一种注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法

摘要

本发明涉及气藏开发和地热能开发领域，针对高温气藏有效生产周期短、废弃后气田井网和地面管输设施浪费严重等开发现状，提出注CO2开采废弃高温气藏地热的一种工艺方法。该方法通过改变不同阶段注采井工作制度，可快速实现高温废弃气藏储层压力的恢复以及地热能的高效开采。地热开采过程中，该方法可实现以下作用：①注入前期，利用CO2与天然气的重力分异作用，提高气藏最终采收率；②气藏压力恢复后，可形成高纯度CO2气藏，实现超临界CO2的循环注采从而开发地热能；③地热开发后期，气藏不再具有地热开采价值时，可将大部分CO2埋存于气藏储层中，以备后用。该方法对提高气藏采收率、气藏后期二次开发、油气藏产能转变和温室气体埋存等具有重要意义。

权利要求

1.一种注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：其具体地工艺步骤为：

(1)高温气藏进行降压开采，至储层降低至衰竭压力时关闭生产井；

(2)根据气藏现场布井方式，合理转变生产井工作制度，将部分生产井采用一定的技术转变为注入井，并将注入井上部射孔井段封闭，仅保留下部射孔井段注入CO2；剩余生产井继续作为天然气生产井，但将生产井下部射孔井段封闭，仅保留上部射孔井段生产天然气；

同时打开生产井和注入井，向高温废弃气藏中注入CO2，并开采天然气，尽可能提高气藏采收率；

(3)生产井产出气体中CO2浓度超过某一标准后，关闭生产井，注入井继续注入CO2，将气藏压力提高至原始水平，建立地热能储藏；

(4)转变注入井和生产井工作制度，封闭注入井下部射孔井段，采用上部射孔井段生产，封闭生产井上部射孔井段，采用下部射孔井段注入；进行循环注采CO2，将开采出来的高温高纯度CO2进行热量利用，冷却的高纯度CO2通过注入井回注，建立高温高压CO2气藏，进行循环注采CO2，开采地热；

(5)储层不再具有地热开采价值时，关闭注入井和生产井，进行CO2的永久性封存。

2.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(1)所述高温气藏温度应高于100℃。

3.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(1)所述气藏达到衰竭压力时，天然气采收率应达到80％以上。

4.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(1)、(2)在于获取一个尽可能高的气藏采收率，从而使得更多的CO2可以注入气藏，建立一个纯度更高的高温CO2气藏，即高温地热能储藏。

5.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(2)施工时，需采用较高的注采比，不仅可以较高的提高气藏采收率，还可以同时缩短提高气藏采收率和纯注入埋存的时间，进而缩短工程的期限，从而较快进行地热开采。

6.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(3)在于使得储层压力恢复至气藏原始水平，且气藏中CO2纯度将进一步提高，从而降低CH4浓度，充分利用CO2采热优势。

7.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(3)中，以生产井产出气中CO2摩尔分数10％为界定标准。

8.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(3)中，当产出气中CO2摩尔分数超过10％时，采取不同的措施对产出气进行处理，包括：当产出气中CO2摩尔分数达到10-40％时，进行燃气发电，燃烧尾气直接回注气藏；当产出气中CO2摩尔分数达到40-90％时，对产出气中CO2进行捕集分离，分离得到的CO2直接回注，分离得到的天然气进入天然气管网；当产出气中CO2摩尔分数大于90％时，直接回注气藏；关闭生产井。

9.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(4)中基于所建立的高纯度CO2气藏，使CO2维持在超临界状态，从而利用超临界CO2开采地热能，并将利用完后冷却的CO2气体回注到气藏进行加热。

10.如权利要求1所述的注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，其特征在于：步骤(3)(4)转换标准需要界定，以储层气体中CO2摩尔分数90％为界定标准；当储层气体中CO2摩尔分数小于90％时，为纯气藏压力恢复阶段；当储层气体中CO2摩尔分数大于90％时，为循环注采CO2开采地热阶段。

