CN110714742B - 一种提高底水凝析气藏采收率的方法 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种提高底水凝析气藏采收率的方法，包括：步骤1、确定底水凝析气藏的目标水平井；步骤2、通过目标水平井向气水界面处注入超临界态CO₂；步骤3、对注入超临界态CO₂后的目标水平井进行关井处理；步骤4、开井返排CO₂。通过本申请的方法，有效解决了目前气田水平井开发过程中由于底水锥进导致的水淹，气井产能降低，最终凝析气藏采收率降低的问题。

Description

一种提高底水凝析气藏采收率的方法

技术领域

本发明涉及天然气勘探开发领域，并且更具体地，涉及一种提高底水凝析气藏采收率的方法。

背景技术

我国大多数气藏均属于不同程度的水驱气藏，其中边底水活跃的气藏约占40～50％。由于气藏见水时的采出程度较低，因此需要及时采取控水对策，大量研究及开发实例表明，边底水侵入后气藏内将出现气液两相流动，导致气井产能降低、气井无水采气期缩短、气藏废弃压力升高和最终采收率大幅降低。如何控水一直困扰气田开发工作者的难题。

凝析气藏控水对策主要是通过优化配产、优化井网等措施来调整边界推进速度，延缓边底水推进时间，避免气藏水侵恶化，达到气藏高效开采的目的。针对气井出水问题，现场主要的处理方法是排水采气和气井堵水。排水采气方式主要有部署排水井、机械排水、泡沫排水、气举+泡排、柱塞+泡排等多种排水方式，但对一些采用排水采气工艺成本较高或现场不具备排水采气工艺条件的出水气井如水平井有必要采取控水措施。堵水主要通过注水泥或高分子堵水剂封堵出水层段，以达到控制水侵、延长气井寿命的目的，但是注入堵水剂必然引起环境污染。

凝析气藏控水对策中，水平井控水仍然是难题，一旦水淹很难复产。对于水平井控水主要思想是在分段完井的基础上，通过改变水平井各段的完井参数，控制水平井流入剖面、延缓水锥、提高气藏采收率。比如，对于射孔完井，先优化射孔打开程度、打开位置和段数，在此基础上预测出水平井流入剖面，根据流入剖面，制定水平井打开段各点的最优孔密。但受水平井射孔工艺水平的限制，射孔参数的调整幅度和影响效果是相对有限的，这种方法只能控制水平段气藏渗透率级差较小的情况。同样对于割缝衬管完井(调整割缝参数)和各种精密复合筛管完井(调整基管孔密)而言，通过调整完井参数，只能在一定程度上缓解水平井底水脊进的时间和改善水脊模式。

通过调研表明，现有凝析气藏水平井控水技术存在以下矛盾:一是随着排水采气不断进行，地层压力必将迅速下降，二是边底水会源源不断地通过裂缝高渗透层进入井筒，增大微细裂缝及孔隙储层供气的附加阻力，甚至形成死气区，难以采出；三是化学药剂的使用，对近井地带储层造成伤害，给环保带来困难。

发明内容

针对上述现有技术中的问题，本申请提出了一种提高底水凝析气藏采收率的方法，有效解决了目前气田水平井开发过程中由于底水锥进导致的水淹，气井产能降低，最终凝析气藏采收率降低的问题。

在本申请的方法中，该方法包括：步骤1、确定所述底水凝析气藏的目标水平井；步骤2、通过所述目标水平井向气水界面处注入超临界态CO₂；步骤3、对注入超临界态CO₂后的所述目标水平井进行关井处理；步骤4、开井返排CO₂。

在一个实施方式中，步骤2包括：步骤21、确定储层中气态CO₂的注气总体积和注气速度，其中，所述注气总体积包括横向驱替注气体积和纵向控水注气体积；步骤22、确定目标注入压力；步骤23、在目标注入压力下注入超临界态CO₂。

在一个实施方式中，横向驱替注气体积由下式确定：

V_h为横向驱替注气体积，m³；f为累计注入孔隙体积倍数；V_b为单井控制储量体积半径折算储层总体积，m³；Φ为孔隙度；S_wi为原始含水饱和度；B_CO2为CO₂的体积系数，无因次。

