红河油田注CO2井筒及油层温度场分布研究*

(中国石油化工股份有限公司华北油气分公司，河南 郑州 450006)

红河油田注CO2井筒及油层温度场分布研究*

刘学全

(中国石油化工股份有限公司华北油气分公司，河南 郑州 450006)

在注CO2提高原油采收率的过程中，注气井井筒及油层温度场分布是影响注CO2效果的主要因素之一。结合注CO2井筒及油层温度场分布模型对红河油田注CO2井筒及油层温度分布进行了研究，对影响井筒及油层温度场分布的因素进行了分析。结果表明:注CO2过程中，井口注入温度和注入压力对井底温度和油层温度场分布几乎没有影响；井口日注入量越大，注入时间越长，井筒温度和油层温度越低，CO2波及到的油层范围越大。为保证红河油田注CO2的效果，现场试验中总注入量应该有一个合适范围，井口日注入量应控制在30 t以内，采用3Cr防腐蚀油管可有效防止注CO2对管材腐蚀。

CO2井筒油层温度场腐蚀

红河油田长8油藏位于甘肃省镇原-泾川县，东北方向与西峰油田相邻，是中国石油化工股份有限公司华北分公司在鄂尔多斯盆地的主力区块。长8油藏储层温度65～72 ℃，地层水型为CaCl2水型，矿化度75 406 mg/L，Ca2+质量浓度5 486 mg/L；平均孔隙度为10.8%，平均渗透率为0.4×10-3μm2，是典型的低孔超低渗储层。长8油藏目前主要采用天然能量开发，产量能力递减较快；储层渗透率低，注水渗流阻力大，难以驱动基质中的原油并且注水难以见效。

国内外研究及现场试验均表明，注CO2是提高低渗透储层开发效果的一种很具潜力的增油措施。CO2可通过降低油水界面张力、降低原油黏度、原油体积膨胀、提高地层渗透率以及溶气驱等机理，大幅度提高原油采收率。但是注入CO2后会对储层温度造成一定影响。注CO2后井底温度降低，影响注入井周围油层温度场分布，进而影响原油物性，决定储层是否发生冷伤害。因此注气过程中注入井井底及井筒周围油层温度场分布是影响注CO2效果的主要因素之一[1-4]。

注CO2气井压力较高，而且存在腐蚀，容易损坏仪器，对井底温度进行测试费工费时，同时监测井筒周围油层温度场分布也存在困难。为了有效预测注CO2过程中注气井井底及周围油层温度场变化规律，利用井筒温度梯度模型及Lauwerier油层传热模型，结合CO2热力学数据，对红河油田注CO2井筒及油层温度场分布进行了研究。

1 井筒及油层温度场分布模型

1.1井筒温度场分布模型

自20世纪50年代以来，国内外学者对注CO2井井筒温度场分布进行了研究。在已开展注CO2井筒温度预测研究中，在状态方程选择时，不同条件下CO2物性参数(密度、黏度、比热容和导热系数等)的计算模型误差较大；部分学者将传热对井筒温度影响简单处理，没有将压力与流体物性进行耦合计算，误差较大[5-6]。选择陈林[7]等人的井筒温度、压力场分布耦合模型，同时对不同温度、压力条件下的CO2物性参数(密度、黏度、比热容和导热系数等)进行数值拟合[8-10]，建立不同温度、压力下的CO2物性参数方程，计算注CO2井井筒温度场分布。

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式中：Tf为井筒温度，℃；Tsur为地表温度，℃；GDC为地温梯度，℃/m；Z为井筒深度，m；rto为油管外半径，m；λe为地层导热系数，W/(m·K);W为注入流量，kg/s；Cp为注入流体定压比热容，kJ/(kg·℃)；Uto为以油管外表面为基准面积的总传热系数，W/(m2·K)，可依据文献[11-12]，将井身分成多段，在每一段上根据不同的温度、压力采用迭代法求解；f(τD)为传热函数，无因次，可依据Hasan[13]公式计算；P为井筒压力，Pa；ρ为油管内流体密度，kg/m3；g为重力加速度，9.807 m/s2；θ为注气井筒倾角，(°)；v为油管内流体流速，m/s；f为摩阻系数，无因次，可依据文献[14]计算。

