CN101636554A - 利用地层压裂开发地下冻结区域的改进方法 - Google Patents
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Abstract
提供了一种用于降低部分地下地层的温度的方法。优选地,地层是油页岩地层。该方法包括在压力下向井眼内注入冷却流体的步骤,其中所述井眼在地下地层的深度或深度之下完井。该井眼具有细长管状构件以用于接收冷却流体并且用于将冷却流体向井眼下输送到地下地层。该井眼还具有与管状构件流体连通的膨胀阀,冷却流体流过膨胀阀。随后,该方法包括以下步骤:在压力下向井眼内注入冷却流体,并且使冷却流体膨胀穿过第一膨胀阀。以这种方式,冷却流体的温度被降低。周围地层的温度通过热传递和热对流同样被降低。
Description
相关申请的陈述
【0001】本申请要求于2006年10月13日提交的编号为60/851,543的美国临时申请的权益。该临时申请的全部内容通过引用并入本文。
技术领域
【0002】本发明涉及从地下地层采收烃的领域。更具体地,本发明涉及从富含有机质的岩石地层原位采收烃流体,所述富含有机质的岩石地层包括,例如,油页岩地层、煤地层和焦油砂地层。本发明还涉及用于降低地下地层温度,以及通过降低地下地层的选择部分的温度进而在页岩油开发区域容纳流体的方法。
背景技术
【0003】某些地质地层已知含有被称为“干酪根(kerogen)”的有机物质。干酪根是固态含碳物质。当干酪根被埋入岩石地层,这种混合物被称为油页岩。实际上,该矿物是否为技术上的页岩在于其是否是由压实粘土形成的岩石。
【0004】干酪根由于在一段时期内受热而被分解。由于加热,干酪根分子水平上分解以产生油、气和含碳焦炭。也可能生成少量的水。油、气和水流体在岩石基岩中流动,而含碳焦炭保持基本静止。
【0005】油页岩地层在全球范围内的多个区域被发现,包括美国。油页岩地层倾向于处于较浅的深度。在美国,油页岩主要在怀俄明州、科罗拉多州和犹他州发现。这些地层通常的特点是具有限的渗透性。一些人认为油页岩地层是烃沉积,其未曾经历多年的热和压力,而这些被认为是产生常规油气储量所必须的。
【0006】干酪根产生流动烃的分解速率取决于温度。充分的转化会需要一般超过270℃(518°F)的温度并且持续多个月份的过程。在更高的温度下,充分转化可在更短的时间内发生。当干酪根被加热,化学反应将形成固态干酪根的较大分子裂解成油和气的较小分子。热转化进程被称为热解或干馏。
【0007】从油页岩地层提取油已经尝试了许多年。近地表油页岩在地表被开采并干馏已经一个多世纪。在1862年,James Young开始加工苏格兰油页岩。该工业持续了大约100年。商业上通过地表开采的油页岩干馏也已经在其它国家如澳大利亚、巴西、中国、爱沙尼亚、法国、俄国、南非、西班牙和瑞典进行。然而,因为它证实是不经济的或者由于废页岩处理上的环境限制,该实践在最近几年已经大部分停止。(参见T.F.Yen和G.V.Chilingarian,“Oil Shale,”Amsterdam,Elsevier,p.292,其全部公开内容通过引用方式并如本文。)此外,地表干馏需要开采油页岩,这限于对非常浅地层的应用。
【0008】在美国,自从20世纪00年代早期就已经知道在西北的科罗拉多州存在油页岩沉积物。尽管时不时在该地区开展研究项目,但是还没有进行真正的商业开发。大部分对油页岩生产的研究在20世纪00年代后期进行。该研究主要是针对页岩油地质学、地球化学以及在地表设施中的干馏。
【0009】在1947年,美国专利号2,732,195授予Ljungstrom。该发明名称为“Method of Treating Oil Shale and Recovery of Oil and OtherMineral Products Therefrom(处理油页岩的方法以及从中回收油和其它矿物产品)”的专利提议在高温下将热原位应用于油页岩地层以蒸馏和生产烃。该′195Ljungstrom专利通过引用方式并入本文。
【0010】Ljungstrom杜撰了短语“热供给通道(heat supplychannels)”以描述钻到地层中的井眼。该井眼接收将热传递到周围油页岩的电热导体。因此,热供给通道充当热注入井。热注入井中的电热元件被放在砂或水泥或其它导热材料内,以允许热注入井将热传送到周围的油页岩中,同时防止流体的流入。根据Ljungstrom,在某些应用中,该“集合体(aggregate)”被加热至500℃与1,000℃之间。
【0011】与热注入井一起,流体生产井也在热注入井附近完井。将热导入岩石基体中后,干酪根被热解,产生的油和气将通过邻近的生产井被回收。
【0012】Ljungstrom通过Swedish Shale Oil Company实施了他的从加热井眼进行热传导的方法。全规模的工厂被建立,其从1944年运行至20世纪50年代。(参见G.Salamonsson,“The Ljungstrom In SituMethod for Shale-Oil Recovery,”2nd Oil Shale and Cannel CoalConference,v.2,Glasgow,Scotland,Institute of Petroleum,London,p.260-280(1951),其全部公开内容通过引用的方式并入本文)。
【0013】另外的原位方法已经被提出。这些方法一般涉及将热和/或溶剂注入地下油页岩中。热可以以热的甲烷(参见J.L.Dougan的美国专利号3,241,611)、烟道气或过热蒸汽(参见D.W.Peacock的美国专利号3,400,762)的形式。热还可以以电阻加热、电介体加热、射频(RF)加热(美国专利号4,140,180,其被转让给位于伊利诺斯州芝加哥的ITTResearch Institute)或者氧化剂注射的形式,以支持原位燃烧。在某些情况中,人工渗透性已经在该基岩中形成以有助于热解流体的运动。渗透性产生方法包括挖掘、碎石化(rubblization)、水力压裂(参见M.L.Slusser的美国专利号3,468,376以及J.V.Vogel的美国专利号3,513,914)、爆炸压裂(参见W.W.Hoover等的美国专利号1,422,204)、热压裂(参见R.W.Thomas的美国专利号3,284,281)以及蒸汽压裂(参见H.Purre的美国专利号2,952,450)。
【0014】在1989年,美国专利号4,886,118授予Shell Oil Company(壳牌石油公司),其全部公开内容通过引用的方式并入本文。该名称为“Conductively Heating a Subterranean Oil Shale to Create Permeabilityand Subsequently Produce Oil(传导性加热地下油页岩以产生渗透性以及随后生产油)”的专利声明“[c]ontrary to the implications of...priorteachings and beliefs...the presently described conductive heating processis economically feasible for use even in a substantially impermeablesubterranean oil shale.(与...在先的教导和看法的暗示相反...目前描述的传导性加热工艺对于甚至在基本上不可渗透的地下油页岩中的应用来说是经济上可行的。)”(第6栏,第50-54行)。尽管有该声明,但应当注意,除了Ljungstrom的应用外,几乎没有——如果有的话——出现商业性原位页岩油生产。该′118专利提出控制每个热注入井周围的岩石内的热传导速率以提供均匀的热前缘。
【0015】油页岩干馏和页岩油回收的另外历史可以在名称为“Methods of Treating a Subterranean Formation to Convert OrganicMatter into Producible Hydrocarbons(处理地下地层以将有机物转化成可采出烃的方法)”的共有专利出版物WO 2005/010320以及名称为“Hydrocarbon Recovery from Impermeable Oil Shales(从不可渗透性油页岩中回收烃)”的专利出版物WO 2005/045192中找到。这两篇专利出版物的背景部分和技术公开内容通过引用方式并入本文。
【0016】对页岩油生产的改进方法存在需要。此外,对在烃开发区域保持水和产出液的改进方法存在需要。更进一步,对利用地层压裂的改进冻结井存在需求。
发明内容
【0017】本文描述的方法对于提高某些现有技术方法的冷却效率具有多种益处。在多个实施例中,这种益处可以包括减少到上覆岩层的冷却损失,减少需要被循环的流体的量,或加速非渗透性冻结区域的形成。
【0018】本文提供了一种降低地下地层温度的方法。该方法包括以下步骤:在压力下将冷却流体注入到井眼。冷却流体包含具有冷冻材料颗粒的浆液(slurry)。冷却流体被循环穿过地层,从而降低至少部分地层的温度。优选地,该温度被降低到水凝固点以下的点。
【0019】浆液的使用可具有的益处是显著地增加流体单位质量的冷却流体携带的“冷能量”。此外,即使当浆液由于固体熔化的潜热而失去“冷能量”时,浆液也可以保持相对恒定的温度。
【0020】井眼在地下地层的深度处或地下地层的深度以下被完成。井眼具有穿过地下地层而形成的孔,该孔限定了直径。在这种情况下,不需要井下膨胀阀。浆液的使用可以具有额外的益处,消除或降低了对在向上和向下流动之间绝热的需要,这是因为只要冻结固体仍然存在,浆液就可以被保持在相对恒定的温度。
【0021】优选的是,该方法的步骤被重复用于多个井眼。在一个方面,至少十个邻近的冻结井被完成。冷却流体在10个邻近的冻结井内循环,从而在地下地层形成流动屏障。在一方面,流动屏障的完整性通过分析从流动屏障外面形成的井中提取的流体样品的成分而被监测。
【0022】在此额外实施例的一个方面,井眼包括细长管状构件,其接收通向地下地层的在途中的冷却流体。细长管状构件可以是U型管。在这个情况下,该方法进一步包括循环冷却流体到U型管,直到完全深度,并返回到地表。
【0023】井眼可以进一步包含在细长管状构件和井眼直径之间形成的环形区域。在这种情况,该方法可以进一步包括将流体循环到管状构件,直到完全深度,并通过环状区域回到井眼。
【0024】多种冷却流体可以被使用。在一个方面,冷却流体是部分冻结的盐水混合物。盐水混合物中的盐可以是,例如NaCl或CaCl2。冷却流体可以可替代地被限定为部分冷却的醇-水混合物。醇可以是,例如,甲醇或乙醇。
【0025】在另一方面,冷却流体可以限定为部分冷冻的二醇-水混合物。二醇可以是例如MEG、DEG或丙二醇。在另一方面,冷却流体可以限定为烃混合物,其包括超过50摩尔(mol)百分比的C7、C8、C9、C10、C11、C12、C13、C14碳分子或其混合物。
【0026】用于这种额外实施例的冷冻材料的颗粒可以有小于50微米的尺寸。一些或全部颗粒可以有小于10微米的尺寸。
【0027】优选地,在通过第一膨胀阀之后,冷却流体在约-20°F到-120°F的温度。更优选地,在通过第一膨胀阀之后,冷却流体在约-20°F到-80°F的温度。更优选地,在通过第一膨胀阀之后,冷却流体在约-30°F到-60°F的温度。
【0028】优选地,地下地层保持原位水。此外,冷却流体将地下地层冷却到足以冻结至少部分的原位水的程度。在一个方面,该方法进一步包括将低盐度的水注入到至少部分的地下地层,以减小原位水的天然盐度并提高原位水的冻结温度。
【0029】在一些情况下,单个井下膨胀阀被使用。在这种情况下,冷却流体的压力在通过膨胀阀之前优选地在约100磅每平方英寸(psia)到2,000psia。更优选地,冷却流体的压力在约200psia到800psia。
【0030】在双井眼膨胀阀的情况下,冷却流体的压力在通过第一膨胀阀前优选地在约800磅每平方英寸到4,000磅每平方英寸,在通过第一膨胀阀后在约100磅每平方英寸到约800磅每平方英寸,并且在通过第二膨胀阀后在约25到100磅每平方英寸。更优选地,冷却流体的压力在通过第一膨胀阀前在约800磅每平方英寸到2,000磅每平方英寸,在通过第一膨胀阀后在约100磅每平方英寸到约500磅每平方英寸,并且在通过第二膨胀阀后在约25到100磅每平方英寸。
【0031】本文同样公开了降低地下地层温度的方法。该方法可包括以下步骤:完成第一注入井,并且也完成邻近第一注入井的第二注入井。该方法还包括将压裂流体注入到第一注入井从而在地下地层深度形成压裂。这样,在第一和第二注入井之间建立流体连通。
【0032】该方法还包括在压力下将冷却流体注入到第一注入井和压裂。这用于降低地下地层的温度。该方法进一步包括通过第二注入井使至少部分的冷却流体循环返回。
【0033】在这种方法中,地质机械条件被选择,使得压裂是基本垂直的。形成压裂的井可以是基本垂直或基本水平的。
【0034】第一注入井优选地包含细长管状构件,其接收通向地下地层的在途中的冷却流体。第一注入井可以进一步包含与管状构件流体连通的膨胀阀,冷却流体流过该膨胀阀从而冷却地下地层。膨胀阀可以被设置于沿井眼选择的一点。在一种情况,膨胀阀被设置为沿管状构件接近地下地层上部深度。
【0035】再一次,多种冷却流体可以被使用。在一方面,冷却流体是部分冻结的盐水混合物。在盐水混合物中的盐可以是,例如NaCl或CaCl2。冷却流体可以替代地被限定为部分冻结的醇-水混合物。醇可以是,例如,甲醇或乙醇。
【0036】在另一方面,冷却流体可以限定为部分冻结的二醇-水混合物。二醇可以是例如MEG、DEG或丙二醇。在另一方面,冷却流体可以限定为烃混合物,其包含超过50摩尔百分比的C7、C8、C9、C10、C11、C12、C13、C14碳分子或其混合物。
【0037】在一方面,冷却流体是浆液,其包含冻结材料颗粒。冷却流体内的冻结材料可以是通过机械研磨方法形成的。颗粒可以具有不同于冷却流体的成分。冷却流体可以是带有接近低共熔成分的组成的混合物。
【0038】在一方面,颗粒的成分的冻结温度高于冷却流体的冻结温度。在这种情况下,颗粒通过将冷却流体快速冷却到颗粒冻结温度以下,但不低于冷却流体的冻结温度而形成。在另一方面,颗粒在冻结状态被掺入冷却流体。颗粒可以包含具有外部和内部的双相材料,从而使得外部具有高于内部的冻结温度。
【0039】对于单相冷却流体,压裂流体优选包含用于支撑地层的支撑剂(proppant)。对于浆液冷却流体,压裂流体优选不含有支撑剂,或含有大于浆液颗粒平均尺寸至少8倍的支撑剂颗粒。
【0040】本文公开了降低地下地层温度的另一种方法。该方法包括以下步骤:完成在第一深度和第二更低深度处与地下地层流体连通的井眼。然后压裂流体被注入井,从而在地下地层的深度形成基本垂直的压裂。通过这种方法,在井内的第一深度和第二深度之间提供了流体连通。然后冷却流体在压力下循环通过井并到达压裂。冷却流体从一个深度流向另一个,从而降低地下地层的温度。
【0041】井可以在地下地层内被基本垂直地完成。可替代地,井可以在地下地层内被基本水平地完成。压裂流体可以包含或者可不包含支撑剂。
【0042】本文提供了降低地下地层温度的另一种方法。该方法包含将第一温度的冷却流体注入井眼。井眼在地下地层深度处或地下地层的深度以下被完成。该方法还包括在冷却流体进入井眼后将其温度降低。冷却流体在更低的温度在地下地层的深度通过井眼。由此处,冷却流体循环回到地表。
【0043】在这种情况下,井眼可包含细长管状构件,其接收通向表面地层的在途中的冷却流体。井眼可以进一步包含第一膨胀阀,其与管状构件流体连通,冷却流体流过该第一膨胀阀。膨胀阀用于将冷却流体冷却到更低的温度。
【0044】本文同样公开了冷却井。冷却井用于降低地下地层温度的目的。井眼在地下地层的深度或地下地层的深度以下被完成,并且在一方面包括细长管状构件和第一膨胀阀。第一膨胀阀与细长管状构件流体连通。冷却流体被引导通过细长管状构件和第一膨胀阀,从而冷却地下地层。
