薄其眾， 戴 濤， 楊 勇， 鞠斌山

(1.中國石化勝利油田分公司油氣開發(fā)管理中心，山東東營 257015；2.中國地質(zhì)大學(北京)能源學院，北京100083)

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?油氣開發(fā)?

勝利油田樊142塊特低滲透油藏CO2驅(qū)油儲層壓力動態(tài)變化研究

薄其眾1， 戴 濤1， 楊 勇1， 鞠斌山2

(1.中國石化勝利油田分公司油氣開發(fā)管理中心，山東東營 257015；2.中國地質(zhì)大學(北京)能源學院，北京100083)

為了解勝利油田樊142塊特低滲透油藏注CO2驅(qū)油時的油層壓力動態(tài)和混相前緣推進特征，確定油藏中的相態(tài)和驅(qū)油效果，進行了儲層壓力動態(tài)變化研究。運用地質(zhì)資料和生產(chǎn)資料分析、井下壓力監(jiān)測和油藏數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，研究了該區(qū)塊F142-7-X4井組自投產(chǎn)以來油層壓力的變化規(guī)律以及注入CO2后油層的壓力恢復特征。研究結(jié)果顯示，依靠天然能量開采階段地層壓力衰減迅速；在關(guān)閉采油井注CO2壓力恢復階段，F(xiàn)142-7-X4井組中的F142-7-3井和F142-8-3井地層壓力恢復緩慢，其余4口井地層壓力恢復較快；實測與數(shù)值模擬的油層壓力基本一致，可用模擬結(jié)果進行相關(guān)分析?；谀M結(jié)果，結(jié)合油層剖面和平面上的最小混相壓力前緣和CO2濃度前緣分析，明確了混相區(qū)的推進特征，建立了確定CO2混相區(qū)域的方法。研究表明，壓力動態(tài)跟蹤結(jié)果可為確定CO2注入量和開機時機提供可靠的依據(jù)，為判斷CO2驅(qū)油相態(tài)和確定混相區(qū)域提供有效手段。

低滲透油氣藏；壓力監(jiān)測；二氧化碳驅(qū)；混相前緣；最小混相壓力；勝利油田；樊142塊

CO2驅(qū)油技術(shù)是一種有效的提高采收率技術(shù)，提高采收率幅度可達15%[1-5]，其中CO2混相驅(qū)具有更好的驅(qū)油效果[6-9]。對于CO2混相驅(qū)，國內(nèi)外的研究主要集中在最小混相壓力[10-12]、驅(qū)替機理[13-15]和驅(qū)替效率等方面的室內(nèi)試驗[16-17]以及注采參數(shù)優(yōu)化數(shù)值模擬等方面[18-19]。油層壓力是決定CO2驅(qū)油效率的關(guān)鍵因素之一，目前油層壓力主要通過井口壓力和靜液面測試結(jié)果來估算，不能實現(xiàn)井底壓力實時測定，而且精度不高。文獻調(diào)研表明，目前尚無礦場注CO2驅(qū)油中油層壓力連續(xù)實時監(jiān)測方面的系統(tǒng)研究和報道。

勝利油田樊142塊于2013年7月開始注CO2驅(qū)油，但對該區(qū)塊的油層壓力狀況并不十分清楚。為實時了解油層壓力特征并實現(xiàn)混相驅(qū)油，勝利油田選取了F142-7-X4注采井組，對該井組中的采油井采取了臨時關(guān)井措施，并在其井底安裝了壓力計，通過數(shù)據(jù)線將壓力數(shù)據(jù)傳送至地面，實現(xiàn)了井底壓力的連續(xù)實時監(jiān)測。筆者根據(jù)井底壓力實時監(jiān)測結(jié)果，綜合運用CO2驅(qū)油滲流理論和油藏數(shù)值模擬技術(shù)，準確地驗證了油藏數(shù)值模擬得到的井底壓力，在此基礎(chǔ)上揭示油層內(nèi)部的壓力分布特征和規(guī)律，確定CO2混相前緣的推進距離和混相驅(qū)面積，為制定最佳注采井措施和開發(fā)方案提供依據(jù)，從而提高CO2驅(qū)油采收率。

1 樊142塊概況

勝利油田樊142塊為低滲透油藏，油層的平均孔隙度為12.5%，平均滲透率為1.89 mD。地面原油密度0.877 1 kg/L，地層原油密度0.746 3 kg/L；地面原油黏度20.4 mPa·s，地下黏度1.18 mPa·s，含硫0.21%，凝固點35.6 ℃，為低黏、低含硫、高凝固點原油。原始油層壓力為44.87 MPa，含油飽和度為0.72。其中，F(xiàn)142-7-X4井組為CO2驅(qū)油礦場試驗井組，包括一口注氣井(F142-7-X4井)和6口采油井(見圖1)。該井組的油氣開發(fā)經(jīng)歷了2個階段：第一階段(2007.03—2013.06)，利用天然能量開采；第二階段(2013.07—2015.08)，F(xiàn)142-7-X4井注CO2，日注入量達20～30 t，為了提高油層壓力，其余6口井臨時關(guān)井。

