周 勤，張永剛

（中石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州450006）

紅河油田長8油藏位于甘肅省鎮(zhèn)原縣～涇川縣，是中石化華北分公司在鄂爾多斯盆地的主力上產(chǎn)油藏。長8儲層溫度65℃～72℃，地層壓力18.8～20.6MPa，屬常溫常壓油藏；基質(zhì)儲層平均孔隙度為10.8%，平均滲透率為0.4×10－3μm2；儲層天然裂縫發(fā)育，根據(jù)成像測井分析和巖心裂縫分析，裂縫以高角度縫為主，傾角大于80°占49%，大于60°占77%，裂縫密度0.38條／m，是典型的低孔超低滲裂縫性儲層。

國內(nèi)外研究及礦場試驗均表明，注CO2可大幅度提高原油采收率，是提高低滲透儲層開發(fā)效果的一種很具潛力的增油措施。低滲透儲層一般都伴有裂縫發(fā)育，而CO2注入地層后，由于其粘度比水要小得多，容易沿裂縫發(fā)生氣竄。氣竄會大幅度降低注入CO2的波及體積，因此如何控制氣竄是影響CO2驅(qū)提高采收率效果的關(guān)鍵因素。

氣竄發(fā)生的根本原因，是注入井井底壓力超過了裂縫重張壓力而導(dǎo)致的裂縫開啟；而發(fā)生氣竄后，目前常用的方式是CO2／泡沫驅(qū)或水氣交替驅(qū)。因此，為防止發(fā)生氣竄，主要有控制注入壓力和改變注入方式兩種途徑。本文建立注CO2井筒壓力分布方程，同時篩選出合適的起泡體系，對超低滲裂縫性油藏CO2驅(qū)防氣竄注入?yún)?shù)優(yōu)化進(jìn)行了研究。

1 井筒壓力分布模型

油田注入的CO2通常為液態(tài)，在注入井筒過程中將會經(jīng)歷液態(tài)、氣態(tài)以及超臨界態(tài)等相態(tài)轉(zhuǎn)變，而不同相態(tài)下流體物性參數(shù)變化較大，對溫度、壓力的計算結(jié)果影響也較大。因此計算井筒壓力的同時，必須考慮井筒溫度對CO2物性參數(shù)的影響，建立井筒溫度壓力分布的耦合方程。

1.1 模型基本條件

注CO2井筒結(jié)構(gòu)主要由油管、套管及水泥環(huán)等組成，底端用封隔器坐封，油套環(huán)空中為緩蝕劑溶液。井筒溫度和壓力分布模型的建立需滿足如下基本假設(shè)條件：①將注入井井筒視為由若干個同心圓環(huán)組成的結(jié)構(gòu)，同時密封效果良好，管柱無泄漏現(xiàn)象；②將地層密度、比熱容和導(dǎo)熱系數(shù)等物理參數(shù)為常數(shù)，忽略其隨溫度和深度發(fā)生的變化；③油管內(nèi)CO2流體為一維均質(zhì)穩(wěn)定流動，流體從油管內(nèi)到水泥環(huán)外緣間的熱量傳遞為一維穩(wěn)態(tài)傳熱，由水泥環(huán)外緣到地層間為一維非穩(wěn)態(tài)傳熱。

圖1 注氣井井筒結(jié)構(gòu)圖

1.2 井筒溫度梯度方程

在注氣井井筒結(jié)構(gòu)中，熱量主要通過3個環(huán)節(jié)來完成傳遞過程：①注入流體→油管壁→油套管環(huán)空流體；②油套管環(huán)空流體→套管壁→水泥環(huán)；③水泥環(huán)→地層。

根據(jù)傳熱學(xué)理論，在穩(wěn)態(tài)傳熱條件下，注氣井任意微元段dZ的井筒徑向熱流量，即沿油管處徑向與井筒周圍地層交換的熱流量Qrw可表示為：

其中，Tf－井筒流體溫度，℃；Th－水泥環(huán)溫度，℃；rto－油管外半徑，m；Z－井深，m；Uto－以油管外表面為基準(zhǔn)面積的總傳熱系數(shù)，kJ／（m2·h·℃）；dQrw－dZ段注入流體向水泥環(huán)外壁傳遞的熱流量，kJ／h。

在微元段上，流體因為通過油管、油套管環(huán)空流體、套管及水泥環(huán)與地層發(fā)生傳熱而發(fā)生的熱量變化Qf為：

其中，W－CO2注入流量，kg／h；Cp－注入流體定壓比熱容，kJ／（kg·℃）；dQf－流體熱量變化，kJ／h。

在相同的微元段dZ上，水泥環(huán)與地層交界面的一維非穩(wěn)態(tài)傳熱徑向熱流速度為：

其中，Te－地層溫度，℃；dQrg－水泥環(huán)外壁向地層傳遞的熱流量，kJ／h；f（τD）－無因次傳熱函數(shù)，無因次；λe－地層導(dǎo)熱系數(shù)，kJ／（m·h·℃）。

