中低成熟度页岩油、富油煤等含油有机质资源储量极为丰富，但由于资源成熟度低、流动性差，传统工艺难以动用。原位转化是开发这类资源的重要技术路径，其核心思路是通过加热使地下有机质发生原位热解，从而生成可采出的油气。然而，该过程需要向地下注入大量热量，能量消耗极大。在原位转化过程中，中低成熟度页岩油通常需要加热到300-400℃，富油煤甚至到500℃；油气产出后，储层中仍会保留大量高温余热，这是极具价值的高温地热资源。如何在获得油气资源的同时，进一步回收利用这部分地下高温热能，是提升原位转化综合能源利用效率、降低开发成本并推动非常规油气绿色开发的重要科学问题。

针对这一问题，中国科学院地质与地球物理研究所深层油气理论与智能勘探开发重点实验室的李守定、张召彬团队，提出了将闭式取热系统与页岩油原位转化过程相结合的新型开发策略，从而实现了油气资源开采与地热能的协同回收利用，并基于自研的多场耦合模拟器（IGG-Hydrate: https://gitee.com/geomech/hydrate），构建了页岩油原位转化与地热能回收的全过程数值模型，实现了对油气生成、流体运移和地热能回收行为的定量分析（图1）。

图1 （a）注热使页岩油储层有机质原位热解；（b）开采热解生成的油气；（c）闭式取热系统回收储层余热

模拟结果显示，原位转化后的储层余热具有显著回收价值。在页岩油原位转化过程中，注入地下的热量并不会全部直接用于有机质热解。其中相当一部分热量会被储层岩石吸收，用于提高储层温度，并使其长期维持在适合有机质热解的有效温度范围内。因此，在原位转化结束后，储层仍具有较高的残余热利用潜力（图2）。在该研究设定的条件下，残余储层热量的可回收比例最高可达57.80%。

图2 （a）储层中温度场随时间的演化特征；（b）储层内部平均温度的长期演化特征

由于闭式地热取热系统在取热过程中不采出地层流体，对储层扰动较小，因此较适合用于回收页岩油原位转化后高温储层中的残余热量。研究结果显示，取热过程对油气产量的影响总体较小，通常不超过总产量的10%。通过合理优化油气生产和余热回收的启动时间，可以在维持油气产出的基础上进一步提高余热回收效果（图3）。

图3 储层中干酪根、重油、轻油等组分质量密度空间分布随时间的演化特征

页岩油原位转化与残余热回收之间存在一定竞争关系。若过早启动取热，残余热会被提前带走，从而削弱其对后续有机质热解的促进作用；若取热启动过晚，储层高温区会逐渐冷却，热量进一步向周围地层扩散，导致可利用温差降低，取热效率下降。敏感性分析显示，在合理时间窗口内优化生产启动时间和热提取启动时间，可以在维持油气产出的同时提高残余热利用效率（图4）。

图4 生产与取热开始时间对累计采热量和干酪根热解量的影响

该研究将开发后储层残余热纳入全生命周期能源利用体系，提出了“油气生产-残余热回收”协同开发的新模式。研究结果为提高原位转化能源利用效率、延长高温储层开发价值、推动页岩油开发与地热利用融合提供了理论依据，也为未来低碳化、综合化能源开发模式设计提供了新思路。

研究成果发表于国际学术期刊Fuel（Xie Z R, Zhang Z B^*, Xu T, et al. Residual Heat Recovery by Coupling In-Situ Shale Oil Conversion with a Closed-Loop Geothermal System: Insights from THC Coupled Simulation[J]. Fuel, 2027. DOI:10.1016/j.fuel.2026.139803.）。

谢卓然（博士生）