【0045】在一方面,细长管状构件是U型管。第一膨胀阀可以在地下地层的上部深度以上处被设置在管状构件上。可替代地,第一膨胀阀可以在接近地下地层的下部深度处被设置在管状构件上。还可替代地,第一膨胀阀可以在接近地下地层的上部深度处被设置在管状构件上。
【0046】在一个实施例,井眼进一步包含环形区域,其形成在细长管状构件和井眼直径之间。冷却流体可以通过管状构件沿地下地层循环,并且随后通过周围的环形区域返回井眼。
【0047】在另一个实施例,细长管状构件是U型管,其包含向下部分和向上部分,冷却流体流过该向下部分流向地下地层,并且冷却流体流过该向上部分流回地表。绝热材料可以被置于沿着U型管的全部或部分,以减小向上和向下流动之间的热交换。冷却井眼进一步包括第二膨胀阀。冷却流体在到达地下地层的深度时或者之前,流过第一膨胀阀。冷却流体在到达地下地层的深度时或到达地下地层的深度后进一步流过第二膨胀阀。
【0048】多种冷却流体可以被使用。在一方面,冷却流体包含液体,其在通过第一膨胀阀时全部或部分地汽化。在另一方面,冷却流体包含气体。冷却流体可以以气态被注入,并在通过第一膨胀阀时保持基本气态。可替代地,冷却流体可以气态被注入,但在冷却流体通过第一膨胀阀后,部分冷却流体从气态冷凝为液态。
【0049】注入的冷却流体可以包含至少50摩尔百分比的丙烷、丙烯、乙烷、乙烯或它们的混合物。可替代地,冷却流体可以包含至少80摩尔百分比的丙烷、丙烯、乙烷、乙烯、异丁烷或它们的混合物。
【0050】可替代地,注入的冷却流体可以包含至少50摩尔百分比的卤化烃。可替代地,冷却流体可以包含至少80摩尔百分比的卤化烃。
【0051】冷却流体可以在注入管状构件前被冷冻。例如,冷却流体可以在注入到管状构件之前被冷冻到环境温度以下。在任何情况下,冷却流体可以以控制的速率被注入地下地层,从而使得冷却流体流过第一膨胀阀和周围的地下地层,并随后以不超过20wt.%(重量百分比)的液态离开地下地层。可替代地,冷却流体可以以受控速率被注入到地下地层,从而使得冷却流体流过第一膨胀阀和周围的地下地层,并随后以不超过5wt.%(重量百分比)的液态离开地下地层。
【0052】冷却井眼可以被置于相对于油页岩开发区域的多个位置。优选地,一个或多于一个井眼可以在油页岩开发区域的外部或沿其周边形成。
【0053】最后,本文提供了在地下地层形成冻结壁的方法。在一方面,该方法包括确定地下地层内最小主应力方向,并随后沿着与最小主应力的所述方向垂直的方向形成多个冷却井眼。该方法还包括将压裂流体注入至少一些冷却井眼,从而在地下地层深度形成基本垂直的压裂。通过这种方法,流体连通被提供在冷却井眼之间。
【0054】依照用于形成冻结壁的方法,某些冷却井眼被指定为注入井并且某些冷却井眼被指定为生产井。该方法包括在压力下注入冷却流体到注入井并注入到压裂,从而降低地下地层的温度。该方法随后包括通过生产井循环至少部分冷却流体向上返回。
附图简述
【0055】一些图、图表和流程图被附于本文,从而可以更好地理解本发明的特点。然而,应该注意,附图仅说明了本发明选择的实施例,并且因此不被认为限制本发明的范围,因为本发明承认其它等效的实施例和应用。
【0056】图1是说明性的地下区域的截面图。地下区域包括富含有机物的岩石基岩,其限定地下地层。
【0057】图2是在一个实施例中阐明从富含有机物岩石地层原位热采收油和气的一般方法的流程图。
【0058】图3是显示地下水流的油页岩开发的截面侧视图。
【0059】图4提供使用多于一层加热井的说明性加热井布置的平面图。
【0060】图5是比较一吨绿河(Green River)油页岩在模拟的原位干馏处理前后的柱状图。
【0061】图6是烃开发区域的一部分的截面图。说明性的富含有机物的岩石地层显示为在地表之下。多个冻结井被设置于烃开发区域外围部分的周围。
【0062】图7是一个实施例中冻结井井眼的截面图。在富含有机物的岩石地层的层位处完成井眼。
【0063】图8是一个实施例中膨胀阀的侧视图。这是用于图7井眼中的膨胀阀的放大视图。
【0064】图9是可用于冻结井井眼的膨胀阀的替换布置的截面图。
【0065】图10是替换实施例中冻结井井眼的截面图。在这个井眼中,两个膨胀阀被置于接近富含有机物的岩石地层的层位。使用的膨胀阀在图9中描绘。
【0066】图11是另一实施例中冻结井井眼的截面图。同样,两个膨胀阀被置于接近富含有机物的岩石地层的层位。一个阀沿着细长管状构件的内径,而另一个沿细长管状构件的外径。
【0067】图12是另一实施例的冻结井井眼的截面图。此处,细长管状构件是U型管,其用于使冷却流体循环向上回到地表。膨胀阀被置于沿U型管的内径。
【0068】图13是形成在地下地层的冻结井的透视图。冷却流体在两个井之间循环,其中一个井注入冷却流体而另一个井通过地层中的压裂接收冷却流体。
【0069】图14是双重完成井眼的截面图。在替换实施例中该井眼形成冻结井。
【0070】图15是用于地下地层开发的示例性地表处理设施的工艺流程图。
一些实施例的详细描述
定义
【0071】如本文所用,术语“烃(一种或多种)”是指具有包含与氢结合的碳的分子结构的有机物。烃还可包括其它元素,例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。
【0072】如本文所用,术语“烃流体”是指为气体或液体的烃或烃混合物。例如,烃流体可包括在地层条件下、在加工条件下或在环境条件(15℃以及1个大气压)下为气体或液体的烃或烃混合物。烃流体可以包括例如油、天然气、煤层甲烷、页岩油、热解油、热解气、煤的热解产物以及其它处于气态或液态的烃。
【0073】如本文所用,术语“采出液(produced fluids)”和“产出液(production fluids)”是指从包括例如富含有机物岩石地层在内的地下地层去除的液体和/或气体。采出液可以包括烃流体以及非烃流体。采出液可以包括但不限于热解页岩油、合成气、煤的热解产物、二氧化碳、硫化氢和水(包括蒸汽)。采出液可以包括烃流体以及非烃流体。
【0074】如本文所用,术语“可冷凝烃”是指在25℃和一个大气绝对压强下冷凝的烃。可冷凝烃可以包括碳数大于4的烃的混合物。
【0075】如本文所用,术语“非冷凝烃”是指在25℃和一个大气绝对压强下不冷凝的烃。非冷凝烃可以包括碳数小于5的烃。
【0076】如本文所用,术语“重烃(heavy hydrocarbons)”是指在环境条件(15℃以及1个大气压)下高粘性的烃流体。重烃可包括高粘性烃流体,诸如重油、焦油和/或沥青。重烃可包括碳和氢以及较小浓度的硫、氧和氮。另外的元素也可以痕量存在于重烃中。重烃可按照API(美国石油学会)比重进行分类。重烃的API比重一般在约20度以下。例如,重油的API比重一般为约10-20度,而焦油的API比重一般在约10度以下。重烃的粘度在15℃下一般大于约100厘泊。
【0077】如本文所用,术语“固体烃”是指在地层条件下以基本固体形式天然发现的任何烃物质。非限制性实例包括干酪根、煤、不纯石墨、沥青岩和天然地蜡。
【0078】如本文所用,术语“地层烃(formation hydrocarbons)”是指在富含有机物岩石地层中包含的重烃和固体烃。地层烃可以是但不限于干酪根、油页岩、煤、沥青、焦油、天然地蜡和沥青岩。
【0079】如本文所用,术语“焦油”是指在15℃下粘度一般大于约10,000厘泊的粘性烃。焦油的比重一般大于1.000。焦油的API比重可小于10度。“焦油砂”是指在其中具有焦油的地层。
【0080】如本文所用,术语“干酪根”是指主要含有碳、氢、氮、氧和硫的固体不溶性烃。油页岩含有干酪根。
【0081】如本文所用,术语“沥青”是指在二硫化碳中可充分溶解的非晶固体或粘性烃物质。
【0082】如本文所用,术语“油”是指含有可冷凝烃混合物的烃流体。
【0083】如本文所用,术语“地下(subsurface)”是指出现在地球表面以下的地质地层。
【0084】如本文所用,术语“富含烃地层”是指任何含有痕量以上烃的地层。例如,富含烃地层可以包括以大于5体积百分数的水平含有烃的部分。位于富含烃地层中的烃可以包括例如油、天然气、重烃和固体烃。
【0085】如本文所用,术语“富含有机物岩石”表示保持固态烃和/或重烃的岩石基岩。岩石基岩可以包括,但不限制于,沉积岩、页岩、粉砂岩、砂、沉积石英岩(silicilyte)、碳酸盐和硅藻土。
【0086】如本文所用,术语“地层”是指任何有限的地下区域。该地层可包含任何地下地质地层的一个或多个含有烃的层、一个或多个不含烃的层、上覆岩层和/或下伏岩层。“上覆岩层”和/或“下伏岩层”是目标地层上面或下面的地质物质。上覆岩层或下伏岩层可包括一个或多个不同类型的基本上不可渗透性物质。例如,上覆岩层和/或下伏岩层可包括岩石、页岩、泥岩或湿/紧密碳酸盐(即不含烃的不可渗透性碳酸盐)。上覆岩层和/或下伏岩层可包括相对不可渗透的含烃层。在某些情况下,上覆岩层和/或下伏岩层可以是渗透性的。
【0087】如本文所用,术语“富含有机物岩石地层”是指任何含有富含有机物岩石的地层。富含有机物岩石地层包括,例如,油页岩地层、煤地层和焦油砂地层。
【0088】如本文所用,术语“热解”是指通过施加热将化学键断裂。例如,热解可包括仅通过热和通过热与氧化剂结合将化合物转换成一种或多种其它物质。热解可包括通过加入氢原子将化合物的性质改变,所述氢原子可以从分子氢、水、二氧化碳或一氧化碳中得到。热可以被转移到一部分地层以引起热解。
【0089】如本文所用,术语“水溶性矿物”是指在水中可溶的矿物。水溶性矿物包括,例如,苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、片钠铝石(NaAl(CO3)(OH)2)或其组合。大量的溶解可需要热水和/或非中性pH溶液。
【0090】如本文所用,术语“地层水溶性矿物”是指在地层中天然发现的水溶性矿物。
【0091】如本文所用,术语“迁移污染物种类(migratory contaminantspecies)”是指在水或含水流体中可溶或可移动的种类,并且被认为对人类健康或环境有潜在危害或有利害关系。迁移污染物种类可包括无机和有机污染物。有机污染物可包括饱和烃、芳烃和含氧烃。无机污染物可包括各种类型的金属污染物和离子污染物,其可较大改变pH或地层流体化学。芳烃可包括,例如,苯、甲苯、二甲苯、乙苯和三甲基苯,以及各种类型的多芳烃诸如蒽、萘、和芘。含氧烃可包括,例如醇、酮、酚和有机酸如羧酸。金属污染物可包括,例如,砷、硼、铬、钴、钼、汞、硒、铅、钒、镍或锌。离子污染物包括,例如,硫化物、硫酸盐、氯化物、氟化物、铵、硝酸盐、钙、铁、镁、钾、锂、硼和锶。
【0092】如本文所用,术语“裂化(cracking)”是指这样的过程,其涉及有机化合物的分解和分子重组以产生数目比最初存在的更大的分子。在裂化中,一系列反应伴随着氢原子在分子间的转移而发生。例如,石脑油可以经历热裂化反应以形成乙烯和H2以及其它分子。
【0093】如本文所用,术语“截存(sequestration)”是指储藏为工艺副产物的流体,而不是将该流体排放到大气或开放环境中。
【0094】如本文所用,术语“下沉”是指地表相对于该地表的原始海拔向下移动。
【0095】如本文所用,术语层的“厚度”是指层横截面的上下边界之间的距离,其中该距离是与该横截面的通常斜面垂直地测量的。
【0096】如本文所用,术语“热压裂(thermal fracture)”是指地层中所产生的压裂,所述压裂是通过一部分地层和/或地层内流体的膨胀或收缩直接或间接引起的,该膨胀或收缩又是由于加热通过增加/降低该地层和/或该地层内流体的温度和/或通过增加/降低该地层内流体的压强而引起的。热压裂可以传播到比加热区域冷很多的附近区域或者在该附近区域形成。
【0097】如本文所用,术语“水力压裂(hydraulic fracture)”是指至少部分传播到地层中的压裂,其中所述压裂是通过将加压流体注射到地层中产生的。该压裂可通过注入支撑剂材料人工地保持开放。水力压裂可在方向上基本水平、在方向上基本垂直或者沿着任何其它平面定向。
【0098】如本文所用,术语“井眼”是指在地下通过钻孔或将管道插入到地下所制成的孔。井眼可具有基本上圆形的横截面,或者其它横截面形状(例如圆、椭圆、正方形、长方形、三角形、裂缝或其它规则或不规则形状)。如本文所用,当提及地层中的开孔时,术语“井”可以与术语“井眼”交换使用。
具体实施例的描述
【0099】本发明连同某些具体实施例在本文被描述。然而,就下面的详述具体到特定实施例或特定应用来讲,这意图只是说明性的并且不应当解释为限制本发明的范围。
【0100】如本文所讨论,本发明的一些实施例包括或具有与回收自然资源的原位方法相关的应用。自然资源可以从富含有机物岩石地层包括例如油页岩地层回收。富含有机物岩石地层可包括地层烃,其包括例如干酪根、煤和重烃。在本发明的一些实施例中,自然资源可包括烃流体,其包括,例如,地层烃诸如页岩油的热解产物。在本发明的一些实施例中,自然资源还可包括水溶性矿物,其包括,例如,苏打石(碳酸氢钠或者2NaHCO3)、碱灰(碳酸钠或Na2CO3)和片钠铝石(NaAl(CO3)(OH)2)。
【0101】图1呈现了说明性油页岩开发区域10的透视图。开发区域10的地表12被显示。地表下面是富含有机物岩石地层16。说明性地下地层16包含地层烃(诸如,例如干酪根)以及可能有价值的水溶性矿物(诸如,例如苏打石)。应当理解,代表性地层16可以是任意富含有机物岩石地层,例如,其包括含有煤或焦油砂的岩石基体。此外,构成地层16的岩石基体可以是渗透性的、半渗透性的或非渗透性的。本发明在最初具有非常有限的或实际上无流体渗透性的油页岩开发区域是特别有利的。
【0102】为了进入地层16以及从中回收自然资源,形成了多个井眼。井眼在图1中以14显示。代表性井眼14相对于地表12在方向上基本上垂直。然而,应当理解,一些或全部井眼14可以偏离成钝角或甚至水平的方向。在图1的排列中,每个井眼14在油页岩地层16中完成。完井可以是裸眼井或下套管井。井完成还可包括从中发散的支撑或未支撑的水力压裂。
【0103】在图1的视图中,只有七个井眼14被显示。然而,应当理解,在油页岩开发项目中,许多另外的井眼14将最有可能被钻出。井眼14可定位在相对近的邻近,其分开10英尺至高达300英尺。在一些实施例中,提供的是15至25英尺的井间隔。代表性地,井眼14还可以在浅的深度处完成,其总深度为200至5,000英尺。在一些实施例中,以原位干馏为目标的油页岩地层在地表下200英尺以上的深度处或者可选地在地表下400英尺处。可选地,页岩油地层的转化和生产发生在500与2,500英尺之间的深度处。
【0104】井眼14将进行选择用于某些功能并且可以被指定作为热注入井、水注入井、油生产井和/或水溶性矿物溶液生产井。一方面,井眼14被设计尺寸以适应这些目的中的两个、三个或全部的四个。适合的工具和设备可以顺序地进入井眼14中和从井眼14中取出以用于各种目的。
【0105】流体处理设备17也示意地显示。流体处理设备17被安装以通过一个或多个管线或出油管18接受产生自富含有机物岩石地层16中的流体。流体处理设备17可包括适于接受和分离从加热地层产生的油、气和水的设备。流体处理设备17可进一步包括这样的设备,所述设备用于在从富含有机物岩石地层16中回收的采出水中分离出溶解的水溶性矿物和/或迁移污染物种类,其包括例如溶解的有机污染物、金属污染物或离子污染物。该污染物可包括,例如,芳烃例如苯、甲苯、二甲苯和三甲基苯。该污染物还可包括多芳烃诸如蒽、萘、和芘。金属污染物可包括,包含砷、硼、铬、汞、硒、铅、钒、镍、钴、钼或锌的种类。离子污染物可包括,例如,硫酸盐、氯化物、氟化物、锂、钾、铝、氨和硝酸盐。
【0106】为了回收油、气和钠(或其它)水溶性矿物,可以采取一系列步骤。图2呈现了在一种实施例中从富含有机物岩石地层100原位热回收油和气的方法的流程图。应当理解,图2中一些步骤的顺序可以进行变化,并且该步骤顺序仅仅用于说明。
