富油煤原位热解开发地下体系封闭方法探讨

2023-03-01孙友宏邓孙华

煤田地质与勘探 2023年1期

郭威，刘召，孙友宏，李强，邓孙华

(1.吉林大学建设工程学院，吉林长春 130026；2.油页岩地下原位转化与钻采技术国家地方联合工程实验室，吉林长春 130026；3.页岩油气资源勘探开发省部共建协同创新中心，吉林长春 130026；4.自然资源部复杂条件钻采技术重点实验室，吉林长春 130026；5.中国地质大学(北京) 工程技术学院，北京 100083)

我国原油对外依存度高，能源安全存在巨大威胁[1]。富油煤是一种中低成熟度的煤基油气资源，焦油产率大于7%，其中的有机质在350～500℃条件下可裂解为油气[2-4]。根据2019 年中国煤炭地质总局研究成果，我国富油煤资源潜力巨大，主要分布于陕西、内蒙古、新疆、甘肃和宁夏5 个省(自治区)[5]。因此，推进富油煤向油气产品的工业转化是实现煤炭清洁低碳利用，增加国内油气供给的战略选择。地下原位热解转化是对富油煤“留碳取油”的重要方式，该技术是通过注热井注入热量原位加热富油煤层，使内部有机质裂解产生油气，并通过采油工艺开采到地面的开发方式[2-3]。地下原位热解技术是油页岩的重要开发方式，目前已进行了广泛的室内裂解机理研究，并且在我国松辽盆地开展先导试验工程成功产油，验证了技术的可行性[6]。油页岩与富油煤的物化性质及有机质结构虽具有差异性，但是固体有机质转化、储层高效加热方法以及油气采收等地下原位热解关键技术具有相通之处。

储层高效加热是地下原位热解技术的核心。目前，地下原位加热方法根据传热方式可分为对流加热、传导加热、辐射加热和化学加热[7]。其中，对流加热是加热效率较高、开发应用效果较好的方式，通过注热井注入热流体通过热对流的形式原位加热储层，常用的热流体主要是氮气、空气、二氧化碳、水蒸气等。由于地下储层存在热流体的渗流作用，可强化加热效率，同时具有驱替裂解油气的作用。以加热方式为特征的各种原位热解技术具有不同的优缺点，但是共同目标均是高效加热储层，提高注入能量利用率。在高含水地层，特别是地下水渗流速度大的目标储层进行原位热解开发时，避免开采区涌水造成注入热量损失对于原位热解技术至关重要[8]。通过体系封闭将富油煤原位热解开采区相对封闭在地下三维空间内，构建地下 “密闭反应釜”是提高开采能量利用率的关键技术，同时也可以抑制裂解区有机烃、重金属元素等产物向周围含水层扩散污染。研发适宜的地下体系封闭技术是富油煤地下原位热解高效绿色开发的必然选择。

地下体系封闭技术是通过降低局部储层有效孔隙率、水相渗透率的方式弱化或隔绝封闭区域内外的传质过程。地下体系封闭技术主要包括地下冻结技术、注浆帷幕技术、气驱止水封闭技术，以及泡沫止水方法和气驱−冷冻结合法等[9]。地下冻结与注浆帷幕是目前最为成熟的封闭技术，广泛应用于巷道施工、基坑维护、地基处理等基础工程，并且在地下资源开发中也得到应用，如壳牌公司和吉林大学分别采用地下冻结技术和注浆帷幕技术为油页岩原位裂解区构建止水屏障[10-11]。气驱止水封闭技术是吉林大学针对大规模油页岩原位开采自主研发的快速、低成本施工的地下体系封闭方法[12]。不同的地下体系封闭技术具有不同的地层适应性，需要根据地质条件、设备条件和原位热解工艺进行合理选择。

笔者立足富油煤地下原位热解技术，分析总结现有地下体系封闭技术的原理、适应性及优缺点，并结合富油煤层结构、地下水条件、开发工艺等，筛选出适合不同富油煤储藏特点的地下原位热解体系封闭技术。为进一步开展体系封闭技术实施，还设计了体系封闭方案设计−监测−修复以及环境恢复方法，提出了富油煤地下原位热解开发一体化技术构想，以期为富油煤地下原位热解先导试验及未来工业化应用提供技术支撑。

