前置压裂注入CO2在井筒中的相变规律

王涛; 尚子琛; 刘田; 刘毅; 李轶; 石善志; 王博

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2504948

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (14) :5939-5948 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2504948

石油、天然气工业

前置压裂注入CO₂在井筒中的相变规律

王涛 ¹ ,
尚子琛 ² ,
刘田 ³ ,
刘毅 ⁴ ,
李轶 ¹ ,
石善志 ¹ ,
王博 ²^,^*

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Phase Transformation Law of CO₂ in Wellbore during Pre-fracturing Injection

WANG Tao ¹ ,
SHANG Zi-chen ² ,
LIU Tian ³ ,
LIU Yi ⁴ ,
LI Yi ¹ ,
SHI Shan-zhi ¹ ,
WANG Bo ²^,^*

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摘要

CO₂前置压裂具有混相、增能、降黏、增渗、造复杂缝的特点,在非常规油气开发中逐步推广应用。CO₂注入过程中相态特征显著影响CO₂前置压裂效果。然而,CO₂在井筒内的传热及摩阻变化复杂,CO₂相变深度预测难度较大,制约了CO₂注入参数优化。耦合了Span-Wagner状态方程与井筒流动-传热-压降模型,建立了能够综合考虑CO₂物性动态变化、多种传热机制与流动压降机制的CO₂前置压裂井筒温压预测模型,利用CO₂注入井实测温度压力数据验证了模型的准确性,以玛湖CO₂前置压裂典型井为例,系统揭示了注入参数对井筒内CO₂温压分布及相变深度的影响规律。结果表明:井筒温度随CO₂注入温度的升高而增加,随注入压力和注入量的增大而降低,当井深大于2 500 m时,井筒内CO₂温度受井口注入温度影响不明显;井筒压力随注入压力的增大而增大,受CO₂注入量及注入温度影响不显著;井底压力随CO₂注入排量的增大而增大,当排量低于1.2 m³/min时,静液柱压力占主导,井底压力随排量升高而增大;当排量高于1.2 m³/min时,井筒摩阻占主导,井底压力随排量升高而降低。所建立的模型可为CO₂前置压裂注入参数的实时优化、相态精准控制及现场施工方案的智能决策提供直接理论依据,对提升非常规油气储层CO₂前置压裂改造效果与工程经济效益具有重要意义。

Abstract

CO₂ pre-fracturing has the characteristics of miscibility, energy enhancement, viscosity reduction, permeability improvement, and complex fracture formation, and is gradually being applied in the development of unconventional oil and gas. The phase behavior during CO₂ injection significantly affects the performance of CO₂ pre-fracturing. However, the heat transfer and frictional resistance changes of CO₂ in the wellbore are complex, and the prediction of the CO₂ phase transition depth is difficult, which restricts the optimization of CO₂ injection parameters. The Span-Wagner state equation was coupled with the wellbore flow-heat-transfer-pressure drop model, the physical property changes of CO₂, various heat transfer mechanisms and flow pressure drop mechanisms were comprehensively considered, and a CO₂ pre-fracturing wellbore temperature and pressure prediction model was established. The accuracy of the model was verified by using the measured temperature and pressure data of the CO₂ injection well. Taking the typical well of CO₂ pre-fracturing in Mahu as an example, the effects of injection parameters on the temperature-pressure distribution and phase transition depth of CO₂ in the wellbore were systematically revealed. The results show as follows. The wellbore temperature increases with the increase of the CO₂ injection temperature and decreases with the increase of the injection pressure and injection volume. When the well depth is greater than 2 500 m, the wellbore CO₂ temperature is not significantly affected by the injection temperature at the wellhead.The wellbore pressure increases with the increase of the injection pressure and is not significantly affected by the injection volume and injection temperature of CO₂.The bottomhole pressure increases with the increase of the CO₂ injection rate. When the rate is lower than 1.2 m³/min, the hydrostatic pressure dominates, and the bottomhole pressure increases with the increase of the rate. When the rate is higher than 1.2 m³/min, the wellbore friction dominates, and the bottomhole pressure decreases with the increase of the rate. The model established in this study provides a direct theoretical basis for real-time optimization of CO₂ pre-fracturing injection parameters, precise phase control, and intelligent decision-making for field operation plans, and is of great significance for improving the stimulation effect and engineering economic benefits of CO₂ pre-fracturing in unconventional oil and gas reservoirs.

