厲家宗，朱超凡，徐紹濤，董光順，郭威

（1.吉林大學(xué)建設(shè)工程學(xué)院，吉林 長春 130026；2.吉林大學(xué)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；3.吉林大學(xué)教育部頁巖油氣資源勘探開發(fā)省部共建協(xié)同創(chuàng)新中心，吉林 長春 130026；4.吉林大學(xué)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）

油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化開采技術(shù)是通過人工加熱地下油頁巖儲層， 在原位將油頁巖內(nèi)部的固體干酪根裂解成油氣， 再通過一定的工藝開采到地面的一種開發(fā)方式［1-2］，是油頁巖工業(yè)的發(fā)展趨勢。 撫順地區(qū)油頁巖礦曾是國內(nèi)最大的油頁巖生產(chǎn)基地， 以撫順礦業(yè)集團(tuán)有限責(zé)任公司為代表的油頁巖地面煉油企業(yè)通過地面干餾技術(shù)已基本上完成了對撫順西露天礦的開采［3］。但油頁巖地面干餾煉油面臨著開采成本高［4-5］、占地面積大和環(huán)境污染等較為嚴(yán)重的問題， 因此未來繼續(xù)開采需要技術(shù)轉(zhuǎn)型。

注高溫氮氣是一種對流加熱油頁巖地下原位轉(zhuǎn)化開采技術(shù)［6］，與傳統(tǒng)的地面干餾技術(shù)相比，該技術(shù)具有安全環(huán)保、加熱效率高、經(jīng)濟(jì)效益好等優(yōu)點，且不需破壞頁巖儲層。 該方法通過地面設(shè)計建造群井，在鉆井深入油頁巖層后，將高溫氮氣沿注入井注入油頁巖層加熱，使油頁巖層中的干酪根熱分解后形成油氣， 再通過氮氣攜帶油氣從生產(chǎn)井排至地面。何軍等［7］依據(jù)吉林松南青一段油頁巖的實際情況，設(shè)計了電加熱、注熱氮氣加熱2 種開發(fā)方式下的井筒結(jié)構(gòu)，并進(jìn)行了模擬分析。 結(jié)果表明，考慮后期壓裂，熱氮氣可通過裂縫有效加熱地層，適用于油頁巖的開采。 姜鵬飛等［8］提出了壓裂-注氮原位裂解油頁巖轉(zhuǎn)化技術(shù)， 并且對加熱氮氣過程進(jìn)行了傳熱模擬。 李陽［9］設(shè)計了不同井網(wǎng)、井距下的熱流體輔助電加熱的原位開采方法， 并通過數(shù)值模擬對其進(jìn)行了研究。李姿［10］通過數(shù)值模擬研究了油頁巖原位注蒸汽開采, 比較了原位注蒸汽加熱和原位電加熱的優(yōu)缺點。雪弗龍CRUSH 技術(shù)［1］和美國頁巖油公司CCR 技術(shù)［11］都是采用高溫蒸汽，通過對流加熱的方式裂解干酪根。目前國內(nèi)外電加熱與高溫蒸汽加熱的研究較多， 注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化開采的研究較少。

本文以撫順油頁巖為研究對象， 結(jié)合相關(guān)地質(zhì)勘探資料及油頁巖性質(zhì)的分析數(shù)據(jù)， 通過合理的模型模擬， 研究注采井?dāng)?shù)比對撫順油頁巖注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化開采的影響，并進(jìn)行產(chǎn)能分析評價。

1 注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化數(shù)學(xué)模型

1.1 撫順油頁巖基本物性

根據(jù)調(diào)查，按含油率4.7%以上的油頁巖富礦計算，撫順地區(qū)的油頁巖資源現(xiàn)有地質(zhì)儲量為3.5×109t，是撫順礦區(qū)轉(zhuǎn)產(chǎn)的重要戰(zhàn)略資源［12］。撫順盆地是撫順地區(qū)油頁巖儲量最多的地方，位于郯廬斷裂帶東支，在古近系的裂陷旋回期就已經(jīng)形成［13］。 盆地全長18 km，平均寬度約為2 km， 盆內(nèi)發(fā)育了古近系的含煤和油頁巖的沉積巖系［14］。古近紀(jì)古新世—始新世地層自下而上分別為老虎臺組、栗子溝組、古城子組、計軍屯組和西露天組。其中計軍屯組由非常厚的油頁巖層組成， 自下而上油頁巖含油率逐漸增加。 當(dāng)?shù)厣a(chǎn)部門通常將含油率大于6.0%的油頁巖層稱為富礦層，而小于6.0%的油頁巖層稱為貧礦層。油頁巖富礦層段厚在60～120 m，約占油頁巖礦層的2/3［15］。