在一个实施方式中，纵向控水注气体积由下式确定：

V_v为纵向控水注气体积，m³；a为水平段距上部储层高度，m；b为CO₂横向作用半径，m；L为水平井生产段长度，m；h为原始气水界面到目前气水界面的距离，m；Φ为孔隙度；

为CO₂的体积系数，无因次。

在一个实施方式中，注气速度通过以下公式确定：

为注气速度，m³/d；Q_g为产气速度，m³/d；

为束缚水饱和度下的CO₂相对渗透率；

为束缚水饱和度下的凝析气相对渗透率；B_g为储层条件下凝析气体积系数；

为储层条件下CO₂体积系数；μ_g为储层条件下凝析气黏度，MPa·s；

为储层条件下CO₂黏度，MPa·s。

在一个实施方式中，在步骤22中，目标注入压力由CO₂-凝析气非平衡相行为实验测定或者通过存在界面相的三相相平衡模型计算确定。

在一个实施方式中，步骤21还包括确定在当前储层条件液态CO₂的总质量。

在一个实施方式中，步骤3包括确定关井时间，其中，所述关井时间由下式确定：

其中，T_关井为所述关井时间，V_h为横向驱替注气体积，m³；V_v为纵向控水注气体积，m³；

为注气速度，m³/d。

在一个实施方式中，所述方法还包括在环空内注入缓蚀剂，以保护油管和套管。

在一个实施方式中，底水凝析气藏埋深大于800m，底水凝析气藏流体物性与超临界CO₂存在差别，且所述底水凝析气藏存在倾角或为背斜构造。

在一个实施方式中，目标水平井为停产的水平井。

本发明的有益效果具体体现在以下几个方面：

(1)针对底水凝析气藏底水侵入后气藏内将出现气液两相流动，导致气井产能降低、气井无水采气期缩短、气藏废弃压力升高和最终采收率大幅降低的问题。通过注入CO₂抑制底水的锥进速度，提高气井无水采气期，并最终提高气藏采收率。

(2)凝析气藏当地层压力降到露点下时，地层中将有大量凝析油析出，气相相对渗透率降低，凝析油在近井地带富集，导致油气采收率极大降低。CO₂具有抽提重组分，降低露点压力及蒸发凝析油的作用，CO₂吞吐可以提高凝析气藏凝析油采收率。

(3)针对气藏衰竭式开采造成的压力递减快，地层能量不足的特点，通过注入CO₂提供地层能量，减缓地层压力下降速度，以提高气藏采收率。

(4)注入CO₂到凝析气藏底部，不仅实现了提高天然气采收率而且达到了封存部分CO₂的目的，是一种良好的节能减排措施。

上述技术特征可以各种适合的方式组合或由等效的技术特征来替代，只要能够达到本发明的目的。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：

图1为根据本发明实施例的提高底水凝析气藏采收率的方法的示意性流程图；

图2为CO₂纵向控水作用范围的模型；

图3为YKL底水凝析气藏的井位图；

图4为YK6L井含水饱和度图；

图5为相平衡实验测量的CO₂及凝析气密度随压力变化图；

图6为CO₂-凝析气非平衡相行为测试图；

图7为根据本发明实施例的CO₂注气方法的地面施工流程图；

图8为根据本发明实施例的CO₂在注入水平井之前的示意性流程图；

图9为根据本发明实施例的YK6H井注入CO₂后产量变化及水气对比图。

在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。

图1为提高底水凝析气藏采收率的方法100的示意性流程图。如图1所示，该方法100包括：

S110、确定底水凝析气藏的目标水平井；

S120、通过目标水平井向气水界面处注入超临界态CO₂；

S130、对注入超临界态CO₂后的目标水平井进行关井处理；

S140、开井返排CO₂。

本发明的方法拓宽了天然气开发方法，有效解决了目前气田水平井开发过程中由于底水锥进而导致的水淹，气井产能降低，最终气藏采收率降低的问题，并在提高采收率的同时实现了CO₂的有效封存。

