油页岩热膨胀影响因素及防膨胀措施研究

李强，卜青锋

1．吉林大学 建设工程学院，长春 130026；2．油页岩地下原位转化与钻采技术国家地方联合工程实验室，长春 130026；3．页岩油气资源勘探开发省部共建协同创新中心，长春 130026；4．自然资源部复杂条件钻采技术重点实验室，长春 130026

0 引言

油页岩是一种含有大量灰分与少量固体有机质的沉积岩，主要成分为油母质、黏土矿物[1]。油页岩资源的利用方式，主要分为地表干馏与原位开采[2]，油页岩原位开采具有经济性好、占地少和环保等优势，因此成为相关学者的重点研究方向。在吉林大学扶余油页岩原位转化试验工程中发现[3]，通过向地下油页岩目标矿层注热，原位裂解油页岩生产油气，对循环返上地面的油气进行分析，在加热的初期，油气运移的上返量与运移的速度都保持在一个合理的水平;伴随加热时间的增加，油气的产量开始下降，推断可能是油页岩发生热膨胀现象，导致地层内部裂纹扩展速度减慢甚至使裂纹闭合，限制了油气运移[4]。

前人对油页岩的热膨胀特性进行了大量的研究。Frederick et al.[5]研究干酪根含量及样品层理结构对油页岩热膨胀的影响，结果表明：热膨胀随干酪根含量的增长而增加；对各种等级压缩载荷下，油页岩不同层理方向的热膨胀进行测量，结果表明增加压缩载荷会降低最大热膨胀量。孙可明等[6]发现油页岩受热时，随温度升高，油页岩膨胀量不断增大。温度升高至热解温度之后，有机质热解造成的体积膨胀产生膨胀力，会引起一次较大的热膨胀。王越等[7]通过静态热机械分析法(TMA)对取自桦甸大城子矿的3块油页岩样本进行热膨胀性质研究。分别对其平行层理面和垂直层理面室温至600℃范围内的热膨胀特性进行测定，结果表明随着有机质含量升高，油页岩的热膨胀度增大；与垂直层理面的热膨胀度相比，平行层理面的热膨胀度较小[8]。于永军等[9]测试了不同温度下抚顺油页岩垂直及平行层理方向的热膨胀系数。室温(25℃)时，垂直层理方向比平行层理方向热膨胀系数多约0.6倍，室温至300℃范围内，热膨胀系数随温度升高起伏不定。上述研究都是油页岩的热膨胀特性的定性分析，缺乏油页岩在原位状态下的温度、围压、层理结构的分析，不利于解决原位转化试验中的实际问题。笔者在前人研究的基础上，模拟油页岩原位状态的条件下油页岩热膨胀变化量，探索原位状态下油页岩热膨胀的变化规律，提出防止热膨胀的措施建议，为原位转化技术进一步发展提供理论支持。

1 实验过程

1.1 油页岩力学性质试验

钻取位于扶余油页岩原位转化试验工程现场480～500 m处的原位岩芯标准岩样，分别进行了原始油页岩单轴抗压强度及变形实验和弱面抗剪切实验以及抗拉强度实验。得到油页岩标准试样的实验结果及有关数据，计算出油页岩在平行于层理和垂直于层理两个方向上的抗压强度、抗拉强度、抗剪强度、法向应力、弹性模量和泊松比等基本力学数据。

1.2 油页岩热膨胀试验

热膨胀系数测试采用德国NETZSCH公司的热膨胀仪(DIL)。将油页岩样品加工成直径6 mm，高25 mm的圆柱形试件，将试件按照平行层理和垂直方向层理分成两组，进行热膨胀系数测试。在氩气保护下，以3℃/min的升温速率加热到300℃，之后经过软件处理可得25～300℃内热膨胀系数。

1.3 热物理性质测定试验

采用瑞典Hot Dist公司导热分析仪(2500S)测试导热系数。将油页岩加工成边长为10 mm、厚度为3 mm正方形试件，将厚度按照平行层理方向和垂直层理方向分成两组，进行测试。分别测试油页岩在25℃、50℃、100℃、150℃、200℃、250℃和300℃时的导热系数、比热容。

1.4 油页岩热重试验

TG分析采用STA--449F3热分析仪。在氮气气氛保护下，以50 mL/min的流量，10℃/min的升温速率，从30℃开始升温，终止温度800℃，试验样品质量15 mg。

