油页岩原位转化热解反应特征研究综述

近年来,世界能源消耗日渐增加,作为非常规能源之一的油页岩是重要的接替资源。中国油页岩资源量丰富,居世界第四位。原位转化技术作为油页岩开采的主流技术,利用热解反应建立渗流通道,开采页岩油气。基于热解反应阶段、干酪根热解、矿物成分影响与热解协同孔隙结构演化等4个方面对原位转化过程中的热解反应特征进行研究综述：（1）热解反应各个阶段下的热物理演化与热化学反应;（2）干酪根热解的反应机理及其影响因素;（3）无机矿物分解对热解反应的促进与抑制作用;（4）热解反应协同孔隙结构演化的机理及其对微裂缝扩展的促进作用。立足于热解反应这一原位转化中的核心技术问题,力图为热解反应在油页岩与中低成熟度页岩油原位转化中的应用提供一定的参考。     

抚顺油页岩干馏渗透实验研究

为了为地下原位开采页岩油提供一定的理论依据,在高温高压蒸汽作用下进行了油页岩的干馏实验,以及干馏后油页岩的三轴渗透实验.结果表明:①高温高压蒸汽可以有效地干馏油页岩并带走页岩油;②高温高压蒸汽作用下油页岩会产生大量的裂缝,从而提高油页岩的渗透性;③油页岩干馏后渗透系数是体积应力和孔隙压的函数,其关系仍然服从指数规律.实验结果对地下原位开采页岩油有一定的指导意义.     

油页岩注蒸汽原位开采数值模拟

注高温蒸汽是一种有效的油页岩原位加热开采方法。参考美国绿河地区某油页岩原位电加热开采项目,采用CMG油藏数值模拟软件建立油页岩原位加热开采的数值模型,将其中的电加热井改为注高温蒸汽井,求解油页岩的温度场、干酪根浓度和产油量,对比电加热和蒸汽加热的优缺点,并讨论注入蒸汽速率和加热范围这两个主要因素对油页岩原位开采的影响。结果表明:与电加热相比,注蒸汽加热时油页岩层温度更高,干酪根分解更快,页岩油产量峰值到达时间更早;随注入速率增大、加热范围减小,干酪根热解反应加快,页岩油产出结束较早。     

分步热解气相色谱在油页岩工艺性质评价中的应用——以准南大黄山芦草沟组油页岩为例

采用热解气相色谱技术,通过分步程序热模拟了大黄山油页岩的干馏过程,探索了油页岩在各温阶下各种油(气)品热解回收动态变化及其热解总回收率变化,理论上分析了产生这种变化的原因,论述了油页岩工艺特性及其控制因素,以期为精确评价油页岩工艺性质提供参数。研究结果表明:干馏热解过程主要分3个阶段,410℃之前烃类产物很少,并随温度增高而缓慢增加;450～510℃区间烃类产物迅速增加,占全部热解产物的70%,并在490℃左右达到最大值;510℃以后烃类产物较少,以气态烃产物为主。大黄山油页岩整体具有轻质油潜力优势特征,未来加工炼制温度控制在450～510℃即可基本保证油(气)回收率、有效获取轻质油。油页岩原始生烃潜力是控制油页岩工艺特性的主要因素,油页岩原始生烃能力越强,干馏高温阶段的重质油产物越多。     

泥质烃源岩的有效排油门限及页岩油地质意义

通过地质条件约束下不同类型、不同有机碳含量未熟—低熟烃源岩的生排烃物理模拟实验,结合排烃门限理论,建立一种有效排烃门限的确定方法,确定泥质烃源岩的有效排油门限值,并对其在页岩油勘探的地质意义进行探讨。研究表明:烃源岩发生有效排油的最低生油量门限值为5~8 mg/g(油/岩石),且有效排油门限值受控于有机质类型、丰度和演化程度三者之间的匹配;原始有机质含量小于1.5%的Ⅰ型烃源岩、小于2.0%的Ⅱ1型烃源岩和小于2.5%的Ⅱ2型烃源岩在整个生油阶段都达不到有效排油门限,生成的油滞留在烃源岩层系内,成为页岩油勘探的有利目标,由于其演化程度低、油品差,开采前景较差,原位加热转化开采技术可能是开发这部分页岩油资源的一种有利手段;页岩油的勘探开发当前要定位于已发生过有效排油、镜质体反射率(Ro)为1.0%~1.3%的烃源岩层系,由于成熟度的提高,滞留油气中含有较多的轻质油和天然气,气油比高,流动性较好,开采前景乐观。     

注蒸汽原位开采油页岩热解温度确定及可行性分析

利用热重仪对新疆油页岩进行不同温度下的热解实验,结果显示热解温度高低和油页岩在特定温度下的热解时间都会明显影响到油页岩的失重率,热解新疆油页岩的最佳温度值为500℃;通过高精度显微CT实验系统对热解后油页岩的细观进行测试,得到注蒸汽原位开采油页岩是完全可行的结论,这对油页岩原位开采技术的发展具有重要意义。     