具体地，在S110中，在确定用于注入CO₂的气藏水平井时，即在精细地质认识及生产动态分析基础上，以气藏注CO₂筛选条件为指导，开展水平井注气提高采收率选井分析，优选出适合开展CO₂吞吐水平井。该气藏和目标水平井满足以下条件：

①气藏为底水凝析气藏；

②气藏埋深大于800m，气藏流体物性与超临界CO₂存在差别；

③气层相对连续性好，非均质性小，断裂裂缝相对不发育的；

④储层带有一定倾角，或为背斜构造；

⑤水平井受到底水锥进影响，已经停产，选为注入井；

⑥所选注CO₂水平井位于构造低部位或局部微构造低点；

⑦所选注CO₂水平井井均无无严重套损、出沙和漏失现象。

在S120中，通过目标水平井向气水界面注入超临界态CO₂，即沿着油套环空注入一定量的超临界态CO₂，使CO₂同时对地层的凝析气藏进行横向驱替并纵向抑制底水的锥进速度，提高气井无水采气期。

相应地，注入的CO₂也可以分为横向驱替CO₂和纵向控水CO₂。

具体地，S120可以通过以下三个步骤实施：

S121、确定储层中气态CO₂的注气总体积和注气速度，其中，所述注气总体积包括横向驱替注气体积和纵向控水注气体积；

S122、确定目标注入压力；

S123、在目标注入压力下注入超临界态CO₂。

横向驱替注气体积V_h可以通过以下的公式进行确定：

V_h为横向驱替注气体积，m³；f为累计注入孔隙体积倍数；V_b为单井控制储量体积半径折算储层总体积，m³；Φ为孔隙度；S_wi为原始含水饱和度；

为CO₂的体积系数，无因次。

在上式中，V_b、Φ和S_wi可以通过现代递减方法(Arps递减、Blasinggame及Fetkovich等方法)确定，f为累计注入孔隙体积倍数(无因次)，其可以通过长岩心实验确定，即当长岩心实验计量出口端CO₂含量10％时，计量CO₂累计注入孔隙体积倍数，作为实际储层CO₂注入量的参考值，然后根据该注入量参考值确定f的取值。

纵向控水注气体积V_v可以通过如下的公式确定：

V_v为纵向控水注气体积，m³；a为水平段距上部储层高度，m；b为CO₂横向作用半径，m；L为水平井生产段长度，m；h为原始气水界面到目前气水界面的距离，m；Φ为孔隙度；

为CO₂的体积系数，无因次。

其中，a、b为处理半径，具体地，在如图2所示的模型中，CO₂在纵向控水作用范围为一个上部为半椭圆主体，下部为立方体的复合体，短轴a表示水平井的水平段距上部储层的高度，m；长轴b表示CO₂横向作用半径，m，其可以通过现代递减方法(Arps递减、Blasinggame及Fetkovich等方法)确定；h为原始气水界面到目前气水界面的距离，m。

根据相平衡实验测试结果或者图版法可以确定注入的CO₂在储层条件下的密度，通过以下公式可以确定目标注入压力下注入的CO₂的注入总质量：

m＝ρ(V_h+V_v)

ρ为注入的CO₂在储层条件下的密度，t/m³；V_h为横向驱替注气体积，m³；V_v为纵向控水注气体积，m³。

根据上式计算得出目标注入压力下液态CO₂的注入总质量后，根据该结果向水平井的油套环空中一次性注入CO₂。

优选地，本申请的方法100还包括步骤S150：在油套环空内注入缓蚀剂，以共同保护油管和套管。

应理解，目标注入压力优选为存在CO₂-凝析气界面相的压力范围区间。压力取值可由CO₂-凝析气非平衡相行为试验测定，也可由以实验为基础建立的存在界面相的三相相平衡模型计算确定。

