温度对油页岩热解-力学-渗流特性的影响研究

2021-11-25张红鸽赵阳升

太原理工大学学报 2021年6期

张红鸽，赵阳升，杨栋，王磊

(太原理工大学 a.矿业工程学院，b.安全与应急管理工程学院，c.原位改性采矿教育部重点实验室，太原 030024)

丰富的油页岩资源具有巨大的开发利用潜力。油页岩储层可转化的热量在化石能源中排名第二，仅次于煤炭[1-2]。油页岩通过干馏可获得页岩油，页岩油加氢裂解精制后，可获得汽油、煤油、柴油、石蜡、石焦油等多种化工产品[3-4]，是重要的能源战略物质。

受地貌条件、有机物变质程度等诸多因素的影响，油页岩中矿物和有机物的结构形态发生重大变化，严重影响了油页岩及其相应产物的热解过程[5-6]。SADIKI et al[7]认为Morocco油页岩的最佳热解温度为520 ℃～630 ℃，在此温度段可以获得大量的低硫油页岩。YU et al[8]认为桦甸油页岩的热解可分为两个温度阶段，提高加热速率可有效提高热解产量。JAMAL[9]研究了不同颗粒大小油页岩的热解，结果表明，在热解过程中，颗粒较大的油页岩产生更多的碳氢化合物气体。

RABBANI et al[10]量化研究了高温下油页岩内部孔隙结构，同时对油页岩在三维空间的渗透率进行了模拟研究，认为油页岩渗透率的变化主要是孔隙结构连通程度的变化引起的。ZHAO et al[11]对高温作用下油页岩的渗透率进行了室内测试，发现当热解温度高于400 ℃时渗透率显著增加，该阶段油页岩的热破裂和热解作用均较为明显。

油页岩的热解特性以及高温处理后的渗流与力学响应特征等会影响油页岩的利用效率。基于此，笔者利用傅里叶红外光谱手段对不同温度作用下油页岩的热解特性进行定性描述和定量分析；利用电子万能试验机和高温三轴渗透测试系统分别研究温度对油页岩强度和渗透率的影响规律；同时与其他地区油页岩的热解、渗流与力学特性进行对比研究，从而为油页岩原位开采技术的应用提供一定的理论前提。

1 试验方案

1.1 取样

本次试验所用的油页岩样品取自辽宁抚顺西露天矿采矿场，该地区油页岩含油率较高，在运输过程中，用石蜡进行表面的包裹，避免运输时间过长导致岩体风化。油页岩在自然状态下是致密沉积岩，孔隙度和渗透率极低。本文涉及到的样品其成分列于表1。

表1 油页岩工业分析和低温干馏测试结果Table 1 Test results of industrial analysis and low temperature retort of oil shale

1.2 红外光谱测试

试验所用的红外光谱仪型号为赛默飞iS50。在测试之前，1 mg试样和200 mg KBr在混合后被磨碎，然后在10 MPa的压力下连续压缩2 min.在测试之前，这些试样在真空干燥机中干燥48 h，干燥温度设置为60 ℃，以减少水对实验结果的影响。

1.3 力学特性测试

力学测试装置采用山东路达试验仪器有限公司生产的WDW-100电子万能试验机，其最大承载压力为100 kN.试验方法：开动电子万能试验机，使其处于工作状态。将不同温度作用下的油页岩试件(取芯方向与层理方向平行)依次置于垫块中央，使样品上下受力均匀。样品的光滑程度以及平行度均达到国际岩石力学标准。设定记录的起始压力为0.01 kN，加载速率为0.2 mm/min，当达到设定压力之后，再以设定速率进行加载直至试件破坏。

1.4 渗流特性测试

渗流特性测试采用太原理工大学自主研制的高温三轴渗流测试试验装置，如图1所示，该装置由高温高压反应釜、液压控制系统、渗流测试设备以及温度控制系统等组成[12]。渗流介质选择为高纯氮气。抚顺油页岩埋深较浅，选择模拟埋深为150 m，应力梯度为0.025 MPa/m，测压系数为1.2.故模拟油页岩轴压为3.75 MPa，围压为4.5 MPa，孔隙压一般要低于围压2 MPa，此次选择测试孔隙压分别为1.0 MPa、1.5 MPa和2.0 MPa.

图1 高温三轴渗透测试装置Fig.1 High-temperature triaxial penetration test device

具体渗透率测试步骤为：

1) 通过耐高温紫铜套将标准油页岩试样(试样轴向方向为平行层理方向)装入，将其置入高温高压反应釜内，同时检测整个设备的气密性。

2) 交替施加轴压和围压到预设值，保持压力恒定不变进行升温工作，为保证试样内部受热均匀，通过外置的加热套对试样进行缓慢加热，加热速率为0.1 ℃/min.

