流体加热方式原位开采油页岩新思路

汪友平 王益维 孟祥龙 苏建政 龙秋莲 高媛萍

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

流体加热方式原位开采油页岩新思路

汪友平 王益维 孟祥龙 苏建政 龙秋莲 高媛萍

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

油页岩原位开采技术是未来进行油页岩大规模商业化开发的必然趋势，其中，流体加热技术因加热速度快、可充分利用干馏气、技术相对成熟等优点而被广泛关注。针对目前国内外油页岩原位开采流体加热技术存在的一些问题，提出了一种流体加热新思路，即采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深（300～1 000 m）的油页岩资源，其主要原理是通过在水平井分段压裂形成的复杂网状裂缝中注入高温过热蒸汽加热油页岩储层，并逐渐将干酪根裂解转化为液态烃，产生的液态烃在重力作用下通过裂缝流入生产井，然后通过常规方法采出。以山东龙口黄县盆地油页岩为例，提出了新流体加热技术设计方案，对今后进行先导试验有着重要的参考价值。

油页岩；原位开采；流体加热技术；水平井分段压裂；过热蒸汽辅助重力驱

油页岩是一种致密薄片状的、颗粒非常细的、蕴含大量未成熟有机物或干酪根的沉积岩，通过高温加热（大于300 ℃，一般为350～500 ℃）能将未成熟的干酪根热解转换为液态烃［1-4］。中国的油页岩资源十分丰富，据国土资源部2005年委托吉林大学做的新一轮油气资源评价结果，全国油页岩资源折算成页岩油资源为476.44×108t，仅次于美国，居世界第2位［5］。作为中国未来重要的接替能源，针对中国优质油页岩资源埋藏较深的特点，并考虑到地表干馏带来的环境污染和温室效应等问题，油页岩原位开采已成为未来油页岩大规模商业化开发的必然趋势。根据加热方式不同，油页岩原位开采主要分为电加热、流体加热、辐射加热和燃烧加热等。目前国内外许多机构都开展了有关流体加热原位开采油页岩技术研究，但这些技术都还存在一些问题，很难直接应用于现场试验。笔者提出了采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深油页岩资源的新思路，该技术具有加热速度快、高效性，可操作性强等优点。

1 流体加热技术现状及存在问题

流体对流加热是指流体各部分之间发生相对位移，依靠冷热流体互相掺混和移动所引起的热量传递方式，当流体与岩石表面接触时，会发生对流换热，对流的同时必伴随有导热现象。由于油页岩是热的不良导体，直接利用热传导加热速度十分缓慢，通过对流和传导方式传热比仅通过传导方式传热效率要高得多。目前国内外主要研究利用对流加热方式开采油页岩的研发单位和开采技术如表1所示。

表1 各种流体加热方式原位开采油页岩技术

雪佛龙CRUSH技术首先用碎石化技术将油页岩储层岩石破碎成不连续的岩石块，然后通过地表的压缩机注入热蒸汽（或二氧化碳）给地层进行加热，将其中的干酪根受热转化成油和气，然后通过常规方法采出，如图1所示。该工艺的主要技术特点是：（1）采用冷冻法或爆炸法的碎石化技术对储层进行改造以提高储层的渗透率；（2）加热速度快，加热和生产同时进行；（3）不连续的储层也可以分层碎石化进行储层改造并加热，对油页岩资源进行充分有效开发。公司于2005年申请了美国土地管理局的研究、开发与示范（RD&D）项目实验区并开展了一系列钻取岩心和水文测试井的先导试验前期准备工作，但并没有开展真正意义上的现场试验。该公司于2012年2月宣布退出RD&D项目，原因是他们认为原位开采技术在短时间内很难取得重大突破。

美国页岩油公司建议采用传导、对流和回流（CCR）工艺［7］开采页岩油，通过集中加热非渗透页岩盖层下面的页岩，从而将产层和被保护地下水源隔离。其原理是钻两口水平井：1口加热井和1口生产井，加热井在生产井下面。热量通过一个井下燃烧器供给，该燃烧器最终利用产出气运转。随着干酪根的分解，轻质组分上升，冷凝，然后流回地层，热量通过回流油被分散到地层中，如图2所示。通过热机械压裂方式形成了一定的渗透能力，从而使对流热传递成为可能。该工艺的主要技术特点是：（1）加热效率高，从理论上分析，通过对流和传导方式传热比仅通过传导方式传热效率要高得多；（2）加热周期较短，加热时间少于1年，而壳牌ICP电加热技术或埃克森美孚Electrofrac技术一般需要加热2～5年［8-9］。该公司也拥有美国土地管理局第1轮的RD&D项目实验区，在初次试验时，美国页岩油公司改变了最初的CCR技术设计方案，而是采用直井作为生产井，斜井作为加热井，在斜井中下方井下加热器对储层进行加热。井下加热器还不够成熟，在先导试验中出现故障，不易修理，导致项目进展中断1年多。