撫順地區(qū)的高品質(zhì)油頁巖，含油率可達(dá)到13.38%，發(fā)熱量為8.69×106J/kg，總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為21.15%［16］，工業(yè)利用價值較高。 撫順油頁巖的比熱容為1.09～1.13 kJ/（kg·℃）［17］，原始狀態(tài)的密度為2.19 g/cm3，可據(jù)此計算體積熱容。 撫順油頁巖原始狀態(tài)孔隙度為7.02%［18］，原始孔隙度較低。 撫順油頁巖原始地層狀態(tài)下的熱導(dǎo)率為4.8×104J/（m·d·℃）［19］。

1.2 地質(zhì)建模

撫順油頁巖注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化的過程中， 干酪根等有機(jī)組分的熱解可以用Braun 等［26］提出的反應(yīng)模型來描述。 Pei 等［27］對油頁巖熱裂解反應(yīng)模型進(jìn)行了修正，該模型包含了干酪根熱解、重油裂解、輕油裂解、殘?zhí)冀够? 種反應(yīng)，本研究采用上述模型（見表1）。

由圖2 可知，注入井注入高溫氮氣，高溫氮氣向周圍擴(kuò)散，生產(chǎn)井產(chǎn)出油氣和降溫后的氮氣，所以注入井溫度高，生產(chǎn)井溫度低，且從注入井到生產(chǎn)井，各網(wǎng)格的溫度依次降低。 對比800 d 時各模型的溫度場，可以看出：模型B 地層溫度更為平均，非紅色區(qū)域占比更小，加熱效果較好。 由圖3 可知，溫度變化區(qū)域與干酪根反應(yīng)區(qū)域基本一致。 各模型均是注入井與生產(chǎn)井直線連線區(qū)域優(yōu)先反應(yīng)，而后推進(jìn)到其他區(qū)域。 因為注入井的壓力較高，生產(chǎn)井的壓力較低，注入的高溫氮氣會優(yōu)先從高壓處向低壓處流動。 注入井與生產(chǎn)井之間的連線為高溫氮氣的流線，流線處地層溫度優(yōu)先上升，所以干酪根會優(yōu)先反應(yīng)。 當(dāng)只有1 個生產(chǎn)井和多個注入井時，這種現(xiàn)象尤為明顯。 當(dāng)只有1 個注入井和多個生產(chǎn)井時，干酪根反應(yīng)會均勻地向生產(chǎn)井推進(jìn)。 對比800 d 時各模型的干酪根的物質(zhì)的量濃度，可以看出：模型B，D的地層干酪根均已經(jīng)完全反應(yīng)，生產(chǎn)時間較短。

1.3 模型的注采井?dāng)?shù)比

注采井?dāng)?shù)比即注入井與生產(chǎn)井的比值。 常用的油氣田開發(fā)布井方式有五點井網(wǎng)法、正七點井網(wǎng)法、反七點井網(wǎng)法、正九點井網(wǎng)法、反九點井網(wǎng)法，不同的布井方式有不同的注采井?dāng)?shù)比［24-25］。 模型中設(shè)置13 口井，所有井均可在注入井與生產(chǎn)井之間切換。 通過選定不同布井方式， 選擇注入井與生產(chǎn)井的位置和數(shù)量， 得到A，B，C，D，E 5 個子模型——反九點井網(wǎng)模型、反七點井網(wǎng)模型、五點井網(wǎng)模型、正七點井網(wǎng)模型、正九點井網(wǎng)模型。 所有模型的注入井與生產(chǎn)井的井間距均設(shè)定為20 m（設(shè)置九點井網(wǎng)法注入井與角生產(chǎn)井的距離為28.3 m）?？紤]到常規(guī)油氣田開采通常是多個相同井組的井群開采，相鄰的井組共用1 個生產(chǎn)井或注入井。因此，實際油氣田井群開采中反九點井網(wǎng)法、反七點井網(wǎng)法、五點井網(wǎng)法、正七點井網(wǎng)法、正九點井網(wǎng)法的實際注采井?dāng)?shù)比分別為1∶3，1∶2，1∶1，2∶1，3∶1。 單個井組及對應(yīng)面積的開采就能代表整個井群。 當(dāng)使用某一子模型開采時，對應(yīng)井組外的其他網(wǎng)格均設(shè)置為無效網(wǎng)格。 A，B，C，D，E 5個子模型具體情況如圖1 所示。