根據(jù)能量守恒原理，井筒內(nèi)CO2流體的熱量變化值等于水泥環(huán)外壁向注入流體傳遞的熱流量，同時又等于從井壁到地層的熱流量。聯(lián)立式（1）、（2）和（3），可得：

其中，Tsur－地表溫度，℃；GDC－地溫梯度，℃／m。

聯(lián)立式（4）、（5），整理后可得到井筒溫度梯度方程：

1.3 井筒壓力梯度方程

建立井筒壓力梯度方程所需的假設(shè)條件與溫度梯度方程相同，選取井筒的一個微元段作為研究對象，由流體的連續(xù)性方程，可知：

其中，v－油管內(nèi)流體流速，m／s；ρ－油管內(nèi)流體密度，kg／m3。

同時，油管內(nèi)CO2流體的穩(wěn)態(tài)均質(zhì)流動滿足動量平衡方程，即：

其中，dP－dZ段注入流體壓降，Pa；g－重力加速度，9.807m／s2；θ－注氣井筒傾角，（°）；f－摩阻系數(shù)，無因次；dti－油管內(nèi)徑，m。

聯(lián)立式（8）、（9），即可得到井筒壓力梯度方程：

式（6）和式（10）即組成了所建立的注CO2井筒溫度和壓力分布模型。

1.4 模型參數(shù)計算

1.4.1 流體物性參數(shù)

模型中計算所需要的流體物性參數(shù)中，CO2密度和定壓比熱容可采用Span－Wagner方程的計算方法，粘度可采用Fenghour－Wakeham方程的計算方法，導(dǎo)熱系數(shù)可采用Vesovic－Wakeham方程的計算方法。油套環(huán)空中為低濃度緩蝕劑溶液，計算時可參考水的物性參數(shù)。

1.4.2 無因次傳熱系數(shù)f（τD）

無因次傳熱函數(shù)f（τD）可利用Hasan公式計算，即：

其中，rh－水泥環(huán)半徑，m；τ－注入時間，h；α－地層熱擴(kuò)散系數(shù)，m2／h。

1.4.3 井筒總傳熱系數(shù)Uto

當(dāng)井筒中僅有油管，下端有封隔器，油套環(huán)空中為緩蝕劑溶液時，總傳熱系數(shù)Uto的表達(dá)式為：

其中，rti－油管內(nèi)半徑，m；rci－套管內(nèi)半徑，m；rco－套管外半徑，m；λtub、λcas和λcem分別為油管導(dǎo)熱系數(shù)、套管導(dǎo)熱系數(shù)和水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)，kJ／（m·h·℃）；hf、hr和hc分別為油管流體的對流傳熱系數(shù)、輻射傳熱系數(shù)和自然對流傳熱系數(shù)，kJ／（m2·h·℃），其值可分別根據(jù) Dittus－Boelter、Stefan－Boltzmann和 Dropkin－Somerscales方程計算。

由于式（13）中的hf、hr和hc等參數(shù)與流體物性參數(shù)有關(guān)，而流體物性參數(shù)又與流體溫度和壓力相關(guān)，因此在具體計算Uto時，需將井身分成多段，在每一段上根據(jù)不同的溫度和壓力進(jìn)行迭代求解。

1.4.4 摩阻系數(shù)f

摩阻系數(shù)是計算井筒中流體流動摩擦阻力梯度的關(guān)鍵參數(shù)，計算時可采用Chen提出的顯式計算式，其適用于所有雷諾數(shù)和粗糙度，即：

其中，Re－流體流動雷諾準(zhǔn)數(shù)，無量綱；ε－油管平均粗糙度，m。

2 起泡體系優(yōu)選及評價

紅河油田長8油藏為超低滲裂縫性油藏，區(qū)內(nèi)裂縫發(fā)育。由于氣體的流動阻力比水小，注CO2時可能發(fā)生氣竄。CO2／泡沫驅(qū)油綜合了CO2驅(qū)與泡沫驅(qū)的優(yōu)點，有利于保持地層壓力，增加彈性能量；泡沫具有堵水不堵油、提高洗油效率、改善注入剖面等作用，可以有效地控制了氣竄現(xiàn)象，延緩氣體的突破時間。

2.1 起泡體系優(yōu)選

針對紅河油田地質(zhì)特征和流體性質(zhì)，采用 Waring－Blender法，研制了復(fù)配起泡體系 HGC8－2。該體系由陰離子表面活性劑和兩性表面活性劑復(fù)配而成，具有較強(qiáng)的耐溫性能和耐鹽性能。室內(nèi)實驗結(jié)果表明，該起泡體系在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5% 下 Waring－Blender攪拌法測定起泡體積大于550ml，半衰期大于10h，耐溫50℃～80℃，耐礦化度70 000mg／L，Ca2＋含量13 000mg／L，滿足紅河油田現(xiàn)場要求。

