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CN111577224B - 一种水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法 - Google Patents

一种水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法 Download PDF

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CN111577224B CN201910124436.4A CN201910124436A CN111577224B CN 111577224 B CN111577224 B CN 111577224B CN 201910124436 A CN201910124436 A CN 201910124436A CN 111577224 B CN111577224 B CN 111577224B
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Abstract

本发明提出了一种水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，以CO2提高气藏采收率筛选标准为依据筛选CO2注采井组；确定CO2注入总量及注入速度，通过管柱将CO2注入到水淹水平井气水界面处，注采比控制在1：1，当生产井CO2含量超过10％时关井，计算生产井产气量及产水量，评价CO2驱替效果及控水效果。本发明的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法能够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。

Description

一种水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法
技术领域
本发明涉及一种天然气开采方法，尤其涉及一种水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法。
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。
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，目前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。
通过调研表明，现有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。
目前，现有技术中利用CO2提高气藏采收率的研究方法有：
公开号为CN102587873B的专利公开了一种水平井二氧化碳吞吐控水增油方法，该方法通过一种工艺管柱将适量的CO2注入到条件适宜的非正常水淹的水平井中(非正常水淹井指采出程度低于标定水驱率的80％以下而含水与采出程度不匹配的特高含水井)。关井(焖井)一段时间，使注入的CO2与油层及层内流体进行物理化学反应，起到使原油膨胀、降粘、降低表面张力；使水碳酸化，提高水的粘度；使储层增能、提高渗透率等作用。开井后控制生产，即可达使非正常水淹的特高含水水平井(包括井斜角大于45至86大斜度井)含水显著下降，产油量明显上升，达到控水增油目的。但该方法中未考虑注入CO2平面驱替和纵向控水两方面的因素。同时，设计的关井依据，注入量，注入速度都无定量确定的依据，应用行不强。
公开号为102943654A的专利公开了一种利用高含CO2气藏提高高含烃气藏采收率的方法，该方法通过在高含CO2气藏和已开发的高含烃气藏之间建立人造天然气运移通道，并充分利用高含CO2气藏地层能量，将高含CO2气藏中的天然气运移至已开发的高含烃气藏，实现“CO2气驱”。但是该方法重点是阐述如何利用CO2气源通过人造运移通道运移至已开发的高含烃气藏，侧重点是对海上气田提高采收率方法的描述，未针对存在底水凝析气藏如何通过注气开展控水研究，也未设计注采参数的设计。
胥洪俊等人提出了一种采用剩余天然气恢复压力法注CO2提高气藏采收率的方法(“注CO2提高气藏采收率”，胥洪俊等，《天然气勘探与开发》，第29卷第3期：第40-41页，2006年9月)，该方法是将CO2高压注入底层并恢复底层压力。在地层条件下，CO2一般处于超临界状态，粘度大大高于甲烷粘度，密度大于甲烷。随着注入量的增加，使CO2向下运移可稳定的将甲烷驱替出采出井，并避免沉淀和水侵发生。但是该方法主要是阐述CO2提高气藏采收率机理，未针对存在底水凝析气藏如何通过注气开展控水研究，也未设计注采参数的设计。
气藏控水对策中，水平井控水仍然是难题，一旦发生水淹很难复产。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。
底水凝析气藏开发需要寻找新的提高凝析油气采收率的方法。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种施工简便、经济有效、安全环保的水平井控水方法，从根本上克服现有技术的缺陷，有效解决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，最终气藏采收率降低的问题。