Graphical abstract

关键词

二氧化碳 / 前置压裂 / 井筒温压计算 / 相变深度

Key words

CO₂ / pre-fracturing / wellbore temperature and pressure calculation / phase transition depth

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王涛, 尚子琛, 刘田, 刘毅, 李轶, 石善志, 王博. 前置压裂注入CO₂在井筒中的相变规律[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(14): 5939-5948 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2504948

WANG Tao, SHANG Zi-chen, LIU Tian, LIU Yi, LI Yi, SHI Shan-zhi, WANG Bo. Phase Transformation Law of CO₂ in Wellbore during Pre-fracturing Injection[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(14): 5939-5948 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2504948

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非常规油气储层普遍存在低孔隙度、低渗透率、低压力系数等问题,CO₂由于其具有独特的降低原油黏度、易混相、溶蚀储层岩石和补充地层能量等作用,在非常规油气资源开发中得到了广泛应用^[1]。相对于CO₂驱、CO₂压裂等开发方式,CO₂前置压裂巧妙地结合了CO₂的低伤害、强增能和易返排特性,以及水力压裂的有效造缝和支撑能力,成为一种在低渗透、水敏性油气藏中实现高效、低伤害和可持续开发的强有力技术。王海涛等^[2]采用ADSA技术测定了不同压力下CO₂/原油动态界面张力和平衡界面张力,发现随着压力升高,体系平衡界面张力降低,气体突破时的驱油效率和气驱最终驱油效率升高。鲁明晶等^[3]利用数值模拟研究了储层参数和施工参数对页岩油储层CO₂前置压裂返排效果的影响,结果表明,储层渗透率和毛管力越低,压裂液返排阻力越大,返排率越低,渗透率对CO₂蓄能效果的影响更为显著,毛管力对压裂液返排速度的影响很小。为进一步明确CO₂前置压裂流体之间相互作用机理,苏玉亮等^[4]利用室内实验与数值模拟研究了CO₂与原油的相互作用。结果表明,CO₂的注入会导致原油密度明显增加,黏度降低,同时会提高地层的弹性能量。在压裂及焖井阶段,CO₂主要存在于油相中。在返排过程中,CO₂逐渐从油相中脱离,以气相的形式存在。由于不同阶段CO₂相态的改变以及CO₂对原油组分具有萃取作用,使得原油黏度在返排过程中升高,密度下降。

室内实验和数值模拟均表明,CO₂在超临界状态下具有低黏度、低界面张力、高扩散性,蓄能效果好、流动阻力小、作用深度深^[5],能够有效提高CO₂前置压裂蓄能-造缝-驱油效果。因此,前人针对CO₂在井筒内的温度压力与相态变化进行了大量研究。赵华鹤等^[6]基于传热学、流体力学、能量守恒定律等理论方法,建立了井筒温度压力耦合模型,通过与现场监测的温度和压力数据曲线进行对比,模型计算温度平均相对误差为0.75%,压力平均相对误差为3.2%,能够有效指导注CO₂驱油井实际生产。由于CO₂干法压裂过程中井筒压力与相态显著影响裂缝起裂和延伸,吴春方等^[7]基于Span-Wagner状态方程,建立了CO₂干法压裂井筒流动传热模型,研究表明,干法压裂过程中相态转变取决于井底CO₂温度,而井底温度受注入温度影响最大,其次为注入排量和地温梯度,几乎不受油管内径影响。为保证CO₂驱开发过程中CO₂与原油达到混相状态,降低井底压力获取成本,王丹旭^[8]基于动量守恒定律和传热学理论,结合Span-Wagner方程、V-W方程、Fenghour方程,建立了井筒内气液两相一维稳定流动的压降模型及传热模型,并对注入参数进行了敏感性分析,对提高CO₂驱原油采收率具有重要意义。

