油页岩原位注蒸汽开采油气中试与多模式原位热采技术的适用性分析

油页岩是中国储量巨大的重要战略资源,也是国际公认的重要非常规石油资源。对油页岩进行地下原位干馏是目前实现其大规模工业开发的唯一可行技术方案。太原理工大学于2010年获得油页岩原位注蒸汽开采油气技术(MTI)的发明专利授权。基于MTI技术原理,对大尺寸油页岩试件实施原位注蒸汽开采油气的中试实验,并对多模式油页岩原位干馏技术的适用性进行分析。研究结果表明:(1)在实施油页岩原位多井水力压裂连通过程中,最高注水压力仅为地应力的41%,裂缝起裂扩展压力低。(2)蒸汽对流传热方式具备很高的传热效率,有机质热解迅速,蒸汽携带油气快速从生产井产出。同时,通过选择开启或关闭井组钻孔阀门的方式,实时调整蒸汽的流量和流向,灵活控制油页岩目标加热热解区域,实现了蒸汽的科学调配。(3)在油页岩原位注蒸汽正常运行过程中,蒸汽的注入压力仅约为自重应力的1/4,蒸汽锅炉长期低负载运行。(4)油页岩原位热解引发的地面沉降量很小,对地质环境危害小。(5)注汽热解区采出的含油率高达95%以上,总体原油采收率达到67.3%,充分证明利用MTI技术原位注蒸汽热解油页岩可达到较高的原油采收率。(6)所得油页岩油中轻质油品的占比达到72.51%;H;在热解气体中的比例占据绝对优势,体积含量高达68.87%。(7)注蒸汽热解区的顶、底板油页岩层热解不充分,裂隙发育不明显,成为良好的防渗隔热层。(8)MTI技术与其他油页岩原位热采技术相比,其在技术流程和经济性方面具有明显优势,具备广阔的商业开发应用前景。

基于低场核磁共振的抚顺油页岩孔隙连通性演化研究

油页岩原位注热开采过程中,储层内部孔隙结构的连通性直接影响载热介质的流动行为和传热效率,同时对油气产物的扩散和流动行为起控制作用.本文利用低场核磁共振(LF NMR)技术,考察了不同热解终温(23~650℃)处理时,饱和水及束缚水状态下抚顺油页岩的T2谱,分析了可动流体T2截止值、束缚流体孔隙度、饱和流体孔隙度、渗透率等NMR孔隙参数,定量研究了随热解终温升高,抚顺油页岩孔隙结构的连通性演化规律.研究结果表明热解终温对抚顺油页岩孔隙连通性及渗透率的变化起控制作用,且可动流体孔隙度对总孔隙度的增加起主要促进作用,这说明热解终温升高加大了渗透率及油气产物的输运能力.本文为深入认识油页岩原位热解过程中孔隙结构的演化提供了依据.

注水蒸汽原位热解油页岩细观特征研究

为了研究注水蒸汽原位热解油页岩过程中岩体内部的细观结构以及评价注蒸汽热解油页岩的效率,通过结合压汞测试和显微CT的方法对热解后油页岩的孔隙和裂隙参数进行测试,通过数值模拟方法对不同加热方式下油页岩矿层的温度演化特征和产油量进行分析和讨论。研究结果显示:(1)热解后油页岩的有效孔隙率至少达到了自然状态下油页岩有效孔隙率的12.2倍,同时热解后油页岩内部孔隙的迂曲度较小,比表面积较大,孔隙结构发生了质的改变,整体上,热解后油页岩内部孔隙主要为毛管孔隙;(2)热解后油页岩内部裂隙以微裂隙为主,微裂隙数量在185~293范围,在高温蒸汽作用下油页岩内部发生明显的热破裂;(3)注水蒸汽热解油页岩过程中,油页岩发生了显著的层理面的破裂,形成了贯通整个三维空间的裂隙面,为热解和产物的运移提供了良好通路;(4)注水蒸汽热解油页岩的效率要远高于传导加热,热解时间为19个月时,注水蒸汽热解油页岩形成有效热解区域可达传导加热的22.4倍,而且注水蒸汽热解油页岩的产油量要远高于传导加热;(5)综合试验测试和数值模拟结果证明了注蒸汽热解油页岩技术的高效性和可行性。

高温水蒸汽作用后油页岩渗透特性及各向异性演化的试验研究

油页岩是各向异性明显的沉积岩,以水蒸汽作为载热流体热解油页岩的过程中,岩体内部结构会发生复杂的变化。为了研究水蒸汽温度对油页岩渗透率及各向异性特征的影响规律,设计注水蒸汽热解油页岩的反应装置,对平行层理和垂直层理2个方向上的油页岩样品进行渗透率测试试验,计算得到渗透率各向异性系数,同时进行不同加热模式下油页岩渗透率的对比。研究结果显示:首先,垂直层理方向油页岩的渗透率较小,其量级最大也仅为10^(-2) mD,当热解温度从314℃增加到382℃的过程中,渗透率增幅明显,达到了2933倍;其次,平行层理方向油页岩渗透率的量级要远大于垂直层理方向油页岩渗透率,当热解温度从382℃增加到555℃,渗透率增幅显著;再次,当热解温度为314℃时,渗透率各向异性系数达到最大值,热解温度从382℃增加到555℃的过程中,渗透率各向异性系数较小,基本上呈缓慢增加趋势;最后,蒸汽加热和直接干馏2种加热模式下油页岩渗透率的区别主要体现在平行层理方向上,当热解温度从314℃增加到382℃,高温水蒸汽作用后油页岩在平行层理方向渗透率的增大程度要显著于直接干馏模式。