CO2地质封存于致密油藏过程中瞬态井底压力监测与分析方法研究

《Processes》：Research on a Monitoring and Analysis Method for Transient Bottom-Hole Pressure During CO2 Geological Storage in Tight Oil Reservoirs

　　

为了解决致密油藏CO₂地质封存过程中复杂的压力响应机制以及动态储层性质量化表征的困难，研究人员开发了一种耦合储层非均质性和CO₂诱导流体性质变化的双区复合渗流模型（dual-region composite seepage model）。将储层划分为近井CO₂刺激区（CO₂-stimulated zone）和远场未刺激区（unstimulated zone）。结合拉普拉斯变换（Laplace transform）和Stehfest368数值反演方法，推导了井底压力（BHP）及其导数的解析解，并建立了完整的瞬态BHP监测与参数反演框架。压力导数曲线被划分为五个典型流动阶段：井筒储集（wellbore storage）、表皮过渡（skin transition）、内区径向流（inner-region radial flow）、区间过渡（inter-region transition）和外区径向流（outer-region radial flow）。通过BHP数据分析，可以准确反演关键参数，包括井筒储集系数（wellbore storage coefficient）、表皮因子（skin factor）、流度比（mobility ratio）、储容比（storativity ratio）和CO₂波及半径（CO₂ swept radius），从而定量表征CO₂注入后的流度演化、刺激区规模和流体流动模式。在H138区块两口生产井的现场应用验证了所提出方法的可靠性。进一步补充了数值模拟验证、测量误差敏感性分析和储层参数交叉验证，以证明模型的稳健性和适用性。该研究为致密油藏CO₂地质封存的现场压力监测、封存性能评价和操作优化提供了坚实的理论和技术支持，并为长期封存安全性和封存容量评估提供了参考。

在全球气候变化背景下，碳捕集、利用与封存（CCUS）已成为减排的核心技术。致密油藏（tight oil reservoirs）因具备完整地质资料、稳定盖层和成熟地面设施，被视为理想的CO₂封存场所。然而，致密油藏具有超低孔渗、强非均质性，且纳米级孔喉系统发育，天然裂缝与水力裂缝共同控制地下流体流动。CO₂注入后，近井形成高压扰动区，CO₂与地层流体相互作用改变流体物性，进而影响地层稳定性和封存安全性。现有双区复合模型大多仅考虑储层岩石非均质性，未耦合CO₂相行为引起的流体性质动态变化，且经典模型针对水驱或常规油藏建立，难以适应CO₂地质封存的复杂渗流特征。为此，研究人员构建了一种同时考虑岩石介质非均质性和CO₂诱导流体性质差异的新型双区复合渗流模型（dual-region composite seepage model），针对致密油藏CO₂注入的短期瞬态压力监测开展研究，推导解析解、进行参数敏感性分析、优化参数反演算法，并通过数值模拟和现场实测数据验证模型。研究成果发表于《Processes》，可为CO₂地质封存的动态监测和性能评价提供技术指导。

研究人员为开展研究主要采用了以下关键技术方法：首先，基于渗流理论建立了耦合储层介质非均质性和CO₂诱导流体性质变化的双区复合渗流模型，将储层划分为近井高渗透刺激区（inner region）和远场低渗透未刺激区（outer region）。其次，应用拉普拉斯变换（Laplace transform）将偏微分方程转换为常微分方程，结合Stehfest368数值反演方法获得无量纲井底压力（BHP）及其导数的解析解。再次，采用Levenberg–Marquardt（L–M）算法进行自动拟合与参数优化，并利用Horner/MDH半对数方法提供初始参数估计。最后，通过数值模拟（tNavigator 23.4软件建立的二维径向模型）和H138区块两口CO₂注入井（F6-15和F2-11）的现场实测数据进行双重验证，并采用物质平衡法交叉验证反演参数。测量误差敏感性分析（低、中、高三个噪声水平）评估了方法的抗干扰能力。

**3.1. 瞬态压力响应分析（Transient Pressure-Response Analysis）**
基于渗流数学模型在拉普拉斯空间的解，通过Stehfest368数值反演获得实空间解，生成无量纲井底压力及其导数典型曲线。压力导数曲线呈现五个典型流动阶段：井筒储集效应阶段（压力与导数曲线斜率均为1）、表皮效应阶段（导数曲线上升至峰值后下降）、内区径向流阶段（导数曲线在0.5处呈水平线）、区间过渡阶段（导数曲线明显上升）和外区径向流阶段（导数稳定在M₁₂/2）。与均质模型、传统单一复合模型和双孔模型对比，该模型能有效区分CO₂注入条件下的多段流态，实现精确参数反演。

**3.2. 参数敏感性与相关性分析（Parameter Sensitivity and Correlation Analysis）**
以C_De^2S = 100.0、M₁₂ = 3.0、ω₁₂ = 1.0、r_fD = 200.0为基准参数，分析了井筒储集-表皮组合参数（C_De^2S）、内外区流度比（M₁₂）、内外区储容比（ω₁₂）和无量纲内区半径（r_fD）对压力响应的影响。C_De^2S主要控制早期井筒储集和表皮响应阶段；M₁₂显著影响过渡阶段和外区径向流平台水平；ω₁₂主要影响过渡阶段“驼峰”形态；r_fD控制内区径向流持续时间和过渡阶段起始时间。Pearson相关性分析表明：log₁₀C_De^2S与早期导数特征（斜率、表皮峰值等）强相关；M₁₂主导中晚期响应（外区平台、过渡幅度等）；ω₁₂与大多数曲线特征弱相关；r_fD与过渡时间中等相关。结果揭示了参数补偿和反演非唯一性问题。