综上,CO₂前置压裂对非常规致密油藏开发至关重要。然而,在现场实际施工过程中,CO₂通常以低温液态注入,CO₂在井筒内会发生显著相态变化^[9],精确掌握CO₂在注入井筒过程中的相变规律,是优化CO₂前置压裂设计、保障施工安全高效的关键前提。为此,聚焦于CO₂前置压裂过程中的井筒相变规律,现建立CO₂井筒流动-传热耦合模型^[10],揭示注入参数对井筒温压分布及相变深度的影响机制,以期为CO₂前置压裂现场施工参数优化提供理论依据。

1 CO₂井筒流动与传热模型

CO₂前置压裂现场施工时所注CO₂为-10 ℃下的液态CO₂。注入过程中,低温液态CO₂沿井筒轴向流动,CO₂、井筒、地层之间存在显著温度差异,从而诱发复杂的热力学交互作用。CO₂在井筒中流动主要存在3个传热过程:①井筒由上向下流动过程中,井口注入的CO₂所产生的对流传热的强制性过程;②注入流体通过油管壁-套管-水泥层-地层的热传导过程;③油套环空中流体的自然对流传热和热辐射过程。

1.1 基本假设

考虑到井筒中流体流动传热的复杂性,为了降低模型的求解难度,针对CO₂前置压裂井筒注入过程,对井筒内CO₂流动传热数学模型做出如下假设:①井筒内为纯CO₂流动;②油管外传热仅考虑径向传热;③井筒内是稳态传热,地层是非稳态传热;④井眼规则,水泥胶结良好,没有气窜;⑤油管、套管与井眼同心。

1.2 压降模型

在特定假设条件下,以井筒中流体为研究对象,任意截取一段微元体,对于一维稳态流动,质量守恒方程和动量方程^[11]可以表示为

(1)ρ$\frac{dv}{dz}$+v$\frac{d\rho }{dz}$=0

(2)$\frac{d}{dz}$(ρv²)=-$\frac{dp}{dz}$+ρgsinθ-$\frac{{t}_{w}\pi d}{{A}_{p}}$

式中:z为井深,m;v为流速,m/s;g为重力加速度,m/s²;θ为井斜角,(°);ρ为二氧化碳流体密度,kg/m³;p为二氧化碳流体压力,Pa;τ_w为井壁(油管壁)处剪切应力,Pa;d为油管内径,m;A_p为油管内截面积,m²。

剪切应力的表达式为

(3)τ_w=$\frac{f\rho {v}^{2}}{8}$

式(3)中:f为管内摩阻系数。

摩阻系数采用1979年由Chen^[12]提出的摩阻系数的显式计算公式,在所有雷诺数和粗糙度中均适用。

(4) $\begin{aligned}\frac{1}{\sqrt{f}}= & -2 \lg \left\{\frac{\frac{\varepsilon}{D}}{3.7065}-\frac{5.0452}{\operatorname{Re}} \times\right. \\& \left.\lg \left[\frac{\left(\frac{\varepsilon}{D}\right)^{1.1098}}{2.8257}+\frac{5.8506}{R e^{0.8981}}\right]\right\}\end{aligned}$

式(4)中:ε为管道平均粗糙度,m;Re为流体雷诺数;D为管内径,m。

将质量守恒方程代入动量方程,并对剪切应力进行代换,可得到二氧化碳流体在井筒中向下流动的压降方程,即

(5)$\frac{dp}{dz}$=ρgsinθ-ρv$\frac{dv}{dz}$-f

$\frac{\rho {v}^{2}}{2d}$

在热力学参数计算过程中,需根据CO₂流体所处温压动态来获取热物性参数。采用Span-Wagner状态方程^[13]进行热物性参数解析,该模型基于亥姆霍兹自由能理论构建,可精确计算二氧化碳的密度、定压比热容及焦耳-汤姆逊效应系数等关键参数。

