中國油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)現(xiàn)狀與展望

孫友宏，郭威，李強，白奉田，鄧孫華*

1 油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化與鉆采技術(shù)國家地方聯(lián)合工程實驗室，吉林 長春 130026

2 中國地質(zhì)大學(北京)，北京 100083

3 吉林大學建設(shè)工程學院，吉林長春 130026

4 自然資源部復(fù)雜條件鉆采技術(shù)重點實驗室，吉林 長春 130026

0 引言

我國油頁巖地質(zhì)資源量巨大，1000 m以淺查明含油率大于3.5%的地質(zhì)資源量為7199.37 億t，折合成油頁巖油約為476.44 億t，儲量僅次于美國，位居全球第二位[1]。油頁巖熱裂解制取的油頁巖油主要成分是煤油和柴油，是一種非?，F(xiàn)實的油氣戰(zhàn)略儲備資源。從能源安全角度出發(fā)，大力開發(fā)油頁巖資源，對緩解我國原油對外依存度、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、促進國家經(jīng)濟與社會發(fā)展具有十分重要意義。

目前地面干餾煉制油頁巖油是我國油頁巖資源最主要的開發(fā)利用方式。油頁巖煉油工業(yè)發(fā)展至今有近90年的歷史，技術(shù)已相對成熟，生產(chǎn)企業(yè)分布在遼寧撫順、吉林樺甸、吉林汪清、山東龍口、甘肅窯街、陜西銅川、新疆哈密和新疆吉木薩爾等地。但我國油頁巖儲層主要以陸相湖盆泥頁巖為主，有機質(zhì)呈固態(tài)形式，含油率在3.5%~5%的低品質(zhì)油頁巖占到總資源量的45.4%，而含油率>10%的優(yōu)質(zhì)資源僅為總量的17.6%，經(jīng)濟性規(guī)模開發(fā)難度較大[1]。受日益嚴峻的環(huán)保要求和僅適用于淺層資源開發(fā)等限制，我國油頁巖地面干餾產(chǎn)量增長緩慢，嚴重制約了油頁巖資源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。因此，綠色高效的原位轉(zhuǎn)化將是未來油頁巖工業(yè)的發(fā)展方向。

油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)是通過直接對埋藏于地下油頁巖儲層進行人工加熱，使油頁巖內(nèi)部的固體干酪根裂解成輕質(zhì)油氣，再通過傳統(tǒng)的油氣井筒開采到地面的一種開發(fā)方式。該方式具有占地面積小、開發(fā)成本低、環(huán)境影響小且可開發(fā)深層油頁巖資源的優(yōu)勢，有望實現(xiàn)油頁巖資源的規(guī)?；_發(fā)。

自上世紀40年代，瑞典最早提出采用電加熱的方法原位轉(zhuǎn)化油頁巖資源以來[2]，國際上諸多石油公司和研究機構(gòu)相繼開發(fā)了十余種油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)。其中，美國礦業(yè)局和西方石油公司提出的地下燃燒原位轉(zhuǎn)化技術(shù)[3-4]、殼牌的ⅠCP技術(shù)[5]、?？松梨诠镜腅lectrofracTM技術(shù)[6-7]、以色列亞洲科技公司的TS法和美國頁巖油公司提出的CCR流體加熱技術(shù)[8]等都已實施了現(xiàn)場試驗。根據(jù)原位轉(zhuǎn)化熱量的來源和傳遞方式，可以將油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)分成燃燒加熱、傳導加熱、對流加熱和輻射加熱4 大類。其中，以燃燒加熱和傳導加熱形式的油頁巖的原位轉(zhuǎn)化技術(shù)相對成熟。

美國國家能源局、國家礦業(yè)局和西方石油公司在20 世紀70年代運用真原位(TⅠS)和改性原位(MⅠS)2 大原位燃燒加熱技術(shù)在美國猶他Vernal和科羅拉多Logan Wash地區(qū)實施了礦產(chǎn)試驗與小試生產(chǎn)，油頁巖油總產(chǎn)量均超過萬噸[4,9]。這2 種技術(shù)主要采用地下爆破與地下燃燒相結(jié)合的方式原位加熱淺表的油頁巖，加熱效率高，但地下工藝的控制非常復(fù)雜，且存在一定的污染風險。

此后，隨著現(xiàn)代技術(shù)的不斷進步，以荷蘭殼牌公司為代表研發(fā)的小井距電加熱技術(shù)(ⅠCP)發(fā)展迅速，先后在美國、加拿大和約旦開展了8 次先導性試驗，整體技術(shù)成熟度已超過90%[10-11]。ⅠCP技術(shù)具有設(shè)備簡單和油收率高的優(yōu)點，但數(shù)年的加熱周期使其在工業(yè)應(yīng)用上存在一定的局限。2005年，殼牌公司在吉林省投入了大量資金開展油頁巖資源勘查，但經(jīng)過系統(tǒng)的測試與評估后，認為我國松遼盆地南部油頁巖資源的工業(yè)品位和礦床厚度達不到ⅠCP技術(shù)的經(jīng)濟性開發(fā)指標。

