基于套管气监测数据的CO2运移特征研究

聂向荣，江绍静，余华贵.

(1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)



基于套管气监测数据的CO2运移特征研究

聂向荣1，江绍静2，余华贵2.

(1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

乔家洼油田开展了CO2捕集、利用和埋存(CCUS)示范工程，研究注入地层中的CO2运移规律，对评价示范工程CO2驱油和埋存效果具有重要意义。示范区对套管气中CO2浓度进行了监测，对监测数据进行分析，提出了CO2前缘突破采油井时刻的确定方法；将CO2浓度监测曲线划分为4个典型阶段，分别为未突破段、突破段、窜流段和注入调整段；CO2浓度监测数据显示北东-南西方向为CO2优势运移方向，和数据模拟研究结果相同。分析套管气中CO2浓度能在一定程度上明确CO2在地层中的运移特征。

CO2驱；浓度；套管气；驱替前缘；运移

CO2捕集、利用与封存技术(CO2Capture, Utilization and Storage，简称“CCUS”)作为一项大规模减排手段，是目前在化石能源利用中唯一能够实现CO2零排放的有效技术[1-2]。通过捕集，将能源化工企业排放的CO2运输至油田用于驱油，提高原油采收率，同时实现CO2的地质封存，是实现“驱油”经济效益与“减排”社会效益的双赢技术[3-4]，特别适合于“源汇”匹配的鄂尔多斯盆地。陕北斜坡地层稳定，构造简单，断层不发育，CO2封存安全可靠，地层压力、温度有利于CO2保持超临界状态，实现稳定封存。延长油田开展基于提高原油采收率技术的CCUS项目的技术研究[5]，不但有效解决了注水开发时面临的水资源缺乏的问题[6]，而且为西北地区煤化工企业的CO2排放问题提供了解决方案[7]。

CO2监测在基于提高原油采收率的CCUS技术中具有重要意义[8]。监测套管气中CO2的浓度是一种简便易行的监测技术，其监测结果可为制定CO2驱油藏工程方案提供依据，为计算CO2埋存量提供计算参数。

1 先导试验区概况

靖边油田乔家洼油田区域构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，地理位置如图1所示。在晚侏罗世燕山Ⅰ期运动的影响下，东升西降形成了东(北)高西(南)低的构造格局。在大的构造背景控制下，因岩性差异压实作用和古地形突起披覆构造作用，延长、延安组地层中形成了一系列具有明显继承性发育的小隆起带，小隆起带上局部突起与岩性的有机结合形成构造-岩性圈闭。CO2试验区长62储层构造的基本形态与区域构造一致，整体为一东高西低的单斜构造，局部存在突起，构造相对平缓，地层整体向西倾斜，倾角为0.6°左右。井区位于陕北斜坡中部，远离盆地边缘，地层相对平缓，未见断裂。

图1 乔家洼油田地理位置图Fig.1 The location map of Qiaojiawa oilfield

2012年9月试验区注气井陆续投注后，随着注气井和注入量的累积，注气井、受益井地层压力不断上升，地层能量得到补充，受益井不断见效，产量增加，驱油效果初步显现。同时有部分油井伴生气中检测到CO2浓度变化，截至目前已有8口生产井样品伴生气中检测到CO2。

2 套管气CO2监测方法

监测仪器采用GA5000型便携式二氧化碳分析仪，该仪器可以直读CO2等气体含量。试验区采油井套管气的监测流程如图2所示[9]。首先，需要将卡箍头拆下，如果不便拆卸，可以安装一段转接头，用胶带将弹性软管接到套管气的排放口上。然后安装流量仪的支撑管及流量仪，慢慢打开套管气阀门开始测量，至套管气流速稳定后，直读CO2含量。

图2 井口套管CO2浓度监测示意图Fig.2 Sketch of monitoring of CO2 concentration in wellhead casing

