Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 8: 1419 - 1429

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.007

Exploration on enhanced gas recovery by water injection

  • Shusheng GAO ,
  • Huaxun LIU ,
  • Liyou YE ,
  • Wenqing ZHU ,
  • Laizhi AN ,
  • Weiguo AN
Expand
  • Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China

Received date: 2024-12-26

  Revised date: 2025-04-29

  Online published: 2025-06-12

Supported by

The Forward-looking and Fundamental Scientific Research Project of China National Petroleum Corporation(2025DJ103)

the Forward-looking and Fundamental Scientific Research Project of PetroChina Co. Ltd(2024DJ86)

Fold

Abstract

Water is an important factor affecting gas reservoir recovery， which can increase flow resistance and abandonment pressure， and it seriously reduces gas reservoir recovery. Meanwhile， there are some positive effects of energy replenishment and displacement. Therefore， it may be feasible to enhance gas recovery by water injection under suitable gas reservoir conditions. In view of this， the simulation experiment process of gas reservoir water-flooding development is designed to simulate different gas reservoirs， and the evaluation experiment of EOR by displacement in flooding， throughput， and different flooding pattern is carried out to demonstrate the key influencing factors and feasibility of gas reservoir waterflood recovery. The mathematical model of gas reservoir waterflood recovery is derived， the dynamic development of gas reservoir waterflood is calculated， and the effectiveness in enhancing gas reservoir recovery is evaluated. The results show that waterflooding extraction in near-abandoned homogeneous gas reservoirs can improve the recovery， and the increase of water saturation and the energy of basal water can significantly reduce the recovery， and the superposition of the two increases the recovery reduction effect. Single/multiple consecutive water injection development can also improve the recovery of near-abandoned gas reservoirs， and the increment of initial recovery and recovery under unit pressure rise are the highest after multiple waterflooding supercharging. The first production after water-flooding basically determines the effectiveness in enhancing gas reservoir recovery. The recovery enhancement of single injection pressurization increases with the increase of pressure， but there is an optimal range. When the recovery degree of bottom-water gas reservoir is 20%， the effect of water injection replenishment to the original formation pressure and then re-exhaustion development is obviously better than that of direct continuous water flooding， which is affected by water flooding mode and timing. The effect of water injection to enhance gas recovery depends on the energy replenished by water injection， and the maintenance degree of water injection replenishment energy during final abandonment. The research results have important guiding significance for the feasibility of water injection recovery in near-abandoned gas reservoirs.

Key words： Near-abandoned gas reservoir; Waterflood displacement; Waterflood mode; Water saturation; Bottom water energy; Recovery enhancement

Cite this article

Shusheng GAO , Huaxun LIU , Liyou YE , Wenqing ZHU , Laizhi AN , Weiguo AN . Exploration on enhanced gas recovery by water injection[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(8) : 1419 -1429 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.007

0 引言

水是影响气藏开发效果的主要因素，首先含水饱和度降低了气藏的地质储量，含水饱和度越高，地质储量越小，相同采收率下累采气量就越少。其次由于束缚水的存在会增加气体的渗流阻力，如果含水饱和度较高时（50%左右），储层开发过程中还会产生气水两相渗流，从而大幅增加渗流阻力［1-3］，同时由于储层非均质性引起的水绕流或窜流会导致大量的气体水锁，甚至气藏分割［4-6］，特别是对于低渗气藏或非均质性严重的气藏，水锁、水封现象更加严重，大大提高气藏的废弃压力，采收率显著降低。再者如果气藏还存在边底水［7-9］，意味着气藏水侵速度会更快，产水时间更早，废弃压力更高，采收率更低。
根据高压气体状态方程［10］，气藏开发后期的废弃压力及其对应的烃类饱和度决定了采收率的高低［11-12］。因此，降低废弃压力及废弃时对应的烃类饱和度都可以有效提高气藏采收率。目前开展的井网加密、压裂、排水采气、增压开采等措施都是为了降低常规开发方式气藏的废弃压力［11-13］；而降低废弃压力状态的烃类饱和度措施却很少，当前开展的气藏注气、注水转变开发方式提高采收率的措施可以有效补充地层能量，降低废弃压力状态的烃类饱和度，进而同样达到提高气藏采收率的目的。国外文献［14-18］研究表明，水驱没有经历过水侵的气藏可以提高采收率5%~16%（原始天然气地质储量，OGIP），具体值决定于初始与废弃压力。气藏压力衰竭生产特征与水驱有机的结合可以更好地控制生产机理，使采收率最大化。
美国的鸭湖-1气田1954年开发［14，19］，1970年气藏压力以2 MPa/a的速度连续下降至6.3 MPa，开始注水后压力下降明显减缓，1979年缓慢下降到4 MPa，注水后压降显著减缓，下降速度只有0.23 MPa/a，但是产气量降低也比较明显，体现了产水气藏气水协同开发的重要性［20-21］；物质平衡方程估计气藏由于水驱额外增加产量7.1×108 m3，最终水驱采收率增加了3.6%，而且还实现了约0.2×108 m3的废水回注，注水经济效益非常显著。而中国大部分气田也同样面临大量的气井产水和污水处理的严重环境和经济效益问题，如果能够实现污水回注并同时提高近废弃气藏采收率，就可以取得一举两得的高回报，经济效益与社会效益都将十分显著。因此，气藏注水提高采收率的可行性与适用性非常值得研究。
而目前有关气藏注水提高采收率的相关研究报道很少，更多的结果来自于气藏注水提高采收率的数值模拟预测，室内实验研究几乎未见报道。本文重点开展不同水体能量的均质/裂缝底水气藏在近废弃压力状态时注水提高采收率和开发初期（采出程度20%）的注水驱替方式的物理模拟实验及采收率评价模型的数值模拟计算，研究气藏注水的提采效果及其关键影响因素，评价气藏注水提高采收率的可行性及适用性。

