CN112031723B - 一种电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法。该方法从储层底部向上钻进交错分布的多排水平井，从下往上依次作为加热井排和生产井排；在加热井中下入电加热器、封隔器和压力监测装置等，向生产井中下入举升设备；并通过加热井向储层注入氢气，以实现电加热辅助加氢裂解干酪根，从而开发页岩油。本发明的方法可有效提高热传导的加热范围，改善产出流体的性质，改善页岩油的开发效果。

Description

一种电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法

技术领域

本方法属于页岩油的开发技术领域；具体涉及一种电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法。

背景技术

油页岩(oil shale)是一种富含有机质(通常约15％～50％)、高灰分(>40wt.％)的腐泥质、腐殖质或混合型有机和无机矿物质构成的可燃性沉积岩，密度在1.4～2.7g/cm³之间。油页岩中含两种有机质：一为沥青，可溶于有机溶剂，其相对含量很少，约占有机质的百分之几；另一种为不溶于有机溶剂的高分子聚合物，称为油母质(或干酪根，kerogen)。国际上把每吨含油率大于3.5％的页岩称为油页岩，多数油页岩含天然石油3.5％～15％，少量的高达20％以上，一般有机质含量在5％以上才有工业价值，发热量在4186.8～16747.2KJ/kg。全球油页岩资源十分丰富，资源储量约10万亿吨，资源储量超过10亿吨的国家有美国、俄罗斯、扎伊尔、巴西、摩洛哥、约旦、澳大利亚、爱沙尼亚和中国等，总量约3741亿吨，占全世界页岩油资源总量的78.76％。按矿床生成的地质年代主要分布于古生代的寒武纪、奥陶纪、志留纪、泥盆纪、石炭纪、二叠纪，中生代的三叠纪、侏罗纪、白垩纪和新生代的第三纪等，以陆相成因为主。大型油页岩矿床生成年代主要以新生代的第三纪为主，如美国绿河盆地、中国松辽盆地、澳大利亚斯图阿特等。

油页岩资源通过热加工技术提取页岩油，是油页岩开发利用的有效手段。热解也称为干馏或热分解，是指热解物在隔绝空气的条件下进行加热，在不同的温度下发生一系列的物理变化和化学反应的复杂过程，得到页岩油气和残渣。热解工艺是获得页岩油的关键。

油页岩热解制油工艺可分为地上热解法和地下热解法。地面热解工艺是指油页岩经露天开采或井下开采，送至地面，经破碎筛分至所需的粒度或块度，进入干馏炉内进行热解，以获取页岩油气和残渣的过程。油页岩地面干馏技术成熟，但存在利用率低、高污染、规模小、成本高，干馏炉产生大量废渣，占用土地，不易处理等问题。

在此背景下，提出了原位热解工艺，原位热解工艺是指直接对地下的油页进行加热，收集产出的油气输送到地面，冷凝获得页岩油和不凝气的新技术。原位热解工艺(insitu retorting)开采页岩油不需要进行采矿和建设大型的尾气处理设施，可开发深层、高厚度的油页岩资源，具有产品质量好、采油率高、占地面积少和环保等优点，国内外进行了大量研究，目前处于工业试验阶段。

按照加热方式，可将油页岩原位开采技术分为传导加热、对流加热、辐射加热等十余种技术。

油页岩原位热解技术需要解决以下3个问题：①干酪根须转化为可流动的液态油气石油和热解气。即在地下一定区域提供足够的热量，保证高温分解在合理的温度、时间内发生以完成转化过程；②对包裹干酪根的致密的低渗透油页岩层进行压裂造缝，以增加渗透性；③干馏后滞留在地下的油页岩残渣不污染环境。

以上三种技术中，传导加热速度慢，易造成热量损失，成本较高，且由于油页岩的热膨胀，致使部分裂缝闭合，降低了油页岩的渗透性，从而降低了油气的采收率。相比之下，对流加热油页岩速度较快，但不容易控制，由于流体压力的作用，裂缝一般不会闭合，油气的导出速度较快，但容易形成流体的短路。射频加热穿透力强，加热速度较快，但成本较高，技术难度较大。由于油页岩地层的低渗透，为了干馏气体顺利导出，需对油页岩地层进行压裂，增加其孔隙度和渗透率，以提高页岩油的采收率。

发明内容

基于以上背景技术，本发明提供一种电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法，该方法可有效提高热传导的加热范围，改善产出流体的性质，改善页岩油的开发效果。