**3.3. 数值模拟验证（Numerical Simulation Verification）**
使用商业数值模拟软件tNavigator 23.4建立二维径向模型，参数与H138区块现场井一致。提取模拟井底压力数据并通过所提解析模型拟合，解析解与数值模拟的平均相对误差小于5.0%，证明双区复合模型具有高计算精度和可靠性，形成了数值模拟与现场实测数据的双重验证体系。

**3.4. 不确定性与测量误差敏感性分析（Uncertainty and Measurement Error Sensitivity Analysis）**
在原始压力数据中添加三种水平随机噪声（低：±0.05 MPa，中：±0.1 MPa，高：±0.2 MPa）进行参数反演。低、中测量误差下所有反演参数相对误差小于4.5%；高测量误差下CO₂波及半径最大相对误差为7.8%，仍在工程可接受范围内。表明所提反演方法对常规现场仪表误差具有较强的抗干扰能力和稳定性，建议现场监测采用高精度压力计（误差<0.1 MPa）。

**3.5. 现场应用结果（Field Application Results）**
在油田A的H138定向井区块选取两口CO₂注入井（F6-15和F2-11）进行瞬态井底压力监测。该区块长8₁层为主力产层，埋深约2700 m，为典型致密油藏，CO₂驱油与地质封存先导试验始于2023年10月。
F6-15井：监测期间井底压力从40.47 MPa逐渐降至37.04 MPa。双区复合模型拟合曲线与实测数据吻合良好。反演参数显示：井筒储集效应显著，表皮因子为-0.79（有利，无额外压降），内区流度为外区的1.28倍，内区半径为49.74 m（约0.21 m/d传播速度），储容比为3.74。物质平衡法交叉验证计算波及半径47.92 m，相对误差3.7%。有效封存体积1.21×10⁵ m³，建议保持当前注入速率稳定运行。
F2-11井：监测时间886.37 h，有效监测863.91 h，井底压力从38.30 MPa降至35.42 MPa。拟合结果良好。反演参数：井筒储集系数9.75 m³/MPa（高于F6-15），表皮因子为负（刺激效果），内区流度为外区的12.86倍，内区半径75.2 m（0.23 m/d），储容比4.72。物质平衡计算半径72.85 m，相对误差3.2%。有效封存体积1.87×10⁵ m³。建议逐步提高注入速率以提高封存效率。

**讨论与结论**
讨论部分指出，该模型简化了地球化学反应、动态裂缝演化和复杂多相流，在短期瞬态压力监测中合理。敏感性分析和相关性分析明确了各参数对压力响应的控制规律，并揭示了参数补偿现象。研究结论部分（翻译如下）：
本研究针对致密油藏CO₂地质封存过程中储层非均质性和CO₂-流体相互作用引起的流体性质变化双重特征，建立了同时考虑介质非均质性和流体性质差异的双区复合渗流模型。通过模型推导、压力响应分析、方法开发和现场案例验证，形成了致密油藏CO₂地质封存瞬态井底压力监测的解析方法，为CO₂封存的动态评价和操作优化提供了理论和技术支持。主要结论总结如下：
（1）对于致密油藏CO₂地质封存，近井刺激区和远场原始区在岩石性质和流体特征上均存在明显差异。本研究建立的双区复合模型耦合了介质非均质性和CO₂诱导流体变化，比传统复合模型更适用于CO₂注入渗流。
（2）通过拉普拉斯变换和Stehfest368反演推导了瞬态BHP的解析解，基于压力导数特征划分了五个典型流动阶段，可指导现场试井流态识别。
（3）敏感性和皮尔逊相关性分析明确了关键参数的主导控制作用：C_De^2S控制早期井筒储集和表皮响应，M₁₂控制晚期径向流平台和过渡幅度，ω₁₂主要影响过渡驼峰，r_fD控制过渡时间与持续时间。结果也揭示了r_fD、流度比、储容比和表皮因子之间的参数补偿和非唯一性。
（4）参数敏感性分析阐明了各参数对压力响应的控制规律；L–M反演算法经过优化，具有明确的约束条件和收敛准则，确保了稳定准确的参数求解。
（5）通过数值模拟和两口现场井验证了模型，采用物质平衡法交叉验证了反演储层参数，误差敏感性分析证明了方法具有较强的抗干扰能力。
（6）反演参数可用于评价CO₂封存体积、注入性能和长期封存安全性，为现场操作提供实用指导。
模型限制与未来工作：该模型简化了地球化学反应、动态裂缝演化和复杂多相流。未来研究将纳入地质力学效应和长期地球化学机制，建立全耦合数值模型，并扩展不同区块的现场应用案例以进一步完善该方法。