本发明的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，包括以下步骤：
(1)优选出适合开展包含注入CO2水平井及生产井的生产井组；
(2)确定优选出的注采井组中注CO2水平井的总注气量；
(3)生产井开井生产，从油套环空注入确定的CO2量，保持注采比1：1的工作制度生产；
(4)当生产井CO2含量达到10％时，生产井关井；
(5)计算生产井产气量及产水量，评价CO2驱替效果及控水效果。
进一步的，所述步骤(1)中，包含注入CO2水平井及生产井的生产井组需满足以下条件：
①气藏为底水气藏；
②气藏埋深大于800m，气藏流体物性与超临界CO2存在较大差别；
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注采井组中生产井位于构造高部位或局部微构造高点；
⑧注采井组内各井均无严重套损、出沙和漏失现象。
进一步的，所述步骤(2)中，注CO2水平井的总注气量包括横向驱气注入量和纵向控水注入量，总注气量Vtotal＝Vh+Vv，
1)横向驱气注CO2量，通过参考长岩心实验确定：
Figure BDA0001973082300000031
其中，Vh为储层条件下的CO2横向驱替注入体积，m3；f为CO2累计计注入孔隙体积倍数，无因次，通过长岩心实验确定；Vb为井组储层总体积，m3；
Figure BDA0001973082300000044
孔隙度，无单位；Swi为原始含水饱和度，无单位；Bco2为CO2体积系数，无因次。
2)纵向控水注入CO2注气量用以下公式确定：
Figure BDA0001973082300000041
其中，Vv为储层条件下的CO2纵向控水注入体积，m3；a，b为处理半径，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距离；
Figure BDA0001973082300000042
为孔隙度，无单位；Bco2为CO2体积系数，无因次。
进一步的，所述步骤(3)中，注入的CO2量通过公式m＝ρv计算，
其中，m为质量，单位为t吨；ρ为密度，单位t/m3，通过相态实验测试结果或图版法确定；v为体积，单位m3。
进一步的，所述步骤(2)中，二氧化碳在垂向控水作用范围看作一个上为半椭圆柱体，下为立方体的复合体，其中a，b处理半径：
a-短轴，水平段距上部储层高度，m；
b-长轴，CO2横向作用半径。
进一步的，所述步骤(3)中，CO2单井日注气量按照以下公式确定：
Figure BDA0001973082300000043
其中，Qinjco2为单井CO2注气量，m3/d；Qg为单井产气量，m3/d；krco2为CO2相对渗透率，无因次；krg为气体相对渗透率，无因次；Bg为储层条件下天然气(凝析气)体积系数，无因次；Bco2为储层条件下CO2体积系数，无因次；μg为储层条件下天然气(凝析气)黏度，mPa.s；μco2为储层条件下CO2体积系数，mPa.s；
krco2、krg通过相渗实验测量；Bg、Bco2、μg、μco2通过相态实验测定。
进一步的，所述步骤(3)中，CO2单井日注气量，需满足条件：
①注入压力低于油套管最大承压；
②低于地层破裂压力；
③以设备最大注入能力注入；
④在油套环空内连续加注缓蚀剂，共同保护油管和套管。
进一步的，所述的CO2横向作用半径受井网井距大小决定。
进一步的，在所述步骤(3)中，当注采井组中生产井水气比1.0时开始注气。
进一步的，所述井组内生产井开井生产，需要检测生产井CO2含量及邻井CO2含量，当生产井CO2含量超过10％时，关井，确定CO2驱替控水效果；邻井单井每天检测一次CO2含量，以了解注气气窜情况。
与现有技术相比，本发明的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法具有以下优点：
(1)本发明针对底水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)底水气藏中如果为凝析气藏，还存在反凝析污染问题，即：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，而本发明的方法中CO2具有抽提重组分，降低露点压力及蒸发凝析油的作用，CO2驱替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技术上可行的方式组合以产生新的实施方案，只要能够实现本发明的目的。
附图说明
在下文中将基于仅为非限定性的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显示了本发明的实施例中YKL井位图；
图2显示了本发明的实施例中YK6H、YK23、YK7H井组含水饱和度图；
图3显示了本发明的实施例中相平衡实验测量CO2及凝析气密度图；
图4显示了本发明的实施例中注采井组中注CO2水平井的总注气量计算示意图；
图5显示了本发明的实施例中不同注采比累产气量；
图6显示了本发明的实施例中不同注气时机累产气量与时间的关系；
图7显示了本发明的实施例中不同注气时机水气比与时间的关系；
图8显示了本发明的实施例中CO2注气工艺施工地面流程图；
图9显示了本发明的实施例中CO2注气工艺流程；
图10显示了本发明的实施例中YK7H CO2驱后累产及水气比对比图。
具体实施方式
