干熱巖輔助采油可行性研究

王學(xué)忠

(中國(guó)石油化工股份有限公司勝利油田分公司新疆勘探開發(fā)中心，山東 東營(yíng) 257000)

干熱巖輔助采油可行性研究

王學(xué)忠

(中國(guó)石油化工股份有限公司勝利油田分公司新疆勘探開發(fā)中心，山東 東營(yíng) 257000)

為降低稠油熱采成本，以燃燒原油生產(chǎn)蒸汽進(jìn)行熱力開采的開發(fā)方式需要改變，同時(shí)需要減少注入水對(duì)油層造成的冷傷害，因此開展了干熱巖輔助采油可行性研究。干熱巖輔助采油技術(shù)是利用干熱巖抽取地下熱能加熱油層，以降低原油粘度、提高原油流動(dòng)能力。在技術(shù)配套方面，無論鉆深井，還是稠油熱采技術(shù)，都是成熟的。干熱巖的熱能源于核幔邊界的地?zé)幔植紡V泛、清潔、可再生。研究表明，干熱巖輔助采油技術(shù)針對(duì)性較強(qiáng)，是對(duì)現(xiàn)有蒸汽吞吐+蒸汽驅(qū)熱采技術(shù)的有效繼承，技術(shù)上具有可行性，并有可能推動(dòng)相關(guān)技術(shù)的發(fā)展，符合中國(guó)節(jié)能減排的基本國(guó)策。建議在有利區(qū)塊率先開展先導(dǎo)試驗(yàn)。

干熱巖輔助采油;冷傷害;熱采稠油;熱水驅(qū);水熱裂解

1 前言

多數(shù)高粘稠油由常規(guī)原油在儲(chǔ)層中經(jīng)受地下水沖刷、輕質(zhì)組分損失、無機(jī)氧化等多種作用導(dǎo)致原油的密度和粘度增加后演變而成。稠油開發(fā)，特別是稠油輸送比較困難，往往使開發(fā)成本、輸送成本飆升。降低稠油開發(fā)與輸送成本、提高其最終采收率是稠油油田開發(fā)工作者長(zhǎng)期面臨的難題。為此，人們想了許多辦法，其中，以燃燒原油生產(chǎn)蒸汽進(jìn)行熱力開采最為普遍，但這種方式目前遇到了保護(hù)環(huán)境、油價(jià)走高、能源開源節(jié)流的挑戰(zhàn)，急需改進(jìn)和尋求新的開采方法。

此外，注入水溫度低于油層溫度造成的冷傷害已經(jīng)嚴(yán)重影響到原油采收率的提高［1～3］。筆者統(tǒng)計(jì)，孤東油田館陶組注水單元測(cè)壓過程中得到的3400個(gè)油層溫度數(shù)據(jù)，統(tǒng)一折算到館陶組油層中，深1350 m，發(fā)現(xiàn)其原始地層溫度為66.0℃，經(jīng)過24年注水開發(fā)，目前油層溫度為62.3℃，比開發(fā)初期下降了3.7℃。2006年與2003年相比，地層溫度下降了0.81℃。與之對(duì)應(yīng)，孤東油田館陶組地面原油粘度逐漸增加，開發(fā)初期平均為874 mPa·s，開發(fā)中高期為1067 mPa·s，目前為 1874 mPa·s。長(zhǎng)期劇烈的冷傷害導(dǎo)致儲(chǔ)層孔喉膠結(jié)物和骨架礦物破碎，加劇了大孔道竄流［4］，使剩余油分布更加零散，注水開發(fā)效果變差。有效對(duì)策是提高注入水溫度，當(dāng)務(wù)之急是解決熱水來源問題。

調(diào)研發(fā)現(xiàn)，干熱巖是一種埋藏在3000～6000 m的地層深處、溫度為200～600℃、沒有水或蒸汽的熱巖體［5］。1974年，美國(guó)Los Alamos實(shí)驗(yàn)室在芬頓山鉆打了一口3050 m深井，開始利用干熱巖［6］。干熱巖開發(fā)作為一種不受地域限制的可再生清潔能源，目前主要用于發(fā)電。能否利用干熱巖輔助采油呢?圍繞降低產(chǎn)生熱水和蒸汽的費(fèi)用，提高注入溫度，筆者開展了干熱巖輔助采油可行性研究。

