封隔器模拟实验装置

『壹』 增产措施

酸化主要是人工向地层注入酸液,依靠其化学溶蚀作用提高储层渗透性能的一项增产措施,主要用于石油井开采和地热资源开发中。酸化有两种类型:一类是注酸压力低于地层破裂压力的常规酸化或孔隙酸化,这时酸液主要发挥其化学溶蚀作用,扩大与之接触岩石的孔、缝、洞;另一类是注酸压力高于储层破裂压力的酸化压裂,这时酸液将发挥化学作用和水力作用来扩大、延伸、压开和沟通主裂缝,形成延伸远、流动能力强的渗流通道。

以下为酸化作业常用术语。

前置液:在酸化压裂中有3个重要的作用:①注入非活性流体前置液,可保证后续的泵注在可接受的排量和压力下进行;②可去除近井区域的油,并使矿物和伤害物表现为水润湿性,这可增加酸的溶解速度;③增加酸化的有效性,减少酸化后产物对储层引起的新伤害。在试验室配方且注入状况为地层可接受的条件下,即可注入压裂液。

压裂液:即酸化主体酸液。一般碳酸盐岩储层压裂液以盐酸为主;砂岩压裂液以氢氟酸为主,主体酸液由后置液驱入地层。

后置液:主要作用是从管柱中去除活性和腐蚀性流体并使压裂液与近井筒区域的接触程度达到最大。是否注入后置液决定于增产措施类型。如果被溶解或分散的伤害物被径向替入地层后可能会对地层造成伤害,则一般不采用后置液。如果是砂岩氢氟酸酸化,此时必须注入后置液。目的是减少二次沉淀或使二次沉淀发生在储层的深部,因为深处产生的沉淀对产能的影响较小。

缓蚀剂:主要是减少金属被腐蚀的化学物质,机理是缓蚀剂通过物理吸附或化学吸附而吸附在金属表面,从而把金属表面覆盖,使其腐蚀得到抑制。常用的缓蚀剂中,有机缓蚀剂效能高于无机缓蚀剂。

稳定剂:是一种配合剂,能与酸液中的离子结合成能溶于水的六乙酸铁络离子,减少Fe(OH)3沉淀,避免堵塞地层现象发生。

助排剂:是一种降低表面张力的活性剂,改变地层湿润性,加速返排,防止残渣形成。根据其作用,主要成分有减阻剂、破乳剂、缓速剂、悬乳剂等。

防膨剂:主要成分有羟基铝、氢氧化锆、阳离子有机聚合物、聚胺、聚季胺等,添加在酸液中,防止粘土膨胀。

本节主要介绍在地热资源开发中应用最广的碳酸盐储层酸化压裂技术。它的基本原理是:地面用高压压裂泵车,以高于储层吸收的速度,从井的套管或油管向井下注入液体,使井筒内压力增高,一直达到克服地层的地应力和岩石张力强度,使处理层段岩石开始出现破裂形成裂缝;而后泵入酸液,在处理层段将裂隙酸蚀成沟槽。压裂酸化后,这些沟槽仍然保持张开具有足够的导流能力及足够长度的裂缝,扩大有效影响半径,减小地热流体汇入井底的阻力,从而达到增产目的。

地热井碳酸盐岩储层的主要矿物成分为方解石(CaCO₃)、白云石[(CaMgCO₃)₂],采用以盐酸为压裂液进行酸化压裂时,酸岩化学反应方程式为

CaCO₃+2HCl=CaCl2+CO₂↑+H₂O

CaMgCO₆+4HCl=MgCl2+CaCl2+2CO₂↑+2H₂O

下面以天津地区 WR95井实例介绍压裂酸化技术在地热井中的应用。

(一)基本数据

WR95地热井位于天津市河西区,为地热开采井,完井目的层位为古生界奥陶系,设计井深2250m。该井基本数据见表4-7。

表4-7 WR95井基本数据

WR95井完井后对产层裸眼井段(1745.6～2101.04m)进行了地球物理测井,测得主要产层情况见表4-8。

表4-8 WR59地热井产层基本数据表

(二)试采情况及结论

WR95井采用空气压缩机先后两次进行气举洗井,总洗井时间60h,水清砂净后进行了抽水试验,井口水温53℃,水量10.38m³/h。试采结果表明,WR95井产水量较小,分析是由于该井地层受到污染及储层物性较差造成的。为了解决堵塞,改善储层渗流能力,提高该井产能,决定采用盐酸酸压工艺技术对该井实施压裂酸化增产措施。

(三)室内实验数据及结论

在进行压裂酸化之前,对处理层的录井岩屑进行了室内物化性质实验分析,根据分析结果模拟井下压力、温度来选择与之相容性(又称配伍性)好的压裂酸化措施,对产层进行有效的改造,从而达到对产层伤害小,增加产量。WR95井室内实验数据见表4-9。由表4-9数据可知,15%HCl和20%HCl溶液,在70℃下岩石的溶蚀率都比较高,但考虑到为了在地层深处形成一条较长的酸蚀裂缝,加强地层裂隙间的连通性,需要较高的酸液浓度,因此选用20%HCl溶液作为处理液。

表4-9 岩石溶蚀实验结果

注:试验温度为70℃。

(四)酸压模拟实验

图4-19和图4-20为酸液有效距离模拟和总表皮系数变化模拟,根据模拟结果,泵入酸量达到110m³以后,随着酸量的增大,裂隙总表皮溶蚀趋向零。因此选用110m³,20%HCL用于本次压裂酸化作业。