1 气藏注水提采的理论基础

根据气体状态方程，以摩尔数表征气藏废弃时剩余储量：
n c = P a V Z a R 273.15 + T
式中：n c为气藏废弃时剩余气摩尔数，1011 mol；V为地下天然气的体积，108 m3；P a为气藏废弃地层压力，MPa；Z a为废弃时天然气压缩因子，f；T为地层温度，℃；R为通用气体常数，8.314 J/（mol·K）。
基于气体状态方程式（1），从第一性原理出发，明确降低气藏废弃时剩余储量，提高气藏采收率的技术方向有以下3个方面：①提高气藏温度［图1（a）］；②降低废弃压力［图1（b）］；③减小气藏烃类体积［图1（c）］。以苏里格致密砂岩气藏为例，气藏温度80 ℃，含气饱和度60%，原始地层压力30 MPa，废弃压力15 MPa，根据式（1）计算温度每增加1 ℃，废弃时剩余气量减少0.067%；废弃时地层压力每降低1 MPa，废弃时剩余气量减少3.2%；地下天然气体积每减少1%，废弃时剩余气量减少0.67%。
图1 气藏提高采收率原理

（a）升高温度；（b）降低废弃压力；（c）减少烃类体积

Fig.1 Principle diagram of gas reservoir enhanced recovery

在实际操作过程中，改变气藏温度难度很大，投入成本过高，且作用范围有限，经济效益差，所以矿场一般不会采用提高气藏温度的措施来提高采收率。降低废弃压力是当前气藏提高采收率最常用的方法［11-12］，气井排水采气、井口增压、井底压裂、水平井开发及井网加密等措施的最终目的都是为了降低气藏废弃压力，提高采收率，但是开发过程中气体体积基本不发生变化，残余气饱和度较高［2］。如果在降低废弃压力的同时，相应能够减少气藏的烃类体积（降低残余气饱和度），还能够再次达到提高采收率的目的。而当前开展的气藏开发后期注水、注气补能驱替的提高采收率方式就是在通过降低废弃气藏的烃类体积来达到提高采收率的目的。气藏开发到近废弃压力状态时，都具有压力低、产量少、伴生产水的生产特征，而注入水可以补充地层能量、增加压力，有效占据原始储渗空间气体占据的体积［14-18］，理论上讲在注入水突破以前注入的水量就是气体体积的减少量，注入的水量越多，气体体积减小越多，提高采收率效果越好。

2 气藏注水提高采收率物理模拟实验

模拟气藏衰竭开发动态及其近废弃压力状态时注水提高采收率开发动态，设计物理模拟实验装置流程见图2。为了减小误差、提高实验效果，选择不同物性的全直径岩样开展模拟实验，岩样基本物性参数见表1。底水选择1 L、2 L、5 L这3个高压容器，研究底水能量对于注水提采的影响。其中全直径岩样夹持器垂直放置，底部入口与底水相连，入口压力即底水压力，出口通过高压回压容器（既可以起到回压作用，又可以准确计算采出气量）收集采出气［22］，岩样两端与高压回压容器分别连接压力传感器，可以全过程实时监测整个模拟气藏的开发动态并计算注水量与采气量。
图2 气藏注水提高采收率模拟实验装置示意图

Fig.2 Schematic diagram of water injection for enhanced recovery simulation in gas reservoirs

表1 模拟实验岩样物性参数

Table 1 physical property parameters of experimental core

样品编号 直径/cm 长度/cm 不含水渗透率/（10-3 μm2） 孔隙度/% 含水饱和度/% 含水渗透率/（10-3 μm2） 备注
J1 9.97 18.97 1.61 11.4 50.0 1.14 均质
J2 9.97 17.47 1.81 11.5 50.0 1.25 均质
J3 9.98 18.45 3.65 11.5 50.0 2.12 微裂缝
C1 10.0 19.0 65.2 9.1 50.0 48.2 裂缝
需要特别强调，由于论文开展的主要是室内物理模拟实验研究，受岩样性质与实验条件的局限性所限，实验结果可能与常规的复杂气藏水驱认识存在一定的差异，但是读者要认识到这里开展的是气藏注水提采机理性研究，重点关注的是在一定实验条件下，气藏注水提采存在的可能性和有效性及其关键影响因素，尽管模拟实验研究更接近于气藏的理想状态，但是其对于指导实际气藏的合理、有效开发还是具有重要的认识和指导意义。

