Visoka油田含水规律分析

赵可乐

摘   要：阿尔巴尼亚的Visoka油田是缝洞型碳酸盐岩油藏，该油藏天然能量充足，可采储量较大，有较高的开发价值。根据Visoka油藏的地质情况、开发现状以及部分典型井的生产数据，分析典型井含水上升情况，并进行分类研究。本文通过分析研究的结论及部分认识，以期能对我国部分区域油田勘探开发有所借鉴。

主题词：Visoka油田 含水规律 分析

通过使用油田生产数据绘制单井采油曲线以及油田综合采油曲线。先分析油田综合采油曲线，获得整个北区所有在产井的综合生产特征。总观该油藏所有井的产油和产水情况，将所有井的含水率曲线进行对比，之后按照含水率上升的情况将含水率曲线分为台阶上升型、快速上升型和缓慢上升型，结合之前对采油曲线的分析以及单井产水量变化情况，分析该油藏产水的特点，及见水时间在区块上的分布情况，为今后油田生产时对水的治理提供建议。

第一章 Visoka油田概况

第1节研究区块构造特征

阿尔巴尼亚位于阿尔卑斯造山带第纳瑞阿尔巴希腊弧内，阿尔巴造山带由内部和外部的阿尔巴尼亚体两部分组成（Nieuwland ，Oudmayer and Valbona， 2001）。构造和地形走向大致为北方、北-西南、东南，与爱奥尼亚海岸大致平行，东部为内阿尔巴尼亚体，西部为外阿尔巴尼亚体。阿尔巴尼亚体形成于由东向西推覆的连续的海洋沉积层第三纪。逆冲断层是特提斯海闭合时大陆板块碰撞的结果。

虽然阿尔巴尼亚最古老的沉积岩是白垩纪，但地下基底包括上二叠世-下三叠世沉积岩，这些沉积岩起源于冈瓦纳。这些岩石包括盐类、石膏和硬石膏，表明沉积环境是非常浅的海相沉积环境。这些脆性的岩石形成了阿尔巴尼亚质thrust sheets的滑脱带。

Nieuwland， Oudmayer and Valbona（2001）在重建阿尔巴尼亚的地质演化过程中，假设了一系列始于侏罗纪早期的裂谷事件，这些事件导致冈瓦纳边缘的大陆板块断裂。这些大陆碎片飘过特提斯海峡，直到它们相撞并连接在欧亚大陆上。在这一过程中，大陆板块之间存在着一系列海盆。其中一些是被动浅海台地，是广泛的远洋碳酸盐岩沉积的场所。其他地区为活动裂谷和海底扩张区，产生蛇绿岩组合。有时，大陆碎片的会聚作用导致隆起和侵蚀，并伴随其间的海盆的凹陷和浑浊的洋流携带的沉积物和碳酸盐岩沉积。

在始新世末期，这一阶段的大陆演化导致了特提斯的封闭和大陆碎片的排列到现在的位置。Scotese（2003）进行了一系列古地理重建，展示了地中海地区的演化;随后的变形表现为地壳增厚、隆起和薄层挤压。

内阿尔巴尼亚体部分由蛇绿岩组成，分布在四个主要构造带中，由两条不确定成因的、垂直于构造颗粒的主要线条横切而成，也就是说，大约是东北-西南方向。蛇绿岩主要分布在两线之间。Nieuwland，Oudmayer和Valbona（2001）将蛇绿岩的存在作为深海环境和向东部扩散的海底中心过去存在的证据。这似乎不太可能是石油的产地，事实上，在内部的阿尔巴尼亚体中没有发现石油。

外阿尔巴尼亚体由三个冲断带组成，主要由碳酸盐岩组成，这些碳酸盐岩形成于构造作用的断裂作用时期和断裂作用时期之后。最东带为晚侏罗世至早白垩世复理层的三叠系和侏罗系远洋碳酸盐岩。中部逆冲带岩石为晚白垩世至古新世台地碳酸盐岩，上覆始新世远洋碳酸盐岩和渐新世富理层。外阿尔巴尼亚体最西侧逆冲带由晚三叠世至早侏罗世台地碳酸盐岩叠加的三叠世蒸发岩、中侏罗世至始新世远洋碳酸盐岩和渐新世至早中新世富理层盖层组成。

在南线以北，在外部白垩系最西端逆冲带前面的地壳是凹陷的，形成了一个前渊沉积中心，称为前阿德里亚纪凹陷（PAD）。线条构成了PAD的南缘，沿阿尔巴尼亚海岸向北延伸，几乎延伸到黑山边界附近的北部线条。大多数阿尔巴尼亚油田位于前亚得里亚海坳陷，或位于垫层以南的外部阿族推覆岩中。图1-2是阿尔巴尼亚的广义构造图，图中显示了前亚得里亚海坳陷和其他构造要素，最初由阿尔巴尼亚国家自然资源局（AKBN）发行。图1-3显示了来自同源的两个东西截面，大致沿着图1-2上的红线绘制。

