紅河油田注CO2井筒及油層溫度場(chǎng)分布研究*

(中國(guó)石油化工股份有限公司華北油氣分公司，河南 鄭州 450006)

紅河油田注CO2井筒及油層溫度場(chǎng)分布研究*

劉學(xué)全

(中國(guó)石油化工股份有限公司華北油氣分公司，河南 鄭州 450006)

在注CO2提高原油采收率的過(guò)程中，注氣井井筒及油層溫度場(chǎng)分布是影響注CO2效果的主要因素之一。結(jié)合注CO2井筒及油層溫度場(chǎng)分布模型對(duì)紅河油田注CO2井筒及油層溫度分布進(jìn)行了研究，對(duì)影響井筒及油層溫度場(chǎng)分布的因素進(jìn)行了分析。結(jié)果表明:注CO2過(guò)程中，井口注入溫度和注入壓力對(duì)井底溫度和油層溫度場(chǎng)分布幾乎沒(méi)有影響；井口日注入量越大，注入時(shí)間越長(zhǎng)，井筒溫度和油層溫度越低，CO2波及到的油層范圍越大。為保證紅河油田注CO2的效果，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中總注入量應(yīng)該有一個(gè)合適范圍，井口日注入量應(yīng)控制在30 t以內(nèi)，采用3Cr防腐蝕油管可有效防止注CO2對(duì)管材腐蝕。

CO2井筒油層溫度場(chǎng)腐蝕

紅河油田長(zhǎng)8油藏位于甘肅省鎮(zhèn)原-涇川縣，東北方向與西峰油田相鄰，是中國(guó)石油化工股份有限公司華北分公司在鄂爾多斯盆地的主力區(qū)塊。長(zhǎng)8油藏儲(chǔ)層溫度65～72 ℃，地層水型為CaCl2水型，礦化度75 406 mg/L，Ca2+質(zhì)量濃度5 486 mg/L；平均孔隙度為10.8%，平均滲透率為0.4×10-3μm2，是典型的低孔超低滲儲(chǔ)層。長(zhǎng)8油藏目前主要采用天然能量開發(fā)，產(chǎn)量能力遞減較快；儲(chǔ)層滲透率低，注水滲流阻力大，難以驅(qū)動(dòng)基質(zhì)中的原油并且注水難以見效。

國(guó)內(nèi)外研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)均表明，注CO2是提高低滲透儲(chǔ)層開發(fā)效果的一種很具潛力的增油措施。CO2可通過(guò)降低油水界面張力、降低原油黏度、原油體積膨脹、提高地層滲透率以及溶氣驅(qū)等機(jī)理，大幅度提高原油采收率。但是注入CO2后會(huì)對(duì)儲(chǔ)層溫度造成一定影響。注CO2后井底溫度降低，影響注入井周圍油層溫度場(chǎng)分布，進(jìn)而影響原油物性，決定儲(chǔ)層是否發(fā)生冷傷害。因此注氣過(guò)程中注入井井底及井筒周圍油層溫度場(chǎng)分布是影響注CO2效果的主要因素之一[1-4]。

注CO2氣井壓力較高，而且存在腐蝕，容易損壞儀器，對(duì)井底溫度進(jìn)行測(cè)試費(fèi)工費(fèi)時(shí)，同時(shí)監(jiān)測(cè)井筒周圍油層溫度場(chǎng)分布也存在困難。為了有效預(yù)測(cè)注CO2過(guò)程中注氣井井底及周圍油層溫度場(chǎng)變化規(guī)律，利用井筒溫度梯度模型及Lauwerier油層傳熱模型，結(jié)合CO2熱力學(xué)數(shù)據(jù)，對(duì)紅河油田注CO2井筒及油層溫度場(chǎng)分布進(jìn)行了研究。