3) 先升温到100 ℃，保持温度恒定1 h进行不同孔隙压力下稳态法的渗透率测试，然后每隔100 ℃升高温度至下一个温度点进行渗透率测试，直至温度升高到600 ℃.每个测试点均进行0.5 h氮气的采集工作，从而避免试验误差对结果的影响。

4) 根据达西定律[13-14](公式(1))进行不同热解温度和孔隙压力组合下渗透率的计算：

(1)

式中：k为渗透率值，m2；Q为氮气流量，m3/s；p0为大气压力，0.1 MPa；L为试件长度，m；μ为氮气的动力黏度，MPa·s；pup和pdown分别为氮气的注入压力和出口压力，MPa；A为样品断面面积，m2.

2 油页岩热解内部官能团的变化特征

图2 不同温度下抚顺西露天油页岩样品的红外光谱特征Fig.2 FTIR spectra of oil shale samples from Fushun West open pit under different temperature

表2 红外光谱的频段分布Table 2 Wavenumber distribution of FTIR spectra

图3 桦甸公郞头油页岩的红外光谱图[17]Fig.3 FTIR spectra of gonglangtou oil shale in Huadian[17]

图4 抚顺西露天油页岩中不同种类官能团随温度的变化趋势Fig.4 Variation trend of different functional groups in oil shale from Fushun West open pit with temperature

3 油页岩热解力学特性演变

由于油页岩的非均质性明显，在进行力学特性测试时每个温度点进行3～5个样品抗压强度的试验以保证试验结果的可靠度。试验机可以监测得到样品的应力-应变曲线，各个温度下油页岩的应力应变曲线形态趋于一致。此处每个温度点以一个样品的应力-应变曲线为例，对不同温度下抚顺西露天油页岩从变形到失稳的过程进行研究，如图5所示。

图5 不同温度抚顺西露天油页岩的应力-应变曲线Fig.5 Stress-strain curve of oil shale from Fushun West open pit at different temperatures

从图5中可以发现，抚顺西露天油页岩变形-失稳过程可分为岩石压密、线弹性变形、应变软化以及失稳共四个阶段。整体上高温作用后油页岩的应力应变曲线显示应变软化变形较为明显，究其原因，在单轴压缩过程中，层理面容易在热应力的作用下发生膨胀，油页岩容易从脆性岩石转化为延性特征明显的岩石[18]。同时，随着温度的升高，应变软化阶段愈加突出。热解温度越高，热膨胀效应越明显，岩石抗压强度中所表现出的延性特征更加显著。

根据油页岩的应力-应变曲线可以得到岩石的抗压强度，图6显示了油页岩抗压强度随热解温度的变化特征。从图中可以看出，整体上油页岩的抗压强度随着热解温度的升高而降低，根据降低速率的不同可将其划分为3个阶段：

图6 抚顺西露天油页岩平均抗压强度随热解温度的变化特征Fig.6 Variation of average compressive strength of oil shale from Fushun West open pit with pyrolysis temperature

第一阶段，热解温度从20 ℃到300 ℃，该阶段油页岩抗压强度减小较为缓慢。温度的升高使得岩体内部产生不均匀的热应力，引起了岩石的热破裂，但该温度范围还未达到有机质的有效热解温度，总体上油页岩内部物性特征变化以水分的挥发和轻微的热破裂为主，强度衰减程度较小。

第二阶段，热解温度从300 ℃到500 ℃，该阶段油页岩抗压强度减小较为迅速。该阶段油页岩内部热破裂程度加剧，同时有机质的大量热解逸出在岩体内部形成了较多的孔裂隙空间，该阶段油页岩发生张拉破坏的概率提高，整体强度衰减较快。

第三阶段，热解温度从500 ℃到600 ℃，该阶段油页岩抗压强度相对保持稳定。在该阶段虽然油页岩内部热破裂程度还会加剧，黏土矿物的转化会使得强度提高，黏土矿物的转化主要以脱水为主，高岭石脱水会转变为偏高岭石，在二者的共同作用下抗压强度变化极小。

