CN106437657A - 一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法，包括：步骤一、钻若干口井至油页岩储层，作为注入井和/或生产井；步骤二、对油页岩储层进行改造，使其产生裂缝；步骤三、向油页岩储层中注入处理剂；步骤四、通过注入井向油页岩储层注入流体，加热油页岩裂解产生油气，所述油气和注入流体从生产井流出，在地面进行油气分离。所述方法使流体不仅能注入地层，而且与油页岩储层有较大的接触面积，提高流体加热效率，进一步提高油母质转化率和油页岩油气采收率。

Description

一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法

技术领域

本发明属于油页岩原位开采领域，具体涉及一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法。

背景技术

随着石油和天然气开发进程的不断深入和世界各国对能源需求的不断增长，常规能源供给形势日益严峻。进入21世纪后，美国页岩气的开发速度开始加快，特别是2003年以后，随着水平井钻探及分段多级压裂技术的进步，页岩气勘探开发取得突破性进展。因而人们把更多的关注转移到非常规油气资源，非常规油气资源将成为后石油时代常规油气资源的战略性补充能源。

油页岩又称油母页岩，是一种高灰分(＞40％)的固体可燃有机矿产。作为非常规能源之一，全球油页岩资源非常丰富，据不完全统计，其蕴藏资源量约有10万亿吨，将它折算成油页岩油，世界油页岩油资源量4110亿吨，比常规石油资源量2710亿吨还要高30％以上。中国油页岩油资源量476亿吨，居世界第二，仅次于美国，约为常规石油资源量的62％，主要分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地等。

油页岩开采有地面干馏和地下原位开采(地下干馏)两种方式。地面干馏技术比较成熟，地下原位开采尚处于试验阶段。地面干馏是将油页岩采取挖掘的方式开采运送到地面，经地面破碎设备破碎筛分，然后在油页岩干馏炉中进行干馏生产页岩油。这种工艺的优点是技术成熟,加热周期短,但存在着很大的局限性：①生态及水质破坏严重。无论是露天采矿还是井下采矿，都需要把地下水位降低到含油页岩层的层位以下，开采1立方米油页岩，一般需要抽出25立方米的地下水。油页岩采矿长期破坏着矿山及其附近的生态平衡和水位水质的稳定。②灰渣污染严重。通过挖掘开采得到的油页岩用于提炼页岩油或直接燃烧，产生大量灰渣，如果不回收利用则不仅会造成空气污染，且废弃灰渣占地面积大，其中金属元素和微量元素渗入地下水体，危害人们生产生活。③直接开采占地较多，一旦开垦就无法完全修复。④干馏后排渣需要用大量的水冷却，消耗大量的水资源的同时，产生大量的废水污染环境，而且含热残渣的热能没有利用，造成热能浪费。⑤对于中深层油页岩的开发由于开采成本提高，变得没有经济效益。

油页岩原位开采减少了开采过程中对环境和生态的破坏，占地少、无尾渣废料、无空气污染、少地下水污染及最大限度地减少了有害副产品的产生，代表了未来油页岩利用的发展方向。

目前研究较多、相对较为成熟的原位开采技术是原位电加热技术。最具代表性的为壳牌石油公司的ICP(In-suit Conversion Process)技术，ICP技术的基本技术原理是利用电加热方式，把热量直接引入地下，从而加热地下油页岩层，使油页岩中固态有机质受热裂解形成可以在地层孔隙、裂隙中流动的液态页岩油和烃类气体，然后将这些油气采集并输送到地面进行分离处理，这样不必把地下的油页岩矿石挖掘到地面就可以得到页岩油。但电加热技术至今没有使油页岩实现商业化开采，其主要原因是热效率低、能耗高、传热慢、加热周期长、开采成本高。由于电加热的传热方式以热传导为主，而岩石的导热系数极低，传热速度慢，加热周期非常长、能量利用率极低，注定了效益难以根本性提升。工艺技术也不够成熟，加热器故障率高。地层受热膨胀挤压加热器、地层传热不均导致加热器局部过热，造成电加热器故障多。

