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1、10申请公布号43申请公布日21申请号201410595253822申请日20141030E21B43/1620060171申请人中国石油化工股份有限公司地址100728北京市朝阳区朝阳门北大街22号72发明人李宗宇刘雄伟陈浩何云峰姚田万梁静献马海虎张艾丁卫平徐士胜74专利代理机构乌鲁木齐市禾工专利代理事务所65108代理人何冰54发明名称一种注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法57摘要本发明涉及一种注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其包括注入氮气初期氮气逐渐压缩井筒流体和近井地带的水脊，向井周驱替，注入氮气沿储层顶部舌进。注入氮气突破期持续注入氮气，当注气中井底压力和地层压力差值大于水锁压力后，。
2、注入氮气突破水锁屏障。注入氮气扩散期持续注入氮气，井周水脊被驱散到更远的地方，气相渗流能力改善。闷井停止注入氮气，水脊被进一步压缩下坠，气相渗流能力进一步改善。本发明通过注入高压氮气驱替近井地带的水，沟通远端的天然气，增加气相渗流能力；同时利用氮气良好可压缩性和膨胀性，在能量释放时具有良好的助排、驱替和气举作用，最终达到恢复气井产能，提高凝析气藏采收率。51INTCL19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书3页附图1页10申请公布号CN104453806A43申请公布日20150325CN104453806A1/1页21一种注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其特征在。
3、于其包括以下步骤（1）注入氮气初期氮气逐渐压缩井筒流体和近井地带的水脊，并向井周驱替，注气压力逐渐上升，注入氮气沿储层顶部舌进；（2）注入氮气突破期持续注入氮气，当注气中井底压力和地层压力差值大于水锁压力后，注入氮气突破水锁屏障；（3）注入氮气扩散期持续注入氮气，注入压力和注入量较为稳定，井周水脊被驱散到更远的地方，气相渗流能力逐渐改善；（4）闷井停止注入氮气，井口压力逐渐下降并和地层压力保持相对平衡，受氮气膨胀和油气水重新分异的影响，水脊被进一步压缩下坠，气相渗流能力进一步改善。2如权利要求1所述的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其特征在于在权利要求1的步骤（1）（2）（3）中的注入氮气总。
4、量记为V，最终所需要的氮气体积为VVSC1VSC2，其中VSC1为注入地层中的氮气在地面的体积，其中VSC2为注入井筒中的氮气在地面的体积。3如权利要求2所述的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其特征在于注入地层中的氮气体积计算VSC1VFTSCPF/（PSCTF），单位M3；VF为注入氮气在地下的体积，单位M3；TSC地面温度，单位K；PF地层压力，单位MPA；PSC地面大气压，取值0101MPA；TF地层温度，单位K。4如权利要求2所述的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其特征在于注入井筒中的氮气体积计算VSC2VWTSCPW/（PSCTW），单位M3；VW为井筒体积，单位M3；TSC地面。
5、温度，单位K；PW井筒平均压力，单位MPA；PSC地面大气压，取值0101MPA；TW地层温度，单位K。5如权利要求1所述的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其特征在于焖井期间地层压力始终稳定，则焖井10天后开井。6如权利要求1所述的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其特征在于焖井期间地层压力呈现下降趋势，则焖井5天后开井。7如权利要求1所述的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其特征在于焖井期间地层压力压力上升，待压力稳定3天后开井。权利要求书CN104453806A1/3页3一种注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法技术领域0001本发明涉及一种恢复气井产能，提高凝析气藏采收率的注氮气解除砂岩凝析。
6、气藏水锁的方法。背景技术0002砂岩凝析气藏储层容易受到水锁伤害。在钻井、完井、修井及开采过程中，都会出现外来流体在储层中滞留、地层水侵入到含气孔隙等情况，导致储层发生水锁。水锁会引起近井地带含水饱和度增大，增加岩石孔喉中气水界面的毛管阻力，从而造成气相渗流阻力增大，相对渗透率降低，导致气井产能下降，甚至停喷，对凝析气藏的开发造成了较大的影响。0003目前砂岩凝析气藏解除水锁的方法较多，如注入干燥气体，酸化，注入表面活性剂等。经过现场试验表明，酸化、注入表面活性剂的方式效果较差，而干燥气体有多种，如天然气等，注入天然气对井口装置、地面流程、设备投资、安全环保的要求较高，而凝析气藏注入氮气解水锁。