为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：

一种电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法，包括以下步骤：

1)筛选目标层。

优选地，所述目标层的筛选标准包括：深度小于2000m，厚度大于10m，TOC(TotalOrganic Carbon，总有机碳)>6％，0.5％<Ro(镜质体反射率)<1％，区域内没有断层。

2)按照垂直于最大主应力方向，在距离目标层底部上方第一距离处钻进一排平行的多口水平井；然后在距离该排水平井上方第二距离处钻进一排平行的多口水平井；根据目标层位厚度，继续在垂直方向上重复平行部署多排水平井，以完全控制整个目标层；所有水平井以割缝筛管完井。

优选地，所述第一距离为1～2m。

优选地，所述第二距离为5～9m。

优选地，每排内的井距为5～10m。

优选地，所述水平井长度300～1000m。

优选地，相邻上下两排的水平井错开排布；例如上一排中的一口井位于下一排对应的两口井的中间。

3)将最下一排水平井作为加热井，下入电加热器、封隔器和压力监测装置；向上相邻一排水平井作为生产井，下入举升设备；其他井排依次类推，交错为加热井和生产井。

优选地，所述电加热器功率在100KW以上，长度与水平井的水平段长度相当，为恒温加热。

4)在加热井内下入氢气注入管线。

5)通过氢气管线向目的层加热井附近注入氢气，保持油藏压力系数为0.8～1.2；在封隔器上方井筒内补充氮气保持压力系数在0.6～1.0，防止封隔器失效。

6)观察生产井套管中套压升高情况，邻近生产井中若有套压升高0.5MPa以上，并且氢气浓度>5％，即开始打开电加热器加热，保持加热器温度在400～450℃。

7)观察生产井井底温度变化情况，若生产井井底温度上升至100℃以上，则停止注入氢气，若生产井套压在停止注氢气后仍继续上升，打开生产井持续生产。

优选地，若生产井套压在停止注氢气后没有继续上升，则继续加热，等待生产井套压上升，然后打开生产井持续生产。

8)生产井底压力显示和注入井底压力相差不超过0.5MPa时，且日产油量低于0.2t/d时停止生产，操作过程停止。

在上述电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法中，优选地，在生产井内开展鱼骨井钻井，钻成3～5m的分支，并保证加热井和生产井的分支终点距离不小于2m，提高加热井和生产井之间的驱替效率。

在上述电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法中，优选地，该方法还包括：停止注入氢气之后，向加热井注入氮气或CO₂驱替已经加热的页岩油，提高生产井效率。

在上述电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法中，优选地，若储层渗透率极低(<0.1mD)，对储层进行压裂操作后再进行钻井。采用分段体积压裂、水力压裂和CO₂压裂均可，水力压裂可以借助地层中存留的压裂液，在加热条件下气化，提高页岩内部压力；CO₂压裂同样可以在加热条件下，保持页岩内部高压力。

本发明提供的电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法与现有的页岩油开发方法相比具有较大改进：1)电加热器保持在400℃～450℃加热，不会引起页岩油进一步的裂化，保证产出液态油最大化；2)注入的氢气在较高压力下和原油具有较长的接触时间和较高的温度，对原油中不成熟物质具有明显改质作用，节约加热时间，提高提高转化效率；3)注入的氢气对加热的页岩油有驱替作用，能够明显促进页岩油向生产井的流动；4)注入的氢气可以促进加热井和地层之间的热对流，提高加热效率，促进均匀加热；5)与地面加氢炼化工艺不同，泥岩里面有丰富的金属元素可以作为催化剂，从而促进油藏内原油的转化。

附图说明

图1为实施例1电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法中井网部署示意图。

图2为实施例1电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法中加热井井筒结构示意图。

附图标记说明：

1-加热井排，2-生产井排，3-加热控制电缆，4-氢气注入管线，5-套管，6-封隔器，7-电加热器，8-储层顶，9-储层底。

具体实施方式

为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。

实施例1

本实施例提供了电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法在目标储层中的应用。

储层性质介绍：

油藏储层埋深在930m，储层有效厚度为20.0m，储层分布连续稳定，TOC 10％，Ro0.8％，区域内没有断层。储层内部无隔夹层，储层上部有较好盖层。

电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法生产的过程为：

1)根据储层地质特征与开发现状，进行初评价。

该油藏满足以下条件：储层较深为930m，储层有效厚度为20.0m，储层分布连续稳定，TOC 10％，Ro 0.8％，区域内没有断层。储层内部无隔夹层，储层上部有较好盖层。符合该技术筛选标准。

