基于电加热和助剂协同的稠油储层裂解方法

本发明属于稠油开采，尤其涉及一种基于电加热和助剂协同的稠油储层裂解方法。

背景技术：

1、稠油油藏由于原油黏度高、流动性差，因而具有较高的开采难度。蒸汽辅助重力泄油（sagd）等传统热采技术存在高能耗、高水耗和高碳排放的问题。电加热技术作为一种替代方案，虽具有热效率高、控制精准的优势，但在实际应用中仍面临两大挑战：一是热量在非均质储层中分布不均，导致局部过热而其他区域加热不足；二是单纯的热作用对稠油大分子的裂解效率有限，降粘效果有待提高。

技术实现思路

1、针对上述技术问题，本发明提供一种基于电加热和助剂协同的稠油储层裂解方法。

2、为实现上述目的，本发明采用如下的技术方案：

3、本发明提供一种基于电加热和助剂协同的稠油储层裂解方法，包括以下步骤：

4、s1、向稠油储层中注入助剂溶液；所述助剂溶液含有活性矿物；

5、s2、通过电加热系统对所述稠油储层进行加热；

6、所述加热选自以下加热方式中的任意一种：

7、方式1：阶段式加热，包括预热阶段和裂解加热阶段，其中，所述预热阶段的温度≤200℃；所述裂解加热阶段的温度为200℃~350℃；所述预热阶段的加热时间为6~12 h，所述裂解加热阶段的时间为6~12 h；

8、方式2：恒温加热；所述恒温加热的温度为300~350℃；所述恒温加热的时间为6~12h。

9、在本发明的技术方案中，电加热与活性矿物协同作用，促进了稠油储层中原油的裂解反应，降低原油粘度，改善储层传热均匀性。

10、作为优选地实施方式，所述活性矿物选自石英、沸石和蒙脱石中的至少一种，所述活性矿物在所述助剂溶液中的质量分数为2%~10%。

11、优选地，所述助剂溶液中还含有表面活性剂和/或裂解催化剂；在本发明的技术方案中，表面活性剂和/或裂解催化剂能够促进稠油中c-c键、c-o键的断裂。

12、进一步的，所述表面活性剂为非离子表面活性剂，例如烷基酚聚氧乙烯醚；所述表面活性剂在所述助剂溶液中的质量分数为0.5%-1.5%。

13、进一步的，所述裂解催化剂为过渡金属氧化物；所述裂解催化剂在所述助剂溶液中的质量分数为0.1%~0.5%。

14、进一步的，所述助剂溶液的ph为7~8。

15、作为优选地实施方式，步骤s2中，所述稠油储层中近井地带的水油体积比为0.5~2：1，例如1：2、1：1或2：1，优选为1~2：1。

16、在一些具体的实施方式中，调节步骤s1中助剂溶液的量，能够调控所述稠油储层中近井地带的水油体积比。

17、作为优选地实施方式，步骤s2中，通过实时监测原油的粘度和组分变化对所述稠油储层进行阶段式加热。

18、优选地，所述原油的粘度的实时监测通过井下粘度传感器测得。

19、优选地，所述原油的组分变化通过拉曼光谱和/或热重分析测得。

20、作为优选地实施方式，步骤s2中，所述阶段式加热包括以下阶段：

21、第ⅰ阶段，预热阶段：相邻检测周期内原油粘度的下降率≤3%，原油组分中特征峰强度或重质组分含量变化≤8%，且稠油储层渗透率变化≤2%；在本发明的技术方案中，对满足上述条件的原油判定为缓慢波动段，对其进行预热。

22、第ⅱ阶段，快速波动段：相邻检测周期内原油粘度的下降率＞4%，原油组分中特征峰强度或重质组分含量变化＞7%，且稠油储层渗透率变化＞3%；所述快速波动段的加热温度为200℃~300℃；在本发明的技术方案中，该阶段中，层间水稳定脱出，当储层或助剂中含有蒙脱石时，蒙脱石开始向伊利石转化，渗透率显著增大；

23、第ⅲ阶段，稳定段：连续两个及以上检测周期内原油粘度的下降率≤2%，原油组分中特征峰强度或重质组分含量变化≤5%，且储层渗透率变化率≤1%；所述稳定段的加热温度为300℃~350℃。在本发明的技术方案中，该阶段中，层间水急速脱出，矿物转化基本完成，渗透率趋于稳定，并促进原油充分裂解。

24、在本发明的技术方案中，所述原油粘度、原油组分中特征峰强度或重质组分含量和/或储层渗透率每隔1 h检测一次，连续两次检测之间的时间间隔为一个检测周期。

25、作为优选地实施方式，步骤s2中，所述阶段式加热通过以下传热模型动态调整加热参数：

26、导热系数回归方程：

27、y1=0.966-10293.401x2+10293.402sw2+2.762x10-5xtf+4.234x10-6tf2+0.031xsw+0.001swtf；

28、比热回归方程：

29、y2=1.776+10301.728x2-10301.727sw2+5.533x10tf2+0.035xsw8.954x10-5x

30、tf+1.1110-4swtf；

31、其中，sw为稠油储层岩石含水饱和度，单位为%；tf为稠油储层储层岩石温度，单位为℃；x为稠油储层岩石的孔隙度，%。

32、在本发明的技术方案中，步骤s2中，将储层岩石含水饱和度sw、孔隙度x和储层岩石温度tf代入导热系数回归方程和比热回归方程中，得到当前稠油储层导热系数y1和比热容y2；根据y1和y2判断稠油储层的传热能力和升温效应。当y1较低或井间温差大时，降低加热功率和/或延长保温时间，以避免局部过热；当y1较高且原油粘度下降或组分裂解未达到目标时，提高加热功率和/或延长对应阶段加热时间；当原油粘度、组分变化和渗透率变化均趋于稳定时，降低功率或结束该阶段加热。

33、在本发明的技术方案中，所述稠油储层为强水敏稠油储层或非强水敏的普通稠油储层。

34、相比于现有技术，本发明的优点在于：

35、电加热过程中储层矿物和流体性质会发生规律性变化，例如，粘土矿物蒙脱石在高温下会不可逆地转化为伊利石，此过程伴随脱水收缩，能显著增大孔喉、提高渗透率；石英矿物在高温下的体积膨胀会导致岩石热破裂；同时，储层的传热性能强烈依赖于水油比例和活性矿物含量。本发明将上述物理化学变化规律与外部助剂注入和加热策略进行协同优化，通过电加热、助剂协同稠油储层裂解，实现了均匀加热和裂解增效。

36、本发明具备以下优点：

37、1、本发明注入的活性矿物（如沸石、蒙脱石）在电加热提供的高温场下，不仅作为催化剂促进c-c、c-o等化学键断裂，有效降低原油粘度，其自身变化（如蒙脱石向伊利石转化）还能改善储层孔隙结构，提高渗透率，形成“化学降粘”与“物理增渗”的双重增效。

38、2、本发明通过控制水油比例并利用建立的传热模型，可以预测和优化储层内的温度分布。实验表明，水油比为1：1~2：1时，传热更为均匀，有效避免了油相主导时（1：2）的局部过热现象。

39、3、本发明基于储层渗透率三阶段变化特征和原油物性的实时监测（如粘度、拉曼光谱），实现了加热过程的动态精细调控。传热模型为加热功率和时长的设定提供了定量化、科学化的依据，显著提升了热能利用效率。

40、4、本发明考虑了强水敏储层中黏土矿物的影响，通过分阶段加热控制脱水过程，抑制了黏土矿物吸水膨胀造成的储层损害，同时利用了其高温转化的有利一面。