垂直井筒內超臨界蒸汽相態變化規律數值模擬
——以高升油田高3624塊為例

劉承婷，張 煒，尹井奇

（東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶 163318）

蒸汽驅是國內外稠油開采的熱門技術，超臨界蒸汽是指溫度超過水的臨界溫度（374 ℃）和臨界壓力（22.1 MPa）時的一種特殊狀態（圖1），此時氣液變為均相體系[1]。超臨界蒸汽是一種重要的超臨界流體，既具有類似于氣體的良好流動性，又具有遠高于氣體密度的特性；因其具備較高注入壓力，既能彌補飽和蒸汽不足的問題，又能滿足黏度高、儲層深、原始地層壓力大、吸汽能力低、注汽困難油藏的開采需求[2]。超臨界蒸汽驅比常規蒸汽驅的注入性更強，更適合于深層稠油開采。

圖1 超臨界蒸汽狀態展布

超臨界蒸汽采油是提高采收率的一種新技術，是把超臨界蒸汽注入儲層，使得井底儲層中稠油因溫度升高而黏度降低，從而易于開采[3]。1990年初，Smith R. C.和 Stefensen R. J.等人開展了稠油蒸汽吞吐過程中井筒內溫度場分布規律研究，并對影響井筒溫度分布的因素進行了相關分析[4]。趙金洲和任書泉于 1996年開展井筒內液體溫度分布規律的數值計算，并建立了井筒傳熱的新模型和差分格式的計算方法[5]。位云生基于能量守恒方程及相應的初始條件和邊界條件，建立了井筒與地層之間非穩態換熱模型，可得到每一段時間內井筒與地層的熱損失[6]。

高升油田高 3624塊的稠油開采按開發方式可分為四個階段：①天然能量開發階段；②蒸汽吞吐采油階段；③吞吐后天然能量開采階段；④二次開發階段[7]。但由于儲層地質、流體性質等因素的影響，部分油井注汽困難、蒸汽吞吐效果較差，潛力未能充分發揮。超臨界注汽雖然取得了一定效果，但仍存在“注得進、采不出”等問題。井口注入蒸汽參數對注汽效果具有至關重要的影響；同時，注入的超臨界蒸汽在不同溫度、壓力下會導致井筒內物性參數發生變化；井底套管在受到蒸汽加熱加壓后，也會涉及安全運行等問題。為了整體改善高3624塊蒸汽吞吐的效果，實現超稠油儲量的經濟利用率大幅增長，本文開展了超臨界蒸汽吞吐過程中相態變化的數值模擬研究。

1 建立垂直井筒內溫降及壓降數值模型

高3624塊油藏類型為塊狀砂巖稠油油藏，油層物性較好[8]，平均孔隙度23%，平均滲透率1 138×10–3μm2。地面原油密度為 0.944 9～0.965 3 g/cm3，平均為0.954 0 g/cm3，50 ℃脫氣原油黏度為3 150～4 000 mPa·s，凝固點為 8～20 ℃[9]。

以預設的井口注蒸汽參數及井筒的構造數據為依據，建立垂直井筒內溫降及壓降數值模型（圖2），在此基礎上對注入到井底的超臨界蒸汽動力黏度、熱焓值、蒸汽壓力及溫度進行預估。建立的物理模型的計算域包括井筒、各層套管及水泥環、井筒周圍和距地表深度為2 000 m的地質層。基礎假設條件為：①注蒸汽階段，鍋爐出口位置的蒸汽壓力、流量和干度始終保持不變；②油井向套管外表面是穩態傳熱，套管外表面向地層深處是非穩態傳熱；③油管內同一截面處溫度、壓力和流速等參數相同；④注氣管中超臨界蒸汽的流動狀態看作一維流動。

取其中一段圓管作為研究對象，將兩端的重力、壓力和流體與管壁的摩阻力作為影響因素，根據動量守恒方程可以得到總壓力表達式：

式中：P為總壓力，Pa；ρm為密度，kg/m3；D為管徑，m；νm為混合物的速度，m/s；νsg為氣相的速度，m/s；λ為摩擦阻力系數；g為重力加速度，m/s2。

根據能量守恒原理以及熱力學第一定律得到能量平衡方程，按照多層圓筒壁傳熱機理進行熱量計算，可得井底溫度：

圖2 物理模型示意分析

采用的數值模型為管長200.0 mm、外管徑10.0 mm、壁厚1.2 mm的實驗圓管段。通過Solidworks軟件對實驗管段進行建模，并將模型數據導入CFD軟件中進行網格劃分，對流體邊界區域進行網格加密處理，最終轉化為非結構網格。本次模擬將質量守恒方程、動量方程、能量守恒方程作為超臨界流體的控制方程，通過建立壓力、溫度體系來求解其他物性參數，并運用有限差分法進行節點劃分[10]。在利用fluent軟件模擬時，本文選取SST k–ω剪切應力輸運模型，該模型在流體邊界區域具有更高的精度及更好的穩定性，并對黏性系數有更準確的定義，其計算結果與實測值對比后發現，該模型更適合于超臨界蒸汽各相態參數模擬計算。在考慮黏性影響超臨界蒸汽溫度的情況下，選取模型中 Viscous Heating選項，以及管壁面附近區域低雷諾數的Low ReCorrections選項[11]。本次模擬邊界條件部分入口處采用mass–flow–inlet（質量流量入口）條件，設定注入溫度及質量流速；出口處則采用pressure–outlet（壓力出口）條件，設定壓力及回流總溫，當出入口的流量基本達到平衡且垂直井段出口處溫度保持穩定時，則計算收斂，從而完成計算。

