技术领域
[0001] 本
发明涉及一种
油页岩开采技术，特别涉及一种油页岩原位局部化学反应法提取页岩油气的方法，该方法的工艺技术和实施方法可以在地下油页岩层原位引发局部的化学反应来裂解油页岩中的有机质，从而提取页岩油和
燃料气体，且对裂解反应完成区域进行高余热循环使用。是一种可实现油页岩原位裂解
能量自给和热量利用率最大化的方法。此项技术方法可广泛运用于固体或凝态矿物燃料（油页岩、
煤炭、稠油）的原位开采中。
背景技术
[0002] 过去的二十多年，全球对
能源需求的增长迅速，油价也一再创新高。在2012年，全球
原油的消耗量已达8905万桶/天，美国能源局预测，到2030年，世界原油开采量将到达顶峰，之后会迅速下降，到2050年，可开采的原油将会逐步枯竭。中国能源形势更为紧迫，各大型油田产能已开始逐渐下降，2012年石油依存度已达到57%，严重威胁我国能源安全。寻找可替代能源成为当务之急，而油页岩以其巨大的储量成为世界各国能源开发的重点领域。
[0003] 油页岩是一种高矿物质含量的固体可燃有机
沉积岩，赋存未完全成熟的有机质-
干酪根，经
热解（低温干馏）可得到油页岩油和油页岩气。在热解过程中会发生一系列的物理化学反应，加热初期结合
水会蒸馏，随后干酪根受热转
化成沥青，热沥青进一步分解成页岩油的
燃料气体，最后残余有机质及无机矿物逐步分解。如何在热解过程中控制物理化学反应，使油页岩热解能量产出、消耗比最合理，成为技术可行性的关键因素。
[0004] 目前，油页岩提取页岩油气的技术主要分两大类：地表干馏技术和原位转化技术。地表干馏技术已广泛用于爱沙泥亚、美国、中国、加拿大以及巴西等。但地表干馏生产页岩油具体很多缺点：挖掘工作量大，成本高；易形成采空区，导致土地塌陷；大量残渣处理难度大，堆积量大，易造成二次污染；排出大量的废气和污水对环境污染大；用水量大等。相比原位转化技术是通过对地下
矿体进行原位加热，实现油页岩的地下热解开采，不破坏地表，无采空区，且地表无废渣堆积，对环境无污染，而且可以运用到埋深较深的油页岩层，是一种有着广阔前景的含
烃固体矿产资源开发利用的方法。目前，对油页岩地下原位裂解的方法有很多。著名的壳牌地下转化工艺技术（ICP）（
专利号CN87100890）、埃克森美孚ElectrofracTM技术（专利号CN18975168A）都是通过传导加热的方式对地下油页岩层原位加热，实现页岩油和气的开采，该方法需要把大量热量输送到地下，加热速度较慢，容易造成大量热量损失，成本较高，且由于油页岩的
热膨胀，致使部分裂缝闭合，降低了油页岩的渗透性，而产生的油气压
力较低，导致油气回收率较低（参考文献：
天然气工业2009年第29卷论文《世界油页岩原位开采技术进展》）。
[0005] 早在上世纪70年代，Michael Pats
申请的美国专利“Shale oil recovery process using heated oil-miscible fluids”（美国专利第3515213号）中提出采用热的挥发性烃类
蒸汽循环加热地下油页岩层；2004年埃克森美孚申请专利“从不可渗透的油页岩中采收
碳氢化合物”（专利号CN18975168A），提出采用循环
流体，主要是烃类或水或饱和水蒸气作为热载体来加热油页岩层；我国太原理工大学也提出了通过
对流加热油页岩开采油气的方法；其中在专利CN1676870A中公开了通过高温
过热水蒸气对流传输加热油页岩矿层，在专利CN101122226A中公开采用高压高温烃类气体作为对流介质。但这些通过高温水蒸气或烃类气体在地下以对流加热油页岩的方式只是把这些高温气体作为热载体，并未参与到油页岩中干酪根的裂解反应过程中，而且为保证
