CN117366890A - 注co2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法 - Google Patents
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Abstract
注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，属于富有机质页岩原位开采领域，将原位转化工艺开采完成后的富有机质页岩地层作为目标区域，利用原位转化已有开发井网作为残热循环开采通道，向地层中注入调剖液调节超临界CO2与地层残余油气产物界面，将压力大于8MPa的常温CO2通过注入井注入富有机质页岩地层，随着注入深度的增加温度升高，富有机质页岩地层将CO2加热转化为超临界状态；残热生产井产出的CO2、油、气、水混合物中携带的热量加热原位转化载热介质并将其注入紧邻富有机质页岩原位转化开发井组，残热生产井产出CO2气体循环注入注入井；最后将CO2封存于地层内部。本发明变采油气为采地热延长工程经济寿命。
Description
技术领域
本发明属于富有机质页岩原位开采领域，具体的，涉及一种注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法。
背景技术
我国富有机质页岩资源量巨大，但整体热演化程度偏低，研究认为其滞留烃比例约为25％，未转化有机质达40％～100％，而常规的水平井体积压裂开发技术并不适用，需要新技术解决富有机质页岩开采问题。地下原位转化技术是指通过人工加热页岩储层至350℃～500℃，原位将页岩内部的固体有机质和滞留烃裂解成小分子油气，并结合采油工艺开采至地面的开发方式。国际上诸多石油公司和研究机构相继开发了十余种油页岩原位转化技术，其中美国矿业局和西方石油公司提出的地下燃烧原位转化技术(参考专利文献CA1113000A)、壳牌的ICP技术(参考专利文献US8408294B2、US9644465B2)、埃克森美孚公司的ElectrofracTM技术(参考专利文献AU2012332851A1)、以色列亚洲科技公司的TS法和美国页岩油公司提出的CCR(参考专利文献US7921907B2)流体加热技术等都已实施了现场试验。针对我国油页岩的自然禀赋，国内研制了自生热原位转化法(参考专利文献CN114017032B)以及注CO2原位转化法(参考专利文献CN115306363A和CN218811531U)。
然而，上述技术仅针对富有机质页岩中油气资源的回收，而富有机质页岩原位转化产生大量油气的同时，将大量热量滞留在页岩地层中，温度可达到400℃～500℃，通过技术手段将该热量开采至地面以供原位转化循环利用，可进一步降低原位转化技术成本，具有极大的工业应用价值。
传统地热开采主要以水作为携热介质，循环注入地层开采地热储能(参考专利文献CN115615106A)。水具有高热容、高热传导性和热稳定性等优点，但对超低渗页岩地层来说，水的应用具有较大限制：①地热开采时需要较高的循环流量，深部高温页岩储层渗透率较低，水的可注性较低，循环回注问题突出；②高速水流会冲刷地层岩石，造成孔隙胶结物脱落及骨架矿物破碎，堵塞储层孔喉结构，影响地层导流能力；③注入水在高温条件下，将与页岩地层内矿物发生地化反应，导致敏感矿物溶解沉淀和粘土水化膨胀，降低地层孔隙度和渗透率，影响注入能力和渗流速度；④原位转化后地层中残余天然气会使采热初期储层流动为两相渗流，在地层中形成指进效应，影响地热开发初期的采热效率。此外，天然水源不足或担心地层循环水对当地水源的污染，也将限制水作为携热介质的应用范围。
发明内容
本发明的目的是提供了一种注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，用以解决富有机质页岩原位转化技术存在的高能耗、碳排放问题，该方法能够提升经过原位转化工艺开采后富有机质页岩地层残热循环利用，进一步降低页岩油开采成本，同时，实现CO2在富有机质页岩原位转化后地层的高效安全埋存。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，该方法包括如下步骤：
步骤一、确定CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热目标区域，所述目标区域为经过原位转化工艺开采完成后的富有机质页岩地层，且地层平均温度超过250℃；
步骤二、利用原位转化已有的开发井网作为残热循环开采通道，原位转化已有的开发井网中的注热井作为注入井、生产井作为残热生产井，并在残热生产井中下入隔热油管；
步骤三、向所述富有机质页岩地层中注入调剖液，调节超临界CO2与地层残余油气产物界面；
步骤四、通过压缩机，将压力大于8MPa的常温CO2通过注入井注入原位转化后的富有机质页岩地层，随着注入深度的增加温度升高，富有机质页岩地层将CO2加热，在温度到达31.1℃时CO2转化为超临界状态，并实时监控注入井和残热生产井井底压力和温度变化；
