專利名稱：凝析氣井吞吐注氣解除近井反凝析液污染的方法
技術領域：
本發(fā)明涉及一種凝析氣藏開發(fā)中解除凝析油污染提高油氣采收率的凝析氣井吞吐注氣解除近井反凝析液污染的方法。
背景技術：
目前，凝析氣藏的開發(fā)方法大致有兩種衰竭式開發(fā)和保持壓力開發(fā)。
采用衰竭式開發(fā)的凝析氣井，在井底流壓低于露點壓力時，凝析氣中的重質成分首先反凝析在地層中，造成井筒附近地層氣相滲透率的降低；在氣藏開發(fā)的中后期，隨著地層壓力的下降，井筒附近凝析油的聚集越來越多，氣相滲透率降低到一定程度，甚至會造成凝析氣井的停產，大幅度降低了凝析氣藏的油氣采收率。
保持壓力開發(fā)的凝析氣井，存在兩個方面的問題。第一適用范圍有限，僅適用于氣藏儲量大(凝析氣儲量大于80×108m3)、凝析油含量高(低限為80～100g/m3)、儲層均質性好、含氣面積大且未被斷層切割的凝析氣藏。第二在低滲透凝析氣藏保持壓力開發(fā)時，即使在注采比大于1的情況下，在注入介質所增加的地層能量未波及到生產井之前，同樣會在井筒周圍形成一較大的壓降漏斗，導致凝析油在井筒附近聚集。
對上述兩種開發(fā)方式均存在井筒附近凝析油對地層堵塞作用的問題，柯克亞凝析氣田實際生產實踐表明，由于凝析油污染不同于壓井液等一般的污染物，它來源于地層遠處的不斷供給，對地層壓力較低、特低滲透儲層采用常規(guī)的酸化壓裂技術，均難以解除凝析油對地層的堵塞。

發(fā)明內容
本發(fā)明的目的是采用單井吞吐注氣解堵技術，解除井筒附近地層凝析油對儲層造成的污染，利用干氣對凝析油的反蒸發(fā)作用，降低井筒附近地層凝析油飽和度，從而提高氣相滲透率，達到恢復正常生產的目的。
就現有技術開發(fā)凝析氣藏而言，無論是衰竭式開發(fā)還是低滲透凝析氣藏保持壓力開發(fā)，凝析油在井筒附近地層的堵塞作用，是影響凝析氣藏采收率的主要因素之一。
單井吞吐注氣解堵采氣工藝技術對通過動態(tài)分析確定為已受反凝析液堵塞的凝析氣井，在關井清除井腔集液后，將生產井改造為注氣井，向井中注入經脫油、脫水及雜質處理后的天然氣，在注入氣量與模擬計算注入量達到一致后關井，觀察井口壓力變化情況，在接近注氣前關井壓力時，說明注入氣體已擴散到較遠的地層中，然后開井生產，簡單表示為設計-注氣-關井-生產四步驟。
凝析油反蒸發(fā)的實驗研究長巖心和PVT筒內分別進行衰竭后注氣實驗研究表明，凝析油地下反蒸發(fā)的現象明顯存在，注入干氣不僅能蒸發(fā)凝析油中的中間烴類，而且也能有效蒸發(fā)C20+以上的重烴；在相同注氣量時，長巖心衰竭后注氣的凝析油總采收率要比PVT筒衰竭后加氣的采收率高，這說明多孔介質可能有利于凝析油的反蒸發(fā)。
單井吞吐注氣解堵數值模擬研究柯克亞凝析氣田屬因反凝析液堵塞造成產能喪失的氣井目前有K416、354、233、51、102、401、4103，根據氣藏流體性質、滲流物理特征以及井地質情況和儲層參數特點，建立了一維徑向六組分單井模型。方案設計凝析氣井從原始地層壓力開始衰竭生產，在地層壓力降至接近最大反凝析壓力時開始注氣(原始露點壓力為39.4MPa，最大反凝析壓力為17.2MPa)，日注氣量為10×104m3，井底最高注氣壓力為32MPa，分0、10、20、40、80、150、200、300×104m3，8個不同累計注氣量方案。在模擬凝析氣井整個生產過程中，記錄不同開采階段不同累計注氣量情況下井底反凝析飽和度的變化規(guī)律。研究表明，對中等凝析油含量以上(大于250g/m3)的凝析氣藏，在衰竭開采階段，在地層壓力降至凝析氣最大反凝析壓力時，其最大堵塞半徑為10～20m。在開始注氣過程中，地層反凝液飽和度聚集帶離開井的距離較快，速度為0.1m/104m3；最大反凝液飽和度在注氣20×104m3內變化較小，基本保持在最大反凝析飽和度(18％)附近；在注氣20-80×104m3期間，凝析油飽和度最大值下降最快，由19％下降到12％；注氣200～300×104m3，最大凝析油飽和度與地層遠處凝析油飽和度基本接近，推出距離趨于穩(wěn)定。