2.2 起泡體系評價

為表征泡沫的封堵性能，在室內(nèi)分別使用單管實驗和三管并聯(lián)實驗，開展了泡沫阻力因子評價實驗。實驗中采取空氣和泡沫液交替注入的方式，其中泡沫液注入量為0.2PV，分別測定不同條件下泡沫的阻力因子（表1，2）。

表1 單管實驗泡沫液阻力因子測試結(jié)果（填砂管K＝15×10－3μm2）

表2 不同滲透率巖心并聯(lián)后阻力因子測試結(jié)果（氣液比2∶1）

從表1和表2試驗數(shù)據(jù)可以看出，氣液比為2∶1時，泡沫劑的阻力因子最大，當(dāng)CO2的注入速度為2ml／min時，阻力因子可以達(dá)到25以上；在2∶1的氣液比下，泡沫對高滲透率填砂管的阻力因子最大，表明泡沫可以對高滲層產(chǎn)生較強(qiáng)的封堵。因此，現(xiàn)場試驗中CO2泡沫液最佳段塞大小比為2∶1。

3 注入?yún)?shù)優(yōu)化

紅河油田于2013年6月24日在紅河156井組開展了注CO2先導(dǎo)試驗。試驗井組采用一注四采井網(wǎng)，直注平采模式，注入井對應(yīng)水平井采用分段壓裂工藝投產(chǎn)。試驗采取CO2／泡沫液交替的注入方式，設(shè)計氣液比為2∶1。CO2的初始配注量為15t／d，設(shè)計注入量為5 000t。泡沫液日配注量15m3／d。井口注入液態(tài)CO2，井口注入溫度為10℃。

初期CO2正常注入時壓力為14.2MPa。隨著注入量的增加，同時由于泡沫液的注入，增大了CO2滲流阻力，注入壓力逐漸升高至17.1MPa，同時有水平井產(chǎn)出氣中見到CO2，呈現(xiàn)出氣竄的跡象。

發(fā)生氣竄的根本原因是，注入井井底壓力超過了裂縫重張壓力而導(dǎo)致的裂縫開啟，因此在注入過程中需要控制井口壓力在一定范圍之內(nèi)，該范圍值可以通過注CO2指示曲線獲取。而受現(xiàn)場CO2壓注泵最大日注量的限制，通過測得的指示曲線無法獲取出CO2最大井口注入壓力。而從測得的注泡沫液指示曲線中，可以獲得注泡沫液井口拐點壓力為14.9MPa，折算成油層中深壓力（1 845m）為33.0MPa，即地層裂縫重張壓力為33.0MPa，因此注CO2時需要保證最大油層中深壓力為33.0MPa。

對應(yīng)井口最大注入壓力可以從前文建立的注CO2井筒溫度壓力分布耦合模型計算（表3）。

表3 注CO2井筒溫度壓力分布耦合模型參數(shù)

根據(jù)模型計算結(jié)果，在日注入量為15t／d的情況下，井口最大注入壓力為16.6MPa。在實際注入過程中，當(dāng)控制最大注入壓力為16.62MPa時，難以達(dá)到15t／d的日注入量。因此，將日配注量下調(diào)至7t／d，再次優(yōu)化出的最大井口注入壓力為16.8MPa（圖2）。

圖2 不同日配注下紅河156井井筒壓力（井底壓力33.0MPa）

將CO2注入?yún)?shù)調(diào)整為：日配注量7t／d，井口最大注入壓力16.8MPa；同時維持氣液比2∶1不變，將泡沫液日配注量下調(diào)為7m3／d。采取該注入?yún)?shù)后，通過動態(tài)調(diào)整，將見氣井產(chǎn)出氣中CO2含量控制到正常值，有效緩解了CO2氣竄，保證了注CO2的開發(fā)效果。對應(yīng)一口采油井在注CO2后含水率下降明顯，日均產(chǎn)油由注CO2前的1.5t／d增加到2.4t／d（圖3）。

圖3 紅河156井CO2注入曲線與采油井CO2含量變化曲線

4 結(jié)論

1）建立注CO2井筒溫度壓力耦合模型，合理控制注入?yún)?shù)，保證注入井井底壓力低于裂縫重張壓力，可以從根本上控制氣竄的發(fā)生。

2）室內(nèi)優(yōu)選合適的起泡劑體系，優(yōu)化氣液比等參數(shù)，對重張裂縫進(jìn)行封堵，可有效緩解氣竄。

3）通過兩種措施，準(zhǔn)確優(yōu)化注入?yún)?shù)，可以有效控制氣竄，保證注CO2提高采收率的開發(fā)效果。

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