郭晋宇[19]得到了350 ℃到600 ℃范围内新疆吉木萨尔油页岩的抗压强度，通过与抚顺西露天油页岩的抗压强度对比可以发现，整体上在该温度范围内抚顺西露天油页岩的抗压强度要低于吉木萨尔油页岩，而且在350 ℃到400 ℃的范围内二者抗压强度差更为显著，如图7所示。究其原因，一方面，抚顺油页岩的有机质的含量较高，而有机质的强度要低于油页岩基质的强度；另一方面，抚顺油页岩有机质的成熟度要高于吉木萨尔油页岩，表现为在较低的温度下便会发生有机质的软化，从而降低了油页岩整体结构的强度。而在较高温度下，两个地区油页岩的强度较为接近，在高温下有机质发生大量的热解，热解后两个地区油页岩剩余骨架的强度趋于一致。综上所述，有机质的含量以及成熟度对热解过程中油页岩强度的影响较大，表3给出了两个地区油页岩含油率的测试结果。

图7 温度对不同地区油页岩抗压强度影响规律Fig.7 Influence of temperature on compressive strength of oil shale in different areas

表3 不同地区油页岩的低温干馏结果Table 3 Low temperature distillation results of oil shale in different areas

4 油页岩热解渗流特性变化

选择抚顺西露天的两组油页岩样品进行不同温度下渗透率的测试，以消除样品离散性对试验结果的影响。图8得到了热解温度对抚顺西露天油页岩渗透率的影响特征。整体上，当温度处于100 ℃～200 ℃，油页岩渗透率的量级仅为10-6μm2；当温度处于300 ℃～400 ℃，油页岩渗透率的量级为10-5μm2；当温度超过500 ℃，油页岩的渗透率较大。根据油页岩渗透率随温度变化速率的不同可将其变化过程分为三个阶段：

图8 抚顺西露天油页岩渗透率与温度相关关系Fig.8 Correlation between permeability and temperature oil shale from Fushun West open pit

第一阶段，热解温度从20 ℃到300 ℃，渗透率总体保持在较低水平，且随着温度的升高渗透率增速极为缓慢。在该温度区间内有机质还未发生有效热解，渗透率的增加主要归因为岩体内部热应力引起的热破裂，总体上在低温段油页岩热破裂程度也较轻。

第二阶段，热解温度从300 ℃到400 ℃，渗透率发生一定的减小。在该温度区间内油页岩热破裂程度加剧，但干酪根在热解形成油气的过程中还会形成粘稠状类似于焦油、沥青的初级产物，从而对孔裂隙空间形成堵塞，在这综合影响下渗透率发生降低。

第三阶段，热解温度从400 ℃到600 ℃，渗透率增幅显著，渗透率量级发生质的改变。该温度区间内油页岩有机质大量裂解形成油气产物，从而在岩体内部形成孔洞裂隙，而且高温油气产物的释放速率较快，在油气产物运移排采过程中会进一步加大孔裂隙的开度，同时高温下岩体的热破裂程度也会加大，在这综合作用下表现为渗透率的陡增。

刘志军[19]对400 m埋深下新疆吉木萨尔油页岩的渗透率进行了测试，如图9所示，他认为在200 ℃～300 ℃的温度范围内油页岩渗透率增幅较小，与本文所得结论一致；在300 ℃～350 ℃的温度范围内新疆吉木萨尔油页岩渗透率增幅有所提高，而本文研究得到了抚顺西露天油页岩在300 ℃～400 ℃的温度范围内渗透率表现出一定程度的减少，究其原因，该温度段有机质大分子内部仅仅是键能较小的烃链发生断裂，大量有机质还未充分热解，而抚顺油页岩的有机质的含量和成熟度也更高，在当前温度下发生软化更容易堵塞孔裂隙空间，而吉木萨尔油页岩热破裂对渗透率的影响显然要超过有机质软化堵塞的影响。

图9 新疆吉木萨尔油页岩渗透率与温度间的相关关系[19](1 md=0.987×10-3 μm2)Fig.9 Correlation between permeability and temperature oil shale in Jimusaer, Xinjiang[19](1 md=0.987×10-3 μm2)

图10得到了孔隙压力对抚顺西露天油页岩渗透率的影响特征。从中可以发现，油页岩渗透率几乎随着孔隙压力的增大而线性减小。此次试验所用的渗透测试介质为高纯氮气，所以该现象发生的原因主要是气体滑脱效应、吸附效应以及有效应力(近似等同于体积应力与孔隙压力之差)共同作用的影响[21-22]。注入氮气的密度随着注入压力的增大而增大，滑脱效应越不明显，但注入压力越大，气体的流速越大，油页岩内部矿物基质和骨架对气体的吸附性会加强，这就导致了测试结果渗透率的减小。另一方面，当孔隙压力增大时，有效应力会减小，油页岩内部孔裂隙的开度增大，渗流通路拓宽，反映为渗透率的增大。