趙可樂

摘 ? 要：阿爾巴尼亞的Visoka油田是縫洞型碳酸鹽巖油藏，該油藏天然能量充足，可采儲量較大，有較高的開發(fā)價值。根據(jù)Visoka油藏的地質(zhì)情況、開發(fā)現(xiàn)狀以及部分典型井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析典型井含水上升情況，并進(jìn)行分類研究。本文通過分析研究的結(jié)論及部分認(rèn)識，以期能對我國部分區(qū)域油田勘探開發(fā)有所借鑒。

主題詞：Visoka油田 含水規(guī)律 分析

通過使用油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)繪制單井采油曲線以及油田綜合采油曲線。先分析油田綜合采油曲線，獲得整個北區(qū)所有在產(chǎn)井的綜合生產(chǎn)特征?？傆^該油藏所有井的產(chǎn)油和產(chǎn)水情況，將所有井的含水率曲線進(jìn)行對比，之后按照含水率上升的情況將含水率曲線分為臺階上升型、快速上升型和緩慢上升型，結(jié)合之前對采油曲線的分析以及單井產(chǎn)水量變化情況，分析該油藏產(chǎn)水的特點，及見水時間在區(qū)塊上的分布情況，為今后油田生產(chǎn)時對水的治理提供建議。

第一章 Visoka油田概況

第1節(jié)研究區(qū)塊構(gòu)造特征

阿爾巴尼亞位于阿爾卑斯造山帶第納瑞阿爾巴希臘弧內(nèi)，阿爾巴造山帶由內(nèi)部和外部的阿爾巴尼亞體兩部分組成（Nieuwland ，Oudmayer and Valbona， 2001）。構(gòu)造和地形走向大致為北方、北-西南、東南，與愛奧尼亞海岸大致平行，東部為內(nèi)阿爾巴尼亞體，西部為外阿爾巴尼亞體。阿爾巴尼亞體形成于由東向西推覆的連續(xù)的海洋沉積層第三紀(jì)。逆沖斷層是特提斯海閉合時大陸板塊碰撞的結(jié)果。

雖然阿爾巴尼亞最古老的沉積巖是白堊紀(jì)，但地下基底包括上二疊世-下三疊世沉積巖，這些沉積巖起源于岡瓦納。這些巖石包括鹽類、石膏和硬石膏，表明沉積環(huán)境是非常淺的海相沉積環(huán)境。這些脆性的巖石形成了阿爾巴尼亞質(zhì)thrust sheets的滑脫帶。

Nieuwland， Oudmayer and Valbona（2001）在重建阿爾巴尼亞的地質(zhì)演化過程中，假設(shè)了一系列始于侏羅紀(jì)早期的裂谷事件，這些事件導(dǎo)致岡瓦納邊緣的大陸板塊斷裂。這些大陸碎片飄過特提斯海峽，直到它們相撞并連接在歐亞大陸上。在這一過程中，大陸板塊之間存在著一系列海盆。其中一些是被動淺海臺地，是廣泛的遠(yuǎn)洋碳酸鹽巖沉積的場所。其他地區(qū)為活動裂谷和海底擴(kuò)張區(qū)，產(chǎn)生蛇綠巖組合。有時，大陸碎片的會聚作用導(dǎo)致隆起和侵蝕，并伴隨其間的海盆的凹陷和渾濁的洋流攜帶的沉積物和碳酸鹽巖沉積。

在始新世末期，這一階段的大陸演化導(dǎo)致了特提斯的封閉和大陸碎片的排列到現(xiàn)在的位置。Scotese（2003）進(jìn)行了一系列古地理重建，展示了地中海地區(qū)的演化;隨后的變形表現(xiàn)為地殼增厚、隆起和薄層擠壓。