以下将结合说明书附图和具体实施例对本发明做进一步详细说明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
本发明的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，包括以下步骤：
(1)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区，优选出适合开展包含注入CO2水平井及生产井的生产井组；
包含注入CO2水平井及生产井的生产井组需满足以下条件：
①气藏为底水气藏；
②气藏埋深大于800m，气藏流体物性与超临界CO2存在较大差别；
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注采井组中生产井位于构造高部位或局部微构造高点；
⑧注采井组内各井均无严重套损、出沙和漏失现象。
(2)确定优选出的注采井组中注CO2水平井的总注气量；
注CO2水平井的总注气量包括横向驱气注入量和纵向控水注入量，总注气量Vtotal＝Vh+Vv，
1)横向驱替提高采收率注CO2量，通过参考长岩心实验确定：
Figure BDA0001973082300000071
其中，Vh为储层条件下的CO2横向驱替注入体积，m3；f为CO2累计计注入孔隙体积倍数，无因次，通过长岩心实验确定；Vb为井组储层总体积，m3；
Figure BDA0001973082300000075
为孔隙度，无单位；Swi为原始含水饱和度，无单位；Bco2为CO2体积系数，无因次；
2)纵向控水注入地下CO2注气量用以下公式确定：
Figure BDA0001973082300000072
其中：Vv为储层条件下的CO2纵向控水注入体积，m3；a，b为处理半径，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距离；
Figure BDA0001973082300000073
为孔隙度，无单位；Bco2为CO2体积系数，无因次。
二氧化碳在垂向控水作用范围看作一个上为半椭圆柱体，下为立方体的复合体，其中a，b处理半径：
a-短轴，水平段距上部储层高度，m；
b-长轴，CO2横向作用半径，受井网井距大小决定。
通过公式m＝ρv确定需注入的CO2质量；
其中：m为质量，单位为t吨；ρ为密度，单位t/m3，可以通过相态实验测试结果或图版法确定；v为体积，单位m3。
CO2单井日注气量按照以下公式确定：
Figure BDA0001973082300000074
其中，Qinjco2为单井CO2注气量，m3/d；Qg为单井产气量，m3/d；krco2为CO2相对渗透率，无因次；krg为气体相对渗透率，无因次；Bg为储层条件下天然气(凝析气)体积系数，无因次；Bco2为储层条件下CO2体积系数，无因次；μg为储层条件下天然气(凝析气)黏度，mPa.s；μco2为储层条件下CO2体积系数，mPa.s；
krco2、krg通过相渗实验测量；Bg、Bco2、μg、μco2通过相态实验测定。
CO2单井日注气量，需满足条件：
①注入压力低于油套管最大承压；
②低于地层破裂压力；
③以设备最大注入能力注入；
④在油套环空内连续加注缓蚀剂，共同保护油管和套管。
(3)生产井开井生产，当注采井组中生产井水气比1.0时开始注气，从油套环空注入CO2，将CO2注入到水淹水平井气水界面处，并保持注采比1：1的工作制度生产；
(4)当生产井CO2含量达到10％时，生产井关井；
(5)计算生产井产气量及产水量，评价CO2驱替效果及控水效果。
所述井组内生产井开井生产，检测CO2含量，当生产井CO2含量超过10％时，关井，确定CO2驱替控水效果，同时检测邻井CO2含量，单井每天检测一次，了解注气气窜情况。
本发明的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，针对底水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。
按照本发明提供的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，以YKL凝析气藏为例，进行了现场实施。
A、注采井选区
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-4300m～-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。上、下气层的平均孔隙度分别为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，最高渗透率与最小渗透率比值不超过5；下气层储层较厚，约为20m。本实施例的气藏于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见水停喷可用于做注入井，周边相邻开采下气层的井分别为YK23井，YK7CH井，两口井均位于YK6H井东部高部位，见图1。
对比筛选条件，即，
①气藏为底水气藏；
②气藏埋深大于800m，气藏流体物性与超临界CO2存在较大差别；
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注采井组中生产井位于构造高部位或局部微构造高点；
⑧注采井组内各井均无严重套损、出沙和漏失现象。
优选出YKL凝析气藏下气层YK6H、YK23、YK7H井组开展一注二采研究。