地层的孔隙度和渗透率，需长期施加较高的液体注入压力，容易形成流体的
短路即流体流速过快，不与油页岩换热就流出地层。且水蒸气的
热容系数低，导致加热缓慢，用水量大，使成本增加；高温烃类气体对加热、注入设备及地层管道均提出了较高的要求。此外，2007年
雪佛龙申请专利CN200780013312.4，提出采用常温的密相流体对
注入井循环加压与降
压实现对油页岩层的物理
破碎及化学改性从而提取油母沥青基产物，其中密相流体主要采用CO2，该方法主要是通过压力的变化以及CO2
相变引起的热
应力来增加地层的孔隙率和渗透性，成本较高，技术难度大。
[0006] 与此同时，美国专利4483398、4552214和4703798等公开了燃烧地下油页岩层提取页岩油气的火驱法；国内多家企业与高校也相继提出了类似方法；如专利CN102425399A主张采用两竖井模式，通过布置在其中一口井内可燃气体和
氧气管道输送气体至油页岩地层内并在燃气管口点燃，以实现对油页岩层的加热，且通过在两口井内加压对油页岩层进行造缝；专利CN102383772A中主张通过布置在油页岩层底部的水平定向井来引燃油页岩层，通过不同的通道鼓入富氧气体来实现正向、反向和定点
气化干馏油页岩层。以及申请号为201310152389.7和申请号为201310152533.7的专利中都是通过引燃输送到地下的可燃气体和助燃气体所产生的热量作为干馏地下油页岩层的热源。这种完全的地下燃烧虽可提供大量的热量用于油页岩中干酪根的裂解，但这是一种不可恢复的开采的方式，反应过程不易控制，若控制不当，可能会消耗大量的油页岩或干酪根，从而降低了油页岩的提取率，此外在地下潮湿相对密闭的环境，对引燃装置及介质都有较高的要求。
[0007] 上述提到的地下原位开采油页岩方法均存在成本高，效率低，热量损耗大等缺点。
发明内容
[0008] 本发明的目的是提供一种高效裂解、能量自平衡的油页岩原位局部化学法提取页岩油气的方法，本发明采用热混合气体（特定的碳氢烃类气体、氮气、二氧化碳、水、氧、空气等）循环注入地下油页岩层中来实现原位的提取页岩油和燃料气体，并对裂解反应完成区域高余热进行循环使用。在整个过程中，控制注入及回收的热气体浓度，以及气体体积、
温度、压力、化学反应等所有参数，通过逐步升高温度来诱发一系列的“链式反应”，最终实现化学的热强化反应处理、产生并提取部分的石油和天然气。该方法是一种局部化学反应诱发的自催化原位转换技术，可实现油页岩裂解的能量自给和最大利用。
[0009] 本发明是利用热混合气体在地下油页岩层中形成局部化学反应区；通过控制和回收注到地下油页岩层中的热混合气体及反应所产生的燃料气体，诱发局部的链式反应，随着反应区域温度逐渐增加，反应区范围逐渐扩大，最终将油页岩由内而外的逐渐自催化裂解，生成页岩油和燃料气体。在链式反应结束后，继续通过热混合气体来促发岩层中固定碳等反应产生
低热值气体，并对余热进行二次利用。
[0010] 本发明的具体步骤如下：
[0011] 1、钻至少一口注热井和一口
生产井至目标油页岩层，并在注热井内形成有热混合气体注入通道；生产井形成有气体流出通道和油抽汲通道。
[0012] 2、将300～450℃的热混合气体通过注热井的注入通道注入井内对油页岩层进行初步加热，使局部化学反应区的地层温度达300～400℃；此时，油页岩中
结合水蒸发，
岩石的孔隙开始不断变大，为页岩油及燃料气体的运移提供通道；干酪根主要分解为热沥青但
吸附在孔隙中，与此同时有少量的烃类气体生成，并将产生的烃类气体进行分离；
