油页岩原位开采井筒结构设计

在油页岩原位开采过程中,需要300℃以上高温持续对地层加热数月甚至数年,造成井筒密封完整性失效。目前国内外关于油页岩原位开采的研究集中于加热方式的实验介绍,没有可参考的实钻井筒结构设计。依据吉林松南青一段油页岩的实际情况,设计电加热、注热氮气加热两种不同开发方式下的井筒结构,利用有限元软件对加热体、套管、水泥环、围岩组合体密封完整性模型进行模拟分析。结果表明,采用600℃电加热方式进行开采时,热量传入地层迅速衰减,有效开发半径仅2. 0 m,难以适用于油页岩的开采;采用注热氮气加热开发时,有效开发半径仅5. 0 m,考虑后期压裂,热氮气可通过裂缝有效加热地层,适用于油页岩的开采;套管在加热段热应力可达1 094 MPa,需选用偏梯扣TP110H抗高温套管。     

油页岩注蒸汽原位开采数值模拟

注高温蒸汽是一种有效的油页岩原位加热开采方法。参考美国绿河地区某油页岩原位电加热开采项目,采用CMG油藏数值模拟软件建立油页岩原位加热开采的数值模型,将其中的电加热井改为注高温蒸汽井,求解油页岩的温度场、干酪根浓度和产油量,对比电加热和蒸汽加热的优缺点,并讨论注入蒸汽速率和加热范围这两个主要因素对油页岩原位开采的影响。结果表明:与电加热相比,注蒸汽加热时油页岩层温度更高,干酪根分解更快,页岩油产量峰值到达时间更早;随注入速率增大、加热范围减小,干酪根热解反应加快,页岩油产出结束较早。     

油页岩原位裂解开采温度场数值模拟与设计方案优化

根据吉林松原油页岩原位开采试验的布井方式、油页岩及流体物性参数等情况,构建了油页岩原位开采的单压裂隙-单注气井基本模型(模型Ⅰ),采用Fluent软件进行了油页岩热流体加热过程温度场模拟。为了研究不同原位开发方案的效率,在模型Ⅰ的基础上,通过增加压裂隙数、注气井数,建立了双压裂隙-单注气井模型(模型Ⅱ)、双压裂隙-双等深注气井模型(模型Ⅲ)和双压裂隙-双不等深注气井(模型Ⅳ),分别开展了注气速率为5m/s和10m/s、注气加热1500天情况的模拟。模拟结果表明,当油页岩层压裂程度越高、模型注气速率越高、注气井数量足够和注气井贯穿压裂隙加热油页岩层时,油页岩的开发利用越彻底,设计方案最优。     

油页岩原位开采的大气环境风险评估

 在近临界水油页岩原位开采过程中,会产生一些有毒有害气体(H₂S、苯、甲苯等),这些气体可能通过法兰接口、输送管道破损处、多级地质裂隙及废弃井外侧地质裂隙泄漏,带来一定的风险隐患。本文以吉林某地区油页岩原位开采为例,对其进行了空气环境的风险计算与评价。结合该区油页岩原位开采的生产工艺,确定H₂S、苯、甲苯为本次环境风险评价的风险评价因子,通过源项分析对它们的泄漏量进行了计算,结果为H₂S 92.1kg/s,苯3.168kg/s,甲苯0.109kg/s,风险类型为泄露。同时,本文对最大可信事故进行了后果计算,结果表明输送管道或法兰接口发生破裂泄漏后厂区内H₂S的车间最高容许浓度超标。在风速为2m/s时,H₂S、苯及甲苯出现浓度值超过职业接触限值现象;H₂S、苯在厂区及附近100m范围内存在浓度超过立即危害生命和健康浓度限值现象,甲苯未超标;H₂S浓度发生超出急性毒害限值现象,苯及甲苯未超标。短时间发生泄漏事故影响区域主要为厂区内部。鉴于风险计算和评价,本项目的风险值水平低于同行业标准,环境风险可接受。为了最大程度地降低风险事故发生的概率及对周边环境的影响,本文提出了一些防范及管理建议。     

