油页岩大规模原位开采数值模拟研究及开采参数讨论

为了研究原位裂解过程中不同规模井组温度场和生烃量的差异,分别对六边形井组数量为7个、19个、37个和61个四种情况油页岩原位开采生产模型进行了建模,以吉林省扶余县油页岩开采试验区为试点区,在使用ANSYS软件的Mesh模块对模型进行加密网格化的基础上,使用Fluent进行了流体场和温度场模拟;通过求解化学反应动力学方程组进行了油页岩生烃过程模拟,并进行了不同井间距、注气速率和双裂缝间距情况下的模拟。模拟结果表明,大规模油页岩原位开采过程中油页岩生烃主要分为三个阶段,即快速生烃阶段(注热前500d)、缓慢生烃阶段(注热500～1 500d)和平稳阶段(注热1 500～3 000d)。增加井组数量可以提高热烟气对中心加热区域的热利用效率。但增加井组数量对单井组生烃量和能源回报率的增幅逐步减小,当井组数量从37个增加到61个时,加热为3 000d时的单井组生烃量增率小于3.1%,能源回报率增率小于8.7%,因此进行油页岩原位开采时选取37个或37以上的井组数量为获得高能源回报率的最佳方案。在61个井组条件下,不同开采参数模型达到最大能源回报率的开采参数为井间距30m、注气速率12m/s和裂缝...     

海相油页岩的生烃动力学特征——以燕山地区下马岭组油页岩为例

油页岩是未来重要的补充与替代能源。通过开放体系程序升温热模拟实验,对燕山地区下马岭组海相油页岩进行了研究。结果表明:其热裂解反应主要发生在440～480℃,表观生烃活化能集中分布于170～290 kJ/mol,主峰约为240 kJ/mol,明显高于陆相油页岩(抚顺油页岩和茂名油页岩),而与下古生界海相烃源岩(甘肃平凉奥陶系灰岩及爱沙尼亚奥陶系Kukersite油页岩)活化能分布范围及主峰位置相似。以ICP技术规范为例,在相同热历史条件下,通过数值模拟认识到下马岭组海相油页岩主生烃温度为275～325℃,高于湖相油页岩(265～305℃),而与下古生界海相烃源岩相似,表明其可能具有与古生界海相有机质相似的生烃机理。     

油页岩原位开采井距影响数值模拟研究

近年来,随着我国能源消费水平的提高,油气资源进口量逐年上升,寻找替代能源逐渐受到世界各国关注。油页岩是一种重要的石油替代能源,其储量巨大,分布广泛,开采前景广阔。地下原位转化开采油页岩具有低污染、占地面积小的优点。本文采用CMG-STARS数值模拟软件建立油页岩地下原位开采模型,通过原位注入热蒸汽法模拟了油页岩地下原位转化过程中的产油动态,并分析不同井距对开采的影响。结果表明,井距对油页岩开采有重要影响,井距越大,油页岩长期开采效果越好,但短期开采效果越差。最后对井距进行敏感性分析,结果表明井距40 m左右时产油效果最好。     

东濮凹陷西部斜坡带成藏流体历史分析

应用含油气盆地数值模拟技术和储层烃类成藏化石记录资料,比较并分析了东濮凹陷西部斜坡带不同台阶带的成藏流体历史,为研究区的勘探评价与部署提供了重要参数及依据.生排烃史模拟表明,I台阶沙三段主力烃源岩的生烃史曲线表现为早期生烃型,Ⅱ台阶为持续生烃型,Ⅲ台阶为二次生烃型;从Ⅰ台阶→Ⅱ台阶→Ⅲ台阶,同一层位烃源岩进入生烃门限和开始排烃的时间逐渐变晚,生排烃能力逐渐减小.储层流体包裹体资料揭示,西部斜坡带经历了两期油气充注过程,其中第一期发生时间相对较早,以液态烃形式充注于Ⅰ台阶和Ⅱ台阶的沙三段储层之中;第二期发生时间晚,但涉及范围广,以气态烃形式充注于Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ台阶的沙三下亚段储层之中.     

