废弃油层转闭式循环地热开发采热评价的试验方法

1.本发明涉及闭式循环地热开发采热技术，特别涉及一种将废弃油层转闭式循环地热开发采热评价的试验方法。


背景技术：

2.利用油区废弃井开发地热能可充分利用现有储层数据，利用现有井筒及地面设施降低开发成本，同时提取的热能可用于油田生产与生活供能，协助油企降低碳排创造效益。目前地热能开采方法主要包括两种方法，一种是开式循环采热方式，一种是闭式循环采热方式。
3.鉴于开式循环采热方式(包括回灌或通过储层改造后的增强型地热系统)提取地热能存在工质泄露、管道结垢、储层改造难度大易诱发地震等一系列问题，降低了开式循环采热方式研究的实用性，有必要针对闭式循环取热地热系统开展研究。
4.所述闭式循环取热包括单井同轴取热、u型井取热、热管取热等，同时对于废弃井热储层而言，由于油气特征的存在使其与常规热储层开发存在差异。因此，虽然常见的单井同轴取热与u型井取热已在国内外获得现场应用，但考虑热储层含油气特征(含油饱和度、油层位置)的闭式循环取热研究暂未见报道。
5.此外，虽已有研究表明由于地热开采形成的温差导致的储层内流体自然对流对地热能开发具有较大影响，但针对含废弃油层热储开发过程中自然对流作用对地热开发性能的影响规律研究仍未见报道。


技术实现要素：

6.为了解决不同闭式循环井型、不同油层特征条件下含油气热储采热性能测试的技术问题，以及探究针对含废弃油层热储开发过程中自然对流作用对地热开发性能的影响规律，本发明提供一种废弃油层转闭式循环地热开发采热评价的试验方法，实现了不同油层特征与油气开采程度下单井同轴、u型井、热管地热系统采热性能测试的技术效果，探索由于开发产生的温差以及油层与基岩孔隙度差异导致的自然对流作用。
7.为解决上述技术问题，本发明废弃油层转闭式循环地热开发采热评价的试验方法包括以下步骤：
8.第一步：设计油层转地热开发物理模拟装置
9.所述的油层转地热开发物理模拟装置包括一个保温隔热模拟腔室，在模拟腔室内壁面均匀设有多圈可以独立控制温度的加热条带；在模拟腔室中填充有砂粉用于模拟储层，在储层砂体内设有模拟油层、模拟取热井筒和/或一对驱油用的注采井；在储层中设有温度压力传感器，在取热井筒上设有温度压力检测装置；所述的模拟取热井筒包括单井同轴井筒、u型井筒和热管井筒，三种井筒的固井结构以及设置温度压力监测装置的方式分别为：
10.所述的u型井筒是一个u型金属管，u型管注入口所在的竖管和横管作为导热段，u
型管流出口所在的竖管作为绝热段，u型管壁上均匀开设有螺纹孔，温度压力探针穿过空心螺栓并与螺杆焊接在一起，然后将螺栓旋入u型管壁上的螺纹孔；
11.所述的单井同轴井筒是一个内外金属套管结构，要求外管作为导热段，内管作为绝热段，外管上设有温度压力探针，设置结构与u型井筒所设探针结构相同，内管内设有投入式温度压力传感器，根据设计要求，决定温度压力传感器的投入深度；
12.所述的热管井筒是一个进口和出口都密封的金属管体，管体上密封盖上设有流体注入口，要求管体下段为导热段模拟热管的蒸发段，管体上段设有冷凝装置模拟热管的冷凝段，管体中段作为绝热段，在管壁上设有温度压力探针，设置结构与u型井筒设置探针结构相同。
13.进一步，为了便于加热条带附着在腔室内壁，所述的加热条带选用硅胶加热片。
14.进一步，为了便于模拟油层在储层砂体中的定位，所述的模拟油层采用混合后呈胶状的油砂制作,制作时，先设计油砂的几何形状，然后将石英砂与原油按比例混合做成设计的几何形状，并进行养护。
15.进一步：为了实现井筒的导热和绝热，所述的导热段指的是在管体外围包裹有导热水泥；所述的绝热段指的是在管体外围包裹有绝热水泥。
16.需要说明的是，本发明u型井筒是个统称，至少包括两根竖管和一根横管，横管的个数以及横管与竖管夹角是不受限的；所述热管包括多级热管、含水平段热管等几何形状，这些在本领域是公知的。
