CN112065343A - 一种页岩油开发注采系统及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩油开发注采系统及方法，通过在页岩油储层中布设含有压裂缝网的注入井，利用超临界水注入系统将超临界水注入到页岩油储层中，超临界水具有高扩散性，可以克服较大的毛细管阻力，进入常规水驱所进入不了的孔隙喉道，从而扩大波及体积，利用超临界水将储层中的矿物成分溶解，对储层进行温和改造，有利于扩大孔隙喉道，为页岩油的流动创造有利条件，利用超临界水的较高的反应活性，可以在短时间内实现页岩油从未成熟或低成熟状态朝成熟状态的转变，还可以将长链分子转化为短链分子等，从而提升页岩油的品质及流动性；本发明能够避免或者减轻页岩油在地面炼化过程中所造成的污染，保护自然环境，减少碳排放。
Description
技术领域
本发明属于能源与环境领域，涉及岩油开发系统，具体涉及一种页岩油开发注采系统及方法。
背景技术
在社会经济高速发展的今天，油气资源作为社会经济发展的“推进剂”，其重要性不言而喻。美国通过“页岩革命”大幅度提升了自己国家的油气自给率，这给众多页岩油气资源储量大国带来了信心与鼓舞。中国陆相页岩油资源储层非均质性强，甜点预测难度较大，热演化程度低，原油可动用性低，流动性较差，对其有效开发具有很大的难度。当前依靠单一的常规水平井体积压裂和常规注地层配伍水开发技术已经不能满足页岩油资源经济高效的开采需求，亟需将当前的各种先进技术相结合，进行综合利用，以期达到降本增效的目的。
页岩油开发利用的工艺技术目前主要基于水平井压裂技术与原位改质技术进行拓展，水平井可以实现储层与井壁接触面积的最大化，更大程度的实现储层与地面连接的基础通道；压裂可以将页岩油储存孔隙与基础通道相连接，减小渗流阻力，形成较好的原油流动通道。原位改质技术可以将储层中页岩油的品相改变，使其从之前的不成熟、低成熟朝向成熟与高成熟转变，并由大分子群体转变为小分子群体，提升原油流动能力；目前关于原位改质的技术主要有电加热改质、对流加热改质、辐射加热改质、燃烧加热改质。目前辐射加热技术仍然处于研发阶段，还不成熟；燃烧加热技术的特点是加热快，能量利用率高，但燃烧控制技术极其复杂；电加热技术特点是加热方式灵活，易于控制，但其耗时长，能量利用率低，以上各种技术虽然可以对页岩油资源在地下多孔介质中的渗流能力起到不同程度的提升作用，但对于提高原油采收率方面依然有很大的局限。
现阶段国内外针对于页岩油的开发技术依然存在着诸多局限性，诸如对页岩油储层经过单一压裂后，若不采取其它有效开采措施，产量递减速率较快；原位改质热效率低，周期长，原位改质结果与预期相差甚远。因此急需根据不同的储层特点寻找到与之匹配的开采技术，实现页岩油的经济高效动用。现有的流体加热原位改质技术中的流体使用温度低于374摄氏度的亚临界水或水蒸气以及空气、二氧化碳、烃类气体、有机溶剂等等，对页岩油储层孔隙作用有限。
发明内容
本发明的目的在于提供一种页岩油开发注采系统及方法，以克服现有技术的局限与不足，本发明能够利用超临界水高溶解的特性使其溶解大量有机质，在油气开采过程中可以与油气发生混相，增大洗油效率，从而进一步提升原油采收率。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种页岩油开发注采系统，包括注入井、采油井和超临界水注入系统，注入井和采油井均位于页岩油储层中，注入井位于采油井下端，注入井和采油井中均设有压裂缝网，超临界水注入系统的注入管道连通于注入井水平段。
进一步的，超临界水注入系统包括高压计量泵和超临界水发生器，高压计量泵的输入端连通去离子水源，高压计量泵的输出端连通超临界水发生器的输入端，超临界水发生器的输出端通过注入管道连通至注入井水平段。
进一步的，超临界水发生器连通注入井水平段的注入管道上连通有旁路管路，旁路管路上设有安全调节装置，注入管道上设有储层措施调节装置。
进一步的，安全调节装置包括设置于管路上的安全阀和背压阀，储层措施调节装置包括连通于注入管道的储料仓和高压泵。
进一步的，超临界水发生器与注入井连通管路为高压保温管路。
进一步的，超临界水注入系统与注入井水平段连通的注入管道上设置有回采管路。
