一种油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法，属于油页岩原位开采领域，系统包括井网体系、加热体系及地面注气体系，工艺方法分为干燥预热阶段、高温加热阶段、反注气自生热阶段、常温反注气自生热阶段和高压驱替阶段，本发明提出的反注气工艺方法能够有效解决井下油气运移沿途热损大导致的页岩油及沥青质粘度增大，从而出现渗流运移通道阻塞胶结的问题，反向注气工艺方法温度、压力、气体流量稳定且可调，能够保证油页岩层自生热反应稳定向前扩展，开采页岩油气产物在高渗反应完全区域余热情况下不会出现阻塞胶结现象，尤其适用于长井距地下非常规能源原位开采，该工艺方法施工周期短，井下事故少，施工可操作性强，反应区反应速率可控。
1.油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于，该方法基于油页岩原位开采反应区控制系统进行页岩油气开采，所述油页岩原位开采反应区控制系统包括井网体系、加热体系和地面注气体系；
所述井网体系是由七口注采井形成的正六边形七点井网，井网单元由位于正六边形的六个顶点的六口周围注采井和位于所述正六边形的中心的一口中心注采井组成，六口周围注采井形成周围注采井井群，井网单元中所有注采井上均配置有注采井井头(11)；
所述地面注气体系包括除尘器(23)、空气压缩机(25)、冷干机(26)、制氮机(27)、三通阀(28)、稳压罐(29)、手动球阀(30)、增压机(31)、电动阀门一(32)、流量计(33)、单向阀(34)、温度传感器(35)、压力传感器(36)、三通道电动阀门(37)、电动阀门二(38)、电动阀门三(39)、电动阀门四(40)、电动阀门五(41)、电动阀门六(42)及电动阀门七(43)，三通道电动阀门(37)具有一个进气通道、两个出气通道；所述除尘器(23)与空气压缩机(25)通过管路(24)连接；所述冷干机(26)与制氮机(27)通过管路(24)连接；所述空气压缩机(25)和制氮机(27)经三通阀(28)与增压机(31)的进气端连接，并在三通阀(28)与增压机(31)之间的管路(24)上沿气体的输送方向顺次设置有稳压罐(29)和手动球阀(30)；所述增压机(31)的出气端与电动阀门一(32)的一端通过焊接法兰连接，电动阀门一(32)的另一端与三通道电动阀门(37)的进气通道连接，并在电动阀门一(32)和三通道电动阀门(37)之间依次设置有流量计(33)、单向阀(34)、温度传感器(35)和压力传感器(36)，三通道电动阀门(37)的一个出气通道通过管道与中心注采井的注采井井头(11)法兰静压接触，另一个出气通道通过管道与六口周围注采井形成注采回路，并在注采回路上按逆时针方向依次设置有电动阀门二(38)、电动阀门三(39)、电动阀门四(40)、电动阀门五(41)、电动阀门六(42)及电动阀门七(43)，电动阀门二(38)、电动阀门三(39)、电动阀门四(40)、电动阀门五(41)、电动阀门六(42)及电动阀门七(43)分别对应六口周围注采井；
所述加热体系包括油管(12)及井下加热器(13)，井下加热器(13)数量与井网体系中注采井的数量一致，且一一对应，油管(12)的下部与井下加热器(13)的上部悬吊装置螺纹连接，井下加热器(13)的密封接线仓与随井下入的铜皮电缆接线完成后焊接密封，随后铜皮电缆随油管(12)通过卡箍静压接触连接至注采井井头(11)，铜皮电缆与注采井井头(11)密封连接；
步骤一、选定油页岩原位开采区块，并在所选定的油页岩原位开采区块内钻进七口注采井形成正六边形七点井网，并向中心注采井井中下入测井仪与录井仪，确定油页岩层(2)目的层段；
步骤二、在注采井井内进行分井多次压裂施工，完成油页岩层(2)储层改造，压裂液返排后进行井间连通性测试，测试合格后进入下一步；
步骤三、井下加热器(13)与铜皮电缆完成地面接线与密封安装后，铜皮电缆穿过注采井井头(11)，并在油管(12)与井下加热器(13)连接完成后，塔吊进场将井下加热器(13)下入注采井，完成井下加热器(13)下井工作，并安装好注采井井头(11)；
步骤四、干燥预热油页岩层(2)阶段：启动中心注采井内部的井下加热器(13)，并将该井下加热器(13)的加热温度设定为300℃，中心注采井作为注热井，六口周围注采井作为采
出井，以6Mpa～12Mpa可调节注气压力、200Nm/h～300Nm/h可调节注气流量向油页岩层(2)目的层段注入300℃高温氮气，300℃高温氮气作为热载体氮气介质通过压裂渗流通道(20)形成强制对流换热，以使得从中心注采井向周围注采井井群方向，温度由高到低梯度降低，维持周围注采井井群压力为0.3Mpa～0.8Mpa，加热周期为7天；
步骤五、单井吞吐高温加热油页岩层(2)阶段：关闭六口周围注采井，中心注采井中井
下加热器(13)加热温度区间设定为450℃～520℃，以6Mpa～20Mpa注气压力区间，200Nm /h3
～300Nm /h可调节注气流量的工艺参数注气，在中心注采井内进行单井吞吐，加热油页岩层(2)，加热周期为24h，以使中心注采井至周围注采井井群之间的油页岩层(2)顺序形成原位转化残碳区(15)、原位转化裂解区(16)、原位转化氧化区(17)、原位转化预热区(18)及原位转化干燥区(19)；