说明书

一种注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法

技术领域

[0001] 本发明涉及石油天然气勘探与开发领域，具体的涉及一种利用超临界CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法。

背景技术

[0002] 地热是一种具有广泛发展前景的清洁可再生能源，与其他能源(如太阳能、风能、潮汐和生物质能)相比，具有能源强度大、分布广、受自然环境影响小及维护成本低等特点。中国地处环太平洋地热带和地中海-喜马拉雅地热带范围，地热资源丰富。面对日益严重的能源危机和节能减排压力，大力发展地热技术，有望替代大量常规化石燃料。

[0003] 将超临界CO2作为携热介质是近年来提出的一种新的地热开发技术。与水相比，利用超临界CO2开采地热主要具有以下优势：①储层条件下，超临界CO2密度大、粘度低、热容高，具有较高的热交换效率和携热能力，易于注入和在岩层中渗流，特别适用于深部、低渗储层地热资源的开发；②超临界CO2在注采井筒间的温差可以引起更强烈的热虹吸现象，有利于降低地面热泵功率；③超临界CO2是非极性溶剂，对地层矿物溶解度小，在无地层水情况下，可以避免注采井筒及地面管汇中的结垢问题；④可以结合地质埋存技术，将大部分CO2埋存地下，地热开采所获得的收益可以用于补偿CO2埋存费用。

[0004] 干热岩是最具前景的地热资源，前期的研究主要集中在注CO2开采干热岩地热，对于同样具有应用潜力的深部盐水层、油气田地热、地压型地热等沉积岩地热还未引起足够重视，虽然大部分属于中低温地热，但资源储量丰富、认识程度较高、换热面积较大、地质条件安全，应是近期注CO2开采地热和地质埋存的首选。数值模拟结果表明，在相同温度压力、地层流体与注入流体一致的情况下，超临界CO2在干热岩(压裂裂缝)中的质量流量可以达到H2O的3.7-4.7倍，采热速率达到H2O的1.4-1.7倍；而超临界CO2在沉积岩地热储层(具有天然孔隙)中的采热速率可以达到H2O的2.7倍，是在干热岩中采热速率的1.8倍，这主要得益于沉积岩较大的孔隙内表面积，更有利于超临界CO2与储层岩石的热交换。但是，盐水层、地压型地热和水驱油藏等沉积岩地热储层孔隙中往往充满地层水，地热开采初期必须经过一段或较长时间的产水过程，超临界CO2才能成为主要工作流体，且CO2与岩石、地层水的长期相互作用也会对储层物性造成损伤，这些都限制了超临界CO2携热优势的发挥。

[0005] 而天然气藏孔隙中初始流体主要为甲烷气，且某些高温气藏蕴藏着丰富的地热资源 (如表1所示)，若针对这些高温气藏，采用超临界CO2作为携热介质开采地热，则可保证地下流体主要为气相，避免地热开发初期的产水过程，有利于超临界CO2携热优势的发挥。因此，本发明结合注CO2提高气藏采收率和地质埋存技术，提出一种基于超临界 CO2作为携热介质的开采废弃高温气藏地热的工艺方法。

[0006] 表1部分高温气藏地质特征与地热资源潜力

[0007]

发明内容

[0008] 本发明的技术方案为：一种注CO2开采废弃高温气藏地热的工艺方法，具体步骤如下：

[0009] (1)高温气藏进行降压开采，至储层降低至衰竭压力时关闭生产井；

[0010] (2)根据气藏现场布井方式，合理转变生产井工作制度：首先，将部分生产井转变为注入井，并将上部射孔井段封闭，仅保留下部射孔井段用于CO2注入；其次，将剩余或部分生产井下部射孔井段封闭，仅保留上部射孔井段用于天然气生产；最后，同时打开生产井和注入井，通过注入井向高温废弃气藏中注入CO2驱替天然气，提高气藏采收率；

[0011] (3)当生产井产出气体中CO2浓度达到某一标准后，直接关闭生产井，或随着产气中CO2浓度升高，采取措施对天然气进行综合利用后再关井，注入井继续注入CO2，将气藏压力提高至原始水平，建立高纯度CO2气藏地热储层；