步骤五、通过换热器，利用残热生产井中产出的CO2、油、气、水混合物中携带的热量加热原位转化载热介质，并将加热后的原位转化载热介质注入紧邻富有机质页岩原位转化开发井组，实现原位转化后地层残热的循环利用，而残热生产井产出的CO2、油、气、水混合物进行分离后，CO2气体循环注入注入井；
步骤六、地热资源开发结束，回收设备，水泥固封注入井和残热生产井。
进一步，步骤二中，所述隔热油管采用SY-T 5324-94预应力隔热油管，下井注气采热后再起出的旧的隔热油管，当其视导热系数低于新的隔热油管的1.2倍时，在下一轮的注气采热中继续使用。
进一步，在步骤三中使用PI优化决策技术确定调剖剂类型及调剖剂用量。
进一步，步骤三中，使用体膨颗粒和聚合物弱冻胶联合作为调剖剂，向所述富有机质页岩地层中依次注入体膨颗粒悬浮液和聚合物弱冻胶悬浮液，体膨颗粒悬浮液形成体膨颗粒悬浮液层，聚合物弱冻胶悬浮液形成聚合物弱冻胶悬浮液层，所述体膨颗粒悬浮液层采用直径1mm～3mm或3mm～5mm的体膨颗粒，其中体膨颗粒为GP系列地面交联预聚体，聚合物弱冻胶为两性离子聚合物FT-213。
进一步，步骤四中，以注入井与残热生产井连线为轴线，每隔20m在富有机质页岩地层中打入温度压力传感器，确保注入井和残热生产井的井底压力大于8MPa、井底温度大于35℃，同时保证井底和富有机质页岩地层的地层流体压力相同。
进一步，步骤五中，所述的原位转化载热介质包括氮气、水蒸气、空气和CO2。
进一步，在步骤六中，通过能量回报率曲线的评估，来确定原位转化后地层残热的循环利用工艺的结束，当能量回报率下降时结束原位转化后地层残热的循环利用。
进一步，步骤六结束后将CO2封存于富有机质页岩地层内部。
进一步，所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，封井后以10天为间隔检查富有机质页岩地层地层压力状况，设定四个月后压降小于2％为封井可靠。
通过上述设计方案，本发明可以带来如下有益效果：
1、将原位转化后富有机质页岩地层残热强化开发作为一种新能源利用方式，有效利用现有原位转化井网和地面设施，在原位转化开发后期，变采油气为采地热，延长工程经济寿命。
2、本发明提出采用CO2作为携热介质开采原位转化后富有机质页岩地层残热的技术，充分利用不同相态CO2的热容特性，提高采热和热交换效率，同时结合CO2地质埋存技术，在地热开采中将大量CO2埋存于气藏中，减少温室气体的排放。
附图说明
此处的附图说明用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明示意性实施例及其说明用于理解本发明，并不构成本发明的不当限定，在附图中：
图1为本发明实施例中CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统的总体布置图；
图2为本发明实施例中CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统的井网布置示意图；
图3为本发明实施例中CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统的残热开采分区剖面图；
图4为本发明实施例中CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统的温度示意图；
图5为本发明实施例中CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统的地面注采、换热体系示意图。
图中各标记如下：1-注入井；2-残热生产井；3-上覆层；4-富有机质页岩地层；5-下伏层；6-隔热油管；7-井下加热器；8-CO2驱进段；9-聚合物弱冻胶悬浮液层；10-体膨颗粒悬浮液层；11-高渗透区；12-CO2、油、气、水混合物驱离段；13-压缩机；14-油气分离器；15-换热器；16-原位转化工质气源；17-CO2气源。
贯穿附图中，相同或相似的附图标记表示相同或相似的元素。
具体实施方式
为使得本发明的目的、特征、优点能够更加的明显和易懂，下面结合本发明的实施例中的附图，对本发明中的技术方案进行清楚完整地描述。显然，本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。为了避免混淆本发明的实质，公知的方法、过程、流程和元件并没有详细叙述。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明的地热开采技术基于传统地热开采技术，但原位转化后富有机质页岩与传统地热开采技术的目标地层的热源及地质条件差异，决定了传统地热开采技术在运用到富有机质页岩原位转化残热开采工程时具有局限性。首先，传统热源地层的温度在较长时间尺度上表现具有稳定性，因此，传统地热开采只会在地质勘察阶段测量地层的温度参数，而富有机质页岩的热量来自于原位转化工艺对地层的处理，在热量开采过程中地层温度具有梯度性差异，于是要求在开采过程中实时检测井底及地下温度以配合采热需求。其次，传统地热技术针对的地层一般具有较高的导热系数，传热介质的主要通道为天然或人造裂隙，裂隙的表面积足够满足传热介质的加热需求，而富有机质页岩的导热能力较差，较大的裂隙会减少传热介质在热源地层的通过时间，并且地层残余油气会和超临界CO2产生二相流导致指进效应，因此，为增加超临界CO2的波及系数，提高采热效率，本发明在传统采热技术的基础上增加了地层调剖流程。
