胜利油田樊142块特低渗透油藏CO2驱油储层压力动态变化研究

薄其众， 戴 涛， 杨 勇， 鞠斌山

(1.中国石化胜利油田分公司油气开发管理中心，山东东营 257015；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京100083)



◀油气开发▶

胜利油田樊142块特低渗透油藏CO2驱油储层压力动态变化研究

薄其众1， 戴 涛1， 杨 勇1， 鞠斌山2

(1.中国石化胜利油田分公司油气开发管理中心，山东东营 257015；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京100083)

为了解胜利油田樊142块特低渗透油藏注CO2驱油时的油层压力动态和混相前缘推进特征，确定油藏中的相态和驱油效果，进行了储层压力动态变化研究。运用地质资料和生产资料分析、井下压力监测和油藏数值模拟相结合的方法，研究了该区块F142-7-X4井组自投产以来油层压力的变化规律以及注入CO2后油层的压力恢复特征。研究结果显示，依靠天然能量开采阶段地层压力衰减迅速；在关闭采油井注CO2压力恢复阶段，F142-7-X4井组中的F142-7-3井和F142-8-3井地层压力恢复缓慢，其余4口井地层压力恢复较快；实测与数值模拟的油层压力基本一致，可用模拟结果进行相关分析。基于模拟结果，结合油层剖面和平面上的最小混相压力前缘和CO2浓度前缘分析，明确了混相区的推进特征，建立了确定CO2混相区域的方法。研究表明，压力动态跟踪结果可为确定CO2注入量和开机时机提供可靠的依据，为判断CO2驱油相态和确定混相区域提供有效手段。

低渗透油气藏；压力监测；二氧化碳驱；混相前缘；最小混相压力；胜利油田；樊142块

CO2驱油技术是一种有效的提高采收率技术，提高采收率幅度可达15%[1-5]，其中CO2混相驱具有更好的驱油效果[6-9]。对于CO2混相驱，国内外的研究主要集中在最小混相压力[10-12]、驱替机理[13-15]和驱替效率等方面的室内试验[16-17]以及注采参数优化数值模拟等方面[18-19]。油层压力是决定CO2驱油效率的关键因素之一，目前油层压力主要通过井口压力和静液面测试结果来估算，不能实现井底压力实时测定，而且精度不高。文献调研表明，目前尚无矿场注CO2驱油中油层压力连续实时监测方面的系统研究和报道。

胜利油田樊142块于2013年7月开始注CO2驱油，但对该区块的油层压力状况并不十分清楚。为实时了解油层压力特征并实现混相驱油，胜利油田选取了F142-7-X4注采井组，对该井组中的采油井采取了临时关井措施，并在其井底安装了压力计，通过数据线将压力数据传送至地面，实现了井底压力的连续实时监测。笔者根据井底压力实时监测结果，综合运用CO2驱油渗流理论和油藏数值模拟技术，准确地验证了油藏数值模拟得到的井底压力，在此基础上揭示油层内部的压力分布特征和规律，确定CO2混相前缘的推进距离和混相驱面积，为制定最佳注采井措施和开发方案提供依据，从而提高CO2驱油采收率。

1 樊142块概况

胜利油田樊142块为低渗透油藏，油层的平均孔隙度为12.5%，平均渗透率为1.89 mD。地面原油密度0.877 1 kg/L，地层原油密度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%，凝固点35.6 ℃，为低黏、低含硫、高凝固点原油。原始油层压力为44.87 MPa，含油饱和度为0.72。其中，F142-7-X4井组为CO2驱油矿场试验井组，包括一口注气井(F142-7-X4井)和6口采油井(见图1)。该井组的油气开发经历了2个阶段：第一阶段(2007.03—2013.06)，利用天然能量开采；第二阶段(2013.07—2015.08)，F142-7-X4井注CO2，日注入量达20～30 t，为了提高油层压力，其余6口井临时关井。

图1 F142-7-X4井组油层顶部深度及井位分布Fig.1 Depths of oil layer and well location of Well Cluster F142-7-X4

通过室内试验研究以及与类似区块的对比分析，认为该区块具备CO2驱油的基本条件，注CO2驱油是可行的。此外，胜利油田已经利用胜利发电厂分离的CO2，在高89块进行了矿场注气试验，为该区块实施注气开采积累了较丰富的矿场经验。

樊142块油层注CO2后能否达到理想的驱油效果关键取决于地层压力，如果不能实现实时压力监测，就难以揭示地层压力的变化规律，无法判断达到混相驱油的时机。因此，需要通过对注采井进行实时压力监测研究油层压力动态变化情况，确定樊142块油层CO2驱油混相区域面积和混相前缘的推进规律。