3 气藏注水提采物理模拟实验

3.1　近废弃气藏注水驱替提采实验效果

选择J1 、J2两块均质低渗岩样，模拟底水气藏衰竭开发至近枯竭状态后，定流量（1 mL/min）注水驱替提高采收率实验。在岩样不同束缚水饱和度状态下，分别开展不同底水能量（0 L、1 L、2 L、5 L）注水前衰竭开发至废弃压力（出口压力4 MPa）状态实验，再接着进行定流量注水驱替提高采收率模拟实验。
均质低渗岩样J1实验结果表明，在岩样束缚水饱和度30%状态下，底水能量越大，注水前衰竭开发的废弃压力越高，对应的采收率越低（图3，表2），水侵导致生产压差梯度越大（图4），注水后不同底水能量的气藏压力都有所上升，气藏继续恢复生产，采收率都有一定的提高，底水能量越小（5 L→2 L→1 L→0 L），注水提采效果越好，对应采收率增值由1.76%→5.18%→6.50%增加到7.20%（图3，表2），可见定含水饱和度下，底水能量与注水驱替采收率增值有相当好的反比对应关系。改变气藏含水饱和度（40%、50%、65%），水驱提高采收率的规律一致，相同水体能量下含水饱和度越低，采收率增值越大；相同含水饱和度下底水能量越小，注水提采效果越好（图5）。
图3 J1岩心采出程度曲线（S w=30%）

Fig.3 J1 core recovery curve （S w=30%）

表2 J1/J2岩样近废弃状态注水驱替提采实验结果

Table 2 J1/J2 core recovery increment by water injection in near-abandoned state

束缚水 1 L底水 2 L底水 5 L底水
S w/% 注水前采收率/%

注水后

采收率/%

 采收率增值/%

注水前

采收率/%

 注水后采收率/% 采收率增值/%

注水前

采收率/%

 注水后采收率/% 采收率增值/% 注水前采收率/% 注水后采收率/% 采收率增值/%
30

78.56/

78.60

85.76/

87.70

7.20/

9.10

78.74/

81.93

85.23/

88.49

6.50/

6.56

78.30/

75.08

83.48/

79.89

5.18/

4.81

75.93/

77.31

77.68/

79.17

1.76/

1.86

40

78.41/

78.50

85.03/

86.06

6.62/

7.56

77.41/

79.05

82.32/

83.54

4.91/

4.49

76.61/

76.63

80.12/

79.39

3.51/

2.75

70.65/

70.88

72.15/

72.42

1.50/

1.53

50

78.56/

78.28

83.84/

83.02

5.28/

4.74

76.88/

76.83

79.27/

78.81

2.40/

1.98

72.56/

75.30

74.60/

76.81

2.04/

1.51

65.21/

65.55

66.21/

66.40

1.00/

0.85

65 78.11/77.66 80.83/79.31 2.73/1.65 76.41/75.51 77.81/76.16 1.40/0.65 70.12/71.51 70.97/71.96 0.85/0.45 59.16/60.26 59.51/60.51 0.35/0.25

注：表中2~13列2个数分别为J1和J2两块岩心对应的实验数据结果

图4 J1岩心生产压差梯度曲线

Fig.4 J1 core production pressure gradient curve

图5 J1岩样采收率增值曲线

Fig.5 Recovery increment curve of J1 core

统计并分析2个岩样的实验结果（表2），对于无底水气藏，原始含水饱和度分别为30%和65%时，注水提高采收率分别为7.2%~9.1%和3.73%~1.65%，饱和度显著影响注水驱替提采效果；对于水体能量分别为1L和5L的含底水气藏，原始含水饱和度分别为30%和65%时，注水提高采收率分别为6.50%~6.56%、1.40%~0.65%与1.76%~1.86%、0.35%~0.25%，采收率增值差距显著。由此可见，底水能量与含水饱和度对枯竭气藏注水驱替提高采收率影响都十分显著，二者叠加作用效果更加明显。

3.2　近废弃气藏多次注水补能正向吞吐提采实验效果

选择均质低渗岩样J2、含有微裂缝低渗岩样J3、含有裂缝的低渗岩样C1，模拟底水气藏（1 L水体）开发到近枯竭状态后，定流量（1 mL/min）连续注水恢复压力（6 MPa、8 MPa、10 MPa、15 MPa）后焖井24 h后正向再生产提高采收率实验，每次增压实验结束后，再注水增至更高压力焖井24 h后再生产重复实验，每次注水量从0.5~0.7 PV，大小与注水恢复压力成正比，研究废弃气藏多次注水恢复压力的提采效果及非均质性对其影响。实验结果表明，岩样首次注水增压焖井后开发都会出现短暂的无水采气阶段，证明水侵岩样内部注水增压焖井后有再生气顶生成，这一结果对于水侵废弃气藏注水焖井提采开发具有重要指导意义。
三类岩样多次注水增压后首次采收率增值都最大，单位压升采收率增值下降趋势明显（图6，表3），第一次注水增压开采基本决定了提采效果，之后的提采效果十分有限，特别是均质气藏一次增压开采后再连续增压开采几乎无效，而且增压次数越多、后续提采效果越差，说明水侵废弃气藏注水增压焖井提采次数不宜太多，均质致密储层一次为最佳，含有裂缝储层最多2次即可。
图6 不同岩样单位压升采收率增值与多次注水恢复压力关系曲线