B、CO2注采工艺设计
I、CO2注气量设计
①横向驱替提高采收率注CO2量，通过参考长岩心实验确定。
CO2累计注入孔隙体积倍数，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
Figure BDA0001973082300000091
Figure BDA0001973082300000101
表2CO2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
0.1 7.6 2.1
0.2 18.2 5.9
0.3 30.3 12.3
0.4 41.4 20.8
0.5 51.2 27.9
0.6 60.5 33.4
0.7 70.3 39.7
0.8 79.4 44.5
0.9 85.1 49.9
1 89.7 55.1
1.05 92.8 60.7
1.1 95.2 65.6
1.2 96.7 69.4
1.3 97.5 71.3
1.4 98.4 72.4
分析实验数据，当出口端CO2含量在10％时，CO2累积注入量为0.228PV。实验确定f为0.228。
井组为三角形井组，YK6H距离YK7CH 1690m，YK6H距YK23 1600m，YK7CH距YK23778m，考虑波及范围400m(井距的一半)，井组储层总体积：Vb＝75744000，m3；Swi＝0.4；
Figure BDA0001973082300000102
Bco2通过相态实验测定，取0.0021，
根据横向驱替提高采收率注CO2量公式：
Figure BDA0001973082300000103
得
Vh＝3.06亿方。
②纵向控水注入地下CO2注气量用以下公式确定：
Figure BDA0001973082300000111
其中，a，b分别为处理半径：a为水平段距上部储层高度，为3m；b为CO2横向作用半径，取井距1半，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。
计算得：Vv＝3.51亿方。
③累积注入CO2体积：
Vtotal＝Vh+Vv＝5.49亿方。
④累积注入CO2质量：
m＝ρv＝0.8352*8.15＝6.8亿吨。
其中：m为质量，单位为t吨；ρ为密度，单位t/m3；v为体积，单位m3；密度ρ根据相平衡实验确定，见图3。
II、CO2注气速度由下式确定：
Figure BDA0001973082300000112
其中，Qinjco2为单井CO2注气量，m3/d；Qg为单井产气量，m3/d；krco2为CO2相对渗透率，无因次；krg为气体相对渗透率，无因次；Bg为储层条件下天然气(凝析气)体积系数，无因次；Bco2为储层条件下CO2体积系数，无因次；μg为储层条件下天然气(凝析气)黏度，mPa.s；μco2为储层条件下CO2体积系数，mPa.s。
krco2、krg通过相渗实验测量，取为0.45；通过相态实验测定Bg＝0.0032，Bco2＝0.0021，μg＝0.0513，μco2＝0.0202。YK6H初期配产60万方/天。因此，YK6H日注气能力可达104.4万方/天。
III、从油套环空注入CO2，将CO2注入到水淹水平井气水界面处。
IV、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。
V、注采比设计
运用数值模拟方法分析合适的注采比，模型基本条件：生产井水气比1.0时，日注气量104.4万m3/d，对比注采比。分别考虑：
(1)注采比1:1；(2)注采比2:1；(3)注采比1:2。
从计算结果(图5)看，注采比1:1最优。注采比2:1时，由于注入量增加，导致早期突破，反而采收率降低；注采比1:2时，由于CO2注入量不足，波及范围有限，提高采收率效果降低。
VI、生产井产气量设计
根据注采关系，为了达到注采平衡，根据日注气量配算生产井产气量。
YK6H日注气能力可达232万方/天，按照CO2横向驱替气量，及纵向控水气量比例，则算生产井总产气量为：104.4*3.06/(3.06+3.51)＝48.6万方/天。
生产井YK23配产6.75万方/天，YK7H井配产31.5万方/天生产。
VII、注气时机
运用数值模拟方法分析合适的注采比，模型基本条件：日注气量104.4万m3/d，注采比1：1时，分别考虑：目前注气、2019年注气、生产井水气比1.0、水气比1.5、水气比2.0、水气比2.5五种不同时机注CO2。
从计算结果(图6、图7)看，注气时间太早，注入气过早突破；注气时间太晚，由于产水对生产井产量影响严重，后期注CO2生产井见效缓慢。数模计算结果表明：当生产井水气比1.0时间，累计产气量最高。
C、施工材料设备准备
I、新建CO2注气增压泵和储罐，所需CO2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、驱气后各单井CO2在天然气中不超过3％时，经原集气站流程处理，在后期CO2超过3％后，进入新建的计量分离及天然气净化装置进行处理，处理后满足二类气指标的天然气进集气干线外输。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，当生产井CO2含量超过天然气含量的10％时，关井，确定CO2驱替控水效果。
实施效果参见图10(图10为施工后的数值模拟计算)。