【0107】首先,在开发区域10内鉴别油页岩(或其它富含有机物岩石)地层16。这一步骤显示在方框110中。任选地,油页岩地层可包含苏打石或其它钠矿物。油页岩地层内的目标开发区域可以通过测量或模拟油页岩的深度、厚度和有机物丰富度以及评价富含有机物岩石地层相对于其它岩石类型的位置、结构特征(例如断层、背斜层或向斜层)或水文地质单元(即含水层)进行鉴别。这是通过从有效的测试和资料形成和解释深度、厚度、有机物丰富度和其它数据的图和/或模型实现的。这可包括进行地质学表面勘测、研究露头、进行地震勘测和/或钻井眼以从地下岩石获得岩心样品。岩石样品可以进行分析以评定干酪根含量和产生流体烃的能力。
【0108】富含有机物岩石地层的干酪根含量可以利用各种数据从露头或岩心样品中确定。这样的数据可包括有机碳含量、含氢指数和修正的Fischer试验分析。地下渗透性还可以通过岩石样品、露头或地下水流的研究,进行评估。此外,可以对开发区域与地下水源的连通性进行评定。
【0109】其次,多个井眼14横跨目标开发区10形成。该步骤示意地显示在方框115中。井眼14的目的在上面被阐明而不必重复。然而,应当注意,为了方框115井眼形成步骤的目的,最初只有一部分井需要完成。例如,在项目开始时,热注入井是需要的,而大部分烃生产井还不需要。生产井可以在一旦转换开始后引入,例如在加热4-12个月后。
【0110】应当理解,石油工程师将研究出井眼14最佳深度和安排的方案,这取决于预期储层特性、经济约束因素和工作进度安排约束因素。此外,工程人员将决定何种井眼14应当用于初始地层16加热。该选择步骤通过方框120描述。
【0111】关于热注入井,存在多种将热施加到富含有机物岩石地层16的方法。除非在权利要求书中明确声明,本方法不限于所应用的加热技术。加热步骤一般由方框130描述。优选地,对于原位工艺来说,生产区的加热发生数个月或者甚至四年或更多年的时间。
【0112】地层16被加热至足以热解至少一部分油页岩以便将干酪根转化成烃流体的温度。地层目标区域的大部分可以被加热至270℃至800℃。可选地,富含有机物地层的目标体积被加热至至少350℃以形成采出液。转换步骤通过方框135描述在图2中。所形成的液体和烃气体可以被精制成类似普通商业石油产品的产品。这样的液体产品包括运输燃料诸如柴油机、喷气机燃料和石脑油。产生的气体包括轻烷烃、轻烯烃、H2、CO2、CO和NH3。
【0113】油页岩的转化将在起初不可渗透的岩石中的油页岩部分中产生渗透性。优选地,方框130和135的加热和转化过程发生在长的时间期间内。一方面,加热期间为3个月至四年或更多年。还有作为方框135的任选部分,地层16可以被加热至足以转化至少一部分苏打石为碱灰的温度,如果存在苏打石的话。熟化油页岩并且回收油和气所施加的温度也会将苏打石转化成碳酸钠(碱灰)、相关的钠矿物。将苏打石(碳酸氢钠)转化成碱灰(碳酸钠)的方法在本文中被描述。
【0114】与加热步骤130有关,岩石地层16可以任选地被压裂以有助于传热或随后的烃流体采出。任选的压裂步骤显示在方框125中。压裂可以通过施加热在地层内产生热压裂而实现。通过加热富含有机物岩石以及将干酪根转换成油和气,渗透性通过热压裂的形成以及随后一部分从干酪根产生的烃流体的采出而增加。可选地,可以使用被称为水力压裂的工艺。水力压裂是在油和气回收领域中已知的工艺,其中压裂液在井眼内被加压超过地层的压裂压力,由此在地层内产生压裂面以将井眼内产生的压力释放。水力压裂可被用于在地层的多个部分产生附加渗透性和/或用于提供加热用平面源。
【0115】作为烃流体生产工艺100的部分,某些井14可被指定为油和气生产井。该步骤通过方框140进行描述。直到确定干酪根已经被充分干馏以允许最大量从地层16中回收油和气,才可以启动油和气生产。在某些情况中,专用生产井直到热注入井(方框130)已经运行几周或几月后才被钻井。因此,方框140可以包括附加井眼14的形成。在其它实例中,选定的加热井被转变成生产井。
【0116】在某些井眼14已经被指定作为油和气生产井后,油和/或气从井眼14中被采出。油和/或气采出工艺被显示在方框145中。在这个阶段(方框145),任何水溶性矿物诸如苏打石和转化的碱灰可作为油页岩床内良好分散的晶体或团块保持基本上限制在岩石地层16中,而没有被采出。然而,一些苏打石和/或碱灰可以被溶解于在地层内热转化(方框135)期间产生的水中。
【0117】方框150显示油和气回收方法100中任选的下一步。这里,某些井眼14被指定为水或含水流体注入井。含水流体是水与其它种类的溶液。该水可以构成“盐水”,并且可包括溶解的元素周期表第I和II族元素的氯化物、硫酸盐和碳酸盐的无机盐。有机盐也可存在于含水流体中。该水可选地可以是包含其它种类的新鲜水。其它种类可以存在以调节pH。可选地,其它种类可以反映微咸水的可用性,所述微咸水中希望从地下沥滤的种类是不饱和的。优选地,水注入井选自用于热注入或油和/或气生产的井眼中的一些或全部。然而,方框150的步骤的范围可以包括用作专用水注入井的仍然是附加的井眼14的钻井。在该方面,可以期望沿着开发区域10周边完成水注入井,以便产生高压边界。
【0118】其次,任选地,水或含水流体被注入通过水注入井并且进入油页岩地层16。该步骤显示在方框155中。水可以处于蒸汽或加压热水的形式。可选地,注入水可以是冷的并且随着它接触预先加热的地层而变热。注入工艺可进一步包括压裂。该工艺可以在距离水注入井眼一些距离例如高达200英尺外的具有苏打石的层段中产生指状空穴和角砾区域。一方面,气顶,诸如氮气,可以被保持在每一“空穴”顶端以防止垂直发展。
【0119】随着某些井眼14被指定为水注入井,设计工程师还可以将某些井眼14指定为水或水溶性矿物溶液生产井。该步骤显示在方框160中。这些井可以与用于先前生产烃或注入热的井相同。这些回收井可被用于产生溶解的水溶性矿物与包括例如迁移污染物种类在内的其它种类的水溶液。例如,该溶液可以主要是溶解的碱灰的溶液。该步骤显示在方框165中。可选地,单个井眼可以被用于注入水并且然后回收钠矿物溶液。因此,方框165包括使用同一井眼14用于水注入和溶液生产的选择(方框165)。
【0120】临时控制迁移污染物种类的迁移,尤其在热解过程期间,可以通过布置注入和生产井14以使流出加热区域的流体流最小化而获得。典型地,这涉及将注入井安置在加热区域周围以便引起压力梯度,该压力梯度防止加热区域内部的流体流离开该区域。
【0121】图3是在地下水含水层内或连接到地下水含水层的说明性油页岩地层以及地层淋滤操作的横截面图。四个分开的油页岩地层区域(23、24、25和26)被描绘在油页岩地层内。含水层在地表面27下面,并且被分为上部含水层20和下部含水层22。上部和下部含水层中间是弱透水层21。可以看出,地层的某些区域既是含水层或弱透水层又是油页岩区域。多个井(28、29、30和31)被显示穿过含水层垂直向下。这些井中一个被充当水注入井31,而另外一个充当水生产井30。以这种方式,水通过至少较低的含水层22进行循环32。
【0122】图3概略显示了穿过油页岩区域33的水循环32,所述油页岩区域33被加热,位于含水层22内或者与含水层22相连,并且烃流体先前从油页岩区域33中回收。通过水注入井31将水注入促使水进入预先加热的油页岩33,从而水溶性矿物和迁移污染物种类被冲到水生产井30。水然后可以在设备34中进行处理,其中水溶性矿物(例如苏打石或碱灰)和迁移污染物可基本上从水流中去除。水然后被再注入到油页岩体积33中,并且重复进行地层沥滤。这种用水进行的沥滤意图持续直到在预先加热的油页岩区域33内迁移污染物种类的水平处于环境可接受的水平。这可能需要1个循环、2个循环、5个循环、10个循环或更多循环的地层沥滤,其中单个循环表示注入和采出大约一孔体积的水。
【0123】应当理解,在实际的油页岩开发中可能有许多水注入和水生产井。此外,该体系可包括可以用在油页岩加热阶段、页岩油生产阶段、沥滤阶段或者在这些阶段任意组合期间的监控井(28和29),以便监控迁移污染物种类和/或水溶性矿物。
【0124】在一些油田中,地层烃诸如油页岩可以存在于一个以上的地下地层中。在一些情况中,富含有机物岩石地层可以被不含烃的岩石层或者具有很少或没有商业价值的岩石层分开。因此,对于烃开发内油田的经营者来说,可以期望进行分析将哪个地下富含有机物岩石地层作为目标或者它们应当以什么顺序进行开发。
【0125】富含有机物岩石地层可以基于不同因素进行选择以便开发。一个这样的因素是地层内含烃层的厚度。较大的产油气带厚度可以表明更大潜在体积的烃流体生产。每个含烃层可具有这样的厚度,所述厚度取决于例如该含地层烃层形成的条件而变化。因此,如果富含有机物岩石地层包括至少一个厚度足以经济生产采出液的含地层烃层,那么该地层将一般被选择进行处理。
【0126】如果紧密间隔在一起的几个层的厚度足以进行采出液的经济生产,那么富含有机物岩石地层也可以被选择。例如,地层烃的原位转化过程可包括选择并处理厚度大于约5米、10米、50米或者甚至100米的富含有机物岩石地层内的层。以这种方式,到富含有机物岩石地层上面和下面形成的层的热损失(作为总注入热的部分)可小于从一薄层地层烃的这种热损失。然而,本文描述的过程也可包括选择并处理可基本上不含地层烃的层或者薄层地层烃。
【0127】一个或多个富含有机物岩石地层的丰富度也可以被考虑。丰富度可取决于诸多因素,包括含地层烃层的形成条件、该层中地层烃的量和/或该层中地层烃的组成。薄且丰富的地层烃层可以能产生比更厚、不太丰富的地层烃层明显更多有价值的烃。当然,从既厚又丰富的地层生产烃是期望的。
【0128】富含有机物岩石地层的干酪根含量可以使用各种数据从露头或岩心样品确定。这样的数据可以包括有机碳含量、含氢指标以及修正的Fischer试验分析。Fischer试验是这样的标准方法,其涉及在一小时中将含地层烃层的样品加热至约500℃,收集从加热样品产生的流体,以及量化所产生的流体的量。
【0129】地下地层渗透性也可以通过岩石样品、露头或地下水流的研究进行评估。此外,开发区域与地下水源的连通性可以进行评估。因此,富含有机物岩石地层可以基于地层基体的渗透性或孔隙率选择以进行开发,即使地层的厚度相对薄。
【0130】石油工程师已知的其它因素可以在选择开发地层时被考虑。这样的因素包括发现的产油气带的深度、新鲜地下水与含干酪根区域的地层学接近性、厚度的连续性和其它因素。例如,地层内被评估的流体生产含量也将影响最后的体积生产量。
【0131】如上所示,几个不同类型的井可被用于富含有机物岩石地层的开发,包括例如油页岩油田。例如,富含有机物岩石地层的加热可以通过使用加热井完成。加热井可包括,例如,电阻加热元件。烃流体从地层中的生产可以通过使用用于流体生产的完井而实现。含水流体的注入可以通过使用注入井而实现。最后,含水溶液的生产可以通过使用溶液生产井而实现。
【0132】上面所列的不同井可以用于一个以上的目的。换一种说法就是,初始完成用于一种目的的井后来可用于另一目的,由此降低项目成本和/或减少执行某些任务所需要的时间。例如,一个或多个生产井也可被用作随后将水注入富含有机物岩石地层中的注入井。可选地,一个或多个生产井也可被用作随后从富含有机物岩石地层生产含水溶液的溶液生产井。
【0133】在其它方面,生产井(以及在一些情况中加热井)最初可被用作脱水井(例如在加热开始前和/或当加热最初被启动时)。此外,在一些情况中,脱水井可随后被用作生产井(以及在一些情况中用作加热井)。因此,脱水井可以被放置和/或设计以便这种井可随后被用作生产井和/或加热井。加热井可以被放置和/或设计以便这种井可随后被用作生产井和/或脱水井。生产井可以被放置和/或设计以便这种井可随后被用作脱水井和/或加热井。类似地,注入井可以是最初被用作其它目的(例如加热、生产、脱水、监控等)的井,并且注入井可随后被用于其它目的。类似地,监控井可以是最初用作其它目的(例如加热、生产、脱水、注入等)的井。最后,监控井可随后被用于其它目的,例如水生产。
【0134】不同井的井眼可以相对靠近地定位,分开10英尺至高达300英尺。可选地,井眼可以间隔30至200英尺或者50至100英尺。典型地,井眼也在浅的深度处完成,总深度200至5,000英尺。可选地,井眼可以在从1,000至4,000英尺或者1,500至3,500英尺的深度处完成。在一些实施例中,目标为原位干馏的油页岩地层处于地表下200英尺以上的深度处。在可选实施例中,目标为原位干馏的油页岩地层处于地表下500、1,000或1,500英尺以上的深度处。在可选实施例中,目标为原位干馏的油页岩地层处于地表下200与5,000英尺之间的深度处,可选地在1,000与4,000英尺之间,在1,200与3,700英尺之间或者1,500与3,500英尺之间。
【0135】期望的是以预先计划的布井方式为油页岩油田安排不同的井。例如,加热井可以以各种布井方式安排,包括但不限于三角形、正方形、六边形和其它多边形。该布井方式可以包括规则的多边形以促进均匀的加热穿过放置了加热井的至少部分地层。该布井方式还可以是行列驱井网。行列驱井网一般包括第一加热井线性阵列、第二加热井线性阵列,以及位于第一和第二加热井线性阵列之间的生产井或者生产井线性阵列。在加热井之间散布的典型是一个或多个生产井。注入井同样可以被布置在重复性布井方式的单元内,其可类似于或不同于加热井所用的布井方式。
【0136】减少井数目的一个方法是使用单个井,既作为加热井又作为生产井。通过使用单一井用于连续目的来降低井的数目可以降低项目成本。一个或多个监控井可以被布置在油田中选择的位置上。监控井可以被配置有一个或多个测量井眼中温度、压力和/或流体特性的装置。在一些情况中,加热井还可以作为监控井,或者另外用仪器装备。
【0137】减少加热井数目的另一方法是采用井网。可以使用与生产井等距离间隔的加热井的规则井网。该井网可以形成等边三角形排列、六边形排列或其它排列井网。加热井的排列可以被这样放置,从而每个加热井之间的距离小于约70英尺(21m)。一部分地层可以用加热井加热,所述加热井基本上与烃地层的边界平行地放置。
【0138】在可选实施例中,加热井的排列可以被这样放置,使得每个加热井之间的距离可以小于约100英尺、或50英尺、或30英尺。无论加热井的排列或之间的距离如何,在某些实施例中,在富含有机物岩石地层内放置的加热井与生产井之间的比例可大于约5、8、10、20或更多。
【0139】在一种实施例中,单个生产井被至多一层加热井环绕。这可包括排列诸如5点、7点或9点阵列,其中生产和加热井交互成行。在另一实施例中,两层加热井可以环绕生产井,但是其中加热井是错列的,以便存在无障碍通道用于远离另外的加热井的大部分流动。可以应用流动和储层模拟以评估原位产生的烃流体当它们从其原始地点迁移到生产井时的通道和温度历史。
【0140】图4提供说明性的使用一层以上加热井的加热井排列的平面图。该加热井排列的使用与从页岩油开发区400生产烃相关。在图4中,加热井排列使用第一层加热井410,其被第二层加热井420环绕。第一层410中的加热井以431被提及,而第一层420中的加热井以432被引用。
【0141】生产井440被显示在井层410和420中央。应当注意,相对于生产井440,井第二层420中的加热井432与井第一层410中的加热井431有所偏移。目的是为转化的烃提供这样的流动通道,其使加热井第一层410中的加热井附近的行程最小化。这又使得当烃从第二层井420流动到生产井440时从干酪根转化的烃的二次裂化最小化。
【0142】在图4说明性的排列中,第一层410和第二层420每个都限定5点布井。然而,应当理解可以使用其它布井,诸如3点或6点布井。在任何情况中,包括加热井第一层410在内的多个加热井431被置于生产井440周围,其中包括加热井第二层420在内的第二多个加热井432被置于第一层410周围。
【0143】两层中的加热井也可以被这样按排,使得通过加热从第二层420中的每个加热井432中产生的大部分烃能迁移到生产井440,而基本上不通过第一层410中的加热井431附近。两层410、420中的加热井431、432进一步可以被这样安排,使得通过加热从第二层420中的每个加热井432中产生的大部分烃能迁移到生产井440,而不通过基本上增加地层温度的区域。