（a）均质岩样；（b）微裂缝岩样；（c）裂缝岩样

Fig.6 Relationship between recovery increment unit pressure and multiple water injection recovery pressure of different core

表3 不同岩样多次注水正向吞吐提采实验结果

Table 3 recovery increment of multiple water injection and forward throughput of different core

样品编号 注水压力/MPa 增压前采收率/% 增压后采收率/% 采收率增值/% 单位压升采收率增值/% 增压前废弃平均压力/MPa 增压后废弃平均压力/MPa
J2/J3/C1 6 77.16/74.79/79.35 78.61/76.51/82.91 1.44/1.72/3.56 1.04/1.54/1.65 4.86/5.08/4.06 5/5.02/4.05
8 78.61/76.51/82.91 79.03/77.78/84.51 0.43/1.02/1.6 0.055/0.34/0.32 5．00/5.02/4.05 5.37/5.20/4.06
10 79.03/77.78/84.51 79.32/78.63/85.29 0.29/0.86/0.77 0.027/0.13/0.07 5.37/5.20/4.06 5.32/5.52/4.06
15 79.32/78.63/85.29 79.84/79.84/86.63 0.52/1.20/1.34 0.026/0.10/0.09 5.32/5.52/4.06 5.18/5.51/4.10

注：表中第3~8列3个数分别为J2、J3和C1这3块岩心对应的实验数据结果

裂缝岩样注水增压焖井再开发效果最好，首次注水增压采收率增值达到3.56%，单位压升采收率增值1.65%［图6（c），表3］，其次是微裂缝岩样1.72%、1.54%［图6（b），表3］，均质岩样最差，只有1.44%和1.04%［图6（a），表3］；但之后二次注水增压的单位压升采收率增值，微/裂缝岩样效果更好一些，超过0.3%［图6（a），图6（c）］ ，而均质岩样同样最差，只有0.06%，几乎无效。主要原因是裂缝岩样的双重介质渗流作用效应［19］，裂缝岩样双重介质基质焖井阶段补给效应更加显著 ［3］。

3.3　近废弃气藏单次注水补能正向吞吐提采实验效果

区别于多次注水补能实验，选择微裂缝岩样J3（1 L底水）同样开发至近废弃状态时，进行单次注水恢复压力焖井后再正向吞吐提采实验，单次注水量0.5~0.7 PV，大小与注水恢复压力成正比，焖井24 h后衰竭开发至废弃状态，结束第1次实验，计算采收率增值；然后重新建立束缚水，注入气体恢复到首次饱和气的原始压力状态，再衰竭开发至近废弃状态，开展第2次单次注水增压（压力较第1次增加）提采实验，如此重复进行单次注水增压焖井开采实验4次，结束实验。
结果表明［图7（a），表4］，单次注水增压越大（6 MPa→8 MPa→10 MPa→15 MPa），对应的采收率增值就越大（1.88%→5.02%→8.64%→11.38%），下一次增值较上一次增加3%以上，说明单次注水增压压力越大越有助于提高采收率。由于岩样渗透率较高，每次注水增压前后开发的废弃平均压力略有增加，变化不大。从单位升压采收率增值效果来看［图7（b），表4］，前3次基本一致，在1.6%左右，第四次直接增压到15 MPa效果最差，只有1.14%。证明近废弃水侵气藏单次注水增压提采效果并不是压力越高越好，而是存在最佳压力范围（由废弃平均压力约5 MPa增至6~10 MPa，增压1~5 MPa），高于最佳压力范围（10 MPa）增压提采效果反而会变差，既浪费施工成本，又降低了采收率，导致经济效益低下。可见，废弃气藏注水增压至合适压力是降低注水成本和提高采收率的有效保障。
图7 J3岩样单次注水正向吞吐采收率增值

（a）采收率增值；（b）单位压升采收率增值

Fig.7 J3 core recovery increment by single water injection forward throughput

表4 微裂缝岩样单次注水正向吞吐提采实验结果

Table 4 Recovery increment by single water injection forward throughput of micro-fracture core

样品编号 注水压力/MPa 增压前采收率/% 增压后采收率/% 采收率增值/% 单位压升采收率增值/% 增压前废弃平均压力/MPa 增压后废弃平均压力/MPa
J3 6 76.79 78.68 1.88 1.66 4.87 5.00
8 77.17 82.19 5.02 1.57 4.81 5.32
10 75.66 84.31 8.64 1.73 5.01 5.14
15 72.90 84.28 11.38 1.14 5.00 5.40