进一步的，还包括在线监测系统，在线监测系统连接有流量监测器、压力监测和温度检测器，流量监测器、压力监测和温度检测器布设于注入井、采油井和超临界水注入系统之间的连接管路上。
一种页岩油开发注采方法，包括以下步骤：
步骤1)、在页岩油富集区的目标储层中进行完井作业，建立注入井；
步骤2)、对注入井进行压裂作业；
步骤3)、将超临界水注入系统通过注入管道连通至注入井；
步骤4)、利用超临界水注入系统将超临界水注入注入井中，完成超临界水注入后对注入井进行焖井作业；
步骤5)、焖井作业结束后打开连通注入井的管路进行采油作业。
进一步的，根据页岩油富集区的目标储层油藏数值进行完井作业，同时建立注入井和采油井，采油井开设于注入井上端。
进一步的，将超临界水注入系统通过注入管道连通至注入井，根据注入井开采要求的超临界水注入压力和注入总量参数，通过超临界水注入系统制备超临界水至注入井内，注入过程中关闭注入井连通外界阀门，待到注入储层中的超临界水总量达到设计总量时，关闭连通注入井的所有阀门，进行焖井作业，焖井作业结束后打开连通注入井的管路进行采油作业。
与现有技术相比较，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明一种页岩油开发注采系统，包括注入井、采油井和超临界水注入系统，注入井和采油井均位于页岩油储层中，注入井位于采油井下端，注入井和采油井中均设有压裂缝网，超临界水注入系统的注入管道连通于注入井水平段，通过在页岩油储层中布设含有压裂缝网的注入井，利用超临界水注入系统将超临界水注入到页岩油储层中，超临界水具有高扩散性，可以克服较大的毛细管阻力，进入常规水驱所进入不了的孔隙喉道，从而扩大波及体积，利用超临界水将储层中的矿物成分溶解，对储层进行温和改造，有利于扩大孔隙喉道，为页岩油的流动创造有利条件，利用超临界水的较高的反应活性，本身携带有大量的热，可以在短时间内实现页岩油从未成熟或低成熟状态朝成熟状态的转变，还可以将长链分子转化为短链分子等，从而提升页岩油的品质及流动性；本发明可以有效解决页岩油开发效率低、开发成本高的问题；可改善页岩油储层孔隙的渗透率，由于超临界水携带大量的热量，热能利用率高，可以在相对短的时间内完成从干酪根到页岩油的热演化过程，并且在地下实现页岩油的轻质化，从而避免或者减轻页岩油在地面炼化过程中所造成的污染，保护自然环境，减少碳排放。本发明充分利用超临界水的优异的物理化学性质，利用其高扩散的特性使其进入液态水和水蒸气所进入不了的纳米级孔隙吼道，增大有效波及体积，从而进一步提升原油采收率，利用其高溶解的特性使其溶解大量有机质，在油气开采过程中可以与油气发生混相，增大洗油效率，从而进一步提升原油采收率，利用其高反应的特性可以使油类物质分子中的C-C键结合能大幅度降低，多碳环芳烃的开环自由能降低70％以上，综合以上以达到页岩油高效开发利用的目的。
本发明一种页岩油开发注采方法，通过将超临界水注入到储层中，使超临界水与储层中的有效组分充分接触反应，超临界水可以与油气发生混相，实现最大洗油效率，页岩油储层中有机质的固相组分会在超临界水的作用下变成液相或气相，使其具备一定的被驱替潜力；对注入井进行压裂作业，使得超临界水可以最大程度以及最高效的到达储层中的孔隙喉道，进而增强超临界水对页岩油储层的改质规模及改质效果，提升页岩油采收率。
附图说明
图1为本发明实施例中结构示意图。
其中，1-去离子水源；2-高压计量泵；3-超临界水发生器；4-安全调节装置；5-储层措施调节装置；6-注入井；7-采油井；8-页岩油储层；9-在线监测系统；10-信号传输管道；11-压裂缝网；12-流量监测器；13-压力监测器；14-温度检测器；101-第一阀门；201-第二阀门；301-第三阀门；302-第四阀门；303-第五阀门；501-第六阀门；502-第七阀门；701-第八阀门。
具体实施方式
下面结合附图对本发明进行进一步详细说明。以下仅为该发明的一个特殊案例，是一套注采系统对应水平井工厂，实际开发情况中，可多套注采系统对应井工厂。井工厂的出发点在于有效沟通外界与储层中的页岩油富集区，井型变化可多样化，因此本发明的具体实施方式不应仅局限于此阐述。