1 地下体系封闭技术现状分析

1.1 地下冻结技术

地下冻结技术(Artificial Ground Freezing，AGF)是通过向地下封闭井筒内注液氮、超冷盐水等低温冷流体，用热传导的方式将井筒周围孔隙水和地层基质冻结在一起，通过群井施工使冻结体交圈形成连续的地下冻结墙[13]，技术原理如图1 所示。由于地下冻结体周围存在温度梯度，需要保持低温冷流体持续注入，维持冻结墙的长期有效。孔隙水的冻结可完全占据孔裂隙空间，实现对地下水渗流通道的完全低温封堵，是实现开采区地下体系绝对封闭的有效措施。

图1 地下冻结技术原理与壳牌公司冻结墙试验井位布置方案[10]Fig.1 Principle of AGF technology and well layout of Shell’s freezing wall tests[10]

该技术的优点如下：(1) 地层原始结构的影响可逆；工程结束地层温度升高恢复后，冻结体逐渐解冻消失，地层原始孔隙结构可基本恢复原状。(2) 非均质地层适应性强；冻结体呈规则的圆柱状扩展，由于地层温度降低速度较慢，地层裂隙、层理和水力裂缝等非均质性因素对冻结体的形成与形态影响较小。(3) 冻结封闭性好，冻结区域几乎不可渗；饱和地下水冻结成冰占据了全部孔裂隙空间，冻结体可认为完全不可渗，可实现地下体系绝对封闭。

该技术的缺点如下：(1) 冻结效率低，封闭半径小，封闭速度慢，成本高；热传导换热效率低，一般单井冻结半径小于1 m，施工时间长达数月，能量利用率约为50%。在大规模长期开发过程中，冻结过程需长期运行，施工成本较高。(2) 高地下水流速地层的适应性差，甚至失效；井筒周围冻结体外缘温度相对较高，易受地下水流作用解冻，造成冻结范围畸形缩小，甚至难以形成连续的冻结墙。

综上，考虑到冻结速率较慢、封闭性好和冻结半径小等特点，该技术较适于小规模富油煤原位热解先导工程，可实现有限热解区域的完全封闭。

1.2 注浆帷幕技术

注浆帷幕技术是通过注浆井向目标地层注入水泥浆，通过水泥浆固结封堵地下孔裂隙，并利用群井联结固结体形成连续的地下注浆帷幕[14]，技术原理如图2所示。注浆帷幕不仅可实现对地下水的有效封堵，水泥浆的固结也可以提高岩土体的抗变形能力。因此，该技术常用于未固结或高渗地层，如基坑维护或地基强化处理等领域。另外，在煤田开采和油页岩原位开发等领域也常用于处理顶板水害、边水入侵的问题，如吉林大学在我国松辽盆地油页岩原位转化开采先导工程中，通过群井注浆帷幕，形成了垂直地下水流方向的连续帷幕墙，有效降低了原位裂解加热区的涌水量[15]。

图2 注浆帷幕技术原理Fig.2 Technical principle of grouting curtain

该技术优点如下：(1) 注浆帷幕封闭性好，封闭速度快；水泥浆液固结后占据地层原始孔裂隙，形成相对不可渗固结体，可在1～2 d 内实现传质通道的完全封堵。(2) 浆液配方可根据地层条件调节；从扩大浆液扩散半径和降低成本的角度考虑，注浆帷幕技术更适合于高渗地层，而致密地层和含断层、大裂隙地层需通过优化浆液配方或注浆工艺解决注浆难和漏失问题。

该技术的缺点如下：(1) 地层结构影响不可逆；水泥浆液固结会永久占据孔裂隙空间，对地层孔裂隙结构和力学性质的影响不可逆。(2) 封闭半径小，施工成本较高；水泥浆液黏度大，且随着水化时间延长而显著增加，造成浆液在地层扩散半径有限，约1 m；考虑到注浆帷幕具有一次施工、长期有效的特点，相较于地下冻结技术，施工成本较低。(3) 埋深和渗透性对设备要求影响大；注浆帷幕施工是将水泥浆高压压入地层的过程，目标储层埋深大、渗透性差会提高注浆施工设备能力。

综上，与地下冻结技术相类似，注浆帷幕技术适于小规模富油煤原位热解试采。在高渗水流速地层体系封闭好，并具有处理突发涌水事件、封堵大断层和裂隙的优势，但是需要优化浆液配方或注浆工艺。而在低渗储层中，可选用超细水泥、劈裂注浆的方式提高固结体半径。