应理解，目标注入压力应当低于油套管的最大承压能力，并且低于地层破裂压力，即CO₂如果压力超过预计值，则注入压力控制在地层破裂压力以下。

在S130中，需要对注入超临界态CO₂后的目标水平井进行关井反应处理，以使得超临界态CO₂能够对储层进行充分的驱替和控水，其中，关井时间可以由以下公式确定：

其中，T_关井为所述关井时间，V_h为横向驱替注气体积，m³；V_v为纵向控水注气体积，m³；

为注气速度，m³/d。

可以通过如下公式确定：

为注气速度，m³/d；Q_g为单井产气速度，m³/d；

为束缚水饱和度下的CO₂相对渗透率；

为凝析气相对渗透率；B_g为储层条件下凝析气体积系数；

为储层条件下CO₂体积系数；μ_g为储层条件下凝析气黏度，MPa·s；

为储层条件下CO₂黏度，MPa·s。

和

通过相渗实验测量，B_g、μ_g、B_CO2和

通过相态实验测定。

在这一点上，应理解，注气速度

应当大于设计单井的注入能力。

在关井时间内对目标水平井进行关井处理，关井时间结束后井口压力出现下降或压力不降即可开井返排CO₂，生产井组内的生产井按照单井的配产量进行生产。在生产井生产结束时，计算生产井的产气量及产水量，评价CO₂驱替效果以及控水效果。

可选地，本方法还可以包括在生产井开井生产过程中，同时检测邻井的CO₂含量，单井每天检测一次，了解注气气窜情况。

应用实施例

A选井

如图3和图4所示，YKL凝析气藏雅克拉构造为沙雅隆起雅克拉断凸的一个局部背斜构造，埋深为4300-4365m，主构造白垩系亚格列木组上、下气层分别为辫状河三角洲前缘和冲积扇扇中沉积，岩性以中-细石英砂岩为主，储集类型为孔隙型。平均孔隙度分别为12.9％、12.4％，渗透率62.67×10^-3μm²、120.08×10^-3μm²，属于低孔中渗储层。下气层渗透极差小，不超过5倍；储层较厚为20m。气藏于1991年5月开始试采,累积生产天然气111×10⁸m³。其中，主构造下气层生产井YK6H见水停喷。对比筛选条件，优选出YKL凝析气藏下气层YK6H开展CO₂吞吐控水提高气藏采收率研究。

B CO₂吞吐工艺设计

I、CO₂注气总量设计

CO₂累计注入孔隙体积倍数f，无因次，该值通过长岩心实验确定。应用实际小岩心用滤纸消除岩石的末端效应，组合成1m长长岩心。建立目前气藏状态(压力43.5MPa)，岩心中缚水饱和度为35％，进行衰竭实验模拟多级降压开采，降压间隔均为3MPa(可根据实验确定)，最终压力降至18MPa(废弃压力)；再在衰竭实验的基础上，关闭出口端，注入CO₂，增加压力至25MPa。注入端压力为28MPa，出口端回压为25MPa，驱替压差3MPa，监测CO₂运移突破特征，同时计算CO₂驱天然气的驱替效率。测量结果见表1、表2。

表1采出气样各组分摩尔含量百分数

注入体积(PV)	CO<sub>2</sub>	C1	N2	C2	C3-C6
						0.1	0.1449	91.294	4.6523	2.519	1.3898
0.2	0.583	91.041	4.5473	2.4422	1.3865
						0.3	0.996	90.7225	4.3533	2.1004	1.8278
0.4	28.355	65.1284	3.4584	1.70123	1.35697
						0.45	54.189	40.3526	2.7025	1.5021	1.2538
0.5	67.356	28.1428	2.1348	1.3523	1.0141
						0.6	74.712	21.8635	1.442	1.1264	0.8561
0.7	83.485	13.7827	0.949	1.0323	0.751
						0.75	89.3698	8.401	0.7551	0.8343	0.6398
0.80	91.956	6.1826	0.5907	0.69833	0.57237
						0.9	93.987	4.5983	0.4104	0.5964	0.4079
1	95.947	2.856	0.3241	0.4789	0.394
						1.1	97.4228	1.6046	0.2851	0.3623	0.3252
1.2	98.0543	1.1893	0.2298	0.3052	0.2214
						1.3	98.5796	0.8411	0.1871	0.2087	0.1835
1.4	98.9247	0.6836	0.124157	0.1416	0.125943