地下水源热泵抽灌井优化布置及参数灵敏度

为了确定地下水源热泵的最佳布井方式,探明含水层温度场变化特征以及水文地质参数灵敏性,以石家庄地下水源热泵适宜区肖家营—东兆通为研究区,基于热储层的地热地质条件和热物性参数,利用FEFLOW软件构建了三维水-热耦合数值模拟模型。在2 000 m³/d的抽灌量下对不同井间距、不同布井模式-含水层温度场变化进行模拟,探讨发生热突破的可能性,并探讨温度场关于热导率、渗透系数、孔隙率等参数的灵敏度。研究结果表明：1)在单抽双灌模式下,方案C(两眼回灌井连线与地下水流向垂直,一眼回灌井位于抽水井正下游,另一眼回灌井位于沿地下水流向45°方向,即两回灌井与抽水井组成等腰直角三角形,抽水井正下游的回灌井为直角顶点)的布井方案对含水层温度场影响最小,为最优方案;2)单抽双灌模式下,抽灌量为2 000 m³/d时,方案C抽灌井间距设置在40～50 m较为合理;3)抽灌过程中,温度场对于渗透系数的改变灵敏度较高,而对孔隙率以及热导率的改变灵敏度较低。     

应用盆地模拟技术评价西藏伦坡拉盆地油气资源潜力

伦坡拉盆地是西藏地区唯一取得工业油流的含油气盆地,由于地质条件复杂,油质偏稠,导致油气勘探进展缓慢。为了明确盆地油气资源潜力,有效指导下一步勘探方向,文章结合新钻探及地震资料,运用盆地模拟方法开展埋藏史、热史及生烃史研究,计算了盆地古近系生烃量和资源量。结果表明伦坡拉盆地古近系生烃量为49.80×108 t,资源量为1.507×108 t。其中以蒋日阿错为最大生烃中心,生烃量20.93×108 t,资源量1.05×108 t,江加错和爬错北部为次重要生烃中心,生烃量分别为8.83×108 t和14.76×108 t,资源量分别为0.41×108 t及0.71×108 t。从模拟结果可知,蒋日阿错洼陷、江加错洼陷资源丰度相对较高,为油气资源富集有利区,爬错洼陷由于烃源和圈闭条件较差,目前仅发现罗玛迪库构造圈闭,资源丰度较低。应用盆地模拟明确了伦坡拉盆地油气资源构成和油气资源分布有利区带,为下一步勘探指明了方向。      

油页岩原位裂解用注热管柱数值传热模拟与试验研究

油页岩作为一种非常规油气资源,有望成为石油的替代品。油页岩原位裂解技术对环境污染小,生成的油页岩油油品好,具有良好的开发前景。在原位裂解过程中,减少注热过程中的热量损失具有十分重要的意义,因此本文将对保温注热管柱的传热特性进行数值模拟和试验研究。通过传热学计算分析,保温注热管柱设计为外径?32mm的钢管,外层缠绕共计24mm的纳米保温材料。数值分析表明氮气流量越大,注热管柱出口温度达到稳定的时间越短,稳定温度也越高;当管柱氮气入口温度为500℃时,管柱出口温度在一定注气时间后均可达到400℃以上。在农安油页岩原位裂解先导试验工程中对注热管柱进行野外试验,管柱达到注热保温效果,井底温度达到设计温度,最终成功获得油页岩油。     

利用包裹体PVTx和PetroMod盆地模拟系统反演鄂尔多斯盆地上古生界古流体压力

包裹体捕获压力反映了油气藏形成时的流体压力,对于成藏过程具有重要的指示意义。本文尝试结合包裹体PVTx相态模拟及Petro Mod盆地模拟两种方法反演鄂尔多斯盆地上古生界古流体压力。以鄂尔多斯盆地天环凹陷地区布1井为例,利用包裹体PVTx相态模拟得到布1井2个包裹体样品均一温度及捕获压力分别为98.2℃,34.38MPa和121℃,30.01MPa。由Petro Mod盆地模拟生成布1井的热演化史及古流体压力史,将二者结果结合推导出包裹体形成时间。结果表明,鄂尔多斯盆地天环凹陷地区主要成藏时间为122~100Ma(晚白垩世)。结合烃源岩生烃史,推测包裹体流体形成于上古生界烃源岩快速生烃阶段,对应成熟度范围约为Ro≈0.68%~0.76%。     

影响海相烃源岩热解生烃过程的地质条件

热解生烃实验是研究油气生成机理与定量评价烃源岩生烃潜力的重要方法.烃源岩热解生烃模拟结果不仅与温度、压力和时间等因素有关,而且与地层孔隙水及压实成岩作用等地质因素密切相关.采用高压流体和高压釜(低压水蒸气)两种生烃热模拟方法对低成熟海相二叠统大隆组(P₂d)黑色泥岩进行了热解生烃实验模拟.对比分析两组实验结果表明地层孔隙热解实验有利于液态油的生成,不利于液态油向气态烃的转化,并极大地提高了干酪根的生油气潜力,显示了高压液态水、流体压力和孔隙空间等地质因素对烃源岩中有机质热成熟生烃反应的重要影响.这种影响可能与高压液态水的近临界特性有关,近临界特性地层水的参与改变了干酪根热力生烃反应的物理化学行为.推断在实际地质温压(100~200 ℃,30~120 MPa)条件下,烃源岩孔隙中的地层水是一种相对低温高压液态水,具有水的近临界物理化学特性,因此高压流体生烃热模拟实验与实际地层情况更为接近,能更有效地评价烃源岩生烃潜力.      

