CN105805969A - 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 - Google Patents
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Abstract
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。
Description
技术领域
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
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。
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。
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。
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。
表1部分高温气藏地质特征与地热资源潜力
发明内容
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:
(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: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;
(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;
(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;
(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。
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。
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。
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。
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。
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40-90mol%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。
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。
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。
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。
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
图1注CO2开采废弃高温气藏地热工艺流程示意图。
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。
图2不同注采方案下EGR、CO2纯度和CO2埋存量。
图3不同注采方案下CO2纯度和CO2埋存量关系图。
图4不同注采方案下CO2EGR和纯注入时间(压力恢复时间)。
图5不同注采方案下综合指数。
图6CH4含量对超临界CO2采热速率的影响。
图7储层压力对采超临界CO2热速率的影响。
图8储层温度对采超临界CO2热速率的影响。
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
下面结合附图对本发明进行详细的描述。
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:
(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。
(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。
(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。
(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。
(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。
(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。
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。
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Case1和Case3)效果要明显好于先恢复气藏压力后EGR方案(即Case2),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(Case1),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(Case2),将导致CO2和甲烷混合严重,不利于提高采收率。
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(Case2)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(Case3),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(Case1),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。
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EGR630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。
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。
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。
表2高纯度高温CO2气藏建立模拟方案
表3方案1模拟结果统计
表4方案2模拟结果统计
表5方案3模拟结果统计
Claims (10)
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,封闭注入井上部射孔井段,采用下部射孔井段注入,封闭生产井下部射孔井段,采用上部射孔井段生产;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通过注入井回注对建立的高温高压CO2气藏(地热能储藏),进行循环注采CO2,开采地热;
(5)储层不再不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(EGR),还可以同时缩短EGR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浓度(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含量超过10%时,也可以采取不同的措施对产出气进行处理,包括进行燃气发电(产出气中CO2含量在10-40%,燃烧尾气可以回注气藏)、CO2分离回注(CO2含量在40-90%,分离出的天然气进入管网)、以及直接回注(CO2含量大于90%)。
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,可使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浓度(摩尔分数)90%为界定标准。当储层气体中CO2浓度(摩尔分数)小于90%时,为纯气藏压力恢复阶段;当气体中CO2浓度(摩尔分数)大于90%时,为循环注采CO2开采地热阶段。
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