榆树林油田CO2混相驱注气井极限关井时间研究

曹广胜， 杜 童， 白玉杰， 杜明宇， 闫洪洋， 王 浩， 杨清鹏

(1.东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318； 2.大庆油田有限责任公司 井下作业大队，黑龙江 大庆 163000)

低渗透油藏采用水气交替注入的方式既可以扩大气驱波及体积、增加注入量、补充地层能量，又可以避免气窜[1]，达到高效稳定开发油气藏的目的。自2007年榆树林油田开展CO2驱油现场试验以来，随着CO2驱注气及水气交替的实施，注气井经常发生井筒内冻堵问题，共计发生冻堵问题25井次，其中井筒冻堵19井次，地面管线冻堵6井次，最长停注时间近160 d，严重影响了注气驱的高效开发，通过加注甲醇、解堵剂以及自然化冻等方法，已处理了大部分井，还有部分井未处理，同时可能还会有新的冻堵井产生。目前针对注CO2驱油的研究较少，特别是水气交替注入后[2]，在注入过程中和关井后井筒内温度、压力分布因为伴随着相态变化容易形成CO2水合物，另外由于各种原因在关井之后其余井的注入作用，导致部分水或者原油会返出到注气井筒内部，造成了各种复杂的冻堵问题[3]。

本文对CO2水合物的生成规律进行研究，配合考虑相态变化的井筒内温度、压力分布规律，明确CO2驱井冻堵原因，并通过计算模拟出最佳的极限关井时间，为CO2驱交替注入法驱油的大规模应用提供理论依据和现场指导，对CO2埋藏和环境保护具有积极意义[4]。

1 井筒内CO2水合物生成规律

1.1 注CO2井井筒内相态变化规律分析

根据测井结果，地层温度98 ℃，但是CO2临界温度为31.06 ℃，因此可判断液体CO2在注入井筒内部会发生相态变化[5]，当井筒内温度达到临界温度时，液体CO2会转化成气体CO2，而不是在地层中转化。另外水合物生成时，冻堵段上部受压力影响，当压力低到一定程度时，上部不会发生冻堵[6]，下部受地层温度的影响，当温度达到一定程度时则不会产生CO2水合物。具体如图1所示。

图1 井筒内部CO2相态变化

Fig.1Phasechangeofcarbondioxideinsidewellbore

1.2 井筒内压力温度的分布规律

根据相态分析结果，需要模拟正常注入时井筒内压力温度分布规律，并判断其对温度、压力场的影响。榆树林油田现场施工注入速度10 m3/d，注入温度5 ℃，注入压力24 MPa。因此设计注入速度为10 m3/d，利用Pipesim软件模拟计算不同注入压力下井筒内压力分布规律，结果如图2所示。由图2可以看出，不同注入压力对井筒内压力变化影响较大，且压力随井筒深度大致呈线性关系。

图2 不同注入压力下井筒内压力变化曲线

Fig.2Pressurevariationcurveinwellboreunderdifferentinjectionpressure

图3为不同注入压力下井筒内温度变化情况，由图3可以看出，不同注入压力对井筒内温度变化影响不大，但井筒内温度随井筒深度近似呈线性关系。

图3 不同注入压力下井筒内温度变化

Fig.3TemperaturevariationinwellboreunderdifferentInjectionpressure

设计不同注入温度，计算不同注入温度对井筒内压力变化的影响，结果如图4所示。由图4可以看出，注入温度对井筒内压力影响较小。

图4 不同注入温度下井筒压力变化

Fig.4Wellborepressurechangesatdifferentinjectiontemperatures

当设计注入速度为10 m3/d时，不同注入温度下井筒内温度变化如图5所示。由图5可以看出，不同注入温度对井筒内温度影响较大，且当注入温度改变时井筒内温度在某一位置处会发生改变逐渐形成一条曲线[7]，分析不同曲线的归一点为相态变化结束点，从该点以下液态CO2完全转化为气体。

图5 10 m3/d不同注入温度下井筒内温度变化

Fig.5 10m3/dtemperaturechangesinwellboreatdifferentinjectiontemperatures

1.3 注入速度对井筒内温度分布规律的影响

上述结果均为10 m3/d的注入速度下模拟，因此为判断不同注入速度对井筒内温度影响，模拟不同注入速度下井筒内温度的变化规律，模拟结果如图6所示。

图6 不同注入速度、温度下井筒内温度变化

Fig.6Differentinjectionspeed,temperaturetemperaturechangeswithinthewellbore

由图6可以看出，随着注入速度的逐渐增加，井筒内不同注入温度曲线的归一点逐渐加深，说明不同的注入速度对井筒内温度的确有较大的影响，因此对于CO2驱，需要对注入速度进行优化分析，当注入速度较高时井筒内温度将急剧减小[8]，使其在井筒内部形成水合物，造成冻堵等恶劣的后果。

1.4 注入速度对井筒内压力分布规律的影响

根据前述模拟结果，随着井筒内部温度的改变，归一点位置也会发生改变，同时相态变化点也会发生改变，造成井筒内温度也会随着注入速度的变化发生改变，因此需要模拟不同注入速度下井筒内压力变化，模拟结果如图7所示。

