本發(fā)明涉及一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法及裝置，屬于凝析氣田開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

凝析氣藏是一種特殊類型氣藏，它的特殊之處在于氣藏中聚集的碳氫化合物在原始地層溫度、壓力條件下以氣態(tài)存在，當壓力降到露點壓力以下時，氣態(tài)混合物中會出現(xiàn)凝析油。凝析油質(zhì)輕而純凈，呈無色透明狀或淡黃透明狀，采出后甚至不需加工煉制就可以直接利用，有極高的工業(yè)價值。所以，凝析氣是一種很寶貴的資源，實現(xiàn)更高的凝析油采收率是凝析氣藏開發(fā)的關(guān)鍵點。

俄羅斯、美國和加拿大等國凝析氣儲量比較豐富，并且具有豐富的開發(fā)經(jīng)驗。早在20世紀30年代，美國已經(jīng)開始回注干氣保持壓力開采凝析氣藏，80年代又發(fā)展了注氮氣技術(shù)。前蘇聯(lián)主要采用衰竭式開發(fā)方式，采用各種屏障注水方式開發(fā)凝析氣頂油藏。凝析氣藏在我國的四川、大港、華北、塔里木等地相繼發(fā)現(xiàn)，并已投入大規(guī)模開發(fā)?？傮w來看，凝析氣藏采用天然能量以衰竭式開采的較多，僅少數(shù)凝析氣藏保持壓力開采。對具有一定儲量規(guī)模、凝析油含量高的凝析氣藏和帶油環(huán)凝析氣藏則多采用保持壓力開采，典型是我國塔里木盆地的牙哈凝析氣田，取得了超方案設(shè)計的開發(fā)效果。注氣保持壓力開發(fā)是提高凝析油采收率的有效方法，一方面注氣保持地層壓力抑制凝析油析出，減少在地層中的損失，另一方面注入氣可以反蒸發(fā)凝析油，達到提高凝析油采收率的目的。

對于部分儲量規(guī)模較小、儲層預測困難的碳酸鹽巖凝析氣藏，由于采氣井比較分散、規(guī)模較小不能專門鋪設(shè)注采管線，新鉆注氣井一方面費用較高，采出天然氣放空或燃燒處理，不能更好的利用，另一方面由于縫洞單元較小而無法設(shè)計注氣井位，難以采用整裝凝析氣藏的注氣開發(fā)方式，此類凝析氣藏更是采用衰竭開采，凝析油采收率較低。比如塔里木盆地塔中地區(qū)部分凝析氣藏大部分采用衰竭開采，產(chǎn)能遞減較快，天然氣及凝析油采收率均較低。

現(xiàn)有技術(shù)中，多是單井注氣吞吐，在同一個射孔層位實施，其目的是近井附近解堵，或者稠油油藏中單井注蒸汽吞吐，以提高稠油采收率，采收率低，且不能連續(xù)作業(yè)。

因此，急需一種針對碳酸鹽巖等儲層規(guī)模較小且凝析油含量較高的凝析氣藏提高凝析油采收率的開采技術(shù)。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明的目的在于提供一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法及裝置，該方法在同一口井中實現(xiàn)了凝析油氣藏的注采一體化，能夠循環(huán)作業(yè)，有效提高凝析油氣藏的采收效率。

為達到上述技術(shù)目的，本發(fā)明提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的裝置，該裝置包括單井注采管柱、三相分離器和壓縮機；所述單井注采管柱包括油管(油管的具體尺寸滿足實際氣藏相應(yīng)的地層條件即可，可以使用27/8，31/2油管)、套管和封隔器；所述三相分離器上設(shè)有第一進氣口、第一排氣口、水出口和油出口；所述壓縮機上設(shè)有第二進氣口和第二排氣口；

所述油管與三相分離器上的第一進氣口連接；

所述三相分離器上的第一排氣口與壓縮機上的第二進氣口連接；

所述套管與所述壓縮機上的第二排氣口連接。

在上述裝置中，優(yōu)選地，所述油管置于所述套管內(nèi)，所述封隔器位于所述油管與所述套管形成的環(huán)形空間內(nèi)，對注氣井段和生產(chǎn)井段進行分隔。

