CN115773098A - 煤层和油层叠合区地下煤制气与提高油层采收率的联合开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于煤炭地下气化(Underground Coal Gasification，简称UCG)和油藏注二氧化碳气体驱油提高采收率(EOR)技术领域，具体涉及煤层和油层叠合区地下煤制气与提高油层采收率的联合开采方法。所述方法包括(1)选区；(2)建立气化炉；(3)贯通气化通道；(4)点火气化；(5)粗煤气分离；(6)二氧化碳埋存驱油等步骤；在实现煤炭资源和衰竭油藏资源高效利用的同时，进一步提高了经济效益。解决了老油区现有的煤炭资源不能有效气化动用，同时还需大量购入二氧化碳气体用于驱油，经济效益较差的技术问题。
Description
技术领域
本发明属于煤炭地下气化(Underground Coal Gasification，简称UCG)和油藏注二氧化碳气体驱油提高采收率(EOR)技术领域，具体涉及煤层和油层叠合区地下煤制气与提高油层采收率的联合开采方法。
背景技术
在沉积盆地中，煤层和油层往往叠合发育，纵向上属于不同的地质年代。在油田开发钻井过程中，经常能钻遇一定厚度的煤层。由于矿权和开采技术等问题，油田企业只对油层进行开采，煤层资源一直未得到有效动用。近年来，随着理论研究深入和装备技术的进步，煤炭地下气化技术(Underground Coal Gasification，简称UCG)在现场得到了成功应用。其原理是通过适当的工艺技术，将地下的煤在原位进行有控制的燃烧，产生甲烷、氢气和一氧化碳等可燃气体和二氧化碳、氮气等燃烧尾气的过程，是集建井、采煤、气化三大工艺于一体的煤炭清洁开发利用技术。油田老区随着开采年限增加，老井产量逐渐下降，含水超过90％以上，濒临停产废弃。采用注二氧化碳气体驱油提高采收率(EOR)是切实可行的技术，但存在二氧化碳气源短缺，注入成本高等问题，制约了该项技术的应用。在油田老区，利用现有的油井设施开展煤层地下气化，可进一步提高油田效益，同时采出的二氧化碳、氮气等组分还可用于回注油层，部分埋存于地下并起到提高老油区采收率的作用。
目前针对单一煤层的煤炭地下气化技术和单独的油田二氧化碳驱油技术均有公开文献报道，中国专利申请专利CN101864941A公开一种煤炭地下气化技术：利用浅层煤炭地下气化技术与采油直井、水平井结合技术，进行深层地下气化的：超深层煤炭地下气化技术；该深层煤炭地下气化技术：根据地质情况在深层气化的煤层中设计一条主轴线为无限长和持续延伸；燃烧一条深层通道；燃烧通道建立好后，东西两侧打水平井，并安装耐高温可移动伸缩式点火器、注蒸汽水管、注富氧专用管道装置；然后通过空压机压力采用丁烷和电点火，双向同时燃烧，产生煤气；该深层煤炭地下气化技术，利用浅层煤炭地下气化技术与直井、水平井结合技术，进行深层地下气化；使深层煤炭得到充分利用，让这部分煤炭资源发挥作用，开采成本低；通过多联产回收、回注技术，彻底实现能源绿色化、零排放。以及中国专利申请CN104594873A公开一种煤炭地下气化炉及气化方法以及论文《煤炭地下气化面临的挑战与技术对策》(煤炭科学技术，2020.12)对气化炉的建造，关键工艺技术等均有论述。论文《我国二氧化碳捕集和驱油发展现状及展望》(当代石油化工，2020.12)以及论文《再论CO2驱提高采收率油藏工程理念和开发模式的发展》(油气藏评价与开发，2020.06)对二氧化碳驱油机理和气源捕集与注入工艺流程均有详细论述。
现有技术中，煤炭地下气化项目基本上是在煤炭资源富集区采用新钻井建立气化炉的方式开展，气化通道贯通方式易造成氧气突破的安全隐患，且采出气中分离的二氧化碳直接放空排放，导致项目经济效益差，环保压力大等问题。另一方面，油田企业大量老油田濒临报废，油井无法重复利用，叠合区的煤炭资源未得到有效动用，同时还需要外购大量二氧化碳用于提高油田采收率，也存在经济效益差，资源和设施未实现充分利用的问题。