油页岩原位开采温度-时间-转化率判识方法及应用

油页岩原位转化开采加热的最终温度、加热时间和最终油气转化率与原位开采的经济成本息息相关。利用Rock-Eval 6型岩石热解分析仪分别获取不同升温速率下的油页岩烃产率-转化率和烃产率-活化能之间的关系,以烃产率为桥梁,建立活化能与转化率的对应关系;在此基础上,依据化学动力学反应原理,将油页岩有机质（干酪根）演化生成油气的过程近似为具一级反应特征的热裂解反应,获取不同转化率条件下温度倒数（1/T）与时间对数（ln t）的关系式,建立油页岩原位转化温度-时间-转化率关系图。以广东茂名盆地油柑窝组油页岩为例,通过上述方法建立了油页岩原位转化开采温度-时间-转化率关系图。由判识关系图可知：加热至350℃开采该区油页岩,转化率达90%需要98 a;加热至200℃开采该区油页岩,在不采取其他措施的情况下即使转化10%也需要147 a。实际情况下,地下油页岩原位受热具有非均质性,加热开采能耗大,通过添加催化剂降低油页岩原位油气转化所需的温度、改善油气产物品质可能是油页岩原位开采技术的一种发展方向。     

爱沙尼亚干酪根催化降解生烃过程及动力学研究

以爱沙尼亚油页岩干酪根为对象,利用热模拟实验方法和化工催化原理,考察了不同介质对干酪根热解生烃过程的影响,从热解生烃量、生烃组成特征及生烃动力学等方面进行了探讨。结果表明:膏岩对干酪根的生烃具有明显催化作用,碳酸盐岩对干酪根的生烃具有一定反催化作用,各种盐类对干酪根的生烃量影响较小。干酪根热解动力学研究表明,生烃动力学参数表观活化能E与视频率因子A两者之间不是独立变化的,而是具有一定的关系,即:E与lnA之间服从直线关系(R=0.99),这些认识对于深入探讨爱沙尼亚油页岩干酪根的化学结构、建立热解动力学模型具有一定的参考价值。     

富有机质的黑色页岩和油页岩的有机岩石学特征与生、排烃意义

用近代有机岩石学与有机地球化学分析相结合的方法，对比研究了我国四川盆地等下古生界富有机质沉积的海相黑色页岩,和渤海湾盆地下第三系湖相油页岩的显微有机组成特征与热演化生烃、排烃作用的关系。观测分析结果表明:黑色页岩热演化程度很高，目前热解烃含量很低，但残余有机碳含量达1％～3％，黑色页岩中保存了早期生油阶段由无定型有机质生油作用转化而形成的微粒体有机质，和未排出的石油演变而来的残余沥青，表明其为原始生烃性能很好的烃源岩。根据黑色页岩中微粒体和残余沥青的含量，可用来了解已生—排烃量和再沉降埋深过程中古油藏储层沥青、微粒体和残余沥青再生气对古生界碳酸盐气藏的贡献。富有机质沉积的下第三系湖相油页岩热演化程度不高，游离烃（S1为0.2～1.4 mg/g）和热解烃（S2为8～44 mg/g），有机碳含量达2.4％～8％，是生油性能很好的烃源岩，油页岩中不仅存在强荧光的藻和无定型有机质，而且油页岩的纹层中广泛存在富有机质的荧光沥青，反映了有利于排烃运移的信息，表明是本区生油贡献最大的烃源岩。富有机质黑色页岩和油页岩的沉积结构构造特征、有机质的赋存形式、热演化中变化过程的对比观察结果表明:其生烃、排烃作用既有很多相似性，又有一定差别。     

