一种注空气吞吐开发低熟页岩油的方法与流程

1.本发明涉及页岩油开采领域，具体涉及一种注空气吞吐开发低熟页岩油的方法。


背景技术：

2.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。
3.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。
4.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。
5.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。
6.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。
7.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孔渗性质改造，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。
8.以上三种原位开采技术中，传导加热速度慢，加热时间长，热量损失大，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，采收率低。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。
9.由于油页岩地层的初始孔渗性质差，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。


技术实现要素：

10.基于以上背景技术，本发明提供一种注空气吞吐开发低熟页岩油的方法，该方法可有效减少页岩油开发过程中的能量消耗，提高加热效率，扩大加热范围，改善产出流体的性质，改善页岩油的开发效果。
11.为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：
12.本发明提供一种注空气吞吐开发低熟页岩油的方法，该方法包括以下步骤：
13.1)筛选目标区域和层位；
14.2)按照油页岩层位分布特点，从地面钻直井或水平井穿过油页岩层；
15.3)在直井或水平井井段下入封隔器，在井筒内下入电加热器和温度监控装置；
16.4)启动电加热器进行加热并监测温度和压力升高情况，待井口压力达到0.3～1倍静水压力时释放井口压力；此时开始注入空气，注入压力达到1.8～2.0倍地层静水压力后停止注入；继续加热并监测油页岩层位温度；
17.5)当油页岩层温度突然上升，关闭电加热器；等待油页岩层位温度上升后再开始下降至400～500℃，开井自喷生产，采出注入的气体和井底的地层流体；当日产气温度降低到200℃以下，并且日产气量少于200m3/d时，关井停止生产；
18.6)开启电加热器，加热2～10天之后向井底注入空气达到1.8～2.0倍静水压力；继续加热，并监测温度和压力升高情况；
19.7)当油页岩层位温度突然上升，重复步骤5～6，至达到经济极限时停止生产。
20.以下对于每一步骤进行详细说明：
21.步骤1)：筛选目标区域和层位。
22.根据本发明的方法，优选地，所述筛选目标区域和层位的条件包括：埋深500～3000m，ro值范围0.5％～1.0％，有机质质量含量大于10％，含水饱和度低于10％，厚度大于10m。
23.步骤2)：按照油页岩层位分布特点，从地面钻直井或水平井穿过油页岩层。
24.根据本发明的方法，优选地，所述直井采用射孔完井或裸眼完井方式，所述水平井采取筛管完井方式。
25.步骤3)：在直井或水平井井段下入封隔器，在井筒内下入电加热器和温度监控装置。
26.根据本发明的方法，优选地，所述电加热器功率设计为100kw以上，电加热器的加热温度范围为500～700℃。
27.根据本发明的方法，优选地，所述电加热器采用热电偶。
28.步骤4)：启动电加热器进行加热并监测温度和压力升高情况，待井口压力超过0.3
～1倍静水压力时释放井口压力；此时开始注入空气，注入压力达到1.8～2.0倍地层静水压力后停止注入；继续加热并监测油页岩层位温度。
29.所述释放井口压力释放的是页岩油里面加热脱离出来的烃类气体，烃类气体本身以吸附状态赋存于油页岩中。选定0.5～1倍静水压力，因为压力过高会妨碍油页岩的气体的释放。对深度《500m的页岩油藏，静水压力小，可以达到1倍静水压力；对于深度》2000m的，静水压力大，可以适当控制在0.3倍左右。
30.根据本发明的方法，优选地，步骤4)中释放压力至井口压力低于5atm时开始注入空气。注入空气的注入压力达到1.8～2.0倍地层静水压力后停止注入，以防止地层过度破裂。
31.根据本发明的方法，优选地，步骤4)中，所述开启电加热器时设定加热温度为500～600℃，例如实施例中的550℃。
32.根据本发明的方法，优选地，步骤4)中，所述注入空气的注气速度10000～20000方/天。
33.步骤5)：当油页岩层温度突然上升，关闭电加热器；等待油页岩层位温度上升后再开始下降至400～500℃，开井自喷生产，采出注入的气体和井底的地层流体；当日产气温度降低到200℃以下，并且日产气量少于200m3/d时，关井停止生产。
34.根据本发明的方法，优选地，步骤5)中，当油页岩层温度1小时内突然上升100℃以上时，关闭电加热器。
35.步骤6)：开启电加热器，加热2～10天之后向井底注入空气达到1.8～2.0倍静水压力；继续加热，并监测温度和压力升高情况。
36.根据本发明的方法，优选地，步骤6)中，所述开启电加热器所设定加热温度为500～600℃，例如实施例中的550℃。
37.步骤7)：当油页岩层位温度突然上升，重复步骤5～6，至达到经济极限时停止生产。