一种页岩油开发注采系统，包括注入井6、采油井7和超临界水注入系统，注入井6和采油井7均位于页岩油储层8中，注入井6位于采油井7下端，注入井6和采油井7中均设有压裂缝网11，超临界水注入系统的注入管道连通于注入井6水平段，压裂缝网11经过压裂改造形成，对压裂缝网的重要参数指标，如缝长，缝宽进行设计并通过数值模拟进行优化选取施工参数；根据优化设计步骤所得出的结果，利用压裂泵车对页岩油储层进行压裂作业，压裂缝网11呈波浪形垂直于注入井6和采油井7开设方向设置。水平井的数量与位置需综合考虑储层开发可行性、经济性、高效性，要尽可能使水平井有效沟通储层中的页岩油富集区，形成精准入靶的井工厂。
超临界水注入系统包括高压计量泵2和超临界水发生器3，高压计量泵2的输入端连通去离子水源1，高压计量泵2的输出端连通超临界水发生器3的输入端，超临界水发生器3的输出端通过注入管道连通至注入井6水平段。
超临界水发生器3连通注入井6水平段的注入管道上连通有旁路管路，旁路管路上设有安全调节装置4；安全调节装置4包括设置于管路上的安全阀和背压阀，目的在于超临界水制备阶段进行憋压以及预防紧急情况发生后，切断所生成的超临界水与外界空气环境的通道，亦可在注入管路发生危险时打开该安全调节装置4进行分流。
注入管道上设有储层措施调节装置5，储层措施调节装置5用于调驱剂、堵水剂、缓蚀剂、防腐剂或表面活性剂的注入；储层措施调节装置5包括储料仓和高压泵，储料仓用于囤积措施试剂，高压泵的选择可根据开发区块地层压力进行甄选，目的在于将措施试剂有效打入地层。
实施例：
如图1所示，去离子水源1的出口端与高压计量泵2的入口端通过高压水输送管道相连接，高压水输送管路上装有第一阀门101，用于去离子水源1与高压计量泵2之间的通断控制；高压计量泵2的出口端与超临界水发生器3的入口端通过隔热保温高压水输送管道相连接，隔热保温高压水输送管道上装有第二阀门201，用于高压计量泵2与超临界水发生器3之间的通断控制，超临界水发生器3出口端连接有保温隔热主管道，保温隔热主管道上连通有一路旁路管道，保温隔热主管道作为注入管道连通至注入井6水平段，在保温隔热主管道上设置第三阀门301；在旁路管道设置第四阀门302，在注入管道设置第五阀门303；在旁路管道第四阀门302之后设置安全调节装置4，在注入管路第五阀门303之后设置储层措施调节装置5；
在储层措施调节装置5与注入井注入管路井口处设置第六阀门501，在储层措施装置5和第六阀门501之间设置一条回采管路，回采管路上设置第七阀门502，注入井6处于储层8之中，注入管路延伸至注入井群6水平段。采油井7水平段位于注入井群6上方，连通采油井7的管道上位于井口处设置第八阀门701，采油井7的采油方式为机械采油、气举采油或电潜泵采油。
本申请还设置有在线监测系统9，在工作状况下对整个系统进行在线监测，在线监测系统9连接有温度传感器和压力传感器，具体布设位置如图1所示，在超临界水发生器3与第三阀门301之间设置流量监测器12、压力监测13和温度检测器14；在注入管路上设置压力监测器13和温度检测器14；高压计量泵2与第二阀门201之间设置有流量监测器；压力监测和温度检测器不局限于上述所述位置，可根据矿场具体情况灵活设置；压力监测、温度检测器和流量监测器的信号通过信号传输管道10传送到在线监测系统9。
系统中所有管路抗压强度均不低于40MPa，超临界水发生器之后到注入井井底之间的所有管路材料均为兼具有保温隔热效果的管材，减少热量损失，尽可能的让热量集中作用于储层中页岩油富集区。
超临界水发生器3包括可控功率加热系统和温度监测及反馈系统，可控功率加热系统用于将去离子水源中输送来的高压水加热，温度监测及反馈系统的目的在于将水加热至事先设定好的温度时会有一个暂停机制，避免生成的超临界水温度超过工况所需温度，对生产造成影响。
在线监测系统9由若干个温度、压力传感器，流量计，数据采集模块和处理模块组成，主要是对整个开采系统中各个关键部位的温度、压力、流量数据进行监测采集，起到指导生产、安全预警的作用。
本发明中注入井和采油井中的个体不局限于水平井，还可以为竖直井、分支井、蜂窝状井和定向井，或以上各种类型井的组合，主要目的是精确且高效沟通储层中页岩油富集区与外界地面环境。页岩油包括中低成熟度页岩油、中高成熟度页岩油。
基于上述页岩油开发注采系统的页岩油开发注采方法，包括以下步骤：