在這一背景下，針對我國油頁巖的自然稟賦，國內(nèi)吉林大學、吉林眾誠油頁巖公司、太原理工大學、中石油勘探開發(fā)研究院等單位分別研制了局部化學反應(yīng)法(TSA)、高壓-工頻電加熱法(HVF)、近臨界水法(SCW)、壓裂燃燒法、原位注蒸汽法(MTⅠ)和水平井電加熱輕質(zhì)化法等多種油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)。其中壓裂燃燒法和局部化學反應(yīng)法已通過現(xiàn)場試驗從地下原位轉(zhuǎn)化出油頁巖油和氣。此外，還有多個現(xiàn)場試驗正在籌備建設(shè)中：中石油與中石化分別計劃在鄂爾多斯盆地選址，針對長7 段中低熟頁巖油與油頁巖開展原位轉(zhuǎn)化先導試驗與示范工程建設(shè)；吉林省能源局與松原市政府在積極推進建設(shè)“國家油頁巖原位轉(zhuǎn)化松原先導試驗示范區(qū)”的申報工作；大同煤礦集團與太原理工大學合作，計劃在新疆阜康開展注蒸汽法油頁巖原位轉(zhuǎn)化的中試試驗；陜煤集團也考慮能源布局，開始探索富油煤的原位轉(zhuǎn)化技術(shù)研究。

本文將詳細梳理我國油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)現(xiàn)狀和原位試驗進展，總結(jié)分析油頁巖原位轉(zhuǎn)化的關(guān)鍵技術(shù)與發(fā)展方向，深入探討我國油頁巖原位轉(zhuǎn)化面臨的機遇與挑戰(zhàn)，并提出相關(guān)政策建議，希望能為推動我國油頁巖產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供有益借鑒。

1 我國油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)現(xiàn)狀

我國原位轉(zhuǎn)化技術(shù)起步較晚，但發(fā)展迅速。近20年，在國家能源需求牽引下，國內(nèi)高校、科研院所與能源企業(yè)均開展了油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)研發(fā)，開發(fā)出多種適用于我國油頁巖資源特點的原位轉(zhuǎn)化新技術(shù)。

1.1 油頁巖原位注蒸汽開采油氣技術(shù)(MTI技術(shù))

太原理工大學趙陽升院士團隊最早在我國開展油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)的研究，于2005年提出了以高溫水蒸汽(>500 ℃)為載熱流體對流加熱油頁巖儲層原位轉(zhuǎn)化技術(shù)[12](MTⅠ技術(shù)，圖1)。水蒸汽不僅具有高載熱和強攜油氣能力，而且可以為油頁巖熱解供氫，提高熱解油氣品質(zhì)，產(chǎn)出的油頁巖油和烴類氣體與低溫蒸汽在壓力驅(qū)動下沿生產(chǎn)井排至地面[12-13]。此外，在不同生產(chǎn)階段，通過注熱井與生產(chǎn)井之間科學調(diào)配，改變蒸汽的流量和流動方向，可實現(xiàn)油頁巖熱解區(qū)域95%以上油收率[14]。太原理工大學已在實驗室完成了MTⅠ技術(shù)的大試件(2.2 m)工業(yè)實驗，證實了該技術(shù)具有蒸汽加熱成本低、油氣采收率高且產(chǎn)油品質(zhì)好等優(yōu)勢。目前，正計劃與晉能控股集團合作，在新疆阜康開展注蒸汽法原位轉(zhuǎn)化油頁巖的示范工程項目。MTⅠ技術(shù)的實施需要在地面建設(shè)大型燃煤鍋爐，技術(shù)的推廣應(yīng)用還需開發(fā)相應(yīng)的減排措施，降低原位轉(zhuǎn)化過程中的碳排放量。

圖1 太原理工大學MTI技術(shù)原理示意圖[12]Fig.1 Schematic diagram of MTI technology of Taiyuan University of Technology[12]

1.2 近臨界水法油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(SCW法)

近臨界水法油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(SCW法)是由吉林大學自主研發(fā)，針對深層、低滲透油頁巖資源的原位轉(zhuǎn)化技術(shù)[15](圖2)。該技術(shù)以近臨界水(300~350 ℃、壓力10~22 MPa)作為傳熱傳質(zhì)介質(zhì)和提取劑，通過近臨界水對油頁巖的浸潤、溶脹和滲透等物理化學作用，裂解油頁巖中的干酪根有機質(zhì)[16]，再通過近臨界水對有機質(zhì)良好的溶解力將油氣產(chǎn)物萃取出來。SCW法充分利用了近臨界水活性高、傳熱傳質(zhì)能力強和綠色環(huán)保等優(yōu)點，實驗室油氣回收率達90%以上[16]。此外，SCW法能夠有效攜帶水溶性的金屬鹽類催化劑進入油頁巖儲層，使原位轉(zhuǎn)化進一步提質(zhì)增效[17-18]，是綠色節(jié)能的新型油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)。但該技術(shù)適合于1500 m以深的油頁巖儲層，對于淺層資源，地下無法實現(xiàn)近臨界水所需的高壓條件，地下封閉保壓困難。

