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驅油，考慮到CO2驅油后，CO2溶于原油混合體系沿井筒流動過程中易發(fā)生相變，現(xiàn)有的黑油模型不能對其進行準確的描述。依據(jù)質量守恒、動量守恒、能量守恒、多元氣液平衡及傳熱學等理論，建立CO2原油混合體系在井筒流動中的溫度、壓力耦合模型，編制“井筒流動溫度和壓力耦合計算軟件”，分析了CO2摩爾分數(shù)、日產油量及井深對井口采出液溫度的影響。結果表明，隨著CO2摩爾分數(shù)增加，井口采出液溫度降低;相同CO2摩爾分數(shù)下，隨著井深、日產油量的增加，井口采出液溫度均表現(xiàn)為逐漸增加的趨勢。此外，該軟件界面友好，方便現(xiàn)場人員操作，具有一定的工程實際價值。

關 鍵 詞：二氧化碳驅;井筒流動;軟件編制;井口采出液溫度

中圖分類號：TE 357.7 文獻標識碼： A 文章編號： 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，我國新增中低-特低滲透油藏儲量逐年增加，CO2作為一種驅油劑，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，溶解儲層中膠質，提高滲透率，而且能有效的減少空氣污染，降低溫室效應，故應用CO2驅油在低滲透油田有較好的前景[1，2]。國外開展CO2驅油時間較早，早在1950年起許多國家在實驗室和現(xiàn)場進行研究，目前已取得較好的成果。國內雖然研究較晚，但已在大慶、吉林、江蘇等地開展試驗，相關技術有待研究[3]。

國內外對于井筒傳熱模型均基于Ramey[4]的基礎上，對于油井井筒流動計算，蘇泉等人[5]在考慮了井筒內油氣兩相之間的質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)傳熱的基礎上，為避免因難以計算總傳熱系數(shù)而提出了井筒流體溫度預測的簡化模型。上述文獻中所采用黑油模型對CO2原油混合體系物性不能進行準確的描述。因此，考慮采用組分模型對混合體系物性進行描述，建立CO2原油混合體系井筒流動溫度壓力模型，編制“井筒流動溫度和壓力耦合計算軟件”，分析CO2摩爾分數(shù)、日產油量及井深對井口采出液溫度的影響，對現(xiàn)場作業(yè)具有一定的參考價值。

3.3 井深對井口采出液溫度的影響

圖5為CO2摩爾分數(shù)為0.481%、日產油量為10.6 m3/d時，不同井深下的井口采出液溫度。從圖5中可以看出，在CO2摩爾分數(shù)相同時，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 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“井筒流動溫度和壓力耦合計算軟件”，軟件界面友好，操作方便，便于現(xiàn)場工作人員使用，具有一定工程應用價值。

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

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