內(nèi)阿爾巴尼亞體部分由蛇綠巖組成，分布在四個主要構(gòu)造帶中，由兩條不確定成因的、垂直于構(gòu)造顆粒的主要線條橫切而成，也就是說，大約是東北-西南方向。蛇綠巖主要分布在兩線之間。Nieuwland，Oudmayer和Valbona（2001）將蛇綠巖的存在作為深海環(huán)境和向東部擴(kuò)散的海底中心過去存在的證據(jù)。這似乎不太可能是石油的產(chǎn)地，事實上，在內(nèi)部的阿爾巴尼亞體中沒有發(fā)現(xiàn)石油。

外阿爾巴尼亞體由三個沖斷帶組成，主要由碳酸鹽巖組成，這些碳酸鹽巖形成于構(gòu)造作用的斷裂作用時期和斷裂作用時期之后。最東帶為晚侏羅世至早白堊世復(fù)理層的三疊系和侏羅系遠(yuǎn)洋碳酸鹽巖。中部逆沖帶巖石為晚白堊世至古新世臺地碳酸鹽巖，上覆始新世遠(yuǎn)洋碳酸鹽巖和漸新世富理層。外阿爾巴尼亞體最西側(cè)逆沖帶由晚三疊世至早侏羅世臺地碳酸鹽巖疊加的三疊世蒸發(fā)巖、中侏羅世至始新世遠(yuǎn)洋碳酸鹽巖和漸新世至早中新世富理層蓋層組成。

在南線以北，在外部白堊系最西端逆沖帶前面的地殼是凹陷的，形成了一個前淵沉積中心，稱為前阿德里亞紀(jì)凹陷（PAD）。線條構(gòu)成了PAD的南緣，沿阿爾巴尼亞海岸向北延伸，幾乎延伸到黑山邊界附近的北部線條。大多數(shù)阿爾巴尼亞油田位于前亞得里亞海坳陷，或位于墊層以南的外部阿族推覆巖中。圖1-2是阿爾巴尼亞的廣義構(gòu)造圖，圖中顯示了前亞得里亞海坳陷和其他構(gòu)造要素，最初由阿爾巴尼亞國家自然資源局（AKBN）發(fā)行。圖1-3顯示了來自同源的兩個東西截面，大致沿著圖1-2上的紅線繪制。

從漸新世末期到阿基坦尼亞（最早的中新世），Patos-Verbas構(gòu)造形成于愛奧尼亞地區(qū)的主要褶皺作用時期。它出現(xiàn)在Langhian和 Serravalian時期，其裸露的上表面受到侵蝕。在中新世晚期，Patos-Verbas構(gòu)造斷裂，并被中新世晚期新的沉積物所覆蓋。

Patos-Verbas背斜構(gòu)造與Visoka油田相連，是Jonian帶中部Kurvelseh褶皺帶的一部分。這是迄今為止在阿爾巴尼亞發(fā)現(xiàn)的最大的碳酸鹽巖結(jié)構(gòu)，分布在Ballsh附近、Kolonje以北、Lushnje附近。它長25km，寬3.5km。它是一個“兩層”的地質(zhì)構(gòu)造，下層由富理層-類富理層和較老的礦床組成，上層由磨礫巖組成。漸新世后，Patos-Verbas構(gòu)造逐漸形成，其中心部位被侵蝕至侏羅紀(jì)。

該結(jié)構(gòu)的南部向東南延伸，形成一個10-12°的平緩傾角的周線。243口井探明了Visoka構(gòu)造形式。在油田圈定過程中，西翼構(gòu)造斷層的位置和傾角在V-3井鉆井前是不確定的。斷層落差最大為3km;在南方，落差減少。V-3鉆井后，油田向南延伸。另一個重要的圈定是623號井，它在西側(cè)鉆入碳酸鹽巖。

結(jié)構(gòu)東側(cè)傾角為15-20°（圖1-6）。在被侵蝕的石灰?guī)r剖面的南部，Visoka是一個細(xì)長的背斜，具有一個傾伏的鼻狀構(gòu)造。背斜的軸向部分寬而平。在該地區(qū)鉆了G-38、87、42、47、626、167、168和122口井。從構(gòu)造角度看，上部構(gòu)造單元為一單斜，向西北偏北延伸，傾角為10-12°。

