃约用10年，期间消耗的能量约为8.20×1016J，加入该种催化剂可使开采能耗降低约30%，由此可见催化剂的重要性。在动辄数年的加热过程中，合理使用催化剂，配合加热材料更新和地层导热效率提高，原位开采效率将大大提高。

2 发展趋势

油页岩以其巨大的资源潜力，对补充我国油气资源供应、降低油气对外依存度具有重要意义。根据目前我国的地质条件和资源禀赋，以及国内外技术发展趋势，高效勘探、降低环境压力、降低开发成本以及注重数值模拟与实际生产的结合，这些是未来油页岩原位开采的主要发展趋势。

2.1 多领域结合勘探

在油页岩矿藏的勘探工作中，发展更高效的资源勘查方式，寻求与地球物理、物探、遥感解译等领域的结合（吕庆田等，2019；孙婷婷等，2020；张荣等，2020；赵龙兴和熊文勃，2020），并在开发阶段实现对开发进度和效果的有效监测（Zhan et al.,2020），力求建立更完善的从油页岩矿产寻找到开发再到利用的产业链。

2.2 环境友好型开采

对油页岩露天开采时要注重矿区附近空气、水和土壤质量的监测和保护，有毒物质和废渣废料的妥善处理或废物利用，以及已破坏的土地的修复；原位开采时，力求减少水的用量，同时与海水淡化技术相结合，节约淡水资源，保护水资源环境。

2.3 低耗能高效率开采

针对原位开采，改进已有的加热技术，如对加热井位重新布置（王盛鹏等，2011），研制导热性能更强的加热器材料；加大对辐射加热和燃烧加热方法的研究力度，实现实际生产时的稳定控制，如Neto et al.（2014）等人曾在研究中对油页岩样品采用不同功率的微波加热法使其热解；寻找更优质的油页岩热解催化剂，现阶段最好的催化剂之一是CoCl2·6H2O与蒙脱土混合制成的联合催化剂，它能够有效提高页岩油产量并能改善油的质量，与金属盐和沸石等催化剂相比，更容易分离且不易失活（Jiang et al.,2020;Aghaei et al.,2020）。同时，金属盐与页岩灰分的催化剂组合，实现了页岩灰分的循环使用，也具有不错的催化效果，这两种联合催化剂的使用范围广泛。不断试验寻找更高效催化剂和催化剂组合也将是未来催化剂选择方面可能存在的发展方向之一。

3 总结

当前针对埋深不同的油页岩主要有两种开采方式：埋深在300 m之内的通常异地开采；埋深在300～1500 m的普遍采用原位开采方式。当前对原位开采的适用条件争议较大，综合国内外技术发展现状，适用原位开采方式的油页岩矿应具备以下条件：埋深300～1500 m；成熟度在0.5%～1.0%之间；油页岩层厚度大于15 m，TOC大于6%；加热温度范围340～500 ℃为宜，兼顾开采效率与经济效益；地层水质量分数应控制在5%～20%之间，使干酪根充分水热裂解，提高轻组分的比重。

作为未来开发热门的油页岩矿，开发前应进行足够量的多领域结合勘测、数值模拟工作，目前发达的物探、遥感技术在油页岩勘测中应用较少，领域间充分结合、大量模拟数据作为支撑，将大大提高勘测效率；在未来油页岩实际开采工作中，应加大对辐射加热技术的研究推进、加热器使用耐压耐热耐腐蚀性能更好的强导热材料、更多地使用风能和氢能等清洁能源，减小对环境的破坏。

针对如何提高油页岩矿开采效率，首先加热井位的布置尤为重要，正六边形的加热井布置能大限度地提高加热效率，同时应在保证安全的前提下对油页岩层尽可能进行压裂造缝，提高热量传递效率；在催化剂的选择上，笔者已通过实验发现，CoCl2·6H2O与沸石分子筛、过渡金属盐类的催化效果尚佳，后续通过与黏土类催化剂联合使用，能优化催化效果，并且根据黏土类催化剂（蒙脱土）的催化原理，负载合适的活性组分、适度酸化、制备交联催化剂等形式能够提高蒙脱土层间距，处理后再与其它催化剂联合使用，预测也将取得不错的效果。

致谢感谢《矿产勘查》审稿人和编辑部对本文提出的宝贵修改意见和大力帮助，特致谢意。