图4-19 酸液有效距离模拟结果

图4-20 总表皮系数变化模拟结果

(五)主要施工工艺及参数

1)酸化工艺:盐酸酸压工艺;

2)挤注方式:正挤;

3)挤注压力:≤20MPa;

4)排酸方式:汽化水排酸。

(六)施工用料

施工液配置及材料用量见表4-10和表4-11。

表4-10 施工液量配置表

表4-11 备料名称及数量

(七)施工结果

本次酸化作业,井口安装250型采油树(图4-21),2台700型压裂泵车(施工用),1台300型泵车(配液、打平衡),注酸管道使用89mm油管,封隔器座封深度1642.70m,油管排酸出口深度1654.21m, S-10/150型空气压缩机(排酸用),目的酸化井段1776.9～1976.7m共6组碳酸盐裂隙带。待井口采油树装置正确安装后,打入平衡压力3MPa,地面管线试验压力28.6MPa,打入前置液15m³。然后采用双泵车打酸,打入20%HCl120 m³,最高泵压21.51 MPa,排量 1.36m³/min。压酸过程中,泵压表由平均20MPa瞬间降为9.53MPa,现场分析认为碳酸岩裂隙经过酸化溶蚀和压裂,周围裂隙产生了良好的沟通。上提风管至深度800m,连接空气压缩机气举引喷,连续气举18h至基本水清砂净。经抽水试验,该地热井产能由酸化前的 10.38m³/h、53℃ 激增到水量95.67m³/h、水温78℃,表明压裂酸化措施在 WR95地热井中起到了很好的增产效果。

图4-21 250型采油树常用组合结构图

『贰』 油页岩原位开采关键技术研究

薛华庆 王红岩 郑德温 方朝合 闫 刚

（中国石油勘探开发研究廊坊分院新能源研究所，河北廊坊 065007）

摘 要：我国油页岩资源量为11602×10⁸t，其中埋藏深度在500～1500m的油页岩资源量为6813×10⁸t，原位开采技术是开发该部分资源的有效手段。我国油页岩原位开采技术处于起步阶段，已经完成了不同温度 下油页岩微观孔隙和渗透变化规律研究，电加热和蒸汽加热原位开采室内模拟实验和数值模拟研究等。研究 表明，电加热和蒸汽加热开采方式都具有可行性。设计了电加热器、注蒸汽井、生产井，为油页岩原位开采 现场试验提供技术支撑。

关键词：油页岩；原位开采；电加热；蒸汽加热

The Key Technique of Oil Shale In-situ Conversion Process

Xue Huaqing，Wang Hongyan，Zhen Dewen，Fang Chaohe，Yan Gang

（New Energy Department，Petrochina Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development-Langng，Langfang 065007，Hebei，China）

Abstract：The oil shale resources，bury in 500-1000m，are about 0.7 trillion tones in China，which count for 59％ of total resources and only are developed by in-situ conversion process.The in-situ conversion process are still in infancy in China.The regularity of oil shale micropores and permeability were studied in different temperature，the simulated experiment and numerical simulation were also respectively investigated in electrical heating and steam heating method of in-situ conversion process.As a result，both methods are available.The electrical heating well，injection steam well and procer well were designed，which provide the technique support for field test.

Key words：oil shale，in-situ conversion process，electrical heating，steam heating

引言

油页岩（又称油母页岩）是一种高灰分的含可燃有机质的沉积岩，其有机物主要为干酪根。在隔 绝空气或氧气的情况下，被加热至400～500℃，油页岩中的干酪根可热解，产生页岩油、干馏气、固 体含碳残渣及少量的热解水。目前油页岩开发的主要有两种方式：原位开采和地面干馏。原位开采是指 埋藏于地下的油页岩不经开采，直接在地下设法加热干馏，地下页岩分解，生产页岩油气被导至地面。地面干馏则是指油页岩经露天开采或井下开采，送至地面，经破碎筛分至所需粒度或块度，进入干馏炉 内加热干馏，生成页岩油气及页岩半焦或页岩灰渣。与地面干馏相比，原位开采具有节省露天开采费用 和降低地面植被破坏程度，占地面积少等优点^［1］。

中国油页岩资源储量非常丰富。2004～2006年新一轮全国油气资源评估结果显示^［2，3］，全国油页 岩资源为7199.4×10⁸t，折算成页岩油资源476.4×10⁸t，其中埋深500～1000m的油页岩资源量占全国 的36％。该部分资源无法用成熟的地面干馏工艺进行开发，只有通过原位开采工艺才能得到有效的开 发和利用。目前，国际上油页岩原位开采技术研究大部分都处于实验研究阶段，只有壳牌公司开展了现 场试验［4］。我国油页岩原位开采还处于起步阶段。在国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”项目 18“页岩油有效开采关键技术” 的支撑下，研发了多台（套）油页岩原位开采模拟实验装备，开展了 油页岩微观孔隙变化、物理模拟实验和开采数值模拟研究等，沉淀了一批科研成果，为我国油页岩原位 开采技术研究奠定了基础。

