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。
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。
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
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:
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。
1.4.1 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。
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。
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。
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。
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
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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