渤海稠油油藏冷采產(chǎn)能測(cè)試技術(shù)參數(shù)限值研究

段 宇，秦潤(rùn)森，常會(huì)江

中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300459

0 引 言

渤海油田稠油熱采開發(fā)剛剛起步，受工藝技術(shù)及成本所限，評(píng)價(jià)階段油田熱采測(cè)試較少，絕大部分稠油藏通過冷采測(cè)試方式來獲取產(chǎn)能［1-2］。由于目前沒有針對(duì)稠油冷采測(cè)試的相關(guān)技術(shù)成果，所以出現(xiàn)了測(cè)試油藏地層原油黏度過大而測(cè)試無產(chǎn)能的情況，增大了油田后期開發(fā)的不確定性。因此，在油田測(cè)試之前，判別油藏合理測(cè)試方式和測(cè)定渤海稠油冷采限制黏度至關(guān)重要。另外，對(duì)于原油黏度較大的油藏，后期均采用熱采開發(fā)方式，其能否利用已獲取測(cè)試?yán)洳少Y料配置油田合理熱采產(chǎn)能已成為產(chǎn)能評(píng)價(jià)準(zhǔn)確與否的關(guān)鍵。

本文對(duì)冷采測(cè)試油藏黏度參數(shù)限值進(jìn)行研究，以期在測(cè)試之前判別油藏是否適合進(jìn)行冷采測(cè)試。在此基礎(chǔ)上，對(duì)已經(jīng)獲得的冷采測(cè)試資料進(jìn)行綜合分析，以實(shí)現(xiàn)節(jié)省勘探成本、評(píng)估油田產(chǎn)能、降低油田開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)、提升油田整體效益的目標(biāo)。

1 稠油冷采測(cè)試黏度參數(shù)限值研究

渤海稠油油田評(píng)價(jià)階段多采用冷采測(cè)試方式，但經(jīng)常因?yàn)榈貙恿黧w黏度大而導(dǎo)致測(cè)試無產(chǎn)能，所以在測(cè)試之前，應(yīng)根據(jù)地質(zhì)油藏信息，判別油藏是否適合冷采測(cè)試，確定稠油冷采測(cè)試技術(shù)界限，以節(jié)省早期評(píng)價(jià)階段勘探成本、降低油田開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)、提升整體效益。本文結(jié)合油藏工程方法，對(duì)目前渤海已測(cè)試的油藏進(jìn)行分析，從而確定稠油冷、熱采測(cè)試技術(shù)參數(shù)。

1.1 測(cè)試資料統(tǒng)計(jì)確定稠油冷采黏度限值

通過統(tǒng)計(jì)渤海多個(gè)稠油油田冷采測(cè)試資料，剔除測(cè)試資料中產(chǎn)能受出砂影響的井，最終得到冷采測(cè)試合格的9 個(gè)油田、21 個(gè)測(cè)試段的冷采測(cè)試資料。由于地層原油黏度較大的稠油PVT資料難于獲取，所以本次研究采用地面原油黏度值來表示流體性質(zhì)，最終繪制出渤海稠油測(cè)試產(chǎn)能與地面原油黏度關(guān)系圖（圖1）。

圖1 渤海稠油冷采產(chǎn)能與流體資料關(guān)系Fig.1 Relationship between cold production capacity and fluid data of heavy oil in Bohai Sea

由圖1 可知，旅大5-2N、旅大16-1 2 個(gè)油田冷采測(cè)試未獲得產(chǎn)能。蓬萊9-1 油田的4井地面原油黏度為13 586 mPa·s，在6 MPa生產(chǎn)壓差下，獲得9 m3/d的產(chǎn)能，已達(dá)到冷采測(cè)試產(chǎn)能極限。據(jù)此認(rèn)為，地面原油黏度大于14 000 mPa·s的油藏冷采測(cè)試不能獲得產(chǎn)能。

1.2 油藏工程方法確定稠油冷采技術(shù)適用黏度上限

采用油藏工程方法，對(duì)冷采測(cè)試技術(shù)進(jìn)行研究，由理論計(jì)算方法及數(shù)值模擬方法確定。

1.2.1 理論計(jì)算方法

采用裘比公式［3］，對(duì)冷采產(chǎn)能進(jìn)行計(jì)算。通過計(jì)算不同地層原油黏度得出對(duì)應(yīng)產(chǎn)能情況，確定地層原油黏度冷采界限，如式（1）所示：

其中：Q為產(chǎn)油量，m3/s；h為有效厚度，m；K為滲透率，mD； 為生產(chǎn)壓差，Pa；為地層原油黏度，mPa·s；為供給半徑，m；為井筒半徑，m。

因?yàn)椴澈３碛陀筒刂饕性谛陆档拿骰?zhèn)組和館陶組儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性為高孔、高滲儲(chǔ)層，所以公式中滲透率參數(shù)選取2 000 mD。同時(shí)，根據(jù)渤海進(jìn)行熱采開發(fā)的南堡35-2 油田儲(chǔ)層出砂機(jī)理研究，認(rèn)為地層生產(chǎn)壓差以不超過3 MPa為宜，所以生產(chǎn)壓差設(shè)為3 MPa。以單井日產(chǎn)5 m3為產(chǎn)能極限，地層原油黏度在2 000 mPa·s以上時(shí)，產(chǎn)量降到5 m3/d以下，表明冷采測(cè)試不會(huì)獲取產(chǎn)能（圖2）。

圖2 理論計(jì)算地層原油黏度與產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.2 Relationship between oil viscosity and oil production calculated by theoretical formula