【0144】减少加热井数目的一种方法是采用井网,所述井网在特定方向上伸长,尤其在最有效的热传导率的方向。热对流可以受不同因素影响,诸如层面和地层内的应力。例如,热对流可在与地层上最小水平主应力垂直的方向更有效。在一些情况中,热对流可在与最小水平主应力平行的方向更有效。
【0145】与油页岩油田的开发相关,可期望的是,按照步骤130和135热通过地下的前进是均匀的。然而,由于多种原因,尽管加热井和生产井规则安排,地下地层中地层烃的加热和熟化不可能均匀进行。油页岩特性和地层结构的不均匀性可以使得某些局部区域更多产或更少产。而且,由于油页岩加热和熟化发生的地层压裂可能导致优选通道不均匀分布,并且由此增加了向某些生产井的流动以及减少了向其它生产井的流动。不均匀的流体熟化可能是不期望的条件,因为某些地下区域可能接受比所需更多的热能而其它区域接受得比期望的更少。这又导致采出液不均匀的流动和回收。采出油质量、总生产速率和/或最终的回收可能减少。
【0146】为了检测不均匀的流动条件,生产和加热井可以被安装有-传感器。传感器可包括测量温度、压力、流速和/或组成信息的设备。来自这些传感器的数据可以简单的规则进行加工或者被输入进行详细的模拟,以进行如何调节加热和生产井以改进地下性能的决策。生产井性能可以通过控制井上的背压或节流进行调节。加热井性能也可以通过控制能量输入进行调节。传感器读数有时也可以指示需要修理、替换或废弃的井或井下设备的机械问题。
【0147】在一种实施例中,利用来自两个或多个井的流速、组成、温度和/或压力数据作为计算机算法的输入以控制加热速率和/或生产速率。井内或井附近的未测量条件然后被评估并用于控制井。例如,原位压裂行为和干酪根熟化基于来自一组井的热、流动和组成数据进行评估。在另一实例中,井完整性基于压力数据、井温度数据以及估计的原位应力进行评价。在相关实施例中,传感器的数目通过仅使一亚组井装备有设备并且使用结果内插、计算或估计未仪表化的井上的条件而得以减少。某些井可只具有有限的一组传感器(例如仅仅井口温度和压力)而其它井具有更大的一组传感器(例如井口温度和压力、井底温度和压力、生产组成、流速、电信号、套管应变等)。
【0148】如上所示,有多种将热施加到富含有机物岩石地层的方法。例如,一种方法可以包括置于井眼中或井眼外的电阻加热器。一种这样的方法涉及将电阻加热元件用在下套管井眼或裸眼井眼中。电阻加热涉及直接将电通过导电材料,从而电阻损耗使其加热导电材料。其它加热方法包括使用井下燃烧室、原位燃烧、射频(RF)电能或微波能量。仍然是其它的加热方法包括将热流体直接注入到油页岩地层中以直接将其加热。热流体可以进行或者可以不进行循环。一种方法可包括通过在地下地层外部或内部燃烧燃料而产生热。例如,热可以通过地表燃烧器或井下燃烧器或者通过经由例如天然或人造压裂穿过例如井眼循环热流体(诸如甲烷气体或石脑油)到地层中而供给。一些燃烧器可以被配置以进行无火焰燃烧。可选地,一些方法可包括诸如通过天然分布式燃烧室在地层内燃烧燃料,所述天然分布式燃烧室一般是指使用氧化剂以氧化地层内至少部分碳以产生热的加热器,并且其中氧化发生在最接近井眼的附近。除非在权利要求书中如此声明,本方法不限于所应用的加热技术。
【0149】地层加热的一种方法涉及电阻器的使用,其中电流穿过电阻材料,所述电阻材料将以热分散电能。这种方法区别于电介质加热,电介质加热中高频振荡电流在附近材料中感应出电流并且把它们加热。电加热器可包括绝缘导体、置于开孔中的细长元件和/或置于导管中的导体。公开了使用电阻加热器以原位生产油页岩的早期专利是美国专利号1,666,488。′488专利在1928年授予Crawshaw。自从1928年,已经提出了各种井下电加热器的设计。说明性的设计在美国专利号1,701,884、美国专利号3,376,403、美国专利号4,626,665、美国专利号4,704,514和美国专利号6,023,554中介绍。
【0150】重油储层电加热方法应用的评述由R.Sierra和S.M.Farouq Ali在″Promising Progress in Field Application of ReservoirElectrical Heating Methods″,Society of Petroleum Engineers Paper 69709,2001中给出。该参考文献的全部公开内容通过引用并入本文。
【0151】原位电阻加热器的某些在先设计利用了固体、连续加热元件(例如金属线或条)。然而,这样的元件可能缺少长期、高温应用如油页岩熟化所必需的坚韧性。随着地层加热和油页岩熟化,岩石发生显著的膨胀。这导致和地层交叉的井上高的应力。这些应力可导致井眼管和内部组件的弯曲和拉伸。胶结(例如美国专利号4,886,118)或者填装(例如美国专利号2,732,195)加热元件在适当位置可对于应力提供一些保护,但是一些应力仍可以被传播到加热元件。
【0152】作为可选方案,国际专利公布号WO2005/010320教导使用电导压裂加热油页岩。加热元件通过形成井眼以及然后水力压裂井眼周围的油页岩地层而构造。压裂中填充有形成加热元件的电导材料。煅烧石油焦炭是示例性的合适的传导材料。优选地,压裂在沿着通过水平井眼形成的纵向、水平面的垂直方向上产生。电可以通过传导性压裂从每个井的根部被传导到每个井的趾部。电流可以通过与靠近趾部的一个或多个垂直压裂相交叉的、用于提供相反电极的另外水平井形成。该WO 2005/010320方法产生“原位烘炉”,所述原位烘炉通过施加电热而人工熟化油页岩。热传导加热油页岩至超过300℃的转化温度,其引起人工熟化。
【0153】国际专利公布号WO 2005/045192教导了在油页岩地层内应用热流体循环的可选加热手段。在WO 2005/045192的方法中,超临界加热的石脑油可以通过地层中的压裂缝进行循环。这意味着,油页岩通过循环致密的、热的烃蒸汽穿过间隔紧密的水力压裂缝组而被加热。一方面,压裂是水平形成的并且通常被支撑。320℃-400℃的压裂温度被保持高达五至十年。汽化的石脑油由于在加热温度下其高的体积热容、简便可用性和相对低的降解速度可以是优选的加热介质。在WO 2005/045192方法中,随着干酪根熟化,流体压力将驱动产生的油至热压裂中,其中压力随循环烃蒸汽产生。
【0154】加热富含有机物岩石地层的目的是热解至少一部分固体地层烃以产生烃流体。固体地层烃可以通过将富含有机物岩石地层(或者地层内的区域)升高至热解温度而原位产生。在某些实施例中,地层温度可以通过热解温度范围而慢慢升高。例如,原位转化过程可包括加热至少一部分富含有机物岩石地层以将该区域的平均温度以小于每天选定量(例如大约10℃、5℃、3℃、1℃、0.5℃或0.1℃)的速度升高至大约270℃以上。在进一步的实施例中,该部分可以被加热,从而选定区域的平均温度可小于约375℃,或者在一些实施例中,小于400℃。该地层可以被加热,从而地层内的温度(至少)达到初始热解温度(例如热解开始发生的温度范围低限处的温度)。
【0155】热解温度范围可以根据地层内地层烃的种类、加热方法和热源分布而变化。例如,热解温度范围可包括约270℃与约900℃之间的温度。可选地,地层目标区域的体相可以被加热至300℃与600℃之间。在可选实施例中,热解温度范围可以包括约270℃与约500℃之间的温度。
【0156】优选地,对于原位方法,生产区的加热发生在几个月或者甚至四年或更多年的时间内。可选地,地层可以被加热一年至十五年,可选地,3至10年,1.5至7年,或者2至5年。地层目标区的体相可以被加热至270℃与800℃之间。优选地,地层目标区的体相可以被加热至300℃与600℃之间。可选地,目标区的体相可最终被加热至400℃(752°F)以下的温度。
【0157】在本发明方法的某些实施例中,井下燃烧器可被用于加热目标油页岩区段。不同设计的井下燃烧器已经在专利文献中被讨论用于油页岩和其它主要的固体烃沉积物。实例包括美国专利号2,887,160;美国专利号2,847,071;美国专利号2,895,555;美国专利号3,109,482;美国专利号3,225,829;美国专利号3,241,615;美国专利号3,254,721;美国专利号3,127,936;美国专利号3,095,031;美国专利号5,255,742;和美国专利号5,899,269。井下燃烧器通过将可燃燃料(典型地天然气)和氧化剂(典型地空气)运输到井眼中的地下位置而运行。燃料和氧化剂在井下反应以产生热。燃烧气体被去除(一般通过运输到地表,但是可能通过注入到地层中)。时常地,井下燃烧器利用管套管布置以运输燃料和氧化剂到井下,并且然后移去燃气返回到地表上面。一些井下燃烧器产生火焰,而其它的可以不产生火焰。
【0158】井下燃烧器的使用是称为蒸汽产生的井下热产生的另一种形式的替代。在井下蒸汽产生中,井内的燃烧室被用于煮沸置于井内或注入地层的水。井下加热技术的应用在F.M.Smith的“A Down-holeburner-Versatile tool for well heating(井下燃烧器——井加热的通用工具)”,25th Technical Conference on Petroleum Production(第25届石油生产会议),Pennsylvania State University(宾夕法尼亚大学),275-285页(1966年10月19-21日);H.Brandt,W.G.Poynter和J.D.Hummell,“Stimulating Heavy Oil Reservoirs with Downhole Air-Gas Burners(通过井下空气-气体燃烧器激励重油储集层)”,World Oil(世界石油),91-95页(1965年9月);和C.I.DePriester与A.J.Pantaleo“WellStimulation by Downhole Gas-Air Burner(通过井下气体-空气燃烧器的井激励)”,Journal ofPetroleum Technology(石油技术杂志)1297-1302页(1963年12月)中讨论。
【0159】井下燃烧器由于减少的基础设施成本相对于电加热方法具有优点。在这方面,不需要昂贵的发电厂和配电系统。而且,具有增加的热效率,因为避免了在发电期间固有经历的能量损耗。
【0160】由于各种设计问题,井下燃烧器很少应用。这种井下燃烧器设计问题包括温度控制和冶金学限制。在这方面,火焰温度可能使管和燃烧器硬件过热并且通过熔化、热应力、拉伸强度严重损失或者蠕变而使它们失效。某些不锈钢,其典型地具有高铬含量,可以容忍高达~700℃的温度长期时间。(参见例如H.E.Boyer和T.L.Gall(eds.)的Metals Handbook(金属手册)“Chapter 16:Heat-ResistantMaterials(16章,耐热材料)”,American Society for Metals(美国金属学会),1985)。火焰的存在可能在燃烧器内和环绕燃烧器的地层中引起热点。这是由于来自火焰照明区域的辐射传热。然而,典型的气焰可以产生高达约1,650℃的温度。燃烧器的建造材料必须足以经得起这些热点的温度。此加热器因此比没有火焰的类似加热器更贵。
【0161】对于井下燃烧器应用,传热可以以几种方式之一发生。这些包括传导、对流和辐射方法。辐射传热对于明火来说可能特别强。此外,烟道气由于CO2和水含量可能是腐蚀性的。耐火金属或陶瓷的使用可有助于解决这些问题,但是一般成本更高。在超过900℃的温度下具有可接受强度的陶瓷材料一般是高氧化铝含量陶瓷。可能有用的其它陶瓷包括基于氧化铬、氧化锆和氧化镁的陶瓷。此外,根据井下燃烧的特性,NOx产生可能是大量的。
【0162】在井下燃烧器的管套管布置中的传热也可能引起困难。向下行进的燃料和空气将与向上行进的热烟道气热交换。在井中,高度绝缘的空间最小,因此一般预期有大量的传热。这种交叉热交换随着燃料和空气预热,可导致更高的火焰温度。此外,交叉热交换可以限制燃烧器下游热的传输,因为热的烟道气可以快速损失热能到上升的较冷烟道气。
【0163】在油和气源的生产中,可以期望将采出的烃用作正在进行的操作的能源。这可被应用于从油页岩开发油和气源。在这方面,当电阻加热器连同原位页岩油回收使用时,需要大量的能量。
【0164】电能可以从转动发电机的涡轮获得。通过利用来自油田的采出气供以气体涡轮动力,可能在经济上是有利的。然而,这种采出气必须被小心控制以便不损坏涡轮、导致涡轮点火不良或者产生过量的污染物(例如NOx)。
【0165】气体涡轮问题的一个来源是在燃料内存在污染物。污染物包括固体、水、作为液体存在的重组分以及硫化氢。此外,燃料的燃烧行为是重要的。要考虑的燃烧参数包括热值、比重、绝热火焰温度、可燃性限度、自燃温度、自然延迟时间和火焰速度。沃泊指数(Wobbe index,WI)经常被用作燃料质量的关键量度。WI等于低热值与气体比重的平方根的比值。将燃料的沃伯指数控制到目标值并且在例如+10%或±20%的范围可允许涡轮设计简化以及性能优化改进。
【0166】燃料质量控制可用于页岩油开发,其中采出气组成在油田寿命期间可能变化,并且其中气体除了轻烃外一般还有大量的CO2、CO和H2。商业规模的油页岩干馏被预期产生随时间变化的气体组成。
【0167】涡轮燃料中的惰性气体可以通过增加物质流动同时保持火焰温度在期望范围内而增加发电。此外惰性气体可以降低火焰温度并且由此减少NOx污染物产生。从油页岩熟化产生的气体可具有大量的CO2含量。因此,在生产方法的某些实施例中,燃料气的CO2含量通过在地表设备中分离或加入进行调节以使涡轮性能优化。
【0168】对于低BTU(British Thermal Units,英国热单位)燃料来说,达到一定的氢含量也可以期望实现适当的燃烧性能。在本文方法的某些实施例中,燃料气的H2含量通过地表设备中的分离或加入进行调节以使涡轮性能优化。利用低BTU燃料调节非页岩油地表设备中的H2含量已经在专利文献(例如美国专利号6,684,644和美国专利号6,858,049,其全部公开内容通过引用并入本文)中进行了讨论。
【0169】例如通过热解加热富含有机物岩石地层内的地层烃的方法可以产生流体。热生成的流体可包括地层内蒸发的水。此外,加热干酪根的作用产生加热后倾向于膨胀的热解流体。产生的热解流体不但可包括水,而且可包括例如烃、碳的氧化物、氨、分子氮和分子氢。因此,随着地层内加热部分内的温度增加,加热部分内的压力由于流体产生增加、分子膨胀以及水的蒸发也可能增加。因此,一些必然的结果存在于油页岩地层内的地下压力与热解期间产生的流体压力之间。这又表明,地层压力可以被监控以检测干酪根转化过程的进展。
【0170】富含有机物岩石地层的加热部分内的压力取决于其它储层特征。这些可包括,例如,地层深度、与加热井的距离、富含有机物岩石地层内地层烃的丰富度、加热程度、和/或与生产井的距离。
【0171】油页岩油田的开发者可以期望开发期间监控地层压力。地层内的压力可以在多个不同位置处进行测定。这样的位置可包括但不限于井口处以及井眼内的不同深度处。在一些实施例中,压力可以在生产井处进行测量。在可选实施例中,压力可以在加热井处进行测量。在仍然是另一实施例中,压力可以在专用监控井的井下进行测量。
【0172】加热富含有机物岩石地层至热解温度范围的过程不但将增加地层压力,而且也将增加地层渗透性。热解温度范围应当在富含有机物岩石地层内已经产生基本的渗透性之前达到。初始缺乏渗透性可以防止从热解区段产生的流体在地层内传输。照此方式,随着热最初从加热井转移至富含有机物岩石地层,富含有机物岩石地层内的流体压力可以更加接近于该加热井。这种流体压力增加可能是由于例如在地层中至少一些地层烃的热解期间流体的产生引起的。
【0173】可选地,可使由地层内产生的热解流体或其它流体的膨胀产生的压力增加。这假定生产井的开放通道或其它压力降还不存在于地层中。一方面,流体压力可被允许增加到岩石静应力或之上。在这种情况中,当流体压力等于或超过岩石静应力时,含烃地层中的压裂可形成。例如,压裂可以从加热井形成到生产井。加热部分内压裂的产生可以减小该部分内的压力,这是由于通过生产井采出液的生产。