1 国内外原位开采技术

国内外油页岩原位开采技术种类较多，根据传热方式不同可分为三种类型：直接传导加热、对流加 热和辐射加热^［5］，详见表1。

表1 国内外油页岩原位开采技术

开展油页岩原位开采直接传导加热研究的单位主要有4家，加热载体包括电加热棒、导电介质、 燃料电池等。壳牌公司的ICP技术（In-situ Conversion Process）是直接将电加热棒插入井内，对地下 油页岩矿层进行加热，目前正在进行第二代电热棒（三元复合电加热棒）的现场试验研究^［4，6］。埃 克森美孚公司的ElectrofracTM技术是指对地下页岩层进行水力压裂造缝，将导电介质（如煅烧后的 石油焦炭）注入裂缝中，通电后导电介质成为加热体，该公司正在考虑进行现场试验^［7］。美国独立 能源公司（Independent Energy Partners）的GFC技术（Geothermic Fuel Cell）是利用地热能持续为燃 料电池反应堆提供能量，反应堆放热来加热页岩层，油页岩热解生产的液态烃类和气体从生产井排 出，部分气体和其它剩余的烃类物质返回燃料电池反应堆^［7］。EGL能源公司（EGL Resources）是将 高温空气注入到封闭循环管道中，通过被加热的管道对地下页岩层加热，因此也归属于直接传导 加热^［8］。

开展油页岩原位开采对流加热研究的单位主要有4家，加热载体主要为高温水蒸气、二氧化碳、空 气、烃类气体等。太原理工大学的水蒸气加热技术是通过常规油气开采中的水力压裂对页岩层造缝后，将高温水蒸气注入页岩层中加热，同时高温流体将热解产生的页岩油和烃类气体携带至生产井^［9］。雪 弗龙公司的CRUSH技术^［7，10］也是利用压裂技术对页岩层进行改造，提高裂缝发育程度，其中压裂液为 二氧化碳，然后将压缩后的高温空气注入加热井中对页岩层加热。美国地球科学探索公司（Earth Search Sciences）方法是将空气在地表的锅炉中预热后注入井下，对油页岩中干酪根进行气化^［7］。美国 西山能源公司（Mountain West Energy）的IGE技术（In-Situ Gas Extraction）是将高温天然气注入目标 页岩层中，通过对流方式来加热页岩层^［7］。

开展油页岩原位开采辐射加热研究的单位主要有3家，加热载体主要为无线射频和微波等。20世 纪70年代后，美国伊利诺理工大学利用无线电波加热油页岩，随后劳伦斯·利弗莫尔国家实验室（Lawrence Livermore National Laboratory）对该技术进行改进，通过将射频传送至直井中直接对地下页岩 层进行加热^{［11，12］}。雷神公司（Raython）与海德公园公司（Hyde Park）联合研发了RF/CF（Radio Frequency/Critical Fluids）技术，目前已经被斯伦贝谢公司收购^［7］。该技术利用射频加热页岩层，通过 注入二氧化碳来实现超临界流体提高页岩油的采收率的效果。怀俄明凤凰公司（Phoenix Wyoming）是 将微波传送至地下，对页岩层加热，研究发现微波加热的速度是电加热棒的50倍以上，但对微波源的 要求很高^［7］。

2 中深层油页岩勘探现状

我国埋深0～1500m的油页岩资源为11602×10⁸t，折算成页岩油626×10⁸t，其中，埋藏深度在 500～1000m油页岩资源量为3489×10⁸t，页岩油资源量为185×108t，1000～1500m资源量为3324× 10⁸t，页岩油资源量为155×10⁸t。比2005年全国新一轮油气资源评价结果显示的油页岩资源量7200× 10⁸t多了4402×10⁸t，主要增加了埋深1000～1500m资源量。

我国油页岩资源分布与常规油气资源相似，主要分布于北方，均表现为北富南贫。东部地区油页岩 资源主要集中于松辽盆地，占全国总资源的47％；中部地区油页岩资源集中于鄂尔多斯盆地，占全国 总资源的37％；西部地区油页岩资源主要集中于准噶尔盆地，占全国总资源的9％；南方地区主要集中 分布于茂名盆地，占全国总资源的2％；西藏地区主要集中分布于伦坡拉盆地，占全国总资源的5％。我国埋深500～1500m油页岩资源十分丰富，占总资源量的59％，该部分资源只能通过原位开采技术才 能得到有效的开发和利用。

3 油页岩原位开采开发技术现状

3.1 油页岩原位开采物理模拟实验研究

3.1.1 热破裂规律研究

油页岩在热解过程中形成大量的孔隙、裂隙，不仅提高了油页岩的渗透性，而且也为页岩油排采提 供了渗流的通道，使得原位开采技术开发中深层油页岩资源成为可能。

一般认为，当加热到105℃左右时，油页岩的主要变化时干燥脱水，待油页岩水分脱出后，温度 逐渐升高，在180℃左右，放出油页岩中包藏的少量气体。在这两个阶段油页岩内部的裂隙多发育于 层理面及矿物颗粒的周围，形成的破裂面基本上都与层理面互相平行，且数量不多，宽度较小。随 着温度进一步升高至300℃以上时，油页岩内的有机质开始发生热解生产页岩油蒸气和热解气体。油页岩内部的裂隙数量、长度和宽度有了剧烈增加，裂隙面仍具有与层理面平行，同时也形成了 一些垂直于层理方向的微小裂隙。小裂隙与大裂隙相互连通，根本上提高了油页岩的渗透 性^{［13～15］}（图1）。

3.1.2 热解后渗透规律实验研究

干馏前后的油页岩样品进行不同体积应力和孔隙压力条件下的渗透系数的变化规律研究发 现^{［15，16］}：当体积应力不变时，渗透系数随孔隙压力的增大而增大。主要原因是孔隙压力的增高，页岩 内部的孔隙数量增加、裂隙更加发育，使得单位时间内通过的流体流量增大，即渗透系数增大。当孔隙 压力不变时，渗透系数随体积应力的增大而减小。主要原因为体积应力的增大，岩体发生收缩变形，页 岩内部的孔隙数量减少、有些发生裂隙会闭合，使油页岩的微观结构发生了变化，导致流体的渗流通道 减少，即渗透系数减小（图2，图3）。因此，在进行地下原位开采油页岩时，对油页岩地层渗透特性 的评价，必须考虑流体压力和地应力的影响。