圖2 吉林大學SCW法技術(shù)原理示意圖[19]Fig.2 Schematic diagram of Jilin University’s SCW technology[19]

1.3 局部化學反應(yīng)法油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(TSA法)

局部化學反應(yīng)法由吉林大學和以色列亞洲科技公司共同研發(fā)，是一種針對油頁巖層薄、埋藏淺、含油率較低資源的地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(圖3)[20]。該技術(shù)是將高溫混合氣體注入油頁巖儲層，利用油頁巖中半焦及固定碳的局部化學反應(yīng)熱作為加熱干酪根裂解能量，驅(qū)動裂解反應(yīng)鏈式向前推進，高效產(chǎn)出高溫油氣，具有開發(fā)成本低、熱效率高和出油率高等優(yōu)點[21-22]。此外，運用TSA法采出的油氣在地表冷卻分離后還可將裂解氣作為燃料氣體循環(huán)注入地下，進一步提高能量利用率，實現(xiàn)經(jīng)濟高效原位轉(zhuǎn)化油頁巖。目前，TSA法已先后在吉林農(nóng)安和吉林扶余開展了油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化先導試驗工程，分別于2015年6月20 日和2020年9月20 日成功從地下采出高品質(zhì)的油頁巖油，驗證了技術(shù)的可行性[19,23]。

圖3 吉林大學TSA法技術(shù)原理圖[19]Fig.3 Schematic diagram of Jilin University’s TSA technology[19]

1.4 高壓-工頻電加熱法油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(HVF法)

高壓-工頻電加熱法油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(HVF法)是吉林大學和俄羅斯托木斯克理工大學聯(lián)合研發(fā)的一種針對不同層厚、不同埋深油頁巖的快速原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(圖4)[24]。該技術(shù)通過在油頁巖儲層埋設(shè)正負電極，先通過高壓電快速擊穿油頁巖層，大幅降低油頁巖層電阻使其內(nèi)部形成導電快速加熱通道，然后再通入工頻電，利用導電通道焦耳熱實現(xiàn)對油頁巖層的高溫快速加熱，最高加熱溫度可達800~1000 ℃，從而實現(xiàn)快速裂解產(chǎn)出輕質(zhì)油頁巖油[25-26]。通過實驗室對塊狀油頁巖加熱裂解實驗證明，HVF法具有加熱溫度高、加熱速率快以及對儲層適應(yīng)能力強等特點。但該技術(shù)目前尚不成熟，受超高壓電壓的影響，擊穿距離受到限制。此外，該技術(shù)對井內(nèi)電極與地層的無縫接觸要求較高，且需要研制安全可靠的超高壓大型擊穿設(shè)備。

圖4 吉林大學HVF技術(shù)原理示意圖[26]Fig.4 Schematic diagram of Jilin University’s HVF technology[26]

1.5 壓裂燃燒法油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)

吉林省眾誠油頁巖集團有限公司自2012年成立后，在以色列局部化學法(TS法)的經(jīng)驗基礎(chǔ)上提出了“原位壓裂燃燒提取油頁巖油氣”的方法(圖5)[27-28]。該技術(shù)通過注入氣體在井下燃燒放熱來加熱油頁巖地層，待油頁巖地層裂解啟動后，通過注入空氣或氧化劑與油頁巖裂解后所剩的瀝青質(zhì)和固定碳發(fā)生氧化反應(yīng)，產(chǎn)生的熱能作為后續(xù)裂解的熱源，實現(xiàn)連續(xù)裂解。該公司在吉林扶余運用該技術(shù)開展了油頁巖原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)場試驗，于2014年7月從地下開采出我國第一桶油頁巖油，標志著該技術(shù)的初步成功[29-30]。壓裂燃燒法原位開發(fā)油頁巖具有投資少、運營成本低、環(huán)境污染小、資源利用率高和產(chǎn)油產(chǎn)氣見效快等優(yōu)點，但井下燃燒技術(shù)控制工藝非常復(fù)雜，對工藝安全性要求較高[30]。

圖5 眾誠原位壓裂燃燒加熱技術(shù)[30]Fig.5 Schematic diagram of the Zhongcheng’s in-situ fracturing-combustion-heating technology[30]

圖6 中石油水平井電加熱輕質(zhì)化技術(shù)原理示意圖[31]Fig.6 Schematic diagram of PetroChina’s lightening technology by horizontal drilling and electric heating[31]

圖7 自生熱法(ATS)原位裂解油頁巖工藝原理示意圖[33]Fig.7 Schematic diagram of in-situ pyrolysis of oil shale by ATS technology[33]

1.6 中低熟頁巖油水平井電加熱輕質(zhì)化技術(shù)