[0012] (4)转变注入井和生产井工作制度：首先，将原注入井作为生产井，将原生产井作为注入井，同时封闭原注入井下部射孔井段，采用上部射孔井段生产，封闭原生产井上部射孔井段，采用下部射孔井段注入；进行超临界CO2的循环注采，将开采出来的高温高纯度CO2进行热量利用后，再通过注入井回注；

[0013] (5)当高温气藏不再具有地热开采价值或达到设计工程年限时，关闭注入井和生产井，进行CO2的永久性封存。

[0014] 其中，步骤(1)、(2)的主要目的是，获取一个尽可能高的气藏采收率，从而使得有更多的CO2可以注入气藏，建立一个高纯度高温CO2气藏地热储层。

[0015] 步骤(2)施工时，采用较高的注采比，可以保证在获得较好的提高气藏采收率(EGR) 效果的同事，还可以缩短建立高纯度高温CO2气藏的工程期限，从而较快开始地热开采。

[0016] 步骤(3)的主要目的是，使气藏压力上升并恢复至原始水平，同时进一步提高气藏中CO2纯度，以充分发挥超临界CO2的采热优势。

[0017] 步骤(3)中，将生产井产出气中CO2含量达到10mol％作为关井标准，此时注CO2提高气藏采收率阶段的经济收益一般较佳。

[0018] 步骤(3)中，可采取的产出天然气综合利用措施包括：当产出气中CO2含量达到 10-40mol％时，采用燃气发电，燃烧尾气直接回注气藏；当产出气中CO2含量达到40-90 mol％时，对产出气中CO2进行捕集分离，分离得到的CO2直接回注，剩余的天然气另作他用；
当产出气中CO2含量大于90mol％时，可直接回注气藏；最后关闭生产井。

[0019] 步骤(4)的主要目的是，基于所建立的高纯度CO2气藏，可将地下高温CO2气体开采出来进行地热利用，并将利用完后冷却的CO2气体回注到气藏进行加热。由于气藏具有已证实的密封性能，CO2在高温气藏循环注采过程中可以维持在原始压力，而不会发生泄漏。这不同于常规的注CO2开采干热岩地热系统，注CO2开采干热岩地热时，需要不断的补偿注入CO2来弥补CO2向围岩中的渗漏。

[0020] 步骤(3)、(4)中，当高纯度CO2气藏开始循环开采地热时，气藏中CO2纯度至少应达到90mol％以上。

[0021] 步骤(5)的主要目的是，当地热开采结束后，关闭所有注采井，实现CO2的永久性封存。CO2在气藏中的埋存量在步骤(3)中已经达到最大，因此，在步骤(4)、(5) 中不会有更多的CO2埋存在气藏中。

[0022] 本发明的有益效果为：①采用超临界CO2开采高温废弃气藏地热，可实现携热介质在地热储层中的单相渗流，避免采用水作为携热介质时的气水同产过程，充分发挥超临界CO2的携热优势，有利于地面换热及利用工艺的实施；②高温废弃气藏具有天然的孔隙结构，无须压裂(或开采天然气时已压裂)，渗透性高，换热面积大，有利于超临界 CO2与地热储层间的热交换；③采用注CO2提高气藏采收率以及注CO2恢复气藏压力，不仅可以获得额外的天然气产出，还可以快速建立高纯度的CO2高温气藏，以方便后续注 CO2循环开采地热的进行；④气藏具有自我证实的密封性地质条件，地热开发结束后关井，可实现CO2的永久封存，也可作为一种CO2气体资源，以备后用；⑤高温废弃气藏建有相对完善的生产井网，地热开采期间可以充分利用现有井网，节省大量前期基础建设投资；⑥气藏储层认识程度高，地质资料丰富，可进行可靠的地热储量以及地热开发效果评价，有利于降低地热资源的开发和维护成本。

