CN111963128A - 一种油页岩直井-双水平井组微压裂蒸汽热解降粘方法 - Google Patents
一种油页岩直井-双水平井组微压裂蒸汽热解降粘方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了一种油页岩直井‑双水平井组微压裂蒸汽热解降粘方法。所述方法包括如下步骤：在油页岩进行布井得到压裂井网；压裂井网包括至少两个直井‑双水平井组；直井‑双水平井组包括一口注汽直井、一口注汽水平井和一口生产水平井，注汽水平井和生产水平井相邻设置；通过向压裂井网中注入压裂液，对油页岩储层进行体积压裂改造，形成复杂裂缝网络；向压裂井网中注入高温蒸汽，利用生产水平井进行采油。应用本发明的方法，将直井和水平井相结合，采用体积改造的方法，改变油页岩储层物性条件，使得油页岩储层形成复杂裂缝网络，为高温蒸汽扩散提供了有效通道，适用于不同类型的油页岩开采，实现了油页岩安全高效环保开发。
Description
技术领域
本发明涉及一种油页岩直井-双水平井组微压裂蒸汽热解降粘方法，属于非常规油气资源开采领域。
背景技术
油页岩又称油母页岩，是一种高灰分富含固态可燃有机物的沉积岩，层理和片理结构明显。在原始状态条件下，油页岩原始孔隙度和渗透率极低，物性条件差，无法采用常规油气开采方式进行开采，需要对油页岩内部干酪根采取干馏和热解等方法进行处理，才能获得油页岩油和热解气。随着常规油气资源的消耗和勘探开发成本不断增加，油页岩有望成为常规油气资源的有效补充。
目前，油页岩的开采方式主要包括地面蒸馏和地下原位开采技术两大类。地面蒸馏技术相对较为成熟，该技术通过将露天或井下开采出的油页岩在地面破碎成块，在干馏炉内直接加热干馏获得油页岩油气，但存在占地面积广大，转化效率低，环境污染大和生产成本高的问题，且更适合于浅层油页岩开采。地下原位开采技术则是在地下条件直接对油页岩进行加热处理，生成油页岩油气后再开采至地面，能有效克服地面蒸馏技术的缺点，且对不同深度的油页岩开采均有较好的适应性。地下原位开采技术有效实施的关键在于使得油页岩中的干酪根在地层条件下发生裂解生成油气，并通过有效渗流通道顺利入井。传统原位开采技术更多地考虑温度对干酪根裂解的影响，因此形成了传导加热，辐射加热和对流加热三种原位加热开采技术模式。
传导加热技术主要通过采用电加热的方式使油页岩中有机质在传导热条件下裂解，代表技术有Shell公司的ICP技术、ExxonMobil公司的ElectrofracTM技术和IEP公司的GFC技术等。该技术虽然具有受热均匀的优点，但岩石导热性差，使得加热速度慢，热量利用率低。虽然ElectrofracTM技术采用水力压裂技术使得储层产生裂缝，一定程度上解决了上述问题，但生产成本较高，对于单层厚度小，含油率低和品味差的油页岩储层适用性不强。
辐射加热技术主要通过在油页岩储层中产生高频交流变化的电磁波使得有机质裂解，代表技术有Raytheon公司的RF/CF技术和LawrenceLivermore国家实验室的射频技术等。该技术具有穿透力强和加热速度快的优点，但该技术复杂且生产成本高，现场应用难度大。
对流加热技术主要采用不同流体介质对流加热使得有机质受热裂解，代表技术为Chevron公司的Crush技术，EGL能源公司的EGL技术，MWE公司的IVE技术、Petro Probe公司的空气加热技术和太原理工学的原位开采技术等。该技术加热速度快，配套工艺技术成熟，但需要控制流体注入压力和注入量以确保热流体与油页岩的充分对流换热。虽然Chevron公司的Crush技术和太原理工大学原位开采方法分别采用碎石技术和水力压裂技术改善了渗流通道，促进了热对流，但该方法主要采用大量直井井网，对于存在薄夹层和厚度小的油页岩储层适应性差。
我国油页岩资源整体品位低，储层厚度变化大，隔夹层发育且埋深大，采用地面干馏技术存在较多的问题和挑战，而现有对流加热原位开采技术无法形成有效热对流通道，存在热量利用率低，综合成本高和现场适用性差的问题，导致油页岩最终采收率低，因此亟需开发一种合理的原位开采技术方法，实现油页岩的安全高效环保开发。
发明内容
本发明的目的是提供一种采用对流加热方式进行油页岩的原位开采的方法，以解决现有油页岩原位开采技术方法综合生产成本高，现场适用性差和采收率低的问题。
本发明提供的开采方法为一种利用直井-双水平井组进行微压裂蒸汽热解降粘方法，采用压裂井网进行采油；
所述压裂井网包括至少两个直井-双水平井组；