从渐新世末期到阿基坦尼亚（最早的中新世），Patos-Verbas构造形成于爱奥尼亚地区的主要褶皱作用时期。它出现在Langhian和 Serravalian时期，其裸露的上表面受到侵蚀。在中新世晚期，Patos-Verbas构造断裂，并被中新世晚期新的沉积物所覆盖。

Patos-Verbas背斜构造与Visoka油田相连，是Jonian带中部Kurvelseh褶皱带的一部分。这是迄今为止在阿尔巴尼亚发现的最大的碳酸盐岩结构，分布在Ballsh附近、Kolonje以北、Lushnje附近。它长25km，宽3.5km。它是一个“两层”的地质构造，下层由富理层-类富理层和较老的矿床组成，上层由磨砾岩组成。渐新世后，Patos-Verbas构造逐渐形成，其中心部位被侵蚀至侏罗纪。

该结构的南部向东南延伸，形成一个10-12°的平缓倾角的周线。243口井探明了Visoka构造形式。在油田圈定过程中，西翼构造断层的位置和倾角在V-3井钻井前是不确定的。断层落差最大为3km;在南方，落差减少。V-3钻井后，油田向南延伸。另一个重要的圈定是623号井，它在西侧钻入碳酸盐岩。

结构东侧倾角为15-20°（图1-6）。在被侵蚀的石灰岩剖面的南部，Visoka是一个细长的背斜，具有一个倾伏的鼻状构造。背斜的轴向部分宽而平。在该地区钻了G-38、87、42、47、626、167、168和122口井。从构造角度看，上部构造单元为一单斜，向西北偏北延伸，倾角为10-12°。

在南部靠近Patos村的地方，Messinian沉积露了出来，“Driza”组砂岩被氧化沥青质油浸透。这种沥青质油起到了密封作用，防止石油进一步运移。

第2节研究区块地质特征

阿尔巴尼亚在1918年发现了Drashovica油田;储层位于渐新世复理层。接下来的发现是1927年的Kucova油田和1928年的Patosi油田，都是在墨西尼安（晚中新世）时代的碎屑岩储层中发现的。阿尔巴尼亚最大的油田是Marinza油田，1957年发现了Messinian-Tortian碎屑岩储层。第一个有碳酸盐岩储层的油田是在1963年发现的Visoka油田。紧接着，一系列的Trust sheet碳酸盐岩被发现，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储集层为晚白垩世至始新世石灰岩，深度仅800-1000m。储层含API重度为5～16°的稠油。构造圈闭是一个向西北-东南走向的狭长背斜，形成于向东北倾斜的Trust sheet的翻滚鼻状构造。该构造是不对称的，东南翼陡峭，西北翼平缓，与逆冲板块的基面近似平行。如图1-5所示，该结构在倾斜的水-油接触面上方有大约700m的闭合距离。在构造的西北端，储层为一向东倾斜的单斜，被上第三纪沉积叠加的不整合面截断。油田中部储层为不对称背斜，其西翼被向西倾斜的逆冲断层切断。在区块东南端，构造呈宽背斜状。图1-5显示了这些关系，其中显示了整个Visoka区域的概要。储层孔隙度主要由多次造缝作用形成（Van Geet， Swennen， Durmishi and Roure， 2002）。

第三节（上）Visoka构造北端 （中） Visoka构造中部 （下） Visoka构造南端

Visoka油田是世界上地质研究最丰富的地区之一。阿尔巴尼亚Patos-Verbas构造和Visoka地区有三种典型的地层类型：碳酸盐岩层、富理层和磨砾层。碳酸盐岩包括早始新世和中始新世的岩石，下至晚三叠世的白云岩，被verba -3深井钻穿。Visoka油田生产剖面为始新世白垩系石灰岩。上段为钙质泥岩，下段为粒状泥岩和泥石流。在古新世和白垩纪，向上的粒岩和泥石流沉积越来越多，储层性质得到了提高。Visoka储层含油层段集中在这些单元中，这些岩石根据其岩石性质被划分为岩性包体。在结构的中心部分，这些层段被侵蚀了。厚度约30-35m的海洋过渡带，覆盖最上层碳酸盐岩。