在上述裝置中，所述封隔器滿足密封要求，能夠避免管柱內(nèi)流體竄流。

在上述裝置中，優(yōu)選地，所述壓縮機為離心壓縮機(離心壓縮機結(jié)構(gòu)緊湊，易于安裝運輸)。

在上述裝置中，所述油管、套管滿足注氣鋼級要求，即滿足以下標準：①標準號：SY/T 6857.1-2012，石油天然氣工業(yè)特殊環(huán)境用油井管第1部分：含H₂S油氣田環(huán)境下碳鋼和低合金鋼油管和套管選用推薦做法；②標準號：SY/T 6194-2003，石油天然氣工業(yè)油氣井套管和油管用鋼管；③標準號：SY/T 6268-2008，套管和油管選用推薦作法；④標準號：Spec 5CT:2011/ISO 11960，套管和油管規(guī)范；⑤標準號：GB/T19830-2005，石油天然氣工業(yè)油氣井套管或油管用鋼管；如果地層流體中含有酸性氣體，管柱結(jié)構(gòu)、地層管線及處理設(shè)施按照行業(yè)標準(標準號：SY/T 6855-2012，含 H₂S/CO₂天然氣田集輸管網(wǎng)用雙金屬復合管；標準號：SY/T 0605-2008，凝液氣田地面工程設(shè)計規(guī)范)進行設(shè)計。

上述裝置中，三相分離器的結(jié)構(gòu)如圖5所示，工作時凝析油氣(氣液混合流體)進入分離器進行基本相分離，氣體進入氣體通道并經(jīng)過整流器和重力沉降，分離出液滴；液體進入液體空間分離出氣泡后油向上流動、水向下流動得以分離，氣體在離開分離器之前經(jīng)霧沫捕集器除去小液滴后從第一排氣口流出，油從頂部經(jīng)過溢流隔板進入油槽并從油出口流出，水經(jīng)溢流隔板進入水槽并從水出口流出。經(jīng)三相分離器分離后的氣體在流過離心壓縮機的葉輪時，高速運轉(zhuǎn)的葉輪使氣體在離心力的作用下，一方面壓力有所提高，另一方面速度也極大增加，即離心壓縮機通過葉輪首先將原動機的機械能轉(zhuǎn)變?yōu)闅怏w的靜壓能和動能，此后，氣體在流經(jīng)擴壓器的通道時，流道截面逐漸增大，前面的氣體分子流速降低，后面的氣體分子不斷涌流向前，使氣體的絕大部分動能又轉(zhuǎn)變?yōu)殪o壓能，也就是進一步起到增壓的作用，顯然，葉輪對氣體做功是氣體得以升高壓力的根本原因，而葉輪在單位時間內(nèi)對單位質(zhì)量氣體做功的多少是與葉輪外緣的圓周速度密切相關(guān)的，圓周速度越大，葉輪對氣體所作的功就越大。

本發(fā)明還提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法，其包括以下步驟：

步驟一：設(shè)計注氣井段和生產(chǎn)井段的位置，所述生產(chǎn)井段位于儲層的低部位，所述注氣井段位于儲層的頂部(現(xiàn)有技術(shù)中，多是單井注氣吞吐，在同一個射孔層位實施，其目的是近井附近解堵，采用本發(fā)明提供的技術(shù)方案將注氣井段部署于儲層的頂部，能夠有效利用回注天然氣密度低的特點，形成頂部驅(qū)替，到達提高采收率的目的)；

設(shè)計好注氣井段和生產(chǎn)井段后，通過產(chǎn)能測試可以確定合理的壓差和產(chǎn)量，產(chǎn)能的確定有系統(tǒng)的方法，可以通過修正等時試井做出產(chǎn)能曲線，選擇其中的直線段，確定產(chǎn)量，避免氣井進入紊流段，增加額外壓差；