亥姆霍兹自由能可以用温度和密度两个相对独立的变量来表示^[14],亥姆霍兹自由能可以分为两部分,即理想部分和残余部分,其表达式^[15]为

(6)Φ(δ,τ)=Φ^o(δ,τ)+Φ^r(δ,τ)

式(6)中:

(7)τ=T_c/T_t

(8)δ=ρ/ρ_c

式中:Φ为亥姆霍兹自由能;Φ^o为理想部分亥姆霍兹自由能;Φ^r为残余部分亥姆霍兹自由能;τ为对比温度;δ为对比密度;T_c为临界温度,K;T_t为二氧化碳流体温度,K;ρ_c为临界密度,kg/m³。

1.3 传热模型

以井口中心为坐标原点,竖直向下为正方向,在井筒上任意选取长度为dz的微小单元段,如图1所示。

在一个开放的系统中,考虑了稳态流动的能量守恒方程^[16]可以表示为

(9) $\frac{\mathrm{d}}{\mathrm{~d} z}\left[\rho v\left(E+\frac{1}{2} v^{2}\right)\right]=-\frac{\mathrm{d}}{\mathrm{~d} z}(\rho v)+\rho v g \sin \theta-\frac{q}{A_{\mathrm{p}} \mathrm{~d} z}$

式(9)中:E为单位质量二氧化碳流体的内能,J/kg;q为径向方向上,油管内流体与地层之间的热量传递,J/s。

CO₂前置压裂中,井身结构如图2所示。井筒与地层之间的热量传递可以用热量传递方程^[17]表征,即

(10)q=πdU(T_t-T_ei)dz

式(10)中:T_ei为原始地层温度,K;U为总传热系数,W/(m²·K)。

在分析单一油管与套管组成的井身结构时,可用以下形式表示总传热系数^[18],即

(11) $\begin{aligned}U= & {\left[\frac{1}{h_{\mathrm{t}}}+\frac{d / 2}{k_{\mathrm{s}}} \ln \frac{d_{\mathrm{to}}}{d}+\frac{1}{h_{\mathrm{a}}}+\frac{d / 2}{k_{\mathrm{s}}} \ln \frac{d_{\mathrm{co}}}{d_{\mathrm{ci}}}+\right.} \\& \left.\frac{d / 2}{k_{\mathrm{c}}} \ln \frac{d_{\mathrm{wb}}}{d_{\mathrm{co}}}+\frac{\mathrm{d} f(t)}{2 k_{\mathrm{e}}}\right]^{-1}\end{aligned}$

式(11)中:h_t为油管内二氧化碳强迫对流换热系数,W/(m²·K);h_a为环空流体自然对流换热系数,W/(m²·K);k_s为油/套管导热系数,W/(m·K);k_c为水泥环导热系数,W/(m·K);k_e为地层导热系数,W/(m·K);d_wb为井眼直径,m;d_to为油管外径,m;d_co为套管外径,m;d_ci为套管内径,m;f(t)为地层非稳态传热的无因次温度函数。

结合质量守恒方程,可将能量方程进行化简,形式^[19-20]为

(12)ρv$\frac{dE}{dz}$+ρv²$\frac{dv}{dz}$=-$\frac{d}{dz}$(ρv)+ρvgsinθ-$\frac{q}{{A}_{p}dz}$

根据质量守恒方程,存在等式关系^[21],即

(13)$\frac{d}{dz}$(ρv)=ρv$\frac{d}{dz}\left(\frac{pv}{\rho v}\right)$=ρv

$\frac{d}{dz}\left(\frac{p}{\rho }\right)$

将式(13)代入式(12),移项并合并同类项,将热量传递方程[式(10)]代入,得

(14)$\frac{d}{dz}\left(E+\frac{p}{\rho }\right)$=gsinθ-v$\frac{dv}{dz}$-$\frac{U\pi d}{w}$(T_t-T_ei)