2 蒸汽參數的數值計算結果分析

通過對超臨界蒸汽吞吐過程建立模型，開展超臨界蒸汽注汽油井中蒸汽參數的數值計算。以預設的井口注蒸汽參數及井筒的構造數據為依據，對注入到井底的超臨界蒸汽動力黏度、熱焓值、蒸汽壓力、套管溫度和能量損失進行預估，明確整個蒸汽吞吐過程相態的變化規律，進而為注采參數的優化提供依據，并對井底套管的安全運行提供保障。

根據表1和表2中的基礎數據進行超臨界蒸汽注汽油井中蒸汽參數的數值計算，并按照計算結果繪制出不同溫度、壓力下的超臨界蒸汽各相態規律變化。由圖3a可知，隨著注入壓力的增大，井筒內超臨界蒸汽密度逐漸增大，當注入壓力超過 26.0 MPa時超臨界蒸汽密度增幅變小，從類似于蒸汽的密度值連續地變為類似于液體的密度值；隨著注入溫度升高，井筒內蒸汽密度降低，且在蒸汽臨界點（374 ℃、22.1 MPa）附近，蒸汽密度對溫度和壓力的變化十分敏感[12]。根據計算結果，高3624塊在注入壓力為28.0 MPa、注入溫度為395 ℃時，超臨界蒸汽密度約為0.253 4 g/cm3。

由圖3b可知，隨著注入壓力升高，井筒內超臨界蒸汽動力黏度逐漸增大，當溫度超過400 ℃后超臨界蒸汽動力黏度增幅不明顯；在臨界點附近，井筒內蒸汽動力黏度發生急劇變化，在小于臨界點壓力時，溫度越高黏度越大，當超過臨界點壓力時，溫度越高黏度越小。根據計算結果，高3624塊在注入壓力為28.0 MPa、注入溫度為395 ℃時，蒸汽動力黏度約為 3.129×10–2mPa·s。

表1 壓降模型基礎數據

表2 井筒和地層的結構參數與熱力性質

由圖3c可知，溫度對熱焓值影響較大。隨著注入壓力增大，井筒內超臨界蒸汽熱焓值逐漸減小；隨著溫度升高蒸汽熱焓值增大，且在臨界點附近增幅明顯。根據計算結果，高3624塊在注入壓力28.0 MPa、注入溫度395 ℃時，蒸汽熱焓值約為1 982.7 kJ/kg。

圖3 不同溫度壓力下的蒸汽參數變化

以 CFD軟件為基礎，通過改變注入蒸汽壓力、蒸汽溫度、質量流量等模擬條件，根據計算結果應用數值模擬軟件 fluent得到不同位置的溫度場分布云圖，進一步加深對超臨界蒸汽相態變化規律的研究。如圖4所示，從整個垂直井筒管段來看，整體溫度呈現下降趨勢，熱擴散明顯，隨著井口溫度升高，井底溫度也升高。

圖4 不同井深井筒及周緣橫向和縱向溫度場剖面

結合現場數據（注入壓力28.0 MPa、排量10 t/h，井深2 000 m）條件，若注入蒸汽溫度為380 ℃，井底蒸汽則為 325 ℃的熱流體；若注入蒸汽溫度為395 ℃時，井筒內流體在1 500 m左右處于蒸汽的臨界溫度（374 ℃）狀態；若注入蒸汽溫度為410 ℃時，井底流體則為超臨界蒸汽狀態，可進行超臨界蒸汽驅（圖5a）。隨著井口溫度的升高，井筒內流體沿程壓力增幅減小，井底壓力也相對降低（圖5b）。

根據數模軟件得到不同階段井深500 m處的壓力場展布（圖6），在注入蒸汽壓力高于22.0 MPa時，井底蒸汽壓力較入口處有所上升，井筒內沿程壓力的增幅逐漸減小；現階段壓力場較注入階段沿地層徑向壓力擴散明顯。結合實際計算結果，繪制沿程壓力和溫度圖（圖7），隨著注入壓力的不斷升高，井筒內流體沿程壓力增幅逐漸增大；隨著注入壓力的升高，井筒內流體沿程溫度逐漸由下降轉為回升，當注入壓力增大到一定值時，沿程溫度的增幅達到一個極限值，若注入壓力繼續升高，沿程溫度升高的幅度將逐漸減小。

本文將超臨界蒸汽吞吐數值模型計算結果與現場實測值進行對比驗證，得出更適合于超臨界蒸汽驅的溫度及壓力預測模型，繪制井筒沿程的壓力及溫度分布，并與實測值對比（圖8）。本模型計算沿程的壓力分布誤差隨著井深的增加而增加，但分布趨勢與現場實測值相同，平均相對誤差約為 2.3%，模型計算的沿程溫度計算值的平均誤差約為 3.7%，符合工程計算允許誤差。

3 結論

圖5 不同注入溫度下溫壓與井深的關系

圖6 注入蒸汽壓力為28.0 MPa時不同注入階段井深500 m處的壓力場展布

圖7 不同注入壓力下的溫壓變化

圖8 模型沿程溫度和壓力計算值與實測值對比

（1）注入壓力的增大或注入溫度的降低會使井筒內蒸汽密度升高，高 3624塊在注入壓力為 28.0 MPa、注入溫度為 395 ℃時，超臨界蒸汽密度為0.253 4 g/cm3。

（2）從整個垂直井筒管段來看，溫度呈下降趨勢，注入井口溫度的升高會使井底溫度升高、壓力降低，且井筒內流體沿程壓力增幅減小。

（3）當注入壓力大于22.0 MPa時，井底壓力較入口處上升。注入壓力的升高，會使井底流體壓力上升、井筒內流體溫度由下降轉為回升。

（4）在注入壓力為28.0 MPa、排量為10 t/h、井筒深度為2 000 m的條件下，注入溫度超過410 ℃，則井底流體表現為超臨界蒸汽狀態。