本发明利用油田老井建立气化炉的模式以及用采出粗煤气分离后的二氧化碳就地注入油层埋存驱油的联合开采方式，在实现煤炭资源和衰竭油藏资源高效利用的同时，进一步提高了经济效益。利用老井建气化炉、侧钻水平井完井方式、气化通道的贯通方式、二氧化碳就地利用方式解决老油区现有的煤炭资源不能有效气化动用，同时还需大量购入二氧化碳气体用于驱油，经济效益较差的技术问题。
发明内容
为克服以上技术问题，本发明提供了一种煤层和油层叠合区地下煤制气与提高油层采收率的联合开采方法，在实现煤炭资源和衰竭油藏资源高效利用的同时，进一步提高了经济效益。解决了老油区现有的煤炭资源不能有效气化动用，同时还需大量购入二氧化碳气体用于驱油，经济效益较差的技术问题。
为实现以上目的，本发明提供的技术方案如下：
一种煤层和油层叠合区地下煤制气与提高油层采收率的联合开采方法，包括以下步骤：
(1)选区：在已进入开发后期濒临废弃的油田老区，根据前期钻井和测井的资料，选择煤层发育厚度在5m以上的有利区块，开展煤炭地下气化；
(2)建立气化炉：将处于气化区的相邻油井两两组合，其中一口井做为煤炭气化的注入井，另一口为采气井；封堵气化区老油井的油层，在老井煤层和油层中间部位采用桥塞座封并注入水泥灰塞的方式实现可靠的分隔；注入井采用开窗侧钻的方式沿煤层底部钻水平井，水平井的B点(即水平钻井轨迹的末端，也称为“脚尖”)钻至距采气井5-10m完钻，采气井用射孔方式射开煤层部位，与注入井形成一个“U”形气化炉；
(3)贯通气化通道：采用水力微压裂方式在B点和采气井间形成微裂缝，保持渗流阻力；
目前常用的贯通方式有火力(燃烧)贯通、爆破贯通、电力(电弧击穿)贯通和水力压裂贯通等几种，都存在贯通通道内较大的裂缝发育现象，随着注气压力和气量的增大，存在氧气突破进入生产井的安全问题。本发明在点火前，采用水力微压裂方式在B点和采气井间形成微裂缝，与常规水力压裂采用石英砂或陶粒做为裂缝支撑剂形成较大的几条主裂缝不同，该方法是通过控制水压与煤层破裂压力的差值在±0.5MPa之内，基于水力剪切、扩容机理在井间形成大量均匀的微裂缝且不使用裂缝支撑剂，与常规压裂形成的主裂缝易造成窜流不同，此种模式下的微裂缝可使煤岩孔隙度增大4％，渗透率增大100％-300％，表现为在水平井末端与采气直井之间形成了一个渗透率增大的通道，在起到贯通气化通道的同时，渗流阻力与周边煤岩相比仅降低了1/3-1/2，保持渗流阻力，即有利于粗煤气的排出，又能避免气化腔中的氧气窜入采气井；
(4)点火气化：采用后退式气化技术，先下入点火器点燃煤层，然后注入氧气和水形成稳定的气化腔，随着气化腔的扩展，将氧气和水的注入管逐渐后退，实现整个水平段煤层的气化；
(5)粗煤气分离：气化后的粗煤气由采气井排出，在井口设置气体分离装置，将粗煤气中的可燃成分和不燃成分进行分离；
(6)二氧化碳埋存驱油：分离出的二氧化碳直接注入临近的油井，其目的是利用衰竭油层的空间进行埋存并进一步提高该油层的采收率。
优选地，步骤(2)中，所述气化炉的建立是利用油田已钻老井，所述B点为水平井的B靶点(即水平钻井轨迹的末端，也称为“脚尖”)；
优选地，步骤(3)中，所述渗流阻力保持在周边煤岩渗流阻力的1/2到1/3，既有利于粗煤气的排出，又能避免气化腔中的氧气窜入采气井。
优选地，步骤(4)中，所述氧气的注入量根据预期产出气中的CH4、CO和H2含量的不同，注入量为400-600m3/h，所述水的注入量控制在0.04-0.12m3/h。
优选地，步骤(4)中，所述水的注入量为按照与注入氧气比例100-200g/m3的配比注入即每注1m3空气，注入100-200g的水。
优选地，步骤(5)中，所述可燃成分包括：甲烷、一氧化碳和氢气；不燃成分包括二氧化碳，其中，可燃组分做为油田自用燃料或商品气销售。
优选地，步骤(6)中，所述二氧化碳埋存驱油的具体做法是在油区构造高部位选择一批油井做为注入井，将其射孔层位调整为油层上半部；在油层构造低部位选择一批油井做为采油井，将其射孔层位调整为油层下半部；将分离的二氧化碳由注入井持续注入，在油层顶部形成一个气顶；随着注入规模增加，油藏压力恢复，并在重力作用下气液界面逐渐下移，储层残余油从油层底部被采出。
与现有技术比，本发明的技术优势在于：