2)按照附图1方式在储层中部署井网，按照垂直于最大主应力方向，在距离储层底9上方1-2m处平行钻进10口水平井，水平井长度400m，井距8m。距离这排水平井上方5m处错开4m平行部署另外9口水平井，相邻两口水平井之间距离8m，在该排水平井上方5m处继续部署10口加热井，两井之间距离8m，该排井上方5m处继续部署9口生产井，井距8m；如此一次部署，直至储层顶8。

3)结合图1和图2所示，在靠近油藏底部的一排水平井，下入功率为120kw的电加热器7，作为加热井排1，电加热器7连接有加热控制电缆3；下入高效耐温封隔器6，压力传感器等。上面一排相邻水平井下入举升设备作为生产井排2。其他井排依次类推。如图1中的加热井排1和生产井排2的分布。

4)在加热井内下入氢气注入管线4。

5)通过氢气注入管线4向目的层加热井井底注入氢气，保持压力9.0MPa。在封隔器6上方井筒内补充氮气保持压力9MPa，防止封隔器6失效和氢气泄漏。

6)观察生产井套管5中套压升高情况，60天后，邻近生产井中套压升高0.6MPa以上，并且套管气氢气浓度6％，即开始打开电加热器加热，保持加热器温度在400℃。

7)观察生产井井底温度变化情况，若生产井井底温度上升至100℃以上，则停止注入氢气，若生产井套压在停止注氢气后仍继续上升，则打开生产井持续生产。

8)生产20天之后，生产井底压力显示和注入井底压力相差不超过0.3MPa时，日产油量0.1t/d时停止生产，操作过程停止。

整个过程累积产出原油12万吨，计算可得采出程度在60％左右。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (12)

1.一种电加热辅助加氢裂解干酪根的开发页岩油的方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)筛选目标层；

2)按照垂直于最大主应力方向，在距离目标层底部上方第一距离处钻进一排平行的多口水平井；然后在距离该排水平井上方第二距离处钻进一排平行的多口水平井；根据目标层位厚度，继续在垂直方向上重复平行部署多排水平井，以完全控制整个目标层；所有水平井以割缝筛管完井；

3)将最下一排水平井作为加热井，下入电加热器、封隔器和压力监测装置；向上相邻一排水平井作为生产井，下入举升设备；其他井排依次类推，交错为加热井和生产井；

4)在加热井内下入氢气注入管线；

5)通过氢气管线向目的层加热井附近注入氢气，保持油藏压力系数为0.8～1.2；在封隔器上方井筒内补充氮气保持压力系数在0.6～1.0，防止封隔器失效；

6)观察生产井套管中套压升高情况，邻近生产井中若有套压升高0.5MPa以上，并且氢气浓度>5％，即开始打开电加热器加热，保持加热器温度在400～450℃；

7)观察生产井井底温度变化情况，若生产井井底温度上升至100℃以上，则停止注入氢气，若生产井套压在停止注氢气后仍继续上升，打开生产井持续生产；

8)生产井底压力显示和注入井底压力相差不超过0.5MPa时，且日产油量低于0.2t/d时停止生产，操作过程停止。

2.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，步骤1)中，所述目标层的筛选标准包括：深度小于2000m，厚度大于10m，TOC>6％，0.5％<Ro<1％，区域内没有断层。

3.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，步骤2)中，所述第一距离为1～2m。

4.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，步骤2)中，所述第二距离为5～9m。

5.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，步骤2)中，每排内的井距为5～10m。

6.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，步骤2)中，所述水平井长度300～1000m。

7.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，步骤2)中，相邻上下两排的水平井错开排布。

8.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，所述电加热器功率在100KW以上，长度与水平井的水平段长度相当，为恒温加热。

9.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，步骤7)中，若生产井套压在停止注氢气后没有继续上升，则继续加热，等待生产井套压上升，然后打开生产井持续生产。

10.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，在生产井内开展鱼骨井钻井，钻成3～5m的分支，并保证加热井和生产井的分支终点距离不小于2m，提高加热井和生产井之间的驱替效率。

11.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，该方法还包括：停止注入氢气之后，向加热井注入氮气或CO₂驱替已经加热的页岩油，提高生产井效率。

12.根据权利要求1所述的开发页岩油的方法，其特征在于，若储层渗透率<0.1mD，对储层进行压裂操作后再进行钻井。

Images