水平井电加热油页岩过程的数值模拟

施卫平 郑 欢 王冰清

（吉林大学数学学院，吉林长春 130012）

水平井电加热油页岩过程的数值模拟

施卫平 郑 欢 王冰清

（吉林大学数学学院，吉林长春 130012）

地下原位开采油页岩是近年来发展起来的新方法。中国东北地区油页岩层厚度一般小于10 m，可以采用水平井方式加热油页岩。设计了一种水平井电加热方式，利用FLUENT软件，结合自编的FORTRAN程序，数值模拟水平井和竖直井的电加热过程，并对计算结果进行对比；分析了油页岩的平均温度、产油量、热损耗率随加热时间的变化过程，计算出加热过程的耗电量。计算结果表明，采用水平井电加热方法热损耗比竖直井小，可以缩短生产时间，降低生产成本。

油页岩；原位开采；水平井；电加热

油页岩是一种高灰分的固体可燃有机矿产，作为一种重要的非常规能源，它的开发利用得到越来越多的关注［1-2］。油页岩在我国分布广泛，22个省份均发现油页岩藏［3］。现有的开采方式中，多采用地面干馏方法。这种方法具有高污染、高成本、低效率等特点［4］。人们开始尝试地下原位干馏方法，即在地下原位加热油页岩，从而制取页岩油［5］。油页岩原位开采技术主要有3种加热方式：电加热、流体加热和辐射加热。电加热方式主要有壳牌ICP（In-situ Conversion Process）技术、埃克森-美孚Electrofrac技术；流体加热方式主要有EGL技术、雪弗龙技术、Petro Probe技术和IGE（In-situ Gas Extraction）技术；辐射加热方式主要有Raytheon联合辐射技术。其中，壳牌公司的ICP技术进行了现场试验［6］。文献［7］对多种美国油页岩原位开采技术的特点进行了分析和对比。

很多学者对油页岩原位开采过程进行了研究。Y.Fan［8］用软件GPRS（Stanford's General Purpose Research Simulator）模拟了电加热过程。康志勤［9］等人利用有限元方法数值模拟原位电加热的油页岩温度变化。

本文针对中国东北地区油页岩厚度不大（小于10 m）的特点，设计一种水平井电加热方案。利用FLUENT软件，结合自编的FORTRAN程序，数值模拟水平井电加热过程。作为对比，也模拟了竖直井的电加热过程。分析了油页岩的平均温度、产油量、热损耗率随时间的变化情况，计算出生产成本。

1　水平井电加热方式

在全国油气资源调查评价中，已查明吉林省是我国油页岩资源较丰富省份，油页岩层单层厚度通常小于10 m［10］。外国有些矿区的单层油页岩厚度超过100 m［6］。由于吉林省油页岩厚度一般较薄，采用常用的竖直井加热方式热损耗较大。因为油页岩仅吸收了部分的热量，另一部分热量被基岩所吸收。本文采用水平井方式加热油页岩，加热棒水平放置在油页岩层中，油页岩可以吸收大部分的热量，热损耗较小。

针对吉林省扶余县的勘探结果，设计施工方案。图1为水平井加热示意图。在油页岩层中间打水平井，加热棒水平放置在油页岩层中。

图1　水平井加热方式

图2是电加热过程数值模拟的计算区域，为12×6×（50+8+50） m的长方体，分为3层，中间为8 m厚的油页岩层，上、下层为50 m厚的基岩。国外的开采经验表明［6］，加热棒长度一般为几十米，较长的加热棒可以加热较大范围的油页岩，从而获得较高的油气产量。国外的油页岩单层厚度可以达到100多米，因此通常采用竖直井加热即可。考虑到扶余县的油页岩单层厚度最大为8 m，故选择水平井加热方式。选择较长的加热棒可以提高油气产量，但是作为一个示范工程，加热棒不宜过长，否则试验成本太高。本文选择加热棒的长度为12 m。作为对比，也计算了竖直井加热过程（图2b），计算区域与图2a基本相同。不同之处是，12 m长的加热棒竖直放置在计算区域中间。