图1 不同温度下油页岩裂缝发育情况

图2 渗透系数随孔隙压力的变化曲线

图3 渗透系数随体积应力的变化曲线

3.1.3 油页岩电加热原位开采模拟实验研究

电热原位开采与常规地面干馏工艺原理类似，都是通过直接传导方式将油页岩加热至热解温度。其 不同之处在于，原位开采工艺热解过程有地下水介质参与，反应系统存在一定压力，压力大小与页岩层 的埋藏深度有关。

马跃、李术元等^［17］将油页岩与蒸馏水置于密闭的压力容器中，模拟油页岩原位开采热解反应。研 究表明，随着反应温度的增加，页岩油和气体的产率随温度的升高不断增加，中间产物沥青的产率随温 度的升高先升高后减小。由于水介质的存在，降低了化学键断裂所需要的能量，促进了热解生烃过程，使油页岩的热解温度比无水条件时降低了约120℃。

3.1.4 油页岩蒸汽加热原位开采模拟实验研究

利用过热水蒸气对油页岩进行加热，干馏后的油页岩残渣中含油率约为0.30％，页岩油的回收率 达到铝甄干馏的90％以上^［15］。因此高温水蒸气加热油页岩具有一定的可行性，而且能达到较高的采收 率。研究发现油页岩热解产生的气体主要以CH₄、C₂H₄、H₂、CO、CO₂气体为主。对常温至300℃、 300～500℃、500～580℃三个温度段的干馏气组成成分进行分析，发现随着温度的升高CH₄和C₂H₄含 量具有相同的变化趋势，基本上呈现单调下降的趋势；CO₂的含量呈逐渐下降，H₂的含量一直上升的 趋势，CO的含量呈现先降低后增加的趋势。不同温度和压裂条件下，烃类气体、残炭、一氧化碳、二 氧化碳、水蒸气等之间发生了不同程度的化学反应，反应机理十分复杂。因此，针对实验过程中CH₄、 C₂H₄、H₂、CO、CO₂的变化趋势的主要原因还有待进一步的研究。

3.2 油页岩原位开采数值研究

3.2.1 油页岩原位开采电加热数值研究^{［18，19］}

基于油页岩原位开采电加热技术的原理上，建立了油页岩热传导方程包括续性方程，动量方程，能 量方程，结合适当的初始条件和边界条件，得到油页岩原位开采电加热数学模型。采用三维有限元法，对该模型进行研究，其中加热井距为15m，运作周期为6年。通过研究油页岩矿层温度场随时间的变化 规律，加热时间为5年时矿层温度大部分超过440℃，即几乎所有的油页岩完全发生热解。

图4 油页岩原位开采高温蒸汽加热示意图

3.2.2 油页岩原位开采蒸汽加热数值研究^{［15，20］}

油页岩是几乎不渗透的岩层，蒸汽很难注入，因此需要 引进常规油气的压裂技术对页岩层进行改造，制造裂缝，作 为注汽的良好通道，提高传热效率。然后向地下油页岩矿层 注入高温水蒸气，使矿层温度升高至油页岩热解温度。最 后，将油页岩热解形成油气，通过低温蒸汽或水携带至生产 井进行排采（图4）。

油页岩原位开采高温蒸气加热是一个复杂的物理化学反 应过程，涉及热量的传递、固体变形、油页岩热解、油气的 产出和渗流等。赵阳升、康志勤等^{［12，16］}考虑到诸多影响因 素的背景下，建立了油页岩原位开采高温蒸汽加热的固、 流、热、化学耦合数学模型。通过对正九点井网的加热方式 的数值模拟研究，加热井距50m，加热周期为2.5年。通过 研究油页岩矿层温度随时间分布变化规律发现，加热时间为 2.5年时，地下油页岩地层的温度大部分都达到了500℃，完成热解。

仅从数值模拟研究发现，高温水蒸气加热比电加热的效率更高，加热温度达到油页岩热解所需的时 间更短。

3.3 油页岩原位开采现场试验研究

3.3.1 油页岩原位开采电加热器与生产井设计

针对油页岩电加热原位开采技术专门设计了静态防爆电加热器，如图5。

图5 静态防爆电加热器

静态防爆电加热器的发热元件采用金属矿物绝缘加热电缆，它不同于一般管式电加热元件，其形状 属于线形，加热电缆发热芯体和金属护套之间温差很小，导热性能好。

油页岩原位开采的排采工艺与稠油开采相似，生产井结构包括隔热油管、泵、补偿器、封隔器、筛 管等（图6），将页岩油排采至地面后进行油、气、水分离。隔热油管用于防止温度下降后页岩油的流 动性降低，筛管与封隔器起到防砂的作用。该生产井同时适用于电加热和蒸汽加热原位开采技术。

3.3.2 蒸汽加热井设计

蒸汽加热井与注蒸汽开采稠油的结构相似，主要由隔热油管、补偿器、封隔器、分层注汽阀、死堵 等部分组成（图7）。蒸汽加热井的最关键技术是井筒隔热与密封技术，其中井筒隔热总系统包括隔热 油管、耐高温的封隔器、补偿器等。蒸汽通过注汽阀（分层注汽阀）进入地层，通过封隔器实现不同 层选注，有效的提高的热量利用效率。