步骤六、反注气自生热加热油页岩层(2)阶段：关闭中心注采井内的井下加热器(13)，打开六口周围注采井内的井下加热器(13)，调整三通道电动阀门(37)至其与六口周围注采井形成的注采回路连通，并打开电动阀门二(38)、电动阀门三(39)、电动阀门四(40)、电动阀门五(41)、电动阀门六(42)及电动阀门七(43)，中心注采井作为采出井，六口周围注采井作为注入井，设定六口周围注采井内井下加热器(13)加热温度区间为200℃～250℃，注气
压力为10MPa～15MPa，注气流量区间25Nm/h～50Nm/h，使得通过油页岩层(2)内孔裂隙渗流通道向中心注采井输送预热空气，预热空气中的氧气与原位转化裂解区(16)、原位转化氧化区(17)内油页岩中的干酪根及固定碳发生自生热氧化反应放热，油气产物析出，反向通过原位转化残碳区(15)，经中心注采井将油气产物提取至地面，开采周期为3～4天；
步骤七、常温反注气自生热反应阶段：关闭六口周围注采井内的井下加热器(13)，以常
温、10Mpa～15Mpa可调节注气压力、25Nm/h～50Nm/h可调节注气流量的工艺参数继续注入空气，使得原位转化残碳区(15)、原位转化裂解区(16)、原位转化氧化区(17)、原位转化预热区(18)及原位转化干燥区(19)逐渐从中心注采井向周围注采井井群方向演变，开采周期为3～4天；
步骤八、高压驱替页岩油气阶段：周围注采井井群以常温、10Mpa～20Mpa可调节注气压
力、50Nm/h～100Nm/h可调节注入流量的工艺参数继续注入空气，将油页岩层(2)目的层段内剩余油气产物驱替至中心注采井提取至地表分离，注气周期为12h，完成对地下油页岩层(2)目的层段的开采；
步骤九、施工完毕，打开所有注采井环空，排空所有注采井井内的气体，打开所有注采井内的注采井井头(11)，完成油管(12)、井下加热器(13)和铜皮电缆的回收工作，水泥固封中心注采井，周围注采井作为相邻区块的布井进行下一油页岩原位开采区块的页岩油气开采。
2.根据权利要求1所述的油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于：所述步骤四中，注气温度始终保持不变，注气初期注气压力与注气流量分别选取注气压力区间6Mpa
～12Mpa、注气流量区间200Nm/h～300Nm/h的区间最低值，随着地层升温，地层热膨胀与热3
应力增加，注气压力以3Mpa/次、注气流量以每次50Nm/h梯度增加。
3.根据权利要求1所述的油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于：所述步骤五中，注气初期，注气温度、注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，根据地层热膨胀3
与热应力效应增加，注气温度以20℃/次、注气压力以5Mpa/次，注气流量以50(Nm/h)/次逐级梯度增加进行调节。
4.根据权利要求1所述的油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于：所述步骤六中，注入初期注气温度、注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，根据中心注采井至3
周围注采井气体运移顺畅情况，温度以20℃/次，注气压力以2Mpa/次，注气流量以10(Nm /h)/次逐级阶梯增加进行调节。
5.根据权利要求1所述的油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于：所述步骤七中，注入初期注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，根据中心注采井至周围注采3
井气体运移顺畅情况，注气压力以2Mpa/次，注气流量以每次10Nm/h逐级阶梯增加进行调节。
6.根据权利要求1所述的油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于：所述步骤八中，注入初期注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，根据中心注采井至周围注采3
井油气驱替情况，注气压力以10Mpa/次，注气流量以50(Nm/h)/次逐级阶梯上升调节。
7.根据权利要求1所述的油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于，所述周围注采井井群作为注入井或者采出井时，井内均维持大于等于0.3Mpa压力，从而形成等压气驱封闭边界(14)。
油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法
技术领域
[0001] 本发明涉及油页岩原位开采领域，尤其是涉及一种油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法。
