薄其眾， 戴 濤， 楊 勇， 鞠斌山

(1.中國(guó)石化勝利油田分公司油氣開(kāi)發(fā)管理中心，山東東營(yíng) 257015；2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京100083)

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?油氣開(kāi)發(fā)?

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

薄其眾1， 戴 濤1， 楊 勇1， 鞠斌山2

(1.中國(guó)石化勝利油田分公司油氣開(kāi)發(fā)管理中心，山東東營(yíng) 257015；2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)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(shí)的油層壓力動(dòng)態(tài)和混相前緣推進(jìn)特征，確定油藏中的相態(tài)和驅(qū)油效果，進(jìn)行了儲(chǔ)層壓力動(dòng)態(tài)變化研究。運(yùn)用地質(zhì)資料和生產(chǎn)資料分析、井下壓力監(jiān)測(cè)和油藏?cái)?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(lái)油層壓力的變化規(guī)律以及注入CO2后油層的壓力恢復(fù)特征。研究結(jié)果顯示，依靠天然能量開(kāi)采階段地層壓力衰減迅速；在關(guān)閉采油井注CO2壓力恢復(fù)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(fù)緩慢，其余4口井地層壓力恢復(fù)較快；實(shí)測(cè)與數(shù)值模擬的油層壓力基本一致，可用模擬結(jié)果進(jìn)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(jìn)特征，建立了確定CO2混相區(qū)域的方法。研究表明，壓力動(dòng)態(tài)跟蹤結(jié)果可為確定CO2注入量和開(kāi)機(jī)時(shí)機(jī)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(cè)；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(dá)15%[1-5]，其中CO2混相驅(qū)具有更好的驅(qū)油效果[6-9]。對(duì)于CO2混相驅(qū)，國(guó)內(nèi)外的研究主要集中在最小混相壓力[10-12]、驅(qū)替機(jī)理[13-15]和驅(qū)替效率等方面的室內(nèi)試驗(yàn)[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(guò)井口壓力和靜液面測(cè)試結(jié)果來(lái)估算，不能實(shí)現(xiàn)井底壓力實(shí)時(shí)測(cè)定，而且精度不高。文獻(xiàn)調(diào)研表明，目前尚無(wú)礦場(chǎng)注CO2驅(qū)油中油層壓力連續(xù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)方面的系統(tǒng)研究和報(bào)道。

勝利油田樊142塊于2013年7月開(kāi)始注CO2驅(qū)油，但對(duì)該區(qū)塊的油層壓力狀況并不十分清楚。為實(shí)時(shí)了解油層壓力特征并實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)油，勝利油田選取了F142-7-X4注采井組，對(duì)該井組中的采油井采取了臨時(shí)關(guān)井措施，并在其井底安裝了壓力計(jì)，通過(guò)數(shù)據(jù)線將壓力數(shù)據(jù)傳送至地面，實(shí)現(xiàn)了井底壓力的連續(xù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。筆者根據(jù)井底壓力實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)結(jié)果，綜合運(yùn)用CO2驅(qū)油滲流理論和油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，準(zhǔn)確地驗(yàn)證了油藏?cái)?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(jìn)距離和混相驅(qū)面積，為制定最佳注采井措施和開(kāi)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(diǎn)35.6 ℃，為低黏、低含硫、高凝固點(diǎn)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(chǎng)試驗(yàn)井組，包括一口注氣井(F142-7-X4井)和6口采油井(見(jiàn)圖1)。該井組的油氣開(kāi)發(fā)經(jīng)歷了2個(gè)階段：第一階段(2007.03—2013.06)，利用天然能量開(kāi)采；第二階段(2013.07—2015.08)，F(xiàn)142-7-X4井注CO2，日注入量達(dá)20～30 t，為了提高油層壓力，其余6口井臨時(shí)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(guò)室內(nèi)試驗(yàn)研究以及與類似區(qū)塊的對(duì)比分析，認(rèn)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(jìn)行了礦場(chǎng)注氣試驗(yàn)，為該區(qū)塊實(shí)施注氣開(kāi)采積累了較豐富的礦場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)。