1.3 气驱止水封闭技术

气驱止水封闭技术是吉林大学针对油页岩地下原位转化开采自主研发的新型地下体系封闭技术[9,12]。该技术是通过在向热解区边缘的注气井注入高压气体，建立高气相饱和度的高压充气区，充气区前缘形成气体压力与孔隙水压力和毛细管力的平衡边界，从而降低水相相对渗透率和抑制开采区污染物扩散，技术原理如图3 所示。该技术在我国松辽盆地农安地区和扶余地区油页岩原位开采试验工程均取得成功应用，验证了技术可行性与高效性。

图3 气驱止水封闭技术原理[9]Fig.3 Schematic of water-stopping and sealing technology by gas flooding[9]

该技术的优点如下：(1) 气体流动性强且单井封闭半径大；在稍高于地层孔隙水压力的注气压力下即可实现半径高达数十米的单井止水封闭半径，施工和运行成本低。(2) 施工过程不影响地层结构与性质；气驱止水封闭过程仅是动态气驱水过程，不影响地层原始结构，施工完成后地层可以恢复至初始状态。(3) 储层地质特性对止水封闭范围影响大；油页岩等各向异性地层，垂直层理方向的低渗特性可以显著抑制气流的浮力效应，使气驱前缘扩展速度沿垂直层理方向上趋于相对一致，有利于扩大止水封闭范围。(4) 注入气流具有油气驱替作用；边缘气体渗流的存在可以有效控制地下流体流向，提高对裂解区油气的驱替作用。

该技术的缺点如下：含断层或溶洞等构造的地层适用性差；高渗通道会引发注入气体窜流，不利于发挥止水封闭效果。

综上，气驱止水封闭技术可以快速建立范围大的体系封闭区域，尤其在高含水或高地下水流速储层可发挥较好的止水能力。通过合理布局止水井与开采井，可以充分发挥边缘气驱对开采区油气和载热介质等流体的驱替和控制作用。

1.4 泡沫止水技术

泡沫止水技术是通过将黏度较高的泡沫注入目标地层，利用贾敏效应(气阻效应)阻止地下水沿高渗通道窜流，实现封堵地下高含水层。该技术广泛应用于石油工程，处理石油开发中边水、底水问题[16-17]。起泡剂和稳泡剂等配方的不同，泡沫的稳定性、半衰期、黏度和耐温性等性能各不相同，需要根据实际工程特点选用适宜的发泡配方。

该技术的优点如下：(1) 止水封闭范围大且可控；泡沫具有一定的黏度，但是远小于水泥浆液黏度，可获得较大且可控的单井封闭范围，且施工成本较低。(2) 渗透率极差大且非均质储层适用性强；注入泡沫会优先封堵裂缝等高渗通道，因此在渗透率极差大且非均质性强的储层具有较好的封闭效果。(3) 不影响地层结构与性质；泡沫消泡后，地层原始两相渗流特性恢复。(4) 注入泡沫具有油气驱替作用；与气驱止水封闭技术类似，注入泡沫可以发挥对开采区流体的驱替作用。

该技术的缺点如下：止水封闭效果取决于泡沫性能与补注周期；随着时间的延长，边缘区域消泡严重，泡沫止水性能下降，需要结合泡沫半衰期及地下涌水情况定期补注泡沫。

综上，泡沫止水技术地层适应性强，单井封闭半径大，施工成本较低，且具有油气驱替作用，适宜于大规模富油煤地下原位热解开发中体系封闭。但是，富油煤地下原位热解开采区温度高、地下环境含油、地下水矿化度高，需要合理设计注泡沫井位以及泡沫配方，提高泡沫耐温、耐盐和耐油性质。

2 富油煤地下原位热解开发体系封闭技术筛选

地下原位热解是油页岩和富油煤等成熟度较低的非常规油气资源开发利用方式，选择适合的地下体系封闭技术是保障储层高效加热和保护地下生态的关键。根据前述研究现状的调研，本文总结了以上各种技术的特点、应用情况和地层适应性(表1)。结合富油煤层地质特点、热解开发工艺及规模，探讨分析适于富油煤地下原位热解开发的体系封闭技术。