17.第二步：组装油层转地热开发物理模拟装置
18.2.1：首先在模拟腔室内壁面均匀设上多圈加热片，每圈加热片都通过设在筒外的温控器独立控制温度；
19.2.2：在模拟腔室内铺入一层层砂粉模拟储层，在铺砂过程中在事先设定的位置放置温度压力传感器和取热井筒，所有温度压力传感器的导线从筒顶引出；
20.2.3:当铺到油层设计位置时，按照事先设计好的模拟油层几何形状铺上油砂，当不需要控制含油饱和度时，直接进行2.4步；当需要控制含油饱和度时，将一对注采井置入模拟腔室内,注采井底部与模拟油层接触；
21.2.4：最后继续铺砂粉，直至达到设计高度；
22.第三步：热储层温度梯度设置
23.分别打开具有独立控温功能的加热条带，设置每个加热带温度，进而形成储层温度梯度，保温一段时间后，含油热储层的地热开发系统即构建完成；
24.第四步：含油储层驱油试验
25.开启驱油用注采井，从注入口注入流体，所述流体包括水、超临界co2等，流体将油层中的剩余油驱出，记录注入流体体积与采出油体积，进而确定储层剩余油体积；
26.第五步：地热系统取热及评价
27.根据不同的取热井筒，采取不同的取热方式，共包括三种方式：
28.第一种方式：利用u型井筒取热
29.选择井筒的入口端与出口端，从入口端注入流体，流体经过井筒携热从出口端中流出，记录注入流体温度、产出液流体温度，以及流经井筒不同位置时探针测到的温度和压力，同时记录设在储层中的温度压力传感器测到的储层压力和温度；
30.对于u型取热井筒，改变井筒水平段角度与数量，含油储层位置、角度与数量，含油饱和度，油层与基岩孔隙度差异，井筒底端与油层的位置关系，注入携热流体类型，注入流体入口温度，注入速度，每改变一次，记录注入流体温度t
inj
、产出液流体温度，以及流经井筒不同位置时探针测到的温度和压力，同时记录设在储层中的温度压力传感器测到的储层压力和温度；
31.利用记录到的流体温度和压力，探究不同热储层含油特征下废弃油层转u型井地热开发系统产出液温度与采热效率；利用记录到的储层温度和压力探究含油层热储在地热开发过程中的温度场演化，进而探索由于开发产生的温差导致的自然对流作用。
32.第二种方式：利用单井同轴井筒取热
33.选择井筒的入口端与出口端，从入口端注入流体，流体经过井筒携热从出口端中流出，记录注入流体温度、产出液流体温度，以及流经井筒不同位置时外管上探针和内管投入式温度压力传感器测到的温度和压力，同时记录设在储层中的温度压力传感器测到的储层压力和温度；
34.分别改变内管材料、长度、井径，含油储层位置、角度与数量，含油饱和度，油层与基岩孔隙度差异，注入携热流体类型，注入流体入口温度，注入速度，温度压力检测装置在内管的伸入深度，每改变一次，记录注入流体温度、产出液流体温度，以及流经井筒不同位置时外管上探针和内管投入式温度压力传感器测到的温度与压力，同时记录设在储层中的温度压力传感器测到的储层压力和温度；
35.利用记录到的流体的温度和压力，探究不同热储层含油特征下废弃油层转单井同轴地热开发系统产出液温度与采热效率；利用记录到的储层温度和压力探究含油层热储在地热开发过程中的温度场演化，进而探索由于开发产生的温差导致的自然对流作用；
36.第三种方式：利用热管井筒取热
37.选择热管携热工质，设置工质充液量及冷却段流体流速，记录冷却流体流入与流出温度，以及流经井筒不同位置时探针测到的温度和压力，同时记录设在储层中的温度压力传感器测到的储层压力和温度；
38.改变热管携热工质，工质充液量，热管几何尺寸(所述热管几何形状包括：多级热管、含水平段热管)，储层地温梯度，冷却液类型及流速，含油储层位置、角度与数量，含油饱和度，油层与基岩孔隙度差异等，每改变一次，记录冷却流体流入与流出温度，以及流经井筒不同位置时探针测到的温度和压力，同时记录设在储层中的温度压力传感器测到的储层压力和温度。