2 单井井底压力与油层压力监测

2.1 依靠天然能量开采阶段

为了准确进行压力监测，采用了矿场井底压力测试和油藏数值模拟相结合的研究手段。前者只能监测到注采井的井底压力，无法直接监测油层内部不同位置的压力，后者不仅可以模拟出井底压力，而且能够模拟出油层各部位压力随时间连续变化的情况。尽管如此，数值模拟出的井底压力必须与监测的井底压力进行对比来验证其可靠性，在油井关闭阶段，井底压力能够代表井底周围油层的压力。为此，笔者利用樊142块的动静态资料，建立了油藏数值模拟地质模型。网格尺寸，x方向为30 m，y方向为30 m，z方向平均为0.92 m；网格数为66×35×4=9 240个。利用多相多组分CO2驱油数值模拟软件Tough-CO2[20]进行了油藏动态历史拟合(该软件是胜利油田勘探开发研究院联合国内外2家研究机构，根据胜利油田油藏和流体的性质联合攻关研发的油藏模拟器)，拟合时间段为井组衰竭式生产阶段与注气井底压力恢复阶段。其中，生产阶段为依靠天然能量开采阶段。天然能量开采末的压力拟合结果如图2所示。

由图2可知，依靠天然能量开采的末段，数值模拟的井底压力接近实测井底压力，压力拟合结果较好。在该阶段结束时，6口井的井底压力在24 MPa左右，低于CO2驱油最小混相压力(31 MPa)。与油藏投产时相比，井底压力比原始油层压力低20 MPa左右。由此可见，油层压力低是制约该油藏生产的主控因素之一。

图2 天然能量开采阶段末各生产井井底压力实测值与拟合值的对比Fig.2 Measured bottom-hole pressures and simulation results in different producers at the end of natural recovery stage

2.2 压力恢复阶段

压力恢复阶段仅有F142-7-X4井注气，其余6口生产井均停产，为了跟踪压力变化过程，在6口生产井井底安装了压力计，进行井底压力实时监测。该阶段结束时6口井的井底压力的实测值与拟合结果如图3所示。

图3 压力恢复阶段末井底压力实测值与拟合值的对比Fig.3 Simulated bottom-hole pressures at the end of wellbore pressure build-up phase

由图3可知，压力恢复阶段末，6口井的数值模拟井底压力接近实测井底压力，压力拟合结果较好。压力恢复阶段结束时，F141-1井、F142-6-3井、F142-8-X4井和F142-6-2井等4口井的井底压力高于30 MPa，其中F142-6-2井的井底压力最高，已经高于最小混相压力(31 MPa)，进一步注气可在这4口生产井和注入井之间的油层内实现混相驱；F142-8-3井和F142-7-3井等2口井的井底压力仍然低于25 MPa，储层物性和压力测试分析结果表明，导致这2口井井底压力低的原因是其与注气井间的储层物性差，砂体连通性不好。

2.3 单井压力拟合与对比

为对樊142块的开发动态和油层压力进行跟踪研究，利用Tough-CO2软件，对F142-7-X4井组自投产以来的开发历史进行了数值模拟，根据模拟结果，绘制了6口生产井井底压力随开发时间的动态曲线，并添加压力恢复阶段的实测压力数据，结果如图4所示。

图4 6口井的井底压力拟合值与实测值的对比Fig.4 Simulated and measured bottom-hole pressures in 6 wells

从图4可以看出，在依靠天然能量开发阶段，6口井的井底压力下降较快，除F142-8-X4井外，其余5口井在第1年内井底压力急剧下降，其中F142-6-2井和F142-6-3井在生产1个月后，井底压力下降幅度达20 MPa。油层压力经过剧烈下降后，进入相对缓慢的递减阶段，明显体现出低渗透率油藏的特征。

在注CO2开发阶段，关井后油井的井底压力开始恢复，但是F142-8-3井和F142-7-3井实测和模拟的井底压力恢复速度都非常缓慢。根据该区块的地质资料和试井分析资料，可以判断这2口井井底压力恢复慢的主要原因是其与注入井F142-7-X4井之间的地层连通性不好。其余4口井的地层压力恢复较快，其中距注入井F142-7-X4井较近的F142-6-2井和F141-1井的井底压力上升最快，至2015年3月，这2口井的井底压力均高于最小混相压力(31 MPa)。从这4口井井底压力随时间的变化曲线看，注CO2开发后，井底压力呈近似线性关系升高，这是由CO2注入速度保持相对稳定造成的。从拟合效果看，实测和数值模拟的井底压力基本一致，恢复阶段末期井底压力模拟值接近实测值，达到拟合的精度要求，可以在此基础上进行开发指标预测。