2 实验结果

2.1 力学结果

通过对图1中油页岩在水平层理和垂直层理方向上的参数对比，发现无论在哪个方向上，油页岩强度为σ抗压>σ抗剪>σ抗拉，并且其抗压强度远大于抗拉强度，该结论与严轩辰博士观点相同[10]。水平层理方向的抗压强度、抗拉强度均大于垂直层理方向的相应参数;相反垂直层理方向的泊松比和弹模均大于水平层理方向的相应参数，故选取平均值作为接下来模拟的力学参数。

a组为抗拉强度；b组为抗压强度；c组为抗剪强度。图1 油页岩的力学性能Fig.1 Mechanical properties of oil shale

2.2 热膨胀结果

测得结果如图2所示，25℃时，各个试件平行层理方向热膨胀系数分别为1.16×10-5/K,1.15×10-5/K和1.90×10-5/K，平均值为1.40×10-5/K；垂直层理方向为2.32×10-5/K、2.35×10-5/K和2.41×10-5/K，平均值为2.36×10-5/K，垂直层理热膨胀系数约是平行层理方向的1.7倍。其余测量温度下，热膨胀系数都呈现这种趋势，可以看出油页岩在垂直层理方向热膨胀性能优于平行层理方向。

图2 油页岩热膨胀系数曲线Fig.2 Thermal expansion coefficient curves of oil shale

2.3 热物理性质结果

同温度下，平行层理导热系数平均值为1.84 W/(m·K),垂直层理为1.00 533 W/(m·K),平行层理方向导热系数约为垂直层理方向的1.8倍。两组试件平均导热系数均随温度增高而降低，且平行层理导热系数始终大于垂直层理。由于油页岩自身较强的致密性，使得导热系数整体呈现递减趋势。

两种岩样的比热容：1号岩样实验结果为1 987 J/(kg·℃)，2号岩样实验结果为2 380 J/(kg·℃)。引起这种变化的原因与油页岩自身的孔隙率有关。孔隙中的气、液体对比热容的影响较大。同时经实验测得比热容在20～1 000℃范围没有明显变化。

2.4 热重曲线结果

油页岩的失重TG--DTG曲线如图3所示。徐绍涛博士的观点为[11]，将油页岩热解曲线大体上划分为3个阶段，分别为：低温失重段、中温失重段和高温失重段。其中低温失重段又根据引起失重的主要因素分为3个部分：100～150℃，失重由油页岩中的自由水蒸发所引起；150～250℃，失重率约0.4%，失重由油页岩中的矿物间结晶水所引起；250～300℃，失重率约0.6%，则是较高成熟度的有机质裂解所引起。

图3 N2气氛下油页岩TG--DTG曲线图Fig.3 TG--DTG curves of oil shale in N2 atmosphere

3 数值模拟

为了扩大油页岩热膨胀影响因素的研究范围并简化计算过程，通过ANSYS软件建立油页岩模型，对不同条件下的热膨胀并进行仿真模拟，探究温度、层理结构和围压对油页岩热膨胀的影响，为原位开采技术的现场施工提供理论参考。

3.1 模型建立

模型范本选用扶余油页岩原位试验工程钻取油页岩，该地区油页岩资源优质，根据位于480～500 m处的原位岩芯测试，其平均含油率为5.3%，有机质含量约为5.72%，其中饱和烃占45.4%，芳烃占17.3%。该地区油页岩中的黏土矿物主要为伊利石、蒙脱石等膨胀性黏土成分，黏土矿物总含量为35%[12]。构建一个直径50 mm，高100 mm的圆柱体模型，假设圆柱体的圆面为平行层理面方向，长度方向为垂直层理方向[13]。根据上述测定的各项参数(表1)、热膨胀系数(图2)及导热系数线性公式，设置平行层理方向和垂直层理方向各自的油页岩参数，建立油页岩模型如图4所示。

图4 油页岩模型示意图Fig.4 Schematic diagram of oil shale simulation model

表1 油页岩力学参数表Table 1 Mechanical parameters of oil shale

平均导热系数线性拟合公式为[14]：

(1)

式中：KH为平行层理平均导热系数；KV为垂直层理平均导热系数。

3.2 网格划分及条件设置

通过ANSYS软件中Mesh进行网格划分，模型结构规则用映射网格，所建模型为三维有限元规则体模型，采用映射网格划分，以2 mm为单元尺寸对模型进行网格划分，六面体网格划分后共266 969个节点，64 413个单元。选用Steady--State Thermal、Static Structural两个模块，并将后者链接到前者的Solution模块，对油页岩的热膨胀进行模拟。

对于模型边界条件的选择主要考虑油页岩在地下原位状态下所受温压条件，由于在此状态中油页岩始终处于水平方向有侧压力、竖直方向上部有上覆岩体压力状态，因此对模型设置不同的温压条件，来表示油页岩所处不同的地层深度，选择圆柱体上底面作为本次模拟传热模型的边界条件。