表2 CO₂驱替凝析气、凝析油采出程度

注入体积(PV)	凝析气采出程度，％	凝析油采出程度，％
			0	0	0
0.10	7.5	0.56
			0.18	13.8	2.47
0.30	20.9	5.18
			0.43	29.8	10.82
0.50	40.6	16.54
			0.58	50.4	21
0.67	57.3	26.21
			0.77	63.2	30.78
0.85	70.6	34.95
			0.94	75.9	39.04
1.03	79.3	42.17
			1.11	83.6	45.74
1.20	86.4	47.95
			1.30	88.5	49.78
1.40	90.1	50.12

分析实验数据，当出口端CO₂含量在10％时，CO₂累积注入量为0.346PV，实验确定f为0.228。

应用现代递减方法(Arps递减、Blasinggame及Fetkovich等方法)确定YK6H井波及范围400m，井组储层总体积：V_b＝11048000m³；S_wi＝0.4；Φ＝0.124，

通过相态实验测定，取0.0021。

根据V_h的计算公式得到横向驱替注气体积V_h＝0.9亿方。

在V_v的计算公式中，a＝3m；b通过现代递减方法(Arps递减、Blasinggame及Fetkovich等方法)确定为400m；L为水平段长度，753m；h为原始气水界面到目前气水界面距离，为28.2m。通过上述参数计算得到V_v＝3.51亿方。

因此，注入的CO₂的总体积＝V_h+V_v＝4.41亿方。

根据图5可以看出，CO₂在当前储层压力条件下的密度为0.8352g/cm³，则累计注入CO₂的注入总质量m＝0.8352×4.41＝3.68亿吨。

II、CO₂注气速度设计

和

通过相渗实验测量，取为0.45；通过相态实验测定B_g＝0.0032，B_CO2＝0.0021，μ_g＝0.0513，μ_CO2＝0.0202。YK6H初期配产Q_g为60万方/天。因此，根据

的计算公式可计算得到YK6H日注气能力可达104.4万方/天。

III、关井时间设计：关井时间为由总注气体积及注气速度决定，计算得到T_关井＝500天。

IV、注入CO₂设计：从油套环空注入CO₂，目标注入压力25MPa，压力取值可由CO₂-凝析气非平衡相行为试验测定(如图6)，也可由以实验为基础建立的存在界面相的三相相平衡模型计算确定。CO₂如遇压力超过预计值，则注入压力控制在低于地层破裂压力以下。

V、注入方式及施工流程

注入前确认井筒泵况良好，从油套环空连续注入液体CO₂。在油套环空内连续加注缓蚀剂，共同保护油管和套管。

VI、生产井产气量设计

开井返排CO₂，返排结束后，生产井根据单井配产量配算生产井产气量。YK6H日产气量安初期配产60万方/天生产。

C、施工材料设备准备

I、如图7和8所示，新建CO₂注气增压泵和储罐，CO₂驱所用CO₂经管输或车拉到达YKL气田后先进储罐储存和缓冲，然后依次经给料泵、压注泵增压，通过注气管线注入压注井进行驱气。

II、设给料泵、压注泵各一套，120m³储罐1座，新建DN40CO₂管线1条。

D、井筒井口准备

I、井筒套管完好无损；

II、采气树及施工管线施压，不渗不漏；

E、施工步骤

I、打开油、套阀门；

II、按设计注CO₂量、注入速度等参数，注入CO₂；

III、生产井按设计工作制度生产；

IV、天然气净化装置采用MDEA进行脱碳，采气后期为避免CO₂腐蚀，新建CO₂缓释剂注入系统；

V、检测CO₂含量，单井每天检测一次，了解注气气窜情况，确定CO₂驱替控水效果。

数值模拟计算之后的实施效果见图9。实施后，生产井YK6H产气量停产，关井结束后增加到71万方/天，水气比从9.09方/万方降低到4.02方/万方。增产效果明显，单井凝析油采收率由目前的25％增加到28％；凝析气采收率从目前27.8％提高到55.2％。