流体加热传热方式以热对流为主，传热速度快、加热周期短、流体能重复利用、热能利用率高，开采经济效益得到明显提高。但是加热井和生产井的布置、储层改造方式、流体注入后生产方式的设计等还没有较优化方案。

发明内容

针对现有油页岩原位开采技术中电加热效率低、能耗高、传热慢、流体加热难注入或窜流严重、加热效率低等缺陷，本发明提供一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法，使流体不仅能注入地层，而且与油页岩储层有较大的接触面积，提高流体加热效率，进一步提高油母质转化率和油页岩油气采收率。

为实现上述目的，本发明的技术方案如下：

一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法，包括：

步骤一、钻若干口井至油页岩储层，作为注入井和/或生产井；

步骤二、对油页岩储层进行改造，使其产生裂缝；

步骤三、向油页岩储层中注入处理剂；

步骤四、通过注入井向油页岩储层注入流体，加热油页岩裂解产生油气，所述油气和注入流体从生产井流出，在地面进行油气分离。

根据本发明，所述油页岩储层的埋深通常小于1000m，在地面和油页岩储层之间为砂石和/或其它岩层。优选所述油页岩储层厚度大于3m。

根据本发明，在步骤一中，所述若干口井包括水平井和直井，且水平井的水平段长度优选大于10m。

进一步地，所述注入井可以为水平井或直井，优选为水平井；所述注入井可钻至油页岩储层的顶部、中部或底部，优选为中部。所述生产井可以为水平井或直井，优选为直井；所述生产井可钻至油页岩储层的顶部、中部或底部，优选为底部。在本发明中，所述“顶部”的含义为距油页岩储层顶界面≤20m，优选距油页岩储层顶界面≤10m；所述“底部”的含义为距油页岩储层底界面≤20m，优选距油页岩储层底界面≤10m。

更进一步地，在本发明的一个实施例中至少设置1口注入井和1口生产井。为了更充分地利用后续步骤中注入地层的热能，优选注入井和生产井的布置方式为：当注入井为水平井，生产井为直井时，注入井和生产井的数量比为1:3，地面井眼布置为四边形；当注入井和生产井均为直井时，注入井和生产井的数量比为1:4，地面井眼布置为以注入井为中心，四个角为生产井。

根据本发明，在步骤二中，所述对油页岩储层进行改造，可以采用先定面射孔再爆燃压裂的方法，或者采用定面复合射孔的方法。目的在于在储层中形成较宽的裂缝带，便于后续步骤中处理剂和流体的注入。储层改造可通过注入井或生产井进行，优选在注入井进行。

根据本发明，在步骤三中，优选通过注入井向改造过的储层注入处理剂，使其与油页岩层发生化学反应，进一步增加岩层渗透率，扩大渗流空间。所述处理剂为油页岩原位增孔活化处理剂，优选选自盐酸、氢氟酸、磷酸和氟硼酸中的至少一种。

根据本发明，步骤四具体包括：第一阶段，向注入井中注入第一流体，注入过程中生产井关井，注入结束后关闭注入井，反应，然后生产井开井放喷至没有物质喷出，关闭生产井；第二阶段，向注入井中注入第二流体，注入过程中生产井关井，注入结束后关闭注入井，反应，然后生产井开井放喷至没有油气喷出，关闭生产井；第三阶段，向注入井中注入第二流体，生产井自喷生产或人工举升生产，将产生的油页岩油气送至地面油气分离系统；其中第二流体的温度高于第一流体。

在本发明的实施例中，第一阶段关闭注入井的反应时间为12-24小时，第二阶段关闭注入井的反应时间为48-72小时。

在本发明的实施例中，所述第一流体和第二流体选自水蒸气、氮气、甲烷和二氧化碳中的至少一种。第一流体的温度为100-180℃；第二流体的温度为300-600℃。整个注入过程为无氧环境。

根据本发明，所述人工举升的含义为对于不能自喷的油井，必须用人工举升的方法给油流补充能量，将井底的原油采出来。目前，利用人工举升将原油从井底举升到地面的方法可分为气举法和抽油法两大类。其中，气举法是指地层尚有一定能量，能够把油气驱动到井底，但地层供给的能量不足以把原油从井底举升到地面上时，需要人为地把气体注入井底，将原油举升出地面的人工举升采油方式，举升原理和自喷井相似。抽油法主要是深井泵采油，可分为有杆泵采油和无杆泵采油两大类。

