油页岩电加热原位开采技术研究进展

世界油页岩资源丰富,其勘探储量换算为页岩油远大于世界石油的探明储量,但有很大一部分资源埋藏较深,不能通过露天或巷道式开采加以利用。为此,介绍了壳牌公司编制的油页岩电加热原位开采技术（E-ICP）试验研究计划,包括油页岩试验区的资源评价、原位开采的流程、整个开采工程计划所需时间。该技术的应用为开发深层油页岩资源提供了新的途径和方法。     

世界油页岩原位开采技术进展

油页岩原位开采技术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,目前尚处于工业试验阶段。按照油页岩层受热方式的不同,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3类技术。在此,详细介绍了壳牌石油公司地下转化工艺技术、埃克森美孚公司Electrofrac^TM技术、IEP公司GFC技术等3种传导加热技术,还介绍了太原理工大学的对流加热技术、雪弗龙CRUSH技术等5种对流加热技术,以及2种辐射加热技术,并分析了各类工艺的优缺点。根据我国油页岩资源埋藏深、品位低的特点,应大力开展原位开采技术方面的研究工作,为将来大规模开发油页岩资源提供技术储备。     

水平井电加热油页岩过程的数值模拟

地下原位开采油页岩是近年来发展起来的新方法。中国东北地区油页岩层厚度一般小于10 m,可以采用水平井方式加热油页岩。设计了一种水平井电加热方式,利用FLUENT软件,结合自编的FORTRAN程序,数值模拟水平井和竖直井的电加热过程,并对计算结果进行对比;分析了油页岩的平均温度、产油量、热损耗率随加热时间的变化过程,计算出加热过程的耗电量。计算结果表明,采用水平井电加热方法热损耗比竖直井小,可以缩短生产时间,降低生产成本。     

油页岩原位转化技术发展现状及展望

合理高效地开发油页岩资源对中国能源安全与经济发展有重要的战略意义。油页岩地下原位转化技术相比地面干馏技术具有独特的优势,是未来油页岩开采的发展方向。文章系统地分析了代表性的油页岩地下原位转化技术发展现状,对电传导加热、热流体加热、辐射加热、燃烧加热等工艺的特点进行了归纳。结合目前研究现状,从储层造缝、地下储集空间封闭、高效加热与新能源应用等方面提出了下步研究方向。该研究可为实现油页岩绿色高效开采提供技术参考。     

油页岩原位开采数值模拟研究进展

油页岩是一种储量丰富的非常规能源,以电加热和流体加热为主的油页岩原位开采技术正逐渐成为该领域的研究重点。为了深入研究油页岩原位开采过程中涉及到的流体与地层间热传递、有机质热解化学反应、储层孔渗变化、油气渗流等多个物理化学过程之间的耦合,对原位开采过程进行系统数值模拟,有利于揭示原位开采机理、优化原位开采设计方案、评价原位开采经济效益。通过对油页岩原位开采数值模拟的国内外研究进展和研究现状进行了总结,分析了数值模拟研究的核心问题、面临的主要挑战、取得的进展以及当前亟需解决的瓶颈问题。研究结果表明:原位开采条件下的动力学参数对于开展准确的数值模拟研究至关重要,流体加热由于其过程复杂,现有模型有待完善。对于未来开展油页岩原位开采相关技术研究,尤其是数值模拟研究具有一定的指导和借鉴意义。     

流体加热方式原位开采油页岩新思路

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。     

大庆油页岩ICP原位开采集输系统建议

壳牌原位开采ICP技术是当前国际上最具前途的油页岩原位开采技术,如果该技术在大庆油页岩推广应用,需对ICP油页岩原位开采地面集输系统与大庆油田在用集输系统进行对比分析,对大庆油页岩ICP原位开采地面采出物集输系统配套技术提出可行性建议.分析认为,油田在用集输管线可以应用到油页岩原位开采地面集输系统中.     