水平井電加熱輕質(zhì)化技術(shù)是中國石油勘探開發(fā)研究院針對我國300~3000 m中低成熟度富有機質(zhì)頁巖資源，與荷蘭殼牌公司合作，基于ⅠCP技術(shù)提出的[31]。該技術(shù)在核心技術(shù)、開采深度、產(chǎn)油率、投資回報率、開發(fā)利用潛力及環(huán)境保護方面均有顯著的優(yōu)勢。水平井電加熱輕質(zhì)化技術(shù)加熱范圍大，針對我國鄂爾多斯盆地埋藏深、厚度大、品位高的中低熟頁巖油資源，具有很好的應(yīng)用前景。但大長度、大功率、長壽命的高溫井下電加熱技術(shù)是實施該工藝亟待攻關(guān)的配套關(guān)鍵技術(shù)。

1.7 自生熱法油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)(ATS法)

吉林大學自生熱法(ATS法)是經(jīng)TSA法改進而來的一種高效的反應(yīng)熱加熱技術(shù)[32-33]。該技術(shù)首先通過向儲層注入高溫載熱介質(zhì)將近井地帶預(yù)熱至300 ℃左右，在儲層中形成生熱供體，隨后通過注入含氧氣體觸發(fā)生熱供體發(fā)生氧化放熱反應(yīng)，為油頁巖熱解持續(xù)提供熱量。ATS法對外部能量需求低、能量利用率高，實驗室通過大型物模實驗獲得的裂解油有效回收率超過67.1%，能量效率最高可達3.46[34]。該技術(shù)的關(guān)鍵在于如何保證殘渣區(qū)氧化產(chǎn)生足夠的熱量并傳遞至裂解加熱區(qū)，確保更高的整體供熱和傳熱效率。目前，該技術(shù)正通過動態(tài)優(yōu)化注采參數(shù)進一步提高能量回報率，探究最適宜原位轉(zhuǎn)化技術(shù)的復(fù)雜縫網(wǎng)形態(tài)，進一步降低開發(fā)成本提高技術(shù)適用性。

2 我國油頁巖原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)場試驗進展

目前，吉林大學、吉林眾誠油頁巖公司和吉林油田公司先后在松遼盆地實施了4 個油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗工程。

根據(jù)地質(zhì)構(gòu)造特征，可將松遼盆地劃分為北部傾沒區(qū)、東北隆起區(qū)、西部斜坡區(qū)、中央凹陷區(qū)、西南隆起區(qū)和東南隆起區(qū)，如圖8 所示。其中，東南隆起區(qū)是松遼盆地油頁巖發(fā)育的有利區(qū)帶，儲床位于中生代白堊系，嫩江組下部共發(fā)現(xiàn)油頁巖儲層19層，儲層穩(wěn)定，產(chǎn)狀平緩，儲層頂板有較厚的泥頁巖，沒有見到對儲層有明顯破壞的斷裂構(gòu)造及巖漿巖存在。區(qū)域內(nèi)“扶余縣長春嶺”、“前郭—農(nóng)安”、“三井子—大林子”、“深井子”4 個油頁巖潛在區(qū)，詳查資源量達1024.46 億t。有機質(zhì)豐度普遍較高，有機碳含量為5.2%~16.9%，平均7.5%；生烴潛力為38.15~138.98 mg/g，平均值為71.86 mg/g；含油率為3.5%~10.2%，為中等品質(zhì)油頁巖儲層，達到工業(yè)開采要求。我國完成的4 個先導試驗工程均位于該區(qū)域內(nèi)，現(xiàn)已公開的試驗有吉林大學農(nóng)安油頁巖原位裂解先導試驗、眾誠油頁巖原位轉(zhuǎn)化試驗和吉林大學扶余油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗。

圖8 松遼盆地區(qū)域構(gòu)造位置圖[35]Fig.8 Regional structural map of Songliao Basin[35]

2.1 吉林大學農(nóng)安油頁巖原位裂解先導試驗(埋深80 m)

該先導試驗工程位于吉林省農(nóng)安縣永安鄉(xiāng)，應(yīng)用局部化學反應(yīng)法開展試驗，目標儲層為深度在63~73 m的嫩江組油頁巖，含油率平均為6.1%。先導試驗共實施鉆孔6 口，包括1 口注熱井(NK-1)、1 口開采井(NK-2)和4 口溫度監(jiān)測井(M1-M4)，注熱井和開采井均為探采結(jié)合井，井位布置如圖9 所示。

圖9 農(nóng)安油頁巖原位裂解先導試驗工程井位布置圖Fig.9 Well Layout in Nong’an oil shale in-situ conversion pilot test

圖10 農(nóng)安油頁巖原位裂解先導試驗工程現(xiàn)場Fig.10 Nong’an oil shale in-situ conversion pilot site

先導試驗在完成并攻克了地下試驗工程、地面開采系統(tǒng)、地下封閉體系和開采調(diào)控工藝等關(guān)鍵技術(shù)后，于2015年6月20 日，從地下原位裂解產(chǎn)出第一桶油頁巖油，如圖11 所示。原位采出的油頁巖油呈淡黃色，久置后氧化變黑。原油基本性質(zhì)經(jīng)檢測近似于0#柴油，品質(zhì)優(yōu)良。整個工程累計產(chǎn)油1650 kg，產(chǎn)可燃氣1500 m3。