2 可行性研究

2.1 方法原理

勝利油田技術(shù)人員物理模擬試驗(yàn)證實(shí)，熱水驅(qū)能夠明顯提高采收率［7］。只要注入水的溫度高于油層和原油溫度，就會(huì)明顯改善稠油井開采效果，提高采收率。干熱巖輔助采油利用壓裂干熱巖，在高溫巖體中造出人造裂隙，連通地下網(wǎng)絡(luò)，便可以從一口井注入冷水，從另一口井中產(chǎn)出高溫流體了，用于加熱油層，降低原油粘度、提高原油流動(dòng)能力。

2007年，科學(xué)家推算出地幔與地核交界處的溫度為3500℃以上［8］，這就是干熱巖的熱力來源。1988年日本1口1800 m的干熱巖井，井底花崗巖溫度為250℃，往一口井里注水，100～180℃的熱水就從35 m以外的另一口井中采出來。干熱巖分布廣泛，油層以下均有干熱巖，按照地溫梯度34℃/km推算，地溫200℃對(duì)應(yīng)的深度為6000 m。提倡優(yōu)先選擇地溫梯度和熱流值高的地方鉆打干熱巖。從巖石物理性質(zhì)考慮，盡量選擇密度大、熱傳導(dǎo)率高的巖石，如選擇花崗巖。

2.2 技術(shù)實(shí)施的可行性

開采干熱巖需要在堅(jiān)硬的巖體上鉆深井和制造一個(gè)可使液體在里面循環(huán)的人造的熱交換斷裂層構(gòu)造。實(shí)現(xiàn)干熱巖熱交換系統(tǒng)，主要有人工高壓裂隙、天然裂隙、天然裂隙－斷層三種模式［9］。

目前，中國(guó)在注水開發(fā)、稠油熱采、深井鉆井方面技術(shù)成熟，石油行業(yè)具有開發(fā)利用干熱巖地?zé)崮艿挠欣麠l件和技術(shù)優(yōu)勢(shì)，為干熱巖熱水采油提供了便利條件。干熱巖技術(shù)已經(jīng)在國(guó)內(nèi)外深井采油中得到了實(shí)質(zhì)應(yīng)用，只是尚未系統(tǒng)研究其作用機(jī)理和影響因素。干熱巖輔助采油在具體技術(shù)上已經(jīng)成龍配套，而且大幅度降低稠油地下原油粘度的機(jī)理研究也已非常透徹，主要努力方向就是在提高降低原油粘度幅度上下大工夫，注重降低技術(shù)成本。

大陸地殼平均厚度為 33 km，地幔厚度約2865 km，主要由致密的造巖物質(zhì)構(gòu)成，這是地球內(nèi)部體積最大、質(zhì)量最大的一層。干熱巖最深的鉆井深度只有10 km，因此，不必?fù)?dān)心干熱巖輔助采油造成地質(zhì)災(zāi)害。此外，通過及時(shí)注水補(bǔ)充，不會(huì)因地層虧空而造成地層沉降。

2.3 干熱巖輔助采油的優(yōu)勢(shì)

一是原油比地?zé)豳Y源附加值高，用途更廣泛;二是原油比地?zé)豳Y源便于運(yùn)輸，類似于山西發(fā)展煤電，既方便了運(yùn)輸，擴(kuò)大了應(yīng)用范圍，又提高了經(jīng)濟(jì)效益;三是干熱巖輔助采油原理簡(jiǎn)單、易于實(shí)現(xiàn)，且省時(shí)、省力、省錢，安全、節(jié)能、環(huán)保，因而應(yīng)用前景廣闊。

2.4 干熱巖輔助采油技術(shù)關(guān)鍵點(diǎn)

盡量減少井筒、地面各環(huán)節(jié)的熱損失，配合水平井注汽等先進(jìn)成熟工藝，提高注入溫度。同時(shí)，干熱巖輔助采油技術(shù)要與提高剩余油識(shí)別［10］、大孔道識(shí)別緊密結(jié)合起來，提高有效注水，降本增效。同時(shí)盡量縮短注水流程長(zhǎng)度，盡可能減少沿途熱損失。2009年，深層地?zé)峁こ袒夹g(shù)被確定為中國(guó)能源技術(shù)發(fā)展的方向，隨著世界各國(guó)對(duì)潔凈能源需求的增長(zhǎng)，將會(huì)更多地使用干熱巖。