全球油页岩资源及其开采技术进展

由于油价的高位运行、再生技术的涌现、全球对液态碳氢化合物需求的增大以及常规石油资源的持续减少等原因,近年来,世界上油页岩储量最大、分布最为集中的美国以及拥有大量油页岩资源的爱沙尼亚、以色列和土耳其等国,均对油页岩资源的开发给予了足够的重视。自2006年以来,全球有25个石油公司陆续公布了他们在油页岩领域研究的新技术。本文从油页岩的开采工艺和促进其商品化两个角度出发,对减少用水、提高能量利用效率、治理排放物、降低对地表的影响、利用和处理废弃页岩以及保护地下水等相关的先进油页岩生产技术进行了介绍,并说明,用油页岩生产石油在技术和经济上都是可行的。     

美国油页岩原位开采技术与启示

油页岩的开发利用越来越受到世界各国的重视。随着环保压力的增大,油页岩原位开采已成为未来油页岩商业化大规模开采的必然发展趋势。我国油页岩资源开发利用较早,但都是环境污染较大的地面开采方式。通过对比中美两国油页岩的地质特征和埋藏条件的不同,介绍美国土地管理局为油页岩原位开采技术的商业化推广而在美国绿河组的RDD项目投标情况和各大石油公司在该地区现场先导试验的最新进展,以及对壳牌ICP技术、雪佛龙CRUSH技术、美国页岩油公司CCR技术和埃克森美孚Electrofrac技术的对比,为我国油页岩原位开采技术的研发拓展思路,也为我国进入油页岩等非常规油气资源的大规模开采阶段提供重要的借鉴意义。     

利用原位电法加热技术开发油页岩的物理原理及数值分析

针对目前国内传统地面干馏油页岩技术的缺点,并结合油页岩自身特性,介绍了一种新的油页岩开发技术--原位电法加热开发技术(ICP).该技术可以解决传统油页岩开发技术在开发过程中高成本、高污染的难题.对油页岩高温热解失重及热破裂特征进行的分析结果表明:在350～500℃时,油页岩具有集中热解的特性,失重质量约占总质量的15%.高温热解后的油页岩会产生大量的孔隙、裂隙,从根本上提高了油页岩的渗透性,孔隙和裂隙的形成为应用ICP技术开采中油气的产出创造了条件.基于ICP开发技术的原理,建立了考虑化学反应热的能量守恒方程,并采用三维有限元法,对油页岩ICP原位电法加热开发过程进行了数值分析,获得了开发过程中温度场随时间的变化规律及地下油页岩热解范围,并计算了ICP技术在小规模开发过程中油气的产量.     

利用微波加热开采地下油页岩的技术

对目前国内外油页岩原位开采技术研究进行的分析表明,油页岩具有导热性差的特点。为了解决传统的热传导开采方法效率低、成本高的问题,提出了一种微波加热开采油页岩的新型技术。利用微波加热方式,电磁能直接作用于介质分子而转换成热能,其透射性能使物料内外介质同时受热,不需要热传导。在方案实施过程中,在油页岩层中钻羽状井并填入吸波介质,可大大改善油页岩的吸波能力,可以以较快的速度使页岩油的升温,并逐渐地将干酪根裂解转化为页岩油气。页岩油气会通过加热产生的裂缝运移到生产井,并被抽排到地面。     

油页岩原位加热电加热器温度分布模拟及优化设计

电加热是原位开采油页岩的方法之一,电加热器是其关键的加热元件。通过MATLAB的PDE工具模拟电加热器的温度分布,探讨了加热器导热系数、热源密度、密度、比热容、加热器尺寸等参数对加热效果的影响,以此作为电加热器优化设计的依据。研究指出,密度小的材料有利于提高加热器的加热效率;导热系数对温度影响不大;比热容越高,加热器的整体温度越低;随热源密度的增加,加热器的温度显著增加;正交实验分析指出,热源密度、密度、比热容对加热器温度分布影响较大,导热系数影响很小;加热器半径增加,温度增加。优化设计的加热器的形状为轴对称U型管和真空加热管,加热元件的材料为铜和不锈钢等。井下原位电加热不仅可以应用在油页岩的开采中,未来也可以作为稠油的开采技术。     