圖11 TSA法生產(chǎn)的第一桶油[19,34]Fig.11 The first barrel of shale oil produced by TSA technology[19,34]

2.2 吉林眾誠油頁巖原位轉(zhuǎn)化試驗(埋深300 m)

吉林省眾誠油頁巖公司在吉林省扶余市三駿滿族蒙古族錫伯族鄉(xiāng)苗勝村、扶余—長春嶺油頁巖第Ⅲ區(qū)塊ZK0809 探區(qū)建立了“油頁巖原位轉(zhuǎn)化試驗基地”，該項目以眾誠油頁巖公司自主研發(fā)的“壓裂燃燒法油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)”為核心，開展相關(guān)領(lǐng)域及配套技術(shù)的研究開發(fā)與試驗工作。試驗?zāi)繕藚^(qū)為青山口組油頁巖，埋深262~280 m，平均含油率5.53%。該試驗項目先后建設(shè)了2 口注氣燃燒井X1 和X2，4 口生產(chǎn)井F1、F2、F3 和F4，2 口監(jiān)測井J1 和J2，采用水力壓裂對地下儲層進行了改造。井位布局如圖12 所示。

圖12 眾誠公司油頁巖原位轉(zhuǎn)化試驗井位布置圖[30]Fig.12 Well Layout in Zhongcheng’s oil shale in-situ conversion field test[30]

在完成一系列地下工程和地面工程后(圖13)，首先開展試壓和試漏試驗，排查實驗系統(tǒng)的安全隱患，而后向注氣燃燒井內(nèi)注入可燃劑和助燃劑并引燃。通過實時觀察燃燒井內(nèi)的溫度，并調(diào)整注入流體的流速與壓力實現(xiàn)燃燒井內(nèi)持續(xù)穩(wěn)定的燃燒，直至實現(xiàn)對地下油頁巖地層的引燃。眾誠公司于2014年7月17 日第一次成功點火，10 天后成功產(chǎn)出我國第一桶原位油頁巖油(如圖14)。該試驗項目初試運行共產(chǎn)油5.2 t，單井平均日產(chǎn)60 kg左右，最高日產(chǎn)355 kg。于2015年初進入中試階段，對試驗裝備與試驗工藝進行了改進。實現(xiàn)了地下原位轉(zhuǎn)化的油頁巖氣的循環(huán)注入和地層熱解溫度的可控調(diào)整，單井階段性油頁巖油日產(chǎn)量比初試階段提高了2~3 倍。項目中試共產(chǎn)油15.88 t，單井平均日產(chǎn)115 kg左右。

圖13 眾誠油頁巖原位轉(zhuǎn)化試驗現(xiàn)場[30]Fig.13 Zhongcheng’s oil shale in-situ conversion field test[30]

圖14 眾誠原位轉(zhuǎn)化技術(shù)產(chǎn)生的第一桶油頁巖油[30]Fig.14 The first barrel of shale oil produced by Zhongcheng’s in-situ conversion technology[30]

2.3 吉林大學扶余油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗(埋深500 m)

該先導試驗工程位于吉林省扶余市永平鄉(xiāng)，使用改進的局部化學反應(yīng)法工藝，試驗?zāi)繕藘訛槁裆疃仍?78~486 m的青山口組一段油頁巖，平均含油率6.43%。共實施FK1、FK2、FK3 和M1 等4 口工藝井鉆孔，其中FK2 為注熱井，F(xiàn)K1、FK3 為開采井，M1為溫度監(jiān)測井，井位布置如圖15 所示，試驗現(xiàn)場如圖16 所示。

圖15 吉林大學扶余油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗井位布置Fig.15 Well layout in Fuyu oil shale in-situ conversion pilot test of Jilin university

圖16 吉林大學扶余油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗現(xiàn)場Fig.16 Fuyu oil shale in-situ conversion pilot test of Jilin University

改進的局部化學反應(yīng)法在扶余先導試驗的工藝實施經(jīng)歷了中溫地層干燥、高溫氮氣觸發(fā)和常溫混合氣體自生熱裂解3 個階段。中溫地層干燥階段是向地層注入100~200 ℃氮氣，將儲層改造殘留壓裂液循環(huán)驅(qū)出并烘干油頁巖中的自由水；高溫氮氣觸發(fā)階段是向注熱井FK2 注入常溫氮氣，經(jīng)過井內(nèi)加熱器加熱后注入地層，使注熱井臨近區(qū)域發(fā)生初步裂解，經(jīng)過40~45 天，使較大區(qū)域內(nèi)油頁巖巖體達到其自生熱觸發(fā)溫度；常溫混合氣體自生熱裂解階段是在上一階段地層溫度場趨于穩(wěn)定，由生產(chǎn)井采出裂解氣烴類含量不再上升后開始實施。這一階段主要向地層注入含一定濃度氧氣的常溫混合氣體，引發(fā)地層中高溫固定碳的氧化放熱反應(yīng)，驅(qū)動油頁巖裂解界面向開采井FK1或FK3 移動。