第一步：前期勘探，在目标矿区进行探井作业，根据探井取芯情况确定所开发区域地质条件，如地层应力、矿物组成、含油率、孔隙度、渗透率和储层敏感性，科学判断页岩油富集区所在层位，确定具有工业开采价值的区域。
第二步：确定页岩油富集区所处位置之后，在井工厂建设之前，以经济性和可行性为基础，需要进行井位设计，井数量设计，进行油藏数值模拟，优化得到最佳井工厂建设数据，包括井位，井型，井数量等；
应该理解的是，井工厂可指单口井，也可指多口井，应以目标储层中页岩油高效开采这一目的来布置的井为准。
第三步：进行井工厂建设施工，根据第二步所得到的理论进行指导钻井作业，完成地下钻井施工与地面井场建设工作以及相关管路铺设工作。
第四步：进行完井作业，根据第一步所获得的储层信息选取相应的完井措施，进行试油，试油目的是确保完井位置准确；
第五步：试油结束后对注入井进行压裂作业，压裂作业前需要对注入井进行数值模拟，对压裂位置，缝网结构、缝长和缝宽进行最优化选取；
第六步：超临界水的制备，准备好充足的去离子水水源，依次打开第一阀门101，打开第二阀门201，打开第三阀门301，打开第四阀门302，关闭第五阀门303，打开在线监测系统9，根据工况需求设置好高压计量泵2的流量，打开高压计量泵2，让去离子水贯穿整个旁路管道，待到旁路管道出口出水且升压至所需超临界工况压力时，打开超临界水发生器3，调节加热系统，使水温升高至所需超临界工况温度，获得所需超临界工况条件且稳定的超临界水流体。
第七步：将超临界水注入储层，关闭井场中的独立采油井，然后依次打开第六阀门501，关闭第七阀门502，打开第五阀门303，关闭第四阀门302，将超临界水通过注入管路注入到注入井6中，待到注入储层中的超临界水总量达到设计总量时，打开第四阀门302，关闭第五阀门303，关闭第六阀门501，关闭超临界水发生器3，关闭高压计量泵2，进行焖井作业，焖井的目的在于注入储层的超临界水可以与页岩油有足够的时间相互接触反应，使储层弹性能量升高，要理解的是，页岩油储层一般较为致密，渗透率极低，油品流动性较差，因此对于注入井和采油井分离，且井距较大的情况下，在开采初期不宜实施连续注采，需选取井场中的注入井进行同注同采，也可理解为注入井吞吐开采。
一条超临界水注入管路既可对应一口注入井，也可对应多口注入井，取决于当时超临界水发生器的超临界水的发生量是否能够满足多口注入井的需求。
第八步：进行采油，对于同注同采的情况，焖井结束后，打开第六阀门501，打开第七阀门502，利用储层弹性能量将页岩油开采出来。对于分离注采情况，焖井结束后直接打开第八阀门701，独立采油井进行采油。对于注入井和采油井井距较小的情况，则可直接实施连续注采。
具体的，所述超临界水发生步骤包括增压步骤和升温步骤，所述增压步骤是将水源中的水通过增压泵泵至超临界水发生器中，使压力超过临界压力22.1-30MPa,所述升温步骤是指超临界水发生器中作用于水的温度升高到超过临界温度374-700℃。
所述注入步骤是将所述超临界水发生步骤中所产生的超临界水通过安置在注入井中的保温隔热油管注入储层，所述采出步骤又可分为单井同注同采或分井注采，单井同注同采是指注入井和采出井是同一口井，分井注采是指注入井和采出井非同一口井。
超临界水发生步骤中，水源中的水通过增压泵增压至22.1-30MPa,增压后的高压水通过超临界水发生器升温至374-700℃。
在注入步骤前，超临界水发生步骤中应该关闭注入管道，打开旁路管道，进行超临界水发生制备工作，待到旁路管道中的超临界水达到生产工况所需的超临界水条件时，打开注入通道，关闭旁路管道。
注入管道地面部分也配备有调节装置，该调节装置主要起安全保障作用，还可以实施调驱剂、堵水剂、缓蚀剂、防腐剂和表面活性剂的注入，针对不同井采取相应的增产措施。
在超临界水注采措施之前还要进行一些准备工作和前期研究。
在实施超临界水注采措施之前，要对储层进行精细化分，判断选取适合超临界水注采的层位及注入点，例如正韵律储层和反韵律储层其最佳注入层位和注入点会有较大差异；根据储层散热状况精确计算超临界水的注入温度、注入压力、注入总量等。
对于同注同采的情形，要在试油阶段根据初期开采情形及时判断是否需要实施周期注采，如若需要，则在全面实施超临界水注采措施之前，针对钻井作业所产出的岩心进行室内模拟实验分析，对注入量、注入时长、注入频率、焖井时长等影响周期注采效果的因素进行最优化研究。对于分井注采的情形，在开采初期可尝试连续驱替开采，随着开采的不断进行，如若产量递减速率增快，从经济性考虑，同样需要实施周期注采方式，可节省大量人力物力资源。