所述直井-双水平井组包括一口注汽直井、一口注汽水平井和一口生产水平井，所述注汽水平井和所述生产水平井相邻设置；
所述注汽水平井和生产水平井的水平段均位于油页岩储层中，且所述注汽水平井的水平段位于所述生产水平井的上部，所述注汽直井位于所述注汽水平井的上部，即一上一下平行设置，成为双水平井井对；
具体地，本发明开采方法包括如下步骤：
S1、在油页岩进行布井得到所述压裂井网
S2、通过向所述压裂井网中注入压裂液，对所述油页岩储层进行体积压裂改造，形成复杂裂缝网络；
所述复杂裂缝网络指的是由支撑裂缝、天然裂缝和层理剪切滑移缝相互交织形成的立体裂缝网络，实现所述油页岩储层内天然裂缝、层理面大范围的相互有效沟通，为后期蒸汽腔的形成和扩散提供有效通道；
所述复杂裂缝网络的形成过程如下：在所述压裂液的体积压裂下，人工裂缝(即水力压裂裂缝，即从地面将高压流体泵入到地下，将地层压开造缝)不断开启和扩展储层中的天然裂缝，使得人工裂缝与多级次生裂缝相互交织，最终形成立体裂缝网络系统，实现储层内天然裂缝、层理面大范围的相互有效沟通；
S3、向所述压裂井网中注入高温蒸汽，利用所述生产水平井进行采油。
上述的方法中，所述生产水平井距离所述油页岩储层底部至少5m；
所述注汽水平井的水平段与所述生产水平井的水平段之间的距离为5～10m，优选5m；
所述注汽直井与所述注汽水平井之间的距离为5～10m，优选5m。
上述的方法中，步骤S1中，所述注汽直井采用隔热套管射孔完井方式，所述注汽水平井和所述生产水平井采用筛管完井方式。
上述的方法中，步骤S2中，采油密切割分段压裂方式注入所述压裂液；
上述的方法中，步骤S2中，通过监测压裂过程中井下声音和温度的变化判断所述复杂裂缝网络的形成，即判断注采井间连通性和储层体积改造效果，若监测结果表明未实现井间有效连通，则采用重复压裂方法对储层进行二次改造。
上述的方法中，步骤S3中，所述高温蒸汽为大于500℃的过热蒸。
上述的方法中，步骤S3中，在向所述注汽直井连续注入所述高温蒸汽的同时，向所述注汽水平井中连续注入所述高温蒸汽，且注入压力大于垂向应力，小于垂向应力与岩石抗拉强度之和。
上述的方法中，步骤S3中，如果日产量达到既定目标，则维持现有注蒸汽方案；若未达到目标，则关闭生产井进行焖井，使得油页岩充分热解，以提高最终采收率。
应用本发明的方法，将直井和水平井相结合，采用体积改造的方法，改变油页岩储层物性条件，使得油页岩储层形成复杂裂缝网络，为高温蒸汽扩散提供了有效通道；通过连续注入过热蒸汽或焖井的方式，改善了注汽效果，提高了油页岩裂解所需的热能利用率，适用于不同类型的油页岩开采，实现了油页岩安全高效环保开发。
附图说明
图1为本发明方法采用的压裂井网的示意图；
图中标记：1注汽直井；2-1注汽水平井；2-2生产水平井。
图2为本发明开采方法中压裂过程的井网示意图；
图中标记：2水平井；3压裂液。
图3为本发明开采方法中注采过程井网示意图；
图中标记：4蒸汽；5油页岩油。
图4为本发明开采方法的效果示意图；
图中标记：6复杂裂缝网络；7蒸汽腔。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1、
参照图1～图4所示，油页岩油藏埋深500m，油页岩厚度30m，平均含油率7.42％，对于该油页岩的开采，具体开采方式包含如下步骤：
在油页岩分布区域，参照图1，最小井组采用单一直井和双水平井组合模式进行布井。先完成两口水平井的布置，生产水平井2-2的水平段位于储层底部，距离底部5m，注汽水平井2-1的水平段与生产水平井水平段相平行，两口水平井距离约5m，水平井段400m。注汽直井1位于注汽水平井水平段上方5m。注汽直井采用套管完井方式，注汽水平井和生产水平井采用筛管完井方式。
参考图2，压裂井网中至少包含两个井组。采用水力喷砂压裂方式同时对直井和水平井2进行体积改造，考虑到油页岩层理发育，为了形成复杂裂缝网络，在压裂时采取密切割分段压裂工艺，在射孔时射孔相位与最大主应力方向一致，避免了近井裂缝发生迂曲，从而保证近井地带形成简单缝，而远井地带形成复杂缝。
在压裂过程中，随压裂管柱一同下入井内的还包括铠装光缆，光缆在井口处连接分布式光纤声音和温度(DAS/DTS)监测仪器，用于检测整个压裂过程中井下声音和温度实时变化情况，通过数据分析解释获得裂缝形态和连通情况，解释结果显示储层改造后连通性良好，说明体积改造成功。
体积压裂后所形成的裂缝分为两种，一种是在拉应力作用下形成的张性裂缝(即支撑裂缝)，这类裂缝需要砂粒支撑，另一种是由于层理开启，发生剪切滑移的剪切缝，这类裂缝由于剪切滑移自支撑。后期加热过程中，油页岩受热发生膨胀，但两类裂缝由于支撑作用而不会闭合，为蒸汽扩散和油页岩油气流动提供了有效渗流通道。