7、的机理、注入量、闷井时间、开井方式等参数的设计尚不明确，具体实施过程中缺乏操作性。本申请的相关技术内容未见报道。发明内容0004本发明的目的在于提出一种沟通远端的天然气，增加气相渗流能力；具有良好的助排、驱替和气举作用，最终达到恢复气井产能，提高凝析气藏采收率目的的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法。0005本发明的目的是这样实现的一种注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其包括以下步骤（1）注入氮气初期氮气逐渐压缩井筒流体和近井地带的水脊，并向井周驱替，注气压力逐渐上升，注入氮气沿储层顶部舌进；（2）注入氮气突破期持续注入氮气，当注气中井底压力和地层压力差值大于水锁压力后，注入氮气突破水锁屏障；（。
8、3）注入氮气扩散期持续注入氮气，注入压力和注入量较为稳定，井周水脊被驱散到更远的地方，气相渗流能力逐渐改善；（4）闷井停止注入氮气，井口压力逐渐下降并和地层压力保持相对平衡，受氮气膨胀和油气水重新分异的影响，水脊被进一步压缩下坠，气相渗流能力进一步改善。0006由于实施上述技术方案，本申请通过注入高压氮气驱替近井地带的水，沟通远端的天然气，增加气相渗流能力；同时利用氮气良好可压缩性和膨胀性，在能量释放时具有良好的助排、驱替和气举作用，最终达到恢复气井产能，提高凝析气藏采收率。0007附图说明本发明的具体结构由以下的附图和实施例给出图1是注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法各阶段水脊示意图。0008。
9、具体实施方式说明书CN104453806A2/3页4本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。0009实施例如图1所示，在初始状态下，凝析气井见水后，侵入的水体在井周形成水脊，造成近井地带发生水锁，气相无法渗流至井筒中。本申请的注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其包括以下步骤（1）注入氮气初期（图1中注入气压缩I）氮气逐渐压缩井筒流体和近井地带的水脊，并向井周驱替，注气压力逐渐上升，受气体超覆作用影响，且因氮气密度低于地底空气密度，故注入氮气主要沿储层顶部舌进；（2）注入氮气突破期（图1中注入气压缩II）当注气压力上升到一定值后（该取值由氮气注入量V决定。
10、），当注入压差（注气中井底压力地层压力）大于水锁压力后，注入氮气突破水锁屏障，井筒内压力突然下降，一定程度上驱散了井周水脊，沟通了储层远端的天然气，增加了气相渗流能力；（3）注入氮气扩散期（图1中注入气压缩III）注气突破后，进入一个较为稳定的注气阶段，注入压力和注入量较为稳定，井周水脊被驱散到更远的地方，气相渗流能力逐渐改善；（4）停止注气闷井（图1中闷井IV）井口压力逐渐下降并和地层压力保持相对平衡，受氮气膨胀和油气水重新分异的影响，水脊被进一步压缩下坠，气相渗流能力进一步改善。0010在本申请中，氮气注入量V是一个主要注采参数，其取值由以下计算得出以柱体为理想模型，结合室内实验及数值模拟。
11、中得到的水锁半径（数值模拟是由软件名称ECLIPSE，软件版本号ECLIPSE2010，开发商斯伦贝谢公司得出），建立注入气量的计算公式，VFR2LSG，其中VF为注入氮气在地下的体积，单位M3；R为水锁污染半径，单位M；L为射孔段长度，单位M；储层有效孔隙度，单位；SG，含气饱和度，单位。所述射孔段长度是指射孔是采用聚能器材进入井眼预定层位进行爆炸开孔让井下地层内流体进入孔眼的作业活动，开孔的层段就叫射孔段。0011利用状态方程将注入地下和井筒中的氮气体积折算到地面体积，计算公式为注入地层中的氮气体积计算VSC1VFTSCPF/（PSCTF），其中VSC1为注入地层中的氮气在地面的体积，单位。
12、M3；VF为注入氮气在地下的体积，单位M3；TSC地面温度，单位K；PF地层压力，单位MPA；PSC地面大气压，取值0101MPA；TF地层温度,单位K；注入井筒中的氮气体积计算VSC2VWTSCPW/（PSCTW），其中VSC2为注入井筒中的氮气在地面的体积，单位M3；VW为井筒体积，单位M3；TSC地面温度，单位K；PW井筒平均压力，单位MPA；PSC地面大气压，取值0101MPA；TW地层温度，单位K。0012最终所需要的氮气体积（地面状态下）为VVSC1VSC2。0013如图1所示，注入氮气进入地层形成连续相后即可开井生产，关井（焖井）只能使水脊在气体膨胀和气水密度差作用下下降，即压水。
13、锥作用，因此闷井时间的设定与地层压力有关，采用数值模拟的方法对焖井时间进行模拟1、焖井期间地层压力始终稳定，则焖井10天后开井；2、压力呈现下降趋势，则焖井5天后开井；3、焖井压力上升，待压力稳定3天后开井。0014开井工作制度参考该井正常生产时的工作制度，综合考虑底水锥进及临界携液能力，保证低于底水锥进临界产量但高于临界携液气量；开井过程中采用装设在井口说明书CN104453806A3/3页5采油装置上的针阀控制，调整针阀使达到设定的气量，针阀由小及大，确保气量在临界携液气量之上。0015以上技术特征构成了本发明的最佳实施例，其具有较强的适应性和最佳实施效果，可根据实际需要增减非必要技术特征，来满足不同情况的需要。说明书CN104453806A1/1页6图1说明书附图CN104453806A。