综上所述，本发明提出了一种注CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热方法，能够有效的提高能量回收效率和降低富有机质页岩开发成本。
本发明提出了一种注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，该方法主要通过向经过原位转化工艺开采后的富有机质页岩地层4注入CO2经富有机质页岩地层4加热后形成的超临界CO2作为携热介质以开采富有机质页岩原位转化残余热量辅助加热原位转化地层，并在采热过程中利用超临界CO2特性开采残余油气，最终实现提高油气采收率、降低工程成本、延长工程寿命，埋存CO2温室气体等目的；图3和图4分别示出了CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统的残热开采分区剖面图和CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统的温度示意图。
如图1、图2、图3、图4和图5所示，注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法具体包括：
确定CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热目标区域；
本发明以富有机质页岩原位转化工艺为基础，目标区域为经过原位转化工艺开采后的富有机质页岩地层4，地层、埋深、厚度、封闭性决定采热工艺的携热介质波及范围和能量回报率，充分了解目标区块和层位是进行注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法的第一步。
所述目标区域的地层条件为：
所选地层为经过原位转化工艺开采后的富有机质页岩地层4；
所选地层平均温度超过250℃；
所选地层存在完备的注采井网；
所选地层埋深小于3000m。
对富有机质页岩原位转化工艺原有井网系统加以改造；
原有的井下设施以服务原位转化工艺为目的，其注采能力及方式，以及隔热效能并非一定符合注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法的要求，因此需要对已有的井网系统进行注采，隔热性能改造。
进一步，将原位转化已有的开发井网中的注热井改为注气井1，原生产井改为残热生产井2，且残热生产井2中下入隔热油管6，以减少残热开采过程中在残热生产井2井筒中的热损失。
进一步，采用SY-T 5324-94预应力隔热油管，下井注气采热后再起出的旧的隔热油管6，其视导热系数低于新的隔热油管6的1.2倍时，则认为隔热性能仍为可靠，能够在下一轮的注气采热中使用。
进一步，将原位转化已有的开发井网注热井改为注气井1，生产井改为残热生产井2，通过转变注采井充分利用原注热井的隔热性能。
调节超临界CO2驱进界面：
由于富有机质页岩地层4中不可避免的会存在一部分残留油气，这些残留油气与注入的超临界CO2会形成两相流，在驱替过程中，会由于各相粘度差异而产生指进效应。同时由于富有机质页岩地层4的不均匀性以及人工压裂产生的大空隙，富有机质页岩地层4会存在渗透性不等的残热区块。指进效应以及渗透性差异导致的不稳定驱进界面会降低超临界CO2的波及系数并降低热采收率，因此需要向地层加入少量调剖剂，调节超临界CO2与地层残余油气产物界面，避免超临界CO2注入后在地层中产生气窜，大量高温地层无法被波及。
进一步，使用PI优化决策技术设计决定调剖剂类型、调剖剂用量；
q表示注气井日注量，单位m3·d-1；
μ表示流体动力粘度，单位mPa·s；
k表示地层渗透率，单位um2；
h表示地层厚度，单位m；
t表示关井测试时间，单位s；
c表示综合压缩系数，单位Pa-1；
re表示控水井控制半径，单位m。
调剖剂的选择：按地层温度、地层水矿化度、注气井的PI值、成本四个标准选择调剖剂。调剖剂用量计算:
W＝βhfΔPI
式中：
W表示调剖剂用量，单位t或m3；
β表示用量系数，单位t·MPa-1·m-1或m3·MPa-1·m-1；
hf表示注气层厚度，单位m；
ΔPI表示调剖前后注水井PI值预定提高值，单位MPa。