1.2.2 數(shù)值模擬方法

采用數(shù)值模擬方法，建立機(jī)理模型，對(duì)產(chǎn)能與地層原油黏度關(guān)系進(jìn)行研究。模型設(shè)計(jì)網(wǎng)格數(shù)為22×22×10=4 840 個(gè)，平面步長(zhǎng)2 m，縱向步長(zhǎng)2 m。模型滲透率為2 000 mD，孔隙度為30%，初始含油飽和度60%，以定壓差3 MPa進(jìn)行生產(chǎn)。從數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果（圖3）來看，地層原油黏度在2 000 mPa·s以上時(shí)，單井日產(chǎn)能低于5 m3，表明地層原油黏度大于2 000 mPa·s的稠油油藏不適合進(jìn)行冷采測(cè)試，數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果與理論計(jì)算方法結(jié)果一致。

圖3 數(shù)值模擬地層原油黏度與產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between oil viscosity and oil production calculated by numerical simulation

2 稠油熱采產(chǎn)能配置方法研究

對(duì)于地層原油黏度較大的油藏，渤海稠油多采用冷采測(cè)試方式獲得產(chǎn)能，利用現(xiàn)有冷采測(cè)試產(chǎn)能資料來配置油田合理熱采產(chǎn)能已成為產(chǎn)能評(píng)價(jià)準(zhǔn)確與否的關(guān)鍵。本文通過研究稠油冷采、熱采測(cè)試產(chǎn)能數(shù)據(jù)和熱采測(cè)試產(chǎn)能修正技術(shù)，結(jié)合渤海近年來稠油配產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)［4-6］，總結(jié)出稠油產(chǎn)能配置具體方法，從而很好地指導(dǎo)油田開發(fā)階段產(chǎn)能配置。

渤海油田目前熱采開發(fā)方式為蒸汽吞吐，其產(chǎn)能表達(dá)式［7］如式（2）所示。

由產(chǎn)能公式中可以看出，配置吞吐熱采產(chǎn)能最關(guān)鍵的參數(shù)是冷采測(cè)試獲得的采油指數(shù)及冷采與熱采采油指數(shù)之比。

NB 油田是首先進(jìn)行熱采開發(fā)試驗(yàn)的油田，位于渤海中部海域，主要含油層段為明下段。受斷層影響，該油田分為南區(qū)和北區(qū)，其中南區(qū)為熱采試驗(yàn)區(qū)域，地層原油黏度為449～926 mPa·s，孔隙度為32.6%～36.1%，滲透率為2 179.9～5 626.2 mD。自2008年開始蒸汽吞吐試驗(yàn)以來，綜合確定渤海油田稠油熱采周期產(chǎn)能為常規(guī)冷采的1.6 倍，熱采周期產(chǎn)能為熱采峰值產(chǎn)能的0.7 倍。

結(jié)合渤海稠油油田冷采、熱采測(cè)試資料，總結(jié)出適合于渤海稠油熱采油藏評(píng)價(jià)階段油田產(chǎn)能評(píng)價(jià)的方法（圖4）。

圖4 渤海稠油熱采油藏產(chǎn)能配置方法流程圖Fig.4 Chart of production capacity allocation method of Bohai heavy oil thermal recovery reservoir

2.1 具有冷采測(cè)試資料的油田產(chǎn)能配置方法

對(duì)于冷采測(cè)試的稠油油藏，首先判別冷采測(cè)試結(jié)果是否合理；之后根據(jù)渤海油田熱采產(chǎn)能與冷采產(chǎn)能的倍數(shù)關(guān)系，將測(cè)試?yán)洳僧a(chǎn)能轉(zhuǎn)化為熱采產(chǎn)能，如果冷采產(chǎn)能不合理，則只能借用渤海同類已進(jìn)行熱采測(cè)試或開發(fā)的油藏產(chǎn)能，準(zhǔn)確程度較低。

2.2 具有熱采測(cè)試資料的油田產(chǎn)能配置方法

對(duì)于渤海少數(shù)進(jìn)行熱采測(cè)試的油田，首先檢驗(yàn)熱采測(cè)試產(chǎn)能是否合理，主要檢測(cè)熱采測(cè)試的注入溫度和注入量。根據(jù)渤海目前熱采開發(fā)研究水平，認(rèn)為注熱溫度需要達(dá)到240 ℃，單井注入量應(yīng)達(dá)到3 000 t以上，這樣才能達(dá)到降低黏度、提高產(chǎn)能的目的。對(duì)于不達(dá)標(biāo)的熱采測(cè)試油藏，應(yīng)根據(jù)測(cè)試層段的地質(zhì)油藏參數(shù)，建立數(shù)值模擬模型，通過模擬正常注入時(shí)的產(chǎn)能情況，修正熱采測(cè)試產(chǎn)能結(jié)果，配置符合油田實(shí)際的產(chǎn)能。

2.3 無測(cè)試資料的油田產(chǎn)能配置方法

對(duì)于無測(cè)試產(chǎn)能資料的油藏，其產(chǎn)能配置只能借用同類油藏?zé)岵僧a(chǎn)能數(shù)據(jù)，但由于熱采開發(fā)產(chǎn)能影響因素較多，導(dǎo)致該方法配置產(chǎn)能精度較低。

3 結(jié) 語

通過實(shí)際資料統(tǒng)計(jì)方法，結(jié)合油藏工程方法研究，最終確定地面黏度不大于14 000 mPa·s、地層原油黏度不大于2 000 mPa·s的稠油油藏適合于冷采測(cè)試。對(duì)于流體性質(zhì)大于該限值的稠油油藏，應(yīng)通過采用熱采測(cè)試方式來獲取產(chǎn)能。