3.4　注水方式对于气藏提高采收率影响

选择均质岩样J2和裂缝岩样C1对比开展采出程度20.0%时，阶段注水恢复原始压力和连续注水驱替2种不同注水方式对气藏采收率的影响（图8，表5）。束缚水饱和度50%的均质岩样衰竭开发至平均废弃压力4.05 MPa时，对应采收率77.8%；重新恢复到原始饱和气体压力状态，衰竭开发至采出程度20.0%时停止采气，以1 mL/min的速度注水恢复气藏到原始压力20 MPa后，再继续衰竭开发到平均废弃压力4.34 MPa，出口产水量11.3 mL，对应的采收率78.3%，对比不注水衰竭开发状态，废弃压力与采收率都有所增加，证明均质气藏开发早期注水补能增压可降低残余气体积，进而提高一定的采收率；而当气藏衰竭开发至采出程度20.0%时，开始定流量（1 mL/min）注水驱替连续开发，平均废弃压力远高于上述注水补能开发方式，达到7.3 MPa，对应的采收率只有66.9%，出口产水量高达100 mL（表5），说明连续水驱开发会使气藏内部发生气水二相渗流，后期产水严重，渗流阻力大增，大量气体被圈闭，导致气藏废弃压力显著增加，采收率明显降低［图8（a）］。
图8 不同注水方式下岩心采收率随平均压力变化曲线

(a) 均质岩样; (b) 裂缝岩样

Fig. 8 Core recovery rate & average pressure in different water injection modes

表5 不同注水方式样提高采收率效果

Table 5 Core recovery increment in different water injection modes

样品编号 开发状态 采收率/% 注水前采出程度/% 废弃平均压力/MPa 出口产水量/mL
J2/C1 衰竭开采 77.8/79.9 77.8/79.9 4.05/4.08 0/0
开采20%+注水补能+衰竭开采 78.3/79.4 20.0/20.0 4.34/4.14 11.3/7
开采20%+连续注水开采 66.9/73.3 20.0/20.0 7.3/4.71 100/153

注：表中3~6列2个数分别为J2和C1两块岩心对应的实验数据结果

束缚水饱和度50%的裂缝岩样衰竭开发至平均废弃压力4.05 MPa时，采收率79.9%［图8（b），表5］；同样重新衰竭开发至采出程度20.0%时停止采气，同时定流量（1 mL/min）注水恢复到原始压力20 MPa，再继续衰竭开发到平均废弃压力4.14 MPa，出口产水量只有7 mL（以裂缝产水为主），对应的采收率为79.4%，与注水前衰竭采收率基本相同，裂缝的存在对于模拟气藏前期注水补能提采效果影响很小；但是当裂缝岩样衰竭开发至采出程度20.0%时，开始定流量连续注水驱替开发至平均废弃压力4.7 MPa时，对应的采收率降至73.3%，出口产水量高达153 mL（表2），水沿裂缝窜流效应明显，由于裂缝大大增加了渗流能力，导致裂缝岩样废弃压力明显低于均质岩样，因此对应采收率也有所增加（实验局限性所致）。但实际裂缝气藏开发过程中，在大量产水的同时，会形成大量的水封气，增加气藏废弃压力，大大降低采气开发效果。实验过程中同时可以发现，对比均质岩样，裂缝岩样开发至废弃压力状态时，不论是注水前的衰竭开发，还是注水补能或驱替开发，在开发后期近废弃状态压力几乎不变的情况下，采收率还在继续增加［图8（b）］，裂缝型低渗气藏双重介质渗流特征非常明显［19］，基质中的气体一直在补给裂缝。
由此可见，气藏开发初期注水恢复压力再衰竭开发的提采机理都是补能［18］，有利于提采；而连续水驱开采初期具有一定的补能作用，但是到中后期就转变为以水驱气为主的二相渗流状态［3］，并且开始大量产水，渗流阻力越来越大，导致废弃压力显著增加，严重降低气藏采收率。

