榆樹林油田CO2混相驅(qū)注氣井極限關(guān)井時間研究

曹廣勝， 杜 童， 白玉杰， 杜明宇， 閆洪洋， 王 浩， 楊清鵬

(1.東北石油大學(xué) 提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318； 2.大慶油田有限責(zé)任公司 井下作業(yè)大隊，黑龍江 大慶 163000)

低滲透油藏采用水氣交替注入的方式既可以擴大氣驅(qū)波及體積、增加注入量、補充地層能量，又可以避免氣竄[1]，達到高效穩(wěn)定開發(fā)油氣藏的目的。自2007年榆樹林油田開展CO2驅(qū)油現(xiàn)場試驗以來，隨著CO2驅(qū)注氣及水氣交替的實施，注氣井經(jīng)常發(fā)生井筒內(nèi)凍堵問題，共計發(fā)生凍堵問題25井次，其中井筒凍堵19井次，地面管線凍堵6井次，最長停注時間近160 d，嚴重影響了注氣驅(qū)的高效開發(fā)，通過加注甲醇、解堵劑以及自然化凍等方法，已處理了大部分井，還有部分井未處理，同時可能還會有新的凍堵井產(chǎn)生。目前針對注CO2驅(qū)油的研究較少，特別是水氣交替注入后[2]，在注入過程中和關(guān)井后井筒內(nèi)溫度、壓力分布因為伴隨著相態(tài)變化容易形成CO2水合物，另外由于各種原因在關(guān)井之后其余井的注入作用，導(dǎo)致部分水或者原油會返出到注氣井筒內(nèi)部，造成了各種復(fù)雜的凍堵問題[3]。

本文對CO2水合物的生成規(guī)律進行研究，配合考慮相態(tài)變化的井筒內(nèi)溫度、壓力分布規(guī)律，明確CO2驅(qū)井凍堵原因，并通過計算模擬出最佳的極限關(guān)井時間，為CO2驅(qū)交替注入法驅(qū)油的大規(guī)模應(yīng)用提供理論依據(jù)和現(xiàn)場指導(dǎo)，對CO2埋藏和環(huán)境保護具有積極意義[4]。

1 井筒內(nèi)CO2水合物生成規(guī)律

1.1 注CO2井井筒內(nèi)相態(tài)變化規(guī)律分析

根據(jù)測井結(jié)果，地層溫度98 ℃，但是CO2臨界溫度為31.06 ℃，因此可判斷液體CO2在注入井筒內(nèi)部會發(fā)生相態(tài)變化[5]，當井筒內(nèi)溫度達到臨界溫度時，液體CO2會轉(zhuǎn)化成氣體CO2，而不是在地層中轉(zhuǎn)化。另外水合物生成時，凍堵段上部受壓力影響，當壓力低到一定程度時，上部不會發(fā)生凍堵[6]，下部受地層溫度的影響，當溫度達到一定程度時則不會產(chǎn)生CO2水合物。具體如圖1所示。

圖1 井筒內(nèi)部CO2相態(tài)變化

Fig.1Phasechangeofcarbondioxideinsidewellbore

1.2 井筒內(nèi)壓力溫度的分布規(guī)律

根據(jù)相態(tài)分析結(jié)果，需要模擬正常注入時井筒內(nèi)壓力溫度分布規(guī)律，并判斷其對溫度、壓力場的影響。榆樹林油田現(xiàn)場施工注入速度10 m3/d，注入溫度5 ℃，注入壓力24 MPa。因此設(shè)計注入速度為10 m3/d，利用Pipesim軟件模擬計算不同注入壓力下井筒內(nèi)壓力分布規(guī)律，結(jié)果如圖2所示。由圖2可以看出，不同注入壓力對井筒內(nèi)壓力變化影響較大，且壓力隨井筒深度大致呈線性關(guān)系。

圖2 不同注入壓力下井筒內(nèi)壓力變化曲線

Fig.2Pressurevariationcurveinwellboreunderdifferentinjectionpressure

圖3為不同注入壓力下井筒內(nèi)溫度變化情況，由圖3可以看出，不同注入壓力對井筒內(nèi)溫度變化影響不大，但井筒內(nèi)溫度隨井筒深度近似呈線性關(guān)系。