【0174】一旦热解在富含有机物岩石地层内已经开始,流体压力可根据不同因素而变化。这些包括例如烃的热膨胀、热解流体的产生、转化速率以及从地层中取出产生的流体。例如,随着流体在地层内产生,孔内的流体压力可能增加。从地层中移出产生的流体则可减小地层井眼区域附近内的流体压力。
【0175】在某些实施例中,至少一部分富含有机物岩石地层的质量可以被降低,这是由于例如地层烃的热解以及从地层中生产烃流体。因此,至少一部分地层的渗透性和孔隙率可能增加。任何有效地从油页岩产生油和气的原位方法将在原先非常低渗透性的岩石中产生渗透性。这发生的程度通过大的膨胀量阐明,如果从干酪根产生的流体不能流动,必须具有所述膨胀。该观点在图5中被阐明。
【0176】图5提供了一柱状图,其比较了在模拟的原位干馏工艺之前50和之后51的一吨Green River油页岩。模拟的过程是在2,400psi和750°F下、在总有机碳含量22wt.%以及Fisher试验42加仑/吨的油页岩上进行的。转化前,存在总共15.3ft3的岩石基体52。该基体包括嵌入在页岩内的7.2ft3的矿物53,即白云石、石灰石等以及8.1ft3的干酪根54。由于转化该材料膨胀至26.1ft355。这提供了7.2ft3的矿物56(与转化前相同的数目)、6.6ft3的烃流体57、9.4ft3的烃蒸汽58以及2.9ft3的焦炭59。可以看出,基本的体积膨胀发生在转化过程期间。这又增加了岩石结构的渗透性。
【0177】在一种实施例中,原位加热一部分的富含有机物岩石地层至热解温度可以增加加热部分的渗透性。例如,渗透性可由于通过施加热引起的加热部分内热压裂的形成而增加。随着加热部分的温度增加,水可由于蒸发而被去除。汽化的水可以溢出和/或从地层中去除。此外,加热部分的渗透性也可以增加,这是在宏观规模上由于加热部分内至少一些地层烃的热解而产生烃流体的结果。
【0178】本文描述的某些体系和方法可用于处理至少一部分相对低渗透性地层中(例如在含有地层烃的“致密”地层中)的地层烃。这样的地层烃可以被加热以在地层的选定区中热解至少一些地层烃。加热也可以增加至少一部分选定区的渗透性。从热解中产生的烃流体可以从地层中产生,由此进一步增加地层渗透性。
【0179】富含有机物岩石地层的加热部分内选定区的渗透性也可以在该选定区由于传导被加热时迅速增加。例如,不可渗透的富含有机物岩石地层的渗透性在加热前可小于约0.1毫达西。在一些实施例中,热解至少一部分富含有机物岩石地层可以将该部分选定区内的渗透性增加至约10毫达西、100毫达西、1达西、10达西、20达西或50达西以上。因此,该部分选定区的渗透性可以增加大约10、100、1,000、10,000或100,000以上的因数。在一种实施例中,富含有机物岩石地层在加热该富含有机物岩石地层之前具有1毫达西以下的初始总渗透性,可选地0.1或0.01毫达西以下。在一种实施例中,富含有机物岩石地层在加热该富含有机物岩石地层之后具有1毫达西以上的加热后总渗透性,可选地,10、50或100毫达西以上。
【0180】与加热步骤130相关,富含有机物岩石地层可任选地被压裂以有助于传热或烃流体生产。在一种情况中,压裂可以通过施加热在地层内产生热压裂而自然实现。热压裂形成是通过岩石和流体的热膨胀以及干酪根转变成油和气的化学膨胀引起的。热压裂可发生在经受加热的中间区域以及更冷的附近区域。附近区域中的热压裂是由于压裂的蔓延以及更热区域中膨胀所引起的张应力。因此,通过加热富含有机物岩石以及将干酪根转变成油和气,渗透性不但通过流体形成和蒸发而且通过热压裂形成而增加。增加的渗透性有助于地层内的流体流动以及从干酪根产生的烃流体的采出。
【0181】此外,可以使用被称为水力压裂的方法。水力压裂是油和气回收领域中已知的方法,其中压裂流体在井眼内被加压到地层的压裂压力之上,因此在地层内形成压裂面以释放井眼内产生的压力。水力压裂可被用于产生附加渗透性和/或被用于给加热井提供拉伸的几何形状。上面所并入的WO 2005/010320专利出版物描述了一种这样的方法。
【0182】与从岩石基体尤其是浅深度的那些中生产烃相关,一个考虑因素可能与地下沉有关。这特别在原位加热富含有机物岩石中是实际情况,其中一部分基体本身被热转化并且移去。最初,该地层可包含固体形式的地层烃诸如,例如,干酪根。该地层也可最初包含水溶性矿物。最初,该地层也可以对流体流动是基本上不可渗透的。
【0183】原位加热该基体热解了至少一部分地层烃以产生烃流体。这又在富含有机物地层中的熟化(热解的)富含有机物岩石区内产生渗透性。热解和渗透性增加相组合允许烃流体从地层中产生。同时,支撑基体的材料的损耗也产生相对于地表下沉的可能。
【0184】在一些情况中,为了避免环境或水文地质影响,下沉被寻求以最小化。在这方面,改变地表的等高线和地形甚至几英寸都可能改变径流(runoff)型式、影响植被型式以及影响分水岭。此外,下沉具有损坏在生产区域中形成的生产或加热井的可能。这种下沉可以对井眼套管、水泥工件和井下设备产生破坏性的环带以及压缩性应力。
【0185】为了避免或最小化下沉,提出留下选定部分的基本上未热解的地层烃。这有助于保护一个或多个未熟化的富含有机物岩石区。在一些实施例中,未熟化的富含有机物岩石区可以成形为基本垂直的柱,其延伸穿过富含有机物岩石地层的厚度的主要部分。
【0186】地层内的加热速度和热分布可以被设计和执行,以便留下足够的未熟化柱以防止下沉。一方面,热注入井眼在布井中形成,从而油页岩未处理的柱被留在其中以支撑上覆岩层和防止下沉。
【0187】优选的是,油和气的热回收在地层中存在的苏打石或其它水溶性矿物的任何溶液采矿(solution mining)之前进行。溶液采矿可以在岩石地层中产生大的空穴并且在油页岩开发区域中使角砾岩塌方。这些空穴和角砾化区段可给原位和采矿回收油页岩造成问题,这进一步增加了支撑柱的效用。
【0188】在一些实施例中,通过原位转化过程产生的烃流体的组成和特性可根据例如富含有机物岩石地层内的条件变化。控制热和/或富含有机物岩石地层中选定部分的加热速度可以增加或减少选定的采出液的生产。
【0189】在一种实施例中,操作条件可以通过测量富含有机物岩石地层的至少一种特性进行确定。测量的特性可以被输入到计算机可执行程序中。从地层中生产的采出液的所选至少一种特性也可以被输入到计算机可执行程序中。该程序可以是可操作的,以从至少一个或多个测量的特性中确定一组操作条件。该程序也可以被配置以从所选择的采出液的至少一种特性确定该组操作条件。照此,所确定的这组操作条件可以被配置以增加从该地层生产选定采出液。
【0190】某些加热井实施例可包括例如通过绝缘导体或其它类型的线路与任何加热井连通的操作系统。该操作系统可以被配置以与加热井对接。操作系统可以接受来自加热器的信号(例如电磁信号),其表示加热井的温度分布。此外,操作系统可以被进一步配置以本地控制或遥控加热井。例如,操作系统可通过改变与加热井连接的设备的参数,改变加热井的温度。因此,操作系统可以监控、改变和/或控制至少一部分地层的加热。
【0191】在一些实施例中,在地层中的平均温度可能已经达到选定温度后,加热井可以被调小和/或关闭。调小和/或关闭加热井可减少输入能量成本,基本上抑制了地层的过热,并且允许热基本上传递到地层更冷的区域。
【0192】加热的富含有机物岩石地层内的温度(和平均温度)可以变化,这取决于例如与加热井的接近度、地层的热传导性和热扩散性、发生反应的类型、地层烃的类型以及富含有机物岩石地层内水的存在。在油田中建立监控井的位置,温度测量可以在井眼内直接进行。此外,在加热井处,在地层紧接周围的温度被相当充分地了解。然而,期望将温度插入到地层中间温度传感器和加热井中的位置上。
【0193】根据本发明生产过程的一个方面,富含有机物岩石地层内的温度分布可以采用数字模拟模型进行计算。数字模拟模型可通过已知数据点的内插以及地层传导率的假定计算地表温度分布。此外,数值模拟模型可被用于测定处于评估温度分布下的地层的其它参数。例如,地层的各种特性可包括但不限于地层的渗透性。
【0194】数字模拟模型也可包括评估处于评估温度分布下的富含有机物岩石地层内形成的流体的各种特性。例如,所形成流体的各种特性可包括但不限于地层内形成的流体的累积体积、流体粘度、流体密度和地层内形成的流体的组成。这种模拟可被用于评估商业规模操作或小规模油田试验的性能。例如,基于,但不限于,可从研究规模操作中生产的产物总体积,可以评估商业规模开发的性能。
【0195】一些实施例包括从富含有机物岩石地层生产至少一部分烃流体。烃流体可以通过生产井进行生产。生产井可以是下套管井或裸眼井并且通过本领域中已知的方法进行钻井和完井。
【0196】一些实施例进一步包括从富含有机物岩石地层生产采出液,其中采出液包含烃流体和含水流体。含水流体可包含水溶性矿物和/或迁移污染物种类。在这样的情况中,采出液可以在地表设备中被分离成烃流和含水流。此后水溶性矿物和/或迁移污染物种类可以从含水流中进行回收。该实施例可以与本文所讨论的发明的其它方面中任何方面进行组合。
【0197】生产的烃流体可包括热解油成分(或可冷凝成分)以及热解气成分(或非冷凝成分)。从地层中生产的可冷凝烃将一般包括石蜡、环烷、单环芳烃和双环芳烃作为成分。这种可冷凝烃还可包括其它成分诸如三环芳香烃和其它烃种类。
【0198】在某些实施例中,采出液中大部分烃可具有小于约25的碳数。可选地,流体中按重量计小于约15%的烃可具有大于约25的碳数。非冷凝烃可包括但不限于碳数小于5的烃。
【0199】在某些实施例中,采出液中可冷凝烃的API比重可为大约20或以上(例如25、30、40、50等)。在某些实施例中,采出液中氢与碳原子比可为至少约1.7(例如1.8、1.9等)。
【0200】一些生产过程包括在从富含有机物岩石地层基本上去除地层水溶性矿物之前,原位加热包含地层烃和地层水溶性矿物的富含有机物岩石地层。在本发明的一些实施例中,在原位加热之前不需要部分、基本上或完全去除水溶性矿物。例如,在含有天然发生的苏打石的油页岩地层中,油页岩可以在通过溶液采矿基本上去除苏打石之前被加热。基本上去除水溶性矿物可表示水溶性矿物的去除程度,其从本领域中已知的任何商业溶液采矿操作中发生。基本上去除水溶性矿物可近似为去除富含有机物岩石地层内烃流体生产的目标区域中存在的特定水溶性矿物总量的按重量计5%以上。在可选实施例中,富含有机物岩石地层的原位加热以热解地层烃可以在从富含有机物岩石地层去除按重量计3%以上的地层水溶性矿物之前开始,可选地,按重量计7%、按重量计10%或按重量计13%。
【0201】在采出苏打石之前加热油页岩以生产油和气的影响是将苏打石转化成更可回收形式(碱灰),并且提供渗透性,有助于其随后的回收。水溶性矿物回收可以在干馏油生产后就发生,或者它可以被留下几年的时期用于后面的回收。如果期望的话,碱灰可在地表上容易被转化回苏打石。这种转化可容易实行使得两种矿物可有效地互换。
【0202】在一些生产方法中,加热富含有机物岩石地层包括通过苏打石的分解产生碱灰。该方法可包括在地表设备中处理含水溶性矿物的含水溶液以去除一部分水溶性矿物。该处理步骤可包括通过由于改变含水溶液的温度引起的沉淀除去水溶性矿物。
【0203】水溶性矿物可包括钠。水溶性矿物还可包括苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、片钠铝石(NaAl(CO3)(OH)2)或其组合。表面处理可进一步包括在地表设备中通过与CO2反应将碱灰转化成碳酸氢钠(苏打石)。在部分或完全去除水溶性矿物后,含水溶液可被再注入到地下地层,在那里它可以被隐蔽。该地下地层可以与原始富含有机物岩石地层相同或不同。
【0204】在一些生产方法中,加热富含有机物岩石地层既热解至少一部分地层烃以产生烃流体并且使得在富含有机物岩石地层中在先结合的迁移污染物种类可以得到。迁移污染物种类可以通过地层烃的热解形成,可以在加热后从地层本身中释放,或者可以在加热地层后通过产生增加的渗透性而使其可接近。在富含有机物岩石地层中存在的或注入其中的水或其它含水流体中,迁移污染物种类可以是可溶的。
【0205】从热解的油页岩中产生烃一般留下一些至少部分水溶的迁移污染物种类。取决于热解页岩油与较浅区段的水文连通性,这些成分可最后迁移到浓度上环境不可接受的地下水中。潜在的迁移污染物种类的类型取决于油页岩热解的特性以及正被转化的油页岩的组成。如果热解是在氧或空气不存在下进行的,污染物种类可包括芳烃(例如苯、甲苯、乙苯、二甲苯)、多芳烃(例如蒽、芘、萘、)、金属污染物(例如As、Co、Pb、Mo、Ni和Zn),及其它种类诸如硫酸盐、氨、Al、K、Mg、氯化物、氟化物和酚。如果使用的是氧或空气,污染物种类还可包括酮、醇和氰化物。此外,存在的具体的迁移污染物种类可包括上述种类的任何次组或组合。
【0206】油田开发者可以期望评估富含有机物岩石地层与含水层的连通性。这可以进行以确定富含有机物岩石地层中的地层烃的原位热解是否可产生倾向于迁移到含水层的迁移种类,或者其程度。如果富含有机物岩石地层与含水层是水文相连的,可以采取防范措施以减少或防止在热解期间产生或释放的种类进入含水层。可选地,富含有机物岩石地层可以在如这里所述热解后用水或含水流体冲洗以去除水溶性矿物和/或迁移污染物种类。在其它实施例中,富含有机物岩石地层可以与任何地下水源基本上水文不连接。在这样的情况中,冲洗富含有机物岩石地层可能对于迁移污染物种类的去除来说不是必需的,但是尽管如此对于水溶性矿物的回收来说可能是期望的。
【0207】在从富含有机物地层生产烃后,一些迁移污染物种类可保持在岩石地层中。在这样的情况下,可以期望将含水流体注入到富含有机物岩石地层中并且使注入的含水流体溶解至少部分水溶性矿物和/或迁移污染物种类以形成含水溶液。含水溶液然后可通过例如溶液生产井从富含有机物岩石地层中采出。含水流体可进行调节以增加迁移污染物种类和/或水溶性矿物的溶解度。调节可包括加入酸或碱以调节溶液的pH。所得含水溶液然后可从富含有机物岩石地层中采出到地表进行加工。
【0208】在初始含水流体采出后,可进一步期望用含水流体冲洗熟化的富含有机物岩石区和未熟化的富含有机物岩石区。含水流体可被用于进一步溶解水溶性矿物和迁移污染物种类。冲洗可以任选地在大部分的烃流体已经从熟化的富含有机物岩石区段采出后完成。在一些实施例中,冲洗步骤可以被延迟到烃流体生产步骤之后。冲洗可以被延迟以允许从加热步骤产生的热向更深处传递,进入周围未熟化的富含有机物岩石区段,以便将周围未熟化的富含有机物岩石区段内的苏打石转化成碱灰。可选地,冲洗可以被延迟以允许加热步骤产生的热在周围未熟化的富含有机物岩石区段内产生渗透性。此外,冲洗可基于碳酸氢钠、碱灰或两者的目前和/或预测的市场价而被延迟,如本文进一步讨论的。该方法可以与本文所讨论的本发明其它方面的任何一个进行组合。
【0209】含水溶液冲洗后,可以期望在地表设备中处理含水溶液以去除至少一些迁移污染物种类。迁移污染物种类可通过使用例如吸水材料、反渗透、化学氧化、生物氧化和/或离子交换去除。这些方法的实例在本领域中都是已知的。示例性吸收材料可包括活性炭、粘土或漂白土。
【0210】在具有油页岩源的某些区域,额外的油页岩源或其它烃源可能存在于更深的深度。其它烃源可以包括在低渗透性地层的天然气(所谓的“致密气体”)或夹带和吸附在煤炭中的天然气(所谓的“煤层甲烷”)。在具有多个页岩油源的一些实施例中,首先开发深层区域并随后开发较浅区域是有利的。以这种方法,井不需要跨越热区域或削弱的岩石区域。在其它实施例中,通过穿过这样的区域钻井来开发较深区域是有利的——该区域被用作较浅深度页岩油开发的支柱。
【0211】在相同区域同时开发页岩油源和天然气源可以协同地利用某些设施和后勤运作。例如,气体处理可以在单个车间执行。同样,开发之间可以共享人员。