39.利用记录到的流体温度和压力，探究不同热储层含油特征下废弃油层转热管地热开发系统产出液温度与采热效率；利用记录到的储层压力和温度探究含油层热储在地热开发过程中的温度场演化，进而探索由于开发产生的温差导致的自然对流作用。
40.本发明的优点是：
41.本发明试验方法利用模拟腔室、砂粉以及油砂模拟含油储层，利用不同的固井结构模拟闭式循环取热系统的不同井筒，利用独立控制温度的多圈加热片来模拟热储层的温度梯度，利用设置的注采井组和模拟油层模拟油田的采油过程并实现废弃油层物理模型的构建，利用在储层内设置的温度压力传感器探究含油层热储在地热开发过程中的温度场演化，进而探索由于开发产生的温差导致的自然对流作用，利用设置的闭式井筒和砂层模拟
废弃油井的取热过程，并通过改变不同参数，可模拟在不同油层特征、不同闭式循环采热系统下的热储层开发效果，包括油层位置、角度与数量，单井同轴换热系统、u型井地热系统、热管地热系统。此外，还可以分析不同热储层温度梯度、储层孔隙度(孔隙度是用填充砂粉的密实程度来控制，填充的砂粉密实就可以获得较低的孔隙度)以及注采系统工艺参数对闭式循环地热系统的影响规律。该实验方法的提出不仅为地热开发教学研究提供了有效方法，而且还可特别为废弃油层转地热开发现场应用提供有效指导。
附图说明
42.为了更清楚地说明本发明实施例，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
43.图1为本发明利用u型井筒试验方法所用的油层转地热开发物理模拟装置示意图。
44.图2为图1中u型井筒的俯视图。
45.图3为在图1中u型井筒壁设置温度压力监测装置的示意图。
46.图4a和4b分别为图1中注采井和u型井筒与油层的位置关系图。
47.图5a和5b分别为利用单井同轴井筒对包含不同数量油层的储层取热示意图，图中只示出了井筒和油层。
48.图6是本发明利用热管井筒试验方法所用的油层转地热开发物理模拟装置示意图，图中只示出了井筒和油层。
49.图7是图6中热管散热原理图。
50.图中：1-加热条带，2-储层砂体，3-模拟油层，4-温度压力传感器，5-井筒，6-导热水泥，7-绝热水泥，8-温度压力探针，9-螺母，10-注采井出口，11-注采井入口，12-单井同轴井筒的内管，13-单井同轴井筒的外管，14-热管井筒的流体注入口，15-冷凝装置。
具体实施方式
51.下面结合附图对本发明的优选实施例进行详细阐述，以使本发明的优点和特征能更易于被本领域技术人员理解，从而对本发明的保护范围做出更为清楚明确的界定。
52.实施例一
53.实施例一采用u型井闭式循环地热系统开发废弃油气储层中地热能，探究油层与u型井相对位置对采热性能的影响规律，同时为了实现不同含油饱和度控制，实施例一中设置了一对注采井。具体参见图1-3，详细步骤为：
54.第一步：试验井筒5准备
55.根据设计试验井深、u型井几何形状，准备一个金属的u型管，u型管可以一体成型，也可以由多节管螺纹连接成一体，连接处采取密封措施。为了便于画图，本实施例一选用的u型井井筒5只包括一个横管，u型管为一体成型，u型管注入口所在的竖管和横管作为导热段，u型管流出口所在的竖管作为绝热段。根据设计要求，在u型管壁上均匀开设有螺纹孔，温度压力探针8穿过空心螺栓中心与空心螺栓焊接成一体，然后将带有温度压力探针8的螺栓旋入u型管管壁上预留的螺纹孔，并用螺母9锁紧。
56.第二步：井筒固井
57.根据u型井筒几何形状使用相应的固井水泥模具，在模具内针对u型井筒5导热段注入导热水泥6实现导热，针对u型井绝热段注入绝热水泥7，以模拟固井过程，经养护后，拆除模具。