其中，第一阶段的目的是：开始注入第一流体对地层进行预热，注入结束后先关井反应一段时间使地层的水分蒸发，扩大岩层孔隙度，再开启生产井，从生产井中喷出水蒸汽。

第二阶段的目的是：注入第二流体，在第一阶段的预热基础上继续升高地层温度，然后关井反应，将油页岩储层中的油气和水蒸汽带入生产井，再开启生产井，从生产井中喷出水蒸汽和油气。

第三阶段的目的是：继续注入第二流体，生产井持续自喷，至没有油气喷出时结束。

本发明采用水平井和直井组合的方式设置注入井和生产井，采用定面射孔与爆燃压裂相结合或定面复合射孔的方式对油页岩储层进行原位改造，再注入处理剂与油页岩进行化学反应，进一步将注入流体和油气生产间歇进行，便于油页岩孔隙中水分蒸发和油页岩油母质充分受热裂解成油页岩油气，具体效果如下：

(1)设计了流体加热水平井和直井组合，采用水平井实施储层改造后作为流体注入井，主要考虑超致密油页岩储层改造的充分性，水平井井眼附近形成缝网，最大可能扩大流体和油页岩的接触面积。直井作为油页岩油气生产井，主要是防止流体快速窜流，使得高温流体能有适当的停留时间发生热交换。

(2)对于单层厚度大于20m的油页岩储层，优选采用先定面射孔再爆燃压裂的方法，具体为进行定面射孔后下入爆燃管柱进行爆燃压裂，从水平井趾端到跟部分段顺序进行。所述方法实施工艺简单、可操作性强，能确保水平井的井筒周围充分形成网状裂缝，便于后续步骤中流体注入。

(3)对于单层厚度在3m至20m的油页岩储层，优选采用定面复合射孔的方法，所述方法集射孔和压裂于一体，定面复合射孔管柱中的多级火药装置可以分步激发燃烧，一级用于定面射孔，一级用于高温高压气体压裂，在避免串层的同时产生尽量多的裂缝。

(4)爆燃压裂或定面复合射孔后，再注入处理剂与油页岩进行化学反应，进一步增加岩层渗透率，扩大渗流空间。

(5)注入流体和油气生产间歇进行，有利于流体携带的热能在油页岩储层内发生充分热交换，加热油母质，促进油母质充分裂解成油页岩油气，提高油母质转化率和油气采收率。

附图说明

图1为实施例中利用流体对油页岩进行原位改造和开采方法的流程图；

图2为注入井和生产井的布局图(1口水平井+1口直井)；

图3为注入井和生产井的布局图(1口水平井+3口直井)；

图4为注入井和生产井的布局图(5口直井)；

图5为定面射孔示意图；

图6为爆燃压裂示意图；

图7为定面复合射孔示意图。

具体实施方式

图1为实施例中利用流体对油页岩进行原位改造和开采方法的流程图，包括：

步骤一、钻斜水平井至油页岩储层中部，作为注入井；然后在距离水平井趾端的一定距离处钻直井至油页岩储层底部，作为生产井；

步骤二、对油页岩储层进行改造，使其产生裂缝。改造方式为分段定面射孔与爆燃压裂相结合，或进行分段定面复合射孔；

步骤三、向改造后的油页岩储层中注入处理剂，与油页岩进行化学反应；

步骤四、通过注入井向油页岩储层内注入流体，加热油页岩裂解产生油气，所述油气和注入流体从生产井流出，在地面进行油气分离。

图2为实施例中注入井和生产井的布局剖面图，包括1口水平井和1口直井。其中2-1为注入井；2-2为油页岩储层；2-3为其它岩层；2-4为生产井。其中注入井2-1为水平井，其水平段长度大于10m。所述水平段位于油页岩储层2-2中部，大致沿着油页岩储层2-2的层理方向。生产井2-4为直井，钻至油页岩储层2-2底部。优选地，水平井趾端(末端)与直井之间的最短距离为5-10m。

