郭林林 李巧珍 徐哲 董航 呂春柳

摘 要：目前低滲透油藏多采用CO2驅(qū)油，考慮到CO2驅(qū)油后，CO2溶于原油混合體系沿井筒流動(dòng)過程中易發(fā)生相變，現(xiàn)有的黑油模型不能對(duì)其進(jìn)行準(zhǔn)確的描述。依據(jù)質(zhì)量守恒、動(dòng)量守恒、能量守恒、多元?dú)庖浩胶饧皞鳠釋W(xué)等理論，建立CO2原油混合體系在井筒流動(dòng)中的溫度、壓力耦合模型，編制“井筒流動(dòng)溫度和壓力耦合計(jì)算軟件”，分析了CO2摩爾分?jǐn)?shù)、日產(chǎn)油量及井深對(duì)井口采出液溫度的影響。結(jié)果表明，隨著CO2摩爾分?jǐn)?shù)增加，井口采出液溫度降低;相同CO2摩爾分?jǐn)?shù)下，隨著井深、日產(chǎn)油量的增加，井口采出液溫度均表現(xiàn)為逐漸增加的趨勢(shì)。此外，該軟件界面友好，方便現(xiàn)場(chǎng)人員操作，具有一定的工程實(shí)際價(jià)值。

關(guān) 鍵 詞：二氧化碳驅(qū);井筒流動(dòng);軟件編制;井口采出液溫度

中圖分類號(hào)：TE 357.7 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A 文章編號(hào)： 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，我國(guó)新增中低-特低滲透油藏儲(chǔ)量逐年增加，CO2作為一種驅(qū)油劑，在低滲透油藏開發(fā)中具有明顯的增油降水效果。向地層中注入CO2不僅能有效降低原油粘度，減少殘余油飽和度，溶解儲(chǔ)層中膠質(zhì)，提高滲透率，而且能有效的減少空氣污染，降低溫室效應(yīng)，故應(yīng)用CO2驅(qū)油在低滲透油田有較好的前景[1，2]。國(guó)外開展CO2驅(qū)油時(shí)間較早，早在1950年起許多國(guó)家在實(shí)驗(yàn)室和現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行研究，目前已取得較好的成果。國(guó)內(nèi)雖然研究較晚，但已在大慶、吉林、江蘇等地開展試驗(yàn)，相關(guān)技術(shù)有待研究[3]。

國(guó)內(nèi)外對(duì)于井筒傳熱模型均基于Ramey[4]的基礎(chǔ)上，對(duì)于油井井筒流動(dòng)計(jì)算，蘇泉等人[5]在考慮了井筒內(nèi)油氣兩相之間的質(zhì)量交換及油氣水混合體系物性受到溫度和壓力兩方面的共同影響，提出井筒油氣水三相壓力與溫度的耦合計(jì)算模型;鐘海全等人[6]在考慮了地層非穩(wěn)態(tài)傳熱的基礎(chǔ)上，為避免因難以計(jì)算總傳熱系數(shù)而提出了井筒流體溫度預(yù)測(cè)的簡(jiǎn)化模型。上述文獻(xiàn)中所采用黑油模型對(duì)CO2原油混合體系物性不能進(jìn)行準(zhǔn)確的描述。因此，考慮采用組分模型對(duì)混合體系物性進(jìn)行描述，建立CO2原油混合體系井筒流動(dòng)溫度壓力模型，編制“井筒流動(dòng)溫度和壓力耦合計(jì)算軟件”，分析CO2摩爾分?jǐn)?shù)、日產(chǎn)油量及井深對(duì)井口采出液溫度的影響，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)具有一定的參考價(jià)值。

3.3 井深對(duì)井口采出液溫度的影響

圖5為CO2摩爾分?jǐn)?shù)為0.481%、日產(chǎn)油量為10.6 m3/d時(shí)，不同井深下的井口采出液溫度。從圖5中可以看出，在CO2摩爾分?jǐn)?shù)相同時(shí)，井口采出液的溫度隨井深的增加而增加。

圖5 不同井深下的井口采出液溫度分布

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

4 結(jié) 論

（1）考慮CO2原油混合體系物性變化，建立井筒溫度、壓力耦合模型，編制“井筒流動(dòng)溫度和壓力耦合計(jì)算軟件”，軟件界面友好，操作方便，便于現(xiàn)場(chǎng)工作人員使用，具有一定工程應(yīng)用價(jià)值。

（2）分析結(jié)果表明：在CO2摩爾分?jǐn)?shù)、日產(chǎn)油量、井深三個(gè)影響因素中，CO2摩爾分?jǐn)?shù)起主導(dǎo)作用。隨著CO2摩爾分?jǐn)?shù)增加，井口采出液溫度逐漸降低;相同CO2摩爾分?jǐn)?shù)下，隨著日產(chǎn)油量、井深的增加，井口采出液溫度均表現(xiàn)為逐漸增加的趨勢(shì)。

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