3 压力特征及最小混相压力前缘分析

3.1 平面压力分布及前缘推进特征

分别选取由数值模拟计算得到的不同时间点的部分地层压力数据，以地质建模的第11—14层为模拟层，下面以主力层第14号模拟层为例，绘制该层8个时间阶段的压力等值线(见图5)，分析压力恢复阶段压力前缘的运移特征。

由图5可知：连续注CO214个月后，该层仍然无法达到混相驱油；注CO217个月后，CO2混相压力前缘已传至F142-6-2井，该井和注气井间实现了混相驱油；注CO225个月后，除F142-8-3井外，其余各井的油层压力均已达到或高于混相压力，14号模拟层基本实现了CO2混相驱油。F142-8-3井的试井分析解释结果表明，该井钻遇地层与其他井钻遇的地层连通性差，故该井地层压力上升缓慢，仍未达到最小混相压力。

3.2 垂向剖面油层压力分布及前缘推进特征

图6为F142-7-X4井与F142-6-3井连线方向垂向剖面油层压力前缘推进特征(其中，p为油层压力，MPa；pmm为最小混相压力，MPa)。

由图6可知：压力前缘传播快，注气初期便已到达采油井；注气450 d后，注气井附近直径80 m范围内油层压力p已经高于最小混相压力pmm；随着注气时间延长，高于最小混相压力的区域迅速增大；累计注气540 d后，高于最小混相压力的区域已经达到注采井之间的1/3处；累计注气660 d后，油层垂向剖面上的压力均大于最小混相压力，表明CO2在该剖面上波及到位置的驱油属于混相驱；从垂向剖面看，油层的上部压力稍高于下部位置，这主要是油层厚度较小，层内存在不明显的垂向流动所致。

图5 14号模拟层压力恢复阶段油层压力前缘运移特征Fig.5 Characteristics of pressure front migration during pressure build-up stage in simulation Layer 14

图6 F142-7-X4井与F142-6-3井连线方向垂向剖面油层压力变化Fig.6 Changes in formation pressures vertical to profile between Well F142-7-X4 and Well F142-6-3

4 混相区域确定方法

混相前缘定义为在注气过程中油藏内原油与CO2形成混相区域的最前缘位置，在平面上表现为混相压力前缘与CO2浓度前缘所围区域交集的外边界。形成混相区需同时满足2个条件：区域内压力达到混相压力与注气端注入的CO2已到达该区域。混相区域定义为高于最小混相压力的区域与CO2波及区的交集区域。因此，为了确定混相区域，将CO2浓度分布图和压力分布图叠合，得到的交集区域为CO2混相区域，交集的边界线为混相前缘。其中最小混相压力采用室内细管试验测定值，为31.0 MPa，压力分布是油藏数值模拟的结果，通过对最小混相压力与模拟的油层压力进行对比，并综合考虑CO2浓度分布来确定混相前缘。

图7所示为压力恢复阶段混相前缘运移特征(其中，物质的量分数为混合物中某一种组分的物质的量与各组分物质的量之和的比)。

图7 压力恢复阶段混相前缘运移特征Fig.7 Characteristics of miscible front migration during pressure build-up stage

从图7可以清晰地看出不同时刻混相前缘的推进位置，即混相压力前缘与CO2浓度前缘所围区域交集的外边界。

5 结 论

1) 胜利油田樊142块采取采油井关井和注CO2驱油措施后，油层压力迅速提高，注气15个月后注气井附近就达到了混相驱油条件。

2) 应用新建立的CO2混相区域确定方法，判定目前樊142块油层已经具备混相驱油条件，达到油井开井生产的时机。

3) 在特低渗透油藏采取注气驱油措施，运用井底压力实时监测和油藏数值模拟相结合的方法，实现了矿场CO2驱油压力实时监测及混相驱油区域的识别，对同类油田实施CO2驱油动态监测有借鉴和指导作用。

4) 低渗透油层中CO2驱油最小混相压力前缘监测是目前面临的难点，建议今后开展地球物理监测和设计观察井测试分析方面的研究。

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[编辑 令文学]

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。

薄其众(1971—)，男，山东东营人，1994年毕业于石油大学(华东)石油地质专业，2006年获中国石油大学(华东)地质工程专业工程硕士学位，高级工程师，主要从事油气田开发方面的研究工作。E-mail:boqizhong.slyt@sinopec.com。

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”之课题“新一代油藏数值模拟软件”(编号：2011ZX05009-006)资助。

10.11911/syztjs.201606016

TE357.45

A

1001-0890(2016)06-0093-06