富油煤原位热解开发地下体系封闭方法探讨

我国富油煤资源丰富,采用地下原位热解“取油留碳”是富油煤资源绿色高效开发的主要趋势。富油煤地下原位热解开采尚处于技术研发阶段,需要围绕富油煤原位开发的关键技术开展攻关。地下体系封闭是保障富油煤原位热解开采能量高效利用和生态环保的关键技术之一,亟需研发并构建适于富油煤原位热解开发特点的地下体系封闭技术。根据目前地下体系封闭技术研究与应用现状,系统梳理总结了地下冻结、注浆帷幕、气驱止水、泡沫止水等各类地下体系封闭技术原理与优缺点,深入分析了各类技术的地层适应性。结合富油煤层埋深、层厚、区域构造等地质特点,以及热解开发工艺和规模,讨论了不同体系封闭技术在富油煤热解开发中的适用性。探讨了体系封闭技术研发的发展趋势,即创新现有技术原理、发展复合封闭技术。针对地下体系封闭技术的工程实施,围绕开发前精细设计、开发中严密监测和开发后安全恢复,提出了包括地下体系封闭设计-监测-修复和环境恢复的系统方法。通过整合富油煤原位热解、地下体系封闭、产物驱采、CO_(2)地质封存等关键技术,提出了富油煤地下原位热解开发及CO_(2)地质封存一体化技术构想,为我国富油煤地下原位热解开采技术研发与工业化应用提供参考。

黄陵矿区富油煤对流加热原位转化开发效果数值模拟

有效开发富油煤提取石油对缓解我国油气紧张具有重要的现实意义,地下原位开采对流加热技术是富油煤有效开发的主要技术之一。以黄陵矿区延安组富油煤层为例,将高温蒸汽和氮气作为加热介质,采用地下原位转化开采对流加热的技术手段,分别研究2种加热介质在不同注入压力下的开采效果与能量回报率。结果表明:当注入气体的温度为400℃时,注蒸汽开采的加热效率更高,相同注入压力下注蒸汽开采将地层干酪根开采完所需要的时间小于注入高温氮气,二者比例为0.52~0.68,节省时间效果明显,注蒸汽开采与注氮气开采的天然气总产量比例为1.07~1.11,油总产量比例为0.82~0.85,二者差值随注入压力的增加而逐渐减小。注蒸汽开采与注氮气开采的能量回报率比例为1.754~2.363,注蒸汽开采注入压力为6 MPa时能量回报率在4.99 a达到峰值1.796,注氮气开采均未达到能量正收益。无论哪种加热介质,增加注入压力都能够缩短加热反应时间,有利于提高注蒸汽能量回报率。注氮气开采的地层流体有效渗透率较高,利于油气在地层中流动。注蒸汽开采在富油煤清洁开采方面具有优越性,为富油煤清洁开采的具体生产过程提供一定的数据参考依据。

层理特征对油页岩水力压裂裂缝扩展规律影响的数值模拟研究

目前水力压裂是油页岩储层开发的主要技术手段之一,油页岩层理特征的差异对压后裂缝形态起主要影响作用,目前研究大多聚焦在层理发育程度对裂缝扩展的影响,忽略层理厚度本身对水力裂缝扩展的影响。以鄂尔多斯盆地旬邑地区油页岩为研究对象,基于线弹性断裂力学理论,构建应力-损伤-渗流的水力压裂裂缝扩展模型,并采取全局FEM-CZM的数值模拟方法,分析层理厚度、层理间距、地应力场对水力压裂裂缝扩展的影响规律,对比不同影响因素下裂缝的破坏类型、裂缝长度和层理沟通面积。结果表明:(1)层理厚度影响层理面对水力裂缝的拦截能力,在层理厚度较大时,会导致裂缝在层理面上扩展的倾向更强,发生张拉破坏,所对应的裂缝长度和层理沟通面积更大。(2)层理间距影响水力裂缝到达层理面的时间,较小的层理间距水力裂缝会直接穿透层理面,较大的层理间距增加裂缝扩展的阻力,伴随层理间距越大,发生张拉破坏,水力裂缝长度和层理沟通面积越大。(3)地应力场决定水力裂缝扩展方向,垂向地应力差较大时,垂向应力会对层理有压实作用,导致更容易穿透层理面扩展,垂向地应力差较小时,水力裂缝在层理面扩展多发生弯曲、分支情况,所对应裂缝长度和层理沟通面积均增加。建议在压裂施工选址方面选择层理厚度较大、层理间距较大、垂向地应力场较小的区域,更有利于形成高效渗流传热通道,该研究可为旬邑地区油页岩水力压裂施工提供指导。

注采井数比对抚顺油页岩注高温氮气原位转化开采的影响

油页岩原位转化技术是油页岩工业的发展趋势,注高温氮气是一种对流加热油页岩地下原位转化开采技术,具有工艺简单、安全环保、加热效率高、经济效益好等优点。文中以抚顺油页岩为研究对象,运用数值模拟方法,研究了油页岩注高温氮气原位转化过程,并分析了常规油气田开采5种布井方式对应的注采井数比对开发效果的影响。结果表明:常规油气田开采中,以注采井数比1∶1为界,增大注采井数比有利于缩短生产时间,减小注采井数比有利于增大能量效率;注采井数比为1∶3或1∶2时,油气产量受到生产井处地层渗透率、孔隙度变化的影响,生产过程出现2个峰值;通过对比不同布井方式,注采井数比为1∶2的反七点井网法单位体积产油量最大,能量效率最大为56%,开采效果最优。该研究成果为油页岩注氮气原位开采的现场应用提供参考。

油页岩热膨胀影响因素及防膨胀措施研究

结合扶余油页岩原位转化试验工程,对温度、围压、层理结构三种热膨胀影响因素进行数值模拟。研究结果表明:在原位状态下,当温度在100~300℃范围变化时,温度与油页岩热膨胀变化量为正相关;平行层理方向热膨胀变化量总是小于垂直层理方向热膨胀变化量;对油页岩施加围压时,油页岩的膨胀量会产生抑制效果,甚至由膨胀变为压缩。针对现有技术与原位试验情况,分别提出控制裂解温度、储层围压、内部驱动力三个方面防膨胀措施建议。

油页岩自生热原位转化直井与水平井开发效果数值模拟--以鄂尔多斯盆地旬邑地区油页岩为例

油页岩是重要的化石能源,油页岩原位转化工艺具有绿色环保、占地面积小、开发成本低、可开发深部油页岩资源的优点,是油页岩工业的发展趋势,中国多次原位转化先导试验采用直井方式均成功产出油页岩油,但均出现产量低且不稳定、波及系数小等问题。以鄂尔多斯盆地旬邑地区油页岩为研究对象,运用数值模拟方法对比了油页岩自生热原位转化直井与水平井开发效果差异。研究结果显示,旬邑地区油页岩自生热原位转化局部最高温度均超过1000℃,含油饱和带主要处于温度范围为250~350℃的区域内,局部最高含油饱和度达到72%,干酪根裂解主要发生在温度达到350℃的地层中,干酪根裂解后孔隙度由6.4%增加至15.5%。其中,直井自生热原位转化累积产油量为432 m^(3),最高产油量为1.85 m^(3)/d,水平井自生热原位转化累积产油量为7260 m^(3),最高产油量为46.7 m^(3)/d。直井自生热原位转化总能量回报率仅有0.79,而水平井自生热原位转化总能量回报率达到2.48,油页岩直井和水平井自生热原位转化最优关井时间分别为第4.5年和第7年。