中国油页岩原位开采可行性初探

中国油页岩资源量为11 602×108 t,其中埋藏深度在500～1 500 m 的油页岩资源量为6 813×108 t,原位开采技
术是开发该部分资源的有效手段。中国油页岩原位开采技术处于实验阶段,通过对油页岩热分解、热破裂规律、渗透
变化规律等方面的研究,初步探索了油页岩原位开采的可行性。油页岩热分解过程可以分为3 个阶段：干燥脱水、热
解生油、无机矿物质的分解。在这3 个阶段中,由于油页岩内部物理化学反应的程度不同,导致孔隙和裂缝发生了不
同程度的变化,变化最大的是热解生油阶段。利用非稳态数学模型研究了油页岩电加热原位开采的温度场分布,表明
加热5 a 后可以对页岩油进行开采,产油时间至少可以维持2 a。     

油页岩和生油岩热解平行和连续反应模型的研究和数值计算

本文研究了抚顺、茂名油页岩,辽河、泌阳生油岩的热解平行反应模型,以及美国科罗拉多油页岩热解的平行连续反应模型。利用随机试验法等数值计算方法求得了模型中的表观活化能和视频率因子等动力学参数。由这些模型求得的热解生烃率与实验值能较好地吻合。     

盐类物质对泥质烃源岩生排烃过程的影响

根据中国东部下第三系盐湖相沉积存在的地质实际,利用地层孔隙热压生排烃模拟仪开展了仿真地层条件下的含盐和不含盐泥质烃源岩的生排烃模拟实验,通过对烃类产物的分析探讨了盐类物质参与烃源岩生排烃的过程。研究表明：（1）盐类的存在加速了成烃演化,促进了石油和天然气的生成;（2）盐类的存在降低了对有机质的吸附能力,加速了粘土转化和脱水过程,且盐层易解理,使烃源岩中微孔隙及孔缝发育,促进了油气的初次运移;（3）无盐泥质源岩发育区虽然滞留大量的石油资源,但由于其岩石本身难压裂,对于商业化开采页岩油并无太大意义,到达过成熟阶段后,可能是页岩气开采的有利区带。盐岩发育区虽然其整体演化过程中生成的油气易于排出,但在Ro=1.28%时仍然滞留着20% 的石油资源,富含大量的盐类脆性矿物而低含粘土矿物,有利于产生裂缝,易于压裂,是页岩油藏勘探的有利区带。     

沧东凹陷孔二段页岩生排烃效率及对含油性的影响

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油资源潜力巨大,且通过水平井钻控获得了稳产工业油流。应用常规热解和分步热解技术,优化生排烃物质平衡法,提出了基于原始生烃潜力和现今残余生烃潜力的页岩生烃和排烃效率氢指数平衡计算方法,并探索成熟度以外孔二段页岩排烃效率的主控因素及其与含油性的关系。选取深度和成熟度较为接近的样品,以排除成熟度这一公认的生排烃效率指标的影响。结果表明,页岩有机质丰度和类型、微观孔隙结构和岩石类型等是控制其生排烃效率的重要因素。Ⅲ型干酪根产物以轻烃为主,排烃效率变化大且普遍高于Ⅰ型和Ⅱ型干酪根。Ⅰ型和Ⅱ型干酪根在TOC超过3%以后,排烃效率随TOC的增加而增大。墨水瓶型孔对液态烃的滞留能力强于狭缝型孔;对气态烃而言墨水瓶型孔反而是利于排烃的优势通道。纹层状页岩比薄层状页岩具有更低的排烃效率。生排烃共同控制着页岩的含油量,页岩中含油量与排烃效率整体呈负相关,但与生烃潜力、生烃效率和滞留烃率的乘积呈明显的正相关性,展示了生排烃效率计算方法的可靠性和实用性。     

油页岩原位注蒸汽开发的固-流-热-化学耦合数学模型研究

针对目前传统地面干馏油页岩技术中存在的高成本、高污染问题,提出了对油页岩进行原位注蒸汽开发的新方法.并利用太原理工大学研制的高温高压干馏釜对油页岩进行了高温高压蒸汽作用下油页岩干馏渗透实验.结果表明:高温高压蒸汽作用下油页岩会产生大量的孔隙、裂隙,从根本上提高了油页岩的渗透性;主要利用对流传热的方式,高效率地加热了油页岩并带走页岩油.同时,在复杂理论分析的基础上建立了油页岩原位注蒸汽开发过程中的固、流、热、化学耦合数学模型,包含了众多的耦合项作用,为分析解决油页岩原位注蒸汽开发过程中的复杂物理化学过程提供了理论依据.     