吉林桦甸油页岩原位近临界水热解开采室内实验

从多学科交叉角度出发,将油气生排烃实验地质技术、绿色化工等相关领域方法引入到油页岩原位开采中。选取吉林桦甸油页岩样品,利用地层孔隙热压生排烃模拟实验仪开展了原位干馏热解和近临界水热解实验。研究表明:近临界水热解促进了油页岩原位油气转化,高温高压近临界水、反应生成的高含CO2的气体和较高的地层流体压力提高了油页岩原位页岩油潜在可采率/回收率,展现了利用近临界水特性开采油页岩,尤其是低品质油页岩的良好前景。针对我国油页岩资源埋藏深、品位低、非均质性强的情况,可以考虑利用近临界水做热传导介质和水溶解性催化剂,对地下油页岩进行原位开采。     

薄层油页岩电加热原位改性温度场数值模拟

原位开采是油页岩未来主流开采技术,目前油页岩原位开采技术研究对象多为厚层油页岩,但中国存在大量的薄层油页岩,故研究薄层油页岩原位电加热温度分布规律具有重要的意义.针对中国特殊薄层油页岩结构,采用ANSYS软件中瞬态热分析模块,建立薄层油页岩原位电加热模型,研究加热5年内薄层油页岩中温度场分布.仿真结果表明:油页岩的有效加热体积随加热时间增加而增大,且加热前3年增加速度显著快于3年之后,加热3年后继续加热增热效果已不明显,故加热薄层油页岩在加热3年可以使利益最大化.研究结果为中国薄层油页岩的开发提供了数据支撑.     

油页岩原位开采中裂隙与井组相对位置及其产状对加热效果的影响

当采用对流加热技术对地下油页岩进行加热时,地下的裂隙为热流体提供了运移通道,影响着油页岩的加热速度和加热范围。因此充分地认识地下裂隙对油页岩加热效果的影响,确定合理的布井方式对油页岩的开采十分重要。通过使用商业仿真模拟软件ANSYS,建立了3组含有简化裂隙的三维模型,以此来模拟油页岩原位注热开采中的温度场,探究并分析不同裂隙位置与产状条件下油页岩的加热效果。模拟结果表明,加热5年后即可达到稳态,加热井远离开放裂隙,生产井位于加热井与开放裂隙之间时油页岩加热效果更好。井组连线的走向垂直于裂隙走向时,加热效果更好;开放裂隙垂直于岩层时,加热效果更好。     

注蒸汽原位开采油页岩热解温度确定及可行性分析

利用热重仪对新疆油页岩进行不同温度下的热解实验,结果显示热解温度高低和油页岩在特定温度下的热解时间都会明显影响到油页岩的失重率,热解新疆油页岩的最佳温度值为500℃;通过高精度显微CT实验系统对热解后油页岩的细观进行测试,得到注蒸汽原位开采油页岩是完全可行的结论,这对油页岩原位开采技术的发展具有重要意义。     

油页岩原位开采对岩体结构影响分析

对吉林省扶余县油页岩及围岩进行了物理力学参数的测定,在此基础上,获取了容重、弹性模量、泊松比、内摩擦角及黏聚力等参数.并利用SIGMA/W模块,采用弹-塑性模型进行有限元计算,得到了原位开采区内任一点应力、应变、位移的详细信息.结果显示,采区的最大下沉位移为105m,位于开采中心处;同时,根据这些信息分析了采区岩体的应力分布,受拉区与剪应力极值分布较大区一致,都位于油页岩的上覆地层泥岩层中,从而确定了岩体的破坏过程:首先是受拉,产生大量裂隙;然后再沿着剪应力极值所在的截面发生滑动.     