4 气藏注水提高采收率数学模型

4.1　气藏注水提高采收率模型推导

以实验注水提高采收率效果最好的不含边、底水的气驱气藏为例，气驱气藏常规衰竭开发废弃时根据压降是否波及，可分为压降未波及区和压降波及区，其中，压降波及区储量对应着气藏动态储量，压降未波及区储量对应着未动用储量。假定气藏探明地质储量为G，压降波及区储量为G D（动态储量），引入压降波及系数，定义气藏动态储量与探明地质储量比值，表达式如下［23］：
E D = G D G
式中：G D为气藏动态储量，108 m3；G为气藏探明地质储量，108 m3；E D为气藏压降波及系数，f（小数，下同），反映气藏储量动用程度高低的量。
天然气压缩性强，气驱气藏开发主要依靠天然气自身压力衰竭弹性膨胀产气，衰竭开发过程中储层含气饱和度变化小，基本可视为定值。根据物质平衡原理［10，24］，气驱气藏常规衰竭开发废弃时压降区储量采出程度为［25］：
E P = 1 - P a / Z a P i / Z i
式中：Z i为原始状态天然气压缩因子，f；P i为原始地层压力，MPa；Z a为废弃压力时天然气压缩因子，f；P a为废弃压力，MPa；E p为压力衰竭效率，f，反映动储量采出程度高低的量。
根据采收率定义，式（2）和式（3）得气驱气藏采收率公式：
E R = G D G 1 - P a / Z a P i / Z i
式中： E R为气驱气藏常规衰竭开发采收率，f。
考虑气驱气藏常规衰竭开发废弃后注水开发，根据实验认识，注水主要通过补能置换作用提高气藏采收率。根据物质平衡理论，补能置换效果主要受注水量的影响，通常注水量越大，补能置换效果越明显，注水后气藏压力提高的幅度越大。假定注水只作用在压降波及区域，且只注不采时，根据物质平衡方程，气藏注水结束后地层压力与注入量满足如下关系：
B g m i n P = B g a G D B g i - W z B w G D B g i
式中：B w为水体积系数，f；W Z为注入水量，108 m3；B gi为气藏原始状态下天然气体积系数，f；B ga为气藏常规衰竭开发废弃压力对应的天然气体积系数，f；B gmin为气藏只注不采结束时天然气体积系数，f。
式（5）给出气藏衰竭开发废弃时只注不采、注水结束时地层压力计算公式，可视为气藏注水补充能量大小。实际气藏由于注水后气体的产出，注水补充的能量一部分通过水驱气置换气体产出而消耗，因此，注水开发废弃地层压力通常介于式（5）和前期衰竭开发废弃压力之间，式（5）计算得到的压力可视为气藏注水开发的最大废弃地层压力。
在注水置换方面，考虑到天然气压缩系数远大于注入水压缩系数，忽略地下水压缩，在不产水时（注水提高气藏采收率主要在气井见水前，气井见水后注水量基本全部产出，补能与驱替效果很低，见水后提高采收率幅度非常有限，可忽略不计），根据物质平衡原理，气藏注水开发储层含气饱和度变化满足如下关系。
S g = S g i - W z B w G D B g i / S g i
式中：S g为注水后含气饱和度，f； S gi为原始含气饱和度，f。
根据式（6），从数学上讲气藏注入水量越大，储层含气饱和度越低。实际气藏受微观非均质和宏观非均质影响，水驱气存在一个饱和度不为0的残余气饱和度；另外注水也无法波及到气藏所有区域，存在一个小于1的水驱波及系数，根据油藏注水开发认识，气藏水驱波及系数主要受注采井网和储层非均质性影响，注入水未波及区域含气饱和度仍为原始含气饱和度，因此，注水开发气藏含气饱和度存在一个下限：
S g m i n = α S g r + 1 - α S g i
式中：S gmin为气藏注水开发含气饱和度下限，f； α为气藏注水开发水驱波及系数，f；S gr为储层岩心高压水驱气残余气饱和度，f。
根据物质平衡方程，气藏注水开发含气饱和度和废弃地层压力，气藏注水开发废弃时动用储量的剩余量：
G c = G D P a / Z a P i / Z i S g S g i
式中：G c为气藏注水开发废弃时动用储量的剩余量，108 m3。
相应的气藏废弃后注水开发采收率和提高采收率表达式：
E R W = G D G 1 - P a w / Z a w P i / Z i S g S g i
Δ E R = G D G P a / Z a P i / Z i - P a w / Z a w P i / Z i S g S g i
式中：P aw为注水开发废弃压力，MPa；E RW为气藏废弃时注水开发采收率，f；△E R为气藏注水开发提高采收率值，f。
式（10）给出了气藏废弃时注水开发提高采收率计算公式。可以看出，气藏注水开发提高采收率值主要受注水后废弃压力和含气饱和度变化的综合影响，虽然气藏注水补能，气藏废弃压力增加，不利于气藏提高采收率，但只要注入水不完全用于气藏补能，还是可以通过水驱置换作用来提高气藏采收率。

4.2　气藏注水提高采收率效果数值计算分析

4.2.1　模型验证

以J1模拟气藏近废弃压力状态注水驱替提高采收率实验为例，根据前期高压水驱气实验，注水后残余气饱和度与原始含气饱和度满足如下关系：
S g r = 0.357 S g i 2 + 0.776 S g i - 0.018
实验压降波及系数和水侵波及系数都为1，实验衰竭开发废弃压力4.0 MPa，注水后废弃压力5.0 MPa，利用上述实验参数和模型计算J1模拟气藏近废弃压力状态注水开发采收率及其增值（图9）。可以看出，模型计算的采收率及水驱采收率增值与实验值基本一致，随着气藏原始含水饱和度增加，气藏注水开发采收率及采收率增值幅度越来越小，储层原始含水饱和度对气藏注水提高采收率影响较大。证明采收率模型可用于气驱气藏开发采收率及其注水提高采收率效果评价。
图9 J1岩样注水开发采收率拟合结果

（a）采收率；（b）提高采收率

Fig 9 J1 rock recovery increment by water injection fitting results

4.2.2　气藏注水效果分析数值计算分析

以鄂尔多斯盆地X气藏为例，气藏原始地层压力30 MPa，原始含气饱和度60%，束缚水饱和度40%，开发过程中无水侵现象发生，衰竭开发时废弃压力15 MPa。根据实验岩心高压水驱气实验评价，水驱气残余气饱和度0.3，水驱波及系数0.8。根据采收率模型计算不同注入PV数（注入水量与储层孔隙体积之比）、不同废弃地层压力时气藏注水开发采收率及提高采收率值，其中注入PV数反映气藏注水量相对多少（图10，图11）。图10中每条曲线最右端压力为只注不采、注水结束时地层压力，反映气藏注水补充能量的情况；图11中图例P10表示注水开发废弃时注水补充能量的保持的程度为10%，90%的补充能量通过天然气产出释放出来，其他的以此类推。
图10 气藏注水开发采收率曲线