背景技术
[0002] 随着近几年非常规能源如油页岩油，页岩油气、富油煤、油砂以及煤层气等资源的勘探开发力度逐步增大，非常规能源的持续发现，非常规能源的资源探明储量正逐年增高，开采应用前景广阔。
[0003] 油页岩原位开采技术又称地下原位转化技术，该技术是通过在地表或在井下对目的储层注入热载体介质如蒸汽，CO2，N2及O2等，实现油页岩目的层的开采作业。热载体介质通过加热装置加热到预设定温度，以传导及对流形式与目的层油页岩进行热交换，目的层段内油页岩干酪根有机质达到裂解温度，裂解产生的烃类油气产物随热载体介质以及水一同运移至地面，再进行分离提纯。
[0004] 油页岩作为一种致密油气储层，孔隙度及渗透率小，储层改造后油页岩内部形成的水力压裂裂缝开度极低，吉林大学“国家油页岩原位裂解先导试验工程”，对油页岩开发利用，加快油页岩原位转化开采试验，吉林大学在松辽盆地油页岩原位开采先导试验现场中发现，油页岩加热过程在前期注低温氮气干燥地层的工艺环节影响不大，高温氮气注入地层切换至常温空气工艺注入环节，由于注热前缘发生自生热化学反应，油气产物大量通过水力裂缝运移至生产井端这一过程中，注热井至生产井沿途热损急剧增大，页岩油气产物温度降低，粘度增大，使得水力压裂裂缝阻塞严重，导致温度过高油气产物结焦，阻塞效应加剧，随着井间距增大，这一现象更加突出。国内油页岩储层油气丰度较低，增大井间距可以显著降低开采成本，因此，探究一种可行的油页岩原位开采反应区控制工艺方法，减小井下开采工艺施工阻力，是实现非常规致密储层商业化开采的重要手段。
发明内容
[0005] 本发明的目的是：为解决上述背景技术提出的问题，而提供了一种油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法，用于解决大井距条件下原位开采过程中因热损过高导致目的储层油气产物阻塞渗流通道及生产成本过高的问题。
[0006] 本发明为实现上述目的采用的技术方案是：油页岩原位开采反应区控制系统，其特征在于，包括：井网体系、加热体系和地面注气体系；
[0007] 所述井网体系是由七口注采井形成的正六边形七点井网，井网单元由位于正六边形的六个顶点的六口周围注采井和位于所述正六边形中心的一口中心注采井组成，六口周围注采井形成周围注采井井群，井网单元中所有注采井上均配置有注采井井头；
[0008] 所述地面注气体系包括除尘器、空气压缩机、冷干机、制氮机、三通阀、稳压罐、手动球阀、增压机、电动阀门一、流量计、单向阀、温度传感器、压力传感器、三通道电动阀门、电动阀门二、电动阀门三、电动阀门四、电动阀门五、电动阀门六及电动阀门七，三通道电动阀门具有一个进气通道、两个出气通道；所述除尘器与空气压缩机通过管路连接；所述冷干机与制氮机通过管路连接；所述空气压缩机和制氮机经三通阀与增压机的进气端连接，并在三通阀与增压机之间的管路上沿气体的输送方向顺次设置有稳压罐和手动球阀；所述增压机的出气端与电动阀门一的一端通过焊接法兰连接，电动阀门一的另一端与三通道电动阀门的进气通道连接，并在电动阀门一和三通道电动阀门之间依次设置有流量计、单向阀、温度传感器和压力传感器，三通道电动阀门的一个出气通道通过管道与中心注采井的注采井井头法兰静压接触，另一个出气通道通过管道与六口周围注采井形成注采回路，并在注采回路上按逆时针方向依次设置有电动阀门二、电动阀门三、电动阀门四、电动阀门五、电动阀门六及电动阀门七，电动阀门二、电动阀门三、电动阀门四、电动阀门五、电动阀门六及电动阀门七分别对应控制六口周围注采井开合；
[0009] 所述加热体系包括油管及井下加热器，井下加热器数量与井网体系中注采井的数量一致，且一一对应，油管的下部与井下加热器的上部悬吊装置螺纹连接，井下加热器的密封接线仓与随井下入的铜皮电缆接线完成后焊接密封，随后铜皮电缆随油管通过卡箍静压接触连接至注采井井头，铜皮电缆与注采井井头密封连接。
[0010] 进一步，所述井网体系中所有注采井均为311mm通径竖井，钻井的一开采用直径400mm钻头开孔至浅表土层与岩层交界，钻井的二开采用直径311mm钻头钻进至目的层段的油页岩层，井网体系中注采井之间井间距为50m～100m。
[0011] 进一步，所述增压机为四级活塞式压缩机。
[0012] 油页岩原位开采反应区控制工艺方法，其特征在于，该方法基于所述的油页岩原位开采反应区控制系统进行页岩油气开采，所述方法具体包括如下步骤：
[0013] 步骤一、选定油页岩原位开采区块，并在所选定的油页岩原位开采区块内钻进七口注采井形成正六边形七点井网，并向中心注采井井中下入测井仪与录井仪，确定油页岩层目的层段；
[0014] 步骤二、在注采井井内顺序多次分时压裂施工，完成油页岩层储层改造，压裂液返排后进行井间连通性测试，测试合格后进入下一步；
[0015] 步骤三、井下加热器与铜皮电缆完成地面接线与密封安装后，铜皮电缆穿过注采井井头，并在油管与井下加热器连接完成后，塔吊进场将井下加热器下入注采井，完成井下加热器下井工作，并安装好注采井井头；
