南海西部海域复杂条件下PVT取样技术对策

蒋利平 高德伟 劳业春 李 茂 陈玉玺 赵 楠

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司； 2.中国石油西南油气田公司川西北气矿）

南海西部海域复杂条件下PVT取样技术对策

蒋利平1高德伟2劳业春1李 茂1陈玉玺1赵 楠1

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司； 2.中国石油西南油气田公司川西北气矿）

南海西部海域新发现的含油气构造探井、评价井数量少，获取PVT样品成本高昂，且面临易脱气、易挥发、易凝析、组分缺失、样品污染、样品少和含水量高等诸多难题。在南海西部海域PVT取样统计分析的基础上，总结出了复杂条件下PVT取样的经验和适合海上油气藏PVT取样的技术对策。

南海西部 油气藏 复杂条件 PVT 取样 技术对策

1 PVT取样现状及面临的挑战

要了解油气储层内流体的性质，就需要对流体进行PVT测试。合格的PVT样品及可靠的分析结果有助于正确识别流体类型和性质，客观评估油田储量，从而为油田开发方案设计，以及采油、地面及输送工艺设计提供参考依据[1]。

南海西部海域经过30多年的油气勘探开发取得了巨大成效，同时通过应用钻杆地层测试、电缆地层测试、普通试油试气、聚焦取样等工艺技术[2－7]取得了丰富的油气藏PVT资料，且代表性较强。由于海上油气勘探探井、评价井数量少，PVT取样成本高昂，如何通过油气井地层测试经济有效地获得可靠的PVT样品一直倍受关注，而对于南海西部海域，由于油气藏情况复杂，上述问题更为突出，主要归结为4方面：一是流体类型复杂，近临界点的黑油、凝析气和挥发油广泛分布，相态变化剧烈，容易脱气、凝析或挥发，取样方式不当两相流体比例容易失真；低饱和原油（高凝油、稠油）PVT样品重烃组分缺失或取样样品量少；二是低产油气藏测试产量低，测试工艺复杂，取样样品量少或轻烃组分缺失；三是钻完井、测试工艺存在潜在不利因素，造成样品污染或组分缺失；四是地层水、乳化水、凝析水、水窜水等易混入样品，导致样品含水量高，此时PVT样品失真导致PVT分析结果不能真实反映地层流体性质。

因此，必须根据油气藏类型及具体条件对取样时机、取样井和取样层位做出恰当安排，在取样前对取样井进行适当调整，选用合适的取样方法，并且严格遵照取样操作规范，从而取得具有代表性的油气藏流体样品[2]。本文对南海西部海域PVT取样实践经验进行了总结，以期为海上其他油田提供借鉴。

2 复杂条件下PVT取样技术对策

2.1 根据相态变化选取合理取样方式

流体性质对PVT取样的影响主要取决于流体从地层流动到分离器过程中的相态变化。基于油气相态变化特征，油气藏主要分为2类：相态变化剧烈的近临界点油气藏和相态变化小的特低饱和油藏。

2.1.1 近临界点油气藏

在流体相图中处在临界点左侧带气顶气的饱和型轻质油藏，或处在临界点右侧带油环的饱和型凝析气藏，统称为近临界点油气藏。在此类油气藏测试过程中，由于饱和压力或露点压力过高，井底流压略低于地层压力就会发生脱气、挥发或凝析油等现象，井流物中油气两相的比例常与油气藏流体的组成不同，因此井下取样所得样品就常常没有代表性。

例如，某井钻杆地层测试（DST）下入3支井下取样器：第1支取样器取样深度为2930 m，打开压力为1000 psi，现场转样分析泡点压力为1467 psi；第2支取样器取样深度为2926 m，打开压力为980 psi，现场放样得到油100 m L，其余为气，未见水；第3支取样器取样深度为2922 m，打开压力为1000 psi，现场转样分析泡点压力为1729 psi。尽管取样器深度和取样时间差异小，但是由于脱气后油气两相流动复杂，导致样品分析结果差异非常大：样品1和样品3气少油多，PVT分析结果重质含量高、饱和压力偏低；而样品2气多油少，PVT分析结果轻质含量多、饱和压力偏高。另外，特殊条件下还可能出现极端实例。例如对W1181井DST1两个样品进行PVT实验，结果数据差异较大；经分析认为与2次井下取样以及取样时取样点处流体是否为单相和生产是否稳定有关：第1次取样时生产不稳定，生产压差大，井底脱气，样品以气为主，现场PVT分析认为样品为凝析气，而分离器测得的生产气油比却为48 m3/m3，于是待生产相对稳定后进行了第2次PVT取样，分析结果为饱和压力为17.0 MPa的轻质油。因此，对于近临界点油气藏，选取分离器地面取样较为合适，生产气油比稳定可靠（表1）。