38.根据本发明的方法，优选地，步骤7)中，所述至达到经济极限时，产出的气体体积与注入空气的体积之比≤0.12。产出的气体体积与注入空气的体积之比跟效益相关，例如产出气体价格可以销售到3元/m3左右，注入空气成本在0.3元/m3左右，因此设定产出的气体体积与注入空气的体积之比≤0.1时停止生产，而具体的体积比根据当地当时相关材料的价格决定。
39.经过多轮次吞吐后促进在井间形成连通，有效扩大单井控制的范围，可以驱替操作，逐渐扩大空腔体积，也就逐渐改善页岩油整体开发效果。相对于目前的油页岩原位改质开发效果大幅度改善。
40.本发明提供的注空气辅助开发页岩油的方法与现有的电加热的方法相比具有较大改进：
41.1)注空气氧化开采低熟页岩油方式提供了就地产生的热量加热地层，形成的热源更接近于原始油页岩区域，加热更为有效。本发明中的加热电缆主要用于点火过程，而不是主要的加热方式。而一般的电加热方法，一般需要点火电缆长期处于高温状态，耗费大量电能。
42.2)用注空气氧化的方式，有效将油页岩燃烧出一定体积的空腔，空腔体积与注入
空气量直接相关，即每次注入空气点火之后都能燃烧新的油页岩形成新增的空腔。这样每个轮次注入空气量都可以增大，点火之后加热范围更大，产出油气更多。而一般的电加热方法，只能在加热有限范围内(半径5m左右)的有机质，因此只能设计密度极大的井网进行开发(井距5～7m)。
43.3)油页岩燃烧消耗了干酪根热解后剩余的焦油和焦炭等杂质，促进地层孔渗性质的改善；而一般电加热过程中，热解后的杂质继续保存在孔隙内，与粘土颗粒混在一起，因此孔渗性质改善不明显。
44.4)空气高压注入，低压放喷生产的脉冲式操作有助于促进油页岩深部的解理张开，改善页岩油气生产。而一般电加热过程中依靠加热产生的油气体积膨胀增加压力，缺点在于有机质转化环境保持高压，减缓了有机质转化的速度，并且随着油气产出，地下压力下降，造成解理早期封闭，影响生产效果。
45.5)本发明注空气开采页岩油的方法，可以在多轮次注空气吞吐中产出大量油气，并促进空腔在井间形成连通，有效扩大单井控制的范围，然后转换为更高效的驱替操作，逐渐扩大空腔体积，即逐渐改善页岩油整体开发效果。相对于目前的油页岩原位改质开发效果大幅度改善。
具体实施方式
46.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。
47.本发明所有数值指定(例如温度、时间、浓度及重量等，包括其中每一者的范围)通常可是适当以0.1或1.0的增量改变( )或(-)的近似值。所有数值指定均可理解为前面有术语“约”。
48.实施例1
49.本实施例提供了深度在1000m左右的深层低熟页岩油注空气吞吐开发的应用。
50.储层性质介绍：
51.储层1油页岩储层埋深在1030m，储层有效厚度为20.0m，油页岩分布连续稳定，ro＝0.6％为优质中低熟页岩油，有机质含量达到14％。油页岩层内部无纯泥岩隔夹层，上部有较好盖层；底部有泥岩层，渗透率仅0.01md。
52.注空气开发页岩油的方法具体包括以下步骤：
53.1)根据储层地质特征与开发现状，进行初评价：
54.该油藏满足以下条件：油页岩层厚度20.0m，储层顶部盖层发育，可以有效阻止气体逃逸，成熟度适中，有机质含量高，可以作为较好的目的层位。
55.2)在地层中钻水平井穿过油页岩层。油页岩上部以7寸套管完井。油页岩部分以筛管完井，水平段长度600m。
56.3)向井筒内下入热电偶至水平段上部，下入600m长的加热电缆。
57.4)设定加热器温度在550℃，启动开始加热，观察井口套压和井底温度变化情况。
58.5)加热22天之后，井口套压上升到1倍静水压力(10mpa)，井底温度保持在550℃。此时打开井口释放气体，至气体产量降低至200方/天时停止生产，累积产气67000方。开始
注入空气2万方/天，注入45万方时井口压力达到1.8倍静水压力(18mpa)。停止注空气；开始加热，加热23小时后，热电偶开始出现温度跳涨，瞬时温度超过600℃以上，此时关闭加热器；继续监测油页岩层温度。
59.6)74小时后，油页岩层温度开始逐渐缓慢下降。此时认为油页岩层氧气已经消耗完毕，开井自喷生产。烟道气排净之后，测得气体日产量10000方以上，持续稳产3个月后产量开始下降，6个月后，产量下降至200方/天，井口压力0.5mpa。
60.7)此时开始第二轮次注空气吞吐操作。注入空气85万方，井口压力达到19mpa。打开热电偶，设定加热温度550℃，监测井底温度和井口压力。
61.8)加热75小时后，油页岩层位温度跳涨至583℃，井口套压有小幅度波动；此时停止加热。98小时后，油页岩层位温度开始降低，128小时后，油页岩温度恢复到550℃左右。
62.9)开井生产，初期产气速度50000m3/天，组成主要为氮气(82％)，co2(12％)，ch4(5％)；生产20天之后，测得气体日产量30000方以上，甲烷/乙烷含量超过80％，持续稳产112天，随后产量开始下降，8个月后，产量递减到200方/天，井口压力0.5mpa。
63.10)持续进行注空气和加热操作6个轮次，累积注入空气量893万方，累积产出甲烷和混合气2300万方。
64.生产效果至第五轮次开始变差，周期产出混合气量仅有200万方左右，累积产出气/注入气体积之比为2.8，第六周期产出气/注入气体积比值仅有0.12，此时停止生产。
65.与本井相距离100m之外的另一口井采取常规电加热改质生产方法，峰值产出油气混合物量仅有5000方左右，由于埋藏深，渗透性差，加热范围小，稳产时间仅有4～5个月便废弃。与常规方法对比，本发明的开发方式带来了油页岩储层的持续高产和稳产，有效的改善了页岩油的生产效果。
66.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。