[0016] 步骤四、干燥预热油页岩层阶段：启动中心注采井内部的井下加热器，并将该井下加热器的加热温度设定为300℃，中心注采井作为注热井，六口周围注采井作为采出井，以3 3
6Mpa～12Mpa可调节注气压力、200Nm/h～300Nm/h可调节注气流量向油页岩层目的层段注入300℃高温氮气，300℃高温氮气作为热载体氮气介质通过压裂渗流通道形成强制对流换热，以使得从中心注采井向周围注采井井群方向，温度从中心向周围由高到低梯度降低，维持周围注采井井群压力为0.3Mpa～0.8Mpa，加热周期为7天；
[0017] 作为本发明的优选方案，上述以6Mpa～12Mpa可调节注气压力、200Nm3/h～300Nm3/h可调节注气流量向油页岩层目的层段注入300℃高温氮气过程如下：注气温度始终保持不变，注气初期，注气压力与注气流量分别选取注气压力区间6Mpa～12Mpa、注气流量区间3 3
200Nm /h～300Nm/h的区间最低值，随着地层升温，地层热膨胀与热应力增加，注气压力以
3
3Mpa/次，注气流量以每次50Nm/h梯度增加；
[0018] 步骤五、单井吞吐高温加热油页岩层阶段：关闭六口周围注采井，中心注采井中井3
下加热器加热温度区间设定为450℃～520℃，以6Mpa～20Mpa注气压力区间，200Nm /h～
3
300Nm/h可调节注气流量的工艺参数注气，在中心注采井内进行单井吞吐，加热油页岩层，加热周期为24h，以使中心注采井至周围注采井井群热之间的油页岩层顺序形成原位转化残碳区、原位转化裂解区、原位转化氧化区、原位转化预热区及原位转化干燥区；
[0019] 作为本发明的优选方案，注气过程中，注气初期，注气温度、注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，根据地层热膨胀与热应力效应增加，注气温度以20℃/次，注气压3
力以5Mpa/次，注气流量以50(Nm/h)/次逐级梯度增加调节；
[0020] 步骤六、反注气自生热加热油页岩层阶段：关闭中心注采井内的井下加热器，打开六口周围注采井内的井下加热器，调整三通道电动阀门至其与六口周围注采井形成的注采回路连通，并打开电动阀门二、电动阀门三、电动阀门四、电动阀门五、电动阀门六及电动阀门七，中心注采井作为采出井，六口周围注采井作为注入井，设定六口周围注采井内井下加3
热器加热温度区间为200℃～250℃，注气压力为10MPa～15MPa，注气流量区间25Nm /h～
3
50Nm/h，使得通过油页岩层内孔裂隙渗流通道向中心注采井输送预热空气，预热空气中的氧气与原位转化裂解区、原位转化氧化区内油页岩中的干酪根及固定碳发生自生热氧化反应放热，油气产物析出，反向通过原位转化残碳区，经中心注采井将油气产物提取至地面，开采周期为3～4天；
[0021] 作为本发明的优选方案，注气过程中，注入初期注气温度、注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，根据中心注采井至周围注采井气体运移顺畅情况，温度以20℃/次，3
注气压力以2Mpa/次，注气流量以10(Nm/h)/次逐级阶梯增加调节；
[0022] 步骤七、常温反注气自生热反应阶段：关闭六口周围注采井内的井下加热器，以常3 3
温、10Mpa～15Mpa可调节注气压力、25Nm/h～50Nm/h可调节注气流量的工艺参数继续注入空气，使得原位转化残碳区、原位转化裂解区、原位转化氧化区、原位转化预热区及原位转化干燥区逐渐由中心注采井向周围注采井井群方向演变，开采周期为3～4天；
[0023] 作为本发明的优选方案，注气过程中，注入初期注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，根据中心注采井至周围注采井气体运移顺畅情况，注气压力以2Mpa/次，注气3
流量以每次10Nm/h逐级阶梯增加调节。
[0024] 步骤八、高压驱替页岩油气阶段：周围注采井井群以常温、10Mpa～20Mpa可调节注3 3
气压力、50Nm/h～100Nm/h可调节注入流量的工艺参数继续注入空气，将油页岩层目的层段内剩余油气产物驱替至中心注采井提取至地表分离，注气周期为12h，完成对地下油页岩层目的层段的开采；
[0025] 作为本发明的优选方案，注入初期注气压力以及注气流量选取各自区间最小值，3
根据中心注采井至周围注采井油气驱替情况，注气压力以10Mpa/次，注气流量以50(Nm /h)/次逐级阶梯上升调节；
[0026] 步骤九、施工完毕，打开所有注采井环空，排空所有注采井井内的气体，打开所有注采井内的注采井井头，完成油管、井下加热器和铜皮电缆的回收工作，水泥固封中心注采井，周围注采井作为相邻区块的布井进行下一油页岩原位开采区块的页岩油气开采。
[0027] 进一步，所述的页岩油气原位开采反应区控制工艺方法中所述周围注采井井群作为注入井或者采出井时，井内均维持大于等于0.3Mpa压力，从而形成等压气驱封闭边界，防止油气逸散。