3 基于CO2监测数据分析驱油与运移规律

3.1 CO2前缘突破时间的确定

注气井注入CO2后，CO2前缘向周围推进，当前缘达到采油井时，气体突破，大量CO2从采油井采出，导致油相相对渗透率降低，产量下降。油井最终采收率与CO2前缘突破时间密切相关，因而监测CO2前缘突破时间对CO2驱油藏有重要意义。

本试验以45586-04井为例，利用油井套管气CO2动态监测数据确定CO2前缘突破时间。注CO2之前，在试验区内选取5口油井进行了CO2本底浓度测试，结果显示试验区CO2本底浓度在0～5%范围内变化。

45586-04井的套管气CO2动态监测早期数据如图3所示。2013年6月26日至2013年7月4日，CO2浓度出现了一个小波峰，跨越了CO2本底浓度基线，这表明注入井的CO2波及了45586-04井；但是2013年7月4日以后，CO2的浓度曲线跌落CO2本底浓度基线以下，说明此时到达井底的CO2是不连续的，有可能是沿高渗层出现了一个小气量的气窜段塞，并不是稳定的气体前缘。

2013年8月10日，CO2浓度急速增大，并且出现了一个平台(图3中蓝色方框标注)，这表明有一个稳定的CO2前缘到达了45586-04井，同时后期的监测曲线没有浓度跌落基线的数据出现，并且呈现增长趋势，因此可以认为该平台出现的时间(2013年8月25日)就是注气井(45543-05井)CO2前缘突破油井(45586-04井)的时间。

图3 套管气CO2动态监测早期曲线Fig.3 The early monitoring curve of CO2 concentration

CO2的注入引起了注入波及部位地层压力的增加，进而引发微地震。通过对微地震事件的监测，可以掌握CO2驱替前缘位置、波及范围、不同部位的波及程度等信息。2013年6月28日对45598-04井组进行地震前缘检测，检测结果如图4所示。可以看出，CO2前缘为不规则推进，且有一部分高浓度CO2提前到达45586-04井(红色表示高浓度CO2)，但先到达45586-04井的CO2只有少部分，没有形成连续和稳定的前缘，CO2稳定前缘还在外围。地震前缘检测结果和套管气检测结果相同。

图4 45586-04井组地震前缘拟合图Fig.4 Fitting-figures of seismic fronts for 45586-04 well group

3.2 CO2动态监测曲线典型特征

以45586-04井为例，进行大时间尺度上油井套管气CO2动态监测曲线典型特征分析。2013年3月至2016年6月的监测曲线如图5所示，可以将整个动态监测曲线划分为4个典型阶段，分别为：未突破段、突破段、窜流段、注入调整段。

未突破段表示CO2注入底层中，其前缘还未到达采油井，所以采油井监测到的CO2只是本底浓度。突破段表示CO2前缘到达了采油井井底，CO2浓度明显增加。窜流段表示随着累积注入CO2量的增加，在注入井和采油井之间形成了一条气体窜流通道，CO2相对渗透率急剧增加，CO2渗流阻力减小，大量CO2从采油井井口采出。从2014年6月发现45586-04井CO2浓度急剧增大后，对注气井的注入量和注入方式进行了调整，降低了日注气量和水气交替注入等措施[10-14]。从图5可以看出，经过注入方式调整后，CO2浓度有明显降低，该阶段被称为注入调整段。

图5 套管气CO2动态监测曲线典型阶段Fig.5 Four typical stages of monitoring curve of CO2 concentration

从图5还可以看出，动态监测曲线出现了多峰值，这说明储层中存在多个CO2前缘，多个前缘先后到达采油井，出现了叠加效果，从而导致CO2浓度曲线出现了锯齿形的变化。储层中之所以可以形成多个CO2前缘，主要有两方面的因素：一方面，储层在垂向上存在非均质性，在高渗透率条带，CO2推进速度快，前缘最先到达采油井；在低渗透率条带，CO2前缘突破时间相对滞后，从而在垂向形成了多级CO2前缘(图6(a))。另一方面，试验区存在多口注气井，不同注气井的注气前缘到达采油井的时间不同，从而形成了平面多级前缘(图6(b))。