表1 4 种地下体系封闭技术特点Table 1 Characteristics of 4 underground system sealing methods

我国富油煤主力区块，如榆神矿区、神府矿区等地质构造简单，内生裂隙发育程度低，尚未发现大断层构造，煤层倾角小；埋深一般介于30～700 m，煤层厚度约10 m，甚至更厚[18]。此外，煤层原始渗透率一般高于页岩1～3 个数量级[19]。此类矿区较适宜开展地下原位热解开发。矿区的地质特点对地下体系封闭技术的选用影响较大，结合各类体系封闭技术特点，分如下5 方面讨论富油煤原位热解开采适宜的地下体系封闭技术。

(1)对于埋深浅的富油煤层(<100 m)，考虑到气体泄漏及高压注气对近地表含水层的潜在影响，气驱止水封闭技术适用性较低。而泡沫止水、注浆帷幕和地下冻结法具有较强适用性。

(2)对于中深富油煤层，气驱止水封闭工艺中气体泄漏等影响可忽略，该技术适用性强；而地下冻结法施工中的长井筒热损失显著提升，适用性降低。

(3)对于薄煤层(<5 m)，由于浆液和泡沫渗流的可控性，地下冻结、注浆帷幕和泡沫止水法适用性强。而气驱止水封闭技术具有封闭半径大、能耗低的特点，在厚煤层应用中具有显著降低成本的优势。

(4)对于不同的热解工艺，气驱止水封闭技术和泡沫止水技术可为热解开发区提供惰性气体、含氧气体、泡沫等渗流场，具有热解油气驱替、原位流体控向、压力调控等作用，可根据热解开发工艺的不同，合理选用。

(5)对于小规模原位热解开采试验，富油煤地下原位热解开发技术验证阶段需要开展小规模先导试验时，封闭区域小，封闭性要求高，可采用地下冻结和注浆帷幕技术。而在大规模热解开发中，封闭区域大，选用气驱止水封闭和泡沫止水技术可以大幅缩减工程投资。

富油煤地下原位热解开发技术尚处于研发阶段，实际应用中，应充分结合煤层地质特点、开发工艺、规模、工程投资等，合理选择适宜的体系封闭技术。

另外，现有的地下体系封闭技术来源于浅层基础工程、石油工程等领域，难以完全满足富油煤地下原位热解开发需求。因此，亦可开展针对性技术攻关研究，未来技术攻关可有如下2 个方向：

(1) 创新技术原理，弥补技术缺陷：注浆帷幕技术可通过劈裂注浆的方式有效扩大浆液扩散半径[20]；气驱止水封闭技术可通过储层润湿改性，发挥亲气介质中高压注气后残余气的气阻效应，实现静态止水封闭效果，克服持续高压注气的影响[21]；地下冻结技术可采用水平井扩大冻结范围等。目前此类创新性技术尚在研发，仍需通过深入研究完善施工工艺。

(2) 融合现有技术体系，发挥复合技术优势：通过开采区或群井高压气驱，调控单井浆液扩散方向，实现定向注浆[22]；通过冷气驱与地下冻结法的结合，实现对流传热形式冻结地层，发挥气驱止水与地下冻结的复合技术优势[23]。现有技术融合需要综合考虑不同技术的特点，从而研发优势突出的新型复合体系封闭技术。

3 地下体系封闭设计−监测−修复和环境恢复系统方法建议

地下体系封闭技术以最大程度隔绝热解区内外物质与能量交换为目标，需要开发前精细设计、开发中严密监测和开发后安全恢复，建立地下体系封闭的设计−监测−修复和环境恢复的系统方法，如图4 所示。

图4 地下体系封闭设计−监测−修复和环境恢复系统方法Fig.4 System methods of design-monitoring-restoration of underground system sealing and environmental restoration

3.1 地下体系封闭方案设计

地下体系封闭技术的选取与地质和水文地质条件、热解开发工艺和开发规模等因素密不可分。设计前，应通过物探、钻探等手段充分了解目标储层地质构造，明确地层走向、倾角、断裂、溶洞等情况。此外，通过岩样和水样测试、抽水试验和区域水文地质调查等评估方法了解储层孔渗、地下水渗流方向与强度、地下水化学特征等。结合热解开发工艺、规模以及井网规划，合理选择地下体系封闭技术，制定井位布置和井身结构方案、注入流体配方、注入参数等施工技术方案。最后，通过矿场尺度的数值模拟评估地下体系封闭效果，优化并确定施工方案。