盐间页岩油储层基质孔隙内盐赋存状态

潜江凹陷盐间页岩地层是中国潜力巨大的高效烃源岩,在高封闭性、强蒸发、干湿气候交替环境下形成的。页岩油以吸附态在页岩地层中储存,潜江凹陷页岩油储量丰富,广泛发育的盐韵律层系为页岩油的开采造成较大困难,盐间页岩储层含盐量高,盐间页岩中的盐遇水后会发生溶解等强相互作用,导致孔隙结构发生剧烈变化,然而目前对于盐间页岩中盐的赋存状态及含量尚不清楚。深入研究潜江凹陷盐间页岩盐赋存状态,对实现页岩油有效开发具有重要意义。针对白云质页岩、钙芒硝质页岩和泥页岩3种盐间页岩油储层样品,通过肉眼、显微镜和扫描电镜观测盐晶体的形态及分布特征,建立起一种定量评价页岩储层盐离子扩散能力的方法。结果显示,盐间页岩油储层中盐离子主要以晶体的形式分散于岩石内部,是岩石骨架结构的一部分。白云质页岩中盐晶体主要以团状聚集的形式存在,钙芒硝质页岩中盐晶体颗粒分布较为均匀,泥质页岩盐晶体主要充填于层理弱面中。浸没在水中的盐间页岩中的盐离子迅速溶解并扩散进入水中,溶液电导率从初始电导率G_0开始缓慢增加,初期增加较快,后期曲线逐渐趋于平缓。然而,溶液电导率与时间t的平方根的线性关系较差,这与盐间页岩盐晶体溶解影响了孔隙结构,进而影响到了盐离子的扩散速率有关。钙芒硝页岩盐离子扩散速率最大,约为白云质页岩的1.5倍,约为泥质页岩的3倍。此外,盐间页岩油储层的离子扩散速率大大高于海相、陆相页岩气储层,为15～45倍。理解盐间页岩的盐赋存特征对认识页岩油储层与水的相互作用和提高页岩油的产出具有重要意义。     

基于热模拟实验的富有机质泥页岩孔隙演化研究进展

富有机质泥页岩是非常规油气领域重要的研究对象,揭示其孔隙演化特征对于研究页岩油气赋存机理具有重要意义,并为页岩油气资源评价以及勘探开发提供参数。热模拟实验结合扫描电镜,气体吸附和高压压汞等实验技术手段可应用于泥页岩孔隙演化的研究。相比于开放体系和封闭体系,半封闭半开放实验体系的设计是更接近地下真实地质过程,其更适用于孔隙演化的研究。富有机质泥页岩孔隙演化是有机质和矿物在高温高压及流体等多因素长时间共同作用的结果,基于热模拟实验条件下总结归纳了富有机质泥页岩孔隙演化特征(有机孔和无机孔两个方面)、孔隙演化主要控制因素(有机质生烃作用,矿物转化和压实作用)以及孔隙演化模型。尽管热模拟实验实现了对同一泥页岩样品全孔隙演化阶段的研究,但孔隙演化的研究还不够系统,问题在于:泥页岩样品在热模拟实验高温高压条件下易碎裂,导致样品制备上的困难;热模拟实验温压条件很难模拟地下真实成岩和生烃的过程;热模拟实验成本较高导致其不能大量开展,因此得到的样品和孔隙相关参数的数据也不够充足。如何系统地研究富有机质泥页岩孔隙演化也正是未来需要关注和研究的重点。     

考虑应力敏感和边界层效应的页岩油油藏渗流模型研究

由于页岩油储层孔隙结构复杂,原油渗流过程中存在明显的多尺度效应,而储层中存在应力敏感效应和边界层效应对原油渗流特征影响使得其流动机理更加复杂。基于毛细管模型,结合边界层和应力敏感理论,建立了页岩油储层渗流新模型并进行了验证。根据新模型分析了应力敏感效应、边界层效应对页岩油渗流特征的影响。研究结果表明：页岩油新渗流模型与渗流实验结果拟合性好,具有较高可靠性;边界层效应和应力敏感效应是影响潜江页岩油储层渗流特征的主要因素;对于含有微裂缝和溶蚀孔的页岩油储层,应力敏感效应是影响储层渗流特征的主控因素;随着压力的梯度的增加,影响渗流特征的因素由边界层和应力敏感效应的综合作用所决定。通过该研究,加深了影响页岩油油藏渗流特征相关因素的认识,为合理开发页岩油油藏提供了理论依据。     

储层压力衰竭对泥页岩盖层井壁稳定性影响规律研究

很多油气田开发中后期,储层压力会发生衰竭,一定程度上导致泥页岩盖层压力降低,影响钻井中的井壁稳定性。根据多孔介质弹性力学理论和室内实验方法,分别研究了盖层压力降低对其地应力和强度参数的影响,建立了两种因素协同影响下泥页岩盖层的井壁稳定计算模型。利用某构造中泥页岩盖层的相关地层参数,研究了储层压力降低对盖层坍塌压力和破裂压力的影响规律。研究结果表明,储层压力降低导致盖层坍塌压力和破裂压力均降低,盖层漏失风险增大,钻井过程中应主要防止漏失。