在压裂改造结束后，向注汽直井、注汽水平井和生产水平井内同时注入5～8MPa，蒸汽热源大于500℃的过热蒸汽，进行循环预热，注入压力大于垂向应力小于垂向应力与岩石抗拉强度之和。如图3所示，在循环预热结束后，进入生产阶段，此时停止向生产水平井中注入过热蒸汽，而注汽直井和注汽水平井中则依旧持续注入过热蒸汽，生产水平井开始持续生产采油。将日产油量与既定目标进行对比，符合预期目标，维持原有注汽计划连续生产直至生产结束。
图4展示了采用本发明方法实施后的最终效果图，展示了油页岩储层中形成的裂缝网络、蒸汽腔的发育程度和波及范围。可见采用直井和水平井相结合对储层进行压裂改造的方式在储层中形成了有效渗流通道，提高了蒸汽腔的均匀发育程度，有助于油页岩的开采。
实施例2、
另有一个油页岩油藏埋深250m，为多个薄层油页岩叠合型油藏，累计厚度30m，局部隔夹层发育，平均含油率5.3％。对于该油页岩的开采，具体实施方式与实施例1类似。但在首次压裂过程中，DAS/DTS监测结果显示井筒间的储层未形成有效连通，因此进行了重复压裂改造，二次改造效果良好。由于该油藏埋深较浅，将注入蒸汽压力调整为3～5MPa，在初期生产时，发现产量较低，随后关闭生产井，进行焖井，3天后开井生产，随后达到既定生产目标。
上述实施例只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于为相关技术人员提供对本发明的理解，但并不作为限制本发明的保护范围，凡是根据本发明所进行的修改和变化，均应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种油页岩直井-双水平井组微压裂蒸汽热解降粘方法，包括如下步骤：
S1、在油页岩进行布井得到压裂井网；
所述压裂井网包括至少两个直井-双水平井组；
所述直井-双水平井组包括一口注汽直井、一口注汽水平井和一口生产水平井，所述注汽水平井和所述生产水平井相邻设置；
所述注汽水平井和生产水平井的水平段均位于油页岩储层中，且所述注汽水平井的水平段位于所述生产水平井的上部，所述注汽直井位于所述注汽水平井的上部；
S2、通过向所述压裂井网中注入压裂液，对所述油页岩储层进行体积压裂改造，形成复杂裂缝网络；
所述复杂裂缝网络指的是由支撑裂缝、天然裂缝和层理剪切滑移缝相互交织形成的立体裂缝网络；
S3、向所述压裂井网中注入高温蒸汽，利用所述生产水平井进行采油。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述生产水平井距离所述油页岩储层底部至少5m；
所述注汽水平井的水平段与所述生产水平井的水平段之间的距离为5～10m；
所述注汽直井与所述注汽水平井之间的距离为5～10m。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：步骤S1中，所述注汽直井采用隔热套管射孔完井方式，所述注汽水平井和所述生产水平井采用筛管完井方式。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于：步骤S2中，采用密切割分段压裂方式注入所述压裂液。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于：步骤S2中，通过监测压裂过程中井下声音和温度的变化判断所述复杂裂缝网络的形成。
6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于：步骤S3中，所述高温蒸汽为大于500℃的过热蒸汽。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的方法，其特征在于：步骤S3中，在向所述注汽直井连续注入所述高温蒸汽的同时，向所述注汽水平井中连续注入所述高温蒸汽，且注入压力大于垂向应力小于垂向应力与岩石抗拉强度之和。
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2020
- 2020-08-27 CN CN202010881713.9A patent/CN111963128A/zh active Pending
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