圖3 不同注入壓力下井筒內(nèi)溫度變化

Fig.3TemperaturevariationinwellboreunderdifferentInjectionpressure

設(shè)計不同注入溫度，計算不同注入溫度對井筒內(nèi)壓力變化的影響，結(jié)果如圖4所示。由圖4可以看出，注入溫度對井筒內(nèi)壓力影響較小。

圖4 不同注入溫度下井筒壓力變化

Fig.4Wellborepressurechangesatdifferentinjectiontemperatures

當設(shè)計注入速度為10 m3/d時，不同注入溫度下井筒內(nèi)溫度變化如圖5所示。由圖5可以看出，不同注入溫度對井筒內(nèi)溫度影響較大，且當注入溫度改變時井筒內(nèi)溫度在某一位置處會發(fā)生改變逐漸形成一條曲線[7]，分析不同曲線的歸一點為相態(tài)變化結(jié)束點，從該點以下液態(tài)CO2完全轉(zhuǎn)化為氣體。

圖5 10 m3/d不同注入溫度下井筒內(nèi)溫度變化

Fig.5 10m3/dtemperaturechangesinwellboreatdifferentinjectiontemperatures

1.3 注入速度對井筒內(nèi)溫度分布規(guī)律的影響

上述結(jié)果均為10 m3/d的注入速度下模擬，因此為判斷不同注入速度對井筒內(nèi)溫度影響，模擬不同注入速度下井筒內(nèi)溫度的變化規(guī)律，模擬結(jié)果如圖6所示。

圖6 不同注入速度、溫度下井筒內(nèi)溫度變化

Fig.6Differentinjectionspeed,temperaturetemperaturechangeswithinthewellbore

由圖6可以看出，隨著注入速度的逐漸增加，井筒內(nèi)不同注入溫度曲線的歸一點逐漸加深，說明不同的注入速度對井筒內(nèi)溫度的確有較大的影響，因此對于CO2驅(qū)，需要對注入速度進行優(yōu)化分析，當注入速度較高時井筒內(nèi)溫度將急劇減小[8]，使其在井筒內(nèi)部形成水合物，造成凍堵等惡劣的后果。

1.4 注入速度對井筒內(nèi)壓力分布規(guī)律的影響

根據(jù)前述模擬結(jié)果，隨著井筒內(nèi)部溫度的改變，歸一點位置也會發(fā)生改變，同時相態(tài)變化點也會發(fā)生改變，造成井筒內(nèi)溫度也會隨著注入速度的變化發(fā)生改變，因此需要模擬不同注入速度下井筒內(nèi)壓力變化，模擬結(jié)果如圖7所示。

圖7 不同注入速度、溫度下井筒內(nèi)壓力變化

Fig.7Pressurechangesinwellboreatdifferentinjectionratesandtemperatures

由圖7可以看出，井筒內(nèi)的壓力與注入速度變化相對較小，說明注入速度只對溫度影響較大，對注入壓力的影響較小，井筒內(nèi)壓力的變化主要由注入壓力作用。

根據(jù)上述模擬結(jié)果，分析CO2水合物是否能夠在模擬的井筒溫度壓力環(huán)境下形成，據(jù)此判斷水合物可能形成的位置。但是該區(qū)塊為交替注入井，CO2水合物的形成必然需要一定量的水[9]，而井筒內(nèi)上部的水較少，也不會由于地層附近的水流入井口附近造成的凍堵，該區(qū)塊為水氣段塞交替注入，井筒內(nèi)殘留的水和CO2較少，且該區(qū)塊凍堵井多伴隨長時間的管井，因此判斷該區(qū)塊混相驅(qū)注氣井凍堵的主要原因為：注氣井長時間停注后，地層中原油和地層水會在停注井周圍注氣井的作用下，由地層遠端進入到停注井內(nèi)部，進而與井筒內(nèi)殘余氣體形成CO2水合物，導(dǎo)致井筒的凍堵或形成死油段。

2 極限關(guān)井時間的確定

2.1 關(guān)井后井底壓力變化規(guī)律

對注氣井極限關(guān)井時間的確定，首先需要根據(jù)實際情況，分析確定關(guān)井后井底壓力的變化規(guī)律，并據(jù)此研究出注氣井關(guān)井后注氣井產(chǎn)氣產(chǎn)水規(guī)律，最后根據(jù)分析結(jié)果，判斷極限關(guān)井時間[10]，對于關(guān)井后井底壓力的分析，采用試井的方法，把實際的井底壓力pws(Δt)與關(guān)井時間Δt值畫在pws(Δt)-lgΔt的坐標圖中。

(1)