图6 生产井

图7 蒸汽加热井

4 结束语

我国500～1500m的油页岩资源丰富，只能通过原位开采技术才能加以有效的开发和利用。该部分 资源的开发和利用对促进我国页岩油产业的发展具有重要意义，页岩油作为石油的补充能源，也大大提 高了我国石油的供给能力。通过模拟实验研究和数值模拟研究表明，油页岩电加热与蒸汽加热原位开采 技术都具有一定的可行性。电加热工艺相对简单，加热速度较慢，能耗大等特点，蒸汽加热工艺加热速 率快，高温蒸汽对设备的要求较高等。“十二五” 期间，我国应继续加大对油页岩原位开采技术研究的 投入力度，加快原位开采现场试验装备的研发，推动现场试验研究，为工业化生产提供有效的技术 支撑。

参考文献

［1］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，2008：137～138.

［2］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.

［3］车长波，杨虎林，刘招君等.我国油页岩资源勘探开发前景［J］.中国矿业，2008，17（9）：1～4.

［4］Shell Frontier Oil and Gas Inc.E-ICP Test Project Oil Shale Research and Development Project.［R］.Houston：Bureau of Land Management U.S.A.2006-02-15.

［5］刘德勋，王红岩，郑德温等.世界油页岩原位开采技术进展［J］.天然气工业，2009，29（5）：128～132.

［6］Shell Frontier Oil and Gas Inc.For 2nd Generation ICP Project Oil Shale Research and Development Project［R］.Houston： Bureau of Land Management U.S.A.2006-02-15.

［7］The US Department of Energy.Secure Fuels from Domestic Resources：The Continuing Evolution of America's Oil Shale and Tar Sands Instries［R］.2007.

［8］E.G.L.Resources，Inc.Oil Shale Research，Development and Demonstration（R，D/D）Tract.［R］Houston：Bureau of Land Management U.S.A.2006.

［9］赵阳升，冯增朝，杨栋.对流加热油页岩开采油气方法：中国，200510012473［P］.2005-10-01.

［10］Chevron USA Inc.Oil Shale Research，Development ＆ Demonstration Project Plan of Operations.［R］.Houston： Cordilleran Compliance Services，Inc.2006-02-15.

［11］A.K.Burnham.Slow Radio-Frequency Processing of Large Oil Shale Volumes to Proce Petroleum-like Shale Oil［R］.Lawrence Livermore National Laboratory.2003-8-20：UCRL-ID-155045.

［12］A.K.Burnham，J.R.McConaghy Comparison of the Acceptability of Various Oil Shale Processes.26th Oil Shale Symposium［C］.Colorado：2006.

［13］康志勤，赵阳升，杨栋.油页岩热破裂规律分形理论研究［J］.岩石力学与工程学报.2010，29（1）：90～96.

［14］孟巧荣，康志勤，赵阳升等.油页岩热破裂及起裂机制试验［J］.中国石油大学学报（自然科学版）.2010，34（4）：89～98.

［15］康志勤.油页岩热解特性及原位注热开采油气的模拟研究［D］.山西：太原理工大学，2008.

［16］杨栋，茸晋霞，康志勤等.抚顺油页岩干馏渗透实验研究［J］.西安石油大学学报（自然科学版）.2007，22（2）：22～25.

［17］马跃，李术元，王娟等.饱和水介质条件下油页岩热解动力学［J］.化工学报.2010，61（9）：2474～2479.

［18］薛晋霞.油页岩物理力学特性实验及其原位开采非稳态热传导数学模型研究［D］.山西：太原理工大学，2007.

［19］康志勤，赵阳升，杨栋.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［J］.石油学报.2008，29（4）：592～597.

［20］康志勤，吕兆兴，杨栋等.油页岩原位注蒸汽开发的固-流-热-化学耦合数学模型研究［J］.西安石油大学学报（自然科学版）.2008，23（4）：30～36.