1 井筒及油層溫度場(chǎng)分布模型

1.1井筒溫度場(chǎng)分布模型

自20世紀(jì)50年代以來(lái)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)注CO2井井筒溫度場(chǎng)分布進(jìn)行了研究。在已開展注CO2井筒溫度預(yù)測(cè)研究中，在狀態(tài)方程選擇時(shí)，不同條件下CO2物性參數(shù)(密度、黏度、比熱容和導(dǎo)熱系數(shù)等)的計(jì)算模型誤差較大；部分學(xué)者將傳熱對(duì)井筒溫度影響簡(jiǎn)單處理，沒(méi)有將壓力與流體物性進(jìn)行耦合計(jì)算，誤差較大[5-6]。選擇陳林[7]等人的井筒溫度、壓力場(chǎng)分布耦合模型，同時(shí)對(duì)不同溫度、壓力條件下的CO2物性參數(shù)(密度、黏度、比熱容和導(dǎo)熱系數(shù)等)進(jìn)行數(shù)值擬合[8-10]，建立不同溫度、壓力下的CO2物性參數(shù)方程，計(jì)算注CO2井井筒溫度場(chǎng)分布。

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式中：Tf為井筒溫度，℃；Tsur為地表溫度，℃；GDC為地溫梯度，℃/m；Z為井筒深度，m；rto為油管外半徑，m；λe為地層導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K);W為注入流量，kg/s；Cp為注入流體定壓比熱容，kJ/(kg·℃)；Uto為以油管外表面為基準(zhǔn)面積的總傳熱系數(shù)，W/(m2·K)，可依據(jù)文獻(xiàn)[11-12]，將井身分成多段，在每一段上根據(jù)不同的溫度、壓力采用迭代法求解；f(τD)為傳熱函數(shù)，無(wú)因次，可依據(jù)Hasan[13]公式計(jì)算；P為井筒壓力，Pa；ρ為油管內(nèi)流體密度，kg/m3；g為重力加速度，9.807 m/s2；θ為注氣井筒傾角，(°)；v為油管內(nèi)流體流速，m/s；f為摩阻系數(shù)，無(wú)因次，可依據(jù)文獻(xiàn)[14]計(jì)算。

1.2油層溫度場(chǎng)分布模型

沿井筒注入的CO2進(jìn)入油層多孔介質(zhì)后，熱量傳遞方式既有直接的熱傳導(dǎo)，又有隨著注入流體滲流而伴隨的熱量傳遞。注入的CO2在油層中溫度分布可采用Lauwerier[15]方法計(jì)算，距注入井任意半徑處的溫度為

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式中：xD，tD和λ為無(wú)因次參數(shù)；λm為頂?shù)讓訉?dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；t為注入時(shí)間，s；R為徑向流模型中微元體內(nèi)側(cè)面距井眼的徑向距離，m；h為油層厚度，m；ρinj,ρf和ρm分別為井底流體、油層和頂?shù)讓用芏?，kg/m3；Cinj,Cf和Cm分別為井底流體、油層和頂?shù)讓颖葻崛荩琂/(kg·℃)；Qinj為井底流體流量，m3/s；Tri為油層初始溫度，℃；Tinj為井底溫度，℃；erfc為余誤差函數(shù)。

2 紅河156井井筒溫度和壓力影響因素

2013年6月紅河油田紅河156井組開始注CO2先導(dǎo)試驗(yàn)，設(shè)計(jì)注入量5 000 t?；诩t河156井井筒及地層基本參數(shù)，利用井筒及油層溫度場(chǎng)分布模型，改變注入溫度、注入壓力和日注入量等注入工藝參數(shù)，對(duì)紅河156井注CO2井筒及油層溫度場(chǎng)分布進(jìn)行研究。紅河156井基本計(jì)算參數(shù)見表1。

表1 紅河156井基本計(jì)算參數(shù)

2.1注入溫度

根據(jù)紅河156井現(xiàn)場(chǎng)注入數(shù)據(jù)，計(jì)算注入壓力15 MPa，日注入量15 t，總注入量5 000 t時(shí)不同注入溫度下的井筒溫度及油層溫度場(chǎng)分布(見圖1和圖2)，研究其注入溫度對(duì)井筒溫度及油層溫度場(chǎng)影響規(guī)律。

圖1 井筒溫度場(chǎng)分布

由圖1可知,注入溫度在井口附近顯著影響井筒溫度剖面，但隨著井深增大，影響程度減小。當(dāng)井深達(dá)到1 200 m時(shí)，注入溫度對(duì)井筒溫度幾乎沒(méi)有影響；由圖2可知，注入溫度改變對(duì)油層溫度場(chǎng)分布幾乎沒(méi)有影響，這是因?yàn)?，在不同的注入溫度下，井底溫度幾乎相等，井底CO2的物性參數(shù)也相差不大，在相同日注入量下CO2與油層之間的熱量傳遞也相差不大，因此油層溫度場(chǎng)分布與注入溫度關(guān)系不大。以井筒為中心，油層溫度隨距井筒徑向距離的增加而升高，當(dāng)增加至一定距離時(shí)，溫度恢復(fù)至原始地層溫度。