2　油页岩电加热过程数值模拟

电加热开采过程的原理是利用电热棒通电后，产生热量，主要通过热传导方式加热油页岩。加热过程中通过电器控制系统，使电热棒的温度保持恒温，设定加热棒温度为700 ℃。

图2　电加热过程数值模拟计算区域

热传导方程

初始条件

边界条件

式中，T为温度，K；λ为岩石的热传导系数，W/（m·K）；ρ为密度，kg/m3；C为比热容，kJ/（kg·K）；S为由于辐射等过程产生的热源项，kJ/（m3·s）；T0为岩石的初始温度，K；Tw为边界Γ1上的温度，K；q为边界Γ2处的热流密度，kJ/（m2·s）；h为边界Γ3的对流换热系数，W/（m2·K）。

如图2所示，长方体的6个面的边界条件按如下方式设定：上、下2个面设为等温边界条件，即按式（3）分别给定。这是因为上、下面远离加热棒，温度基本不变。其他4个面按式（4）设定边界条件，其中q=0。这是因为如图1所示，本文仅计算一口井周围的温度变化，考虑到对称性，可以得到q=0的边界条件。

本文采用计算软件FLUENT数值模拟热传导过程。油页岩和基岩的物性参数见表1［11］。

表1　油页岩和基岩的物性参数

以吉林省扶余县油页岩矿为例设计加热方案。勘探结果表明，油页岩位于地下372~380 m处。当地年平均气温为4.5 ℃，地温梯度2.5 ℃/100 m，开始加热前，设定图2中计算区域上、下水平面，即322 m和430 m深处的温度分别为12.55 ℃和15.25 ℃。

文献［3］给出了油页岩受热分解，生成页岩油的实验结果。将油页岩在隔绝空气的条件下加热，使其分解生成页岩油。图3的曲线为页岩油的产率P（分解出的页岩油与总含油量的质量比）和加热温度的关系。则出油量Q为

式中，α为油页岩的含油率，%；V为油页岩的体积，m3；ρ为密度，kg/m3；T为温度， K。

图3　油页岩产油率与加热温度关系图［3］

3　两种加热方式的对比

针对水平井和竖直井加热方式，设定相同的加热棒温度等边界条件，不同之处是加热棒的放置位置。利用FLUENT软件分别模拟这两种加热过程，编写FORTRAN程序计算油页岩质量加权平均温度、油页岩出油量、热损耗率等数据。

图4是利用水平井加热近5年的油页岩中间层温度云图，图形中间位置为水平放置的加热棒。图5是竖直井加热过程温度云图的变化情况，图形中间是竖直放置的加热棒。图6是两种加热方式的质量加权平均温度随加热时间变化的计算结果。可以看出，随着加热时间的增加，水平井方式的油页岩平均温度上升较快，加热时间超过1 170 d以后，平均温度超过450 ℃；按照图3的实验结果，在此温度下，产油率已超过90%；而竖直井将近1 630 d时平均温度才能大于450 ℃。两种加热方式比较，加热时间相差460 d。

图7显示了两种加热方式的页岩油日产量与加热时间的关系。页岩油的产量按式（6）计算。图中显示，水平井加热方式在加热1~3.5年内，页岩油日产量较高（盛产期），3.5年后日产量快速下降；竖直井加热方式，在加热1.5~5.2年内，日产量较高（盛产期），5.2年以后日产量快速下降。

图4　水平井温度云图

图5　竖直井温度云图

图6　油页岩质量加权平均温度与加热时间关系曲线

图7　页岩油日产量与加热时间关系曲线

定义热损耗率为：（电热棒提供的总热量–油页岩吸收的热量）/（电热棒提供的总热量）。图8为热损耗率与出油率的关系曲线，可以看出，随着加热时间的增加，油页岩和基岩的温度增大，出油率也增大；同时，被基岩吸收的热量也增加，导致热损耗率的增大。两种加热方式对比，在大部分加热时间内，水平井的热损耗率比竖直井约小10%。

