井口注入?yún)?shù)對(duì)CO2注入井井底溫度、壓力影響研究

王 慶，吳曉東

（1.中原油田博士后工作站，河南 濮陽(yáng)457001；2.中國(guó)石油大學(xué)，北京 昌平102249）

井口注入?yún)?shù)對(duì)CO2注入井井底溫度、壓力影響研究

王 慶1，2，吳曉東2

（1.中原油田博士后工作站，河南 濮陽(yáng)457001；2.中國(guó)石油大學(xué)，北京 昌平102249）

CO2驅(qū)既可以提高原油采收率又可以實(shí)現(xiàn)CO2氣體的埋存，是目前國(guó)內(nèi)外研究較多的驅(qū)油技術(shù)。對(duì)于CO2驅(qū)，一個(gè)重要工作就是根據(jù)油藏工程設(shè)計(jì)的井底壓力通過井筒計(jì)算來(lái)優(yōu)選井口注入?yún)?shù)，從而為注入井設(shè)計(jì)提供理論依據(jù)。目前CO2注入井筒溫度、壓力剖面計(jì)算主要將井筒中的CO2考慮為單一相態(tài)進(jìn)行計(jì)算，因而計(jì)算結(jié)果精度較差。若將井筒中CO2的相態(tài)變化加以考慮，建立計(jì)算模型，對(duì)實(shí)例井進(jìn)行計(jì)算。計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)結(jié)果對(duì)比顯示模型計(jì)算精度較高。在此基礎(chǔ)上，對(duì)注入溫度、注入量等CO2井口注入?yún)?shù)進(jìn)行了敏感性分析，結(jié)果表明，二者對(duì)CO2注入井井底溫度、壓力均有一定影響。

二氧化碳驅(qū)；井筒流動(dòng)；溫度；壓力；注氣

利用CO2驅(qū)油可實(shí)現(xiàn)CO2埋存和提高原油采收率的雙重作用，是一項(xiàng)富有前景的綠色驅(qū)油技術(shù)。據(jù)油氣雜志報(bào)道，2010年世界范圍內(nèi)的提高石油采收率（EOR）項(xiàng)目數(shù)為317個(gè)，其中CO2混相／非混相驅(qū)項(xiàng)目129個(gè)，年增產(chǎn)油量1394萬(wàn)噸，占 EOR總產(chǎn)量的16.1%［1－2］。我國(guó)目前已在吉林、大慶、勝利、江蘇等地開展了多個(gè)CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)塊，但對(duì)CO2驅(qū)的相關(guān)研究仍與國(guó)外有較大差距［3－4］。對(duì)CO2驅(qū)工程設(shè)計(jì)來(lái)說(shuō)，一個(gè)重要工作就是根據(jù)油藏工程設(shè)計(jì)的井底壓力通過井筒計(jì)算來(lái)優(yōu)選井口注入?yún)?shù)，從而為注入井設(shè)計(jì)提供理論依據(jù)。

CO2在注入井筒過程中將會(huì)經(jīng)歷液態(tài)、氣態(tài)以及超臨界態(tài)等相態(tài)轉(zhuǎn)變，前人的研究多以利用常規(guī)的氣體狀態(tài)方程來(lái)對(duì)CO2密度進(jìn)行計(jì)算，未考慮到CO2在井筒中的相態(tài)變化。計(jì)算結(jié)果與實(shí)際有較大誤差［5］。本文根據(jù)文獻(xiàn)6提供的方法進(jìn)行注二氧化碳井筒溫度、壓力場(chǎng)計(jì)算，并在此基礎(chǔ)上，對(duì)井口注入?yún)?shù)敏感性進(jìn)行分析，以優(yōu)化井口注入?yún)?shù)。

1 考慮相態(tài)變化的CO2注入井溫度、壓力計(jì)算模型［6］

1.1 井筒溫度模型

式中，Tf— 流體溫度，K；y— 井筒位置，m；Jt— 焦耳－湯姆遜系數(shù)；H—焓，KJ／Kg；Cpm—注入流體定壓比熱容，J／（Kg·K）；Q— 換熱量，KJ；g— 重力加速度，m／s2；φ— 井筒與水平面夾角，（）；v— 流體線速度，m／s。

地層到水泥環(huán)外緣的熱流量dQ／dy為：

式中，Ke— 地層導(dǎo)熱系數(shù)，J／（s·m·K）；W— 注入流體質(zhì)量流量，Kg／s；TD— 瞬態(tài)傳熱函數(shù)；Tei— 地層溫度，K；Twb— 井筒溫度，K。

水泥環(huán)外緣到流體的熱流量dQ／dy為：

式中，Uto— 總傳熱系數(shù)，W／（m2·K）；rto— 油管外壁半徑，m。

則式（2）和式（3）結(jié)合消去Twb后，得：

將式（4）代入式（1）得井筒中能量守恒方程為：

1.2 井筒壓力模型

對(duì)于井筒中任一單元段dy，根據(jù)動(dòng)量守恒有：式中，f—摩擦阻力系數(shù)；rti—油管內(nèi)壁半徑，m。根據(jù)質(zhì)量守恒有：

以上方程（5）、（6）組成了CO2注入井井筒溫度壓力場(chǎng)計(jì)算模型，通過數(shù)值差分方法可對(duì)該模型進(jìn)行求解。模型中有關(guān)參數(shù)的計(jì)算詳見文獻(xiàn)6，本文不再詳述。