式中，pws(Δt)為實際的井底壓力，MPa；pwf(Δt=0)為關(guān)井時間為0時刻的井底壓力，MPa；q為產(chǎn)液量，m3/d；μ為流體黏度，mPa·s；K為滲透率，μm2；h為厚度，m；η為導(dǎo)壓系數(shù)，m2/d；Δt為關(guān)井時間，d；rwe為井筒半徑，m。

根據(jù)式(1)可計算關(guān)井后井底壓力的變化規(guī)律，計算井底壓力的相關(guān)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表Table 1 Basic data sheet

根據(jù)上述數(shù)據(jù)計算關(guān)井之后井底壓力變化情況如圖8所示。

2.2 極限凍堵時間的確定

對于后注氣的井，井筒內(nèi)會賦存大量的CO2氣體，因此只需要考慮在關(guān)井之后一段時間內(nèi)隨著壓力變化，地層中水體系在其余井的作用下的滲流作用[11]，與后注水的情況不同，水體系在進入井筒之后還需要一段時間才能進入到低溫凍堵段，對于后注氣時的極限關(guān)井時間的確定，只需要計算地層水在壓力變化的條件下從地層流入井筒再流入井筒中凍堵段的時間，即為該井的極限關(guān)井時間[12]。

圖8 注氣井關(guān)井之后井底壓力變化

Fig.8Bottomholepressurechangesaftergasinjectionwellsshutdown

根據(jù)水合物易形成段溫度、壓力變化曲線(見圖9)，結(jié)合實際的測井數(shù)據(jù)可以看出，井筒內(nèi)溫度壓力呈線性關(guān)系，當井筒內(nèi)壓力低于35 MPa左右時，極易形成水合物。但是對于其水合物形成時間需要結(jié)合上部分井筒儲集量計算。

圖9 水合物易形成段溫度、壓力曲線

Fig.9Hydrateeasytoformsectiontemperature,pressurecurve

獲得注氣井和采油井在關(guān)井之后井筒內(nèi)儲集液體隨時間的變化關(guān)系后，需要計算井筒內(nèi)凍堵段深度與井筒儲集體積的關(guān)系曲線，再結(jié)合地層溫度、壓力場分布以及水合物生成規(guī)律曲線，判斷其極限凍堵時間[13]。

井筒儲集體積如式(2)所示：

V=ρlg(H-h)(2)

式中，V為井筒儲集體積，m3；ρl為地層水密度，kg/m3；H為井深，m；h為凍堵段深度，m。

根據(jù)式(2)做出井筒內(nèi)凍堵深度與井筒儲集體積關(guān)系曲線，如圖10所示。

圖10 井筒內(nèi)凍堵深度與井筒儲集體積關(guān)系曲線Fig.10 Curve of wellbore freezing blockage and wellbore storage volume

由圖10可以看出，當注氣井關(guān)井之后井筒內(nèi)凍堵段在1 200 m左右時，井筒內(nèi)可儲集液體體積約為105 m3，因此可據(jù)此計算其極限關(guān)井時間。

關(guān)井后井筒內(nèi)液體儲集體積與時間的變化曲線如圖11所示。由圖11可見，井筒內(nèi)儲集105 m3液體時需25 d左右，對于注氣井，其極限關(guān)井時間約為25 d，當25 d之后井筒內(nèi)將會形成水合物，且水合物位置在井下0～1 200 m。

圖11 注氣井關(guān)井后井筒儲集液體隨時間變化

Fig.11Wellborereservoirfluidchangeswithtimeafterthegaswellisshutdown

3 結(jié)論

(1) 根據(jù)測井結(jié)果，地層溫度98 ℃，但是CO2臨界溫度為31.06 ℃，因此可判斷液體CO2在注入井筒內(nèi)部會發(fā)生相態(tài)變化，當井筒內(nèi)溫度達到臨界溫度時，液體CO2會轉(zhuǎn)化成氣體CO2而不是在地層中轉(zhuǎn)化。

(2)不同注入溫度對井筒內(nèi)溫度影響較大，且當注入溫度改變時井筒內(nèi)溫度在某一位置處會發(fā)生改變，逐漸形成一條曲線，分析不同曲線的歸一點為相態(tài)變化結(jié)束點，從該點以下液態(tài)CO2完全轉(zhuǎn)化為氣體。

(3)根據(jù)關(guān)井后井筒內(nèi)液體儲集體積與時間的變化曲線，判斷井筒內(nèi)儲集105 m3液體時需25 d左右，因此對于注氣井，其極限關(guān)井時間約為25 d，當25 d之后井筒內(nèi)將會形成水合物，且水合物位置在井下0～1 200 m。

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