2020年8月20日，工藝保持運行，注熱井FK2井的壓力維持在9~12 MPa，利用FK3 中進行流體循環(huán)開采，F(xiàn)K1 井以關(guān)井形成對地下流體介質(zhì)控制流向的效果，2020年9月20 日在FK3 井中成功開采出第一桶油頁巖油(如圖17 所示)。累計產(chǎn)油3490 L，產(chǎn)可燃氣18 000 m3。

④返回：當檢測結(jié)束時，通過主控制器操作讓爬行器后退，熄滅前燈，打開后視燈，通過主控制器的屏幕查看后退情形，適時控制左右方向，以便爬行器順利退出涵洞。同時，適時地回收電纜線于電纜盤內(nèi)。

圖17 吉林大學扶余油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗第一桶油Fig.17 The first barrel of shale oil produced in Fuyu in-situ conversion pilot test of Jilin University

3 油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化關(guān)鍵技術(shù)及發(fā)展方向

3.1 原位高效復(fù)合加熱技術(shù)

井下加熱是實現(xiàn)油頁巖原位轉(zhuǎn)化開采的關(guān)鍵。我國油頁巖地層導熱系數(shù)低、滲透性差、非均質(zhì)性強，傳統(tǒng)原位轉(zhuǎn)化技術(shù)多采用單一加熱模式，加熱效率低，且整個加熱過程的能量消耗巨大，嚴重制約了油頁巖原位轉(zhuǎn)化的商業(yè)化進程。急需研發(fā)地表-井下協(xié)同加熱、多階段物理-化學復(fù)合加熱、自生熱驅(qū)動鏈式原位裂解的熱流體原位復(fù)合加熱等技術(shù)，如圖18 所示，這將有效提高原位加熱效率、提升資源利用率、降低原位開發(fā)成本。

圖18 油頁巖原位高效復(fù)合加熱機理Fig.18 Schematic diagram of in-situ eきcient compound heating technology

3.2 精確可控儲層改造技術(shù)

頁巖的致密特性影響原位轉(zhuǎn)化過程中傳熱和傳質(zhì)效果，目前多采用傳統(tǒng)儲層改造工藝對目標試驗區(qū)/開采區(qū)進行壓裂造縫，但改造效果不佳。一方面，傳統(tǒng)壓裂工藝無法在頁巖地層形成適合原位轉(zhuǎn)化工藝的小范圍密集復(fù)雜縫網(wǎng)，另一方面形成的水平裂縫在高溫條件下容易發(fā)生膨脹閉合，嚴重影響傳熱傳質(zhì)。因此，今后儲層改造可采用精準可控壓裂技術(shù)和沖擊波致裂技術(shù)來實現(xiàn)頁巖地層的復(fù)雜縫網(wǎng)改造。結(jié)合實時監(jiān)測技術(shù)與新型壓裂工具應(yīng)用精確控制裂縫走向，根據(jù)不同井段儲層性質(zhì)應(yīng)用CO2干法壓裂技術(shù)與酸化壓裂技術(shù)，達到體積縫網(wǎng)的目標，同時緩解裂縫堵塞、加熱器堵塞等事故，保障裂解油氣的產(chǎn)出通道，儲層改造機理如圖19 所示。

圖19 油頁巖儲層改造機理Fig.19 Schematic diagram of oil shale reservoir stimulation techniques

3.3 地下空間封閉技術(shù)

為保證油頁巖原位轉(zhuǎn)化的高效和環(huán)保，需要對裂解區(qū)域進行有效地封閉，一方面，防止開放的地下水體系對油頁巖裂解區(qū)的干擾，另一方面，防止裂解油氣在高壓注采狀態(tài)下向裂解區(qū)域外運移。殼牌公司ⅠCP技術(shù)的先導試驗中采用地下冷凍墻技術(shù)(如圖20a)，實現(xiàn)了裂解反應(yīng)區(qū)與外界區(qū)域的隔離，但地下冷凍耗時較長(均需數(shù)月)且單井凍結(jié)半徑有限(1 m左右)；造成工程成本高。吉林大學在2 次油頁巖原位轉(zhuǎn)化試驗過程中分別使用了注漿帷幕技術(shù)(如圖20b)和氣驅(qū)封閉技術(shù)(如圖20c)，有效的保證了試驗的實施。其中，注漿帷幕技術(shù)在高滲地層中易獲得較好的效果，氣驅(qū)封閉技術(shù)存在封閉范圍不可控的缺陷。因此，在未來原位轉(zhuǎn)化過程中，需因地制宜選用合適的技術(shù)工藝來保證地下反應(yīng)空間的封閉性和完整性。

圖21 油頁巖原位轉(zhuǎn)化催化降本增效技術(shù)Fig.21 Schematic diagram of in-situ catalytic conversion process of oil shale for cost reduction and eきciency enhancement