表1 南海西部海域油气藏复杂条件下PVT取样方式推荐表

2.1.2 特低饱和油藏

特低饱和油藏原油重烃组分含量高、轻烃组分含量特别低，因此表现为气油比很低，饱和压力特低，相态变化小。例如，WS14井稠油气油比仅为1 m3/m3左右，饱和压力仅为0.5 MPa，在测试过程中表现为：原油在井下流动过程中未脱气（井底流压高于饱和压力），原油流入到井口和分离器时井口压力还是高于饱和压力，流体仍呈单相，因此采用井口PVT取样即可（表1），若井口压力稍低于饱和压力，可能有少量脱气，但无法准确计量气油比，只能采用井下取样。

因此在流体相态相对复杂时，特别是多相流动时，推荐采用分离器地面取样；而流体相态相对简单时，特别是单相流动时，推荐采用井口地面取样。

2.2 依据低流度油气藏类型选取合理取样方式

杨满平等人[8]认为流度小于30×10－3μm2/（mPa·s）的油藏为低流度油藏。南海西部低流度、低产油气藏主要以低渗、高粘油气藏为主，这些油气藏的PVT取样相对于普通油气藏更为复杂、困难。

2.2.1 低渗低产油气藏

低渗油气藏储层渗透性较差，单井产能、产量较低，气油比、饱和压力中等，测试过程中生产压差大，流体容易脱气或凝析，非常不利于井下取样。例如，WZ1181井测试层产能低（比采油指数为0.09 m3/（MPa·d·m）），测试生产压差大（为21.3 MPa），井底流压仅为9.3 MPa，低于饱和压力13.7 MPa，油气呈两相流动，由于气流动能力强，井下取样以气为主，所取样品分析结果为凝析气，但根据地质油藏特征认为应是油藏。因此调整为小油嘴6.35 mm生产，重新井下取样，取得代表性的样品，同时通过地面分离器取样也获得可靠的样品，井下样和地面样实验分析结果一致，所得地层原油密度为0.67 g/cm3，地层原油粘度为0.28 mPa·s，确定流体为轻质原油。建议低渗低产油气藏井下和分离器取样均采用以降低取样不合格风险（表1）。

2.2.2 高粘低产油藏

WS14稠油油藏尽管储层物性较好，但地层原油粘度高达800 mPa·s，因此油藏流度低（为0.9×10－3μm2/（mPa·s））、产能低（比采油指数为0.25 m3/（MPa·d·m）），测试产量低（WS142井测试产量仅为4.7 m3/d），该井采用气举方式进行测试、生产，气举对分离器地面取样有不利影响，因为分离器中气样为溶解气与气举气的混合气，需要对混合气样进行校正，剔除气举气才能获得可靠的实验结果。因此在 W11E1井DST1测试时，产量为9.0 m3/d，虽然同样采用气举方式，考虑到地面气样校正的难度，井下取样4次，在取样器深度远低于最深气举阀深度前提下，保证了井下样不受气举气的影响，4个样品都合格。海上高粘低产油藏往往采用气举测试生产，推荐采用井下PVT取样（表1）。

WS14在开井测试期间稠油在井筒流动困难，防砂筛管外表面糊满粘稠原油，产出油有乳化现象，既有油包水型，也有多重乳化液，给PVT取样带来困难，从地面原油和PVT实验结果分析多重乳化液含水55.0%，乳化对稠油粘度结果影响大，而粘度是稠油开发的关键指标。因此为了保证稠油PVT取样代表性，需要采用加热保温措施（温度越高乳化越难形成）。例如 W11E1井测试通过螺杆拌热，不仅提高稠油流动能力，还降低了乳化风险，实验结果表明：含水低于8.5%，乳化程度没有或较小，对于PVT实验结果影响小，从而保证了稠油取样的可靠性。

2.3 规避潜在不利因素，选取合理取样方式

2.3.1 泥浆滤液的影响

泥浆滤液对样品的污染是影响准确测量样品PVT性质的关键因素，污染太严重时PVT样品实验即使完成，结果也不可信。

测试过程中钻井液或压井液往往与地层流体混合，甚至会产生化学效应造成样品污染。例如，W1123井二开、三开井钢丝作业井下取样，经现场检测，所取样品不能检测出泡点压力或数据异常，说明PVT样品不合格，所取原油样品为乳黄色冰激凌样（图1），地面密度为0.813 g/cm3。