进一步，在富有机质页岩地层4中使用体膨颗粒和聚合物弱冻胶联合作为调剖剂，向所述富有机质页岩地层4中依次注入体膨颗粒悬浮液和聚合物弱冻胶悬浮液，体膨颗粒悬浮液形成体膨颗粒悬浮液层10，聚合物弱冻胶悬浮液形成聚合物弱冻胶悬浮液层9，所述体膨颗粒悬浮液层10采用直径1mm～3mm或3mm～5mm的体膨颗粒，在地层裂缝和大孔道等地层高渗透区11快速推进，其前部的地层残余油气水混合CO2形成CO2、油、气、水混合物驱离段12；聚合物弱冻胶悬浮液层9在远距离地层形成弱冻胶，起调驱作用，聚合物弱冻胶悬浮液层9后端会形成稳定的推进界面，推进界面后的超临界CO2为CO2驱进段8；其中体膨颗粒为GP系列地面交联预聚体，聚合物弱冻胶为两性离子聚合物FT-213。而常规的地热开发由于地层较为均质，不存在裂缝和大孔道，并不需要注入两阶段调剖剂。注高温流体对流加热原位转化地层较为致密，不存在严重指进效应，也不需要注入调剖剂。
高效利用开采出的地层残热：
为提高热量利用率，减少储能过程中能量转化产生的热损耗，本发明提出的方法与原位转化采油工程同时进行，利用热能交换以达到最大化利用残热加热原位转化工质的目的，通过高效高压的换热器15，利用残热生产井2中产出的高温CO2、油、气、水混合物中携带的热量加热原位转化载热介质，并将原位转化载热介质注入紧邻富有机质页岩原位转化开发井组，实现原位转化后地层残热的循环利用。而残热生产井2产出CO2、油、气、水混合物进行分离后，CO2气体循环注入注气井1；见图5。
对采热工艺的动态控制：
为保证充分利用采出热量，需要建立一套具有普遍应用价值的富有机质页岩地层残热开采评估模型，此模型通过分析地层厚度，区域面积，岩石比热容，上覆层3、下伏层5的导热系数等参数，利用计算机的建模来分析地层的热储量。通过控制注入的超临界CO2气体流量来控制单位时间采出热量，残热生产井2的产出流量与注入的超临界CO2的流量成正相关，通过产出物的比热容，以80％的热交换效率计算输出热量。以满足原位转化工质加热需求，于是需要实时检测井底及地层温度压力等参数变化。
进一步，以注气井1与残热生产井2连线为轴线，每隔20m在地层中打入温度压力传感器，要求保证井底压力大于8MPa、井底温度大于35℃，同时保证井底和地层流体压力相同。
采热工艺结束：
根据富有机质页岩地层残热开采评估模型以及实时注入采出参数得到能量回报率的动态变化，当能量回报曲线下降时选择结束工艺，能量回报率为(注入介质的总压缩能+热能+化学能)/(产出气体的总压缩能+热能+化学能)。
封井，保证CO2的有效埋存：
在工艺结束后，回收井下加热器7，隔热油管6，清算整理地面设备，利用水泥砂浆进行封堵，并在封堵结束后定时巡检以监测注采井封堵情况。
进一步，封井后以10天为间隔检查地层压力状况，设定四个月后压降小于2％为封井可靠。
实例
本实例选取中国扶余富有机质页岩地层4为施工区域。
该区域井网布置为石油开采常用的“反七点”布井方式，即：中间一口注入井1，周围六口残热生产井2以正六边形布置，开孔钻进采用X385mm四翼钻头，钻进孔深10m，下入表层套管；随后采用X215.9mm牙轮钻头钻进孔深500m；第一次扩孔采用X311mm牙轮钻头，扩孔井段为0～500m；第二次扩孔采用X346mm刮刀式钻头，扩孔井段为0～500m，见图1和图2。
该地区富有机质页岩地层4位于地下500m、总孔隙度为28.65％、基质渗透率为0.01md、裂隙渗透率为100md。
以下结合附图对实例进一步说明。
注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法基于的CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热系统包括注入井1、残热生产井2、隔热油管6、井下加热器7、压缩机13、油气分离器14、换热器15、原位转化工质气源16和CO2气源17，其中CO2气源17和油气分离器14的CO2分离端均与压缩机13进气端通过管道连接，井下加热器7设在在注入井1中，隔热油管6设置在残热生产井2中，注入井1与压缩机13出气端通过静压阀连接，残热生产井2与换热器15的携热介质入口端通过管道连接，油气分离器14入口端与换热器15的携热介质出口端通过管道连接，原位转化工质气源16与换热器15的被加热介质入口端通过管道连接，油气分离器14的CO2出口端与CO2气源17通过管道连接。
