南海西部北部湾区域地层原油黏度预测方法

汤明光，刘清华，张芨强，查玉强，马 帅

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

南海西部北部湾盆地油藏类型以复杂断块油藏为主，断裂系统复杂[1]。具有纵向含油层系多、断块多、油品多、储量规模小等特点，使得获取各油藏地层条件下的高压物性资料难度很大，同时受投资成本控制、开发井井斜角大，取样仪器无法下入等因素制约，多数油藏单元取样少甚至无取样。而地层原油黏度是油田开发初期产能评价、油田开发效果预测的关键参数[2]，国内外常用的地层原油黏度经验公式受回归样本影响，公式中经验系数对北部湾区域适用性差，如利用Beggs-Robinson 公式[3]对区域58 个样本点计算结果表明公式计算结果偏小，且样本点原油黏度越大偏差越大。同时区域上油藏流体性质变化较大，地面脱气原油黏度4.82 mPa·s～1 735 mPa·s，地层原油黏度0.21 mPa·s～181.47 mPa·s，采用类比借用相邻油田流体性质的方法不确定性大，从而影响开发方案编制和采收率预测。

本文通过收集北部湾盆地涠西南凹陷已开发油藏地面（样本233 个）及地层流体性质（样本122 个）资料，建立区域流体资料库，筛选影响原油黏度的主控因素，并运用数理统计学建立了3 种地层原油黏度预测方法，实现了对区域地层原油黏度的科学预测。

1 原油黏度影响因素研究

石油是由烃类和非烃类等组成的混合物，地层条件下的原油黏度分布范围很广，化学组成是决定原油黏度高低的内在因素，主要受非烃组分中胶质、沥青质、硫含量等以及溶解气油比的影响[4]，同时外界条件也对地层原油黏度影响较大。

1.1 原油化学组成对原油黏度的影响

通过回归北部湾区域233 个地面样本点地面脱气原油黏度与非烃组分关系发现，胶质、沥青质、含硫量与地面脱气原油黏度相关性较好，呈现较好的指数式关系，是影响原油黏度的主控因素，而含蜡量与地面脱气原油黏度相关性较差，是影响地面原油黏度的次要因素（见图1）。溶解气油比与地层原油黏度有一定相关性，随气油比增加，地层原油黏度降低。进一步对主控因素进行组合评价：胶质+沥青质、胶质+沥青质+硫、胶质+沥青质+蜡、胶质+沥青质+蜡+硫，回归结果表明胶质含量+沥青质含量+含硫量组合因素对原油性质影响最显著（见图2）。

1.2 外界条件（温度、压力）对原油黏度的影响

图1 原油黏度单因素分析Fig.1 Single factor analysis of crude oil viscosity

图2 原油黏度组合因素分析Fig.2 Combinition factors analysis of crude oil viscosity

原油黏度对温度较为敏感，胜利油田通过实验曾得出温度每升高10 ℃，原油黏度下降一半的结论[5]。压力对地层原油黏度的影响，以饱和压力为界，在不同区间段压力对黏度的影响不同。当压力高于饱和压力时，压力的增加引起地层油的弹性压缩，原油密度增大，液层间摩擦阻力也增大，原油黏度相应增大；当地层压力小于饱和压力时，随着地层压力的降低，原油中溶解气不断析出，地层原油黏度急剧增加[6]。

北部湾区域地层原油黏度对温度较为敏感，两者呈现较好的指数关系，温度每升高10 ℃，地层原油黏度约下降40 %（见图3）；北部湾区域已开发油藏以未饱和油藏为主，地饱压差大，且天然能量不充足的油藏开发过程采取注水保压开发方式，原始地层压力均保持较高水平。从122 个地下样本点地层压力下原油黏度和饱和压力下原油黏度回归关系看，两者基本处于45°线上（见图4），因此，原油脱气前，地层压力对地下原油黏度影响是可以忽略的。

图3 温度对原油黏度影响分析Fig.3 Influence of temperature on the crude oil viscosity

2 地层原油黏度预测方法

地层原油黏度预测方法的研究思路是利用地面已有参数建立起与地层未知参数之间的关系，从而求得地层流体参数[7-10]。本文共建立了3 种地层原油黏度预测方法。

2.1 地面原油参数团与地层原油黏度关系方程

根据原油黏度影响因素分析结果，原油黏度受胶质含量、沥青质含量和含硫量、溶解气以及温度影响较大，基于此，本文筛选出胶质、沥青质、含硫量、气油比、温度、地面原油密度、地面脱气原油黏度共计7 个参数，利用有井下PVT 样同时在相应井段有地面原油分析样品的58 个样本点资料用于经验公式回归，结果表明（见图5），地层原油黏度与地面参数团有较好的线性关系，相关系数达到0.98，公式可适用于0.27 mPa·s～130 mPa·s 范围内的地下原油黏度预测。