[0028] 通过上述设计方案，本发明可以带来如下有益效果：本发明提出了一种油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法，在油页岩原位开采区块内共钻进七口注采井形成井网体系，油管与井下加热器通过地面塔吊设备下入井下实现井下加热减少地面注热沿途热损，提高注热效率；工艺共分为五阶段进行，裂解反应工艺运行过程中，反注气工艺使得油页岩自生热裂解方向由中心注采井向周围注采井方向有序进行，施工过程中温度、压力、流量的工艺参数可调，调节工艺参数可随时控制井下油页岩自生热裂解反应速率，使得反应朝着熵增的方向持续进行，反注气开采工艺，能让裂解的页岩油气通过油页岩层压裂渗流通道及原位转化残碳区的孔裂隙通道运移至中心注采井提取至地表，解决裂解产生的页岩油及沥青产物由高温区进入低温区粘度增大导致压裂渗流通道阻塞形成油气无法运移的结果，可满足长井距布井方案条件下页岩油气原位开采，通过反注气工艺原理，施工周期显著缩短，井下事故少，施工可操作性强，注热效果好，能量利用率高，施工成本降低明显。
附图说明
[0029] 此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明示意性实施例及其说明用于理解本发明，并不构成本发明的不当限定，在附图中：
[0030] 图1为油页岩原位开采反应区控制系统的总体布置图；
[0031] 图2为油页岩原位开采反应区控制系统的井网布置示意图；
[0032] 图3为油页岩原位开采反应区控制工艺方法的原位裂解分区剖面图；
[0033] 图4为油页岩原位开采反应区控制工艺方法的原位裂解分区俯视图；
[0034] 图5为油页岩原位开采反应区控制工艺方法的反注气原位裂解原理示意图；
[0035] 图6为油页岩原位开采反应区控制系统的地面设备示意图。
[0036] 图中各标记如下：1‑上覆层；2‑油页岩层；3‑下伏层；4‑注采井一；5‑注采井二；6‑注采井三；7‑注采井四；8‑注采井五；9‑注采井六；10‑注采井七；11‑注采井井头；12‑油管；13‑井下加热器；14‑等压气驱封闭边界；15‑原位转化残碳区；16‑原位转化裂解区；17‑原位转化氧化区；18‑原位转化预热区；19‑原位转化干燥区；20‑压裂渗流通道；21‑支撑剂；22‑流动迹线；23‑除尘器；24‑管路；25‑空气压缩机；26‑冷干机；27‑制氮机；28‑三通阀；29‑稳压罐；30‑手动球阀；31‑增压机；32‑电动阀门一；33‑流量计；34‑单向阀；35‑温度传感器；
36‑压力传感器；37‑三通道电动阀门；38‑电动阀门二；39‑电动阀门三；40‑电动阀门四；41‑电动阀门五；42‑电动阀门六；43‑电动阀门七。
具体实施方式
[0037] 下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。为了避免混淆本发明的实质，公知的方法、过程、流程、元件和电路并没有详细叙述。
[0038] 如图1、图2、图3、图4、图5和图6所示，一种油页岩原位开采反应区控制系统包括井网体系、加热体系和地面注气体系，其中：
[0039] 所述井网体系部署在油页岩开采区块内，如图1和图2所示，井网体系由七口注采井组成，注采井布井方案采用石油开采领域常用的七井正六边形布井方式，为了便于描述，本实施例中，中心注采井称为注采井一4，六口周围注采井分别称为注采井二5、注采井三6、注采井四7、注采井五8、注采井六9和注采井七10。注采井一4前期作为注入井向井内注入200℃～520℃高温氮气，后期作为采出井将油气产物提升至地表。所述周围注采井注采初期，井内压力维持在0.3Mpa～0.8Mpa，形成等压气驱封闭边界14，使得施工过程中不受地下水侵扰。布井方案中注采井之间井间距为50m～100m，注采井均为311mm通径竖井，钻井的一开采用直径400mm钻头开孔至浅表土层与岩层交界，钻井的二开采用直径311mm钻头钻进至目的层段的油页岩层2，注采井可以根据工艺需要随时切换注采模式，所有注采井固井均采用CA‑50耐高温铝酸盐水泥，所有注采井均设置井下加热器13，可实现井底加热。井内油管
12的中心管柱注气，环空返排。油页岩层2位于上覆层1和下伏层3之间，油页岩层2位于地下
467m～488m处。
[0040] 如图6所示，所述地面注气体系包括除尘器23、空气压缩机25、冷干机26、制氮机27、三通阀28、稳压罐29、手动球阀30、增压机31、电动阀门一32、流量计33、单向阀34、温度传感器35、压力传感器36、三通道电动阀门37、电动阀门二38、电动阀门三39、电动阀门四
40、电动阀门五41、电动阀门六42及电动阀门七43，三通道电动阀门37具有一个进气通道、两个出气通道；所述除尘器23与空气压缩机25通过管路24连接；所述冷干机26与制氮机27通过管路24连接；所述空气压缩机25和制氮机27经三通阀28与增压机31的进气端连接，并在三通阀28与增压机31之间的管路24上沿气体的输送方向顺次设置有稳压罐29和手动球阀30；所述增压机31的出气端与电动阀门一32的一端通过焊接法兰连接，电动阀门一32的另一端与三通道电动阀门37的进气通道连接，并在电动阀门一32和三通道电动阀门37之间依次设置有流量计33、单向阀34、温度传感器35和压力传感器36，三通道电动阀门37的一个出气通道通过管道与中心注采井的注采井井头11法兰静压接触，另一个出气通道通过管道与六口周围注采井形成注采回路，并在注采回路上按逆时针方向依次设置有电动阀门二