『叁』 深圳市百勤石油技术有限公司的产品与服务

技术能力
高速涡轮钻井
百勤率先将能达到800-1500rpm高转速的涡轮钻井技术引进中国，配合个性化设计的孕镶金刚石钻头，形成了火成岩、砾石层、高研磨石英砂岩地层钻井提速唯一有效技术。
高级别/深井多分支井
百勤具备1-6级不同完井水平分支井的能力，实现了分支井眼的重进入和选择性开采。
旋转尾管固井及多级固井
百勤率先将旋转尾管悬挂器用于中国陆地固井作业，有效提高固井质量，并将此技术广泛推广。
油基钻井液
在中国非常规能源开发水平井中推广无粘土相油基钻井液体系，有效保护储层，提供良好的井壁稳定性及润滑能力，大幅度提高钻井效率。
主要产品和服务 服务项目 主要产品 1 涡轮钻井服务 2 7/8″- 9 1/2″涡轮钻具、4″- 16″孕镶金刚石钻头 2 多分支井服务 分支井钻井和完井配套系统工具 3 旋转尾管固井服务 旋转式顶驱水泥头/旋转水泥头、旋转尾管悬挂器和扶正器 4 旋转套管固井服务 简易顶驱、套管驱动系统、固井胶塞、抗扭矩环等 5 分级固井服务 多种机械式和液压式分级箍 6 油基钻井液服务 无粘土相油基钻井液 7 钻头服务 各种高效和常规钻头 8 套管防磨减阻服务 3-1/2″、4″、4-1/2″、5″、5-1/2″钻杆非旋转套管防磨套 9 螺杆钻井服务 等壁厚长寿高效螺杆等配套工具 10 开窗侧钻服务 套管开窗钻井配套系统工具 11 定向及水平钻井服务 井下动力钻具：常规螺杆、长寿高效螺杆、空气螺杆、高速涡轮钻具等
旋转导向钻井系统
测量工具：MWD/LWD、Slim MWD以及EMWD等 12 打捞服务 打捞筒、打捞矛、震击器和强磁打捞器等 技术能力
高温高压、高腐蚀完井
具备高温高压、高腐蚀完井的完井设计、工具选型和安装调试的综合服务能力。
常规完井技术方案设计、技术咨询及服务
可以根据客户需求提供最优的完井方案，选择合理的完井工具，提供优质的服务，为客户获取最大的利益。
大位移完井
完成业界内难度较高的大位移井完井作业，最高水垂比高达3.7，平均井深7600米。
高产油井完井
提供针对不同类型的高产油井的井下完井工具，包括封隔器、安全阀及地面控制系统。
双管完井
提供双管封隔器、环空安全阀在内的双管完井系统的设计和产品。
Monobore完井
提供单通道完井工具和服务，如：尾管悬挂器、顶部封隔器、固井附件、大通径安全阀等，满足高产井的要求，为将来的修井提供便利。
主要产品和服务 服务项目 主要产品 1 高温高压完井服务 2-3/8至9-5/8油管可回收式安全阀及钢丝安全阀、适合4-1/2至10-3/4套管的各类封隔器、气举阀、滑套、化学注入阀、伸缩节、工作筒和球座等 2 钢丝作业服务 作业设备：试井绞车、井口防喷系统
标准工具：基本工具串、锁定芯轴送入与取出工具、移位工具等
打捞工具：钢丝探测器、钢丝捞矛、钢丝剪切工具、打捞筒、磁力打捞器等
测试工具：选择性测试工具、非选择性测试工具、探测工具
其他工具：胀管器、捞砂筒等 3 井口及采油树服务 套管头、套管四通、油管头、油管挂、采油树等 4 地面控制服务 单井控制盘、多井控制盘、紧急截断阀 5 试油服务 地面测试设备、套管井钻杆测试技术、裸眼井钻杆测试系统工具等 6 防砂服务 高温高压防砂技术、水平井砾石充填防砂技术、单、多层防砂技术配套产品 技术能力
水平井多级分段改造（压裂、酸压、酸化）技术
 - 水平井裸眼液压座封封隔器分段改造技术；
 - 遇油遇水自膨胀封隔器分段改造技术；
 - 水平井水力喷射分段改造技术；
 - 水平井快钻桥塞分段改造技术；
 - 水平井套管阀固井分段改造技术。
 非常规油气藏压裂技术
 - 页岩油气藏压裂技术；
 - 煤层气压裂技术；
 - 致密砂岩油气藏压裂技术。
 高温高压深井压裂技术
 强水敏低渗储层压裂技术
 井下多次座封跨隔式封隔器找水和堵水技术
主要产品及服务 服务项目 主要产品 1 分段压裂、酸压、酸化服务 水平井多级分段改造工具：裸眼液压座封封隔器、遇油遇水自膨胀封隔器、可钻桥塞、多级分段压裂滑套、球座及配套产品 压裂液、酸液及化学品：常规水基压裂液体系（适应温度段30-180℃）及化学品、清洁压裂液体系及化学品、滑溜水压裂液体系及化学品、缓速酸液体系及化学品、自生酸液体系及化学品、胶凝酸体系及化学品、清洁自转向酸液体系及化学品 2 找水/堵水服务 井下多次座封跨隔式封隔器找水工具及配套产品 跨隔式封隔器堵水工具及配套产品 技术能力
化学注入
可以提供综合防腐方案设计，以及成套化学注入系统工具，帮助客户以较低的成本达到所需的防腐效果。
动态检测
动态监测系统最大能达到25,000psi的工作压力，能应用于最高200℃的严酷井下条件，并能保证系统的高度可靠性。
气 举
根据产层特点设计合理的气举方案，选用合适的气举工具和合理的数量，提高采油效率、降低气举采油成本。
电潜泵
可提供全系列、多规格的潜油电泵以及配套工具，可以满足不同井况下使用，具有高可靠性、耐高温高压、自动化程度高、兼容性好等优点。
主要产品和服务 服务项目 主要产品 1 气举 偏心工作筒、气举阀、投捞头、造斜工具、气举阀送入和取出工具等 2 电潜泵 电潜泵、高温电潜泵、双电潜泵系统 3 化学注入 化学注入阀、化学注入管线、管线保护器、地面泵送机组、管线绞车等 4 动态监测 传感器、传感器托筒、信号电缆、控制和显示面板、太阳能供电系统等 技术能力
API相关标准；按照客户技术规格书要求设计；应用该行业最先进的设计理念；应用公司相关专利技术；采用国际业内公认品质的最先进的流体控制元件。主要产品和服务. 服务项目 主要产品 1 井口控制设备 单井控制盘、多井控制盘、欠平衡井控系统、旋转防喷器控制柜、节流管汇控制系统 2 化学试剂注入设备 化学试剂注入系统 3 紧急截断阀控制设备 紧急截断阀控制盘 4 自动化监控系统 闭路电视监控系统（CCTV）and 数据监控系统（SCADA） 技术能力
油田试压装置是依据API 16A、API 16C、API6A、SY5156等井口及井控设备试压标准及API Spec11D1-2002（ISO 14310-2001）、API14A等井下工具及安全阀的试压标准，并综合了国内外先进技术及工艺研发和制造的国际先进水平的试压产品，并拥有国家专利证书和企业标准证书。
油田试验检测装置是集试压装置、试验工艺流程、自动化控制、视频监控及配套设施于一体的大型成套设备，符合HSE职业健康、安全环保要求，功能齐全、器件优良、安全可靠、检测试验结果准确无误。
主要产品和服务 服务项目 主要产品 1 水压测试设备 便携式水压实验台，橇装式水压实验台，集中控制水压实验装置 2 气密封测试设备 便携式气密封实验台，橇装式气密封实验台，大型气密实验装置 3 实验室设计建造项目 井口及采气树试验系统，防喷器试验系统，封隔器性能实验系统，采油工艺模拟实验系统，气举工艺模拟试验系统，防沙工艺模拟试验系统