【0212】图15说明表面设施1570的实施例的示意图,表面设施1570可被配置以处理采出液。如本文描述,采出液1585可以从地下地层1584通过生产井1571被生产。采出液可以包括通过本文描述的任意方法生产的任意采出液。地下地层1584可以是任意地下地层,包括,例如富含有机物的岩石地层,其含有例如油页岩、煤或焦油砂中的任意一种。生产安排可包括淬火1572采出液到低于300°F、200°F或甚至100°F的温度,在油分离器1573分离出可冷凝成分(即油1574和水1575),在气体处理单元1577处理非冷凝成分(即,气体)以除去水1578和硫化物种类1579,在天然气厂1581除去气体中的较重成分(如丙烷和丁烷)以形成液化石油气(LPG)1580进而销售,并且在发电厂1588从剩余气体1583产生电能1582。电能1582可以被用做通过本文描述的任意方法加热地下地层1584的能源。例如,电源1582可以高电压(例如132kV)送到变压器86,并在送到电阻加热器元件前降低到较低的电压,例如6600V,其中电阻加热器元件位于地下地层1584内加热井1587内。以这种方法,加热地下地层1584所需的全部或部分能量可以从采出液1585的非冷凝部分中产生。多余的气体,如果可用,可以被输出以销售。
【0213】来自原位油页岩生产的采出液包含多种可以在地表设备中被分离的成分。采出液典型地包含水、非冷凝烃烷种类(例如甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷)、非冷凝烃烯种类(例如乙烯、丙烯)、由烷烃、烯烃、芳烃和多芳烃等组成的可冷凝烃种类以及CO2、CO、H2、H2S和NH3。
【0214】在地表设备中,可冷凝成分可以通过降低温度和/或增加压力从非冷凝成分中分离出来。温度降低可以利用被周围空气或可利用的水冷却的热交换器实现。可选地,热的采出液可以通过与先冷却的采出烃液热交换进行冷却。压力可以通过离心式或往复式压缩机增加。可选地,或者联合地,扩散器-膨胀器装置可被用于从气流冷凝出液体。分离可以涉及冷却和/或压力变化的几个阶段。
【0215】当降低温度或增加压力时,除了可冷凝烃外,水可以从气体中滴出。液体水可以通过重力沉降器或离心分离器与冷凝的烃分开。破乳剂可被用于促进水分离。
【0216】从生产的烃气中去除CO2以及其它所谓的酸气(如H2S)的方法包括使用化学反应方法和物理溶剂方法。化学反应方法一般包括在高压和/或低温下使气流接触胺的水溶液。这使得酸气种类与胺发生化学反应并且进入到溶液中。通过升温和/或降压,化学反应可以被逆转并且浓缩的酸气流可以被回收。可选的化学反应方法涉及热的碳酸盐溶液,一般地碳酸钾。热的碳酸盐溶液被再生,并且浓缩的酸气流通过使该溶液接触气流而回收。物理溶剂方法一般涉及在高压和/或低温下使气流接触二元醇。类似于胺方法,降压或升温允许溶剂再生以及酸气回收。某种胺或二元醇可以在去除的酸气种类上或多或少地具有选择性。任何这些方法的规模大小调整需要测定要循环的化学品的量、循环速率、再生所需的能量输入以及气体化学品接触设备的尺寸和类型。接触设备可包括填料塔或多级塔板逆流塔。这些方面中每一方面的最优尺寸调整高度取决于气体从地层中生产的速率以及气流中酸气的浓度。
【0217】酸气去除还可以通过使用蒸馏塔而实现。这种塔可包括中间的冷冻段,其中允许冷冻的CO2和H2S颗粒形成。冷冻的颗粒和液体的混合物向下落下进入汽提段,其中更轻的烃气体在塔内逸出并且上升。精馏段可以被提供在塔的上端以进一步促进塔顶气流的净化。
【0218】气流的氢含量可以通过取出全部或部分氢或者通过去除全部或部分非氢种类(例如CO2、CH4等)进行调整。分离可以利用低温冷凝、变压或变温吸附、或选择性扩散膜实现。如果需要另外的氢,氢可以借助通过典型的水汽转换反应重整甲烷而制得。
【0219】在从页岩油田生产烃中,可能期望的是通过注入井的使用控制热解流体的迁移,特别是在油田的外围。这种井可以注入水、蒸汽、CO2、加热的甲烷或其它流体,以驱动裂化的干酪根流体朝向生产井。在其它布置中,物理屏障可以被设置在处于开发的富含有机物的岩石地层区域周围。物理屏障的一个示例包括建立冻结壁。
【0220】冻结壁可以通过经外围井循环制冷剂从而充分降低岩石地层的温度来形成。在一方面,冰在孔隙空间内形成。这又避免了流体通过在地层内的任何现有通道跨越冻结壁的迁移。此外,冻结壁可以避免在油田外围存在的干酪根的热解。如果地层被连接到地下水源,避免流体迁移尤为重要。
【0221】使用地下冻结以稳定弱加固的土壤或提供对流体流动的屏障在本领域技术中是已知的。Shell Exploration and ProductionCompany(壳牌勘探与生产公司)在几个专利中讨论了用于油页岩生产的冻结壁的使用,其包括编号为6,880,633和7,032,660的美国专利。壳牌的‘660专利在原位页岩油生产期间使用地下冻结来避免地下水流动和地下水污染。
【0222】公开了所谓冻结壁使用的另外的专利是编号为3,528,252、3,943,722、3,729,965、4,358,222和4,607,488的美国专利。编号为98996480的国际专利申请也是相关的。同样,K.Stoss和J.VaIk的“Usesand Limitations of Ground Freezing with Liquid Nitrogen(用液态氮冻结土地的使用与限制)”,Engineering Geology(工程地质学),13,485-494页(1979);以及R.Rupprecht的“Application of the Ground-FreezingMethod to Penetrate a Sequence of Water-Bearing and Dry Formations-Three Construction Cases(应用土地冻结方法渗透系列含水地层和干地层——三种结构案例)”,Engineering Geology(工程地质学),13,541-546页(1979)讨论了地下冻结技术。因此,这些专利和技术文献的公开以其全部内容作为参考并入本文。
【0223】使用冻结井在原位热解区域周围形成屏障已经被Ljungstrom在编号为2,777,679的美国专利中讨论。Vinegar等人近期描述了冻结壁的类似应用。参见例如编号为7,077,198和6,854,929的美国专利。
【0224】使用形成冻结壁的多种方法先前已被公开。例如,Kriet等人编号为4,860,544的美国专利描述了通过以一定角度将冻结井的排列延伸到地下以形成类似倒置帐篷的冻结结构,从而建立闭合的、流体密封的低温屏障的方法。同样,编号为3,267,680的美国专利描述了通过使用角度交替的一系列冻结井形成机械强度增加的冻结壁。特定地,每个相隔井是垂直的而中间的井以3-30°偏离垂直。
【0225】在冻结井内使用单个井下膨胀阀已在某些具体的应用中公开,虽然其不是用于形成冻结井。在编号为3,004,601的美国专利中,Bodine描述了使用带有井下膨胀阀的冷却井,以特定地降低地下油的温度。降低地下油温度的目的是增加气体可溶性并避免天然气泡阻碍油流动。Ralstin和Heathman在编号为3,559,737的美国专利中描述了通过使用低温冷却来密封渗透性地层的顶岩(caprock)压裂,进而形成地下气体储藏腔。使用井下节流阀是公开的冷却方法。
【0226】使用特定的浆液作为冷却流体已经被公开并作为形成冻结壁的方法。例如,Schroeder在编号为3,372,550的美国专利中描述了设计冻结井的方法,其可以建立冰壁,并且在底部具有比顶部更大的强度。该方法需要在多个点将制冷剂注入井。Schroeder公开了使用二氧化碳浆液作为冷却流体。同样,在编号为3,271,962的美国专利中,Dahms等人描述了使用连接到共用地下空穴的多个冻结井来冻结矿井轴周围土地的方法。将盐水或部分冻结盐水浆液用作冷却流体是公开的。
【0227】引用的参考文件中所公开的方法通常使用工作流体(如盐水或液态氮),其被注入多个井。工作流体通过单独的冻结井循环,从而在热学上冷冻周围的地层。这种井时常引起地层中的和邻近井的固有水冻结。
【0228】期望的是改善地下冻结方法以帮助地下地层内的富含有机物的岩石冷却。这对于需要热解富含有机物岩石地层的烃开发区域尤为重要。这种改善用于产生在地下深处的冻结区域的目的。可替代地,这种改善可以在工作流体的冷却特性的领域。仍然可替代地,改善可以在增加地下冻结速率的领域。
【0229】图6是烃开发区域600的一部分的截面图。开发区域600表现出地表602和地表602下的地层610。地下地层610是富含有机物岩石地层,如油页岩。油页岩地层610包含干酪根,其可以转化为烃流体。开发区域600被用于从地下油页岩地层610开发烃的目的。
【0230】地层610具有深度“d”。深度“d”一般通过地表602和地层610的顶部之间的距离来测量。在一些实施例中,意图原位热解或干馏的油页岩地层610位于大于地表下200尺的深度。在可替代实施例中,意图原位干馏的油页岩地层610位于地表602以下大于500、1,000或1,500英尺的深度,但通常不大于5000英尺。在替代的实施例中,意图原位干馏的油页岩地层610位于地表602下500和4,000英尺之间的深度、可代替位于600和3,500英尺之间的深度或700和3,000英尺之间的深度。
【0231】地层610可以是初始具有非常有限渗透率的油页岩,例如小于5毫达西的渗透率。为了开发油页岩地层610,需要热解地层610内的固体烃,或干酪根。这通过将地层610加热到高于热解温度一段长时间来实现。为了加热地层610并生产烃,多个加热井630被提供。在说明性的开发区域600,加热井630被布置在多个行或线性阵列中。每个加热井630具有井眼632,其向下延伸到地层610并在地层610完成。图6布置中的每个井眼632基本垂直。然而,本发明不被加热井630的完成或布置的性质限制。
【0232】优选地,加热井630被设计从而以选择的温度对地层610提供电阻加热。在一个方面,在加热后,热解的油页岩地层610将具有大于10毫达西的平均渗透率。加热井630可被定位于相对接近,从10英尺上至300英尺的间隔。可代替地,井眼可以被间隔30到200英尺或50到100英尺。
【0233】散布在加热井630行之间的是生产井640。每个生产井640具有井眼642,其向下延伸到地层610并在地层610完成。图6布置中的每个生产井642也基本垂直。然而,本发明不受生产井640的完成和布置的性质的限制。此外,加热井630对生产井640的相对布置可以是多边形图样的,诸如3点图样或5点图样(未显示)。
【0234】加热油页岩地层610的处理也改变地层610的渗透率。通过加热油页岩并且将干酪根转化为油和气,通过干酪根到流体的逐渐转化,渗透率可以被增加。地层610中热解的烃流体迁移到生产井640的井眼642。
【0235】期望的是使开发区域600内含有热解的烃流体的迁移。因此,期望形成烃流体流动的屏障,例如沿页岩油开发区域600的外围604的屏障。这可以通过沿外围604完成“冻结井”来实现。在图6中开发区域600中,可以看到多个冻结井620。
【0236】冻结井620沿外围604的横断边界大致成线性排列。然而,本发明不限制冻结井620的放置和布置。重要的是操作冻结井620以避免来自开发区域600的流体流动并且跨越外围604或其它指定边界。这种流体可以是地下水、热解烃流体或其它流体。这可以通过将地层610的温度变为外围604周围的原位流体被冻结的点而实现。在最小情况,这通过将地层610的一部分保持在低于热解点以下的温度(诸如225℃),从而保持干酪根为固态。这样,术语“冻结井”不需要井620实际上建立冻结边界,但只需要保持具有很低渗透率的基本固态边界。优选地,冻结井620保持地层610的外围604(或其它边界区域)在低于原位水(in situ water)的凝固点以下,即接近0℃。
【0237】同样应注意图6中每个冻结井620具有井眼622。井眼622被完成在地层610的深度或低于地层610的深度。在图6显示的布置中,每个冻结井眼622基本垂直。然而,本发明不排除偏离或甚至水平完成的井眼622的使用。
【0238】虽然图6中没有显示,冻结井620同时操作以形成环绕开发区域600外围604的冻结壁。冻结壁的整体性可以通过在冻结壁边界或外围604的外侧放置监视井而被评估。流体样品,特别是水样,可以被周期性采集并分析多种化学成分的不可接受浓度,例如金属种类、酸种类、硫种类或碳水化合物。多种井下测量也可以被使用以代替或辅助流体采样。井下测量可以包括成分测量、pH测量、温度测量或电阻率测量。
【0239】图7是在一个实施例中,冻结井620的井眼700的截面图。井眼700在富含有机物岩石地层610的层位被完成。说明性的井眼700基本垂直。为了形成井眼700,通过使用任何已知的钻井方法或技术,穿过地表602形成钻孔并且钻孔达到地下土壤702。为了隔离钻孔与周围的地下土壤702,一串套管706被悬挂或另外方式被设置在邻近周围的地下土壤702。套管706优选地使用诸如水泥704的可固化材料被粘固在需要的位置。套管706和水泥704优选地不在任何位置穿孔,即使在邻近地层610的位置。
【0240】接下来,细长管状构件708被悬挂或另外方式放置在井眼700内。细长管状构件708优选地从地表602延伸到地下地层610并穿过地下地层610。细长管状构件708限定孔705,其接收冷却流体。冷却流体用作分散冷能量到地下地层610的工作流体。术语“冷能量”表示冷却流体和将被冷却的较温暖周边之间的焓差异。冻结流体沿箭头605指示的方向流动。
【0241】细长管状构件708同样通过周围的套管706限定环状区域707。箭头605进一步表示冷却流体沿管状构件708的孔705向下循环并随后沿环形区域707向上返回地表602。冷却流体在井头处获取并可选地再次循环。
【0242】在一个方面,冷却流体可以在注入到井眼700前被冷冻。例如,地表制冷系统(未显示)可以被用于冷冻冷却流体。在另一方面,地表制冷系统被气体压缩系统(未显示)和井下膨胀阀720替换。井下膨胀阀702的使用引起循环流体的冷却,这具有的优势是在将冷却流体从地表602输送到地下地层610时,消除或显著降低“冷能量”损失至上覆岩层。可替代地,井下膨胀阀720的使用消除了在上覆岩层区域内井眼隔离的需要。
【0243】气体在地表602的气体压缩系统内被压缩。随后压缩的气体通过空气或水冷却被冷却到接近周围环境的温度。在一些情况下,气体可以进一步通过制冷剂冷却。在冷却步骤后,可能没有流体、一些流体或者全部流体处在冷凝状态。随后冷却流体被送入细长管状构件708的孔705,并通过膨胀阀720。这引起流体通过Joule-Thomson(焦耳-汤姆森)效应冷却。
【0244】优选地,膨胀阀720接近地下地层610。在井眼700内,膨胀阀720在地层610的顶部。允许冷却流体从周围的地层610吸收热量,这又导致地下地层610内的冰形成。
【0245】已知的是,某些压缩气体在经过阀膨胀时经受显著的冷却。使用井下膨胀阀来产生主要的冷却效应具有的益处是,冷流体不需要从地表602向下流到期望的深度610。从地表602流动冷却流体将很可能导致冷能量的损失,这是由于在传递到期望深度期间到周围地层702的传导损失。如果目标区域是深的,这些损失可以是十分明显的。例如,原位油页岩生产目标区域可以在300英尺、1,000英尺、2,000英尺或更大深度。冷损失可以通过隔离的使用而减小,但这会增加井的成本并减小可用于流体流动的截面积。
【0246】隔离可以沿细长管状构件708的全部或部分设置,从而降低向上和向下流体之间的交叉热交换。由于返回的用过流体温热了注入的冷却流体,交叉热交换降低了有效冷却区域的长度。如果需要,隔离优选地被仅置于膨胀阀720以下,这是因为通过允许冷却返回流体在其通过膨胀阀720之前预冷却注入流体,交叉热交换在阀720以上可以有益的。
【0247】图8是膨胀阀720的截面图。这是用于图7中井眼700的膨胀阀720的放大视图。可以看出膨胀阀720具有壁728,壁728具有上螺纹端724和下螺纹端726。螺纹端724、726允许膨胀阀720与细长管状构件708螺纹串联连接。阀720限定孔725,其与细长管状构件708的孔705流体连通。
【0248】阀720的孔725限定内径。在阀720的上端724,内径732被提供,其一般符合孔705的内径。然而,内径732在膨胀阀720的底部726处锥形收缩到更小的内径736。作用是在细长管状构件708的孔705上形成收缩,从而提供Joule-Thompson(焦耳-汤姆逊)效应。