图4 压力对原油黏度影响分析Fig.4 Influence of pressure on the crude oil viscosity

式中：μo-地层原油黏度，mPa·s；μoa-地面脱气原油黏度，mPa·s；ρoa-地面原油密度，g/cm3；ψ-胶沥含量，%；s-含硫量，%；T-地层温度，℃；Rsi-原始溶解气油比，m3/m3。

图5 地层原油黏度与地面原油参数团回归关系曲线Fig.5 Regression curve of formation oil viscosity and combination of formation oil properties

2.2 原油密度与地层原油黏度关系方程

通过对北部湾区域油田的地层/地面原油密度与地层原油黏度的数据进行分析，两者有较好的指数关系（见图6，图7），回归公式相关系数均达到0.7 以上。北部湾区域原油以低黏为主，利用公式推出地层原油黏度5 mPa·s 对应地面原油密度0.88 g/cm3、对应地层原油密度0.81 g/cm3，计算结果与区域常规认识较为一致。

图6 地层原油黏度与地面原油密度回归关系曲线Fig.6 Regression curve of formation oil viscosity and surface oil density

式中：μo-地层原油黏度，mPa·s；ρoa-地面原油密度，g/cm3。

式中：μo-地层原油黏度，mPa·s；ρo-地层原油密度，g/cm3。

2.3 地面脱气原油黏度与地层原油黏度关系方程

通过对北部湾区域油田的地面脱气原油黏度与地层原油黏度的数据进行分析，两者有较好的指数关系（见图8），回归公式相关系数达到0.75。北部湾区域原油以低黏油为主，地层原油黏度多为1 mPa·s～5 mPa·s，对应地面脱气原油黏度2.6 mPa·s～31.7 mPa·s，计算结果与区域常规认识较为一致。

式中：μo-地层原油黏度，mPa·s；μoa-地面脱气原油黏度，mPa·s。

2.4 预测方法检验

利用同属北部湾盆地乌石凹陷的15 个样本点对本次建立的3 种预测方法进行检验，结果表明在公式适用范围内，预测地层原油黏度绝对误差均在1.5 mPa·s以内（见图9），平均绝对误差在0.5 mPa·s 左右：方法一绝对误差在0.008 mPa·s～1.34 mPa·s；方法二绝对误差在0.053 mPa·s～1.337 mPa·s；方法三绝对误差在0.165 mPa·s～1.031 mPa·s。

3 应用实例

3.1 前期开发方案研究

图7 地层原油黏度与地层原油密度回归关系曲线Fig.7 Regression curve of formation oil viscosity and formation oil density

图8 地层原油黏度与地面脱气原油黏度回归关系曲线Fig.8 Regression curve of formation oil viscosity and degassed surface oil viscosity

图9 预测方法检验Fig.9 Methods test of the three regression curves

涠洲A 油田12d 井区探明储量近400×108m3，因钻探过程中未取流体样，相邻油田的地层原油黏度在0.29 mPa·s～4.18 mPa·s。数模研究表明，地层原油黏度在0.5 mPa·s～5 mPa·s 范围内采收率变化8 %，地层原油黏度对该井区开发指标影响较大。利用该井区随钻测压回归的地层原油密度，按原油密度与地层原油黏度关系方程预测12d 井区地层原油黏度在0.39 mPa·s～0.81 mPa·s，类比同物源体系相邻B 油田实测数据，经深度校正，在0.53 mPa·s，两种方法相差仅0.1 mPa·s～0.3 mPa·s。

3.2 生产动态研究

涠洲A 油田B2H 井钻遇油层有效段长度275 m，孔隙度为31.8 %，渗透率为3 000 mD，但实际产能仅61 m3/（d·MPa·m），远低于理论值，由于该井没有取地下流体样，且压力计损坏，无法判断低效原因。根据地面原油性质，由三种方法预测地下原油黏度4.2 mPa·s～8.1 mPa·s，由此明确了产能低是因储层污染导致，该井计划2020 年解堵，预测累增油3.1×108m3。

4 结论

（1）北部湾区域影响油藏原油黏度的内在因素从主到次依次是含硫量、胶质含量、沥青质含量、含蜡量，其中胶质含量、沥青质含量和含硫量组合因素对原油性质影响最为显著。

（2）基于区域流体资料库，建立了北部湾区域3 种地层原油黏度预测方法，经乌石油田群15 个样本点检验，平均绝对误差在0.5 mPa·s 左右，经验公式适用于0.3 mPa·s～130 mPa·s 范围内地层原油黏度预测。

（3）预测方法可在地下流体资料不足情况下，为前期开发方案研究及生产动态分析提供较为科学可靠的地层原油黏度资料。