2 實(shí)例計(jì)算

根據(jù)以上建立的模型對(duì)實(shí)例井進(jìn)行了計(jì)算，A井有注CO2井筒壓力溫度實(shí)測(cè)資料，實(shí)測(cè)資料與計(jì)算結(jié)果對(duì)比（見圖1、2）。計(jì)算中所取參數(shù)如下：井口注入溫度263K、注入壓力12.9 MPa，日注氣量40t／d，井深2400 m，地溫梯度0.0329 K／m，地面溫度293 K，油管內(nèi)徑0.062 m，套管內(nèi)徑0.1617m，井筒直徑0.24m，油套管導(dǎo)熱系數(shù)56.5J／（s·m·K），水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)14.0J／（s·m·K）。

圖1、圖2分別為A井井筒壓力、溫度分布曲線，從實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)與計(jì)算數(shù)據(jù)對(duì)比來(lái)看，井筒中溫度計(jì)算最大相對(duì)誤差為1.48%，壓力為2.05%，46個(gè)測(cè)試點(diǎn)與計(jì)算點(diǎn)的總的平均相對(duì)誤差壓力為1.11%，溫度為0.68%。計(jì)算與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)比吻合較好，說(shuō)明本文模型計(jì)算較準(zhǔn)確。

圖1 A井井筒溫度剖面計(jì)算與實(shí)測(cè)對(duì)比

圖2 A井井筒壓力剖面計(jì)算與實(shí)測(cè)對(duì)比

3 注入?yún)?shù)敏感性分析

根據(jù)以上模型計(jì)算結(jié)果，對(duì)CO2井口注入溫度、注入流量對(duì)井筒溫度、壓力剖面的影響進(jìn)行分析（見圖3、4、5、6），具體結(jié)果如下：

從圖3可以看出，井口注入溫度對(duì)井筒壓力分布有一定影響，井口注入溫度越低，則相同井口注入壓力情況下，井底壓力越高，因此，為了能在較低的注入壓力下達(dá)到較大的井底壓力，應(yīng)該盡可能地降低井口注入溫度。從圖4可以看出，井口注氣溫度對(duì)井筒溫度分布有影響，但隨著井深的增加，影響幅度逐漸減小。

圖3 井口注氣溫度對(duì)井筒壓力分布的影響

圖4 井口注氣溫度對(duì)井筒溫度分布的影響

圖5 、圖6為井口注入流量對(duì)井筒壓力、溫度分布的影響。圖5顯示隨著井口注入流量的增加，井底壓力增加；圖6顯示不同井口注入流量對(duì)井筒溫度剖面影響較大，相同狀況下井口注入流量較大時(shí)則井底溫度較低，但隨著井深的增加，影響幅度逐漸減小。

圖5 井口注入流量對(duì)井筒壓力分布的影響

圖6 井口注入流量對(duì)井筒溫度分布的影響

4 結(jié)論

1）根據(jù)能量守恒原理建立了CO2注入井井筒溫度、壓力分布計(jì)算模型，運(yùn)用該模型對(duì)實(shí)例井進(jìn)行了計(jì)算，對(duì)比結(jié)果表明，模型計(jì)算數(shù)據(jù)與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)吻合較好。

2）對(duì)井口注入溫度、注入流量對(duì)井筒溫度、壓力分布的影響進(jìn)行了分析，結(jié)果表明，井口注入溫度越低、注入流量越大則井底壓力越高；不同注入溫度、注入流量對(duì)井筒溫度分布影響較大，但隨著井深的增加，影響幅度變小。

［1］江懷友，沈平平，陳立滇等.北美石油工業(yè)二氧化碳提高采收率現(xiàn)狀研究［J］.中國(guó)能源，2007，29（7）：30－34.

［2］Guntis Moritis.Special Report：EOR／Heavy Oil Survey：CO2miscible，stream dominate enhanced oil recovery processes.Oil ＆ Gas Journal，Apr.19，2010，P.41.

［3］李士倫，周守信，杜建芬等.國(guó)內(nèi)外注氣提高石油采收率技術(shù)回顧與展望［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2002，9（2）：1－5.

［4］谷麗冰，李治平，歐謹(jǐn).利用二氧化碳提高原油采收率研究進(jìn)展［J］.中國(guó)礦業(yè)，2007，16（10）：66－69.

［5］唐人選.CO2注入井井筒壓力溫度分布研究［J］.試采技術(shù)，2007，28（1）：53－57.

［6］吳曉東，王慶，何巖峰.考慮相態(tài)變化的注CO2井筒溫度、壓力場(chǎng)耦合計(jì)算［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版）2009，33（1）：73－77.

The Impact of Well Injection Parameters on the Temperature and Pressure of the Bottom of the CO2Injection Well

WANG Qing，WU Xiao－dong
（1.Zhongyuan Oilfield working station for post－doctoral study，Puyang，Henan，457001，China；2.China Petroleum University，Changping，Beijing，102249，China）

CO2flooding，the most studied oil displacement technique home and broad，can increase crude oil recovery and pull off CO2sealing.The key link for CO2flooding is to provide theoretical backup for injection well designs by choosing the best well injection parameter according to shaft calculations based on the bottom－h(huán)ole pressure designed by reservoir projects.The existing calculating methods of shaft temperature and pressure profile tend to consider CO2in a single phase state which result in poor accuracy.If taking the phase change of CO2into consideration，the calculation model achieves higher accuracy in measuring the tested well according to the comparison of calculated results and the measured results.A sensitivity analysis shows that the temperature and amount of CO2injection both has affected the temperature and pressure of the bottom of the injection well.

CO2Flooding；Shaft Flow；Temperature；Pressure；Gas Injection

TE357.7

A

1009—301X（2012）04—0022—03

2012－03－31

王慶（1976－），男，中原油田博士后工作站在站博士后，主要研究方向?yàn)闅怛?qū)提高采收率。

［責(zé)任編輯 郭華玉］