不同边界条件对油页岩原位转化开采的影响及启示

借助于烃源岩生排烃模拟技术,开展了加热温度、加热速率、恒温时间、水质量分数等不同边界条件对油页岩原位转化开采影响的模拟实验。结果表明:升高转化温度、降低升温速率、延长恒温时间均有利于提高原位转化出油率和改善油品;流体压力过度升高对油品稍有改善,但出油率有所降低,且过高的流体压力(如超过开采层上覆岩层压力)会对地面工程产生破坏影响;高温地层水可能作为催化剂、反应物和溶剂参加反应,促进非共价键的断裂,提高出油率。在此基础上,提出了在干馏转化过程中加入额外的供氢物质或高温水中加入适量的水溶性催化剂提高油页岩原位转化开采出油率的方法。     

雄安新区顶面埋深在3500m以浅的中元古界热储可采地热资源量和开发参数评估

为了科学合理开发利用雄安新区顶面埋深在3500m以浅的中元古界地热能,从地热资源量回收率、布井规模、单井产量、国家水热下降许可指标、开采回注井距、回注量、开采时间等开发参数进行试算和分析,评估了雄安新区地热流体可开采量,试算结果表明雄安新区地热资源量回收率和布井规模有限制,目前雾迷山组主流单井产量110m~3/h、回注量165m~3/h、井距500m合理,可以满足100年的地热田开发寿命且符合国家水热下降许可指标。地热单元的理论热能最大回收率值与单层热储岩石孔隙度、密度、比热和地热水的密度、比热等物性有关,与热储面积、厚度无关,实际最大回收率约为理论最大回收率的一半,它与生产井布井规模、单井生产量、生产开发时间、尾水温度等开发参数直接相关。推出的回注井距、回注量、开采时间简化计算公式方便实用;在热突破距离、时间、回注量评估中,不论哪种岩性,有效热储层厚度是非常重要的因素,其次是回注量和回注时间,热储孔隙度及渗透性的影响远不及有效热储层厚度的影响。雄安新区的可采地热水资源乐观估算可采地热水量占总储存水量的50%,为163.79×10~8 m~3、可采地热水所含热量37.76×10~8 GJ、折合标煤2.579×10~8 t,以每平方米每年耗能0.32 GJ计,年均可满足1.137亿平方米建筑物供暖;保守估算是乐观估算结果的30%;最佳估算是乐观估算结果的50%,年均可采地热水可满足5685万平方米建筑物供暖;雄安新区成为是地热能源应用的典型示范区。     

东营凹陷沙四上亚段烃源岩排烃特征及潜力评价

东营凹陷岩性类隐蔽油气藏的勘探日趋重要,其主力烃源岩的排烃特征及资源潜力的研究亟待加强.将东营凹陷沙四上亚段烃源岩分为暗色泥岩和油页岩两套,根据排烃门限理论,利用生烃潜力法对两套烃源岩的排烃特征进行了详细分析并对其资源潜力进行了评价.沙四上亚段烃源岩的主要排烃期为明化镇组沉积时期,排烃门限深度为2 600 m.两套烃源岩的总排烃量和总平均远景资源量分别为59.67×108t和25.65×108t,其中暗色泥岩的总排烃量和总平均远景资源量分别占总量的72.18%和72.2%,而油页岩仅分别占27.82%和27.80%,表明暗色泥岩的资源潜力更大.综合分析后认为,沙四上亚段为岩性油藏的主力烃源层,具有良好的资源前景.     

烃源岩生排烃组分法模型研究与应用

本文提出了一种新的烃源岩生排烃组分法模拟模型。组分法生烃模型根据热模拟实验得到的组分产率曲线模拟烃源的生烃史。排烃模型包括开放体系模型和间歇开放体系模型，分别用于模拟以压实作用为主要动力的孔隙排烃和以异常高压为主要动力的微裂缝排烃。这一模型根据孔隙温度、压力和烃类组成，采用热力学方法模拟孔隙体系流体体积和相态的变化、不同组分在各相中的分布，并由此求出各组分的排出量和总排烃量。对陕甘宁盆地古生界源岩生排烃史的模拟结果表明，该模型具有实用价值。     

松辽盆地南部青山口组一段油页岩生烃模拟及产物生物标志物变化特征

为了查明油页岩生排烃过程中产物的变化规律和影响因素,分析松辽盆地南部油页岩地下原位转化的实验条件,笔者选取东南隆起区油页岩样品进行高温高压热模拟实验,研究不同升温阶段液态烃和气态烃产率特征,并对液态烃产物饱和烃组分进行GC/MS分析,了解不同生物标志化合物随温度变化特征。结果表明,油页岩气态烃产率上升至500℃后稳定;液态烃产率呈单峰型变化,440℃时液态烃产率达到峰值68.9 mg/g;正构烷烃参数变化指示生烃优势温度为420℃,由C₂₉ββ/(αα+ββ)甾烷、C₂₉20S/(20S+20R)甾烷等成熟度参数的变化,将420℃划分为地区油页岩的生油门限;Ts/Tm、C₃₁αβ22S/(22S+22R)藿烷比值在未--低成熟阶段有指示意义,C₂₉ββ/(αα+ββ)甾烷、C₃₀βα莫烷/C₃₀αβ藿烷在成熟--过成熟阶段指示成熟度变化意义更强。     