圖1 F142-7-X4井組油層頂部深度及井位分布Fig.1 Depths of oil layer and well location of Well Cluster F142-7-X4

通過室內(nèi)試驗研究以及與類似區(qū)塊的對比分析，認為該區(qū)塊具備CO2驅(qū)油的基本條件，注CO2驅(qū)油是可行的。此外，勝利油田已經(jīng)利用勝利發(fā)電廠分離的CO2，在高89塊進行了礦場注氣試驗，為該區(qū)塊實施注氣開采積累了較豐富的礦場經(jīng)驗。

樊142塊油層注CO2后能否達到理想的驅(qū)油效果關(guān)鍵取決于地層壓力，如果不能實現(xiàn)實時壓力監(jiān)測，就難以揭示地層壓力的變化規(guī)律，無法判斷達到混相驅(qū)油的時機。因此，需要通過對注采井進行實時壓力監(jiān)測研究油層壓力動態(tài)變化情況，確定樊142塊油層CO2驅(qū)油混相區(qū)域面積和混相前緣的推進規(guī)律。

2 單井井底壓力與油層壓力監(jiān)測

2.1 依靠天然能量開采階段

為了準確進行壓力監(jiān)測，采用了礦場井底壓力測試和油藏數(shù)值模擬相結(jié)合的研究手段。前者只能監(jiān)測到注采井的井底壓力，無法直接監(jiān)測油層內(nèi)部不同位置的壓力，后者不僅可以模擬出井底壓力，而且能夠模擬出油層各部位壓力隨時間連續(xù)變化的情況。盡管如此，數(shù)值模擬出的井底壓力必須與監(jiān)測的井底壓力進行對比來驗證其可靠性，在油井關(guān)閉階段，井底壓力能夠代表井底周圍油層的壓力。為此，筆者利用樊142塊的動靜態(tài)資料，建立了油藏數(shù)值模擬地質(zhì)模型。網(wǎng)格尺寸，x方向為30 m，y方向為30 m，z方向平均為0.92 m；網(wǎng)格數(shù)為66×35×4=9 240個。利用多相多組分CO2驅(qū)油數(shù)值模擬軟件Tough-CO2[20]進行了油藏動態(tài)歷史擬合(該軟件是勝利油田勘探開發(fā)研究院聯(lián)合國內(nèi)外2家研究機構(gòu)，根據(jù)勝利油田油藏和流體的性質(zhì)聯(lián)合攻關(guān)研發(fā)的油藏模擬器)，擬合時間段為井組衰竭式生產(chǎn)階段與注氣井底壓力恢復階段。其中，生產(chǎn)階段為依靠天然能量開采階段。天然能量開采末的壓力擬合結(jié)果如圖2所示。

由圖2可知，依靠天然能量開采的末段，數(shù)值模擬的井底壓力接近實測井底壓力，壓力擬合結(jié)果較好。在該階段結(jié)束時，6口井的井底壓力在24 MPa左右，低于CO2驅(qū)油最小混相壓力(31 MPa)。與油藏投產(chǎn)時相比，井底壓力比原始油層壓力低20 MPa左右。由此可見，油層壓力低是制約該油藏生產(chǎn)的主控因素之一。

圖2 天然能量開采階段末各生產(chǎn)井井底壓力實測值與擬合值的對比Fig.2 Measured bottom-hole pressures and simulation results in different producers at the end of natural recovery stage

2.2 壓力恢復階段

壓力恢復階段僅有F142-7-X4井注氣，其余6口生產(chǎn)井均停產(chǎn)，為了跟蹤壓力變化過程，在6口生產(chǎn)井井底安裝了壓力計，進行井底壓力實時監(jiān)測。該階段結(jié)束時6口井的井底壓力的實測值與擬合結(jié)果如圖3所示。

圖3 壓力恢復階段末井底壓力實測值與擬合值的對比Fig.3 Simulated bottom-hole pressures at the end of wellbore pressure build-up phase

由圖3可知，壓力恢復階段末，6口井的數(shù)值模擬井底壓力接近實測井底壓力，壓力擬合結(jié)果較好。壓力恢復階段結(jié)束時，F(xiàn)141-1井、F142-6-3井、F142-8-X4井和F142-6-2井等4口井的井底壓力高于30 MPa，其中F142-6-2井的井底壓力最高，已經(jīng)高于最小混相壓力(31 MPa)，進一步注氣可在這4口生產(chǎn)井和注入井之間的油層內(nèi)實現(xiàn)混相驅(qū)；F142-8-3井和F142-7-3井等2口井的井底壓力仍然低于25 MPa，儲層物性和壓力測試分析結(jié)果表明，導致這2口井井底壓力低的原因是其與注氣井間的儲層物性差，砂體連通性不好。