式(14)中:w为质量流量,kg/s。

考虑比焓定义和比焓梯度方程为

(15)h=E+$\frac{p}{\rho }$

(16)$\frac{dh}{dz}$=c_p$\frac{d{T}_{t}}{dz}$-ηc_p

$\frac{dp}{dz}$

式中:h为二氧化碳流体的比晗,m²/s²;c_p为流体比热容,J/(kg·K);η为焦耳-汤姆逊系数,K/Pa。

焦耳-汤姆逊系数求解方程^[22]为

(17)η(δ,τ)=$\frac{1}{R}${[-(δ${{\Phi }^{r}}_{\delta }$+δ²${{\Phi }^{r}}_{\delta \delta }$+δτ${\Phi }_{\delta \tau }^{r}$)]×[(1+δ${{\Phi }^{r}}_{\delta }$-δτ${{\Phi }^{r}}_{\delta \tau }$)²-τ²(${{\Phi }^{o}}_{\tau \tau }$+${{\Phi }^{r}}_{\tau \tau }$)×(1+2δ${{\Phi }^{r}}_{\delta }$+δ²${{\Phi }^{r}}_{\delta \delta }$)]}^-1

式(17)中:R为CO₂的比气体常数,R=0.188 9 kJ/(kg·K);

${\Phi }_{\delta }^{r}$

为Φ^r对δ的偏导数;

${\Phi }_{\tau \tau }^{o}$

、

${\Phi }_{\tau \tau }^{r}$

、

${\Phi }_{\delta \delta }^{r}$

、

${\Phi }_{\delta \tau }^{r}$

为Φ^o或Φ^r对τ和δ的二次偏导。

将式(15)和式(16)代入式(14),可得

(18)c_p$\frac{d{T}_{t}}{dz}$-ηc_p$\frac{dp}{dz}$=gsinθ-v$\frac{dv}{dz}$-$\frac{U\pi d}{w}$(T_t-T_ei)

结合压降方程[式(5)],代换和移向整理加速度项和重力项,得到二氧化碳流体在井筒中向下流动的传热方程^[23]为

(19)$\frac{d{T}_{t}}{dz}$+$\frac{U\pi d}{w{c}_{p}}$T_t=$\frac{U\pi d}{w{c}_{p}}$T_ei+$\frac{d{p}_{fr}}{{c}_{p}\rho dz}$+$\frac{1}{{c}_{p}\rho }\frac{dp}{dz}$+η

$\frac{dp}{dz}$

式(19)中:T_i为井筒内 CO₂流体的温度;T_ei为地层温度;U为总传热系数;d为井筒直径;w为CO₂的质量流量;c_p为CO₂的定压比热容;η为焦耳-汤姆逊系数。

2 模型验证

为验证模型的可靠性,参考Y22-46 CO₂试注井现场施工参数进行井筒温压曲线预测^[8],并将模型预测结果(表1)与现场实测结果进行对比。

将模拟预测结果与现场实测井筒温度压力数据进行对比(图3),可以看出井筒温压曲线预测值与实测值误差较小,预测井底温度压力为132.1 ℃、51.42 MPa,实测井底温度压力为134.7 ℃、53.05 MPa,误差分别为1.9%、3.1%,验证了模型预测井筒的温度分布和压力分布的可靠性。

3 计算结果与分析

中国玛湖砾岩油藏是全新的致密油开发领域,具有低孔隙度、低渗透率、高原油黏度等特征,采用CO₂前置压裂工艺有望解决压后初期产量高但递减快、水驱效果差的问题。以玛湖砾岩油藏X井(表2)为例,研究CO₂前置压裂过程中不同注入参数对井筒内温压分布和相变深度的影响规律。

现场CO₂前置压裂施工过程中,高压泵车将液态CO₂从地面向井筒内注入,随着井深增加,井筒内CO₂温度压力逐渐升高。

由于CO₂前置压裂注入压力远高于CO₂临界压力,根据CO₂相图(图4),认为当井筒内CO₂流体温度达到304.1 K时,CO₂为超临界态,此时对应的井深定义为相变深度。