『肆』 方案设计与实施

以技术调研、室内可行性评价实验和油藏精细描述研究成果为基础，优化设计了CO₂驱油试验方案，并于2003年3月进行了矿场试验。

1.注气方案

(1)数值模拟研究

根据地质研究成果，建立了试验区的三维地质模型。进行了数值模拟网格划分，纵向上划分为4个网格，并形成一套变深度的网格系统。平面上网格方向基本与构造长轴一致，网格总数为40×42=1680个。在三维地质建模的基础上，对注气驱油室内实验数据进行了拟合。

PVT相态实验拟合:应用相态模拟软件Winprop对芳48井区原油高压PVT实验数据进行了拟合，主要包括地层流体重馏分的特征化、组分归并、饱和压力计算、单次闪蒸实验拟合、等组成膨胀实验拟合、多级脱气实验拟合、注CO₂气膨胀实验拟合及相图计算等。最后得到了能反映地层流体实际性质变化的流体PVT参数场。

拟组分划分:将芳48井区地层原油归并为6个拟组分:CO₂，N₂-C₁，C₂-C₆，C₇-C₁₆，C₁₇-C₃₀，C₃₁₊。在参数优化过程中重点考虑对原油性质和流动性质影响较大的饱和压力、气油比、密度等组成膨胀和流体黏度的拟合效果。

细管实验拟合及注气混相驱研究:通过细管实验拟合，确定了芳48井区油藏流体注CO₂气的最小混相压力，同时模拟计算了注气过程P-X相图和多级接触的拟三元相图。分析了芳48井区油藏流体在注CO₂气时的混相能力及特征。

长岩心驱替实验拟合:长岩心驱替实验拟合的目的是通过对注气方式和实验结果的匹配，对相对渗透率曲线和毛管压力曲线等参数进行适当的修正，为三维油藏数值模拟研究提供符合实际的基本渗流特征数据。对3个不同压力下的注CO₂气长岩心驱替实验进行了拟合(表6-28)。

表6-28 注CO₂气长岩心驱替实验拟合结果

在地质建模和实验数据拟合的基础上，对不同注气速度的6套方案进行了数值模拟指标预测(表6-29)。从表中可见，随着注气速度的提高，采收率增加。主要由于注气速度提高后使地层压力保持水平升高，从而更有利于提高驱油效率。但随着注气速度的进一步提高，换油率下降。

表6-29 不同注气速度数值模拟主要指标预测结果

从注气速度与累积增油量的关系看(图6-20)，随着注气速度的增加，累积增油量变化不大，表明提高注气速度对开发效果影响不明显。

图6-20 CO₂注入速度与累积增油量的关系

(2)方案设计结果

根据室内实验和数值模拟研究成果，平均日注CO₂15t时方案预测指标较好，且随着注气速度增加，采收率提高。到模拟结束时累积产油6.14×10⁴t，采出程度24.02%。考虑到室内实验和数值模拟与矿场实际有一定的误差，且为便于现场实际操作，尽量加快试验进程，力争早日得出CO₂驱油试验结论，方案设计初期日注气20t，同时根据注气井和连通油井动态变化情况进行跟踪调整。

2.采油工艺

(1)注入工艺

油管:通过玻璃钢油管、渗镍磷油管、耐蚀合金钢油管对比分析，优选了J55钢级、 ″平式渗镍磷油管。

注入管柱:采用Y341-114封隔器整体式注入管柱，该管柱由井下循环阀、Y341-114封隔器、球座、喇叭口组成，井下工具采用抗CO₂腐蚀合金钢加工，管柱可实现抗CO₂腐蚀、承压高、密封性能好的要求，承压差为25MPa，耐温120℃，使用寿命可达2年以上。

注入井井口:注入井井口抗CO₂腐蚀可分为DD、EE和FF3个级别。DD级井口材质为35CrMo;EE级井口材质在与腐蚀性介质接触的关键部位，如阀芯、隔环、压盖等采用抗CO₂腐蚀合金钢材料制造，其他部位采用35CrMo;FF级井口材质全部采用抗CO₂腐蚀合金钢;根据压力资料，选择承压高、密封性好的KQ65-35-FF注入井井口;井口安装单流阀。