2.5 干熱巖有助于實(shí)現(xiàn)水熱裂解

劉永建教授研發(fā)了水熱裂解開采稠油新技術(shù)［11］，通過向油層加入適當(dāng)?shù)某碛退疅崃呀獯呋瘎钩碛驮谒疅釛l件下實(shí)現(xiàn)部分催化裂解，降低了粘度，這是一個(gè)很好的攻關(guān)方向。制約水熱裂解降粘的瓶頸是反應(yīng)溫度在240℃左右，目前注水、注汽技術(shù)尚難以實(shí)現(xiàn)，而應(yīng)用干熱巖驅(qū)油技術(shù)大幅度提高了注入水溫度，有助于實(shí)現(xiàn)井下水熱裂解。

2.6 干熱巖改善低滲透油藏開發(fā)效果

最近，筆者綜合在大孔道研究和干熱巖研究方面的成果，提出利用干熱巖改善低滲透油藏開發(fā)效果的技術(shù)構(gòu)想。其原理基于這樣的認(rèn)識(shí)，制約低滲透油藏高速高效開發(fā)的主導(dǎo)因素不是低滲透，而是在油層中構(gòu)造出高導(dǎo)流能力的流動(dòng)通道，通過人工措施造縫，提供快速油流通道非常可行。制約低滲透油藏開發(fā)的重要原因是天然裂縫不發(fā)育，流動(dòng)渠道不暢通，注不進(jìn)，采不出，能夠制造裂縫，必然增產(chǎn)。一方面，利用干熱巖的高溫發(fā)揮了熱水驅(qū)提高驅(qū)油效率的作用;另一方面，當(dāng)冷水遇到干熱巖，恰恰是冷傷害機(jī)理對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行了改造，產(chǎn)生了許多次生裂縫，成為重要的油流通道，從而增加了產(chǎn)能。因此，向深層注冷水極有可能改善低滲透油藏開發(fā)效果。

3 結(jié)語

1)圍繞降低稠油熱采成本和注入水冷傷害，開展了干熱巖輔助采油可行性研究。利用干熱巖來抽取的地下熱能加熱油層，來降低原油粘度、提高原油流動(dòng)能力。干熱巖的熱能源于核幔邊界的地?zé)幔植紡V泛。在技術(shù)配套方面，無論鉆深井，還是稠油熱采技術(shù)，都是成熟的。

2)研究表明，干熱巖輔助采油技術(shù)針對(duì)性較強(qiáng)，是對(duì)現(xiàn)有蒸汽吞吐+蒸汽驅(qū)熱采技術(shù)的有效繼承，技術(shù)上具有可行性，并有可能推動(dòng)相關(guān)技術(shù)的發(fā)展，符合中國(guó)節(jié)能減排的基本國(guó)策。建議在有利區(qū)塊率先開展干熱巖輔助采油先導(dǎo)試驗(yàn)，開展經(jīng)濟(jì)可行性和工程實(shí)施可能性研究。

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Feasibility study on hot dry rock assisted oil recovery technique

Wang Xuezhong

(Xinjiang Exploration＆ Exploitation，Shengli Oilfield Company，Sinopec，Dongying，Shandong 257000，China)

For reducing heavy oil thermal cost，development scheme such as producing steam by burning crude oil to achieve heavy oil need to change.Also we need to reduce formation damage，so we launched hot dry rock(HDR)assisted oil recovery feasibility study.HDR assisted oil recovery extracted heat reservoir of underground thermal energy by hot dry rock to reduce oil viscosity and improve oil mobility.The technical support facilities regardless of drilling deep or heavy oil thermal recovery technologies are mature.HDR heat from geotherm in core－mantle boundary，were widely distributed，clean and renewable.Studies have shown that hot dry rock assisted oil recovery technology had strong pertinence and effectively inherited cyclic steam injection and steam drive technology，and technically feasible.So it may promote the development of related technology and is in line with China’s basic national policy of saving energy and emission reduction.It is advised that hot dry rock assisted oil recovery pilot test should be carried out firstly in the favorable block.

hot fry rock assist oil recovery;damage by cold water;thermal heavy oil;hot water injection;aquathermolysis

TE345

A

1009－1742(2011)03－0104－03

2009－11－27

中國(guó)石油化工股份有限公司重大科技攻關(guān)項(xiàng)目(P07055)

王學(xué)忠(1972—)，男，山東鄒平縣人，高級(jí)工程師，碩士，從事油田開發(fā)研究;E－mail:wxzxlywlt@sina.com

book=476,ebook=476