注CO2井筒温度和压力分布模型研究及现场应用

doi:10.3969/j.issn.1673-8926.2014.02.017

岩性油气藏 ›› 2014, Vol. 26 ›› Issue (2): 108–113.doi: 10.3969/j.issn.1673-8926.2014.02.017

注CO₂井筒温度和压力分布模型研究及现场应用

张永刚，罗懿，刘岳龙，卢瑜林，魏开鹏

中国石化华北分公司工程技术研究院，郑州 450006

出版日期:2014-04-06 发布日期:2014-04-06
第一作者:张永刚（1986-），男，硕士，主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：（450006）河南省郑州市中原区陇海西路 199 号。 E-mail：zhangyg3600@126.com。
基金资助:
中国石化科技部项目“改善鄂南致密油藏水平井开发效果工艺研究”（编号：P13090）资助

Research and application of wellbore temperature and pressure distribution models for CO₂injection well

ZHANG Yonggang， LUO Yi， LIU Yuelong， LU Yulin， WEI Kaipeng

Research Institute of Engineering and Technology， Sinopec North Branch， Zhengzhou 450006， China

Online:2014-04-06 Published:2014-04-06

摘要/Abstract

摘要：

为了解释红河油田注 CO₂现场试验中出现的气窜问题，准确优化现场试验中 CO₂注入压力，利用传热学理论，通过分析井筒传热过程，建立起注 CO₂井筒温度和压力分布的耦合模型，并结合实际注入参数，对红河油田注 CO₂井筒温度和压力分布进行了研究，此外也解释了现场试验中出现的气窜问题。结果表明，在注入井实际注入参数下，井筒温度随着井筒深度的增加而增大，但始终低于地层原始温度；井筒压力随着井筒深度的增加呈近似线性增加；井口注入压力过大致使井底压力大于地层破裂压力，这是导致发生气窜现象的根本原因。模型理论计算结果与现场分析结果相吻合，表明该模型对于实际生产具有一定的指导意义。

关键词: 低孔、低渗碎屑岩储层, 主控因素, 成岩相, 下白垩统, 谭庄凹陷

Abstract:

In order to explain the gas breakthrough phenomenon in CO₂ flooding field test and accurately optimize the injection pressure, a mathematical model to describe the temperature and pressure distribution was established based on the analysis of wellbore heat transmission and the theory of heat transfer. The temperature and pressure distribution for CO₂ injection well in Honghe Oilfield was studied, meanwhile the gas breakthrough phenomenon in CO₂ flooding field test was explained by the model combined with the actual injection parameter. The results show that the wellbore temperature increases with the increasing of well depth, while keeps lower than the formation temperature, and the wellbore pressure increases linearly approximately with the increasing of well depth. The greater injection pressure leads to that the bottomhole pressure exceeds formation fracture pressure, which is the root cause of gas breakthrough. The theoretical calculation agreed well with the field analysis, which shows that the model had an excellent guiding significance to the field test.

Key words: clastic reservoir with low porosity and low permeability, main controlling factors, diagenesis facies, Lower Cretaceous, Tanzhuang Sag

张永刚，罗懿，刘岳龙，卢瑜林，魏开鹏. 注CO₂井筒温度和压力分布模型研究及现场应用[J]. 岩性油气藏, 2014, 26(2): 108–113.

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