步驟二：使用油管在生產(chǎn)井段進行采氣，采出的凝析氣進入三相分離器進行分離，分別得到地層水、凝析油和天然氣；

步驟三：將上述得到的天然氣輸入壓縮機進行增壓后，通過套管由注氣井段回注至儲層，實現(xiàn)凝析油氣藏的單井循環(huán)注采作業(yè)。

在步驟二中，對凝析氣進行三相分離時，可以根據(jù)地層壓力溫度、凝析油含量、流體組成、以及對回收組分的要求，對相應(yīng)的分離工藝參數(shù)進行設(shè)置(如牙哈凝析氣 田地層壓力較高，為50MPa；進行三相分離時采用的是高壓注醇、J-T閥節(jié)流制冷技術(shù)，制冷溫度為-33℃，實現(xiàn)了對氣體的淺冷處理)；所述步驟二中，經(jīng)三相分離器分離得到的天然氣為干氣(在本領(lǐng)域中，干氣是相對濕氣與凝析氣而言，其是在地層條件下為氣體，采出到地面條件也為氣體；濕氣在地層條件下為氣體，采出到地面條件為氣體和微量液體；凝析氣在地層條件下為氣體，采出到地面條件為氣體和液體)。

在上述方法中，優(yōu)選地，所述生產(chǎn)井段位于儲層的底部；更優(yōu)選地，所述底部占整個儲層厚度的1/3。

對于定容無底水的凝析油氣藏，生產(chǎn)井段可以部署在儲層的最底部，底水能量越強生產(chǎn)井段可以上移，但不超過整個儲層厚度的1/3，采用上述方案對生產(chǎn)井段進行部署一方面能夠避免底水錐進，另一方面能夠避免氣頂錐進。

在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟一中，所述生產(chǎn)井段與注氣井段的距離為儲層厚度的1/4-1/3。

凝析油氣藏中各組分分布存在重力梯度現(xiàn)象(即凝析油含量隨儲層深度的增加而增加)，將生產(chǎn)井段部署在儲層的低部位，注氣井段部署在儲層的頂部，且注氣井段與生產(chǎn)井段間隔相應(yīng)的距離(儲層厚度的1/4-1/3)，能夠避免頂部注入氣直接向下氣竄。

在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟一中，所述生產(chǎn)井段和所述注氣井段采用負壓射孔工藝進行射孔完井(負壓射孔是井底液柱壓力低于儲層壓力條件下的射孔，在負壓射孔的瞬間，由于負壓差的存在，可使地層流體產(chǎn)生一個反向回流，沖洗射孔孔眼，避免孔眼堵塞和射孔液對儲層的損害，同時還可以減輕壓實作業(yè)程度，采用負壓射孔技術(shù)能夠有效保護儲層、提高產(chǎn)能)。

在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟二中，使用油管對凝析氣藏進行采氣時，采氣速度小于5％，其中，所述采氣速度是指年產(chǎn)氣量與地質(zhì)儲量的比值，采氣速度小于5％即為年產(chǎn)氣量小于地質(zhì)儲量的5％(控制采氣速度在這一范圍內(nèi)能夠避免采氣速度過高導致回注的干氣向生產(chǎn)井段竄流)。

在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟三中，將得到的天然氣輸入壓縮機進行增壓后，所述天然氣從壓縮機出口的輸出壓力為儲層的地層壓力。

在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟三中，通過套管由注氣井段回注至儲層時，注入的天然氣的密度為160-200kg/m³。

在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟三中，將天然氣通過套管由注氣井段回注至儲層時，所述天然氣的注入量等于所述天然氣的采出量。

本發(fā)明的有益效果：

本發(fā)明提供的技術(shù)方案為復雜巖性凝析油氣藏的開發(fā)提供一種簡易、高效、獨立的注氣提高采收率技術(shù)，注入干氣在重力作用下在儲層頂部形成氣頂，將凝析油及原油驅(qū)向生產(chǎn)井段采出，使得凝析油或原油的采收率提高20％左右，有效解決了復雜巖性油氣藏采用衰竭式開發(fā)、采收率低的難題，油藏衰竭式開發(fā)采收率通常低于15％，而凝析氣藏衰竭開發(fā)凝析油采收率一般低于30％。

附圖說明

圖1是單井注采管柱的結(jié)構(gòu)示意圖；

圖2是生產(chǎn)井段和注氣井段在儲層中的位置示意圖；

圖3是不同地層壓力下凝析油的采出程度對比圖；

圖4是實施例1中能夠提高凝析油氣藏采收率的裝置的流程圖；

圖5是三相分離器的結(jié)構(gòu)示意圖。

主要附圖標號說明：

1：油管；2：三相分離器；201：第一進氣口；202：第一排氣口；203：水出口；204：油出口；205：反射擋板；206：氣相整構(gòu)件及霧沫捕集；207：氣出口過濾器；208：防浪板；209：下流管；210：防渦器；211：溢流隔板；3：套管；4：離心壓縮機；401：第二排氣口；402：第二進氣口；5：封隔器；7：注氣井段；9：生產(chǎn)井段。