Fig. 10 Gas reservoir recovery by water injection

图11 气藏注水开发提高采收率曲线

Fig.11 EGR increment by water injection

根据式（10）计算曲线对比可以看出，气藏注水开发补能效果与注入水量密切相关，前期衰竭开发废弃时注入水量越多，地层压力提高的幅度越大，只注不采时注入0.1 PV水后地层压力可较废弃时提高20%，极大地补充地层能量，存在恢复气井生产的可能性。而气藏注水开发采收率受注入量（注水补充能量）和注水开发废弃地层压力共同影响，只有当注水阶段补充能量较多而注水开发后废弃地层压力更接近前期衰竭开发的废弃地层压力（图10）时注水才可大幅提高气藏采收率，注水开发最终废弃时补充能量保持程度越低，注水提高采收率幅度越大（图11），但是存在最佳注水量约0.24 PV，其大小主要决定于储层的非均质性。废弃时注水补充能量保持程度30%时，可提高采收率12.7%；而保持程度50%时，只可提高采收率8.5%；当保持程度90%时，提高采收率不足1%。因此，对于气藏注水开发提高采收率来讲，一方面想办法将水注入地层，实现能量有效补给；另一方面不能对储层造成过大伤害，降低气井近井地带储层天然气渗流能力，影响天然气的产出，从而实现注水能量有效补充和释放，达到最大程度提高采收率目的。

5 结论

（1）根据气体状态方程，提高气藏温度、降低废弃压力、减小气藏烃类体积都可以达到提高气藏采收率的目的，理论上废弃气藏注水开发可有效降低气藏烃类体积，达到提高采收率和处理地面废水及产出水的双重目的。
（2）气藏的注水方式对采收率影响明显，开发早期注水恢复压力后再生产过程中注水的主要机理是补能，有效降低废弃压力下的气体体积，达到提高采收率的目的；而同样条件下连续注水的主要机理是水驱气，导致气水二相渗流，增加渗流阻力，反而会降低采收率。
（3）近废弃均质气藏注水驱替可提高一定的采收率，含水饱和度与底水能量增加都会显著降低注水提采效果，二者的叠加降采作用更加明显，无边底水或少量水侵气藏废弃后注水提采效果会更好，但需要考虑注水对气藏后期建储气库的影响。
（4）近废弃气藏单/多次连续注水闷井正向吞吐都能够提高一定的采收率，首次注水正向吞吐采收率增值最大，单位压升采收率增值最高，基本决定了气藏注水正向吞吐提采效果；单次注水采收率增值随增压压力升高而增加，但增幅越来越小，存在最佳增压范围，既可以降低注水成本又能最大程度提高采收率。
（5）气藏注水提高采收率模型计算结果表明：气藏注水提高采收率效果取决于注水补充能量和最终废弃时注水补充能量保持程度，只有当注水补充能量大、废弃时注水补充能量保持程度低时注水才可大幅提高采收率；注水补充能量存在一个上限，否则注水能量太高造成水淹，反而降低气藏采收率。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
[1]
何更生.油层物理［M］.北京：石油工业出版社，1994：164-245.

HE G S. Petrophysics［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1994：164-245.

[2]
高树生，刘华勋，叶礼友，等.有水气藏水侵动态与开发理念［M］.北京：石油工业出版社，2023.

GAO S S，LIU H X，YE L Y，et al.Water Invasion Dynamics and Development Concept of Water-Drive Gas Reservoir［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2023.

[3]
李程辉，李熙喆，高树生，等.碳酸盐岩储集层气水两相渗流实验与气井流入动态曲线——以高石梯—磨溪区块龙王庙组和灯影组为例［J］.石油勘探与开发， 2017， 44（6）：930-938.

LI C H，LI X Z，GAO S S，et al.Experiment on gas-water two phase seepage and inflow performance curves of gas wells in carbonate：A case study of Longwangmiao Formation and Dengying Formation in Gaoshiti-Moxi block，Sichuan Basin，SW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2017，44（6）：930-938.

[4]
冯曦.气藏开发治水问题及认识［R］.成都：中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，2014.

FENG X.Water Control Problem and Knowledge of Gasfield Development［R］.Chengdu：Exploration and Development Research Institute，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，2014.

[5]
冯曦，彭先，李隆新，等.碳酸盐岩气藏储层非均质性对水侵差异化的影响 ［J］.天然气工业，2018， 38（6）： 67-75.

FENG X， PENG X， LI L X，et al.Influence of reservoir heterogeneity on water invasion differentiation in carbonate gas reservoirs［J］.Nature Gas Industry，2018，38（6）：67-75.

[6]
沈伟军，李熙喆，刘晓华，等.裂缝性气藏水侵机理物理模拟［J］.中南大学学报（自然科学版），2014，45（9）：3283-3287.

SHEN W J，LI X Z，LIU X H，et al.Physical simulation of water influx mechanism in fractured gas reservoirs［J］.Journal of Central South University（Science and Technology），2014，45（9）：3283-3287.

[7]
张烈辉，梅青艳，李允，等.提高边水气藏采收率的方法研究［J］.天然气工业，2006，26（11）：101-104.

ZHANG L H，MEI Q Y， LI Y，et al.The method of improving recovery efficiency of edge water drive gas reservoirs［J］.Natural Gas Industry，2006，26（11）：101-104.