(1)整合煤炭地下气化领域和油田开发领域的专有技术，利用既有老油井设施建立气化炉，盘活了油区煤炭资源，降低项目投资，采用微压裂方式实现气化通道贯通，避免了氧气突破带来的运行风险，采出气中的二氧化碳分离后就近注入枯竭油层埋存并起到驱油效果，兼顾了经济和环境效益，即解决了煤炭地下气化项目普遍经济效益差，二氧化碳排放环保压力大的问题，也兼顾了老油田废旧设施利用和低成本提高油气资源采收率的问题。
(2)本发明提供了一种在有煤层发育的油田老油区，利用既有的油井设施开展煤炭地下气化，采出气中的可燃成分可以作为天然气销售或自用，燃烧烟气成分回注油层，用于埋存驱油的联合开采技术，在实现煤炭资源和衰竭油藏资源高效利用的同时，进一步提高了企业的经济效益。解决了老油区现有的煤炭资源不能有效气化动用同时还需大量购入二氧化碳气体用于驱油，经济效益较差的技术问题。
附图说明
图1：本发明的UCG+EOR开采模式图；
附图中标记的具体含义如下：1：地层；2：煤层；3：衰竭油层；4：用作UCG注入井的老井；5：用作UCG采出井的老井；6：封隔用桥塞和灰塞；7：侧钻水平井；8：人造微裂缝气化通道；9：气化腔；10：用于二氧化碳注入的老井；11：用于采油的老井。
现结合附图和实施例对本发明作进一步说明：
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明进行说明，以使本发明技术方案更易于理解、掌握，但本发明并不局限于此。下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
基础实施例
一种煤层和油层叠合区地下煤制气与提高油层采收率的联合开采技术，包括以下步骤：
(1)选区：在已进入开发后期濒临废弃的油田老区，根据前期钻井和测井的资料，选择煤层发育厚度在5m以上的有利区块，开展煤炭地下气化；
(2)建立气化炉：将处于气化区的相邻油井两两组合，其中一口井做为煤炭气化的注入井，另一口为采气井；封堵气化区老油井的油层，在老井煤层和油层中间部位采用桥塞座封并注入水泥灰塞的方式实现可靠的分隔；注入井采用开窗侧钻的方式沿煤层底部钻水平井，水平井的B点钻至距采气井5-10m完钻，采气井用射孔方式射开煤层部位，与注入井形成一个“U”形气化炉；
(3)贯通气化通道：点火前，采用水力微压裂方式在B点和采气井间形成微裂缝，与常规水力压裂形成较大的几条主裂缝不同，该方法是通过控制水压稍大于煤层破裂压力，基于水力剪切、扩容机理在井间形成大量的微裂缝，起到贯通气化通道的同时，还保持一定的渗流阻力，所述渗流阻力保持在周边煤岩渗流阻力的1/2到1/3，即有利于粗煤气的排出，又能避免气化腔中的氧气窜入采气井；
(4)点火气化：采用后退式气化技术，先下入点火器点燃煤层，然后注入氧气和一定比例的水形成稳定的气化腔，所述氧气的注入量为400-600m3/h，所述水的注入量控制在0.04-0.12m3/h，所述水的注入量为按照与注入氧气比例100-200g/m3的配比注入，随着气化腔的扩展，将氧气和水的注入管逐渐后退，实现整个水平段煤层的气化；
(5)粗煤气分离：气化后的粗煤气由采气井排出，在井口设置气体分离装置，将粗煤气中的可燃成分和不燃成分进行分离；所述可燃成分包括：甲烷、一氧化碳和氢气；不燃成分包括二氧化碳；
(6)二氧化碳埋存驱油：分离出的二氧化碳直接注入临近的油井，其目的是利用衰竭油层的空间进行埋存并进一步提高该油层的采收率；所述二氧化碳埋存驱油的具体做法是：在油区构造高部位选择一批油井做为注入井，将其射孔层位调整为油层上半部；在油层构造低部位选择一批油井做为采油井，将其射孔层位调整为油层下半部；将分离的二氧化碳由注入井持续注入，在油层顶部形成一个气顶；随着注入规模增加，油藏压力恢复，并在重力作用下气液界面逐渐下移，储层残余油从油层底部被采出。
实施例1