樊142塊油層注CO2后能否達(dá)到理想的驅(qū)油效果關(guān)鍵取決于地層壓力，如果不能實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)壓力監(jiān)測(cè)，就難以揭示地層壓力的變化規(guī)律，無(wú)法判斷達(dá)到混相驅(qū)油的時(shí)機(jī)。因此，需要通過(guò)對(duì)注采井進(jìn)行實(shí)時(shí)壓力監(jiān)測(cè)研究油層壓力動(dòng)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(jìn)規(guī)律。

2 單井井底壓力與油層壓力監(jiān)測(cè)

2.1 依靠天然能量開(kāi)采階段

為了準(zhǔn)確進(jìn)行壓力監(jiān)測(cè)，采用了礦場(chǎng)井底壓力測(cè)試和油藏?cái)?shù)值模擬相結(jié)合的研究手段。前者只能監(jiān)測(cè)到注采井的井底壓力，無(wú)法直接監(jiān)測(cè)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(shí)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(cè)的井底壓力進(jìn)行對(duì)比來(lái)驗(yàn)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(dòng)靜態(tài)資料，建立了油藏?cái)?shù)值模擬地質(zhì)模型。網(wǎng)格尺寸，x方向?yàn)?0 m，y方向?yàn)?0 m，z方向平均為0.92 m；網(wǎng)格數(shù)為66×35×4=9 240個(gè)。利用多相多組分CO2驅(qū)油數(shù)值模擬軟件Tough-CO2[20]進(jìn)行了油藏動(dòng)態(tài)歷史擬合(該軟件是勝利油田勘探開(kāi)發(fā)研究院聯(lián)合國(guó)內(nèi)外2家研究機(jī)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(shí)間段為井組衰竭式生產(chǎn)階段與注氣井底壓力恢復(fù)階段。其中，生產(chǎn)階段為依靠天然能量開(kāi)采階段。天然能量開(kāi)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(kāi)采的末段，數(shù)值模擬的井底壓力接近實(shí)測(cè)井底壓力，壓力擬合結(jié)果較好。在該階段結(jié)束時(shí)，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(shí)相比，井底壓力比原始油層壓力低20 MPa左右。由此可見(jiàn)，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(kāi)采階段末各生產(chǎn)井井底壓力實(shí)測(cè)值與擬合值的對(duì)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(fù)階段

壓力恢復(fù)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(guò)程，在6口生產(chǎn)井井底安裝了壓力計(jì)，進(jìn)行井底壓力實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。該階段結(jié)束時(shí)6口井的井底壓力的實(shí)測(cè)值與擬合結(jié)果如圖3所示。

圖3 壓力恢復(fù)階段末井底壓力實(shí)測(cè)值與擬合值的對(duì)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(fù)階段末，6口井的數(shù)值模擬井底壓力接近實(shí)測(cè)井底壓力，壓力擬合結(jié)果較好。壓力恢復(fù)階段結(jié)束時(shí)，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(jìn)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(shí)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(chǔ)層物性和壓力測(cè)試分析結(jié)果表明，導(dǎo)致這2口井井底壓力低的原因是其與注氣井間的儲(chǔ)層物性差，砂體連通性不好。