[8]
彭彩珍， 郭平， 杜建芬. 边底水气藏提高采收率技术与实例分析［M］.北京：石油工业出版社， 2015.

PENG C Z， GUO P， DU J F.Technology and Case Analysis of Improving Recovery Factor of Edge and Bottom Water Gas Reservoir［M］.Beijing：Petroleum Industry Press， 2015.

[9]
刘华勋，任东，高树生， 等.边底水气藏水侵机理与开发对策［J］.天然气工业，2015，35（2）：47-52.

LIU H X，REN D，GAO S S，et al. The water invasion mechanism and development measure of gas reservoir with edge and bottom water［J］.Natural Gas Industry，2015，35（2）：47-52.

[10]
AHMED T.Reservoir Engineering Handbook［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2002.

[11]
马新华.非常规天然气“极限动用”开发理论与实践［J］.石油勘探与开发，2021，48（2）： 326-336.

MA X H.Extreme utilization”development theory of unconventional natural gas［J］.Petroleum Exploration and Development，2021，48（2）：326-336.

[12]
马新华，何东博，位云生，等.天然气提高采收率理论基础、技术方法与发展方向［J］.天然气工业，2023， 43（1）：1-12.

MA X H，HE D B，WEI Y S，et al.Enhanced gas recovery：Theory，technology and prospect［J］.Nature Gas Industry，2023，43（1）：1-12.

[13]
冉新权，李安琪.苏里格气田开发论［M］.北京：石油工业出版社，2008.

RAN X Q，LI A Q. Sulige Gas Field Development Approach［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2008.

[14]
RAMBARAN K D， CHIN CHEE FAT S T， LAYNE L E. Exploiting Water Injection Techniques for Increasing Gas Recovery in Conventional Gas Reservoirs［C］. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference， Port of Spain， Trinidad and Tobago： SPE， 2018： SPE-191206-MS.

[15]
MATTHEWS J D， HAWES R I， HAWKYARD I R， et al. Feasibility studies of waterflooding gas-condensate reservoirs［J］.Journal of Petroleum Technology，1988，40（8），1049-1056.

[16]
CROWELL D C，DEAN G W，LOOMIS A G. Efficiency of gas displacement from a water-drive reservoir［M］USA. US Department of the Interior， Bureau of Mines， 1966.

[17]
VALJAK M， NOVAKOVIC D， BASSIOUNI Z. Physical and Economic Feasibility of Waterflooding of Low-Lressure Gas Reservoirs［C］.SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference，Buenos Aires，Argentina，SPE， 2001： SPE-69651-MS.

[18]
CASON JR L D.Waterflooding increases gas recovery［J］.Jou-rnal of Petroleum Technology， 1989， 41（10）：1102-1106.

[19]
高树生，钱根宝，王彬，等.新疆火山岩双重介质气藏供排气机理数值模拟研究［J］.岩土力学，2011， 32（1）：276-280.

GAO S S，QIAN G B，WANG B，et al.Numerical simulation study of mechanism for gas supplying and draining in volcanic gas reservoir in Xinjiang based on dual media model［J］.Rock and Soil Mechanics，2011，32（1）：276-280.

[20]
胡勇，陈颖莉，李滔.气田开发中“气藏整体治水”技术理念的形成、发展及理论内涵［J］.天然气工业，2022，42（9）：10-20.

HU Y，CHEN Y L，LI T.The formation development and theoretical connotations of “overall water control of gas reservoir” technology in gas field development［J］ Natural Gas Industry，2022，42（9）：10-20.

[21]
GAO S S，ZHANG J Z，LIU H X，et al.Water-gas ratio characteristics and development concepts for water-producing gas reservoirs［J］.Heliyon，2023，9：e19201.

[22]
高树生，叶礼友，刘华勋，等.柴达木盆地涩北气田水淹后注CO2驱提高采收率实验分析［J］. 天然气工业， 2023， 43（12）：55-62.

GAO S S， YE L Y，LIU H X，et al.An experiment study on recovery factor of watered gas reservoirs by CO2 EGR in the Sebei Gas Field of the Qaidam Basin［J］.Natural Gas Industry， 2023，43（1）：1-12.

[23]
高树生，刘华勋，叶礼友，等.致密砂岩气藏井网密度优化与采收率评价新方法［J］.天然气工业，2019，39（8）：58-65.

GAO S S，LIU H X，YE L Y，et al.A new method for well pattern density optimization and recovery factor evaluation of tight sandstone gas reservoirs［J］.Natural Gas Industry，2019，39（8）：58-65.

[24]
李传亮. 油藏工程原理［M］.第3版.北京：石油工业出版社，2017.

LI C L.Fundamentals of Reservoir Engineering［M］.3rd Edtion.Beijing：Petroleum Industry Press，2017.

[25]
何东博，贾爱林，位云生，等.常规天然气藏均衡开发理论与关键核心技术［J］.天然气工业，2023，43（1）：76-85.

HE D B，JIA A L，WEI Y S，at.al.Theory and technology of balanced development of conventional gas reservoirs［J］ Natural Gas Industry，2023，43（1）：76-85.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.