圖1 子模型A，B，C，D，E 網(wǎng)格示意Fig.1 Grid schematic diagram of sub-models A，B，C，D and E

1.4 模型的熱解機(jī)理

利用成熟的商業(yè)油氣模擬軟件CMG-stars TM 來模擬油頁巖的原位轉(zhuǎn)化過程［20-21］，其中油頁巖地層被認(rèn)為是一個雙滲透系統(tǒng)。擬研究撫順盆地500 m 深度、0.1 m 厚度的油頁巖。油頁巖地層的原始壓力和溫度分別為10 MPa 和35 ℃。 地質(zhì)模型設(shè)置為常規(guī)笛卡爾網(wǎng)格，均勻網(wǎng)格尺寸為2.0 m×2.0 m×0.1 m。

大學(xué)計算機(jī)基礎(chǔ)是大學(xué)計算機(jī)通識教育的第一門課程，是我校本科教學(xué)中重要的校級公共基礎(chǔ)課，其目的是培養(yǎng)學(xué)生的信息素養(yǎng)，以及運用計算思維解決自己專業(yè)領(lǐng)域?qū)嶋H問題的能力。

1149 Advances in drug therapy of bronchopulmonary dysplasia

表1 干酪根熱解反應(yīng)模型Table 1 Pyrolysis reaction model of kerogen

2 模型運行結(jié)果與討論

通過對上述數(shù)學(xué)模型進(jìn)行計算， 分別得到了不同注采井?dāng)?shù)比下， 撫順油頁巖注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化的開發(fā)結(jié)果。 根據(jù)注采井?dāng)?shù)比的變化，對不同模型的溫度、干酪根的物質(zhì)的量濃度、油氣產(chǎn)量、能量效率進(jìn)行了對比和分析， 得到了撫順油頁巖注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化開采的最優(yōu)注采井?dāng)?shù)比。

“凡你們的耳，只聽金鼓，眼只看旗幟，夜看高招雙燈，如某色旗豎起點動，便是某營兵收拾，聽候號頭行營出戰(zhàn)。不許聽人口說的言語擅起擅動；若旗幟金鼓不動，就是主將口說要如何，也不許依從；就是天神來口說要如何，也不許依從，只是一味看旗鼓號令?！币灼桨沧x完這段，忍不住嘆了口氣，“戚大帥當(dāng)年也真夠辛苦的，這哪里是帶兵，根本是帶孩子啊……寫得這么簡明直白，就算蠢到駱劍峰他們那種程度，也該能夠過關(guān)了吧？”

模型中注入的高溫氮氣可視為驅(qū)油劑［28］，高溫氮氣波及到的地層，干酪根隨之反應(yīng)，干酪根完全反應(yīng)的區(qū)域（藍(lán)色區(qū)域）與地層總體積的比值即為波及系數(shù)［29］（見圖4）。 模型A，B，D，E 的波及系數(shù)都能達(dá)到1，即地層干酪根完全反應(yīng)，而模型C 受到注采井?dāng)?shù)比的影響，高溫氮氣難以波及到相鄰生產(chǎn)井連線之間的中點。 以注采井?dāng)?shù)比1∶1 為界，增大或減小注采井?dāng)?shù)比都能增大高溫氮氣的波及面積，增大地層的波及系數(shù)。