2.3 單井壓力擬合與對(duì)比

為對(duì)樊142塊的開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)和油層壓力進(jìn)行跟蹤研究，利用Tough-CO2軟件，對(duì)F142-7-X4井組自投產(chǎn)以來(lái)的開(kāi)發(fā)歷史進(jìn)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(kāi)發(fā)時(shí)間的動(dòng)態(tài)曲線，并添加壓力恢復(fù)階段的實(shí)測(cè)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(shí)測(cè)值的對(duì)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(kāi)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(gè)月后，井底壓力下降幅度達(dá)20 MPa。油層壓力經(jīng)過(guò)劇烈下降后，進(jìn)入相對(duì)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(kāi)發(fā)階段，關(guān)井后油井的井底壓力開(kāi)始恢復(fù)，但是F142-8-3井和F142-7-3井實(shí)測(cè)和模擬的井底壓力恢復(fù)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(fù)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(fù)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(shí)間的變化曲線看，注CO2開(kāi)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(duì)穩(wěn)定造成的。從擬合效果看，實(shí)測(cè)和數(shù)值模擬的井底壓力基本一致，恢復(fù)階段末期井底壓力模擬值接近實(shí)測(cè)值，達(dá)到擬合的精度要求，可以在此基礎(chǔ)上進(jìn)行開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)。

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(jìn)特征

分別選取由數(shù)值模擬計(jì)算得到的不同時(shí)間點(diǎn)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(hào)模擬層為例，繪制該層8個(gè)時(shí)間階段的壓力等值線(見(jiàn)圖5)，分析壓力恢復(fù)階段壓力前緣的運(yùn)移特征。

由圖5可知：連續(xù)注CO214個(gè)月后，該層仍然無(wú)法達(dá)到混相驅(qū)油；注CO217個(gè)月后，CO2混相壓力前緣已傳至F142-6-2井，該井和注氣井間實(shí)現(xiàn)了混相驅(qū)油；注CO225個(gè)月后，除F142-8-3井外，其余各井的油層壓力均已達(dá)到或高于混相壓力，14號(hào)模擬層基本實(shí)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(dá)到最小混相壓力。

3.2 垂向剖面油層壓力分布及前緣推進(jìn)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(jìn)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(dá)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(shí)間延長(zhǎng)，高于最小混相壓力的區(qū)域迅速增大；累計(jì)注氣540 d后，高于最小混相壓力的區(qū)域已經(jīng)達(dá)到注采井之間的1/3處；累計(jì)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(dòng)所致。

圖5 14號(hào)模擬層壓力恢復(fù)階段油層壓力前緣運(yùn)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(guò)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(shí)滿足2個(gè)條件：區(qū)域內(nèi)壓力達(dá)到混相壓力與注氣端注入的CO2已到達(dá)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?yàn)镃O2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(xì)管試驗(yàn)測(cè)定值，為31.0 MPa，壓力分布是油藏?cái)?shù)值模擬的結(jié)果，通過(guò)對(duì)最小混相壓力與模擬的油層壓力進(jìn)行對(duì)比，并綜合考慮CO2濃度分布來(lái)確定混相前緣。

圖7所示為壓力恢復(fù)階段混相前緣運(yùn)移特征(其中，物質(zhì)的量分?jǐn)?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(fù)階段混相前緣運(yùn)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(shí)刻混相前緣的推進(jìn)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(gè)月后注氣井附近就達(dá)到了混相驅(qū)油條件。

2) 應(yīng)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(dá)到油井開(kāi)井生產(chǎn)的時(shí)機(jī)。

3) 在特低滲透油藏采取注氣驅(qū)油措施，運(yùn)用井底壓力實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和油藏?cái)?shù)值模擬相結(jié)合的方法，實(shí)現(xiàn)了礦場(chǎng)CO2驅(qū)油壓力實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)及混相驅(qū)油區(qū)域的識(shí)別，對(duì)同類油田實(shí)施CO2驅(qū)油動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)有借鑒和指導(dǎo)作用。

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

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[編輯 令文學(xué)]

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(yíng)人，1994年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油地質(zhì)專業(yè)，2006年獲中國(guó)石油大學(xué)(華東)地質(zhì)工程專業(yè)工程碩士學(xué)位，高級(jí)工程師，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的研究工作。E-mail:boqizhong.slyt@sinopec.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開(kāi)發(fā)”之課題“新一代油藏?cái)?shù)值模擬軟件”(編號(hào)：2011ZX05009-006)資助。

10.11911/syztjs.201606016

TE357.45

A

1001-0890(2016)06-0093-06