通过本申请提供的用于提高底水凝析气藏采收率的方法，能够带来如下的有益效果：

(1)针对底水凝析气藏底水侵入后气藏内将出现气液两相流动，导致气井产能降低、气井无水采气期缩短、气藏废弃压力升高和最终采收率大幅降低的问题。通过注入CO₂抑制底水的锥进速度，提高气井无水采气期，并最终提高气藏采收率。

(2)凝析气藏当地层压力降到露点下时，地层中将有大量凝析油析出，气相相对渗透率降低，凝析油在近井地带富集，导致油气采收率极大降低。CO₂具有抽提重组分，降低露点压力及蒸发凝析油的作用，CO₂吞吐可以提高凝析气藏凝析油采收率。

(3)针对气藏衰竭式开采造成的压力递减快，地层能量不足的特点，通过注入CO2提供地层能量，减缓地层压力下降速度，以提高气藏采收率。

(4)注入CO₂到凝析气藏底部，不仅实现了提高天然气采收率而且达到了封存部分CO₂的目的，是一种良好的节能减排措施。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“上”、“下”、“底”、“顶”、“前”、“后”、“内”、“外”、“左”、“右”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

虽然在本文中参照了特定的实施方式来描述本发明，但是应该理解的是，这些实施例仅仅是本发明的原理和应用的示例。因此应该理解的是，可以对示例性的实施例进行许多修改，并且可以设计出其他的布置，只要不偏离所附权利要求所限定的本发明的精神和范围。应该理解的是，可以通过不同于原始权利要求所描述的方式来结合不同的从属权利要求和本文中所述的特征。还可以理解的是，结合单独实施例所描述的特征可以使用在其他所述实施例中。

Claims (7)

1.一种提高底水凝析气藏采收率的方法，其特征在于，包括：

步骤1、确定所述底水凝析气藏的目标水平井；

步骤2、通过所述目标水平井向气水界面处注入超临界态CO₂；

步骤3、对注入超临界态CO₂后的所述目标水平井进行关井处理；

步骤4、开井返排CO₂；

步骤2包括：

步骤21、确定储层中超临界态CO₂的注气总体积和注气速度，其中，所述注气总体积包括横向驱替注气体积和纵向控水注气体积；

步骤22、确定目标注入压力；

步骤23、在所述目标注入压力下注入超临界态CO₂；

所述横向驱替注气体积由下式确定：

V_h为横向驱替注气体积，m³；f为累计注入孔隙体积倍数；V_b为单井控制储量体积半径折算储层总体积，m³；Φ为孔隙度；S_wi为原始含水饱和度；

为CO₂的体积系数，无因次；

所述纵向控水注气体积由下式确定：

V_v为纵向控水注气体积，m³；a为水平段距上部储层高度，m；b为CO₂横向作用半径，m；L为水平井生产段长度，m；h为原始气水界面到目前气水界面的距离，m；Φ为孔隙度；

为CO₂的体积系数，无因次。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注气速度通过以下公式确定：

为注气速度，m³/d；Q_g为单井产气速度，m³/d；

为束缚水饱和度下的CO₂相对渗透率；

为束缚水饱和度下的凝析气相对渗透率；B_g为储层条件下凝析气体积系数；

为储层条件下CO₂体积系数；μ_g为储层条件下凝析气黏度，MPa·s；

为储层条件下CO₂黏度，MPa·s。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤3包括确定关井时间，其中，所述关井时间由下式确定：

其中，T_关井为所述关井时间，V_h为横向驱替注气体积，m³；V_v为纵向控水注气体积，m³；

为所述注气速度，m³/d。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤22中，所述目标注入压力由CO₂-凝析气非平衡相行为实验测定或者通过存在界面相的三相相平衡模型计算确定。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤21还包括：

确定当前储层条件下液态CO₂的总质量。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在环空内注入缓蚀剂，以保护油管和套管。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述底水凝析气藏埋深大于800m，气藏流体物性与超临界态CO₂存在差别，且所述底水凝析气藏存在倾角或为背斜构造。

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