38、电动阀门三39、电动阀门四40、电动阀门五41、电动阀门六42及电动阀门七43，电动阀门二38、电动阀门三39、电动阀门四40、电动阀门五41、电动阀门六42及电动阀门七43分别对应六口周围注采井；除尘器23优选为旋风除尘器；空气压缩机25优选为螺杆压缩机，增压机
31为四级活塞式压缩机，工作时增压机31与空气压缩机25或冷干机26形成五级压缩，空气压缩机25或冷干机26为一级，增压机31四缸逐级压缩。制氮机27在工艺施工过程中，注入的氮气纯度不低于99.7％。
[0041] 所述加热体系包括油管12及井下加热器13，井下加热器13数量与井网体系中注采井的数量一致，且一一对应，油管12的下部与井下加热器13的上部悬吊装置螺纹连接，井下加热器13的密封接线仓与随井下入的铜皮电缆接线完成后焊接密封，随后铜皮电缆随油管12通过卡箍静压接触连接至注采井井头11，铜皮电缆与注采井井头11密封连接。本发明中的注采井井头11采用石油开采领域常用的井头，此处不再详细赘述其结构。
[0042] 进一步，井下加热器13的加热温度范围为0℃～550℃，设计使用寿命3000h，耐压30Mpa。
[0043] 进一步，增压机31施工注气压力0～30Mpa，注气流量0～600Nm3/h；
[0044] 控制系统的工艺参数包括注气流量、注气压力及注气温度，其中注气流量范围为03
～600Nm/h，注气温度0～550℃，注气压力0～30Mpa。
[0045] 进一步，所述油页岩层2，原位开采注热期间，注采井井间目的层段油页岩层2由中心到四周，由于地层的升温，干酪根持续裂解析出，分别形成原位转化残碳区15、原位转化裂解区16、原位转化氧化区17、原位转化预热区18和原位转化干燥区19，需要说明的是，加热过程中，地层由于温度逐渐向外扩移，干酪根逐渐裂解，持续加热过程中，干酪根裂解为饱和烃，芳香烃，胶质与沥青质，开采过程中会自动形成上述开采区间。
[0046] 图5为油页岩原位开采反应区控制工艺方法的反注气原位裂解原理示意图，如图5所示，自上而下分别为干燥预热阶段、高温加热吞吐阶段、反注气自生热注气阶段以及常温反注气自生热开采阶段对应的示意图，自左向右分别代表中心注采井至周围注采井井群不同原位转化区间的演变方向。
[0047] 图3与图4分别为油页岩原位开采反应区控制工艺方法的原位裂解分区剖面图与分区俯视图，为方便图形直观表达，图中只选取局部井位分布示意图来进行表述。图中，支撑剂21位于压裂渗流通道20内，流动迹线22表示气体运移方向，属于现有技术此处不再详细赘述。
[0048] 本发明的工作原理与过程：启动冷干机26为制氮机27供给空气，三通阀28调拨至制氮机27通路，高纯氮气(氮气纯度不低于99.7％，)进入稳压罐29形成稳定气流供给，打开手动球阀30，高纯氮气经稳压罐29稳压，为增压机31稳定供气源，增压机31经四级活塞压缩得到压力为8Mpa～35Mpa高压气体，打开电动阀门一32，气体经管路24依次通过流量计33、单向阀34、温度传感器35、压力传感器36、三通道电动阀门37，三通道电动阀门37挑拨至注采井一4管道通路，注采井一4作为注热井，注采井二5、注采井三6、注采井四7、注采井五8、注采井六9和注采井七10作为采出井使得油页岩层2实现强制对流换热来加热目的层段，以3 3
6Mpa～12Mpa可调节注入压力、200Nm/h～300Nm/h可调节注入流量，300℃注入温度的工艺参数从注采井一4向周围六口注采井注入注入高温氮气，共注气7天，完成油页岩层2的干燥预热，完成后油页岩层2形成原位转化区干燥层；此时关闭注采井二5、注采井三6、注采井四
7、注采井五8、注采井六9和注采井七10，将注采井一4进行吞吐作业，增大注气温度，通过地面PID中控系统将井下加热器13的加热温度区间设定为450℃～520℃，以6Mpa～20Mpa注气
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压力，200Nm/h～300Nm/h可调节注气流量的工艺参数注热24h，注采井一4至周围注采井井群方向依次转化为原位转化残碳区15、原位转化裂解区16、原位转化氧化区17和原位转化预热区18及原位转化干燥区19，关闭注采井一4内部井下加热器13；打开除尘器23，启动空气压缩机25，将三通阀28调拨至空气压缩机25的通路，将三通道电动阀门37挑拨至周围注采井群管道通路，打开电动阀门二38、电动阀门三39、电动阀门四40、电动阀门五41、电动阀门六42以及电动阀门七43进行反注气自生热加热油页岩层2，如图5所示，注采井一4作为采出井，注采井二5、注采井三6、注采井四7、注采井五8、注采井六9和注采井七10作为注入井，打开周围注采井井群内的井下加热器13，以200℃～250℃注气温度、10Mpa～15Mpa可调节