图1 雪佛龙的CRUSH技术示意图［6］

图2 美国页岩油公司的CCR技术示意图

其他的流体加热技术目前都还只停留在基础理论研究或室内研究阶段，技术本身还有待进一步论证和完善，不然难以开展现场试验，其中包括以色列亚洲集团的IIST-VTPC技术、美国 Petro Probe公司的Superheated Air技术、美国Mountain West Energy公司的原位蒸汽开采（IVE）技术和太原理工大学的MTI技术［10-11］。

上述流体加热技术都存在如下一些问题：（1）如不进行储层改造，加热初期蒸汽难以注入；（2）注入的热蒸汽（空气）能否达到油页岩裂解所需的温度（350～500 ℃）；（3）在高温高腐蚀条件下对地面和完井设备要求很高，在现场难以满足，目前稠油油藏蒸汽驱的最高温度约为380 ℃；（4）未考虑到在高温条件下岩石的塑性对储层改造的影响，裂缝容易闭合。

2 新流体对流加热技术路线

流体对流加热技术能否成功的关键在于：（1）能否形成有效的热连通；（2）能否使储层达到油页岩裂解所需的温度；（3）能否减少在地面和井筒热损失的同时，提高地面和井下设备在高温、高腐蚀条件下的使用寿命并确保安全。针对这些问题，笔者提出了一种油页岩原位开采流体对流加热新思路，即采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深（300～1 000 m）的油页岩资源，其主要原理是通过水平井分段压裂形成的复杂网状裂缝中注入高温过热蒸汽产生圆盘加热效应，从而生成高效的蒸汽腔，注入的高温过热蒸汽加热油页岩储层，并逐渐将干酪根裂解转化为液态烃，产生的液态烃在重力作用下通过裂缝流入生产井，然后通过常规方法采出，如图3所示。

图3 向分段压裂水平井注入过热蒸汽

2.1 水平井分段压裂技术

油页岩储层渗透率极低，气测渗透率约为 0.1～1 000 nD，如不进行储层改造，加热初期过热蒸汽难以注入，进行水平井分段压裂的主要目的是：一方面形成有效的热连通，另一方面为生成的油气提供进入生产井的通道。借鉴页岩气开发的成功经验，对于油页岩储层改造的技术为：水平井套管完井+多段多簇射孔+快速可钻式桥塞+滑溜水加线性胶复合压裂。考虑到水力压裂结束后需要注入大量的高温过热蒸汽，所以支撑剂可选用耐高温高碱的高强度陶粒支撑剂，减少其在高温高碱条件的破损率；压裂管柱选用压裂、注汽一体化耐高温隔热管柱，充分利用井下设备，减少起下管柱的作业时间。

在油页岩原位开采储层改造过程中，笔者认为还需进一步研究如下问题：（1）裂缝的几何尺寸，在埋藏较浅的储层在压裂过程中更易形成水平缝，如何让其形成复杂的网状裂缝来提高储层改造的效果；（2）压裂的段数、段间距、裂缝缝长与生产井之间的距离以及过热蒸汽的热效率保持问题，防止出现过热蒸汽直接从注入井进入生产井的汽窜现象；（3）如何防止形成的裂缝在高温条件下发生热胀而闭合。

2.2 高温过热蒸汽辅助重力驱技术

油页岩中的未成熟干酪根一般需要被加热到350～500 ℃才能发生裂解生成液态烃，裂解的主要影响因素为加热温度、加热时间、加热速度和油页岩尺寸［12］。在稠油油藏中常用的注饱和蒸汽最高温度约为380 ℃，难以满足油页岩开发需求。而在油页岩储层的注入井中注入高温过热蒸汽，过热蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展与储层发生热交换使油页岩中的干酪根发生裂解生成油气。形成的油气黏度降低和蒸汽冷凝水在重力作用下向下流动从垂直生产井中出来，如图4所示。