图8　热损耗率与出油率关系曲线

通过计算电加热过程的耗电量进行电加热过程成本分析。实验测得扶余县油页岩的平均含油率为8%，设定加热时间为1 260 d。计算结果见表2。

表2　电加热过程耗电量

计算结果表明，水平井加热生产1 t页岩油耗电量为6 140 kW·h。此处的成本分析仅考虑加热过程的电能消耗，没有考虑其他过程的能源消耗。

4　结论

（1）我国油页岩储量丰富，分布广泛，是十分重要的接替能源。我国已探明的油页岩单层厚度通常不大，因此研究开采薄层油页岩的技术有重要的实用价值。

（2）本文通过数值模拟，对比分析了水平井和竖直井两种加热方式的特点，结果显示，水平井加热方式具有明显的优势，适合用于薄层油页岩的原位开采。这是因为与传统的竖直井方式比较，水平井中电热棒水平放置，油页岩层的接触面积大，电热棒释放出的热量大部分被油页岩吸收，被基岩吸收的热量较少，即热量损耗小。

（3）模拟计算结果表明，使用水平井电加热方式，油页岩温度升高速度快，出油率高，所需加热时间少，生产时间短；与竖直井比较，热损耗率低约10%，吨油耗电量也大幅降低。

［1］刘招君，柳蓉.中国油页岩特征及开发利用前景分析［J］.地学前缘，2005，12（3）：315-323.

［2］方朝合，刘洪林，郑德温，等.非常规油气实验室建设的必要性［J］.现代科学仪器，2009（4）：149-152.

［3］施国泉.油页岩和页岩油［M］.北京：中国石化出版社，2009.

［4］康志勤，吕兆兴，杨栋，等.油页岩原位注蒸汽开发的固-流-热-化学耦合数学模型研究［J］.西安石油大学学报，2008，23（4）：30-34.

［5］方朝合，郑德温，刘德勋，等.油页岩原位开采技术发展方向及趋势［J］.能源技术与管理，2009（2）：78-80.

［6］Shell Frontier Oil and Gas Inc.Oil shale research and development project ［R］.Prepared for Bureau of Land Management USA,2006.

［7］汪友平，王益维，孟祥龙，等.美国油页岩原位开采技术与启示［J］.石油钻采工艺，2013，34（6）：55-59.

［8］FAN Y,DURLOFSKY L J,TCHELEPI H A.Numerical Simulation of In-situ upgrading of oil shale［R］.SPE 118958,2009.

［9］康志勤， 赵阳升， 杨栋.利用原位电法加热技术开发油页岩的物理原理及数值分析［J］．石油学报， 2008， 29（4）： 592-595.

［10］周妍，李守义，孙英男.吉林省油页岩特征及开发利用前景［J］.矿业快报，2007（4）：7-9.

［11］王健.油页岩原位开采温度场的数值模拟［D］.长春：吉林大学，2011.

（修改稿收到日期 2014-08-13）

〔编辑 朱 伟〕

Numerical simulation of electric heating for oil shale in horizontal wells

SHI Weiping,ZHENG Huan,WANG Bingqing
（College of Mathematics,Jilin University,Changchun130012,China）

Underground in-situ exploiting of oil shale is a new method developed in recent years.The oil shale layer thickness in Northeast China is usually less than 10 m,so oil shale can be heated in horizontal wells.A method of electric heating in horizontal wells is developed.Using FLUENT software and in combination of self-developed FORTRAN program,the electric heating process was numerically simulated in horizontal well and vertical well,and the calculation results was compared.The change process of average temperature,oil production and thermal loss of oil shale with time was analyzed,and the power consumption during heating was calculated.The calculation result shows that the thermal loss of electric heating in horizontal well is less than that in vertical well,so this method can shorten the production time and reduce production cost.

oil shale;in-situ exploiting;horizontal well;electric heating;

施卫平，郑欢，王冰清.水平井电加热油页岩过程的数值模拟［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：80-83.

TE357

：A

1000–7393（2014） 05–0080–04

10.13639/j.odpt.2014.05.019

教育部国家潜在油气资源产学研用合作创新项目“油页岩勘探开采利用”（编号：OSR-03-05）。

施卫平，1963年生。2001年获吉林大学计算数学博士学位，主要从事能源化工问题仿真计算研究，教授，博士生导师。电话：0431-85168885。E-mail：shiwp@jlu.edu.cn。