1.2油层温度场分布模型

沿井筒注入的CO2进入油层多孔介质后，热量传递方式既有直接的热传导，又有随着注入流体渗流而伴随的热量传递。注入的CO2在油层中温度分布可采用Lauwerier[15]方法计算，距注入井任意半径处的温度为

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式中：xD，tD和λ为无因次参数；λm为顶底层导热系数，W/(m·℃)；t为注入时间，s；R为径向流模型中微元体内侧面距井眼的径向距离，m；h为油层厚度，m；ρinj,ρf和ρm分别为井底流体、油层和顶底层密度，kg/m3；Cinj,Cf和Cm分别为井底流体、油层和顶底层比热容，J/(kg·℃)；Qinj为井底流体流量，m3/s；Tri为油层初始温度，℃；Tinj为井底温度，℃；erfc为余误差函数。

2 红河156井井筒温度和压力影响因素

2013年6月红河油田红河156井组开始注CO2先导试验，设计注入量5 000 t。基于红河156井井筒及地层基本参数，利用井筒及油层温度场分布模型，改变注入温度、注入压力和日注入量等注入工艺参数，对红河156井注CO2井筒及油层温度场分布进行研究。红河156井基本计算参数见表1。

表1 红河156井基本计算参数

2.1注入温度

根据红河156井现场注入数据，计算注入压力15 MPa，日注入量15 t，总注入量5 000 t时不同注入温度下的井筒温度及油层温度场分布(见图1和图2)，研究其注入温度对井筒温度及油层温度场影响规律。

图1 井筒温度场分布

由图1可知,注入温度在井口附近显著影响井筒温度剖面，但随着井深增大，影响程度减小。当井深达到1 200 m时，注入温度对井筒温度几乎没有影响；由图2可知，注入温度改变对油层温度场分布几乎没有影响，这是因为，在不同的注入温度下，井底温度几乎相等，井底CO2的物性参数也相差不大，在相同日注入量下CO2与油层之间的热量传递也相差不大，因此油层温度场分布与注入温度关系不大。以井筒为中心，油层温度随距井筒径向距离的增加而升高，当增加至一定距离时，温度恢复至原始地层温度。

图2 油层温度场分布

2.2注入压力

根据红河156井现场注入数据，计算注入温度10 ℃，日注入量15 t，总注入量5 000 t时不同注入压力下的井筒温度及油层温度场分布(见图3和图4)，研究其对井筒温度和油层温度场影响规律。

图3 井筒温度场分布

图4 油层温度场分布

从图3和图4可以看出，井筒温度随注入压力的增加略有增加，油层温度也随注入压力的增加略有增加，注入的CO2所能波及到的径向距离油层温度随注入压力的增加略有减小，但总体变化不大。这是由于CO2的比热容随着压力增大而略有减小，CO2在井筒内流动过程中地层传递给CO2同样的热量，CO2温度升高幅度略有增大；同样，CO2在油层内流动过程中油层传递给CO2同样热量，CO2温度升高幅度略有增大。

2.3日注入量

根据红河156井现场注入数据，计算注入温度10 ℃，注入压力15 MPa，总注入量5 000 t时不同日注入量条件下井筒温度及油层温度场分布(见图5和图6)，研究其对井筒温度和油层温度场的影响规律。

图5 井筒温度场分布

图6 油层温度场分布

由图5可知，随井口日注入量增大，井筒温度降低，并且降低幅度明显。日注入量增大，相同时间内注入CO2量增大，从地层吸收同样热量引起温度升高的幅度随之降低；从图6可知，日注入量对近井筒地带的油层温度场分布影响是比较明显的。日注入量越大，井底温度越低，在相同径向距离下油层的温度越低。日注入量增大对井筒压力分布的影响并不明显。

根据杨胜来等[16]的研究，在注CO2过程中，油层中可能会出现4种油层温度与原油黏度带模型。根据上述计算结果，结合长8油藏原油黏温曲线及CO2溶于原油后的物性变化，可以得出每日注入不同量的CO2条件下油层温度与原油黏度带，见图7。