图3为注入井和生产井的布局俯视图，在图2的基础上增加了2口直井。其中3-1为注入井(水平井)；3-2、3-3和3-4均为生产井(直井)。其中注入井3-1的水平段长度大于10m，所述水平段位于油页岩储层中部，大致沿着油页岩储层的层理方向。生产井3-2、3-3和3-4钻至油页岩层底部。优选地，水平井趾端(末端)与生产井3-4的最短距离为5-10m；生产井3-2和3-3到水平井的最短距离为5-15m。

图4为注入井和生产井均为直井时的布局俯视图。其中4-1为注入井；4-2、4-3、4-4和4-5均为生产井。优选地，生产井4-2、4-3、4-4和4-5与注入井4-1的距离为5-15m。

图5为定面射孔示意图，其中5-1为定面射孔形成的孔眼和裂缝；5-2为孔眼和裂缝形成的横截面。定面射孔在水平注入井中，采用较大孔径射孔弹及特殊布弹方式完成，射孔后在垂直于套管轴向(或者与套管轴向成某一夹角)同一横截面的圆周上形成多个孔眼。圆周上多个孔眼排布可形成沿井筒径向(或某一夹角方向)的应力集中，能够有效干扰原始地应力，诱导压裂裂缝沿井筒径向(或某一夹角方向)扩展。

图6为爆燃压裂示意图，其中6-1为爆燃压裂形成的裂缝。爆燃压裂在水平注入井中完成，是在定面射孔形成孔眼、裂缝或者裂缝面的基础上，注入炸药并点火爆燃，使射孔形成的裂缝沿井筒径向(或某一夹角方向)进一步起裂和扩展，同时沿油页岩层理方向也形成了大量裂缝，最终在井筒附近形成了较宽的裂缝带。爆燃压裂中根据油页岩层厚度确定炸药用量，从而影响改造范围。

图7为定面复合射孔示意图，其中7-1为定面复合射孔形成的孔眼；7-2为定面复合射孔形成的裂缝。当油页岩储层厚度较小(3-20m)时，可对水平注入井的水平段进行分段定面复合射孔，优选分段的间隔为10m。定面复合射孔集射孔和压裂于一体，其管柱中的多级火药装置可以分步激发燃烧，一级用于定面射孔，一级用于高温高压气体压裂，从水平井趾端到跟部分段顺序进行，对油页岩层进行气体压裂改造。定面复合射孔管柱中火药量相对较小，适合改造薄层，可以在避免串层的同时产生尽量多的裂缝。

下面通过实施例进一步阐述本发明。

实施例1

如图2所示，采用本发明的方法，在一个厚度为12m，油页岩层顶界面平均埋藏深度为94m的近水平单一油页岩矿层中，布置2口井(1口注入井+1口生产井)。具体步骤为：

1)从地面平行钻一口斜水平井至油页岩层中部(深度为100m)作为注入井，其水平段长度为40m，水平段裸眼完井。距离水平井趾端5m处钻一口直井至油页岩层底部(深度为104m)，作为生产井。

2)如图7所示，对注入井的水平段进行分段定面复合射孔。从水平井趾端到跟部每10m作为一段，共分四段，依次按顺序进行定面复合射孔，对油页岩层进行压裂改造，在避免串层的同时产生尽量多的裂缝，扩大加流体与油页岩的接触面积。

3)采用连续油管拖动，分段向定面复合射孔的井段注入处理剂土酸(12％HCl+3％HF+2％HCHO，均为质量浓度)，与油页岩层发生化学反应，进一步增加岩层渗透率，扩大渗流空间。

4)向经过改造处理的注入井内注入流体，生产井间歇放喷生产。具体为：

①第一阶段，向注入井内注入120-160℃的氮气作为第一流体，注入过程中生产井关井；注入结束后，关闭注入井，反应24小时，生产井开井放喷，直到没有物质喷出，关闭生产井。

②第二阶段，向注入井内注入500-550℃的氮气作为第二流体，注入过程中生产井关井；注入结束后，关闭注入井，反应72小时，生产井开井控制压力放喷，直到没有油气喷出，关闭生产井。