[0013] 3、随着温度的逐渐升高，向注热井内通入混合有分离出的烃类气体的混合热气体，随着混合气体的注入，在油页岩层内发生链式化学反应，放出反应热，反应区域温度达到500～600℃，油页岩层的孔隙度和渗透率不断增大，反应区不断向外扩展，最终实现化学的热强化反应过程，热解沥青进一步分解成高热量碳氢液态化合物和混合气体、将油页岩层由内而外的逐渐自催化裂解；
[0014] 4、其中短链可燃气体随其他反应后的气体从生产井中气体流出通道排到地表，部分经过分离后，用于地表加热混合气体，部分用于直接输入到注热井内参与循环反应；
[0015] 5、链式反应完成后，局部化学反应区域温度达到900～1200℃；此时向注热井内通入热空气和水等混合气体，与油页岩中的固定碳发生反应，生成低热值的氢气与
一氧化碳的混合气体；
[0016] 6、反应中，生成的燃料气体通过生产井的气体流出通道收集，碳氢液体（页岩油）流到井底，通过常规的采油
泵，从生产井的油抽汲通道抽出来；
[0017] 7、区域内所有局部化学反应完成后，岩体温度达1000℃，将混合气体再次注入注热井，循环出的热混合气体可直接注入新的注热井中，形成油页岩能量全利用链条。
[0018] 所述的生产井以注热井为中心呈三
角形或四边形或六边形或圆形分布。
[0019] 所述注热井与生产井以及生产井与生产井之间的距离为15～25m。
[0020] 所述的注热井可通过爆破或压裂方式来增加反应区油页岩地层的孔隙率，并采用
支撑剂来充填裂缝，提高油页岩层的渗透能力；或是直接采用水平定向井连接注热井与生产井，建立起油气通道；也可以联合使用水平井与压裂技术，在两个平行的水平井间进行压裂扩大反应区面积等；
[0021] 若采用压裂或水平井模式等增大反应区孔隙或通道技术后，注热井与生产井之间的距离不受15～25m的限制。
[0022] 本发明的有益效果：
[0023] 本发明是一种化学热强化处理过程，在反应的过程中岩石内的孔隙会不断增大，逐步扩大范围，且反应较彻底，可在两井压裂的井组中完成，还可在水平对接的井组中完成，方法的适应性强，对岩层埋深没有要求，适合于各种深度的油页岩储层，大大降低了开采成本和商业
风险，可操作性得到了极大的提高。从根本上解决了地表干馏技术和现有原位技术所带来的问题，可有效降低施工难度和
费用，而且该方法不污染
地下水。
附图说明
[0024] 图1为本发明的原理图。
[0025] 图2为本发明的生产井以注热井为中心呈三角形分布的示意图。
[0026] 图3为本发明的生产井以注热井为中心呈四边形分布的示意图。
[0027] 图4为本发明的生产井以注热井为中心呈六边形或圆形分布的示意图。
[0028] 图中：1—注热井；2—生产井；3—非油页岩层；4—油页岩层；5—可燃气体；6—
燃烧器；7—
热交换器；8—油气
水处理装置；9—局部化学反应区；
具体实施方式
[0029] 实例1：如图1所示，为双井形式，本
实施例的具体步骤如下：
[0030] （一）钻完井：
[0031] a、钻凿两口井，一口井为注热井1，另一口井为生产井2，两口井井眼间距为25m；
[0032] b、钻两口相同工艺的井，其中开孔直径为150mm，0～65m孔径为150mm，下146mm
套管；65～80m孔径为130mm，下入直径126花管，花管定向开孔，开孔方向指向另一口井，套管和井壁之间用
水泥固井，井底浇筑水泥底座；
[0033] c、两井通过水力压裂裂缝连通，生产井和注热井在实施过程中可以互换；
[0034] d、在注热井1内要形成有一个注入通道，在生产井2内形成有气体流出通道和油抽汲通道；
[0035] （二）设备安装：