3.2 地下体系封闭效果监测

地下体系封闭效果监测主要包括：(1) 地下封闭工艺关键参数，决定防渗帷幕的可靠性。如泡沫止水技术中泡沫扩散范围，地下冻结技术中冻结体半径和温度场，气驱止水封闭技术中两相分布、压力和饱和度等。(2) 止水封闭效果监测，决定防渗帷幕的实时效果。如开采区涌水速率、涌水方向和开采区外污染物浓度等。

地下封闭工艺关键参数与止水封闭效果相互关联，止水封闭效果减弱表明需要调整地下封闭工艺关键参数。开采区涌水与开采区外生态污染情况是地下体系封闭技术实施效果的主要评价指标，在建立地下封闭体系后，通过生产井、监测井等不同位置钻孔的实时涌水量、水位，以及监测井污染物浓度来评价。

3.3 地下封闭体系功能修复

地下封闭体系功能修复是保障封闭效果长期有效的关键，是指采取调控工艺或增设封闭井等措施修复封闭功能减弱，甚至失效的封闭体系。如地下冻结技术中通过强化地下换热使冻结区扩展或交圈，恢复连续的冻结帷幕；气驱止水封闭技术中通过提高注气压力增大充气区范围；泡沫止水技术中通过缩短泡沫补注周期以抑制泡沫扩散范围的缩小。地下封闭体系修复需结合地下温度场、封闭井状态等，详细了解涌水方向和涌水量变化，合理调控封闭工艺参数；涌水量显著增加时可在涌水方向增加封闭井水量。

3.4 地下环境恢复

地下环境恢复是指开采完成后，撤销连续的防渗帷幕并恢复至原始地下状态的过程。如气驱止水封闭完成后可通过井筒短时安全泄压或地层长期压力消散实现恢复。地下冻结技术和泡沫止水技术可通过自然过程实现融化和消泡，进而恢复至原始状态。注浆帷幕技术中地层结构恢复仅可通过储层改造实现。

4 富油煤地下原位热解一体化开发技术构想

对流加热是实现富油煤地下原位热解高效开发的有效措施，通过注入热流体加热储层，同时驱替并携带油气产物至地表。因此，富油煤地下原位热解开发是流体注入与流体采出的过程，采出流体主要是油、烃类气体、二氧化碳及其他气体。实现富油煤地下原位热解高效开发，需要整合热解工艺、驱采工艺、体系封闭工艺和地面循环工艺等不同技术环节，建立一体化高效开发模式，如图5 所示。通过合理规划开采区规模与开发方案，选择适宜的体系封闭技术，建立富油煤地下热解与体系封闭工艺的协同关系尤为重要。例如：气驱止水封闭技术与泡沫止水技术既可实现对开采区的封闭作用，也可以通过调整注气、注泡沫压力发挥调节原位热解区范围、控制热解区流体流动、驱替油气产物等作用。因此，在选用适宜体系封闭技术后，建立体系封闭关键工艺与热解开采工艺的参数关联、效果互评的协同关系可有效促进注入能量高效利用，实现热解油气高效采收。

图5 富油煤地下原位热解开发及二氧化碳地质封存一体化技术体系构想Fig.5 Conception of integrated technology of underground in-situ pyrolysis exploitation of tar-rich coal and CO2 geological storage

另外，在碳中和背景下，通过整合体系封闭、富油煤原位热解、产物驱采、CO2地质封存等工艺技术，形成富油煤地下原位热解一体化开发技术体系，是实现富油煤资源绿色高效开发的重要发展方向。

CO2是富油煤高温热解产物中含量相对较大的非烃气体，也是常见的温室气体[24]。然而CO2具有降低油水界面张力和黏度的作用。因此，通过地面分离产物气体，将产物CO2和其他介质共同作为载热介质和气驱止水注入流体，可以充分发挥CO2混相驱替的优势，提高热解油气采收率。同时，富油煤中有机质充分转化，孔裂隙大量释放，可为CO2封存提供充足的地下空间，进而实现富油煤开发后CO2地质封存，形成富油煤地下原位热解开发及CO2地质封存一体化技术体系。但是，富油煤地下原位热解技术尚处于研发阶段，富油煤热解残渣孔渗性、地下水特征、盖层密闭性与长期封存安全性仍需进一步探讨。