2.1 溫度場和干酪根的物質(zhì)的量濃度演化特征

如圖5 所示，A，B，C，D，E 5 個子模型的油氣產(chǎn)量在整個生產(chǎn)過程中變化趨勢基本一致，以注采井?dāng)?shù)比為1∶1 為界，增大或減小注采井?dāng)?shù)比，都會縮短反應(yīng)時間，增大單位體積產(chǎn)油量。 因為在相同情況下，注采井?dāng)?shù)比越大，注入井到生產(chǎn)井之間高溫氮氣的流線越多，波及面積越廣，波及系數(shù)越大，單位厚度被驅(qū)替的油體積越大，驅(qū)油速度越大，流入生產(chǎn)井的油越多，就有更大的產(chǎn)油量。 對比模型B，D，反應(yīng)結(jié)束時，模型B，D 的單位體積產(chǎn)油量基本一致，但模型D 的單位體積產(chǎn)氣量更少。 模型A，E 同上，即比起減小注采井?dāng)?shù)比，相應(yīng)增大注采井?dāng)?shù)比會減小單位體積產(chǎn)氣量，縮短反應(yīng)時間，但對單位體積產(chǎn)油量幾乎無影響。 反應(yīng)結(jié)束時，模型B 的單位體積產(chǎn)油量最大，模型C 的單位體積產(chǎn)油量最小。 模型A的單位體積產(chǎn)氣量最大， 模型D 的單位體積油氣產(chǎn)量最小。由圖5c 模型A，B 產(chǎn)油率隨時間變化曲線可以看出， 減小注采井?dāng)?shù)比使模型生產(chǎn)過程產(chǎn)油量出現(xiàn)了2個峰值。 這是因為隨著反應(yīng)的推進(jìn)，當(dāng)注入井附近的干酪根反應(yīng)時，地層中還有較多區(qū)域高溫氮氣尚未波及，干酪根還未反應(yīng)，如圖3 所示。 隨著干酪根反應(yīng)推進(jìn)到生產(chǎn)井處，生產(chǎn)井地層區(qū)域孔隙度、滲透率增大，就會出現(xiàn)第2 個峰值。 總的來說，模型B 的生產(chǎn)效果最好。

圖2 子模型溫度場變化對比Fig.2 Comparison of temperature field change in sub-models

圖3 子模型干酪根的物質(zhì)的量濃度變化對比Fig.3 Comparison of the concentration change of kerogen's substance amount in sub-models

根據(jù)撫順油頁巖的物理性質(zhì)， 設(shè)定模型的油頁巖基質(zhì)有效孔隙度為7.02%，總孔隙度為23.47%，孔隙中干酪根的物質(zhì)的量濃度為6.25×104mol/m3，平均總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為21.15%。 油頁巖的總孔隙體積由有效孔隙和干酪根組成， 在注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化過程中是恒定的。 基質(zhì)的有效孔隙度在原始狀態(tài)下為100%的水飽和。 在原位轉(zhuǎn)化過程中，孔隙度和滲透率隨著干酪根的熱解、巖石和流體的壓實和膨脹而演化。 設(shè)定撫順地區(qū)油頁巖層和天然裂縫的初始水平滲透率分別為0.1×10-3μm2和100×10-3μm2。 在油頁巖原位轉(zhuǎn)化過程中，本研究采用Ma［22］研究的頁巖基質(zhì)與裂縫的相對滲透率曲線，描述大幅度溫壓波動控制的多相多組分滲流傳熱過程。 根據(jù)撫順油頁巖熱重曲線［16］可知，當(dāng)溫度為400～600 ℃時，油頁巖失重率明顯增大，反應(yīng)劇烈。 因此，設(shè)定注入井注入溫度為500 ℃，高溫氮氣單位體積流量為120 m3/（d·m3），生產(chǎn)井的恒定底流壓力為500 kPa。考慮到整個生產(chǎn)過程中地層溫度的上升， 巖石的體積熱容和熱導(dǎo)率分別設(shè)為2.4×106J/（m3·K）和4.8×104J/（m·d·K）。Fan 等［23］證明，如果地層厚度與井間距之比足夠大，覆蓋層和底層的熱損失對工藝效率的影響不大， 故忽略熱損失。