3.3 温度对油页岩变化量的影响

在不施加围压的状态下，选择5个温度100℃、150℃、200℃、250℃和300℃，分别对油页岩模型平行(垂直)层理方向的热膨胀进行观察，得到的热膨胀量如图5所示。

a～e分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃平行层理方向的热膨胀变化量；f～j分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃垂直层理方向的热膨胀变化量。图5 0 MPa不同温度下的热膨胀变化量Fig.5 Variation of thermal expansion at different temperatures under 0 MPa

观察油页岩热膨胀仿真模拟，不施加围压时，主导油页岩热膨胀变化量的主要因素是温度。由图5所示，平行层理方向最小热膨胀量为100℃时的0.036 9 mm，增大至300℃时，达到最大值0.098 9 mm；垂直层理方向最大热膨胀量为100℃时的0.169 9 mm，增大至300℃时，达到最大值0.675 6 mm。油页岩热膨胀变化量从100～300℃，整体增加了约3倍。根据油页岩TG和DTG曲线中可知，由室温至300℃属于低温失重阶段，温度升高，平行层理方向和垂直层理方向的热膨胀系数都呈现出增加的趋势，温度越高，热膨胀系数越大，热膨胀变化量越大，导致油页岩矿体的热稳定性变弱，不利于地下油页岩矿体密闭环境的保持。由图3可知，低温失重的热膨胀变化大致分为3个阶段：第一阶段，100～150℃，温度升高，油页岩结构中原子受热，核内质子和中子以及核外电子呈现为粒子运动的加速状态，宏观表现为热膨胀；第二阶段，150～250℃，此时油页岩孔裂隙中水分相态发生改变，内部的自由水与结晶水，由液态变为气态，体积增大使得油页岩产生体积膨胀，随着水分完成析出，两相流体阶段结束；第三阶段，250～300℃，油页岩内部热膨胀的动力来源开始发生转变，部分熟化程度高的干酪根开始裂解，产生大量油、气，为热膨胀提供更加强大的动力。从原位试验来看，这种现象表现为体积膨胀，当实验对象从岩芯尺度放大到储层规模时，膨胀变化量将变得十分可观，一定程度上对工程前期的压裂工程产生的裂缝，造成一定的封闭效果，大大降低油气运移的效率。

3.4 不同围压对于油页岩热膨胀变化量的影响

对油页岩模型分别施加2.5 MPa、5 MPa及10 MPa压力，并测量100℃、150℃、200℃、250℃和300℃温度下油页岩模型的热膨胀量(图6～8)。

根据上述图6～8可知 ，不施加围压时油页岩的热膨胀量最大，当围压为2.5 MPa，平行和垂直层理方向的最大热膨胀量分别减小到0.050 1 mm、0.140 3 mm；围压升高至5 MPa，这种趋势更加明显；围压增大至10 MPa，油页岩压缩量分别为0.096 0 mm、1.465 9 mm。在整个升温过程中，无论是平行层理方向还是垂直层理方向，随着油页岩外部压力的增大，膨胀量都有所减小，热膨胀减小量依次为10 MPa>5 MPa>2.5 MPa，施加油页岩的压力过大时，膨胀变为压缩。其原因主要分为两个方面：第一方面，油页岩施加的围压会与升温过程中产生的膨胀力相互抵消，从而削弱油页岩的热膨胀力，减小热膨胀量；另一方面，油页岩施加围压使得油页岩的内部结构更加紧凑，当温度升高，油页岩内部受热引起的原子晶格振动作用会大大减弱，进而在宏观上表现为膨胀变化量减小。原位试验中，如果围压超过油页岩本身的力学强度，会导致油页岩沿层理方向连续性拉裂，导致原位注气的封闭体系破坏。

a～e分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃平行层理方向的热膨胀变化量；f～j分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃垂直层理方向的热膨胀变化量。图6 2.5 MPa下不同温度的热膨胀变化量Fig.6 Variation of thermal expansion at different temperatures under 2.5 MPa

a～e分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃平行层理方向的热膨胀变化量；f～j分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃垂直层理方向的热膨胀变化量。图7 5 MPa下不同温度的热膨胀变化量Fig.7 Variation of thermal expansion at different temperatures under 5 MPa

a～e分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃平行层理方向的热膨胀变化量；f～j分别为100℃、150℃、200℃、250℃和300℃垂直层理方向的热膨胀变化量。图8 10 MPa下不同温度下的热膨胀变化量Fig.8 Variation of thermal expansion at different temperatures under 10 MPa

