通过将原位页岩油转化技术与闭环地热系统相结合实现余热回收：来自THC耦合仿真的见解

《Fuel》：Residual Heat Recovery by Coupling In-Situ Shale Oil Conversion with a Closed-Loop Geothermal System: Insights from THC Coupled Simulation

　　谢卓然|张兆斌|徐涛|胡彦志|李宇轩|李守定|李小
中国科学院地质与地球物理研究所深部石油智能勘探开发重点实验室，北京100029，中国

**摘要**
原位转化被认为是开发页岩油最具前景的方法之一。然而，在原位转化后，储层中通常仍残留大量高温余热，其利用潜力尚未得到系统评估。为了解决这一难题，我们提出将闭环地热系统与原位页岩油转化相结合，并开发了一个多相多组分热-水-化学模型，以模拟有机物热解、烃类迁移和余热回收的耦合演变过程。结果表明，在加热过程中，相当一部分输入能量用于提高储层温度并保持储层岩石处于有效温度范围内；余热回收对烃类产量的负面影响相对有限，说明所提出的耦合策略是可行的。同时，热提取与烃类产量之间存在竞争关系：过早提取热量会削弱余热对持续热解的贡献，而提取热量过晚则会因储层冷却和温度梯度减小而降低余热回收效率。敏感性分析进一步表明，在适当的时间窗口内优化生产与热提取的开始时间可以在维持烃类产量的同时提高余热回收率。本研究阐明了原位页岩油转化与闭环热提取耦合运行的关键控制机制，为页岩油开发后高温储层的长期能源利用提供了新的见解和理论基础。

**引言**
低至中等成熟度的页岩油（以下简称页岩油）是指富含有机质的页岩层中含有的石油及多种有机物质的统称，其镜质体反射率（Ro）<1.0%。它包括石油烃类、沥青和有机质[1]。据估计，页岩油的经济可采资源量约为200亿吨，与常规石油资源的总可采资源量相当[2]。因此，页岩油被视为一种有前景的替代资源，有助于支撑未来的能源供应。
由于页岩油储层通常具有较低的渗透性，所含烃类的流动性有限，且多埋藏于较深的位置，其开发在技术上具有较高要求[3]。目前，原位转化被视为一种可行的页岩油生产方法，通过人工加热使储层中的有机质在原位热解为可开采的油气[4]。该方法在环境性能和效率方面具有优势，适用于深部、大型的页岩油储层[5][6]。在提出的原位转化加热方法中，电加热是最早且最成熟的技术之一[7][8]。20世纪70年代，壳牌公司首次提出了基于电加热的原位转化工艺[9][10][11]；到2010年，壳牌在该领域的累计投资已达35亿美元[12]。在科罗拉多州格林河地区的试验表明，采用电加热的原位转化方法共生产了1,860桶页岩油[13][14]。目前，数值模拟已广泛用于评估电加热在原位页岩油转化中的适用性，并确定主要控制因素[14]。范等人[15]开发了一个THC耦合模型，研究电加热器的温度和位置如何影响页岩油产量；李等人[16]模拟了不同初始有机质饱和度下的多种原位转化情景，并量化了相应的油气回收量；凯尔卡等人[17]研究了埃克森美孚电加热原位转化技术中的THMC耦合过程，系统描述了在不同井间距下的温度、压力、干酪根含量及组分饱和度的变化[17]。这些研究为通过原位转化开发油页岩提供了有价值的参考。
电加热也存在一些局限性：由于油页岩的热导率较低，电加热需要大量的电力供应，从而导致较高的加热成本[18]；此外，供应的热量大部分通过传导方式损失，仅有少量最终被干酪根热解利用[19]。多项实验和数值研究表明，原位转化后储层仍可保持较高温度（通常在500-600 K范围内[15][20][21]，在某些情况下可达到700 K[22]）。因此，低能量利用效率是该方法大规模应用的主要障碍。提高能源效率和回收余热以供再利用是未来原位转化技术发展的重要方向。