附图说明

[0023] 图1 注CO2开采废弃高温气藏地热工艺流程示意图。

[0024] 其中，1、气井A，2、气井A上部射孔井段，3气井A下部射孔井段，4、气藏水气界面，5、气井A下部封隔器，6、气藏盖层，7、气井B，8、气井B上部射孔井段， 9、气井B下部射孔井段，10、气井B下部封隔器，11、气藏下部储层。

[0025] 图2 不同注采方案下EGR、CO2纯度和CO2埋存量。

[0026] 图3 不同注采方案下CO2纯度和CO2埋存量关系图。

[0027] 图4 不同注采方案下CO2EGR和纯注入时间(压力恢复时间)。

[0028] 图5 不同注采方案下综合指数。

[0029] 图6 CH4含量对超临界CO2采热速率的影响。

[0030] 图7 储层压力对采超临界CO2热速率的影响。

[0031] 图8 储层温度对采超临界CO2热速率的影响。

[0032] 图9 储层含水饱和度对超临界CO2采热速率的影响。

具体实施方式

[0033] 下面结合附图对本发明进行详细的描述。

[0034] 一种注CO2开采高温废弃气藏地热的工艺方法，具体步骤如下：

[0035] (1)如图1a所示，选取无边底水或边底水较弱、温度高于90℃具有地热开采潜力的高温气藏；按照气田开发标准设计井网进行天然气开采；以相邻两口井为例，钻取直井A1和直井B7，并贯穿整个气藏储层，分别将井段2、3和8、9全部射孔打开，进行全井段天然气开采；直至天然气采收率达到80％，储层降低至衰竭压力。

[0036] (2)如图1b所示，改变井B7的工作制度，将井B7改为CO2注入井。首先将井B7上部射孔井段8封闭，仅保留下部射孔井段9用于CO2注入；其次，将井A1下部射孔井段3 封闭，仅保留上部射孔井段2用于天然气生产；最后，同时打开注入井B7和生产井A1，通过注入井B7向高温废弃气藏中注入CO2驱替天然气，提高气藏采收率。在气藏条件下， CO2的密度和粘度明显高于甲烷，因此井B7注入的CO2首先在气藏底部聚集，并沿着气藏底部向井A1运移和驱替甲烷，位于气藏底部的地层水4有利于减弱注入CO2与残余甲烷的混合，促进形成稳定的驱替剖面，从而获得较高的提高采收率幅度，使最终采收率达到90％以上。

[0037] (3)如图1c所示，当井A1产出气中CO2含量达到10mol％时，关闭井A1。或不关闭井A1，继续开采天然气，当产出气中CO2含量达到10-40mol％时，利用产出气进行燃气发电，燃烧尾气直接回注气藏；当产出气中CO2含量达到40-90mol％时，对产出气中CO2进行捕集分离，分离得到的CO2直接回注，剩余的天然气另作他用；当产出气中CO2含量大于90mol％时，可直接回注气藏；最后关闭生产井。

[0038] (4)步骤(3)运行的同时，增加井B7中CO2注入速率，从而快速提高高温废弃气藏储层压力，直至气藏中CO2纯度达到90％以上，气藏压力恢复至原始水平左右，CO2达到超临界状态。

[0039] (5)如图1d所示，转变注入井和生产井工作制度，将井A1改为注入井进行CO2注入，将井B7改为生产井进行CO2生产。首先，将井A1上部射孔井段2封闭，打开下部射孔井段3；其次，将井B7下部射孔井段9封闭，打开上部射孔井段8；最后，同时打开注入井A1和生产井B7，进行超临界CO2循环开采，将井B7开采出来的高温高纯度CO2进行热量利用后，再通过井A1回注至气藏储层中。