在南部靠近Patos村的地方，Messinian沉積露了出來，“Driza”組砂巖被氧化瀝青質(zhì)油浸透。這種瀝青質(zhì)油起到了密封作用，防止石油進(jìn)一步運(yùn)移。

第2節(jié)研究區(qū)塊地質(zhì)特征

阿爾巴尼亞在1918年發(fā)現(xiàn)了Drashovica油田;儲層位于漸新世復(fù)理層。接下來的發(fā)現(xiàn)是1927年的Kucova油田和1928年的Patosi油田，都是在墨西尼安（晚中新世）時代的碎屑巖儲層中發(fā)現(xiàn)的。阿爾巴尼亞最大的油田是Marinza油田，1957年發(fā)現(xiàn)了Messinian-Tortian碎屑巖儲層。第一個有碳酸鹽巖儲層的油田是在1963年發(fā)現(xiàn)的Visoka油田。緊接著，一系列的Trust sheet碳酸鹽巖被發(fā)現(xiàn)，包括1965年的Gorishti，1966年的Ballshi，1972年的Finiq-Kran，1977年的Cakran-Mollaj，1980年的Amonica和1987年的Delvina。

Visoka儲集層為晚白堊世至始新世石灰?guī)r，深度僅800-1000m。儲層含API重度為5～16°的稠油。構(gòu)造圈閉是一個向西北-東南走向的狹長背斜，形成于向東北傾斜的Trust sheet的翻滾鼻狀構(gòu)造。該構(gòu)造是不對稱的，東南翼陡峭，西北翼平緩，與逆沖板塊的基面近似平行。如圖1-5所示，該結(jié)構(gòu)在傾斜的水-油接觸面上方有大約700m的閉合距離。在構(gòu)造的西北端，儲層為一向東傾斜的單斜，被上第三紀(jì)沉積疊加的不整合面截斷。油田中部儲層為不對稱背斜，其西翼被向西傾斜的逆沖斷層切斷。在區(qū)塊東南端，構(gòu)造呈寬背斜狀。圖1-5顯示了這些關(guān)系，其中顯示了整個Visoka區(qū)域的概要。儲層孔隙度主要由多次造縫作用形成（Van Geet， Swennen， Durmishi and Roure， 2002）。

第三節(jié)（上）Visoka構(gòu)造北端 （中） Visoka構(gòu)造中部 （下） Visoka構(gòu)造南端

Visoka油田是世界上地質(zhì)研究最豐富的地區(qū)之一。阿爾巴尼亞Patos-Verbas構(gòu)造和Visoka地區(qū)有三種典型的地層類型：碳酸鹽巖層、富理層和磨礫層。碳酸鹽巖包括早始新世和中始新世的巖石，下至晚三疊世的白云巖，被verba -3深井鉆穿。Visoka油田生產(chǎn)剖面為始新世白堊系石灰?guī)r。上段為鈣質(zhì)泥巖，下段為粒狀泥巖和泥石流。在古新世和白堊紀(jì)，向上的粒巖和泥石流沉積越來越多，儲層性質(zhì)得到了提高。Visoka儲層含油層段集中在這些單元中，這些巖石根據(jù)其巖石性質(zhì)被劃分為巖性包體。在結(jié)構(gòu)的中心部分，這些層段被侵蝕了。厚度約30-35m的海洋過渡帶，覆蓋最上層碳酸鹽巖。

中、下始新世石灰?guī)r被漸新世復(fù)理層覆蓋。這些單元由典型的泥質(zhì)泥巖、砂質(zhì)泥巖（粉砂巖）和砂巖組成。它們在碳酸鹽巖儲層的油氣上方起著密封或蓋層的作用。在鉆入被侵蝕的灰?guī)r表面以南的所有井中，都鉆遇了大約600-700m的復(fù)理層。在富理層之上，有Langhian 和 Serravallian （中新世中期）時代的“類富理層”沉積。