民族文化價值：古建筑是民族文化歷代相傳的載體，同時本身也是民族文化的生動表現(xiàn)，是連接民族情感紐帶、促進(jìn)民族團(tuán)結(jié)的重要文化基礎(chǔ)。諸多古建筑物均講求簡樸，但不乏美觀，體現(xiàn)了一種不攀比的地域性民族建筑文化。

圖4 波及系數(shù)與時間的關(guān)系Fig.4 Relationshipbetweensweep coefficient and time

2.2 油氣產(chǎn)量對比

從單位體積油氣產(chǎn)量和產(chǎn)油率兩方面分析對比油氣產(chǎn)量。 單位體積油氣產(chǎn)量指的是單位油頁巖體積下累計油氣產(chǎn)量的體積。 產(chǎn)油率指的是單位時間內(nèi)生產(chǎn)井產(chǎn)出油的體積，反映了油氣生產(chǎn)的速率。

模型建成后， 在CMG 軟件中統(tǒng)一模擬加熱1 000 d。注高溫氮氣到第100，200，400，800 天時，5 個子模型的油頁巖層溫度場變化以及干酪根的物質(zhì)的量濃度變化情況分別如圖2、圖3 所示。由于模擬地層厚度過小，垂向上油頁巖層的受熱情況相似，溫度、干酪根的物質(zhì)的量濃度變化基本相同，因此僅展示橫向二維平面圖，對比平面上的差異變化。

2.3 能量效率對比

注高溫氮氣模型的注入能量包括兩部分， 即等溫壓縮過程中壓縮N2的能量和注入N2的熱能。反應(yīng)過程中的生產(chǎn)能量包括三部分，即產(chǎn)出的天然氣、石油的熱能和注入N2的剩余熱能。 在實際生產(chǎn)過程中，N2的剩余熱能可以重復(fù)利用，這里一并加以計算。

能量效率計算式為

能量效率反映了實際注入能量轉(zhuǎn)化為油氣熱能的效率。圖6 為能量效率隨時間變化的曲線，以注采井?dāng)?shù)比1∶1 為界，增大或減小注采井?dāng)?shù)比，都能有效增大能量效率。因為在單位體積注氣量相同，井間距的相同情況下，增大或減小注采井?dāng)?shù)比，增大了油氣產(chǎn)量，所以增大了能量效率。 反應(yīng)結(jié)束時，模型A，B 的能量效率最大，模型C 的能量效率最小。 減小注采井?dāng)?shù)比比增大注采井?dāng)?shù)比的能量效率大，但生產(chǎn)時間更長。模型B的最大能量效率大于模型D，模型A 的最大能量效率大于模型E。 因為減小注采井?dāng)?shù)比使井組的生產(chǎn)井圍繞注入井，注入氣體以注入井為中心，呈圓環(huán)狀均勻地向外部流動， 干酪根原位轉(zhuǎn)化區(qū)域也呈圓環(huán)狀向外推進(jìn)，產(chǎn)生的油也隨注入氣體一起，均勻流動到生產(chǎn)井產(chǎn)出，整個過程穩(wěn)定有序，如圖2 所示。 而增大注采井?dāng)?shù)比使井組的注入井圍繞生產(chǎn)井， 注入氣體率先流經(jīng)注入井與生產(chǎn)井連線區(qū)域，再向其他地方擴(kuò)散，干酪根反應(yīng)區(qū)域也是如此，因此相同條件下地層流體并不穩(wěn)定，驅(qū)替效率較差， 能量效率較小， 但多口注入井同時注氣，整個生產(chǎn)過程較快。 相同條件下，模型A，B 有相同的能量效率，但模型B 的反應(yīng)時間更短。 因為與反九點井網(wǎng)相比，反七點井網(wǎng)更趨近于圓形，與油氣擴(kuò)散形狀一致，實際注采井?dāng)?shù)比一直是1∶2，驅(qū)替效果較好。而反九點井網(wǎng)由于邊生產(chǎn)井和角生產(chǎn)井與注入井的井距并不一樣， 所以當(dāng)高溫氮氣推進(jìn)的干酪根反應(yīng)圓環(huán)經(jīng)過邊生產(chǎn)井之后， 注入井實際對應(yīng)的生產(chǎn)井只剩了角生產(chǎn)井（見圖3），實際注采井?dāng)?shù)比由1∶3 降低到了1∶1，所以生產(chǎn)時間較長。