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注气压力、25Nm/h～50Nm/h可调注气流量从周围注采井井群向注采井一4注入预热空气形成反注气工艺，预热空气内的氧气通过压裂渗流通道20稳定持续的依次通过原位转化干燥区19、原位转化预热区18、原位转化氧化区17、原位转化裂解区16，并与原位转化氧化区17及原位转化裂解区16的油页岩层2内部的干酪根以及有机碳发生自生热化学反应，反应生成的油气产物经原位转化残碳区15富集至注采井一4并提升至地表，开采周期为3～4天；关
3
闭周围注采井井群中的井下加热器13，以常温、10Mpa～15Mpa可调注气压力、单井25Nm/h
3
～50Nm/h可调节注气流量的工艺参数继续注气，原位转化残碳区15、原位转化裂解区16、原位转化氧化区17、原位转化预热区18及原位转化干燥区19逐渐从注采井一4向周围注采井井群推进，开采周期3～4天；油页岩层2目的层段开采完全后，周围注采井井群以常温、注
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气压力为10Mpa～20Mpa、可调注入流量为50Nm /h～100Nm /h的工艺参数持续注气，将油页岩层2目的层段内剩余油气产物驱替至注采井一4提取至地表分离，注气周期为12h。
[0049] 油页岩原位开采反应区控制工艺方法，所述工艺方法基于油页岩原位开采反应区控制系统进行开采，具体包括如下步骤，且以下步骤顺序进行：
[0050] 步骤一、选定油页岩原位开采区块，并在选定的油页岩原位开采区块内钻进七口注采井形成井网，从注采井一4井中下入测井仪与录井仪，完成油页岩层2目标层段的精准选择；
[0051] 步骤二、在井网体系的注采井井内进行分井多次压裂施工，完成油页岩层2储层改造，压裂液返排后进行井间连通性测试，测算井间连通情况，测试合格后进入下一步；
[0052] 步骤三、井下加热器13与铜皮电缆完成地面接线与密封安装工作，铜皮电缆穿过注采井井头11，在油管12与井下加热器13连接完成后，塔吊进场将井下加热器13下入注采井井中，钻杆吊卡悬挂油管12依次螺纹连接，完成井下加热器13下井工作，并安装好注采井井头11。
[0053] 步骤四、干燥预热油页岩层2阶段：启动注采井一4内部的井下加热器13，并将该井下加热器13的加热温度区间设定为300℃，中心注采井作为注热井，六口周围注采井作为采3 3
出井，以6Mpa～12Mpa可调节注气压力、200Nm/h～300Nm/h可调节注气流量向油页岩层2目的层段注入高温氮气，注气过程中，注气温度不变，注气初期注气压力与注气流量选取区间
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最低值，随着地层升温，地层热膨胀与热应力增加，注气压力以3Mpa/次，注气压力以50Nm /h/次梯度增加使得气体介质能顺利通过，高温氮气作为热载体介质通过压裂渗流通道20中支撑剂21内部间隙形成强制对流换热，从注采井一4向周围注采井井群即注采井二5、注采井三6、注采井四7、注采井五8、注采井六9和注采井七10注入300℃高温氮气，温度由中心注采井(即注采井一4)向周围注采井井群方向逐渐降低，维持周围注采井井群压力为0.3Mpa～0.8Mpa，加热周期为7天；
[0054] 步骤五、单井吞吐高温加热油页岩层2阶段：关闭注采井二5、注采井三6、注采井四7、注采井五8、注采井六9和注采井七10，注采井一4中的井下加热器13的加热温度区间设定
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为450℃～520℃，以6Mpa～20Mpa注气压力区间，200Nm/h～300Nm/h可调节注气流量的工艺参数对注采井一4内进行单井吞吐，注气温度、注气压力与注气流量选取各自区间最小值，根据地层热膨胀与热应力效应增加，注气温度以20℃/次，注气压力以5Mpa/次，注气流
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量以50(Nm/h)/次逐级梯度增加调节，高温加热油页岩层2，加热周期为24h；
[0055] 步骤六、反注气自生热加热油页岩层2阶段：高温加热油页岩层2后，注采井一4至周围注采井井群热油页岩层2顺序形成原位转化残碳区15、原位转化裂解区16、原位转化氧化区17、原位转化预热区18及原位转化干燥区19，关闭中心注采井内的井下加热器13，打开六口周围注采井内的井下加热器13，调整三通道电动阀门37至其与六口周围注采井连通，并打开电动阀门二38、电动阀门三39、电动阀门四40、电动阀门五41、电动阀门六42及电动阀门七43，中心注采井作为采出井，六口周围注采井作为注入井，注采井二5至注采井七10内的井下加热器13加热温度区间设定为200℃～250℃，注气压力为10MPa～15MPa，注气流3 3
量区间25Nm/h～50Nm/h，注入工艺参数初期均选取各自区间最小值，根据中心注采井至周