58.第三步：油砂制备
59.将石英砂与原油按一定体积比混合，并在设定温度下进行养护，上述石英砂与原油体积比为15:1；10:1或5:1，养护温度取决于油层所处位置的储层温度。
60.第四步：设计并组装油层转地热开发物理模拟装置
61.所述的油层转地热开发物理模拟装置包括一个保温隔热模拟腔室，在腔室内壁面均匀设有多圈可以独立控制温度的加热条带1，实施例中的加热条带1选用硅胶加热片，比如选择深圳市褔联达电热电器有限公司生产的硅胶加热片；在模拟腔室中填充有砂粉用于模拟储层，在储层砂体2内设有模拟油层3、u型井筒5和一对驱油用的注采井；在储层砂体2中设有温度压力传感器4。组装顺序如下：
62.2.1：首先在模拟腔室内壁面均匀设上多圈硅胶加热片，每圈硅胶加热片都通过设在筒外的温控器独立控制温度；
63.2.2：在模拟腔室内铺入一层层砂粉模拟储层，在铺砂过程中在事先设定的位置放置温度压力传感器4和u型井筒5，所有温度压力传感器4的导线从筒顶引出；
64.2.3:当铺到油层设计位置时，按照事先设计的模拟油层3几何特征(包括模拟油层3的角度、厚度等)将油砂铺在设计位置处，此后将一对注采井置入模拟腔室内,注采井底部与模拟油层3接触；注采井和u型井筒5与模拟油层3的位置关系分别见图4a、4b；
65.2.4：最后继续铺砂粉，直至达到设计高度，见图1。
66.第五步：热储层温度梯度设置
67.分别打开具有独立控温功能的加热条带1，设置每个加热带温度，进而形成储层温度梯度，保温一段时间后，含油热储层的u型井地热开发系统即构建完成。
68.第六步：含油储层驱油试验
69.开启驱油用注采井，从注采井入口11注入流体，所述流体包括水、超临界co2等，流体将油层中的剩余油从注采井出口10驱出，记录注入流体体积与采出油体积，进而确定储层剩余油体积；
70.第七步：地热系统取热及评价
71.选择u型井筒5的入口端注入流体，流体经过井筒携热从出口端流出，记录注入流体温度、产出液流体温度，流经u型井筒不同位置时温度压力探针8测到的温度和压力，以及温度压力传感器4测到的储层温度和压力；
72.改变u型井筒水平段角度与数量，含油储层位置、角度与数量，含油饱和度，油层与基岩孔隙度差异，井筒底端与油层的位置关系，注入携热流体类型，注入流体入口温度，注入速度，每改变一次，记录注入流体温度、产出液流体温度，流经井筒不同位置时温度压力探针8测到的温度和压力，以及温度压力传感器4测到的储层温度和压力；
73.利用记录到的流体温度和压力，探究不同热储层含油特征下废弃油层转u型井地热开发系统产出液温度与采热效率；利用记录到的储层温度和压力探究含油热储层开发过程中储层温度场演化和自然对流作用。
74.实施例二
75.实施例二采用单井同轴闭式循环地热系统开发废弃油气储层中地热能，探究油层数量与分布对采热性能及储层内温度渗流场的影响规律。与实施例一相比，区别主要在于第一步、第二步、第七步不同，具体步骤为：
76.第一步：单井同轴试验井筒5准备(见图5a和5b)
77.根据设计试验井深准备一个底端封闭的金属材质的内外套管结构，外管13作为导热段，内管12为绝热段，外管13上设有温度压力探针8，设置方式与实施例一在u型井筒筒壁上设置温度压力探针8方式相同，试验时，在内管12内投入温度压力传感器，根据设计要求，决定温度压力传感器的投入深度；
78.第二步：井筒固井
79.利用固井水泥模具，在外管13外壁包裹导热水泥6，在内管12外包裹绝热水泥，以模拟固井过程。经养护后，拆除模具。
80.第七步：地热系统取热及评价
81.从单井同轴井筒的外管13注入流体，流体经过外管13携热从内管12中流出，记录注入流体温度、产出液流体温度，以及流经内管12和外管13不同位置时外管上温度压力探针8和内管投入式温度压力传感器测到的温度和压力，以及设在储层中的温度压力传感器4测到的储层温度和压力；