圖2 油層溫度場(chǎng)分布

2.2注入壓力

根據(jù)紅河156井現(xiàn)場(chǎng)注入數(shù)據(jù)，計(jì)算注入溫度10 ℃，日注入量15 t，總注入量5 000 t時(shí)不同注入壓力下的井筒溫度及油層溫度場(chǎng)分布(見圖3和圖4)，研究其對(duì)井筒溫度和油層溫度場(chǎng)影響規(guī)律。

圖3 井筒溫度場(chǎng)分布

圖4 油層溫度場(chǎng)分布

從圖3和圖4可以看出，井筒溫度隨注入壓力的增加略有增加，油層溫度也隨注入壓力的增加略有增加，注入的CO2所能波及到的徑向距離油層溫度隨注入壓力的增加略有減小，但總體變化不大。這是由于CO2的比熱容隨著壓力增大而略有減小，CO2在井筒內(nèi)流動(dòng)過(guò)程中地層傳遞給CO2同樣的熱量，CO2溫度升高幅度略有增大；同樣，CO2在油層內(nèi)流動(dòng)過(guò)程中油層傳遞給CO2同樣熱量，CO2溫度升高幅度略有增大。

2.3日注入量

根據(jù)紅河156井現(xiàn)場(chǎng)注入數(shù)據(jù)，計(jì)算注入溫度10 ℃，注入壓力15 MPa，總注入量5 000 t時(shí)不同日注入量條件下井筒溫度及油層溫度場(chǎng)分布(見圖5和圖6)，研究其對(duì)井筒溫度和油層溫度場(chǎng)的影響規(guī)律。

圖5 井筒溫度場(chǎng)分布

圖6 油層溫度場(chǎng)分布

由圖5可知，隨井口日注入量增大，井筒溫度降低，并且降低幅度明顯。日注入量增大，相同時(shí)間內(nèi)注入CO2量增大，從地層吸收同樣熱量引起溫度升高的幅度隨之降低；從圖6可知，日注入量對(duì)近井筒地帶的油層溫度場(chǎng)分布影響是比較明顯的。日注入量越大，井底溫度越低，在相同徑向距離下油層的溫度越低。日注入量增大對(duì)井筒壓力分布的影響并不明顯。

根據(jù)楊勝來(lái)等[16]的研究，在注CO2過(guò)程中，油層中可能會(huì)出現(xiàn)4種油層溫度與原油黏度帶模型。根據(jù)上述計(jì)算結(jié)果，結(jié)合長(zhǎng)8油藏原油黏溫曲線及CO2溶于原油后的物性變化，可以得出每日注入不同量的CO2條件下油層溫度與原油黏度帶，見圖7。

圖7 油層溫度與原油黏度帶

由圖7可知，在日注入量10 t時(shí)，CO2降低的油層最低溫度略低于但接近原始油層溫度，雖然降溫使原油增黏，但CO2降黏效果比降溫增黏作用更明顯，因此原油黏度降低，CO2增加原油采收率效果最明顯，是最理想的情況；當(dāng)日注入量達(dá)到30 t時(shí)，CO2降低的油層最低溫度低于油層原始溫度,但高于長(zhǎng)8油藏原油凝固點(diǎn)(21 ℃)。低溫導(dǎo)致原油黏度增加的儲(chǔ)層傷害顯著于其降黏作用，此時(shí)，對(duì)儲(chǔ)層形成了一定程度的傷害，降低了驅(qū)油效率，井筒周圍出現(xiàn)模型一定半徑范圍的低溫增黏帶，日注入量越大，低溫增黏帶的半徑越大，對(duì)增產(chǎn)越不利；當(dāng)日注入量增加到500 t時(shí)，CO2降低的油層最低溫度低于長(zhǎng)8油藏原油凝固點(diǎn)，油層中出現(xiàn)一個(gè)原油結(jié)蠟帶，原油結(jié)蠟會(huì)堵塞地層，造成油井產(chǎn)液量降低，甚至停產(chǎn)。因此為提高注CO2的開發(fā)效果，現(xiàn)場(chǎng)日注入量應(yīng)控制在30 t之內(nèi)。