3.4 催化降本增效技術(shù)

有效的催化劑可以顯著降低油頁巖裂解所需活化能、提高原位轉(zhuǎn)化效率、改善裂解油品質(zhì)量，是提高油頁巖油采收率的有效途徑。國內(nèi)外對油頁巖熱解催化劑的研究仍處于實驗室研究階段。盡管目前對自生礦物、金屬鹽及金屬氧化物的催化效果研究較為系統(tǒng)，但針對其在原位轉(zhuǎn)化工藝中的適用性和有效性等方面的研究鮮有報道。此外，考慮到在油頁巖原位轉(zhuǎn)化過程中對催化劑易攜性的要求，需要研發(fā)并篩選出水溶性或微/納米型的有效催化劑及可行的催化劑的注入工藝，實現(xiàn)油頁巖的原位高效催化轉(zhuǎn)化與開采。

3.5 原位轉(zhuǎn)化余熱及儲層空間綜合利用

油頁巖完成原位裂解后，地下反應(yīng)區(qū)域巖層的溫度仍在300 ℃以上，是優(yōu)質(zhì)熱源，能夠用于發(fā)電、附近大棚供熱，或者為周圍城市供熱。此外，區(qū)域油頁巖原位轉(zhuǎn)化后，地層會殘存大量堿性礦物，如氧化鈣、氧化鎂。這些堿性礦物和殘渣骨架就會形成一個有利于二氧化碳固定和儲存的堿性空間，可以用于二氧化碳地下埋存，將進一步提升油頁巖原位轉(zhuǎn)化的經(jīng)濟性和環(huán)保性。

4 我國油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)面臨的機遇與挑戰(zhàn)

我國的油頁巖資源儲量巨大，分布范圍廣，是一種重要的油氣接替資源。目前我國已研發(fā)出多種具有自主知識產(chǎn)權(quán)的原位轉(zhuǎn)化技術(shù)，但技術(shù)尚處于實驗室研究與先導試驗階段，原位轉(zhuǎn)化理論體系仍不完善，諸多關(guān)鍵技術(shù)與裝備有待突破，距離商業(yè)化推廣還有較長的路要走，面臨著多方面的機遇與挑戰(zhàn)。

4.1 油頁巖原位轉(zhuǎn)化開采面臨的困境與挑戰(zhàn)

(1)國家“雙碳”目標和能源轉(zhuǎn)型趨勢給油頁巖勘探開發(fā)帶來巨大壓力

國家“雙碳”目標的確立，意味著我國需要逐年降低以石油和煤炭為代表的化石能源消費占比，加快推進能源向綠色低碳轉(zhuǎn)型。電能替代競爭日益激烈，風能、光能、氫能等清潔能源發(fā)展加速，將促使石油消耗在2030年前后達峰并下降。在國家能耗“雙控”的政策作用下，油頁巖等非常規(guī)油氣資源的開發(fā)利用將面臨巨大壓力。

(2)油頁巖資源勘查程度低、有機質(zhì)呈固態(tài)，開發(fā)成本高

我國油頁巖資源豐富，但查明程度較低，不足6%，資源甜點構(gòu)成要素與富集機制認識不統(tǒng)一，尚未建立針對原位轉(zhuǎn)化的資源評價理論和方法體系。此外，相較美國等主要以海相沉積為主的油頁巖資源國家，我國陸相盆地油頁巖地質(zhì)條件復(fù)雜，儲層厚度較薄，有機質(zhì)呈固態(tài)，使得油頁巖資源的勘探與開發(fā)難度大，開發(fā)利用成本高。

(3)關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)難度大，國家經(jīng)費投入不足

我國油頁巖資源存在滲透性低、導熱性低和有機質(zhì)呈固態(tài)等特性，使得油頁巖原位轉(zhuǎn)化存在儲層改造難度大、原位加熱效率低、裂解轉(zhuǎn)化耗能大等一系列工程技術(shù)難題。目前，國家對油氣開發(fā)領(lǐng)域的資金投入主要集中深部、深海和非常規(guī)油氣資源，簡稱“兩深一非”。而非常規(guī)資源的重點在中高成熟度的頁巖油與頁巖氣資源的集成創(chuàng)新與工業(yè)化規(guī)模應(yīng)用。對于開發(fā)技術(shù)難度較大的低成熟度頁巖油和油頁巖的理論創(chuàng)新和技術(shù)創(chuàng)新研究資助較少，不利于關(guān)鍵核心技術(shù)的突破和長遠發(fā)展。

4.2 油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)發(fā)展存在的機遇與前景

(1)國家高度重視能源安全，不斷加大非常規(guī)油氣勘探開發(fā)力度

我國油氣對外依存度居高不下，尤其原油對外依存度已連續(xù)5年高于70%。隨著近年全球地緣政治風險的加劇以及中美博弈對抗的不斷升級，世界原油供應(yīng)的不穩(wěn)定性愈發(fā)明顯，我國能源安全戰(zhàn)略形勢非常嚴峻。如今，國家高度重視石油自給能力，持續(xù)加大國內(nèi)勘探開發(fā)力度，確保增儲上產(chǎn)。油頁巖作為我國資源量極其豐富的潛在油氣資源，一旦關(guān)鍵技術(shù)取得突破，作為接替資源，規(guī)模開發(fā)將為國家能源安全提供有效保障。