82.分别改变内管12材料、长度、井径，含油储层位置、角度与数量，含油饱和度，油层与基岩孔隙度差异，注入携热流体类型，注入流体入口温度，注入速度，温度压力检测装置伸入内管的深度，每改变一次，记录注入流体温度、产出液流体温度，流经井筒不同位置时外管上温度压力探针8和内管投入式温度压力传感器测到的温度与压力，以及设在储层中的温度压力传感器4测到的储层温度和压力。
83.利用记录到的流体温度和压力，探究不同热储层含油特征下废弃油层转单井同轴地热开发系统产出液温度与采热效率，利用记录到的储层温度和压力探究含油热储层开发过程中储层温度场演化和自然对流作用。
84.实施例三
85.实施例三采用热管式地热系统开发废弃油气储层中地热能，探究油层数量与分布对采热性能及储层内温度渗流场的影响规律。与实施例一相比，区别主要在于第一步、第二步、第七步不同，具体体现在为：
86.第一步：热管井筒5准备(见图6)
87.根据设计试验井深准备一个进口和出口都密封的金属管体，管体上密封盖上设有流体注入口14，管体下段设为导热段，管体上段设为冷凝段，管体中段设为绝热段，在管壁上设有温度压力探针8，设置方式与实施例一相同(图中未画出探针)。
88.上述下段管体设为导热段，中段设为绝热段，上段管体设为冷凝段，是为了模拟热管的散热(导热)原理，其中导热段模拟热管的蒸发段，上段模拟热管的冷凝段，中段绝热是保证气体的蒸发，具体原理图见图7。
89.第二步：井筒固井
90.利用固井水泥模具，在管体导热段位置包裹上导热水泥6，管体绝热段包裹上绝热水泥7，经养护后，拆除模具，以模拟固井过程；在管体上段设有冷凝装置15，所谓的冷凝装置15实际上是在管体上段包裹冷凝管，在冷凝管中通入冷凝流体，冷凝流体在循环过程中
与热管管体中的流体热交换实现气态工质冷凝。
91.第七步：地热系统取热及评价
92.选择热管携热工质，设置工质充液量及冷却段流体流速，记录冷却流体流入与流出温度，流经井筒不同位置时探针8测到的温度和压力，以及设在储层中的温度压力传感器4测到的储层温度和压力；
93.改变热管携热工质，工质充液量，热管几何尺寸(所述热管几何形状包括：多级热管、含水平段热管)，储层地温梯度，冷却液类型及流速，含油储层位置、角度与数量，含油饱和度，油层与基岩孔隙度差异等，每改变一次，记录冷却流体流入与流出温度，流经井筒不同位置时探针8测到的温度和压力，以及温度压力传感器4测到的储层温度和压力。
94.利用记录到的流体温度和压力，探究不同热储层含油特征下废弃油层转热管地热开发系统产出液温度与采热效率，利用记录到的储层温度和压力探究含油热储层开发过程中储层温度场演化和自然对流作用。
95.需要说明的是，实施例中提及的热管、u型井筒以及单井同轴井筒三种井筒是闭式循环取热地热系统常用的井筒，井筒的工作原理是现有技术，所以说明书中不再详述它们的工作原理。本发明只是为了模拟不同闭式循环井型、不同油层特征条件下含油气热储采热性能测试，探究不同油层特征与油气开采程度下单井同轴、u型井、热管地热系统的采热性能，以及含油层的存在对热储层开发过程中自然对流作用的影响规律，并提出最优化的油层转地热开发设计方案与工作制度，从而为利用油区废弃井开发地热能提供技术支持。
96.另外，实施例中所述的油层个数根据废气油井具体油层状况设置，但是不管油层数目多少，模拟方法都是一样的，所以本发明实施例并没有对油层过多的解释，比如图4b与4a比较，只是增加两个油层，模拟过程会涉及到更多的参数改变，比如改变三个油层的相对位置，改变注采井或井筒与三个油层的相对位置等等每改变一次参数得到一组数据，从而为多油层废气油井的热储开发提供依据。