准噶尔盆地西北缘油田某区域，油层埋深1500m，水驱标定采收率22％，目前采出程度达到20％，综合含水率93％，处于开发后期；在该油层上部埋深800m的侏罗系八道湾地层发育一套煤层，厚度在5-30m，平均10m，煤层顶、底板均以泥岩为主，厚度在30m-70m之间，煤质以长焰煤为主，灰分3％-12％，挥发分19.8％-40.1％，平均含水2.83％，经评估，适合开展煤炭地下气化；采用本发明提出的联合开采工艺，建立10个气化炉，单炉水平段长度1000m，采用微压裂方式贯通气化通道，按照气化速度0.4m/d，可连续生产7年以上，单炉注入氧气速度为600m3/h，注入水量0.1m3/h，产出粗煤气组分浓度为：甲烷25％，氢气18％，一氧化碳3％，二氧化碳51％，其他组分3％，单炉年产粗煤气600万方，10个气化炉可年产粗煤气0.6亿方，每年可分离出二氧化碳0.3亿方注入该煤层下部衰竭油层用于埋存驱油，可累计提高该油藏采收率10％。
上述详细说明是针对本发明其中之一可行实施例的具体说明，该实施例并非用以限制本发明的专利范围，凡未脱离本发明所为的等效实施或变更，均应包含于本发明技术方案的范围内。
Claims (8)
1.一种煤层和油层叠合区地下煤制气与提高油层采收率的联合开采方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)选区：在已进入开发后期濒临废弃的油田老区，根据前期钻井和测井的资料，选择有利区块，开展煤炭地下气化；
(2)建立气化炉：将处于气化区的相邻油井两两组合，其中一口井做为煤炭气化的注入井，另一口为采气井；封堵气化区老油井的油层，在老井煤层和油层中间部位采用桥塞座封并注入水泥灰塞的方式实现可靠的分隔；注入井采用开窗侧钻的方式沿煤层底部钻水平井，水平井的B点钻至距采气井5-10m完钻，采气井用射孔方式射开煤层部位，与注入井形成一个“U”形气化炉；
(3)贯通气化通道：采用水力微压裂方式在B点和采气井间形成微裂缝，保持渗流阻力；
(4)点火气化：采用后退式气化技术，先下入点火器点燃煤层，然后注入氧气和水，形成稳定的气化腔，随着气化腔的扩展，将氧气和水的注入管逐渐后退，实现整个水平段煤层的气化；
(5)粗煤气分离：气化后的粗煤气由采气井排出，在井口设置气体分离装置，将粗煤气中的可燃成分和不燃成分进行分离；
(6)二氧化碳埋存驱油：分离出的二氧化碳直接注入临近的油井，利用衰竭油层的空间进行埋存并进一步提高该油层的采收率。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(2)中，所述气化炉的建立是利用油田已钻老井，所述B点为水平井的B靶点。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(3)中，所述渗流阻力保持在周边煤岩渗流阻力的1/2到1/3。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(4)中，所述氧气的注入量为400-600m3/h。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(4)中，所述水的注入量控制在0.04-0.12m3/h。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(4)中，所述水的注入量与注入氧气量的比例为100-200g/m3。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(5)中，所述可燃成分包括：甲烷、一氧化碳和氢气；不燃成分包括二氧化碳。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(6)中，所述二氧化碳埋存驱油的具体做法是：在油区构造高部位选择一批油井做为注入井，将其射孔层位调整为油层上半部；在油层构造低部位选择一批油井做为采油井，将其射孔层位调整为油层下半部；将分离的二氧化碳由注入井持续注入，在油层顶部形成一个气顶；随着注入规模增加，油藏压力恢复，并在重力作用下气液界面逐渐下移，储层残余油从油层底部被采出。
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