辅助防腐工艺:在使用防腐油管和套管的同时，油管使用柴油作为隔离液，缓蚀剂预处理;油套环空加缓蚀剂进行压力平衡、防腐来保护油、套管。目前，国内外较好的缓蚀剂主要类型有丙炔醇类、有机胺类、咪唑啉类和季胺类。中原油田对咪唑啉类缓蚀剂在不同浓度和不同分压下进行了试验，缓蚀率达86.7%～96.0%，说明咪唑啉类缓蚀剂能够很好地防CO₂腐蚀。管柱下井后反循环替入防腐剂充满油套管环形空间，后期注入过程间断补充防腐剂。投注时，油管先挤入隔离液柴油，然后挤入防腐剂进行油管预处理。

(2)抽油举升工艺

油管和抽油杆:渗镍磷处理技术主要依靠渗镍磷层(厚度为20～40μm)来隔绝钢体与腐蚀介质的接触，从而达到防腐的目的。该技术的优点是工艺简单、成本低。考虑与测试技术相容，油井采用 小接箍外加厚 平式组合油管，即上部800m采用渗镍磷 小接箍外加厚油管，其余井段采用渗镍磷 平式油管。

抽油杆采用Ф25×Ф22×Ф19mmH级表面渗镍磷抽油杆;抽油泵选用Ф32mm整筒泵;抽油机选用YCYJ10-3-37HB节能抽油机;为满足动态监测要求，考虑防CO₂腐蚀，井口选用偏心250-EE井口。

(3)机械采油配套工艺

防气工艺:为提高泵效，防止气锁，在抽油泵下安装气锚。

清防蜡工艺:清防蜡剂采用油溶性清防蜡剂。

防腐工艺:采出井见效后，气、水、油混合物存在一定的腐蚀性，在使用防腐蚀油管和抽油杆的同时，生产过程中，采用缓蚀剂防腐，并根据采出液CO₂监测量，确定加药制度。

防垢工艺:从江苏油田试验情况看，CO₂驱在采出井出现了井下结垢现象，采取的措施是采用点滴加药方式向油套环空加入阻垢剂。大庆油田采油八厂在2000年研究了井下固体防垢工艺，主剂为氨基三甲叉膦酸和聚丙烯酸钠。室内实验结果表明，当防垢剂浓度在2.0～6.0mg/L范围内时，防垢率可达90.2%～98.4%。将防垢剂固化，安装在抽油泵下部，随生产管柱下入井内。现场检测结果表明，试验井采出液中阻垢剂的浓度能够控制在有效浓度之内，有效期1年，起到了较好的防垢作用。因此在采出井下入井下固体防垢器和油套环空加阻垢剂的措施进行防垢。

计量工艺:根据地面流程，确定相应的单井计量工艺，采用液面恢复法和井口收油罐量油或翻斗计量方式同时计量。

3.地面工艺

注入工程:在试验区建注入站1座，液态CO₂冷冻储存，升压注入。在注入井西南侧建注入站1座，由CO₂站的罐车将CO₂送到注入站后，经卸车泵输入30m³储罐，设置一套制冷装置维持储罐温度在0～10℃，储罐内的CO₂经注入泵注入井口。由于该工艺未考虑喂液泵，在试验过程中无法正常运行，后调整为撬装注气装置，满足了试验区注气要求。

原油集输工程:原油集输系统新建油井5口采用集中拉油方案。单井计量均采用固定式翻斗仪计量;集油管道内采用熔结环氧粉末防腐层，厚度大于等于350μm，工厂预制;补口采用承插式管道内补口接头，现场焊接。储罐内防腐层结构为:环氧富锌底漆2道，干膜厚度80μm，环氧防静电涂料面漆2道，干膜厚度120μm。

4.方案实施情况

注气井(芳188-138)于2003年3月开始试注，该井只射开FⅠ7层，砂岩厚度10.3m，有效厚度6.0m，未压裂直接投注。初期井口压力14～15MPa，日注液态CO₂5t。截至2004年6月底，油压13.0MPa，日注液态CO₂3t左右，受注入状况等因素影响，仅累积注入液态CO₂596t。2004年7月以来，按方案实施，平均日注气20t左右。截至2004年12月底，注入压力在12.5MPa左右，累积注入液态CO₂5396t(0.1079PV)。

2005年继续按方案设计注气(日注20t左右)，其间5～7月对注气井组进行了整体试井。截至2005年底，注入压力在12.5～13.0MPa，累积注入液态CO₂15000t(0.3PV)。

根据井组内油井受效和见气情况，2005年10月改为脉冲注气，并利用数值模拟技术对脉冲注气周期、注气速度等参数进行了优化。根据优化后的方案，先后分3个段塞注入液态CO₂5239t。截至2006年底，累积注气20373t，注入地下体积0.407PV。2007年1～2月按方案要求停注，4月份恢复注气11d，共注入CO₂301t;受钻关等因素影响，5～9月注气井停住;10月份开展了注气井组双向调剖现场试验，共注入调剖剂480m³和CO₂533t。截至2007年底，累计注入CO₂20674t(0.413PV)。

试验区4口老油井平均单井射开砂岩厚度12.9m，有效厚度10.9m。1999年10～11月用YD-89型射孔枪射孔后，进行了压裂改造，平均单井压裂砂岩厚度12.2m，有效厚度10.3m。2002年底转抽油投产，初期平均单井日产油3.5t，采油强度0.34t/d·m;2004年8月为加快试验进展，投产了距注气井80m的未压裂井芳188-137，投产初期几乎没有自然产能，2005年3月对该井进行了吞吐试验，吞吐后该井开始受效，日产油最高1.5t。试验区从2004年7月开始受效，到2005年3月见到注入气，经过脉冲注气、油井间开等调整措施，投产5年时平均单井日产油0.8t，采油强度0.08t/d·m。