渤海稠油油藏冷采產能測試技術參數限值研究

段 宇，秦潤森，常會江

中海石油（中國）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，受工藝技術及成本所限，評價階段油田熱采測試較少，絕大部分稠油藏通過冷采測試方式來獲取產能［1-2］。由于目前沒有針對稠油冷采測試的相關技術成果，所以出現了測試油藏地層原油黏度過大而測試無產能的情況，增大了油田后期開發(fā)的不確定性。因此，在油田測試之前，判別油藏合理測試方式和測定渤海稠油冷采限制黏度至關重要。另外，對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試冷采資料配置油田合理熱采產能已成為產能評價準確與否的關鍵。

本文對冷采測試油藏黏度參數限值進行研究，以期在測試之前判別油藏是否適合進行冷采測試。在此基礎上，對已經獲得的冷采測試資料進行綜合分析，以實現節(jié)省勘探成本、評估油田產能、降低油田開發(fā)風險、提升油田整體效益的目標。

1 稠油冷采測試黏度參數限值研究

渤海稠油油田評價階段多采用冷采測試方式，但經常因為地層流體黏度大而導致測試無產能，所以在測試之前，應根據地質油藏信息，判別油藏是否適合冷采測試，確定稠油冷采測試技術界限，以節(jié)省早期評價階段勘探成本、降低油田開發(fā)風險、提升整體效益。本文結合油藏工程方法，對目前渤海已測試的油藏進行分析，從而確定稠油冷、熱采測試技術參數。

1.1 測試資料統(tǒng)計確定稠油冷采黏度限值

通過統(tǒng)計渤海多個稠油油田冷采測試資料，剔除測試資料中產能受出砂影響的井，最終得到冷采測試合格的9 個油田、21 個測試段的冷采測試資料。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，最終繪制出渤海稠油測試產能與地面原油黏度關系圖（圖1）。

圖1 渤海稠油冷采產能與流體資料關系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 個油田冷采測試未獲得產能。蓬萊9-1 油田的4井地面原油黏度為13 586 mPa·s，在6 MPa生產壓差下，獲得9 m3/d的產能，已達到冷采測試產能極限。據此認為，地面原油黏度大于14 000 mPa·s的油藏冷采測試不能獲得產能。

1.2 油藏工程方法確定稠油冷采技術適用黏度上限

采用油藏工程方法，對冷采測試技術進行研究，由理論計算方法及數值模擬方法確定。

1.2.1 理論計算方法

采用裘比公式［3］，對冷采產能進行計算。通過計算不同地層原油黏度得出對應產能情況，確定地層原油黏度冷采界限，如式（1）所示：

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

因為渤海稠油油藏主要集中在新近系的明化鎮(zhèn)組和館陶組儲層，儲層物性為高孔、高滲儲層，所以公式中滲透率參數選取2 000 mD。同時，根據渤海進行熱采開發(fā)的南堡35-2 油田儲層出砂機理研究，認為地層生產壓差以不超過3 MPa為宜，所以生產壓差設為3 MPa。以單井日產5 m3為產能極限，地層原油黏度在2 000 mPa·s以上時，產量降到5 m3/d以下，表明冷采測試不會獲取產能（圖2）。

圖2 理論計算地層原油黏度與產油量關系曲線Fig.2 Relationship between oil viscosity and oil production calculated by theoretical formula

1.2.2 數值模擬方法

采用數值模擬方法，建立機理模型，對產能與地層原油黏度關系進行研究。模型設計網格數為22×22×10=4 840 個，平面步長2 m，縱向步長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進行生產。從數值模擬計算結果（圖3）來看，地層原油黏度在2 000 mPa·s以上時，單井日產能低于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行冷采測試，數值模擬計算結果與理論計算方法結果一致。

圖3 數值模擬地層原油黏度與產油量關系曲線Fig.3 Relationship between oil viscosity and oil production calculated by numerical simulation

2 稠油熱采產能配置方法研究

對于地層原油黏度較大的油藏，渤海稠油多采用冷采測試方式獲得產能，利用現有冷采測試產能資料來配置油田合理熱采產能已成為產能評價準確與否的關鍵。本文通過研究稠油冷采、熱采測試產能數據和熱采測試產能修正技術，結合渤海近年來稠油配產經驗［4-6］，總結出稠油產能配置具體方法，從而很好地指導油田開發(fā)階段產能配置。

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

由產能公式中可以看出，配置吞吐熱采產能最關鍵的參數是冷采測試獲得的采油指數及冷采與熱采采油指數之比。

NB 油田是首先進行熱采開發(fā)試驗的油田，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以來，綜合確定渤海油田稠油熱采周期產能為常規(guī)冷采的1.6 倍，熱采周期產能為熱采峰值產能的0.7 倍。

結合渤海稠油油田冷采、熱采測試資料，總結出適合于渤海稠油熱采油藏評價階段油田產能評價的方法（圖4）。

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

2.1 具有冷采測試資料的油田產能配置方法

對于冷采測試的稠油油藏，首先判別冷采測試結果是否合理；之后根據渤海油田熱采產能與冷采產能的倍數關系，將測試冷采產能轉化為熱采產能，如果冷采產能不合理，則只能借用渤海同類已進行熱采測試或開發(fā)的油藏產能，準確程度較低。

2.2 具有熱采測試資料的油田產能配置方法

對于渤海少數進行熱采測試的油田，首先檢驗熱采測試產能是否合理，主要檢測熱采測試的注入溫度和注入量。根據渤海目前熱采開發(fā)研究水平，認為注熱溫度需要達到240 ℃，單井注入量應達到3 000 t以上，這樣才能達到降低黏度、提高產能的目的。對于不達標的熱采測試油藏，應根據測試層段的地質油藏參數，建立數值模擬模型，通過模擬正常注入時的產能情況，修正熱采測試產能結果，配置符合油田實際的產能。

2.3 無測試資料的油田產能配置方法

對于無測試產能資料的油藏，其產能配置只能借用同類油藏熱采產能數據，但由于熱采開發(fā)產能影響因素較多，導致該方法配置產能精度較低。

3 結 語

通過實際資料統(tǒng)計方法，結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試。對于流體性質大于該限值的稠油油藏，應通過采用熱采測試方式來獲取產能。