3.1 注入排量

为研究CO₂注入排量对井筒温压曲线的影响,在注入量250 t、注入温度-10 ℃、注入压力24.5 MPa的条件下,分别设置注入排量为0.2、0.4、0.6、0.8、1.0、1.2、1.4、1.6、1.8、2.0、2.2、2.4、2.8、3.0 m³/min,计算CO₂前置压裂过程中CO₂在井筒内的温压曲线,模拟结果如图5和图6所示。

模拟结果表明,随着注入排量增加,井筒温度显著减小,井底压力先增大后减小,如图7所示。原因在于,当排量低于1.2 m³/min时,井筒内CO₂流动为层流,地层-井筒径向传热为主导,流体温度逐渐接近地层温度,并达到一种热平衡状态;当排量高于1.2 m³/min时,雷诺数显著增大,井筒内CO₂流动由层流过渡到湍流^[21],削弱了地层-井筒径向传热,导致井筒温度进一步降低。然而,随着注入排量增加,井筒压力变化不大。原因在于,井筒压力主要受注入压力、沿程摩阻及井筒内CO₂液柱压力影响,排量改变对沿程摩阻及井筒内CO₂液柱压力影响较小。

对不同注入排量下井底温度、压力及相变深度变化进行研究,结果表明,当排量由0.2 m³/min提高至1.2 m³/min时,井底温度降低约40 ℃,但由1.2 m³/min提高至3.0 m³/min时,井底温度仅降低约12 ℃。原因在于,排量低于1.2 m³/min时,排量增加对地层-井筒传热削弱效果显著,然而当排量高于1.2 m³/min后,削弱效果已接近极限,且排量增大摩擦生热效果增强,故降温速率随排量增大而减小。井底压力变化不大,但曲线存在拐点,原因在于,当排量低于1.2 m³/min时,排量增大,井筒内CO₂温度降低,密度升高,CO₂液柱压力升高,井底压力升高;当排量高于1.2 m³/min时,沿程摩阻增大,降温速率减缓,沿程摩阻压力损失大于CO₂降温液柱增压效果。由注入排量-相变深度曲线可知,排量增大,相变深度逐渐增大,排量由0.2 m³/min提高至2.4 m³/min,相变深度增加约2 200 m,相变深度对注入排量变化敏感性高,为保证CO₂在到达储层后为超临界态,注入排量不能高于2.4 m³/min。

3.2 注入温度

为研究CO₂注入温度对井筒温压曲线的影响,在注入量250 t、注入压力24.5 MPa、注入排量1.0 m³/min的条件下,设置注入温度为-15~-5 ℃,计算CO₂前置压裂过程中CO₂在井筒内的温压曲线,模拟结果如图8和图9所示。

模拟结果表明,随着注入温度增加,井筒温度升高,但当井深小于2 500 m时,井筒内CO₂温度显著上升,当井深大于2 500 m时,温度差异逐渐减小。原因在于,注入温度升高对地层-井筒径向传热、摩擦生热、气体做功影响很小,但井深增大,地层温度升高,地层-井筒径向传热效果增强,逐渐降低不同注入温度下井筒内CO₂的温度差异。然而,井筒压力变化不大,原因在于,注入温度升高对注入压力、沿程摩阻及井筒内CO₂液柱压力影响很小。

对不同注入温度下井底温度、压力及相变深度变化进行研究,结果如图10所示,可以发现井底温度随注入温度升高近似线性升高,注入温度升高10 ℃,井底温度升高约5.2 ℃,井底温度对注入温度变化敏感性较高。井底压力随注入温度升高逐渐减小,原因在于,注入温度升高,油管内流体密度减小,液注压力降低,井底压力降低,但降低幅度不足1 MPa,说明井底压力对注入温度敏感性较低。由注入温度-相变深度曲线可知,注入温度升高10 ℃,相变深度降低约400 m,相变深度对注入温度敏感性较高。