Mollase地層由晚中新世至較新的沉積層組成，越過了較老的地層單元。在Zharrez和Sheqishte，這些巖石覆蓋著侵蝕的石灰?guī)r，并被原油浸透。Goran、Drize、Marinza和Bubullima等含油區(qū)構(gòu)成了Patos-Marinze油田，屬于該層段。儲層由造山后的疊世沉積和泥質(zhì)巖層段分隔的含油砂巖組成。上部Kucova砂巖為水飽和砂巖。它們有400-500m厚，在西北方向厚度增加，并被上新世較新的沉積物覆蓋。其中包括Piacenzian （上新世晚期）泥質(zhì)相和Astian （上新世晚期）礫巖。

圖1-6是改編自Nieuwland，Oudmayer和Valbona（2001）的阿爾巴尼亞綜合地層剖面。地層柱由三疊統(tǒng)蒸發(fā)巖延伸至上新世和新近的盆地，充填前亞得里亞海坳陷，形成逆沖沉積滑脫作用。

第二章 Visoka油藏生產(chǎn)動態(tài)

Visoka油藏為縫洞型碳酸鹽巖油藏，原油地下粘度為60-150mPas，地下脫氣粘度為2000 mPas。Visoka油藏最早進(jìn)入生產(chǎn)開發(fā)階段為20世紀(jì)60年代，主要是南部產(chǎn)油，油藏總體上呈現(xiàn)為邊底水活躍，天然能量充足。早期從1964年到2014年的生產(chǎn)井為垂直井，且生產(chǎn)方式為前期先自噴生產(chǎn)，之后采用磕頭機(jī)和螺桿泵抽提的方式，該區(qū)域的井在初期具有較高的產(chǎn)能，但產(chǎn)量遞減過快，且油井見水后產(chǎn)量進(jìn)一步下降。

后期從2014年該區(qū)塊開始打水平井生產(chǎn)，水平井最突出的優(yōu)點是井眼穿過油層的長度長，大大增加了井與油層的接觸面積，從而使油井的單井產(chǎn)量提高。后期的生產(chǎn)井遞減較初期緩慢，油氣穩(wěn)產(chǎn)時間增加且單井見水時間相對較晚，采收率有所提高。

整個油藏含油面積約40km2，該油藏所有井皆采用裸眼完井的方式，油層厚度為370-420m，計算儲量約500104t，目前總體平均日產(chǎn)液量為59t/d，其中平均日產(chǎn)油11.8t/d，平均含水率約80%，目前總體采出程度為5.7%，有些偏低。

從Visoka油藏北區(qū)綜合采油曲線和綜合含水率曲線可以看出：從1964年11月到1973年9月為該油藏生產(chǎn)初期，該時期產(chǎn)油量很高，為5286.9t/mon;產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量很低，分別為331.3t/mon和0.83104Nm3/mon;含水率非常低，為5%左右，產(chǎn)液量曲線幾乎與產(chǎn)油量曲線重合，可將這個階段視為無水采油期，此階段在目前的累計產(chǎn)量中占很大的比例。

從1973年9月到1993年2月為該油藏生產(chǎn)中期，該時期產(chǎn)油量開始下降，產(chǎn)水量開始上升，產(chǎn)氣量仍舊很低，在1104Nm3/mon以下。但總體上產(chǎn)油量和產(chǎn)水量保持平穩(wěn)，分別在1130.7t/mon和2805.8t/mon左右。產(chǎn)液量變化不大，含水率上升明顯，在70%左右，說明此時期地層能量還很充足，產(chǎn)油量的下降主要是油井開始見水，說明該油藏井控區(qū)域存在邊底水且為活躍狀態(tài)。