3.5 层理结构对于油页岩热膨胀变化量的影响

分别以不同温度和压力下平行层理方向、垂直层理方向的热膨胀变化量建立坐标系(图9)。

a．平行层理方向变形量；b．垂直层理方向变形量。图9 层理结构对热膨胀变化量的影响曲线Fig.9 Influence curves of bedding structure on thermal expansion change

由100～300℃内的热膨胀变化量(图9)可知。首先，无论是否对油页岩施加围压，油页岩热膨胀量都呈现增大趋势，根据3.3分析可知，这种趋势主要取决于温度；其次，无论对哪个方向施加围压，油页岩热膨胀变化量都依次为0 MPa>2.5 MPa>5 MPa>10 MPa，相同条件下，围压的影响程度很小。所以，忽略温度与围压两个因素对油页岩热膨胀变化量影响，进一步推断可知，层理结构使油页岩热膨胀变化量在不同方向上有较大的差异，其影响表现为两个方面：第一方面，受温度升高的影响，油页岩的热膨胀系数不断增大，比热容也随之增大，同时平行层理主要成分为油、气及有机质软化的黏性液体，在垂直层理多为碳酸盐类的固体骨架，根据传热学原理，热量在固体传递过程中效果要优于在气、液体中的传递效果，随着温度升高，平行层理方向的比热容增速大于垂直层理方向上比热容的增速，导致二者比热容的差异上进一步加大，进而增大了热膨胀的差异；另一方面，油页岩是一种沉积岩，在沉积作用下导致油页岩内部的孔裂隙，大多数呈顺层理方向排列，使得平行层理方向的气孔数量要多于垂直层理方向，导致平行层理方向的抗剪切强度要弱于垂直层理方向，受热产生的气体膨胀更容易造成平行层理方向的破坏，使得气液多沿狭长孔长轴方向更容易释放，气液引起的膨胀压力减小，引起的热膨胀也随之减小；相反在垂直层理方向上，抗剪切强度更强，受热产生的气体膨胀较难对其造成破坏，从而气液垂直于狭长孔方向排出更加困难，气液引起的膨胀压力增大，引起的热膨胀也随之增大。原位试验中，可通过加快裂解油气运移的方式，减小垂直层理方向热膨胀的内动力，减小膨胀对原位开采的影响。

4 油页岩原位防膨胀措施建议

综上所述，温度、围压和层理结构是影响热膨胀变化量的重要因素。对于油页岩原位裂解来说，膨胀会导致注气、传热、区域稳定和油气驱替的状态发生变化。结合已成熟的技术对实施原位防膨胀措施提出3个方面的建议，实际情况还需要依据野外现场进行实施。

4.1 控制原位裂解温度

原位裂解油页岩需要将油页岩矿层加热至裂解温度以上，需要将温度传感器放置在监测井中，实施监测油页岩矿层温度，便于控制加热情况。工艺中，要控制注入的热载体温度和流量，使注热介质平稳均匀注入，保障油页岩有一定裂解速度，且裂解区域的温度均匀。

4.2 控制原位储层围压

储层围压增大，可以减少油页岩的热膨胀量。但压力过高可能会导致地层破裂，破坏密闭的加热环境，增加裂解的难度。工艺中，需要采取裂解区域封闭措施，保证注气过程中较高的地层背压，区域封闭可使用冷冻墙技术[15]、气驱帷幕技术和注浆帷幕技术[16]等相关技术；注气过程中要控制注气压力，在地层背压允许的情况下，尽量增大注气压力。

4.3 控制原位层理膨胀内部驱动力

油页岩层理结构对于热膨胀变化量有着十分重要的影响，油气驱替减慢会为垂直层理方向的膨胀提供内部驱动力，而膨胀又会反向影响油气驱替，所以改善油页岩孔裂隙状态，将加快孔裂隙的气液流动，并极大改善油页岩垂直层理方向的膨胀。从原位开采的角度分析，油页岩热膨胀对开采区域的储层改善有极大影响，并提高原位开采的采收率。储层改造可使用可控冲击波技术[17]、酸化压裂技术[18]和定向压裂技术等相关技术。

5 结论

(1)温度、围压和层理结构是油页岩热膨胀的主要因素。温度在室温至300℃对热膨胀的影响主要分为3个阶段，分别由晶格振动、水分相变及部分有机质裂解所引起；围压对热膨胀从两个方面产生影响，第一，围压会与内部的膨胀力相互抵消；第二，围压让油页岩的内部结构更加紧凑，平行层理方向热膨胀小于垂直层理方向。

(2)油页岩地下原位裂解可以从温度、围压及内部驱动力3个方面进行调控，在扶余野外现场通过3方面调控，缓解了热膨胀带来的阻碍，但影响机制未明，尚需研究。