烃源岩有限空间温压共控干酪根演化特征——来自红外光谱的证据

烃源岩的生烃反应是在其限定的孔隙空间中承受高静岩压力和流体压力下进行的。然而受实验装置和条件的限制,传统的高压釜密闭空间生排烃模拟实验都是在一个低流体压力、无静岩压力、较大的生烃空间下进行的,与实际地质情况差异较大。利用无锡石油地质研究所研制的地层孔隙热压生排烃模拟仪,选用泌阳凹陷泌核三段未成熟灰色泥岩分别进行有限空间和常规高压釜方式加水模拟实验,从实验残渣中提取干酪根进行傅里叶变换红外光谱对比研究,选取脂肪度参数、芳香度参数、含氧度参数等作为特征参数,研究表明:1)伴随着脂族结构裂解、含氧基团脱落及芳香结构缩合,干酪根演化明显呈现出缓慢生油→快速生油→结束生油三个阶段;2)脂肪度参数和脂链长度及支链化程度参数表明,常规加水模拟条件下有机质的热裂解反应更为剧烈,在成熟度为0.92%时达到生油高峰,之后大幅衰减,而有限空间热压模拟在成熟度为2.0%时仍伴随有较强的生烃能力;3)烃源岩有限空间热压模拟条件下饱和烃的芳构化程度更低,这可能与其限定空间内较高的流体压力有关;4)含氧度在成熟中期间歇的轻微增大,暗示水对干酪根生烃过程中也许有重要的作用。两种模拟方式下干酪根不同的演化特征说明其在生烃反应机理上存在较大的差异,相对于常规高压釜模拟系统,较高的孔隙流体压力、压实作用、生烃空间与高温高压液态水的共同作用明显延缓了有限空间热压模拟干酪根热演化,更接近地质实际。     

羌塘盆地半岛湖—东湖地区主力烃源岩及油气资源潜力

羌塘盆地中部新发现很多液态油苗,生物标志化合物指示这些液态油苗和BAPS古油藏的原油来自早侏罗世Toarcian油页岩。下侏罗统海相油页岩TOC含量高、生烃潜量大、有机质成熟度适中,是羌塘盆地侏罗系优质烃源岩和主力生油层。地震反射剖面结合钻探标定揭示,下侏罗统Toarcian油页岩稳定分布于北羌塘凹陷,厚度110～150m,大部分地区埋深4500～3000m,半岛湖背斜两翼埋深3000～1000m。由于逆冲推覆及构造改造,下侏罗统Toarcian富碳页岩在半岛湖背斜核部埋深变浅为522～675m,在比洛错、胜利河、长蛇山、托纳木藏布等地表形成油页岩露头。应用氯仿沥青法和成烃率法,采用不同地点Toarcian油页岩及生烃参数,估算面积2万km~2半岛湖—东湖地区初次生烃形成原油资源量为50～100亿吨,新生代二次生烃形成原油资源量为24.4亿吨。北羌塘凹陷Toarcian海相油页岩经过初次生烃和二次生烃形成了巨量油气资源,具有巨大的油气勘探前景。     

琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统储层流体包裹体特征及成藏期研究

通过流体包裹体的镜下观察及均一温度测定,对琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统储层流体包裹体特征及成藏期进行了研究。研究表明:流体包裹体主要沿石英愈合裂隙呈带状分布,部分在石英颗粒边部分布或切穿多个碎屑颗粒;主要包括盐水包裹体、液烃包裹体、气烃包裹体和气液烃包裹体四种类型,其中烃类包裹体呈三期发育,荧光下多为黄色—蓝白色,有机质成熟度较高;流体包裹体的均一温度呈不连续分布,峰值主要集中在130~150℃范围内。根据流体包裹体的特征、产状及均一温度,综合分析认为,中新统储层主要发育三期烃类流体充注和一期CO2流体充注,其中第二、第三期烃类流体充注为主要成藏期,CO2流体充注发生在天然气充注晚期。结合埋藏史与热演化史可知主要成藏期为1.9 Ma~1 Ma,对应新近纪上新世莺歌海末期—第四纪更新世乐东期。