图1 W1123井原油样品污染特征图

经用邻井W1122井油样与破胶液配伍对比试验，发现W1123井所取原油样品为乳黄色冰激凌样的原因是破胶液所致。因此新井W1124井在负压条件下钻开流三段IIIb油组上部地层，中途测试完后不再替入破胶液至裸眼井段，避免了样品污染。在做好配伍实验的同时，测试增加排液时间，在排净污染液后进行PVT地面取样，保证样品没有混入污染液，从而获得了可靠的PVT样品，分析地面原油密度为0.857 g/cm3，远高于 W1123井受破胶剂影响后的原油密度，表明原油污染后，性质发生较大变化。因此此类情况下，最好长时间排液，在排净后再进行PVT取样，取样方式没有特殊要求（表1）。

为实现零污染而发展的聚焦采样技术是在采样早期将钻井泥浆滤液隔离，使纯净的储层流体与被污染的流体分开，并分别泵入不同的管线，达到降低污染的目的。与MDT相比，聚焦采样技术样品污染程度可降低90%[6]。例如，深水井L2211在3400 m井深进行了多点聚焦采样，获取了多个井下合格气样，PVT分析结果一致，这可为未来深水井PVT取样提供借鉴。

2.3.2 人工举升方式的影响

我国海上大部分油气藏一般采用自喷式采油，但低流度、低产油气藏往往采用泵抽或气举等人工举升方式开采。

例如，WS142井DST2A采用注热氮气气举方式采油，从分离器所取的气样是气举气与地层产出气的混合物，这由单级脱气实验分析所得井流物组分中氮气组分含量过高（占气体摩尔百分含量68.75%）所证实，因此计量的生产气油比值高于真实气油比，实验所得饱和压力、气油比也偏高；此时若不进行混合气校正，则不能采用地面PVT取样，必须进行井下PVT取样（表1），例如，前述 W11E1井DST1测试时，考虑到地面气样校正的难度，进行了4次井下取样，保证了井下样不受气举气的影响。

2.3.3 原油含蜡量的影响

由于温度、压力的降低，高凝油在井筒流动过程中原油中轻组分和溶解气挥发，蜡在原油中溶解度降低，促使石蜡沉淀。例如W691井ESP2测试过程中欠载停泵（图2），起测试管柱，发现两根单根被凝固原油堵死；后启动泵开井，井口及地面管线又被堵塞。由于蜡在井筒及管线中的聚集，使得井口和分离器取样中原油蜡组分减少，PVT样品与实际地层原油蜡组分差异大，实验所得结果偏低。W693井测试采用井筒保温措施，其井口温度远高于W691井，且高于凝固点，对比2口井地面PVT样实验结果，验证了W691井PVT样品蜡组分的损失。因此，对于高凝油油藏而言，尽量采用井下取样（表1），在只能地面取样的情况下，一定要采用井筒保温措施。

图2 W691井ESP2井口压力随时间变化曲线

2.3.4 原油粘度的影响

稠油粘度高，对温度尤为敏感；在井筒低温条件下原油流动会受到较大影响，而采用加热保温降粘措施可以恢复原油流动能力、减少组分缺失，并且相对于其它井筒化学降粘技术，采用该措施PVT样品不易被污染，例如 WS11E稠油油藏采用螺杆泵＋抽油杆加热措施，不仅生产效果好，而且防止了组分的缺失，通过不同取样方式获得的多个样品实验分析结果基本一致。因此对于这类特殊性质的油藏，需采取保温措施以获得较好的产能和可靠的PVT样品。

在复杂测试工艺条件下，流到地面的流体组分往往已发生变化，因此推荐采用井下取样。若担心样品污染，最好在钻杆地层测试前引入聚焦井下取样技术，从而保证样品具有代表性。

2.4 根据产水类型选取合理取样方式

PVT取样要求样品含水小于2%，但很多油气藏在取样过程中往往存在油水两相流动，含水也远远大于2%，因此需要实时监测产水特征，及时调整取样对策（表1）。

2.4.1 液垫水

稠油油藏原油粘度大、产能低，井下液垫并未排出，且油水流度比大，原油为非连续相，故PVT样品绝大多数为液垫水，仅含有少量原油，例如WS141井DST1测试RD井下取样4次，均为水样，油气含量非常低，不满足完成一次PVT实验的需求。因此在W11E井测试时，通过动态监测确定液垫已完全排净，然后安排井下取样，同时在分离器进行地面取样，保证了取样的成功率。对于存在液垫水干扰的取样，建议根据液垫情况适时调整取样方式。