图7 油层温度与原油黏度带

由图7可知，在日注入量10 t时，CO2降低的油层最低温度略低于但接近原始油层温度，虽然降温使原油增黏，但CO2降黏效果比降温增黏作用更明显，因此原油黏度降低，CO2增加原油采收率效果最明显，是最理想的情况；当日注入量达到30 t时，CO2降低的油层最低温度低于油层原始温度,但高于长8油藏原油凝固点(21 ℃)。低温导致原油黏度增加的储层伤害显著于其降黏作用，此时，对储层形成了一定程度的伤害，降低了驱油效率，井筒周围出现模型一定半径范围的低温增黏带，日注入量越大，低温增黏带的半径越大，对增产越不利；当日注入量增加到500 t时，CO2降低的油层最低温度低于长8油藏原油凝固点，油层中出现一个原油结蜡带，原油结蜡会堵塞地层，造成油井产液量降低，甚至停产。因此为提高注CO2的开发效果，现场日注入量应控制在30 t之内。

2.4注入时间

根据红河156井现场的注入数据，计算注入温度10 ℃，注入压力15 MPa，日注入量15 t，总注入量5 000 t时不同注入时间下井筒温度和油层温度场分布的影响规律(见图8和图9)。

从图8和图9可以看出，起初随井口注入时间增加，井底温度下降幅度较大；随着注入时间的继续增加，井底温度降幅逐渐变小。当注入时间大于2 000 h时，注入时间对井底温度影响很小；初始阶段近井油层温度下降较快，随着时间增加(即注入量增大)，低温带波及到的体积逐渐增大，且油层温度逐渐降低，但推进速度逐渐变慢。这主要是因为注入初期，注入流体波及到的油层半径小，在相同的注入流量及其携带的热量作用下，低温带的推进速度较快；随着时间的增加，注入流体波及到的油层半径增加，使得降低相同半径油层的温度所需要的低温流体也越多，因而推进速度变慢。此外，随着半径增加，与相邻油层、井底交换的热量也就越多，对注入流体前沿的影响也就越小。因此现场试验中的总注入量应该有一合适的范围，并不是越大越好。

图8 井筒温度场分布

图9 油层温度场分布

3 防腐蚀技术

根据前期调研试验挂片评价结果，3Cr材质油管抗腐蚀性较强，因此注入井采用3Cr防腐蚀油管和耐腐蚀高压井口以及环空隔离保护液技术，能有效防止注CO2过程中对管材的腐蚀。

4 结 论

(1)注CO2过程中，井口注入温度在井口附近显著影响井筒温度剖面，但对井底温度及油层温度场分布影响不大，注入压力对井筒和油层温度场分布几乎没有影响；

(2)注CO2过程中，井口日注入量越大，井底温度和油层温度越低，为保证红河油田注CO2开发效果，井口日注入量应控制在30 t以内；

(3)注CO2过程中，注入时间越长，注入量越大，井底温度越低，CO2波及到的油层范围越大，且油层温度越低，现场试验中的总注入量应该有一合适的范围，并不是越大越好;

(4)采用3Cr防腐蚀油管可有效防止注CO2对管材腐蚀。

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(编辑 寇岱清)

ResearchonTemperatureDistributionofCO2InjectionWellboreandOilReservoirinHongheOilField

LiuXuequan
(SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou450006,China)

Temperature distribution of CO2injection wellbore and oil reservoir is a key factor in the oil recovery process enhanced by CO2injection. Related influencing factors were analyzed through the simulation of temperature distribution. The results showed that temperature and pressure in the inlet of wellbore had little effect on the bottom-hole temperature and temperature distribution of oil reservoir; temperature of wellbore and oil reservoir decreased with the increasing of injection rate and injection time, which was opposite with the tendency of reservoir range swept by CO2. In order to ensure the effect of CO2injection, the injection volume should be kept in a reasonable range of 30 t/d, and 3Cr anticorrosion pipe should be used to prevent the CO2corrosion effectively.

CO2， wellbore, temperature distribution of oil reservoir, corrosion

2017-03-09；修改稿收到日期：2017-07-26。

刘学全(1980—)，本科，工程师，2005年毕业于中国石油大学(北京)石油工程学院油气储运工程专业，现在该公司工程技术研究院从事机械采油和提高采收率工作。E-mail：lxq811223@163.com

国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(2016ZX05048)。