2.3 單井壓力擬合與對比

為對樊142塊的開發(fā)動態(tài)和油層壓力進行跟蹤研究，利用Tough-CO2軟件，對F142-7-X4井組自投產(chǎn)以來的開發(fā)歷史進行了數(shù)值模擬，根據(jù)模擬結(jié)果，繪制了6口生產(chǎn)井井底壓力隨開發(fā)時間的動態(tài)曲線，并添加壓力恢復階段的實測壓力數(shù)據(jù)，結(jié)果如圖4所示。

圖4 6口井的井底壓力擬合值與實測值的對比Fig.4 Simulated and measured bottom-hole pressures in 6 wells

從圖4可以看出，在依靠天然能量開發(fā)階段，6口井的井底壓力下降較快，除F142-8-X4井外，其余5口井在第1年內(nèi)井底壓力急劇下降，其中F142-6-2井和F142-6-3井在生產(chǎn)1個月后，井底壓力下降幅度達20 MPa。油層壓力經(jīng)過劇烈下降后，進入相對緩慢的遞減階段，明顯體現(xiàn)出低滲透率油藏的特征。

在注CO2開發(fā)階段，關(guān)井后油井的井底壓力開始恢復，但是F142-8-3井和F142-7-3井實測和模擬的井底壓力恢復速度都非常緩慢。根據(jù)該區(qū)塊的地質(zhì)資料和試井分析資料，可以判斷這2口井井底壓力恢復慢的主要原因是其與注入井F142-7-X4井之間的地層連通性不好。其余4口井的地層壓力恢復較快，其中距注入井F142-7-X4井較近的F142-6-2井和F141-1井的井底壓力上升最快，至2015年3月，這2口井的井底壓力均高于最小混相壓力(31 MPa)。從這4口井井底壓力隨時間的變化曲線看，注CO2開發(fā)后，井底壓力呈近似線性關(guān)系升高，這是由CO2注入速度保持相對穩(wěn)定造成的。從擬合效果看，實測和數(shù)值模擬的井底壓力基本一致，恢復階段末期井底壓力模擬值接近實測值，達到擬合的精度要求，可以在此基礎(chǔ)上進行開發(fā)指標預測。

3 壓力特征及最小混相壓力前緣分析

3.1 平面壓力分布及前緣推進特征

分別選取由數(shù)值模擬計算得到的不同時間點的部分地層壓力數(shù)據(jù)，以地質(zhì)建模的第11—14層為模擬層，下面以主力層第14號模擬層為例，繪制該層8個時間階段的壓力等值線(見圖5)，分析壓力恢復階段壓力前緣的運移特征。

由圖5可知：連續(xù)注CO214個月后，該層仍然無法達到混相驅(qū)油；注CO217個月后，CO2混相壓力前緣已傳至F142-6-2井，該井和注氣井間實現(xiàn)了混相驅(qū)油；注CO225個月后，除F142-8-3井外，其余各井的油層壓力均已達到或高于混相壓力，14號模擬層基本實現(xiàn)了CO2混相驅(qū)油。F142-8-3井的試井分析解釋結(jié)果表明，該井鉆遇地層與其他井鉆遇的地層連通性差，故該井地層壓力上升緩慢，仍未達到最小混相壓力。

3.2 垂向剖面油層壓力分布及前緣推進特征

圖6為F142-7-X4井與F142-6-3井連線方向垂向剖面油層壓力前緣推進特征(其中，p為油層壓力，MPa；pmm為最小混相壓力，MPa)。

由圖6可知：壓力前緣傳播快，注氣初期便已到達采油井；注氣450 d后，注氣井附近直徑80 m范圍內(nèi)油層壓力p已經(jīng)高于最小混相壓力pmm；隨著注氣時間延長，高于最小混相壓力的區(qū)域迅速增大；累計注氣540 d后，高于最小混相壓力的區(qū)域已經(jīng)達到注采井之間的1/3處；累計注氣660 d后，油層垂向剖面上的壓力均大于最小混相壓力，表明CO2在該剖面上波及到位置的驅(qū)油屬于混相驅(qū)；從垂向剖面看，油層的上部壓力稍高于下部位置，這主要是油層厚度較小，層內(nèi)存在不明顯的垂向流動所致。

圖5 14號模擬層壓力恢復階段油層壓力前緣運移特征Fig.5 Characteristics of pressure front migration during pressure build-up stage in simulation Layer 14

圖6 F142-7-X4井與F142-6-3井連線方向垂向剖面油層壓力變化Fig.6 Changes in formation pressures vertical to profile between Well F142-7-X4 and Well F142-6-3

