油田CO2驱井筒流动热力影响因素分析

郭林林 李巧珍 徐哲 董航 吕春柳

摘 要：目前低渗透油藏多采用CO2驱油，考虑到CO2驱油后，CO2溶于原油混合体系沿井筒流动过程中易发生相变，现有的黑油模型不能对其进行准确的描述。依据质量守恒、动量守恒、能量守恒、多元气液平衡及传热学等理论，建立CO2原油混合体系在井筒流动中的温度、压力耦合模型，编制“井筒流动温度和压力耦合计算软件”，分析了CO2摩尔分数、日产油量及井深对井口采出液温度的影响。结果表明，随着CO2摩尔分数增加，井口采出液温度降低;相同CO2摩尔分数下，随着井深、日产油量的增加，井口采出液温度均表现为逐渐增加的趋势。此外，该软件界面友好，方便现场人员操作，具有一定的工程实际价值。

关 键 词：二氧化碳驱;井筒流动;软件编制;井口采出液温度

中图分类号：TE 357.7 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）06-1402-04

Analysis of Thermodynamic Influential Factors of

Wellbore Flow in Oil Field With CO2 Flooding

GUO Lin-lin1，LI Qiao-zheng1，XV Zhe1，DONG Hang1，LV Chun-liu2

（1. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318，China;

2. PetroChina Liaohe Oilfield Company， Liaoning Panjin 124010，China）

Abstract： At present， a lot of low permeability reservoirs use CO2 flooding process. After the CO2 flooding， CO2 dissolved in crude oil blending system is prone to phase transition along the wellbore flow process ，so the existing black oil model can't describe the wellbore flow accurately. In this paper， based on conservation of mass， momentum conservation， energy conservation， multi-component vapor-liquid equilibrium and heat transfer theory， a CO2-oil mixed system temperature-pressure coupling calculation model in the wellbore flow process was developed， and wellbore temperature and pressure coupling calculation software was programmed， effect of CO2 mole fraction， wellbore depth and daily oil production on the temperature of the wellhead produced fluid was analyzed. The results show that， with the increase of CO2 mole fraction， wellhead produced fluid temperature decreases; under the same CO2 mole fraction， with increasing of well depth and daily oil production， wellhead produced fluid temperature shows a gradually increasing trend. In addition， the software has a friendly interface， convenient field operation， has certain practical value in engineering.

Key words： CO2 flooding; Wellbore flow; Software programming ; Wellhead produced fluid temperature

近年來，我国新增中低-特低渗透油藏储量逐年增加，CO2作为一种驱油剂，在低渗透油藏开发中具有明显的增油降水效果。向地层中注入CO2不仅能有效降低原油粘度，减少残余油饱和度，溶解储层中胶质，提高渗透率，而且能有效的减少空气污染，降低温室效应，故应用CO2驱油在低渗透油田有较好的前景[1，2]。国外开展CO2驱油时间较早，早在1950年起许多国家在实验室和现场进行研究，目前已取得较好的成果。国内虽然研究较晚，但已在大庆、吉林、江苏等地开展试验，相关技术有待研究[3]。

国内外对于井筒传热模型均基于Ramey[4]的基础上，对于油井井筒流动计算，苏泉等人[5]在考虑了井筒内油气两相之间的质量交换及油气水混合体系物性受到温度和压力两方面的共同影响，提出井筒油气水三相压力与温度的耦合计算模型;钟海全等人[6]在考虑了地层非稳态传热的基础上，为避免因难以计算总传热系数而提出了井筒流体温度预测的简化模型。上述文献中所采用黑油模型对CO2原油混合体系物性不能进行准确的描述。因此，考虑采用组分模型对混合体系物性进行描述，建立CO2原油混合体系井筒流动温度压力模型，编制“井筒流动温度和压力耦合计算软件”，分析CO2摩尔分数、日产油量及井深对井口采出液温度的影响，对现场作业具有一定的参考价值。

3.3 井深对井口采出液温度的影响

图5为CO2摩尔分数为0.481%、日产油量为10.6 m3/d时，不同井深下的井口采出液温度。从图5中可以看出，在CO2摩尔分数相同时，井口采出液的温度随井深的增加而增加。

图5 不同井深下的井口采出液温度分布

Fig.5 Wellhead produced fluid temperature profiles for different wellbore depth

4 结 论

（1）考虑CO2原油混合体系物性变化，建立井筒温度、压力耦合模型，编制“井筒流动温度和压力耦合计算软件”，软件界面友好，操作方便，便于现场工作人员使用，具有一定工程应用价值。

（2）分析结果表明：在CO2摩尔分数、日产油量、井深三个影响因素中，CO2摩尔分数起主导作用。随着CO2摩尔分数增加，井口采出液温度逐渐降低;相同CO2摩尔分数下，随着日产油量、井深的增加，井口采出液温度均表现为逐渐增加的趋势。

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[6]钟海全，刘通，李颖川，等.考虑地层非稳态传热的井筒流体温度预测简化模型[J].岩性油气藏，2012，04：108-110.

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