3.3 注入压力

为研究CO₂注入压力对井筒温压曲线的影响,在注入量为250 t、注入排量为1 m³/min、注入温度为-10 ℃的条件下,分别设置注入压力为15~70 MPa,计算CO₂前置压裂过程中CO₂在井筒内的温压曲线。模拟结果表明,随着注入压力升高,井筒温度逐渐降低,原因在于,压力升高,井筒内CO₂受压缩作用增强,CO₂密度升高,地层-井筒径向传热作用相对减弱。随着注入压力升高,井筒压力线性升高,表明注入压力增加会沿井筒内CO₂流体直接传递至井底。

对不同注入压力下井底温度、压力及相变深度变化进行研究,结果如图11所示,可以发现注入压力升高55 MPa,井底温度仅降低3.7 ℃,井底温度对注入压力敏感性低。井底压力和注入压力近似成线性增加规律,这是由于井底压力主要受注入压力、沿程摩阻及井筒内CO₂液柱压力影响,注入压力增加,沿程摩阻及井筒内CO₂液柱压力变化很小,注入压力变化占主导。由注入压力-相变深度曲线可知,注入压力升高55 MPa,相变深度增大约150 m,相变深度对注入压力敏感性低。

3.4 注入量

为研究CO₂注入量对井筒温压曲线的影响,在注入压力为24.5 MPa、注入排量为1 m³/min、注入温度为-10 ℃的条件下,分别设置注入量为200~400 t,计算CO₂前置压裂过程中CO₂在井筒内的温压曲线。模拟结果表明,随着注入量增加,井筒温度逐渐降低,原因在于,初始注入流体为-10 ℃液态CO₂,注入量增加,对油管及管内CO₂具有冷却作用。然而,随着注入量的增加,井筒压力无明显变化,原因在于,油管内CO₂温度降低,导致CO₂密度增大,井筒内CO₂液柱压力增大,但同时也会导致沿程摩阻损失增大,两者作用相互抵消,导致井底压力基本不变。

对不同注入量下井底温度、压力及相变深度变化进行研究,结果如图12所示,可以发现注入量由200 t增加至400 t,井底温度仅降低约3 ℃,注入压力升高不足0.2 MPa,井底温度和井底压力对注入量变化不敏感。由注入量-相变深度曲线可知,随着注入量的增加,相变深度逐渐增大,但注入量增加一倍,相变深度仅增加120 m,表明相变深度对注入量变化不敏感性,CO₂前置压裂现场施工注入量有较大提升空间。

综上,针对X井CO₂前置压裂现场施工,注入排量应不超过2.4 m³/min,注入温度及注入压力可根据现场实际情况改变,注入量有较大提升空间。

4 结论

基于压降、传热模型,结合Span-Wagner状态方程精确描述CO₂物性参数变化,建立了CO₂前置压裂井筒流动-传热耦合模型,并基于Y22-46井沿井筒温度-压力实测数据验证了模型的准确性。以玛湖典型CO₂前置压裂井为例,研究了注入参数对井筒温压分布及相变深度的影响规律,得出以下结论。

(1)随着CO₂注入排量增大,井筒温度降低,相变深度增大。当排量低于1.2 m³/min时,CO₂向井筒-地层径向传热占主导作用;当排量高于1.2 m³/min时,井筒内CO₂流动由层流过渡到湍流,地层-井筒径向传热效果减弱。

(2)随着CO₂注入排量增大,液柱压力及井筒摩阻显著增大,当排量低于1.2 m³/min时,静液柱压力占主导,井底压力随排量升高而增大;当排量高于1.2 m³/min时,井筒摩阻占主导,井底压力随排量升高而降低。

(3)井筒温度随CO₂注入温度的升高而增加,当井深小于2 500 m时,井筒内CO₂温度随井口注入温度的升高显著上升,当井深大于2 500 m时,井筒内CO₂温度受井口注入温度影响不明显。

(4)井筒温度随注入压力和注入量的增大而降低,井筒压力随注入压力的增大而增大,受注入量变化的影响不明显。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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