压力大于8MPa的常温CO2通过注入井1进入，随着注入深度的增加温度升高，由高温的富有机质页岩地层4将CO2加热到一定的温度，在温度到达31.1℃时CO2转化为超临界状态，之后超临界CO2工质在调剖剂的帮助下将逐步平稳的在富有机质页岩地层4中推进，推进途中和富有机质页岩地层4进行换热并推动残余油气向残热生产井2驱动，相比传统水介质，超临界CO2可以吸收更多的热量带至地面。残热生产井2产出的高温CO2、油、气、水混合物进入换热器15，通过换热器15，利用残热生产井2中产出的CO2、油、气、水混合物中携带的热量加热原位转化载热介质(扶余原位转化项目所采用的原位转化工质为高温氮气)，可以通过控制输入换热器15的CO2、油、气、水混合物与原位转化工质的比例和流速实现不同的加热效果。降温后的CO2、油、气、水混合物进入油气分离器14，分流得到CO2与可燃油气，油气回流到油气收集罐，CO2则回收循环注入注气井1。时刻监控能量回报率曲线，在能量回报率开始下降的时候结束采热工艺，在工艺结束后，回收井下加热器7，隔热油管6，清算整理地面设备，利用水泥砂浆封井，并建立定期巡检制度，以长期监测注采井的封堵情况。封井后以10天为间隔检查地层压力状况，规定四个月后压降小于2％为封井可靠。
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 (9)
1.注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，该方法包括如下步骤：
步骤一、确定CO2循环开采富有机质页岩原位转化残热目标区域，所述目标区域为经过原位转化工艺开采完成后的富有机质页岩地层(4)，且地层平均温度超过250℃；
步骤二、利用原位转化已有的开发井网作为残热循环开采通道，原位转化已有的开发井网中的注热井作为注入井(1)、生产井作为残热生产井(2)，并在残热生产井(2)中下入隔热油管(6)；
步骤三、向所述富有机质页岩地层(4)中注入调剖液，调节超临界CO2与地层残余油气产物界面；
步骤四、通过压缩机(13)，将压力大于8MPa的常温CO2通过注入井(1)注入原位转化后的富有机质页岩地层(4)，随着注入深度的增加温度升高，富有机质页岩地层(4)将CO2加热，在温度到达31.1℃时CO2转化为超临界状态，并实时监控注入井(1)和残热生产井(2)井底压力和温度变化；
步骤五、通过换热器(15)，利用残热生产井(2)中产出的CO2、油、气、水混合物中携带的热量加热原位转化载热介质，并将加热后的原位转化载热介质注入紧邻富有机质页岩原位转化开发井组，实现原位转化后地层残热的循环利用，而残热生产井(2)产出的CO2、油、气、水混合物进行分离后，CO2气体循环注入注入井(1)；
步骤六、地热资源开发结束，回收设备，水泥固封注入井(1)和残热生产井(2)。
2.根据权利要求1所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，步骤二中，所述隔热油管(6)采用SY-T 5324-94预应力隔热油管，下井注气采热后再起出的旧的隔热油管(6)，当其视导热系数低于新的隔热油管(6)的1.2倍时，在下一轮的注气采热中继续使用。
3.根据权利要求1所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，在步骤三中使用PI优化决策技术确定调剖剂类型及调剖剂用量。
4.根据权利要求1或3所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，步骤三中，使用体膨颗粒和聚合物弱冻胶联合作为调剖剂，向所述富有机质页岩地层(4)中依次注入体膨颗粒悬浮液和聚合物弱冻胶悬浮液，体膨颗粒悬浮液形成体膨颗粒悬浮液层(10)，聚合物弱冻胶悬浮液形成聚合物弱冻胶悬浮液层(9)，所述体膨颗粒悬浮液层(10)采用直径1mm～3mm或3mm～5mm的体膨颗粒，其中体膨颗粒为GP系列地面交联预聚体，聚合物弱冻胶为两性离子聚合物FT-213。
5.根据权利要求1所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，步骤四中，以注入井(1)与残热生产井(2)连线为轴线，每隔20m在富有机质页岩地层(4)中打入温度压力传感器，确保注入井(1)和残热生产井(2)的井底压力大于8MPa、井底温度大于35℃，同时保证井底和富有机质页岩地层(4)的地层流体压力相同。
6.根据权利要求1所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，步骤五中，所述的原位转化载热介质包括氮气、水蒸气、空气和CO2。
7.根据权利要求1所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，在步骤六中，通过能量回报率曲线的评估，来确定原位转化后地层残热的循环利用工艺的结束，当能量回报率下降时结束原位转化后地层残热的循环利用。
8.根据权利要求1所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，步骤六结束后将CO2封存于富有机质页岩地层(4)内部。
9.根据权利要求1所述的注CO2循环开采富有机质页岩原位转化后残热方法，其特征在于，封井后以10天为间隔检查富有机质页岩地层(4)地层压力状况，设定四个月后压降小于2％为封井可靠。
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