2.4.2 地层水

开采边底水油藏时往往钻遇油水界面，例如W1281井开采某底水油藏时日产地层水为42.3 m3，日产油仅为29.5 m3，井下取样所得样品以水为主。另外，边底水油藏油水层纵向分布复杂，进行测试时容易将水层同时射开或使油水层连通，例如W1221井DST4测试段现场测井解释将2个油组（Ⅱa、Ⅱb油组）解释为油层、差油层，因此决定两层合试，同时射开了上部Ⅱa油组油层、下部Ⅱb油组水层和含油水层，在大压差作用下Ⅱb油组水层产水，且产水量大，井下取样以地层水为主，考虑以前类似取样风险，进行了分离器地面取样，获得了可靠的PVT样品。因此，对于有地层水产出油水两相流动时，推荐采用分离器地面取样方式。

2.4.3 凝析水

在井下高压和高于大气温度情况下凝析水一般呈气态或雾状液滴，经井口减压、温度下降而凝结成水，例如某在生产气田DF11B1h气井压力降低到一定程度后出现凝析水，水气比和油气比都维持在0.05 m3/104m3，进行井下样品检查时发现容器里往往含有少量水，PVT实验时高温可能会携带水气，导致实验结果有所偏差。尽管气藏开发对于PVT参数精确度要求相对不高，但DF气田其它生产凝析水的气井基本采用分离器取样，气水分离后，凝析水的含量非常低，这样不仅可以获得可靠的PVT样品，还降低了取样成本。因此对于生产凝析水的气井，PVT取样建议采用分离器地面取样方式。

2.4.4 水窜水

测试时固井质量差会导致层间或层内水窜，例如分析认为W122油田老井 W1221井上部2675～2707 m储层水泥胶结固井质量较差（相对声幅为50%），Ⅱc油组测试层段为无水层，但是测试中大量产水，未取得合格的PVT样品。W122油田新井W122N1Sa井同样显示上部Ⅰ油组3200～3315 m井段水泥胶结固井质量差，反循环落实测试期储层共产水18.0 m3、产油13.3 m3，产水经分析证实为上部地层水。为了避免类似情况出现，对W1221井测试时采用钢丝作业井下取样、RD井下取样、分离器地面取样3种PVT取样方式，井下取样仍均为气微量、油少量，以水为主，但分离器样品是合格的。因此测试前检查固井的质量非常有必要，如果固井质量不好，存在水窜的前提下，建议一定采用分离器地面取样。

总之，在油水两相或油气水三相流动时进行PVT取样，井下流动状态复杂，而在地面经油水、气水分离后取样更为合理，因此推荐采用地面分离器取样。

3 结论

南海西部海域油气藏PVT取样实践表明，选取合理、可靠的PVT取样方式不能仅局限于流体性质，也不能忽略低品位油气藏与普通油气藏之间的差异，更不能忽略钻完井、测试过程中的潜在不利因素。值得注意的是，该地区油气藏PVT取样可能同时面临多个难题，影响因素不止一个，须在总结PVT取样实践与认识的基础上，认真完成PVT取样设计，并在现场PVT取样过程中做好实时监测，根据变化情况及时调整取样对策，以保证获取合格的PVT样品。

随着海上油气藏勘探开发进程的深入，未来可能会面临更多的复杂情况，深水油气藏或特殊井型作业风险大、取样成本更高，需要不断引入随钻地层测试等针对性更强的取样方式。

[1] 马永峰，庄建山，张绍礼，等.油气井测试工艺技术[M].北京：石油工业出版社，2007.

[2] 沈平平.中国油藏管理技术手册（第二分册油层物理实验技术）[M].北京：石油工业出版社，1995：227－330.

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[8] 杨满平，任宝生，贾玉梅.低流度油藏分类及开发特征研究[J].特种油气藏，2006，13（4）：48－50.

A technical solution for PVT sampling under complex reservoir conditions in the western South China Sea

Jiang Liping1Gao Dewei2Lao Yechun1Li Mao1Chen Yuxi1Zhao Nan1
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，524057；2.Northwest Sichuan Gas Field of Southwest Oil ＆ Gas Company，PetroChina，Sichuan，621700）

For the structures newly discovered in the western South China Sea，PVT sampling is high in cost due to less exploratory and appraisal wells，and there are several difficulties such as degassing，volatilizing，condensation，lossing components，pollution，small sample and high water cut.On a basis of statistically analyzing PVT sampling in the western South China Sea，we have summed up experiences in PVT smpling under complex conditions and developed a technical solution for PVT sampling suitable to the offshore oil and gas reservoirs.

the western South China Sea；oil and gas reservoir；complex condition；PVT；sampling；technical solution

蒋利平，男，工程师，2005年获中国石油大学（北京）硕士学位，主要从事油气田开发前期研究工作。E－mail：jianglp＠cnooc.com.cn。

2011－05－24改回日期：2011－07－09

（编辑：杨 滨）