中、下始新世石灰岩被渐新世复理层覆盖。这些单元由典型的泥质泥岩、砂质泥岩（粉砂岩）和砂岩组成。它们在碳酸盐岩储层的油气上方起着密封或盖层的作用。在钻入被侵蚀的灰岩表面以南的所有井中，都钻遇了大约600-700m的复理层。在富理层之上，有Langhian 和 Serravallian （中新世中期）时代的“类富理层”沉积。

Mollase地层由晚中新世至较新的沉积层组成，越过了较老的地层单元。在Zharrez和Sheqishte，这些岩石覆盖着侵蚀的石灰岩，并被原油浸透。Goran、Drize、Marinza和Bubullima等含油区构成了Patos-Marinze油田，属于该层段。储层由造山后的叠世沉积和泥质岩层段分隔的含油砂岩组成。上部Kucova砂岩为水饱和砂岩。它们有400-500m厚，在西北方向厚度增加，并被上新世较新的沉积物覆盖。其中包括Piacenzian （上新世晚期）泥质相和Astian （上新世晚期）砾岩。

图1-6是改编自Nieuwland，Oudmayer和Valbona（2001）的阿尔巴尼亚综合地层剖面。地层柱由三叠统蒸发岩延伸至上新世和新近的盆地，充填前亚得里亚海坳陷，形成逆冲沉积滑脱作用。

第二章 Visoka油藏生产动态

Visoka油藏为缝洞型碳酸盐岩油藏，原油地下粘度为60-150mPas，地下脱气粘度为2000 mPas。Visoka油藏最早进入生产开发阶段为20世纪60年代，主要是南部产油，油藏总体上呈现为边底水活跃，天然能量充足。早期从1964年到2014年的生产井为垂直井，且生产方式为前期先自喷生产，之后采用磕头机和螺杆泵抽提的方式，该区域的井在初期具有较高的产能，但产量递减过快，且油井见水后产量进一步下降。

后期从2014年该区块开始打水平井生产，水平井最突出的优点是井眼穿过油层的长度长，大大增加了井与油层的接触面积，从而使油井的单井产量提高。后期的生产井递减较初期缓慢，油气稳产时间增加且单井见水时间相对较晚，采收率有所提高。

整个油藏含油面积约40km2，该油藏所有井皆采用裸眼完井的方式，油层厚度为370-420m，计算储量约500104t，目前总体平均日产液量为59t/d，其中平均日产油11.8t/d，平均含水率约80%，目前总体采出程度为5.7%，有些偏低。

从Visoka油藏北区综合采油曲线和综合含水率曲线可以看出：从1964年11月到1973年9月为该油藏生产初期，该时期产油量很高，为5286.9t/mon;产水量和产气量很低，分别为331.3t/mon和0.83104Nm3/mon;含水率非常低，为5%左右，产液量曲线几乎与产油量曲线重合，可将这个阶段视为无水采油期，此阶段在目前的累计产量中占很大的比例。

从1973年9月到1993年2月为该油藏生产中期，该时期产油量开始下降，产水量开始上升，产气量仍旧很低，在1104Nm3/mon以下。但总体上产油量和产水量保持平稳，分别在1130.7t/mon和2805.8t/mon左右。产液量变化不大，含水率上升明显，在70%左右，说明此时期地层能量还很充足，产油量的下降主要是油井开始见水，说明该油藏井控区域存在边底水且为活跃状态。

从1993年2月到2011年6月为该油藏生产后期，在此阶段该油藏的产水量和产油量都在下降，为2220.1t/mon和467.6t/mon左右;产液量明显下降，在2458.6t/mon左右，含水率达到80%以上，在开发后期的末尾阶段出现了气窜现象，气产量急剧上升，油产量迅速下降，可能是次生气顶的影响，说明此时地层能量明显不足，该油藏总体产量开始下降。

从2014年1月到2018年6月为该油藏生产末期，在此时期之前该油藏进行了关井作业，但是重新开井生产后，产油量和产水量依旧很低，分别为479.1t/mon和1783.9t/mon左右，含水率依旧在80%以上，说明在此时期地层能量开始枯竭。

Visoka油田最早于1964年11月投产，目前平均日产液59t/d，其中平均日产油11.8t/d，含水率在80%左右，地层能量较为充足。大部分井为油水同采，含水率较高，因此接下来油田应当着重于地下水的治理。

第三章 Visoka油藏含水规律分析

第1节油藏见水时间分布分析

无水采油期定义为生产过程中含水率低于2%的时间段。就本油藏而言，无水采油期大于10个月就相对较长，小于10个月的无水采油期就相对较短。从无水采油期长短分类表和占比图可知该区块的井普遍有较长的无水采油期，全区在产的72口井中有47口井无水采油期超过10个月，占比65%;有25口井无水采油期小于10个月，占比35%。就各个区块而言，从无水采油期长短分布图中可以看出，无水采油期短的井大多数分布在该油藏中部，有11口井，其他两个区块无水采油期普遍较长。