【0249】图9是膨胀阀720’的可替代布置的截面图,其可被用于冻结井622的井眼700。可以看出,膨胀阀720’也具有带有上螺纹端724’和下螺纹端726’的壁728’。螺纹端724’和726’也允许膨胀阀720’与细长管状构件708螺纹旋入串联连接。阀720’限定孔725’,其与细长管状构件708的孔705流体连通。
【0250】阀720’的钻孔725’限定了内径。在阀720’的上端724’和下端726’处提供内径732’和736’。这些内径732’、736’一般符合孔705的内径。然而,阀720’的中间收缩部分722’具有减少的内径737’。作用是在细长管状构件708的孔705上形成收缩,从而提供Joule-Thompson效应。
【0251】应注意膨胀阀720的其它布置可被采用以用于本文的方法和井眼。阀702和720’仅是说明性的。
【0252】优选地,在通过膨胀阀720之后,冷却流体的温度在约-20°F到-120°F。更优选地,在通过膨胀阀720之后,冷却流体的温度在约-20°F到-80°F。更优选地,在通过膨胀阀720之后,冷却流体的温度在约-30°F到-60°F。
【0253】优选地,在通过膨胀阀720前,冷却流体在约100磅每平方英寸(psia)到2,000磅每平方英寸的压力,并且在通过膨胀阀720后,冷却流体在约25磅每平方英寸到约500磅每平方英寸的压力。更优选地,在通过膨胀阀720前,冷却流体在约200磅每平方英寸到800磅每平方英寸的压力,并且在通过膨胀阀720后,冷却流体在约40磅每平方英寸到200磅每平方英寸的压力。
【0254】如说明的,膨胀阀720可以被设置在冻结井620的井眼内的不同位置。此外,多于一个膨胀阀720可以被使用。图10是在替代实施例中的冻结井620的井眼1000的截面图。在井眼1000中,两个膨胀阀720U和720L被置于富含有机物岩石地层610的层位。膨胀阀720U被置于接近地层610的顶部,而膨胀阀720L被置于接近地层610的底部。因此,膨胀阀720U是上膨胀阀,而膨胀阀720L是下膨胀阀。
【0255】两个膨胀阀720U和720L的使用允许比单个膨胀阀的可能情况更均匀的跨越地层610冷却温度。这又可以导致跨越地层610厚度的更均匀冻结壁,因此,降低了达到全部期望厚度所需的能量。
【0256】在操作中,第一温降随工作流体流向第一膨胀阀720U而完成。工作流体随后在向下途中将冷能量给予地下地层610。然后,第二温降随工作流体流过第二膨胀阀720L而完成。工作流体随后在向上途中可将额外的冷能量给予地下地层610。
【0257】需要注意的是,阀720U和720L的相对放置取决于设计者的选择。此外,膨胀阀720U、720L的内径尺寸取决于设计者的选择。膨胀阀720U、720L的放置和尺寸可以被调节以提供选择的压降。在一个方面,冷却流体的压力在通过第二膨胀阀720L前处于约500磅每平方英寸到2,000磅每平方英寸,并且在通过第二膨胀阀720L后在约25磅每平方英寸到约500磅每平方英寸。
【0258】在单个井下膨胀阀的情况下,冷却流体的压力在通过膨胀阀720前优选地在约100磅每平方英寸到2,000磅每平方英寸。更优选地,冷却流体的压力在约200磅每平方英寸到800磅每平方英寸。在双井下膨胀阀的情况下,诸如720U和720L,优选地冷却流体的压力在通过第一膨胀阀720U之前处于约800磅每平方英寸到4,000磅每平方英寸,在通过第一膨胀阀720U之后处于100磅每平方英寸到800磅每平方英寸,并且在通过第二膨胀阀720L之后,在约25到100磅每平方英寸。更优选地,冷却流体的压力,在通过第一膨胀阀720U之前在约800到2,000磅每平方英寸,在通过第一膨胀阀720U之后在约100磅每平方英寸到约500磅每平方英寸,以及在通过第二膨胀阀720L之后在约25磅每平方英寸到约100磅每平方英寸。
【0259】在一个方面,提供跨越膨胀阀的入口压力与出口压力的比率。例如,跨域第一膨胀阀的入口压力与出口压力的比率和跨域第二膨胀阀的入口压力与出口压力的比率等于大约3的因数以内。
【0260】图10的井眼1000中,两个膨胀阀720U和720L都产生Joule-Thompson效应以冷却细长管状构件708的孔705内的冷却流体。然而,可行的是在孔705外侧提供一个或两个压降。这在图11中图示。
【0261】图11是在另一个实施例中,用于冻结井620的井眼1100的截面图。在这个布置1100中,两个膨胀阀720I和720O同样被置于接近富含有机物岩石地层610的层位。然而,一个阀720I沿着细长管状构件708的内径(或井眼705),而另一个阀720O沿管状构件708的外径(或环形区域707)。
【0262】第一或内膨胀阀720I建立孔705内的压降,并可以是阀720或720’的形式。然而,第二或外膨胀阀720O产生孔705外的压降。这可以是夹紧的(clamped)圆形装置或带有扩大外径的管状构件的形式。
【0263】在井眼布置700、1000和1100中,冷却流体在孔705的向下压力下被泵送到井眼的底部710,随后向上返回到环形区域707。随后冷却流体在地表602被重新获得。如说明,冷却流体可以在制冷系统中被再次冷冻并随后再次通过气体压缩系统泵入。在这些实施例中,可选的是为目标地下地层610上方的细长管状构件708提供隔离。
【0264】在替代的井眼布置中,U型管可以被用做细长管状构件。图12呈现了在替代实施例中冻结井620的井眼1200的截面图。井眼1200大致与图7的井眼700一致。然而,在这个布置中,细长管状构件是U型管1208。U型管1208提供封闭系统,冷却流体流过该封闭系统。依照箭头605,冷却流体流入U型管1208的孔1205。冷却流体保持在孔1205内,向下流向地下地层610并向上返回地表602。
【0265】膨胀阀1220再次在井眼1200内被采用。膨胀阀1220可以使用图8或图9或提供Joule-Thompson效应的任意其它实施例的结构中的一种。膨胀阀1220优选地被置于地层610的顶部,这样冷却流体在到达地下地层610的点之前或刚刚到达时流过阀1220。然而,图12的实施例不限制膨胀阀1220的准确放置。例如,膨胀阀1220可以被置于U型管1208内的一点,在该点冷却流体向上行进回到地表602。
【0266】同样注意的是在图12的井眼1200中,没有套管或水泥被用于隔离土地702。相反,充填(packing)(诸如沙子或沙砾)被置于U型管1208和地层610之间的环形区域707内。沙子帮助传导性热传递。
【0267】在井眼布置700、1000、1100、1200的任何一个中,返回冷却流体可以仍是相对冷的,至少与周围条件相比是相对冷的。这个流体可以结合地表602处的制冷系统使用。工作设施的制冷可以被提供,从而使得保持在返回流体中的冷能量不会损失。然而,优选的是返回地表的流体接近周围温度,从而最大化至地层610本身的冷能量损失。
【0268】当使用井下膨胀阀时,多种流体适用于冻结井620。优选地,流体主要以气态返回。这减少了回流管中的热损失,并且因此增加了跨越膨胀阀720的可实现的压差。另外优选的是,通过膨胀阀720产生的任意可蒸发液体在地下地层610被最大程度地蒸发。这些流体的蒸发潜热可以形成可用冷能量的大部分,从而传递到地层610。
【0269】同样优选的是,刚排出阀720的膨胀流体的温度在约0°F以下,并且更优选地在-30°F以下。这提供了可调节的温差,用于驱动热传递,并提供了可调节的热容,用于将来自周围地层610的热吸收到冷却流体中。适合的流体可以包括C2-C4烃(例如,乙烷、乙烯、丙烷、丙烯、异丁烷和正丁烷)或含有大部分的一种或多种这些成分的混合物。其它适合的成分可包括制冷剂卤代烃、二氧化碳和氨。冷却流体的具体成分选择取决于多种因素,包括:工作压力、通过阀门的可用压降、流体的热动力学行为、导管的冶金学温度限制、安全考虑和成本/可得性考虑。
【0270】在另一个实施例中,全部制冷在地表设施中完成,其中工作流体是含有部分冻结液体的浆液。产生冷浆液的一种方法是使用连续刮削式热交换器,以冷却并部分冻结流体。冷浆液通过冻结井620被循环,以冷冻地下地层610。使用部分冻结流体作为传热媒介可以是有利的,这是因为熔融潜热显著增加了基于体积的流体冷却能力。为达到最大效率,液体的凝固点应该低于水的凝固点。优选地,凝固点在约0°F以下,并且更优选地在约-30°F以下。这提供了可调节的温差以用于驱动传热并提供可调节的热容,以从周围地层610吸收热到冷却流体中。适合液体可以包括部分冻结的盐水混合物(盐水)、醇、醇-水混合物或二醇-水混合物。
【0271】适合的盐水可以包括无机盐,诸如氯化钠、氯化钙或氯化锂。盐水也可以包括某些有机酸的盐,诸如甲酸钾、乙酸钾、柠檬酸钾、甲酸铵、醋酸铵、柠檬酸铵、柠檬酸钠、甲酸钠或乙酸钠。可用的醇可包括甲醇、乙醇和异丙醇。可用的二醇可包括乙二醇、二甘醇和丙二醇。
【0272】优选地,工作流体对导管是低粘性的和低腐蚀性的。在某些情况下,低共熔混合物(即最低凝固点组合物)可以是特别吸引人的,以提供低温。例如,纯甲醇在-98°F冻结,但83wt%的甲醇与17wt%的水的二元混合物在-129°F冻结。在其它情况下,凝固点在-20°F到-40°F的浆液可以是吸引人的,以允许安全使用标准碳钢(其在更低的温度下变脆),而同时保持大的冷却能力。这种流体包括盐水、水-醇混合物或水-二醇混合物。例如,50-50wt%的水-乙醇混合物具有-38°F的凝固点,并且具有将冰自然浮起的密度。自然浮起的冰可有助于浆液的流动性。
【0273】可替代的工作流体可以包括轻质液态烃种类(例如C7-C14)以及混合物,包括通常可得的混合物,诸如汽油和柴油。这些烃流体可以在零下温度冻结出蜡并因此形成部分冻结的浆液。烃流体组成,特别是正链烷烃含量,可以是变化的,从而在宽的温度范围内调整其冻结行为。
【0274】可见,公开了冻结井井眼的多种实施例。冷却井眼用于降低地下地层610温度。井眼在地下地层610深度或该地层以下的深度被完成,并且在一个方面包括诸如管状构件708的细长管状构件,和诸如阀720的第一膨胀阀。第一膨胀阀与细长管状构件流体连通。冷却流体被引导通过细长管状构件和第一膨胀阀,以便冷却地下地层610。
【0275】在一个方面,细长管状构件是U型管,诸如管状构件1208。第一膨胀阀可以在地下地层610的深度或该深度以上处被置于管状构件内。可替代地,第一膨胀阀可在接近地下地层的更低深度处被置于管状构件内。可替代地,第一膨胀阀可以在接近地下地层的上部深度处被置于管状构件内。
【0276】在一个实施例中,井眼进一步包括形成在细长管状构件和井眼直径之间的环形区域。冷却流体可以通过管状构件循环到地下地层并通过环形区域向上返回到井眼。
【0277】多种冷却流体可以被使用。在一个方面,冷却流体包括气体并且当通过第一膨胀阀时保持在基本气态。可替代地,冷却流体可以以气态被注入,但当冷却流体通过第一膨胀阀时部分冷却流体从气态冷凝到液态。
【0278】注入的冷却流体包含至少50摩尔(mol.)百分比的丙烷、丙烯、乙烷、乙烯或其混合物。可替代地,冷却流体可包含至少80摩尔百分比的丙烷、丙烯、乙烷、乙烯、异丁烷或其混合物。可替代地,注入的冷却流体可包括至少50摩尔百分比的卤代烃。仍可替代地,冷却流体可包括至少80摩尔百分比的卤代烃。
【0279】冷却流体可以在注入管状构件前被冷冻。例如,冷却流体可以在注入管状构件前在环境温度以下被冷冻。在任何情况下,冷却流体可以以受控的速率被注入地下地层,从而使得冷却流体流过第一膨胀阀并接近地下地层,并随后以不超过20wt.%液态离开地下地层。可替代地,冷却流体可以以受控的速率被注入地下地层,从而使得冷却流体流过第一膨胀阀并接近地下地层,并随后以液态以不超过5wt.%离开地层。
【0280】在一个方面,冷却流体是部分冻结的盐水混合物。盐水混合物中的盐可以是,例如,NaCl或CaCl2。冷却流体可以可替代地限定为部分冻结的醇-水混合物。醇可以是,例如,甲醇或乙醇。在另一方面,冷却流体可以限定为部分冻结的二醇-水混合物。二醇可以是,例如MEG、DEG或丙二醇。在另一方面,冷却流体可以限定烃混合物,其包含大于50摩尔百分比的C7、C8、C9、C10、C11、C12、C13、C14碳分子或其混合物。
【0281】冷却井眼可以被置于相对于页岩油开发区域的多个位置。优选地,一个或多于一个井眼形成在油页岩开发区域外围外侧或周边。
【0282】考虑到上文讨论的多种井眼布置,用于降低部分地下地层610的温度的多种相应方法可以被提供。在实践这些方法中,井眼在地下地层610的深度或深度之下完成。井眼(例如,诸如井眼700或1200)具有细长管状构件(例如,诸如管状构件708或1208),以用于接收冷却流体并将其传输到到地下地层610。井眼还具有第一膨胀阀(例如,诸如阀720或720’),其与管状构件流体连通,其中冷却流体通过管状构件流动。随后,该方法包括以下步骤:在压力下注入冷却流体到井眼,并使冷却流体膨胀穿过第一膨胀阀。这样,冷却流体的温度被降低。周围地层610的温度随后同样通过热对流或“冷能量”传递而降低。
【0283】优选的是地下地层是油页岩地层。油页岩地层是将干酪根转化为页岩油或烃的开发区域的一部分。井眼可以被置于相对于页岩油开发区域的多个位置。优选地,一个或多于一个井眼可以被形成在页岩油开发区域外围的外侧或周边。这种开发区域的示例在图6中的600显示并说明。
【0284】在一个方面中,细长管状构件是U型管,诸如U型管1208。在这种情况下,该方法进一步包括以下步骤:循环流体到U型管,向下到地下地层610,并向上返回到表面602。第一膨胀阀(如阀1220)可以被置于井眼内,从而使得冷却流体在到达地下地层610深度时或在到达地下地层610深度之前流经第一膨胀阀。第一膨胀阀可以被置于沿管状构件接近地下地层的上方深度处或沿着地层。例如,第一膨胀阀可以沿着管状构件被置于地表下约300到600英尺的深度。可替代地,第一膨胀阀可以被设置使得冷却流体流过第一膨胀阀并在途中向上返回到地表602。
【0285】在一个实施例中,井眼进一步包含环形区域(诸如区域707),其形成在细长管状构件和井眼直径之间。在这种情况下,该方法可以进一步包括以下步骤:通过管状构件循环流体到完井深度,并通过环形区域向上返回到井眼。冷却流体可以在地下地层深度时或到达该深度之前流过第一膨胀阀。例如,第一膨胀阀可以被置于沿着管状构件接近地下地层的上方深度。
【0286】在另一实施例中,细长管状构件是U型管,其包含向下部分和向上部分,冷却流体通过该向下部分流向地下地层,通过该向上部分流回地表。优选地,向下部分在地下地层以上被绝热。在这个实施例中,井眼可以进一步包括第二膨胀阀。第二膨胀阀与管状构件流体连通。通过第一膨胀阀产生第一压降,并且通过第二膨胀阀产生第二压降。在这种情况下,该方法进一步包含使冷却流体膨胀穿过第二膨胀阀,从而降低冷却流体的温度。这样,冷却流体流过第二膨胀阀而进一步冷却地下地层。
【0287】在一方面,细长管状构件是U型管。冷却流体在到达地下地层深度时或到达所述深度之前流过第一膨胀阀。冷却流体还在到达地下地层深度或到达该深度之后流过第二膨胀阀。
【0288】优选地,地下地层保持原位水。进一步,冷却流体将地下地层冷却到足以冻结至少部分原位水的程度。在一个方面,该方法进一步包括以下步骤:注入低盐度水到至少部分地下地层,以降低原位水的天然盐度,从而升高原位水的冻结温度。
【0289】降低地下地层温度的另一种方法在本文被提供。通常,该方法包含将第一温度的冷却流体注入到井眼的步骤。此处,井眼被完成在地下地层深度或该深度以下。然后,冷却流体的温度在其进入井眼后被降低。冷却流体随后以更低的温度通过在地下地层深度的井眼。最后,冷却流体循环回到地表。
【0290】井眼可以包含细长管状构件,其接收在通向地下地层的途中的冷却流体。井眼可以进一步包含与管状构件流体连通的膨胀阀,其中冷却流体流过膨胀阀而被冷却到更低的温度。