原位转化页岩油资源潜力评价方法及其应用

地下原位转化页岩油的资源潜力巨大,是中国油气的战略接替资源。依据生烃理论和化学动力学原理,提出了原位转化页岩油的资源潜力评价模型,推导了页岩原位转化后有机质孔隙度的估算模型。经过关键参数研究,结合实验分析,获得鄂尔多斯盆地评价区延长组7油层组(长7油层组)页岩原位转化后的剩余生烃潜力为79.92~197.78 mg/g,平均为134.67 mg/g;转化产出物的油气比为7∶3。结果揭示:①长7油层组页岩的原位转化页岩油核心区面积为16 932 km²,转化页岩油的总资源当量为494.0×10⁸t,其中,液态烃为345.8×10⁸t,气态烃为148.2×10⁸t(油当量),可采总量按65 % 的经验可采系数换算后为321.1×10⁸t;②核心区平均新增有机质孔隙度为5.9 % ,最大可达17.9 % ;③甜点区主要分布在鄂尔多斯盆地正宁地区以东、环县地区以东和庆城地区附近。研究方法可为原位转化页岩油资源潜力评价与长7油层组页岩油的现场先导试验提供参考。     

加热过程中页岩储层改质效果研究进展

中国陆相页岩油资源潜力巨大,但因成熟度偏低、油质重、粘度大、地层流体压力低且孔渗条件差而难以有效开发.原位加热技术可显著提高其采收率,储层改质是该技术的重要目标之一.基于前人对页岩孔隙演化的研究以及对油页岩原位加热过程中储层物性改质的探索,通过理论分析,明确了储层改质效应由孔隙演化和热致裂两种机制控制.孔隙演化主要由有...     

中国页岩油资源评价方法与资源潜力探讨

鉴于我国页岩油在类型划分、评价方法、评价参数标准和资源潜力预测等方面存在较大分歧的现状,将页岩油划分为夹层页岩油、纯页岩油和原位转化页岩油三大类。根据这三大类页岩油明显不同的赋存与形成特征,分别建立了相应的容积法、基于热解烃S₁含量体积法、基于氢指数变化的生烃量法资源量计算方法模型,并确定各种方法模型的关键参数及参数下限标准,最后按照统一的参数标准评价了我国主要盆地页岩层系的三大类页岩油资源量。我国纯页岩油、夹层页岩油、原位转化页岩油地质资源量分别为145.4×10⁸, 95.1×10⁸,708.2×10⁸ t, 可采资源量分别为9.4×10⁸,7.1×10⁸,460.3×10⁸ t。评价结果表明,我国页岩油资源丰富,是推动国内原油增产稳产的重要接替领域。     

中—低成熟度页岩油藏原位转化热-反应流耦合数值模拟

中国陆相页岩油储量丰富,成熟度整体偏低,储层中包括已生成的滞留烷烃和未转化的固体有机质,可动用能力差,且地层能量不足,仅依靠常规压裂改造技术难以获得经济产量,必须采用地下原位加热转化技术才能有效开发。伴随地层加热,干酪根与滞留烷烃发生多级平行化学反应,流体组成与储集空间均发生较大变化,使得原位转化过程中的热-反应流耦合机制更加复杂。对此,通过考虑原位转化过程中的干酪根分解、烷烃裂解对油气组成以及岩石孔渗参数的影响,建立了页岩油藏原位转化热-反应流耦合数学模型及数值求解方法。通过数值算例验证了数学模型的正确性,分析了加热温度、加热模式、初始干酪根浓度等参数对开发效果的影响,并从经济效益的角度评价了页岩油藏原位转化开发的可行性。从热-反应流角度分析了页岩油藏原位转化过程,提出的模型和计算方法可用于评估页岩油藏原位转化过程的开发效果,并为中—低成熟度页岩油藏的高效开发提供理论支持。