4 混相區(qū)域確定方法

混相前緣定義為在注氣過程中油藏內(nèi)原油與CO2形成混相區(qū)域的最前緣位置，在平面上表現(xiàn)為混相壓力前緣與CO2濃度前緣所圍區(qū)域交集的外邊界。形成混相區(qū)需同時滿足2個條件：區(qū)域內(nèi)壓力達到混相壓力與注氣端注入的CO2已到達該區(qū)域。混相區(qū)域定義為高于最小混相壓力的區(qū)域與CO2波及區(qū)的交集區(qū)域。因此，為了確定混相區(qū)域，將CO2濃度分布圖和壓力分布圖疊合，得到的交集區(qū)域為CO2混相區(qū)域，交集的邊界線為混相前緣。其中最小混相壓力采用室內(nèi)細管試驗測定值，為31.0 MPa，壓力分布是油藏數(shù)值模擬的結(jié)果，通過對最小混相壓力與模擬的油層壓力進行對比，并綜合考慮CO2濃度分布來確定混相前緣。

圖7所示為壓力恢復階段混相前緣運移特征(其中，物質(zhì)的量分數(shù)為混合物中某一種組分的物質(zhì)的量與各組分物質(zhì)的量之和的比)。

圖7 壓力恢復階段混相前緣運移特征Fig.7 Characteristics of miscible front migration during pressure build-up stage

從圖7可以清晰地看出不同時刻混相前緣的推進位置，即混相壓力前緣與CO2濃度前緣所圍區(qū)域交集的外邊界。

5 結(jié) 論

1) 勝利油田樊142塊采取采油井關(guān)井和注CO2驅(qū)油措施后，油層壓力迅速提高，注氣15個月后注氣井附近就達到了混相驅(qū)油條件。

2) 應用新建立的CO2混相區(qū)域確定方法，判定目前樊142塊油層已經(jīng)具備混相驅(qū)油條件，達到油井開井生產(chǎn)的時機。

3) 在特低滲透油藏采取注氣驅(qū)油措施，運用井底壓力實時監(jiān)測和油藏數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，實現(xiàn)了礦場CO2驅(qū)油壓力實時監(jiān)測及混相驅(qū)油區(qū)域的識別，對同類油田實施CO2驅(qū)油動態(tài)監(jiān)測有借鑒和指導作用。

4) 低滲透油層中CO2驅(qū)油最小混相壓力前緣監(jiān)測是目前面臨的難點，建議今后開展地球物理監(jiān)測和設(shè)計觀察井測試分析方面的研究。

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[編輯 令文學]

Research on the Changes in Formation Pressure Performance of CO2Flooding in the Ultra-Low Permeability Oil Reservoir:Block Fan 142 of the Shengli Oilfield

BO Qizhong1, DAI Tao1, YANG Yong1, JU Binshan2

(1.OilandGasDevelopmentManagementCenter，SinopecShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong，257015,China; 2.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences(Beijing)，Beijing，100083，China)

To study the dynamic changes during CO2flooding in reservoir formations and to evaluate the progress of the miscible front in the oil reservoir in Block Fan 142 which possesses extremely low permeability，and to clarify phases and flooding performances in such reservoirs, dynamic changes in pressures were reviewed. Comprehensively using geologic data, production data, downhole pressure monitoring and reservoir numerical simulation techniques allowed the analysis of patterns in pressure changes and pressure build-up after CO2injection in the Well ClusterF142-7-X4. Research results showed that formation pressures decreased quickly in stages with development by using natural energy. During pressure build-up with closed producers and injected CO2, the formation pressures in Well F142-7-3 and Well F142-8-3 of F142-7-X4 Cluster restored slowly, whereas pressures in the other the 4 wells was quickly restored. Considering analyses related to minimum miscible pressure front and CO2concentration front both vertically and horizontally, the progres of miscible zones may be determined to establish the method to clarify the CO2miscible zones. Research results demonstrate that the dynamic tracking of pressures might provide a reliable foundation to determine the volume and timing of CO2injection. In addition, these results may provide effective ways to determine phases in CO2flooding and to clarify boundaries of miscible regions.

low permeability reservoir；pressure monitor；CO2flooding；miscible front；minimum miscible pressure；Block Fan 142；Shengli Oilfield

2016-04-21；改回日期：2016-10-21。

薄其眾(1971—)，男，山東東營人，1994年畢業(yè)于石油大學(華東)石油地質(zhì)專業(yè)，2006年獲中國石油大學(華東)地質(zhì)工程專業(yè)工程碩士學位，高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。E-mail:boqizhong.slyt@sinopec.com。

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”之課題“新一代油藏數(shù)值模擬軟件”(編號：2011ZX05009-006)資助。

10.11911/syztjs.201606016

TE357.45

A

1001-0890(2016)06-0093-06