图4 过热蒸汽辅助重力驱技术

假定油页岩储层的地层压力为常压状态，埋藏为300 m左右的油页岩储层其地层压力约为3 MPa。当过热蒸汽的温度为500 ℃，压力为3 MPa（在此压力下，饱和蒸汽温度为234 ℃）时，笔者计算了过热蒸汽的比热焓。从图5中可以看出，蒸汽的比热焓和比容在湿饱和蒸汽段最高，且急剧变化，而过热蒸汽段的显热能够弥补井筒热损失及加热油藏的部分热损失，使得井底蒸汽腔干度明显提高，开发效果会更好。

3 流体加热技术新方案的设计

山东龙口黄县盆地油页岩埋藏较深，一般在300～500 m，须井下开采，油页岩厚度约为25～27 m，但含油率很高，达9%～22 %，平均约为13 %，为中国迄今发现的品味最高的油页岩［12］。设计的井网为五点法，注入井为水平井，水平段长度500 m；生产井为垂直井，井间距约为250 m，位于水平井下方。

具体步骤如下：（1）在油页岩的储层中心钻水平长度约为500 m的注入井，并采用保温隔热套管进行完井；（2）对水平段采用多段多簇射孔并进行压裂，段间距约为100 m，段内分3簇，每簇间距约为33 m；（3）在水平井的下方5～10 m左右的钻2口垂直的生产井，生产井井间距约为250 m；（4）压裂作业返排后，往注入井中注入温度约为500～550 ℃的高温过热蒸汽，热解油页岩30 d后，生产井开始排出油气。（5）对产出的油气进行油气水分离，分离出的水在地表进行高温加热进入蒸汽发生器形成过热蒸汽再次注入储层，从而形成有效的循环。

图5 过热蒸汽比热焓（压力3 MPa）

4 结论

（1）首先利用常规方法钻水平的注入井和垂直的生产井，对注入井进行缝网压裂并向其注入高温的过热蒸汽，利用过热蒸汽所携带的热量加热油页岩储层热解干酪根形成油气，油气在重力作用下流入生产井，最后排出地面。

（2）保证该技术在现场实施的关键是对油页岩储层改造的程度能形成有效的热连通，过热蒸汽的显热能有效地弥补地面和井筒热损失，使井底干度得到大幅提高，更好地加热油页岩储层，该技术具有加热速度快、可操作性强等优点。

（3）设计的新流体加热技术方案为国内尽早开展油页岩原位开采现场先导试验提供了技术储备，具有良好的应用前景。

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［5］刘招君，董清水，叶松青，等.中国油页岩资源现状 ［J］.吉林大学学报：地球科学版，2006，36（6）：869-876.

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［12］钱家麟，尹亮 .油页岩——石油的补充能源 ［M］.北京：中国石化出版社，2008.

（修改稿收到日期 2013-04-23）

〔编辑 景 暖〕

A new idea for in-situ retorting oil shale by way of fluid heating technology

WANG Youping,WANG Yiwei,MENG Xianglong,SU Jianzheng,LONG Qiulian,GAO Yuanping
（Petroleum Exploration and Production Research Institute of SINOPEC,Beijing100083,China）

Oil shale in-situ retorting technologies are the trend of large scale commercialized development of oil shale in the future.Among them,the fluid heating technology has attracted more and more attention due to its distinct advantages as fast heating,adequate usage of retorting gas,and relatively mature technology,etc.In view of the problems existing in fluid heating technology for oil shale in-situ retorting both at home and abroad,this paper presents a new idea of fluid heating,that is,using the combined technology of staged fracturing of horizontal section and superheated steam assisted gravity drive to produce the oil shale resources with great burial depth (300～1000 m);its main principle is to inject overheated steam through the complex fracture network created during staged fracturing of horizontal section to heat the oil shale reservoir and gradually convert the kerogen to liquid hydrocarbons,the liquid hydrocarbons so produced then flow to the producing well through the fractures,and finally flow to surface in conventional method.Taking the oil shale basin in Huangxian Basin in Longkou,Shandong,this paper presents a design scheme for fluid heating technology,which has significant reference value for pilot tests from now on.

oil shale;in-situ retorting;fluid heating technology;staged fracturing of horizontal well;superheated steam assisted gravity drive

汪友平,王益维,孟祥龙，等.流体加热方式原位开采油页岩新思路［J］.石油钻采工艺，2014，36（4）：71-74.

TE357

：B

1000–7393（2014）04–0071–04

10.13639/j.odpt.2014.04.018

汪友平，1983年生。2012年毕业于德国克劳斯塔尔工业大学石油工程专业，获博士学位，现从事水力压裂和油页岩原位开采方面的研究工作。电话：010-82314712。E-mail：wangyp.syky@sinopec.com。