从下面的Visoka油藏见水时间分布图可以看出：Visoka油藏最早投产的是2号井，于1964年11月投产，该井在投产9年后的1973年11月见水。该油藏见水最早的井是648号井，该井于1967年1月投产，投产一年后于1968年1月见水。总观全图发现该油藏的生产井普遍见水较早，大部分井在1970年左右见水，说明该油藏井控区域有活跃的边底水影响。从各区块上来看，南部的井普遍见水较早，基本在1970年左右见水;而中部和北部见水较晚，在1980年左右见水。上一章节的分析中指出油井见水对产油量造成了极大的影响，因此油藏下一步应当着重于地下水的治理。

第2节油藏含水率分类分析

按照单井含水率上升的情况将北区所有在产井的含水率曲线图归类，结果如下：

从Visoka油藏北区含水率分类表和占比图可以看出，该油藏的在产井含水率以台阶型上升为主，快速上升型的占少数，为进一步分析不同类型的含水率对产油量的影响，将选取几口典型井进行分析。

（1）快速上升型

从图中可以看出：产水量和含水率初期很低，这个时期可视为无水采油期;中期产水量和含水率突然上升，产油量也小幅度上升但又很快下降，之后含水率保持高水平，产油量进一步下降。由此可知，含水率快速上升型可能是水窜造成的，水窜时产油量会有小幅度上升，但之后由于地下水的影响导致油相渗流阻力加大，产油量下降。

（2）台阶上升型

从图中可以看出：初期产水量和含水率很低，中期该井开始见水，产水量和含水率呈阶梯状上升。产油量在初期末尾有所下降，但是从中期见水开始，产油量有所上升，之后产油量递减缓慢，保持了一定时间的稳产。由此可知，含水率台阶上升型可能是地下水周期性活动造成的，产水呈台阶上升型可以起到一定的驱替或举升作用，在一定时期内提高该井产油量。

（3）缓慢上升型

从图中可以看出：初期该井产水量和含水率较低，此阶段主要产油。从中期开始，油的产量下降，水的产量增加，中后期油水产量基本呈正相关，且递减缓慢，含水率稳定在60%左右。说明该井油水同采，地下水的存在有利于保持一定地层能量，有利于油的采出。

（4）含水率曲线对比分析

从以上对不同含水率曲线类型的典型井分析可知，含水率曲线呈台阶上升型和缓慢上升型时，这两种类型的水能保持一定的地层能量甚至可能起到一定的驱替作用，提高单井产油量;含水率曲线呈快速上升型时，可能是水窜的影响，产油量会有小幅度上升，但之后地下水严重地影响了油的渗流，产油量会下降到很低的水平，此时需要采取治水措施。

因此，在单井开采时应采用小油嘴控制产量生产，防止水窜的发生，同时对高产水井应采取相应的治理措施如注聚合物堵水等，减少产量的损失。

结论

（1）从综合采油曲线和典型井采油曲线以及含水率曲线图可以看出：Visoka油藏的生产井普遍产水较高，中后期见水后含水率居高不下。而油井一旦开始见水，产油量会迅速下降。从产液量上看，中期产液量与初期变化不大，但是产油量降低，说明地层能量仍旧充足，油井见水影响了油的产出，因此该油藏接下来应该就防水和堵水工艺方面入手。虽然Visoka油藏大部分井在中后期产油量很低，但是由于产量稳定且递减缓慢，因此仍有较高的产能，该油藏仍有较高的开发价值。

（2）从含水率曲线分类分析得：含水率曲线呈台阶上升型和缓慢上升型时，这两种类型的水能保持一定的地层能量甚至起到一定的驱替作用，提高单井产油量;含水率曲线呈快速上升型时，可能是水窜的影响，产油量会有小幅度上升，但之后地下水严重地影响了油的渗流，产油量会下降到很低的水平，此时需要采取治水措施。

（3）Visoka油藏的生产井普遍为高产水井，且见水后含水率升高，产油量降低，因此就未见水井或见水初期井的生产制度上，建议要注重防水工艺，如换小口径的油嘴控制产量生产;对于已见水且高含水高产液量井，建议采取一定的堵水工艺或关井回压，以减少边底水对生产的影响。

（4）Visoka油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏，原油渗流阻力较大，且地层非均质性强，因此接下来可以对部分低产井进行酸化压裂工艺，以增大原油渗流面积。水平井能有效地增大原油渗流面积，沟通地层中地裂缝，减小原油在地层中的渗流阻力，因此还可以选择打水平井以提高油井采收率。

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（作者单位：成都理工大学能源学院）