那段日子想起來很好玩，我也不知道算不算談戀愛。當(dāng)時公司沒有給我任何一個工作人員在身邊，我在那里也沒有認(rèn)識的中國人，她是唯一一個跟我講中文的人。每天看到她，是當(dāng)時唯一開心的事情。她可能也有這樣的感覺。

標(biāo)準(zhǔn)的一階邏輯可以通過三種模式來定義真值：語言、可及關(guān)系和算子組成的D結(jié)構(gòu)，以及從語言到結(jié)構(gòu)的映射所導(dǎo)出的語義值(即賦值)。特別地，“解釋函數(shù)”I將謂詞字母映射到實謂詞，而變元指派s將個體變元映射到個體的函數(shù)。邏輯學(xué)家經(jīng)常將D和I共同融合到“模型”M上，然后對公式進(jìn)行解釋：

圖6 能量效率對比Fig.6 Comparison of energy efficiency

結(jié)合有關(guān)文獻(xiàn)得知， 反九點井網(wǎng)的主要優(yōu)點是初期油井比較多，采油速度比較高，后期注采井網(wǎng)調(diào)整比較靈活。該井網(wǎng)的缺點是注采井距不均勻,平面矛盾大；注入井排的油井易過早發(fā)生氣竄。 反七點井網(wǎng)的主要優(yōu)點是注采井距比較均勻，注采井?dāng)?shù)比為1∶2，有利于保持地層壓力。 該井網(wǎng)的缺點是后期注采井網(wǎng)調(diào)整難度大［30-32］。 如表2 所示，從整體情況分析，在單位體積產(chǎn)油量相差不大的情況下，注采井?dāng)?shù)比為1∶2 的反七點井網(wǎng)法有最大的能量效率和較短的反應(yīng)時間， 開采效果最為理想。

表2 開發(fā)效果對比Table 2 Comparison of development effect

5 種注采井?dāng)?shù)比的能量效率都小于100%， 這僅是研究相同條件下注采井?dāng)?shù)比對撫順油頁巖注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化開采的影響， 注入氣體流量和井間距均未達(dá)到合理值，要解決這些問題，仍需進(jìn)一步的研究。

3 結(jié)論

1）當(dāng)注采井?dāng)?shù)比為1∶3 和1∶2 時，產(chǎn)油量受到生產(chǎn)井處地層滲透率、孔隙度變化的影響，生產(chǎn)過程出現(xiàn)2個峰值。

（2）中國科研界可在中歐聯(lián)合資助機(jī)制下，設(shè)立對中歐創(chuàng)新、創(chuàng)業(yè)活動的專項資金、指定專門機(jī)構(gòu)，落實第三次中歐創(chuàng)新合作對話對共同加大“創(chuàng)新、創(chuàng)業(yè)”支持力度的合作共識。

2）常規(guī)油氣田布井方式中，以注采井?dāng)?shù)比1∶1 為界，增大或減小注采井?dāng)?shù)比，均能增大地層波及系數(shù)，進(jìn)而增大單位體積產(chǎn)油量并縮短反應(yīng)時間， 有效增大能量效率。注采井?dāng)?shù)比為1∶2 的反七點井網(wǎng)法的單位體積產(chǎn)油量最大，而注采井?dāng)?shù)比為1∶3 的反九點井網(wǎng)法的單位體積產(chǎn)氣量最大。

3）受反應(yīng)過程的影響，增大注采井?dāng)?shù)比有利于縮短反應(yīng)時間，減小注采井?dāng)?shù)比有利于增大能量效率。

4）反七點井網(wǎng)法能量效率最大，反應(yīng)時間較短，產(chǎn)油率最大， 整個生產(chǎn)過程中地層壓力和實際注采井?dāng)?shù)比最穩(wěn)定， 用反七點井網(wǎng)法注高溫氮氣原位轉(zhuǎn)化開采撫順地區(qū)油頁巖的開采效果最為理想。