[0040] (6)关闭井A1和井B7，并对井A1和井B7进行永久性封井，将气藏中循环流动的 CO2永久封存在储层中。

[0041] 为在较短的时间内，实现废弃高温气藏向含高纯度CO2地热储层的转变，需研究不同注采制度、注采速度等条件下，注CO2提高天然气采收率和气藏压力恢复过程对建立高纯度CO2地热储层品质的影响，进而确定最佳注采方案。因此，假设一高温废弃气藏，采用五点井网开发，选取五点井网的1/4区域，对角设置一口注入井和一口生产井，进行高纯度CO2气藏建立过程的数值模拟评价。地质模型基本参数如下：长1000m，宽1000m，厚度50m，埋深3000m，倾角0度，原始温度150℃，原始压力30MPa，废弃压力6MPa (采收率已为80％)，水平方向渗透率10md，垂向渗透率5md，孔隙度0.15，初始流体组分为100％CH4。考虑不同EGR和气藏压力恢复流程、以及不同注采速度，设置模拟方案和模拟结果分别如表2～表5和图2～图5所示。

[0042] 根据物质平衡原理，提高采收率幅度越大，最后气藏恢复原始水平后，气藏中的CO2纯度相应越高，CO2埋存量亦相应越大，三者具有较好的相关性。由图2和图3可知，先进行EGR再恢复气藏压力以及同时EGR和恢复气藏压力的方案(即Case 1和Case 3)效果要明显好于先恢复气藏压力后EGR方案(即Case 2)，前者提高采收率幅度在10％左右，尤其是先EGR再恢复气藏压力方案(Case 1)，提高采收率幅度在10～12％，而后者提高采收率幅度仅为0.8～1.5％，说明先恢复气藏压力方案(Case 2)，将导致CO2和甲烷混合严重，不利于提高采收率。

[0043] 为了快速实现地热开采，需缩短EGR和恢复气藏压力时间，即缩短建立高纯度高温 CO2气藏的工程期限。如图4所示，先恢复气藏压力方案(Case 2)的工程期限较短，在 1860-1980天(5.1-5.4年)，其次是同时EGR和恢复气藏压力方案(Case 3)，工程期限在 2310-
3930天(6.3-10.8年)，工程期限最长的是先EGR再恢复气藏压力方案(Case 1)，在2670-
4470天(7.3-12.2年)。从分别用于EGR和恢复气藏压力的时间来看，各方案用于恢复气藏压力的时间差别不大，主要在1680-1830天(4.6-5年)，造成工程期限差别较大的原因，主要在于EGR过程的时间不同，而EGR时间主要与注采速度有关，注采速度越小，EGR时间越长，反之越短。

[0044] 如图5所示，定义提高采收率幅度(％)/工程期限(年)，即年平均提高采收率幅度 (％/a)作为评价各方案优劣的综合指标。通过对比得到，Case1-F3和Case3-F3方案的综合指数最高且相同，均为1.48，但考虑到工程期限，选择Case3-F3，即选择同时EGR和恢复气藏压力方案，注采比为2：1，总工程期限为2310天(6.3年)，其中EGR 630天(1.7 年)，纯注入埋存1680天(4.6年)。故采用较高的注采比，不仅可以获得较高的EGR，还可以缩短建立高纯度高温CO2气藏的工程期限。

[0045] 为了评价高纯度高温CO2气藏品质对注CO2开采地热效果的影响，分别对气藏中CO2纯度、温度、压力以及含水饱和度等敏感性因素进行了的分析，如图6～图9所示。超临界CO2的采热速率随着储层压力和温度升高而增加，但随着气体中CH4含量和储层含水饱和度增加而降低。因此，在利用超临界CO2开采高温废弃气藏地热时，应当将气藏压力恢复至较高水平，且尽量提高气藏中CO2的纯度，应尽量选择储层温度高、但含水饱和度较低的高温废弃气藏。

[0046] 以上是本发明的一个具体实施方式，本发明具体实施方式不能仅限于此，对于本领域内的技术人员来说，在未脱离本发明思路的前提下，还可做出其他类似的改变，而这都应视为本发明技术方案的保护范围。

[0047] 表2高纯度高温CO2气藏建立模拟方案

[0048]

[0049] 表3方案1模拟结果统计

[0050]

[0051] 表4方案2模拟结果统计

[0052]

[0053] 表5方案3模拟结果统计

[0054]

[0055]