與背景技術相比，本發(fā)明的新穎點為該技術不同一般的解堵技術在于污染物不同，該技術主要污染物為凝析油，一般的酸化壓裂等工藝技術主要污染物為壓井液、射孔液、水泥漿中的固體顆粒；作為一種開發(fā)方法，該技術與保持壓力開發(fā)的凝析氣田作用原理不同，主要是應用干氣對凝析油的反蒸發(fā)作用的原理；保持壓力開發(fā)主要是應用在壓力穩(wěn)定的情況下，可防止凝析油進一步反凝析的原理。
發(fā)明特征及效果方面，與背景技術相比，本發(fā)明的新穎點為1、工藝條件，主要是簡單在生產井采氣樹上接一根注氣管線，另外要求油田具備用于注氣的壓縮機，壓縮機出口壓力在20MPa以上；現有技術保持壓力開采需建立一套復雜的注氣或注水站。2、適用條件，可適用凝析氣藏衰竭式開發(fā)的中后期及低滲透保壓開發(fā)的凝析氣藏；現有技術保持壓力開采主要適用于凝析氣藏開發(fā)的前期，且對儲層連通性要求較高。3、經濟效益，一般井一次只需注入100～300萬方天然氣，即可恢復正常生產，在一個月內可收回投資；現有技術保持壓力開采投入較大，且需要5-10年的投資回收期；


圖1不同干氣注入量的情況下，近井地帶凝析油飽和度變化的情況。其中Qi表示注入量具體實施方式
2002年8月～10月，對柯克亞凝析氣田西四二～西五一、西四一兩個凝析氣藏進行單井吞吐注氣解堵實驗。該氣田各氣藏原始凝析油含量為350～580g/m3，地層壓力37～39MP，儲層具有低滲(10～30md)、低孔(0.08～0.13)、非均質性強的特點。在該技術實施前，氣藏單井地層壓力降至20MPa左右，部分氣井因反凝析液堵塞已陸續(xù)停產，氣井實際廢棄壓力較方案確定的12MPa提高到18～20MPa，嚴重影響了氣藏的整體采收率。為解決這一不利狀況，對實施衰竭開發(fā)的凝析氣井K416、K354及采用注氣保壓開發(fā)的凝析氣井K233進行了單井吞吐解堵技術現場實驗。三口井注氣前均已停產，在實施該項技術后，三口井均恢復了自噴能力，且采氣指數較停噴前提高了3～4倍。目前仍處于穩(wěn)定的生產狀態(tài)。
權利要求
1.一種凝析氣井吞吐注氣解除近井反凝析液污染的方法，其特征在于對通過動態(tài)分析確定為已受反凝析液堵塞的凝析氣井，在關井清除井腔集液后，將生產井改造為注氣井，向井中注入經脫油、脫水及雜質處理后的天然氣，在注入氣量與模擬計算注入量達到一致后關井，觀察井口壓力變化情況，在接近注氣前關井壓力時，說明注入氣體已擴散到較遠的地層中，然后開井生產。
2.根據權利要求1所述的凝析氣井吞吐注氣解除近井反凝析液污染的方法，其特征在于注氣量為200～300×104m3。
3.根據權利要求1所述的凝析氣井吞吐注氣解除近井反凝析液污染的方法，其特征在于井底最高注氣壓力為32MPa。
全文摘要
本發(fā)明涉及一種凝析氣藏開發(fā)中解除凝析油污染提高油氣采收率的凝析氣井吞吐注氣解除近井反凝析液污染的方法，對通過動態(tài)分析確定為已受反凝析液堵塞的凝析氣井，在關井清除井腔集液后，將生產井改造為注氣井，向井中注入經脫油、脫水及雜質處理后的天然氣，在注入氣量與模擬計算注入量達到一致后關井，觀察井口壓力變化情況，在接近注氣前關井壓力時，說明注入氣體已擴散到較遠的地層中，然后開井生產，注氣量為200～300×10
文檔編號E21B43/295GK1757877SQ20041008112
公開日2006年4月12日 申請日期2004年10月10日 優(yōu)先權日2004年10月10日
發(fā)明者王新裕, 鹿克鋒, 鄧興梁, 朱繞云, 趙志功 申請人:中國石油天然氣股份有限公司