從1993年2月到2011年6月為該油藏生產(chǎn)后期，在此階段該油藏的產(chǎn)水量和產(chǎn)油量都在下降，為2220.1t/mon和467.6t/mon左右;產(chǎn)液量明顯下降，在2458.6t/mon左右，含水率達(dá)到80%以上，在開發(fā)后期的末尾階段出現(xiàn)了氣竄現(xiàn)象，氣產(chǎn)量急劇上升，油產(chǎn)量迅速下降，可能是次生氣頂?shù)挠绊?，說明此時地層能量明顯不足，該油藏總體產(chǎn)量開始下降。

從2014年1月到2018年6月為該油藏生產(chǎn)末期，在此時期之前該油藏進(jìn)行了關(guān)井作業(yè)，但是重新開井生產(chǎn)后，產(chǎn)油量和產(chǎn)水量依舊很低，分別為479.1t/mon和1783.9t/mon左右，含水率依舊在80%以上，說明在此時期地層能量開始枯竭。

Visoka油田最早于1964年11月投產(chǎn)，目前平均日產(chǎn)液59t/d，其中平均日產(chǎn)油11.8t/d，含水率在80%左右，地層能量較為充足。大部分井為油水同采，含水率較高，因此接下來油田應(yīng)當(dāng)著重于地下水的治理。

第三章 Visoka油藏含水規(guī)律分析

第1節(jié)油藏見水時間分布分析

無水采油期定義為生產(chǎn)過程中含水率低于2%的時間段。就本油藏而言，無水采油期大于10個月就相對較長，小于10個月的無水采油期就相對較短。從無水采油期長短分類表和占比圖可知該區(qū)塊的井普遍有較長的無水采油期，全區(qū)在產(chǎn)的72口井中有47口井無水采油期超過10個月，占比65%;有25口井無水采油期小于10個月，占比35%。就各個區(qū)塊而言，從無水采油期長短分布圖中可以看出，無水采油期短的井大多數(shù)分布在該油藏中部，有11口井，其他兩個區(qū)塊無水采油期普遍較長。

從下面的Visoka油藏見水時間分布圖可以看出：Visoka油藏最早投產(chǎn)的是2號井，于1964年11月投產(chǎn)，該井在投產(chǎn)9年后的1973年11月見水。該油藏見水最早的井是648號井，該井于1967年1月投產(chǎn)，投產(chǎn)一年后于1968年1月見水?？傆^全圖發(fā)現(xiàn)該油藏的生產(chǎn)井普遍見水較早，大部分井在1970年左右見水，說明該油藏井控區(qū)域有活躍的邊底水影響。從各區(qū)塊上來看，南部的井普遍見水較早，基本在1970年左右見水;而中部和北部見水較晚，在1980年左右見水。上一章節(jié)的分析中指出油井見水對產(chǎn)油量造成了極大的影響，因此油藏下一步應(yīng)當(dāng)著重于地下水的治理。

第2節(jié)油藏含水率分類分析

按照單井含水率上升的情況將北區(qū)所有在產(chǎn)井的含水率曲線圖歸類，結(jié)果如下：

從Visoka油藏北區(qū)含水率分類表和占比圖可以看出，該油藏的在產(chǎn)井含水率以臺階型上升為主，快速上升型的占少數(shù)，為進(jìn)一步分析不同類型的含水率對產(chǎn)油量的影響，將選取幾口典型井進(jìn)行分析。

（1）快速上升型

從圖中可以看出：產(chǎn)水量和含水率初期很低，這個時期可視為無水采油期;中期產(chǎn)水量和含水率突然上升，產(chǎn)油量也小幅度上升但又很快下降，之后含水率保持高水平，產(chǎn)油量進(jìn)一步下降。由此可知，含水率快速上升型可能是水竄造成的，水竄時產(chǎn)油量會有小幅度上升，但之后由于地下水的影響導(dǎo)致油相滲流阻力加大，產(chǎn)油量下降。