油页岩原位开采过程中孔隙度和渗透率变化数值模拟

油页岩原位开采技术是一种经济、环保的油页岩利用技术。在油页岩原位开采过程中,温度变化引起油页岩中干酪根的分解及黏土矿物的转化使油页岩的孔隙度和渗透率发生改变,而孔隙度和渗透率正是影响生成的烃类物质运移的重要因素。为了研究油页岩原位开采过程中孔隙度和渗透率的变化规律,参考吉林省松原地区油页岩原位开采的现场试验情况,以梅花状布井方式建立了三维模型,模拟了油页岩原位开采的注热、生烃、黏土矿物转化以及孔隙度和渗透率变化的过程。结果表明:油页岩原位开采过程中,油页岩的孔隙度和渗透率随生烃过程的进行呈现增大趋势,且增长速率先快后慢,注热1 000 d时,孔隙度增长了3. 37%,渗透率增长了0. 004 9×10~(-3)μm~2。油页岩的孔隙度随蒙脱石-伊利石的转化逐渐增大;蒙脱石-伊利石转化过程使油页岩的渗透率有所增大;注热1 000 d时,孔隙度增长了2. 14%,渗透率增长了0. 002 5×10~(-3)μm~2。     

油页岩原位转化热解反应特征研究综述

近年来,世界能源消耗日渐增加,作为非常规能源之一的油页岩是重要的接替资源。中国油页岩资源量丰富,居世界第四位。原位转化技术作为油页岩开采的主流技术,利用热解反应建立渗流通道,开采页岩油气。基于热解反应阶段、干酪根热解、矿物成分影响与热解协同孔隙结构演化等4个方面对原位转化过程中的热解反应特征进行研究综述：（1）热解反应各个阶段下的热物理演化与热化学反应;（2）干酪根热解的反应机理及其影响因素;（3）无机矿物分解对热解反应的促进与抑制作用;（4）热解反应协同孔隙结构演化的机理及其对微裂缝扩展的促进作用。立足于热解反应这一原位转化中的核心技术问题,力图为热解反应在油页岩与中低成熟度页岩油原位转化中的应用提供一定的参考。     

油页岩固定床干馏过程三维数值模拟

主要研究了固定床内油页岩干馏过程的三维数值模拟。通过对固定床内气固相间传热传质过程的分析,建立了完整的气固两相传热传质模型,并采用多孔介质模型与流动模型相结合,将干馏过程中水分析出和干馏油气的析出过程通过用户自定义接口添加到模拟过程中。针对实际工况进行了模拟研究并与实验结果进行比对,吻合程度较好。此外,分别从进气速度和进气温度等方面进行对比分析,研究结果表明当进气速度提高0.5倍时,干馏进程加快1 600 s。当进气速度降低0.5倍时,干馏进程延缓4 200 s,换热效率明显降低。进气温度提高100℃,干馏进程加快600 s,油页岩中干酪根热解过程前期水分最大蒸发速率提高约11.4%。当进气温度降低100℃时,干馏进程延缓1 300 s,干酪根热解过程前期水分最大蒸发速率降低约24.7%。在气体热载体和传质过程的共同作用下,靠近进气位置的底部颗粒与周围环境气体中水蒸气及干馏油气之间的浓度梯度小于上部颗粒,这也是固定床内上部颗粒干馏进程较慢的一个重要原因。     

非稳态原位热解扶余油页岩热-流耦合模拟

采用热-流耦合分析模式,对水力压裂之后扶余油页岩储层的传热导流渗透能力进行数值模拟,发现流体主要沿油页岩层理方向形成地裂隙流出,但是随温度的增加,孔隙度增大也会有少许流体从油页岩的原生孔隙流出,渗流场压力在同一截面自裂隙垂直于油页岩层理向两端呈现下降趋势;流体对油页岩地层热量的传导主要是沿裂隙方向进行.加热时间增长,裂隙两侧油页岩裂解,孔隙度增加,氮气向油页岩储层的扩散速度也得到了提高,加热至40d之后,裂隙周围油页岩首先达到裂解温度,加热至60~100d,油页岩层的平均温度自500K提升至650K,整个油页岩能够被有效热解.     