[0036] a、在地面安装燃烧器6、热交换器7、及油气水处理装置8（包括抽油设备、分离设备、冷凝设备）及相应的管道和设施等；
[0037] b、沿井壁安装测控数据缆线，在井底布置压力和温度传感装置；
[0038] c、在反应区域内外分隔部分设置压力温度分隔装置；
[0039] （三）反应阶段：
[0040] a、通过燃烧器6及热交换器7把混合气体在地表加热到300～450℃，通过注热井1内的注入通道向地下油页岩层内注入热混合气体；注气压力小于上覆地层的自重压力，受压热空气在地下经过油页岩反应区的压裂通道，缓慢流入生产井2，直到排到地表；最终将局部化学反应区的地层温度加热到300～400℃；
[0041] b、这一过程中会蒸发水，与热混合气体流经处相
接触的井壁层及反应区内部的油页岩中干酪根受
热分解，生成碳氢化合物燃气、轻烃组份、热沥青；增大岩石的孔隙结构，但产生的部分液态热沥青仍然被吸附在孔隙结构中；
[0042] c、井内生成气体通过生产井2中的气体流出通道到达地面，并进行分离；
[0043] d、按照一定比例向注热井1内通入混合有分离出的烃类气体的混合热气体，随着混合气体的注入，在油页岩层内发生链式化学反应，放出反应热；
[0044] e、反应区域温度达到500～600℃，油页岩层的孔隙度和渗透率不断增大，区域温度随着反应向外扩展；
[0045] f、此时吸附的热沥青生成高热量碳氢化合物燃气；
[0046] g、链式反应完成后，局部化学反应区域温度达到900～1200℃；
[0047] h、再通热空气、水等混合气体到油页岩局部化学反应区，与油页岩中的固定碳和页岩油残渣等发生化学反应产生低热量燃气、沉淀物如
硫酸钙（
石膏）。
[0048] k、实时调整热燃气和空气的注入比例和输送压力；目的是控制反应速度和升温速率；实时控制反应区扩大的速率，来防止气体出现过多的二氧化碳和二氧化硫，将页岩油中硫的成份减到最低；
[0049] （四）后处理阶段
[0050] a、从生产井2中实时携带出的高温气体，经过两级冷凝、分离；首先经过风冷换热器一级冷却，并通过气液分离器分离出重油；剩余气体通过水冷换热器进行二级冷却，并经过油水气三相分离器分离出页岩油、水和气体，其中气体部分通过气体分离器分离出纯净燃料气体；
[0051] b、燃料气体一部分用于井下反应循环，一部分用于燃烧器使用，一部分储存或发电；
[0052] c、利用常规采油方法将反应生成并冷凝在生产井底的页岩油抽汲到地面；
[0053] d、油经过简单的冷却和油水分离装置后储存在储油罐内；
[0054] e、此反应井组裂解反应结束，开始附近新区域油页岩原位裂解。将混合气体通入此井组注热井1，气体经过油页岩反应区域后，从生产井2中出来，被加热到400～450℃。这部分热混合气体可直接注入到新井组的注热井1中，用于加热新区域油页岩。
[0055] 实例2：如图4所示，群井模式，本实施例的具体步骤如下：
[0056] a、根据油页岩层分布、走向，
选定注热井和生产井具体
位置，在圈定的工作区域内布置24口生产井2和7口注热井1，生产井2平面分布呈7个六边形，7个注热井1位于7个六边形分布的生产井2中间，相邻生产井2与生产井2之间的距离为25m，相邻注热井1与生产井2之间的距离为25m；
[0057] b、所述的生产井2以注热井1为中心的六边形分布；
[0058] c、各注热井1与生产井2间通过水力压裂裂缝连通；
[0059] d、在注热井1内要形成有一个注气通道，在生产井2内形成有气体流出通道和油抽汲通道；
[0060] e、设备安装、局部化学反应阶段及后处理阶段的实施步骤与第一实施例中（二）设备安装、（三）反应阶段相同和（四）后处理阶段相同。