（2）臺階上升型

從圖中可以看出：初期產(chǎn)水量和含水率很低，中期該井開始見水，產(chǎn)水量和含水率呈階梯狀上升。產(chǎn)油量在初期末尾有所下降，但是從中期見水開始，產(chǎn)油量有所上升，之后產(chǎn)油量遞減緩慢，保持了一定時間的穩(wěn)產(chǎn)。由此可知，含水率臺階上升型可能是地下水周期性活動造成的，產(chǎn)水呈臺階上升型可以起到一定的驅(qū)替或舉升作用，在一定時期內(nèi)提高該井產(chǎn)油量。

（3）緩慢上升型

從圖中可以看出：初期該井產(chǎn)水量和含水率較低，此階段主要產(chǎn)油。從中期開始，油的產(chǎn)量下降，水的產(chǎn)量增加，中后期油水產(chǎn)量基本呈正相關(guān)，且遞減緩慢，含水率穩(wěn)定在60%左右。說明該井油水同采，地下水的存在有利于保持一定地層能量，有利于油的采出。

（4）含水率曲線對比分析

從以上對不同含水率曲線類型的典型井分析可知，含水率曲線呈臺階上升型和緩慢上升型時，這兩種類型的水能保持一定的地層能量甚至可能起到一定的驅(qū)替作用，提高單井產(chǎn)油量;含水率曲線呈快速上升型時，可能是水竄的影響，產(chǎn)油量會有小幅度上升，但之后地下水嚴(yán)重地影響了油的滲流，產(chǎn)油量會下降到很低的水平，此時需要采取治水措施。

因此，在單井開采時應(yīng)采用小油嘴控制產(chǎn)量生產(chǎn)，防止水竄的發(fā)生，同時對高產(chǎn)水井應(yīng)采取相應(yīng)的治理措施如注聚合物堵水等，減少產(chǎn)量的損失。

結(jié)論

（1）從綜合采油曲線和典型井采油曲線以及含水率曲線圖可以看出：Visoka油藏的生產(chǎn)井普遍產(chǎn)水較高，中后期見水后含水率居高不下。而油井一旦開始見水，產(chǎn)油量會迅速下降。從產(chǎn)液量上看，中期產(chǎn)液量與初期變化不大，但是產(chǎn)油量降低，說明地層能量仍舊充足，油井見水影響了油的產(chǎn)出，因此該油藏接下來應(yīng)該就防水和堵水工藝方面入手。雖然Visoka油藏大部分井在中后期產(chǎn)油量很低，但是由于產(chǎn)量穩(wěn)定且遞減緩慢，因此仍有較高的產(chǎn)能，該油藏仍有較高的開發(fā)價值。

（2）從含水率曲線分類分析得：含水率曲線呈臺階上升型和緩慢上升型時，這兩種類型的水能保持一定的地層能量甚至起到一定的驅(qū)替作用，提高單井產(chǎn)油量;含水率曲線呈快速上升型時，可能是水竄的影響，產(chǎn)油量會有小幅度上升，但之后地下水嚴(yán)重地影響了油的滲流，產(chǎn)油量會下降到很低的水平，此時需要采取治水措施。

（3）Visoka油藏的生產(chǎn)井普遍為高產(chǎn)水井，且見水后含水率升高，產(chǎn)油量降低，因此就未見水井或見水初期井的生產(chǎn)制度上，建議要注重防水工藝，如換小口徑的油嘴控制產(chǎn)量生產(chǎn);對于已見水且高含水高產(chǎn)液量井，建議采取一定的堵水工藝或關(guān)井回壓，以減少邊底水對生產(chǎn)的影響。

（4）Visoka油藏屬于縫洞型碳酸鹽巖油藏，原油滲流阻力較大，且地層非均質(zhì)性強(qiáng)，因此接下來可以對部分低產(chǎn)井進(jìn)行酸化壓裂工藝，以增大原油滲流面積。水平井能有效地增大原油滲流面積，溝通地層中地裂縫，減小原油在地層中的滲流阻力，因此還可以選擇打水平井以提高油井采收率。

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（作者單位：成都理工大學(xué)能源學(xué)院）