基于过程分析法的页岩原位含气性评价

为了确定页岩中总含气量、吸附气/游离气含量及其比例,建立了一种新的页岩原位含气性定量评价方法,即过程分析法。该方法将钻井取芯及现场解析全过程拆分为5个阶段,依次评价不同阶段气体（吸附气、游离气）逸散量。在获取钻井取芯、储层物性、吸附/扩散、气体特性及岩芯现场解析等数据之后,使用该方法可正演计算获得全过程的气体解析量,同时获得原位总含气量、吸附气/游离气含量及其比例等数据。应用该方法对焦石坝区块JY182-6井五峰组-龙马溪组海相页岩原位含气性进行了评价。过程分析法所得总含气量是USBM直接法结果的0.8~5.4倍（平均2.0倍）;两者之间的差值为-1.27~1.58 m³/t（平均0.39 m³/t）,且随吸附气比例的增加而逐渐减小。吸附气含量及其比例主要受控于总有机碳含量（正相关）,游离气含量受控于孔隙度（正相关）和含水饱和度（负相关）,同时受黏土矿物含量的影响（弱正相关）。     

页岩气水平井油井水泥的原位增韧技术研究

针对页岩气水平井开发过程中油井水泥作为一种非均质多孔脆性复合材料,难以承受大型水力压裂带来的非均质载荷,导致水泥环的力学完整性失效破坏问题,开展了油井水泥原位增韧技术研究。研究中采用了固相烧结法和球形重淬技术,获得了微晶铁铝酸钙（MB）作为原位增韧材料。研究结果表明,制备的原位增韧材料在提升力学性能的基础上降低了水泥石的弹性模量,养护7 d后的抗压强度可达24 MPa,抗拉强度提升50%,弹性模量降至5.55 GPa。微晶铁铝酸钙的增韧机制为：“裂纹偏转”、“裂纹终止”、“消耗断裂能”。该研究的开展对满足以页岩气开采条件下的油井水泥服役要求,延长页岩气井寿命,增加页岩气产能具有重要意义。     

油砂蒸汽辅助重力泄油开发过程中面临的夹层问题

麦凯河油藏岩心资料表明油砂储层含有不等厚度、延伸范围和频率的低物性夹层,其对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)生产动态和蒸汽腔发育特征的影响成为关注的焦点。为此,根据夹层含量和分布位置划分四类SAGD井组;以此为研究对象,开展三维数值模拟研究沿程和垂向剖面蒸汽腔发育特征,并利用二维数值模拟对夹层位置、厚度和宽度等因素进行敏感性分析。研究认为,相比井组上方夹层,井间夹层对SAGD生产动态不利影响更大;延长预热时间并不能改善SAGD开发效果;夹层主要是阻碍了蒸汽上升通道以及冷凝蒸汽和加热原油的泄流通道,导致沿程蒸汽腔发育不均匀。     

压裂-注氮原位裂解油页岩加热工艺及传热模拟

提出了一种油页岩地下原位转化的新方法,即压裂-注氮原位裂解油页岩技术.油页岩储层压裂后,在加热井内下入电加热器,然后向井内注入氮气,利用加热后的高温氮气原位裂解油页岩.介绍了该方法与传统的电加热法和对流加热法相比的优势,以及特别适用的地层,并且对加热氮气过程进行了传热模拟,优化了气体加热器的参数,确定加热器的最佳长度为30 m,其热流密度为11 k W/m2.针对本工艺方法特别适用的薄层油页岩地下原位开采,进行了地层加热时间的传热模拟,确定了80 d即可将井距15 m,矿层1.5 m厚的油页岩加热到裂解温度,较电加热法和对流加热法的加热时间明显缩短.