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围注采井气体运移顺畅情况，温度以20℃/次，压力以2Mpa/次，注气流量以10(Nm/h)/次逐级阶梯增加调节，需要说明的是，注气温度、注气压力和注气流量不能超过200℃～250℃注
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气温度，10MPa～15MPa注气压力，25Nm/h～50Nm/h注气流量的上限值，可调节的注入工艺参数通过油页岩层2内孔裂隙渗流通道向注采井一4内注入预热空气，自生热反应为氧化放热反应，由干酪根裂解后形成的残渣中的碳作为反应放热源，使得反应持续进行，预热空气中的氧气与原位转化裂解区16及原位转化氧化区17内油页岩层2中的高温融析状干酪根及固定碳发生自生热裂解反应放热，油气产物析出，反向通过高度破碎的原位转化残碳区15，经注采井一4将油气产物提取至地面，开采周期为3～4天；
[0056] 步骤七、常温反注气自生热反应阶段：关闭注采井二5、注采井三6、注采井四7、注采井五8、注采井六9和注采井七10内的井下加热器13，以常温、10Mpa～15Mpa可调节注气压3 3
力、25Nm/h～50Nm/h可调节注气流量的工艺参数继续注气，根据中心注采井至周围注采井
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气体运移顺畅情况，压力以2Mpa/次，注气流量以10(Nm /h)/次逐级阶梯增加调节，需要说
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明的是，注气压力和注气流量不能超过10Mpa～15Mpa可调节注气压力、25Nm/h～50Nm /h可调节注气流量的工艺参数上限值，原位转化残碳区15、原位转化裂解区16、原位转化氧化区
17、原位转化预热区18及原位转化干燥区19逐渐从注采井一4向周围注采井群推进，开采周期为3～4天；
[0057] 步骤八、高压驱替页岩油气阶段：周围注采井群以常温、10Mpa～20Mpa可调节注气3 3
压力、50Nm/h～100Nm/h可调节注入流量的工艺参数继续注气，根据中心注采井至周围注
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采井油气驱替情况，注气压力以10Mpa/次，注气流量以50(Nm/h)/次逐级阶梯上升调节，需
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要说明的是，注气压力和注气流量不能超过0Mpa～20Mpa可调节注气压力、50Nm /h～
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100Nm/h可调节注入流量的工艺参数上限值，将油页岩层2目的层段内剩余油气产物驱替至注采井一4提取至地表分离，注气周期为12h，完成对地下油页岩层2目的层段的开采；
[0058] 步骤九、施工完毕，打开所有注采井环空，排空所有注采井井内的气体，打开所有注采井内的注采井井头11，完成油管12、井下加热器13和铜皮电缆的回收工作，水泥固封中心注采井，周围注采井作为相邻区块的布井进行下一油页岩原位开采区块的页岩油气开采。
[0059] 所述油页岩原位开采反应区控制工艺方法，在注气过程中，第一阶段对地层进行进一步干燥和预热处理；第二阶段进行高温单井吞吐，中心注采井近井端油页岩快速裂解，孔隙度与渗透率迅速增加，近井端油气产物通过吞吐法富集于中心注采井内，近井端温度高；第三阶段反注气自生热加热油页岩层2，此时通过从周围注采井井群向中心注采井方向进行反向注气，可以防止页岩油气长距离运移从而因热损较大快速冷却阻塞渗流通道，从而导致井下生产受阻问题；第四阶段，常温空气反注，使得裂解反应向周围注采井井群方向缓慢进行；第五阶段，高压驱替页岩油气，裂解反应持续向周围注采井井群方向进行，直至反应完全，根据井下情况，此时周围注采井采用可调流量注入参数进行高压驱替，使得完全反应的原位转化残碳区15内赋存油气产物驱替至中心注采井，完成工艺整体施工。
[0060] 本发明中的控制工艺参数包括温度、压力及流量，工艺参数均可调节，来控制油页岩层2目的层段的自生热反应速率，保证反应朝着熵增的方向进行。
[0061] 本发明中提出的周围注采井井群无论是作为注入井还是采出井，井内均维持不小于0.3Mpa压力，从而形成等压气驱封闭边界14防止地下水进一步进入原位转化反应区，同时防止油气逸散。
[0062] 本发明过程中提及的反注气自生热反应工艺，反应过程中避免融析的高温油气产物在运移过程中由于热损过高导致的页岩油沥青质粘度增大，从而阻塞压裂渗流通道及油页岩原位孔裂隙渗流通道，载气介质在反注气过程中不受岩层热膨胀效应及页岩油及沥青产物影响，注气均匀，反应得以持续稳定进行，注热效率高，开采周期短，井下事故少，适用于长井距页岩油气井下原位开采。
[0063] 最后应说明的是：以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