【0291】本文提供了用于降低地下地层温度的另一个方法。这个方法包括在压力下将冷却流体注入到井眼的步骤。冷却流体包含具有冻结材料颗粒的浆液。使用浆液可以具有的好处是显著增加冷却流体每单位质量流体携带的“冷能量”。而且,当浆液由于固体熔化的潜热而失去“冷能量”时,浆液可以保持相对恒定的温度。井眼在地下地层的深度或深度之下被完成。井眼具有穿过地下地层形成的钻孔,该钻孔限定一直径。在这种情况下,不需要井下膨胀阀。浆液的使用具有额外的好处是消除或降低了向上流动和向下流动之间隔离的需要,这是因为只要冻结固体仍然存在,浆液就可以保持在相对恒定的温度。
【0292】在该另外的实施例的一个方面,井眼包括细长管状构件,诸如管状构件708。管状构件接收在通向地下地层610的途中的冷却流体。细长管状构件可以是U型管,诸如管状构件1208。在这种情况下,该方法进一步包括循环冷却流体进入到U型管,到达完井深度并返回地表602。
【0293】井眼可进一步包含形成在细长管状构件和井眼直径之间的环形区域(诸如环形区域707)。在这种情况下,该方法可以进一步包括循环流体进入到管状构件,下至完井深度,并通过环形区域向上返回到井眼。
【0294】在这个额外实施例的另一方面中,井眼可以进一步包含膨胀阀。膨胀阀与管状构件流体连通,冷却流体流过所述膨胀阀以冷却地下地层。膨胀阀可以沿着管状构件被设置在地下地层的上部深度附近。可替代地,膨胀阀可以被置于地下地层中间。
【0295】多种冷却流体可以被使用。在一个方面,冷却流体是部分冻结的盐水混合物。盐水混合物中的盐可以是,例如,NaCl或CaCl2。冷却流体可以可替代地限定为部分冻结的醇-水混合物。醇可以是例如甲醇或乙醇。
【0296】在另一方面,冷却流体可限定为部分冻结的二醇-水混合物。二醇可以是例如MEG、DEG或丙二醇。在另一方面,冷却流体可以限定为烃混合物,其包含大于50摩尔百分比的C7、C8、C9、C10、C11、C12、C13、C14碳分子或其混合物。
【0297】用于该额外实施例的冻结材料颗粒可以小于50微米尺寸。颗粒的一些或全部可以小于10微米尺寸。
【0298】优选地,地下地层保持有原位水。进一步,冷却流体将地下地层冷却到足以冻结至少部分原位水的程度。在一方面,该方法了进一步包括以下步骤:注入低盐度水到至少部分地下地层,以降低原位水的天然盐度,并升高原位水的冻结温度。
【0299】本文提供了降低地下地层温度的另一种方法。该方法包括完成第一注入井并在第一注入井附近完成第二注入井的步骤。压裂流体被注入到第一注入井,从而在地下地层深度形成压裂,因此提供在第一注入井和第二注入井之间的流体连通。压裂流体优选地包含支撑地层的支撑剂。一旦流体连通被建立,冷却流体就在压力下被注入第一注入井。冷却流体进一步被注入到压裂,从而降低地下地层的温度。
【0300】图13是依照该额外方法形成在地下地层1330中的冻结井1300的透视图。第一注入井1310在地层1330内完成。优选地,第一注入井1310水平地完成。同样,第二注入井1320在第一注入井1310附近完成。优选地,第二注入井1320同样水平地完成。
【0301】第一注入井1310和第二注入井1320均被打孔。进一步,注入井1310或1320的至少一个被压裂。这样,流体连通被建立在地层1330内的第一注入井1310和第二注入井1320之间。
【0302】为了形成冻结井1300,冷却流体在第一注入井1310和第二注入井1320之间循环。箭头1305指示在一个实施例中冷却流体的流动方向。可见在这种布置中,冷却流体被注入到第一注入井1310,通过地层1330,并且进入第二注入井1320。第二注入井1320接收通过地层1330内形成的压裂的冷却流体。冷却流体循环通过地层1330的结果是,地层1330的温度被降低。在一个方面,温度被降低到原位水的凝固点以下。
【0303】可以理解图13中的井布置仅是说明性的。实际上,多个注入井1310、1320可以在地层1330内完成。井1310、1320可以垂直地或以偏离方式完成。
【0304】对于单相冷却流体,压裂流体优选地包含支撑剂以支撑地层。对于浆液冷却流体,压裂流体优选地不包含支撑剂,或者包含平均尺寸是浆液颗粒的平均尺寸的至少8倍的支撑剂颗粒。
【0305】冷却流体通过压裂流动的好处是非渗透性冻结区域的形成可以被加速。对于相等温度条件,来自平面源(即压裂)的热传递比来自径向源(即井眼)的热传递更迅速,这是因为平面源的更大接触面积。此外,从平面源传播的冷却前端比从径向源传播的冷却前端行进更快,这是因为其不用展开并几乎同样程度地扩散。另外,与一行未压裂冻结井形成的冻结壁相比,平面压裂的使用可以显著地减少形成冻结壁所需的井数量。
【0306】在一个实施例中,至少部分的冷却流体通过第二注入井被循环回到地表。在这个方法中,地质力学条件被选择,从而使得压裂是基本垂直的。形成压裂的井可以基本垂直或基本水平。
【0307】当通过地层压裂循环冷却流体时,优选地地层是相对非渗透性的。这避免了冷却流体损失到地层,也避免了冷却流体与天然水的混合。
【0308】第一注入井1310优选地包含细长管状构件,该细长管状构件接收通向在地下地层1330的途中的冷却流体。第一注入井1310可以进一步包含与管状构件流体连通的膨胀阀,冷却流体流过该膨胀阀以冷却地下地层1330。膨胀阀可以被设置在沿井眼的多个点。在一种情况下,膨胀阀被设置为沿着管状构件接近地下地层1330的上部深度。
【0309】如上文描述,多种冷却流体可以被使用。在一个方面,冷却流体可以是包含冻结材料颗粒的浆液。冷却流体内的颗粒可以通过机械研磨的方法制成。颗粒可以具有与冷却液体不同的成分。冷却液体可以是具有接近低共熔成分的组成的混合物。
【0310】在一方面,颗粒的成分具有高于冷却流体的冻结温度。在这种情况下,颗粒通过将冷却流体快速冷却到低于颗粒的冻结温度但不低于冷却流体的冻结温度而形成。在另一方面,颗粒可以在冻结状态混入冷却流体。颗粒可以包含具有外部和内部的双相(biphasic)材料,其中外部具有比内部更高的冻结温度。
【0311】除上述方法外,“冻结壁”可以使用多个冻结井构成。在一方面,通过使冷却流体流过一个或多于一个水力压裂来实现冻结壁,所述一个或多于一个水力压裂是从相对非渗透性地层内完成的一个或多于一个冻结井发出的。水力压裂可以被支撑或不被支撑。井可以是垂直的、偏离的或水平的。水力压裂可以延伸和连接在被指定为注入井和生产井的井之间。可替代地,水力压裂可以从双完成(dual-completed)井发出,其中注入发生在井眼内的一点,而生产则在井眼内的另一点。在双完成垂直井的示例中,冷却流体可以进入接近压裂顶部的地层并且在压裂底部附近被生产。这种方法具有的好处是最小化需要的井数量并通过线性扩散而不是径向扩散更均匀地分布冷却到地层周围。
【0312】优选地,冷却流体,至少初始地具有防冻特性,这样初始在压裂内的任何水不冻结并且不阻碍流动。这种流体的示例包括盐水、醇和二醇。这样,天然水冻结在地层周围并阻碍流动。在周围紧邻的水被冻结后,不具有抗冻结特性的可替代的冷流体可以被使用。除非冻结晶体非常小(例如小于50微米、20微米、10微米或5微米),否则使浆液通过支撑的压裂而不发生堵塞不可能进行。通过几种方法产生具有非常小晶体的浆液是可能的。一种方法是机械研磨浆液。另一种方法是通过在部分冻结步骤前将微粒混入浆液,形成很多小晶体而不是同样冻结分数的几个大晶体,或在部分冻结步骤期间极快地冷却流体。在任何情况下,注入浆液到井可能是有益的,这样固体在到达井下压裂前完全融化,因此在其从地表传送期间保持液体温度接近恒定。
【0313】本文公开了用于降低地下地层温度的另一种方法。这个方法包括以下步骤:在第一深度和第二更低深度完成与地下地层流体连通的井。压裂流体随后被注入到井中,从而在地下地层深度形成压裂。这样,流体连通被提供在井内第一深度和第二深度之间。随后,冷却流体在压力下通过井循环进入到压裂。冷却流体从一个深度流向另一深度,从而降低地下地层的温度。
【0314】井可以在地下地层内基本垂直地完成。类似地,压裂可以基本垂直。可替代地,井可以基本水平地在地下地层内完成。类似地,压裂可以基本水平。压裂流体可以含有支撑剂。
【0315】图14是可用于实践上述方法的双完成井眼1440的截面图。说明性的井眼1440在地下地层1410内垂直完成。井眼1400被用于在地层1410内形成冻结井。
【0316】可见,井眼1400在地层1410内的两个不同深度完成。井眼1400在第一上部(较高)深度1420和第二下部(较低)深度1430处打孔。井眼1400进一步穿过上部深度1420、下部深度1430或两者被压裂。这样,流体连通跨越地层1410建立,并且在上部深度1420和下部深度1430之间建立。
【0317】在一个方面,井眼1400用一串套管1406完成。一层水泥(未显示)可以可选地被提供以支撑套管1406。细长管状构件1408随后进入井眼1406。通过使用任何已知的完井方法和设备,管状构件1408从地表被悬挂。
【0318】应注意,环形区域1407被形成在管状构件1408和周围的套管1406(或地层1410)之间。封隔器1417被设置在环形区域1407中,以分开井眼1400的上部深度1420和下部深度1430。封隔器1400被设定以承受指定量的注入压力。
【0319】在操作中,冷却流体被注入到井眼1400内的环形区域1407。箭头1405指示流体行进方向。流体向下行进到环形区域1407并从上部深度1420内的钻孔离开。到井眼1400底部的流体运动被封隔器1417限制。冷却流体能够经形成的压裂行进穿过地层。箭头1405再次指示流体行进的方向。流体迁移回到井眼1400的下部深度1430。从此处,流体向上移动到细长管状构件1408并返回地表1402。
【0320】随着冷却流体通过地层1440,地层1440的温度被降低。在一方面,温度被降低到水的凝固点的点或其之下。因为冷却流体实际沿压裂形成的垂直平面行进,垂直的壁或屏障从井眼1400向外建立。
【0321】在这个以及任何描述的其它实施例中,如果环境水的凝固点升高,地下地层的冻结速率可以被减慢。在这方面,如果天然水具有溶解的盐(并假设地层具有渗透性),则有利的是首先用淡水冲洗该区域。这可以通过经以后用作冷却流体注入井的一个或多个井注入低盐度的水或通过使用专用的冻结屏障井而实现。
【0322】除上述降低地下地层温度的方法之外,还提供了一种用于在地下地层形成冻结井的方法。在一个方面,该方法包括确定地下地层内最小主应力的方向。多个冻结井眼随后沿着与最小主应力的所述方向垂直的方向形成。压裂流体被注入到至少一些冷却井眼,以在地下地层深度形成基本垂直的压裂,从而提供在冷却井眼之间的流体连通。这些冷却井眼中的某些随后被指定为注入井,并且它们中的某些被指定为生产井。冷却流体在压力下被注入到注入井并进一步注入到压裂,从而降低地下地层的温度。至少部分的冷却流体随后可以通过生产井被循环回到地表。这样,延伸的连续冻结壁可以被建立,这将最小化所需的井数量。
结论
【0323】上述的方法可具有优点,其中涉及在科罗拉多州的Piceance盆地中回收烃。一些人已经进行了评估,在美国西部的一些油页岩沉积物中,每地表英亩可以回收高达1百万桶油。一项研究已经进行了评估,Piceance盆地的油页岩地层的有苏打石部分内在某些地方的油页岩资源为四千亿桶页岩油。总的来说,仅仅在Piceance盆地可存在高达1万亿桶页岩油。
【0324】本发明的某些特征就一组数值上限和一组数值下限进行了描述。应当理解,除非另外指明,通过这些极限值的任何组合形成的范围在本发明的范围内。尽管按照美国实践,一些从属权利要求具有单一从属关系,但这种从属权利要求中任一项的每个特征可以与从属于相同的一个或多个独立权利要求的其它从属权利要求中一项或多项的每一个特征进行组合。
【0325】尽管显然的是本文描述的发明被充分考虑以实现上面提到的益处和优点,但是应当理解的是本发明容许进行修改、变化和改变,而没有脱离其精神。
Claims (25)
1.一种用于降低地下地层温度的方法,所述地下地层包含油页岩,所述方法包括:
完成第一注入井;
完成第二注入井,所述第二注入井邻近所述第一注入井;
将压裂流体注入到所述第一注入井,以在所述地下地层的深度形成压裂,从而提供在所述第一注入井和所述第二注入井之间的流体连通;
在压力下将冷却流体注入到所述第一注入井,并注入到所述压裂,从而降低所述地下地层的温度;以及
将至少部分的所述冷却流体通过所述第二注入井循环回来。
2.根据权利要求1所述的方法,其中所述压裂是基本垂直的。
3.根据权利要求1所述的方法,其中所述第一注入井包含细长管状构件,所述细长管状构件接收通向所述地下地层的在途中的所述冷却流体。
4.根据权利要求1所述的方法,其中所述第一注入井进一步包含膨胀阀,所述膨胀阀与所述管状构件流体连通,其中所述冷却流体流过所述膨胀阀,以冷却所述地下地层。
5.根据权利要求4所述的方法,其中所述膨胀阀被设置为沿所述管状构件接近所述地下地层的上部深度。
6.根据权利要求1所述的方法,其中所述冷却流体是浆液,所述浆液包含冷冻材料的颗粒。
7.根据权利要求6所述的方法,其中所述颗粒尺寸小于50微米。
8.根据权利要求6所述的方法,其中所述冷却流体限定为部分冻结的盐水混合物、部分冻结的醇-水混合物或部分冻结的二醇-水混合物。
9.根据权利要求1所述的方法,其中所述冷却流体是包含醇、醇混合物或醇-水混合物的液体。
10.根据权利要求1所述的方法,其中所述冷却流体是具有接近于低共熔成分的组成的混合物。
11.根据权利要求8所述的方法,其中所述颗粒通过机械研磨的方法制成。
12.根据权利要求6所述的方法,其中所述颗粒具有不同于所述冷却流体的成分。
13.根据权利要求12所述的方法,其中所述颗粒的成分具有高于所述冷却流体的冻结温度,并且所述颗粒通过将所述冷却流体快速冷却到所述颗粒的冻结温度以下、但不低于所述冷却流体的冻结温度而形成。
14.根据权利要求13所述的方法,其中所述颗粒在冻结状态被掺入所述冷却流体。
15.根据权利要求6所述的方法,其中所述颗粒包含具有外部和内部的双相材料,使得所述外部具有比所述内部更高的冻结温度。
16.根据权利要求1所述的方法,其中所述压裂流体包含用于支撑所述地层的支撑剂。
17.根据权利要求1所述的方法,其中所述第一注入井被形成在页岩油开发区域之外。
18.根据权利要求1所述的方法,其中所述地下地层包含原位水,并且所述冷却流体将所述地下地层冷却到足以冻结至少部分所述原位水。
19.根据权利要求18所述的方法,进一步包括以下步骤:
将低盐度水注入到至少部分的所述地下地层,以降低所述原位水的天然盐度,并且提高所述原位水的冻结温度。
20.一种降低地下地层温度的方法,所述地下地层包含油页岩,所述方法包括:
完成井,所述井在第一深度和第二更低深度与所述地下地层流体连通;
将压裂流体注入到所述井,从而在所述地下地层的深度形成压裂,进而提供在所述井内的所述第一深度和所述第二深度之间的流体连通;以及
在压力下使冷却流体通过所述井循环并进入所述压裂,从而使所述冷却流体从所述井流到位于所述第一深度的地下地层,到达在所述第二深度的所述地下地层,并返回到所述井,从而降低所述地下地层的温度。
21.根据权利要求20所述的方法,其中:
所述井在所述地下地层内基本垂直;以及
所述压裂是基本垂直的。
22.根据权利要求20所述的方法,其中:
所述井在所述地下地层内基本水平;以及
所述压裂是基本垂直的。
23.根据权利要求20所述的方法,其中所述压裂流体含有支撑剂。
24.根据权利要求20所述的井眼,其中所述冷却流体含有至少50摩尔百分比的甲烷、乙烷、丙烷、丙烯、乙烯、异丁烷或它们的混合物。
25.一种在地下地层形成冻结壁的方法,包括:
确定所述地下地层内的最小主应力的方向;
沿着与所述最小主应力的方向垂直的方向形成多个冷却井眼;
将压裂流体注入到至少一些所述冷却井眼,从而在所述地下地层的深度形成基本垂直的压裂,进而提供在所述冷却井眼之间的流体连通;
将一些所述冷却井眼指定为注入井,以及将一些所述冷却井眼指定为生产井;
在压力下将冷却流体注入到所述注入井,并且进入所述压裂,从而降低所述地下地层的温度;以及
将至少部分的所述冷却流体通过所述生产井循环回来。
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