图6 多级CO2前缘示意图Fig.6 Sketch of multistage CO2 fronts

3.3 CO2优势运移方向监测

示范区内油井均经压裂投产，水井均由油井转注而来，故井间压裂裂缝普遍存在。按照油井产量高低，将见效井分为一类见效井和二类见效井。如图7所示，见效井具有明显的方向性，处于北东-南西方向上的受益井见效快，增油效果也比较明显。分析表明，受益井见效方向与区域裂缝方向基本一致，一类见效井绝大多数处于该方向上。有少数处于北东-南西方向两侧的一类见效井，主要是因注采井距较近(170～220 m)、井间压裂裂缝沟通性好等因素而见效。

图7 见效井主力受效方向分布图Fig.7 The major response map for oil wells

选用通行的油藏数值模拟软件ECLIPSE进行CO2充注模拟，该软件含有专门模拟CO2流体在油藏中(EOR或者衰竭油藏二氧化碳封存)的三相组分模型选项，三种相态分别是气相(CO2超临界状态)、液相、油相。CO2可以以气相存在，也可以溶于液相和油相。由于水不能溶于气相和油相中，只能以液相的形式存在，故水并不作为一种组分参与到状态方程的计算中。模拟选用经典的Peng-Robinson状态方程计算不同组分的相态平衡，模型参数见表1。

表1 模型基本参数

对试验区进行了数值模拟研究，从CO2浓度示意图(图8)可以看出，CO2的优势运移方向也为北东-南西方向。套管气CO2监测和数值模拟的预测结果表现出了一致性，和区域性裂缝发育方向一致。

图8 CO2浓度场数值模拟结果Fig.8 Numerical simulation results of CO2 concentration fields

4 结论和认识

(1)提出了利用生产井套管气CO2浓度监测数据确定CO2前缘突破时间的方法。

(2)将大时间尺度上CO2动态监测曲线划分为4个典型阶段，分别为：未突破段、突破段、窜流段、注入调整段，明确了CO2动态监测曲线的基本特征。

(3)CO2在地层中运移会形成多个前缘，表现为垂向多级前缘和平面多级前缘，多个前缘在不同时刻到达采油井，从而在监测曲线上形成了多峰值的特征。

(4)生产井套管气CO2浓度监测可以在一定程度上显现CO2优势运移方向，与数值模拟结果相互验证。结果表明，试验区CO2优势运移方向为北东-南西方向。

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Study on CO2Migration Features Based on Casing Gas Monitoring Data

Nie Xiangrong1, Jiang Shaojing2, Yu Huagui2

(1.College of Petroleum Engineering, Xi＇an Shiyou University, Xi＇an, Shaanxi 710065, China;2.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum(Group)Co., Ltd., Xi＇an, Shaanxi 710075, China)

A demonstration project about Carbon Capture Use and Storage (CCUS) was conducted in Qiaojiawa oilfield. The CO2migration features have significances on effectiveness evaluation for sweep and storage. The CO2concentration in casing gas was monitored. A method was proposed about the time of the breakthrough for CO2flooding frontier based on monitoring data. The monitoring curve of CO2concentration was divided four typical stages, such as not breakthrough stage, breakthrough stage, channeling stage and flooding adjust stage. The dominant migration direction of CO2is northeast to southwest，which has the same result with numerical simulation. The CO2migration features can be studied by analyzing casing gas monitoring data.

CO2displacement; concentration; casing gas; displacement front; migration

项目资助：国家科技支撑计划项目“陕北煤化工CO2捕集、埋存与提高采收率技术示范”(2012BAC26B00)、陕西省科技统筹创新工程计划项目“陕北致密砂岩油藏 CO2驱提高采收率关键技术研究及先导试验”(2014KTZB03-02)联合资助。

聂向荣(1986—)，男，博士，工程师，主要从事油气田开发方向研究。邮箱：nxrcup@163.com.

P642.5

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