渤海稠油油藏冷采产能测试技术参数限值研究

2024-04-02秦润森常会江

天津科技 2024年3期

段宇，秦润森，常会江

中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院天津 300459

0 引言

渤海油田稠油热采开发刚刚起步，受工艺技术及成本所限，评价阶段油田热采测试较少，绝大部分稠油藏通过冷采测试方式来获取产能［1-2］。由于目前没有针对稠油冷采测试的相关技术成果，所以出现了测试油藏地层原油黏度过大而测试无产能的情况，增大了油田后期开发的不确定性。因此，在油田测试之前，判别油藏合理测试方式和测定渤海稠油冷采限制黏度至关重要。另外，对于原油黏度较大的油藏，后期均采用热采开发方式，其能否利用已获取测试冷采资料配置油田合理热采产能已成为产能评价准确与否的关键。

本文对冷采测试油藏黏度参数限值进行研究，以期在测试之前判别油藏是否适合进行冷采测试。在此基础上，对已经获得的冷采测试资料进行综合分析，以实现节省勘探成本、评估油田产能、降低油田开发风险、提升油田整体效益的目标。

1 稠油冷采测试黏度参数限值研究

渤海稠油油田评价阶段多采用冷采测试方式，但经常因为地层流体黏度大而导致测试无产能，所以在测试之前，应根据地质油藏信息，判别油藏是否适合冷采测试，确定稠油冷采测试技术界限，以节省早期评价阶段勘探成本、降低油田开发风险、提升整体效益。本文结合油藏工程方法，对目前渤海已测试的油藏进行分析，从而确定稠油冷、热采测试技术参数。

1.1 测试资料统计确定稠油冷采黏度限值

通过统计渤海多个稠油油田冷采测试资料，剔除测试资料中产能受出砂影响的井，最终得到冷采测试合格的9 个油田、21 个测试段的冷采测试资料。由于地层原油黏度较大的稠油PVT资料难于获取，所以本次研究采用地面原油黏度值来表示流体性质，最终绘制出渤海稠油测试产能与地面原油黏度关系图（图1）。

图1 渤海稠油冷采产能与流体资料关系Fig.1 Relationship between cold production capacity and fluid data of heavy oil in Bohai Sea

由图1 可知，旅大5-2N、旅大16-1 2 个油田冷采测试未获得产能。蓬莱9-1 油田的4井地面原油黏度为13 586 mPa·s，在6 MPa生产压差下，获得9 m3/d的产能，已达到冷采测试产能极限。据此认为，地面原油黏度大于14 000 mPa·s的油藏冷采测试不能获得产能。

1.2 油藏工程方法确定稠油冷采技术适用黏度上限

采用油藏工程方法，对冷采测试技术进行研究，由理论计算方法及数值模拟方法确定。

1.2.1 理论计算方法

采用裘比公式［3］，对冷采产能进行计算。通过计算不同地层原油黏度得出对应产能情况，确定地层原油黏度冷采界限，如式（1）所示：

其中：Q为产油量，m3/s；h为有效厚度，m；K为渗透率，mD；为生产压差，Pa；为地层原油黏度，mPa·s；为供给半径，m；为井筒半径，m。

因为渤海稠油油藏主要集中在新近系的明化镇组和馆陶组储层，储层物性为高孔、高渗储层，所以公式中渗透率参数选取2 000 mD。同时，根据渤海进行热采开发的南堡35-2 油田储层出砂机理研究，认为地层生产压差以不超过3 MPa为宜，所以生产压差设为3 MPa。以单井日产5 m3为产能极限，地层原油黏度在2 000 mPa·s以上时，产量降到5 m3/d以下，表明冷采测试不会获取产能（图2）。

图2 理论计算地层原油黏度与产油量关系曲线Fig.2 Relationship between oil viscosity and oil production calculated by theoretical formula

1.2.2 数值模拟方法

采用数值模拟方法，建立机理模型，对产能与地层原油黏度关系进行研究。模型设计网格数为22×22×10=4 840 个，平面步长2 m，纵向步长2 m。模型渗透率为2 000 mD，孔隙度为30%，初始含油饱和度60%，以定压差3 MPa进行生产。从数值模拟计算结果（图3）来看，地层原油黏度在2 000 mPa·s以上时，单井日产能低于5 m3，表明地层原油黏度大于2 000 mPa·s的稠油油藏不适合进行冷采测试，数值模拟计算结果与理论计算方法结果一致。

图3 数值模拟地层原油黏度与产油量关系曲线Fig.3 Relationship between oil viscosity and oil production calculated by numerical simulation

2 稠油热采产能配置方法研究

对于地层原油黏度较大的油藏，渤海稠油多采用冷采测试方式获得产能，利用现有冷采测试产能资料来配置油田合理热采产能已成为产能评价准确与否的关键。本文通过研究稠油冷采、热采测试产能数据和热采测试产能修正技术，结合渤海近年来稠油配产经验［4-6］，总结出稠油产能配置具体方法，从而很好地指导油田开发阶段产能配置。

渤海油田目前热采开发方式为蒸汽吞吐，其产能表达式［7］如式（2）所示。

由产能公式中可以看出，配置吞吐热采产能最关键的参数是冷采测试获得的采油指数及冷采与热采采油指数之比。

NB 油田是首先进行热采开发试验的油田，位于渤海中部海域，主要含油层段为明下段。受断层影响，该油田分为南区和北区，其中南区为热采试验区域，地层原油黏度为449～926 mPa·s，孔隙度为32.6%～36.1%，渗透率为2 179.9～5 626.2 mD。自2008年开始蒸汽吞吐试验以来，综合确定渤海油田稠油热采周期产能为常规冷采的1.6 倍，热采周期产能为热采峰值产能的0.7 倍。

结合渤海稠油油田冷采、热采测试资料，总结出适合于渤海稠油热采油藏评价阶段油田产能评价的方法（图4）。

图4 渤海稠油热采油藏产能配置方法流程图Fig.4 Chart of production capacity allocation method of Bohai heavy oil thermal recovery reservoir

2.1 具有冷采测试资料的油田产能配置方法

对于冷采测试的稠油油藏，首先判别冷采测试结果是否合理；之后根据渤海油田热采产能与冷采产能的倍数关系，将测试冷采产能转化为热采产能，如果冷采产能不合理，则只能借用渤海同类已进行热采测试或开发的油藏产能，准确程度较低。

2.2 具有热采测试资料的油田产能配置方法

对于渤海少数进行热采测试的油田，首先检验热采测试产能是否合理，主要检测热采测试的注入温度和注入量。根据渤海目前热采开发研究水平，认为注热温度需要达到240 ℃，单井注入量应达到3 000 t以上，这样才能达到降低黏度、提高产能的目的。对于不达标的热采测试油藏，应根据测试层段的地质油藏参数，建立数值模拟模型，通过模拟正常注入时的产能情况，修正热采测试产能结果，配置符合油田实际的产能。