超低渗裂缝性油藏CO2驱防气窜注入参数研究

周 勤，张永刚

（中石化华北分公司工程技术研究院，河南 郑州450006）

红河油田长8油藏位于甘肃省镇原县～泾川县，是中石化华北分公司在鄂尔多斯盆地的主力上产油藏。长8储层温度65℃～72℃，地层压力18.8～20.6MPa，属常温常压油藏；基质储层平均孔隙度为10.8%，平均渗透率为0.4×10－3μm2；储层天然裂缝发育，根据成像测井分析和岩心裂缝分析，裂缝以高角度缝为主，倾角大于80°占49%，大于60°占77%，裂缝密度0.38条／m，是典型的低孔超低渗裂缝性储层。

国内外研究及矿场试验均表明，注CO2可大幅度提高原油采收率，是提高低渗透储层开发效果的一种很具潜力的增油措施。低渗透储层一般都伴有裂缝发育，而CO2注入地层后，由于其粘度比水要小得多，容易沿裂缝发生气窜。气窜会大幅度降低注入CO2的波及体积，因此如何控制气窜是影响CO2驱提高采收率效果的关键因素。

气窜发生的根本原因，是注入井井底压力超过了裂缝重张压力而导致的裂缝开启；而发生气窜后，目前常用的方式是CO2／泡沫驱或水气交替驱。因此，为防止发生气窜，主要有控制注入压力和改变注入方式两种途径。本文建立注CO2井筒压力分布方程，同时筛选出合适的起泡体系，对超低渗裂缝性油藏CO2驱防气窜注入参数优化进行了研究。

1 井筒压力分布模型

油田注入的CO2通常为液态，在注入井筒过程中将会经历液态、气态以及超临界态等相态转变，而不同相态下流体物性参数变化较大，对温度、压力的计算结果影响也较大。因此计算井筒压力的同时，必须考虑井筒温度对CO2物性参数的影响，建立井筒温度压力分布的耦合方程。

1.1 模型基本条件

注CO2井筒结构主要由油管、套管及水泥环等组成，底端用封隔器坐封，油套环空中为缓蚀剂溶液。井筒温度和压力分布模型的建立需满足如下基本假设条件：①将注入井井筒视为由若干个同心圆环组成的结构，同时密封效果良好，管柱无泄漏现象；②将地层密度、比热容和导热系数等物理参数为常数，忽略其随温度和深度发生的变化；③油管内CO2流体为一维均质稳定流动，流体从油管内到水泥环外缘间的热量传递为一维稳态传热，由水泥环外缘到地层间为一维非稳态传热。

图1 注气井井筒结构图

1.2 井筒温度梯度方程

在注气井井筒结构中，热量主要通过3个环节来完成传递过程：①注入流体→油管壁→油套管环空流体；②油套管环空流体→套管壁→水泥环；③水泥环→地层。

根据传热学理论，在稳态传热条件下，注气井任意微元段dZ的井筒径向热流量，即沿油管处径向与井筒周围地层交换的热流量Qrw可表示为：

其中，Tf－井筒流体温度，℃；Th－水泥环温度，℃；rto－油管外半径，m；Z－井深，m；Uto－以油管外表面为基准面积的总传热系数，kJ／（m2·h·℃）；dQrw－dZ段注入流体向水泥环外壁传递的热流量，kJ／h。

在微元段上，流体因为通过油管、油套管环空流体、套管及水泥环与地层发生传热而发生的热量变化Qf为：

其中，W－CO2注入流量，kg／h；Cp－注入流体定压比热容，kJ／（kg·℃）；dQf－流体热量变化，kJ／h。

在相同的微元段dZ上，水泥环与地层交界面的一维非稳态传热径向热流速度为：

其中，Te－地层温度，℃；dQrg－水泥环外壁向地层传递的热流量，kJ／h；f（τD）－无因次传热函数，无因次；λe－地层导热系数，kJ／（m·h·℃）。

根据能量守恒原理，井筒内CO2流体的热量变化值等于水泥环外壁向注入流体传递的热流量，同时又等于从井壁到地层的热流量。联立式（1）、（2）和（3），可得：

其中，Tsur－地表温度，℃；GDC－地温梯度，℃／m。

联立式（4）、（5），整理后可得到井筒温度梯度方程：

1.3 井筒压力梯度方程

建立井筒压力梯度方程所需的假设条件与温度梯度方程相同，选取井筒的一个微元段作为研究对象，由流体的连续性方程，可知：

其中，v－油管内流体流速，m／s；ρ－油管内流体密度，kg／m3。

同时，油管内CO2流体的稳态均质流动满足动量平衡方程，即：

其中，dP－dZ段注入流体压降，Pa；g－重力加速度，9.807m／s2；θ－注气井筒倾角，（°）；f－摩阻系数，无因次；dti－油管内径，m。

联立式（8）、（9），即可得到井筒压力梯度方程：

式（6）和式（10）即组成了所建立的注CO2井筒温度和压力分布模型。

1.4 模型参数计算

1.4.1 流体物性参数

模型中计算所需要的流体物性参数中，CO2密度和定压比热容可采用Span－Wagner方程的计算方法，粘度可采用Fenghour－Wakeham方程的计算方法，导热系数可采用Vesovic－Wakeham方程的计算方法。油套环空中为低浓度缓蚀剂溶液，计算时可参考水的物性参数。