2.4注入時(shí)間

根據(jù)紅河156井現(xiàn)場(chǎng)的注入數(shù)據(jù)，計(jì)算注入溫度10 ℃，注入壓力15 MPa，日注入量15 t，總注入量5 000 t時(shí)不同注入時(shí)間下井筒溫度和油層溫度場(chǎng)分布的影響規(guī)律(見圖8和圖9)。

從圖8和圖9可以看出，起初隨井口注入時(shí)間增加，井底溫度下降幅度較大；隨著注入時(shí)間的繼續(xù)增加，井底溫度降幅逐漸變小。當(dāng)注入時(shí)間大于2 000 h時(shí)，注入時(shí)間對(duì)井底溫度影響很??；初始階段近井油層溫度下降較快，隨著時(shí)間增加(即注入量增大)，低溫帶波及到的體積逐漸增大，且油層溫度逐漸降低，但推進(jìn)速度逐漸變慢。這主要是因?yàn)樽⑷氤跗?，注入流體波及到的油層半徑小，在相同的注入流量及其攜帶的熱量作用下，低溫帶的推進(jìn)速度較快；隨著時(shí)間的增加，注入流體波及到的油層半徑增加，使得降低相同半徑油層的溫度所需要的低溫流體也越多，因而推進(jìn)速度變慢。此外，隨著半徑增加，與相鄰油層、井底交換的熱量也就越多，對(duì)注入流體前沿的影響也就越小。因此現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中的總注入量應(yīng)該有一合適的范圍，并不是越大越好。

圖8 井筒溫度場(chǎng)分布

圖9 油層溫度場(chǎng)分布

3 防腐蝕技術(shù)

根據(jù)前期調(diào)研試驗(yàn)掛片評(píng)價(jià)結(jié)果，3Cr材質(zhì)油管抗腐蝕性較強(qiáng)，因此注入井采用3Cr防腐蝕油管和耐腐蝕高壓井口以及環(huán)空隔離保護(hù)液技術(shù)，能有效防止注CO2過(guò)程中對(duì)管材的腐蝕。

4 結(jié) 論

(1)注CO2過(guò)程中，井口注入溫度在井口附近顯著影響井筒溫度剖面，但對(duì)井底溫度及油層溫度場(chǎng)分布影響不大，注入壓力對(duì)井筒和油層溫度場(chǎng)分布幾乎沒(méi)有影響；

(2)注CO2過(guò)程中，井口日注入量越大，井底溫度和油層溫度越低，為保證紅河油田注CO2開發(fā)效果，井口日注入量應(yīng)控制在30 t以內(nèi)；

(3)注CO2過(guò)程中，注入時(shí)間越長(zhǎng)，注入量越大，井底溫度越低，CO2波及到的油層范圍越大，且油層溫度越低，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中的總注入量應(yīng)該有一合適的范圍，并不是越大越好;

(4)采用3Cr防腐蝕油管可有效防止注CO2對(duì)管材腐蝕。

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(編輯 寇岱清)

ResearchonTemperatureDistributionofCO2InjectionWellboreandOilReservoirinHongheOilField

LiuXuequan
(SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou450006,China)

Temperature distribution of CO2injection wellbore and oil reservoir is a key factor in the oil recovery process enhanced by CO2injection. Related influencing factors were analyzed through the simulation of temperature distribution. The results showed that temperature and pressure in the inlet of wellbore had little effect on the bottom-hole temperature and temperature distribution of oil reservoir; temperature of wellbore and oil reservoir decreased with the increasing of injection rate and injection time, which was opposite with the tendency of reservoir range swept by CO2. In order to ensure the effect of CO2injection, the injection volume should be kept in a reasonable range of 30 t/d, and 3Cr anticorrosion pipe should be used to prevent the CO2corrosion effectively.

CO2， wellbore, temperature distribution of oil reservoir, corrosion

2017-03-09；修改稿收到日期：2017-07-26。

劉學(xué)全(1980—)，本科，工程師，2005年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)，現(xiàn)在該公司工程技術(shù)研究院從事機(jī)械采油和提高采收率工作。E-mail：lxq811223@163.com

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016ZX05048)。