实施后，生产井YK23产气量从4.5万方/天增加到6.75万方/天，水气比从0.26方/万方降低到0.05方/万方；YK7H井产气量从9.2万方/天增加到31.5万方/天生产，水气比从0.24方/万方降低到0.12方/万方。增产效果明显，区块采收率从目前34.4％提高到43.6％。
通过以上实例验证了本发明方法的正确性与优越性，与常规方法相比，本发明的方法，施工简便、经济有效、安全环保，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。
至此，本领域技术人员应该认识到，虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (8)

1.一种水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)优选出适合开展包含注入CO2水平井及生产井的生产井组；
(2)确定优选出的注采井组中注CO2水平井的总注气量；
(3)生产井开井生产，从油套环空注入确定的CO2量，保持注采比1：1的工作制度生产；
(4)当生产井CO2含量达到天然气含量的10％时，生产井关井；
(5)计算生产井产气量及产水量，评价CO2驱替效果及控水效果；
其中，所述步骤(2)中，注CO2水平井的总注气量包括横向驱气注入量和纵向控水注入量，总注气量Vtotal＝Vh+Vv，
1)横向驱气注入CO2量，通过参考长岩心实验确定：
Figure FDA0003652977170000011
其中，Vh为储层条件下的CO2横向驱替注入体积，m3；f为CO2累计注入孔隙体积倍数，无因次，通过长岩心实验确定；Xb为井组储层总体积，m3；
Figure FDA0003652977170000012
孔隙度，无单位；Swi为原始含水饱和度，无单位；Bco2为CO2体积系数，无因次；
2)纵向控水注入CO2量用以下公式确定：
Figure FDA0003652977170000013
其中，Vv为储层条件下的CO2纵向控水注入体积，m3；a，b为处理半径，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距离；
Figure FDA0003652977170000014
为孔隙度，无单位；Bco2为CO2体积系数，无因次；
二氧化碳在垂向控水作用范围看作一个上为半椭圆柱体，下为立方体的复合体，其中a，b处理半径：
a为短轴，水平段距上部储层高度，m；
b为长轴，CO2横向作用半径。
2.根据权利要求1所述的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，所述步骤(1)中，包含注入CO2水平井及生产井的生产井组需同时满足以下条件：
①气藏为底水气藏；
②气藏埋深大于800m，气藏流体物性与超临界CO2存在较大差别；
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注采井组中生产井位于构造高部位或局部微构造高点；
⑧注采井组内各井均无严重套损、出沙和漏失现象。
3.根据权利要求1所述的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，所述步骤(3)中，注入的CO2量通过公式m＝ρv计算，
其中，m为质量，单位为t吨；ρ为密度，单位t/m3，通过相态实验测试结果或图版法确定；v为体积，单位m3。
4.根据权利要求3所述的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，所述步骤(3)中，CO2单井日注气量按照以下公式确定：
Figure FDA0003652977170000021
其中，Qinjco2为单井CO2注气量，m3/d；Qg为单井产气量，m3/d；krco2为CO2相对渗透率，无因次；krg为气体相对渗透率，无因次；Bg为储层条件下天然气或凝析气的体积系数，无因次；Bco2为储层条件下CO2体积系数，无因次；μg为储层条件下天然气或凝析气的黏度，mPa.s；μco2为储层条件下CO2体积系数，mPa.s；
krco2、krg通过相渗实验测量；Bg、Bco2、μg、μco2通过相态实验测定。
5.根据权利要求4所述的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，所述步骤3中，CO2单井日注气量，需满足条件：
①注入压力低于油套管最大承压；
②低于地层破裂压力；
③以设备最大注入能力注入；
④在油套环空内连续加注缓蚀剂，共同保护油管和套管。
6.根据权利要求1所述的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，所述的CO2横向作用半径受井网井距大小决定。
7.根据权利要求1所述的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，在所述步骤(3)中，当注采井组中生产井水气比1.0时开始注气。
8.根据权利要求7所述的水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法，其特征在于，所述井组内生产井开井生产，需要检测生产井CO2含量及邻井CO2含量，当生产井CO2含量超过10％时，关井，确定CO2驱替控水效果；邻井单井每天检测一次CO2含量，以了解注气气窜情况。
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