1.4.2 无因次传热系数f（τD）

无因次传热函数f（τD）可利用Hasan公式计算，即：

其中，rh－水泥环半径，m；τ－注入时间，h；α－地层热扩散系数，m2／h。

1.4.3 井筒总传热系数Uto

当井筒中仅有油管，下端有封隔器，油套环空中为缓蚀剂溶液时，总传热系数Uto的表达式为：

其中，rti－油管内半径，m；rci－套管内半径，m；rco－套管外半径，m；λtub、λcas和λcem分别为油管导热系数、套管导热系数和水泥环导热系数，kJ／（m·h·℃）；hf、hr和hc分别为油管流体的对流传热系数、辐射传热系数和自然对流传热系数，kJ／（m2·h·℃），其值可分别根据 Dittus－Boelter、Stefan－Boltzmann和 Dropkin－Somerscales方程计算。

由于式（13）中的hf、hr和hc等参数与流体物性参数有关，而流体物性参数又与流体温度和压力相关，因此在具体计算Uto时，需将井身分成多段，在每一段上根据不同的温度和压力进行迭代求解。

1.4.4 摩阻系数f

摩阻系数是计算井筒中流体流动摩擦阻力梯度的关键参数，计算时可采用Chen提出的显式计算式，其适用于所有雷诺数和粗糙度，即：

其中，Re－流体流动雷诺准数，无量纲；ε－油管平均粗糙度，m。

2 起泡体系优选及评价

红河油田长8油藏为超低渗裂缝性油藏，区内裂缝发育。由于气体的流动阻力比水小，注CO2时可能发生气窜。CO2／泡沫驱油综合了CO2驱与泡沫驱的优点，有利于保持地层压力，增加弹性能量；泡沫具有堵水不堵油、提高洗油效率、改善注入剖面等作用，可以有效地控制了气窜现象，延缓气体的突破时间。

2.1 起泡体系优选

针对红河油田地质特征和流体性质，采用 Waring－Blender法，研制了复配起泡体系 HGC8－2。该体系由阴离子表面活性剂和两性表面活性剂复配而成，具有较强的耐温性能和耐盐性能。室内实验结果表明，该起泡体系在质量分数0.5% 下 Waring－Blender搅拌法测定起泡体积大于550ml，半衰期大于10h，耐温50℃～80℃，耐矿化度70 000mg／L，Ca2＋含量13 000mg／L，满足红河油田现场要求。

2.2 起泡体系评价

为表征泡沫的封堵性能，在室内分别使用单管实验和三管并联实验，开展了泡沫阻力因子评价实验。实验中采取空气和泡沫液交替注入的方式，其中泡沫液注入量为0.2PV，分别测定不同条件下泡沫的阻力因子（表1，2）。

表1 单管实验泡沫液阻力因子测试结果（填砂管K＝15×10－3μm2）

表2 不同渗透率岩心并联后阻力因子测试结果（气液比2∶1）

从表1和表2试验数据可以看出，气液比为2∶1时，泡沫剂的阻力因子最大，当CO2的注入速度为2ml／min时，阻力因子可以达到25以上；在2∶1的气液比下，泡沫对高渗透率填砂管的阻力因子最大，表明泡沫可以对高渗层产生较强的封堵。因此，现场试验中CO2泡沫液最佳段塞大小比为2∶1。

3 注入参数优化

红河油田于2013年6月24日在红河156井组开展了注CO2先导试验。试验井组采用一注四采井网，直注平采模式，注入井对应水平井采用分段压裂工艺投产。试验采取CO2／泡沫液交替的注入方式，设计气液比为2∶1。CO2的初始配注量为15t／d，设计注入量为5 000t。泡沫液日配注量15m3／d。井口注入液态CO2，井口注入温度为10℃。

初期CO2正常注入时压力为14.2MPa。随着注入量的增加，同时由于泡沫液的注入，增大了CO2渗流阻力，注入压力逐渐升高至17.1MPa，同时有水平井产出气中见到CO2，呈现出气窜的迹象。

发生气窜的根本原因是，注入井井底压力超过了裂缝重张压力而导致的裂缝开启，因此在注入过程中需要控制井口压力在一定范围之内，该范围值可以通过注CO2指示曲线获取。而受现场CO2压注泵最大日注量的限制，通过测得的指示曲线无法获取出CO2最大井口注入压力。而从测得的注泡沫液指示曲线中，可以获得注泡沫液井口拐点压力为14.9MPa，折算成油层中深压力（1 845m）为33.0MPa，即地层裂缝重张压力为33.0MPa，因此注CO2时需要保证最大油层中深压力为33.0MPa。

对应井口最大注入压力可以从前文建立的注CO2井筒温度压力分布耦合模型计算（表3）。

表3 注CO2井筒温度压力分布耦合模型参数

根据模型计算结果，在日注入量为15t／d的情况下，井口最大注入压力为16.6MPa。在实际注入过程中，当控制最大注入压力为16.62MPa时，难以达到15t／d的日注入量。因此，将日配注量下调至7t／d，再次优化出的最大井口注入压力为16.8MPa（图2）。

图2 不同日配注下红河156井井筒压力（井底压力33.0MPa）

将CO2注入参数调整为：日配注量7t／d，井口最大注入压力16.8MPa；同时维持气液比2∶1不变，将泡沫液日配注量下调为7m3／d。采取该注入参数后，通过动态调整，将见气井产出气中CO2含量控制到正常值，有效缓解了CO2气窜，保证了注CO2的开发效果。对应一口采油井在注CO2后含水率下降明显，日均产油由注CO2前的1.5t／d增加到2.4t／d（图3）。

图3 红河156井CO2注入曲线与采油井CO2含量变化曲线

4 结论

1）建立注CO2井筒温度压力耦合模型，合理控制注入参数，保证注入井井底压力低于裂缝重张压力，可以从根本上控制气窜的发生。

2）室内优选合适的起泡剂体系，优化气液比等参数，对重张裂缝进行封堵，可有效缓解气窜。

3）通过两种措施，准确优化注入参数，可以有效控制气窜，保证注CO2提高采收率的开发效果。

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