图7 不同注入速度、温度下井筒内压力变化

Fig.7Pressurechangesinwellboreatdifferentinjectionratesandtemperatures

由图7可以看出，井筒内的压力与注入速度变化相对较小，说明注入速度只对温度影响较大，对注入压力的影响较小，井筒内压力的变化主要由注入压力作用。

根据上述模拟结果，分析CO2水合物是否能够在模拟的井筒温度压力环境下形成，据此判断水合物可能形成的位置。但是该区块为交替注入井，CO2水合物的形成必然需要一定量的水[9]，而井筒内上部的水较少，也不会由于地层附近的水流入井口附近造成的冻堵，该区块为水气段塞交替注入，井筒内残留的水和CO2较少，且该区块冻堵井多伴随长时间的管井，因此判断该区块混相驱注气井冻堵的主要原因为：注气井长时间停注后，地层中原油和地层水会在停注井周围注气井的作用下，由地层远端进入到停注井内部，进而与井筒内残余气体形成CO2水合物，导致井筒的冻堵或形成死油段。

2 极限关井时间的确定

2.1 关井后井底压力变化规律

对注气井极限关井时间的确定，首先需要根据实际情况，分析确定关井后井底压力的变化规律，并据此研究出注气井关井后注气井产气产水规律，最后根据分析结果，判断极限关井时间[10]，对于关井后井底压力的分析，采用试井的方法，把实际的井底压力pws(Δt)与关井时间Δt值画在pws(Δt)-lgΔt的坐标图中。

(1)

式中，pws(Δt)为实际的井底压力，MPa；pwf(Δt=0)为关井时间为0时刻的井底压力，MPa；q为产液量，m3/d；μ为流体黏度，mPa·s；K为渗透率，μm2；h为厚度，m；η为导压系数，m2/d；Δt为关井时间，d；rwe为井筒半径，m。

根据式(1)可计算关井后井底压力的变化规律，计算井底压力的相关数据如表1所示。

表1 基础数据表Table 1 Basic data sheet

根据上述数据计算关井之后井底压力变化情况如图8所示。

2.2 极限冻堵时间的确定

对于后注气的井，井筒内会赋存大量的CO2气体，因此只需要考虑在关井之后一段时间内随着压力变化，地层中水体系在其余井的作用下的渗流作用[11]，与后注水的情况不同，水体系在进入井筒之后还需要一段时间才能进入到低温冻堵段，对于后注气时的极限关井时间的确定，只需要计算地层水在压力变化的条件下从地层流入井筒再流入井筒中冻堵段的时间，即为该井的极限关井时间[12]。

图8 注气井关井之后井底压力变化

Fig.8Bottomholepressurechangesaftergasinjectionwellsshutdown

根据水合物易形成段温度、压力变化曲线(见图9)，结合实际的测井数据可以看出，井筒内温度压力呈线性关系，当井筒内压力低于35 MPa左右时，极易形成水合物。但是对于其水合物形成时间需要结合上部分井筒储集量计算。

图9 水合物易形成段温度、压力曲线

Fig.9Hydrateeasytoformsectiontemperature,pressurecurve

获得注气井和采油井在关井之后井筒内储集液体随时间的变化关系后，需要计算井筒内冻堵段深度与井筒储集体积的关系曲线，再结合地层温度、压力场分布以及水合物生成规律曲线，判断其极限冻堵时间[13]。

井筒储集体积如式(2)所示：

V=ρlg(H-h)(2)

式中，V为井筒储集体积，m3；ρl为地层水密度，kg/m3；H为井深，m；h为冻堵段深度，m。

根据式(2)做出井筒内冻堵深度与井筒储集体积关系曲线，如图10所示。

图10 井筒内冻堵深度与井筒储集体积关系曲线Fig.10 Curve of wellbore freezing blockage and wellbore storage volume

由图10可以看出，当注气井关井之后井筒内冻堵段在1 200 m左右时，井筒内可储集液体体积约为105 m3，因此可据此计算其极限关井时间。

关井后井筒内液体储集体积与时间的变化曲线如图11所示。由图11可见，井筒内储集105 m3液体时需25 d左右，对于注气井，其极限关井时间约为25 d，当25 d之后井筒内将会形成水合物，且水合物位置在井下0～1 200 m。

图11 注气井关井后井筒储集液体随时间变化

Fig.11Wellborereservoirfluidchangeswithtimeafterthegaswellisshutdown

3 结论

(1) 根据测井结果，地层温度98 ℃，但是CO2临界温度为31.06 ℃，因此可判断液体CO2在注入井筒内部会发生相态变化，当井筒内温度达到临界温度时，液体CO2会转化成气体CO2而不是在地层中转化。

(2)不同注入温度对井筒内温度影响较大，且当注入温度改变时井筒内温度在某一位置处会发生改变，逐渐形成一条曲线，分析不同曲线的归一点为相态变化结束点，从该点以下液态CO2完全转化为气体。

(3)根据关井后井筒内液体储集体积与时间的变化曲线，判断井筒内储集105 m3液体时需25 d左右，因此对于注气井，其极限关井时间约为25 d，当25 d之后井筒内将会形成水合物，且水合物位置在井下0～1 200 m。

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