③第三阶段，向注入井内注入500-550℃的氮气作为第二流体，生产井控制压力自喷生产或人工举升生产，产生的油页岩油气送至地面油气分离系统。

实施例2

如图2所示，采用本发明的方法，在一个厚度为28m，油页岩储层顶界面平均埋藏深度为786m的近水平单一油页岩矿层中，布置2口井(1口注入井+1口生产井)。具体步骤为：

1)从地面平行钻一口斜水平井至油页岩层中部(深度为800m)作为注入井，其水平段长度为60m，水平段裸眼完井。距离水平井趾端9m处钻一口直井至油页岩层底部(深度为810m)，作为生产井。

2)如图5和图6所示，对注入井的水平段采用先定面射孔再爆燃压裂的方式进行改造。从水平井趾端到跟部每20m作为一段，共分三段，依次按顺序进行定面射孔，然后下入爆燃管柱进行爆燃压裂，使水平井井筒附近产生大量裂缝，扩大加流体与油页岩的接触面积。

3)采用连续油管拖动，分段向爆燃压裂后的井段注入处理剂土酸(12％HCl+3％HF+2％HCHO，均为质量浓度)，和油页岩层发生化学反应，进一步增加岩层渗透率，扩大渗流空间。

4)向经过改造处理的注入井内注入流体，生产井间歇放喷生产。具体为：

①第一阶段，向注入井内注入120-160℃的氮气作为第一流体，注入过程中生产井关井；注入结束后，关闭注入井，反应24小时，生产井开井放喷，直到没有物质喷出，关闭生产井。

②第二阶段，向注入井内注入500-550℃的甲烷作为第二流体，注入过程中生产井关井；注入结束后，关闭注入井，反应72小时，生产井开井控制压力放喷，直到没有油气喷出，关闭生产井。

③第三阶段，向注入井内注入500-550℃的甲烷作为第二流体，生产井控制压力自喷生产或人工举升生产，产生的油页岩油气送至地面油气分离系统。

本发明能够实现将流体注入致密油页岩，扩大了流体与岩层的接触面积，利用对流传热缩短了加热时间，提高了加热效率，加热周期由电加热1年以上缩短到10天以内，即可产出油气。

应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。

Claims (10)

1.一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法，包括：

步骤一、钻若干口井至油页岩储层，作为注入井和/或生产井；

步骤二、对油页岩储层进行改造，使其产生裂缝；

步骤三、向油页岩储层中注入处理剂；

步骤四、通过注入井向油页岩储层注入流体，加热油页岩裂解产生油气，所述油气和注入流体从生产井流出，在地面进行油气分离。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述若干口井包括水平井和直井，优选所述水平井的水平段长度大于10m。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述注入井为水平井，所述生产井为直井；优选所述注入井钻至油页岩储层的中部，所述生产井钻至油页岩储层的底部。

4.根据权利要求1至3中任一项所述的方法，其特征在于，至少设置1口注入井和1口生产井。

5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述对油页岩储层进行改造，采用先定面射孔再爆燃压裂的方法，或者采用定面复合射孔的方法；优选所述储层改造在注入井进行。

6.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其特征在于，通过注入井注入处理剂；所述处理剂优选选自盐酸、氢氟酸、磷酸和氟硼酸中的至少一种。

7.根据权利要求1至6中任一项所述的方法，其特征在于，所述步骤四具体包括：

第一阶段，向注入井中注入第一流体，注入过程中生产井关井，注入结束后关闭注入井，反应，然后生产井开井放喷至没有物质喷出，关闭生产井；

第二阶段，向注入井中注入第二流体，注入过程中生产井关井，注入结束后关闭注入井，反应，然后生产井开井放喷至没有油气喷出，关闭生产井；

第三阶段，向注入井中注入第二流体，生产井自喷生产或人工举升生产，将产生的油页岩油气送至地面油气分离系统；

其中所述第二流体的温度高于第一流体。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，第一阶段关闭注入井反应12-24小时，第二阶段关闭注入井反应48-72小时。

9.根据权利要求7或8所述的方法，其特征在于，所述第一流体和第二流体选自水蒸气、氮气、甲烷和二氧化碳中的至少一种。

10.根据权利要求7至9中任一项所述的方法，其特征在于，所述第一流体的温度为100-180℃；所述第二流体的温度为300-600℃。