**闭环地热系统**
闭环地热系统是一种新兴的地热能提取技术。通过在井筒内循环传热工作流体，它实现了井筒与地层之间的纯热交换，无需流体交换。这种设计消除了热提取性能对储层渗透性的依赖性，使其适用于页岩等致密地层，同时也显著减少了热交换过程中的地层扰动，被认为是未来地热开发的重要方向[23]。近年来，已建立了两种主要的技术路线：深孔热交换器（DBHE）和U型井[24]。其中，DBHE是最成熟且应用最广泛的单井闭环热提取技术之一。其核心理念是在单井中采用双套管配置，外层套管和内层管柱形成循环回路；通常使用水或超临界CO2等低温流体作为工作流体：这些流体通过外层套管注入，与地层通过井筒壁进行热交换，升温后通过绝缘的内层管柱回流至地面；通常使用真空隔热层来抑制热损失[24]。该技术适用于深度约为2000-3000米的中间地层[25]。
多项研究探讨了DBHE的井筒配置和热交换效率。王等人[26]比较了垂井、水平井和多分支井部署的DBHE效果；结果表明，尽管水平井和多分支井的钻井成本较高，但其较大的热交换面积使长期运行的整体能源性能和经济竞争力明显优于传统垂井[25]。类似地，陈等人[25]比较了L型井、垂井和多分支井的配置，发现多分支井在单位长度的热提取功率、系统性能系数和经济回报方面具有相对优势[25]。这些进展为设计、建造和运营闭环地热系统奠定了坚实的理论和实践基础。基于此，本研究利用了闭环系统的关键特性：在不产生地层流体的情况下提取热量，从而对油气产量的影响相对有限。考虑到DBHE适用于中间深度地层以及原位转化过程中普遍存在的低能量利用效率问题，我们提出了一种新的余热回收方案：将DBHE引入转化后的余热回收阶段，在产油的同时回收余热，实现能源的协同利用。

**本研究**
本研究探讨了原位转化与闭环地热系统的协同运行机制，开发了一个多相多组分热-水-化学（THC）耦合模型，并根据代表性页岩油储层的地质条件对其进行了参数化。该模型涵盖了包括电驱动的有机物热解、多相流体迁移和闭环热提取在内的整个生命周期过程。我们系统分析了储层温度和压力场的时空演变过程，特别是不同阶段下热解、流体流动和能量传输的耦合行为。在此基础上，进一步对生产与热提取的开始时间进行了参数敏感性分析，系统评估了不同操作顺序下烃类产量和余热回收的响应，为页岩油开发过程中的协调生产和热提取提供了理论依据。

**模型**
原位页岩油转化涉及多物理过程的耦合，包括多相多组分流动、热传递和热解反应。因此，数值模拟需要统一描述流体流动、热传递和化学反应之间的相互作用。为此，我们使用了新开发的THC模拟器进行多相多组分系统的模拟。

**结果**
储层温度场的演变过程从根本上决定了原位转化的进展。外部热输入决定了储层加热的范围和热前沿的扩展模式，为启动和维持干酪根热解提供了驱动力。为了明确描述热传递过程，在加热井附近、储层中心和产油井附近分别设置了三个温度监测点。

**敏感性分析**
基于基准模型，烃类产量和余热回收在开发过程中存在一定程度的竞争。如果热提取过早开始，井筒附近的热量会提前被带走，削弱余热对有机物持续热解的贡献，可能导致热解不完全，从而降低最终烃类产量；相反，如果热提取过晚，高温区域的余热难以充分利用。

**讨论**
基于基准案例，本研究对结合原位页岩油转化与闭环地热系统的200年全生命周期过程进行了系统性模拟。在传统地热系统中，闭环地热系统循环得到的工作流体温度通常约为300 K，这一温度水平通常不足以用于发电，更多用于区域供暖。

**结论**
低能量利用效率仍是原位页岩油大规模应用的主要障碍。原位转化后，储层中仍残留大量高温余热，其利用潜力尚未得到系统评估。为此，本研究提出了一种基于原位页岩油转化与闭环地热系统协同整合的余热回收方案。