具體實施方式

為了對本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對本發(fā)明的技術(shù)方案進行以下詳細說明，但不能理解為對本發(fā)明的可實施范圍的限定。

實施例1

本實施例提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的裝置，其結(jié)構(gòu)如圖1和圖4所示。

本實施例提供的提高凝析油氣藏采收率的裝置，該裝置包括單井注采管柱(單井注采管柱的結(jié)構(gòu)如圖1所示)、三相分離器2(其結(jié)構(gòu)如圖5所示)和離心壓縮機4；單井注采管柱包括油管1、套管3和封隔器5，封隔器5位于所述油管1與所述套管3形成的環(huán)形空間內(nèi)，對注氣井段7和生產(chǎn)井段9進行分隔，封隔器5滿足密封要求， 能夠避免管柱內(nèi)流體竄流；三相分離器2上設(shè)有第一進氣口201、第一排氣口202、水出口203和油出口204；離心壓縮機4上設(shè)有第二進氣口402和第二排氣口401；其中，所述油管1與三相分離器2上的第一進氣口201連接；三相分離器2上的第一排氣口202與離心壓縮機4上的第二進氣口402連接；套管3與離心壓縮機4上的第二排氣口401連接。

實施例2

本實施例提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法，其包括以下步驟：

1)將生產(chǎn)井段9部署在儲層的底部(該底部占整個儲層厚度的1/3)，注氣井段7部署在儲層的頂部，且注氣井段7與生產(chǎn)井段9間隔的距離為儲層厚度的1/4-1/3(如圖2所示)，生產(chǎn)井段9和注氣井段7均采用負壓射孔工藝進行射孔完井；

2)利用油管1在生產(chǎn)井段9對凝析油氣藏進行采氣(控制采氣速度為3％)，凝析氣流體由生產(chǎn)井段9的射孔孔眼流入油管1中，在壓力作用下從油管1底部進入三相分離器2中進行基本相分離，氣體進入氣體通道并經(jīng)過整流器和重力沉降，分離出液滴；液體進入液體空間分離出氣泡后油向上流動、水向下流動得以分離，氣體在離開分離器之前經(jīng)霧沫捕集器206除去小液滴后從第一排氣口202流出，油從頂部經(jīng)過溢流隔板211進入油槽并從油出口204流出，水經(jīng)溢流隔板211進入水槽并從水出口203流出；

3)分離得到的天然氣由三相分離器2上的第一排氣口202進入離心壓縮機4進行增壓，氣體在流過離心壓縮機的葉輪時，高速運轉(zhuǎn)的葉輪使氣體在離心力的作用下，一方面壓力有所提高，另一方面速度也極大增加，即離心式壓縮機通過葉輪首先將原動機的機械能轉(zhuǎn)變?yōu)闅怏w的靜壓能和動能，此后，氣體在流經(jīng)擴壓器的通道時，流道截面逐漸增大，前面的氣體分子流速降低，后面的氣體分子不斷涌流向前，使氣體的絕大部分動能又轉(zhuǎn)變?yōu)殪o壓能，也就是進一步起到增壓的作用，顯然，葉輪對氣體做功是氣體得以升高壓力的根本原因，而葉輪在單位時間內(nèi)對單位質(zhì)量氣體做功的多少是與葉輪外緣的圓周速度密切相關(guān)的，圓周速度越大，葉輪對氣體所作的功就越大；氣體增壓到地層壓力(即離心壓縮機4上第二排氣口401的出口壓力達到地層壓力或略低于地層壓力)后，天然氣通過套管3環(huán)空從注氣井段7回注至儲層，注入量為采出的天然氣量，采出的同時注入，實現(xiàn)了凝析油氣藏的單井循環(huán)注采作業(yè)。

對實施例2提供的技術(shù)方案進行數(shù)值模擬研究，圖3為不同地層壓力下，凝析油的采出程度對比圖，發(fā)現(xiàn)采用本發(fā)明提供的技術(shù)方案與傳統(tǒng)衰竭式開采技術(shù)方案相比，采收率能夠提高20％。