(2)新能源的大規(guī)模替代尚待時日，未來石油消費降低空間相對較小

盡管未來石油作為燃料被替代的節(jié)奏會加快，但新能源因技術(shù)與使用條件的限制，在短期內(nèi)無法完全滿足國家能源需求，大規(guī)模替代油氣資源也還有待時日。此外，石油作為化工原材料占據(jù)巨大的消費市場。根據(jù)我國常規(guī)油氣資源的自然稟賦和油氣自產(chǎn)能力，到2060年實現(xiàn)“雙碳”目標的情況下，作為資源性化工原料的石油和天然氣供給依然不足，每年仍需進口。因此，油頁巖等非常規(guī)油氣仍是重要的戰(zhàn)略接替資源。

(3)東北老工業(yè)基地的振興和西部大開發(fā)的發(fā)展需要

我國油頁巖資源主要分布東北和西北地區(qū)的松遼、鄂爾多斯、倫坡拉、準噶爾等幾個富油氣盆地，資源量接近全國資源的90%。東北地區(qū)的大慶油田和遼河油田均已進入中晚期減產(chǎn)階段，開發(fā)油頁巖資源能夠接續(xù)油氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。西北地區(qū)是我國目前油氣產(chǎn)能的主戰(zhàn)場，同時，高比例發(fā)展的風、光等新能源，能夠為油頁巖原位轉(zhuǎn)化提供優(yōu)越的外部電力供給，擴大能源產(chǎn)業(yè)規(guī)模。油頁巖資源的規(guī)?；_發(fā)，對振興東北和西部開發(fā)的意義非常重大。

(4)非常規(guī)油氣勘探開發(fā)技術(shù)發(fā)展迅速，將加速油頁巖原位轉(zhuǎn)化關(guān)鍵技術(shù)的突破

進入21 世紀以來，全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)技術(shù)不斷取得重大突破，世界石油工業(yè)正從常規(guī)油氣向非常規(guī)領(lǐng)域跨越，引發(fā)了一場重大科技革命。近年來，我國在頁巖油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域已取得一系列突破進展，至2021年，非常規(guī)油氣產(chǎn)量已達油氣總產(chǎn)量的20%，使得我國油氣開發(fā)也逐漸進入常規(guī)和非常規(guī)并重的階段。頁巖油氣等非常規(guī)油氣行業(yè)的穩(wěn)定與高速發(fā)展，使得油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)逐漸受到中石油與中石化等大型國有能源企業(yè)的重視，這將有利于推進油頁巖原位轉(zhuǎn)化關(guān)鍵技術(shù)的快速突破。

5 結(jié)論

(1)油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)是一種高效環(huán)保的油頁巖資源開發(fā)利用技術(shù)，針對我國油頁巖的自然稟賦，國內(nèi)的高校、科研院所和企業(yè)已研發(fā)出局部化學反應(yīng)法(TSA)、高壓-工頻電加熱法(HVF)、近臨界水法(SCW)、壓裂燃燒法、原位注蒸汽法(MTⅠ)、水平井電加熱輕質(zhì)化法和自生熱法(ATS)等7 種油頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)。在吉林省已開展了3 處現(xiàn)場先導試驗，其中，壓裂燃燒法從地下埋深280 m處，局部化學反應(yīng)法分別從地下埋深75 m和486 m處均成功原位開采出油頁巖油和油頁巖氣，證明了這2 種方法的技術(shù)可行性。

(2)我國大部分地區(qū)的油頁巖儲層厚度較薄、埋藏較深且有機質(zhì)呈固態(tài)，原位轉(zhuǎn)化技術(shù)存在加熱效率低、單井產(chǎn)油量低、能量消耗大，嚴重制約了油頁巖原位轉(zhuǎn)化的商業(yè)化進程，還需攻克高效復(fù)合加熱、精準可控儲層改造、地下加熱空間封閉、催化降本增效和地下裂解余熱綜合利用等關(guān)鍵技術(shù)難題。

(3)目前我國油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)發(fā)展的挑戰(zhàn)與機遇并存，一方面，國家“雙碳”目標的確立和能源轉(zhuǎn)型升級趨勢給油頁巖勘探開發(fā)帶來巨大壓力和挑戰(zhàn)；另一方面，國家能源資源安全需要、新能源大規(guī)模替代化石能源尚需時日、非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)技術(shù)的快速發(fā)展和國家東北振興與西部大開發(fā)政策等，也給我國油頁巖資源的勘探開發(fā)帶來巨大機遇。我們應(yīng)該面對挑戰(zhàn)，搶抓機遇，加快關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，早日實現(xiàn)油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化的商業(yè)化開發(fā)。