对生产井所产页岩油进行分析，对原油产量及改质效果进行评价。
本发明兼具当前页岩油开发所采用的多项技术的优点，本发明充分利用超临界水的优异的物理化学性质，利用其高扩散的特性使其进入液态水和水蒸气所进入不了的纳米级孔隙吼道，增大有效波及体积，从而进一步提升原油采收率，利用其高溶解的特性使其溶解大量有机质，在油气开采过程中可以与油气发生混相，增大洗油效率，从而进一步提升原油采收率，利用其高反应的特性可以使油类物质分子中的C-C键结合能大幅度降低，多碳环芳烃的开环自由能降低70％以上，综合以上以达到页岩油高效开发利用的目的；较当前的页岩油开发手段而言，从可行性、经济性和高效性出发均具有较大优势。本发明具有广阔的应用前景，对页岩油、致密油的开发具有较高的应用价值，当然不仅仅局限于页岩油和致密油资源的开发，对于资源赋存固体骨架较为致密，或热需求较高，或通过热反应可改变活性等等的一系列地下资源均具有开发潜力。
Claims (10)
1.一种页岩油开发注采系统，其特征在于，包括注入井(6)、采油井(7)和超临界水注入系统，注入井(6)和采油井(7)均位于页岩油储层(8)中，注入井(6)位于采油井(7)下端，注入井(6)和采油井(7)中均通过压裂形成压裂缝网(11)，超临界水注入系统的注入管道连通于注入井(6)水平段。
2.根据权利要求1所述的一种页岩油开发注采系统，其特征在于，超临界水注入系统包括高压计量泵(2)和超临界水发生器(3)，高压计量泵(2)的输入端连通去离子水源(1)，高压计量泵(2)的输出端连通超临界水发生器(3)的输入端，超临界水发生器(3)的输出端通过注入管道连通至注入井(6)水平段。
3.根据权利要求1所述的一种页岩油开发注采系统，其特征在于，超临界水发生器(3)连通注入井(6)水平段的注入管道上连通有旁路管路，旁路管路上设有安全调节装置(4)，注入管道上设有储层措施调节装置(5)。
4.根据权利要求3所述的一种页岩油开发注采系统，其特征在于，安全调节装置(4)包括设置于管路上的安全阀和背压阀，储层措施调节装置(5)包括连通于注入管道的储料仓和高压泵。
5.根据权利要求1所述的一种页岩油开发注采系统，其特征在于，超临界水发生器(3)与注入井(6)连通管路为高压保温管路。
6.根据权利要求1所述的一种页岩油开发注采系统，其特征在于，超临界水注入系统与注入井(6)水平段连通的注入管道上设置有回采管路。
7.根据权利要求1所述的一种页岩油开发注采系统，其特征在于，还包括在线监测系统(9)，在线监测系统(9)连接有流量监测器(12)、压力监测(13)和温度检测器(14)，流量监测器(12)、压力监测(13)和温度检测器(14)布设于注入井(6)、采油井(7)和超临界水注入系统之间的连接管路上。
8.一种基于权利要求1所述页岩油开发注采系统的页岩油开发注采方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1)、在页岩油富集区的目标储层中进行完井作业，建立注入井；
步骤2)、对注入井进行压裂作业；
步骤3)、将超临界水注入系统通过注入管道连通至注入井；
步骤4)、利用超临界水注入系统将超临界水注入注入井中，完成超临界水注入后对注入井进行焖井作业；
步骤5)、焖井作业结束后打开连通注入井的管路进行采油作业。
9.根据权利要求8所述一种页岩油开发注采方法，其特征在于，根据页岩油富集区的目标储层油藏数值进行完井作业，同时建立注入井和采油井，采油井开设于注入井上端。
10.根据权利要求8所述一种页岩油开发注采方法，其特征在于，将超临界水注入系统通过注入管道连通至注入井，根据注入井开采要求的超临界水注入压力和注入总量参数，通过超临界水注入系统制备超临界水至注入井内，注入过程中关闭注入井连通外界阀门，待到注入储层中的超临界水总量达到设计总量时，关闭连通注入井的所有阀门，进行焖井作业，焖井作业结束后打开连通注入井的管路进行采油作业。
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