卡拉贊巴斯油田北區開發潛力的簡要分析

陳 剛

長城鉆探公司地質研究院，遼寧盤錦 124010

卡拉贊巴斯油田北區開發潛力的簡要分析

陳 剛

長城鉆探公司地質研究院，遼寧盤錦 124010

卡拉贊巴斯油田地處烏斯丘爾特沉積盆地，主要的含油氣層系為中上侏羅統淺海相砂巖和上白堊統河流、三角洲相碎屑巖。構造型圈閉披覆在二疊-三疊系不對稱地壘之上，并經歷了后期走滑斷層和背斜的改造。北區的烴源巖可能是白堊紀開始生油，部分石油高含蠟，天然氣通常含硫。本文通過簡要分析卡拉贊巴斯油田地北區的開發潛力，為同仁提供參考。

卡拉贊巴斯油田；開發分析；開發潛力；油田分析

0 引言

卡拉贊巴斯油田位于哈薩克斯坦共和國西南部，瀕臨里海東海岸，是一個東西長30km、南北寬6km，面積約180km2的巖性構造油田。油田東南方向距離最近的城市Aktau大約210km，有公路直達。該油田地形平坦，為東西走向，東高（+28m）西低（-19m），西部一直延伸到里海，由于受構造主斷層和次級斷層的控制，油田劃分為東、中、西、北4個開發區塊。其中，西區面積約25km2，占總面積的17%；中區面積約67km2，占總面積的45%；東區面積約41km2，占總面積的28%；北區面積約16km2，占總面積的10%。北區為本次工作的主要研究區域?？ɡ澃退褂吞餁夂驅儆诖箨懶詺夂?，同時受里海氣候的影響，溫差較大。夏日溫度在30℃～35℃之間，最高可達45℃，冬季夜間溫度可降到-30℃。卡拉贊巴斯油田地理氣候多為干旱，降雨大部分在秋冬兩季，夏季雨量稀少，而且多雷陣雨。該油田植被稀少，可飲用水少；新鮮淡水及油田生產用水都來自Volga River的輸送管線。

1 地質背景

卡拉贊巴斯油田自下而上依次發育古生代、中生代和新生代地層，受多期構造運動影響，地層剝蝕嚴重，其中侏羅系在中區完全被剝蝕，而在東區、西區尚存留部分地層，分別為J1、J2兩層，埋深約390m～500m，最大地層厚度125m。白堊系地層埋深約480m，厚度約170m～190m，全區分布廣泛。

2 構造特征

通過對三維地震資料精細解釋，重新確定了卡拉贊巴斯油田北區構造形態與斷層特征。區域上北區位于中區主斷層的北側，整體上為一個北傾的單斜構造，在東部和西部各發育一個小型鼻狀構造，構造幅度較為平緩。北區埋藏深度較中區、東區、西區深，在-420m～-500m之間，區內只發育幾條斷層，且斷距較小。

2.1 沉積背景

三疊系末期區域整體構造抬升，造成了區域性地層剝蝕，同時由于構造運動的不均衡性作用，造成了研究區內古地形凸凹不平、東高西低、南高北低的古地貌特征，也控制了上侏羅統及白堊系的沉積背景。中上侏羅世沉積時該區大范圍海退，陸源物質供應充沛，以陸相沉積作用為主。白堊紀則表現為水進背景下短暫水退的沉積環境。

2.2 物源方向

北區各層砂體厚度分布圖分析表明，砂體分布呈北東南西向延伸，方向性較為明顯，綜合分析區內砂層分布特征、測井資料及結合對東區的研究資料，初步認為中上侏羅統及白堊系時期，物源主要由北、北東方向進入該區。

3 存在的主要問題

3.1 天然能量開發效果差

從目前的地層壓力看，油層壓力已經較原始壓力下降2MPa，下降幅度達到了50%，開發難度逐漸加大，由于依靠天然能量開發，區塊第1年日產油遞減率37.7%；采出程度低，開發至今采出程度僅4.52%；并且2008年產量持續下降，月采油速度僅為0.04%，繼續保持天然能量開發效果差。因此，盡早轉換開發方式，補充能量，保持區塊的穩產。

3.2 部分區域受底水的影響，油層水淹嚴重，制約了開發效果

北區有26口生產井存在不同程度的水淹，產量遞減幅度大。其中 A1層構造低部位有邊水，邊水水侵造成油井含水高，造成強水淹井2口，中水淹井6口、弱水淹井4口。A2層主要發育底水，油井投產后底水錐進速度快，造成強水淹井2口、中水淹井1口。A1+A2合采井水淹主要也是來自于A2層的底水，由此引起的強水淹井3口。A1+V合采井水淹主要來自A1層構造低部位邊水水侵，造成強水淹井1口，中水淹井1口、弱水淹井1口；造成油層水淹嚴重，開發效果變差。

3.3 局部井網不完善，儲量控制程度低，油層動用程度差

該塊地質儲量1 410.8×104t，有效厚度6.8m，300m井距井網單井控制儲量9.54×104t，可部署生產井120口，目前完鉆101口，動用儲量855×104t，尚有555.8×104t儲量沒有生產井控制。投產的75口井分布在構造高部位及厚度較大部位，東、西兩個鼻狀構造低部位的井都未見油水界面，沒有控制油藏邊界的井，因此油層動用程度差。

4 開發潛力分析

4.1 轉換開發方式潛力

北區目前累產油63.8×104t，采出程度4.52%，剩余地質儲量1 347.2×104t，其中855×104t是目前投產生產井已經開發區域的儲量，還有555.8×104t是沒有生產井控制的未動用地質儲量。這1 347.2×104t儲量即為北區的剩余儲量，需要針對油藏目前實際情況，研究制定可行的下步開發方式及經濟合理井網井距進行開發，以保證區塊提高采收率。

4.2 井網加密潛力

研究表明平面剩余油主要分布在A1、A2層的未水淹井間區域，含油飽和度基本保持在原始狀態，A1層的西部和中部的2個構造低部位及A2層西部水淹區井間剩余油飽和度稍低，在50%～60%。

4.3 A2層水錐錐間帶部署水平井潛力

A2層發育有底水，目前大部分油井已經水淹，對于水侵生產井部位開展縱向剩余油研究，通過剖面對比分析，對于邊底水侵入作用的生產井，下部與邊水連接層為主要水淹層，上部其余層為剩余油分布層，對于這樣的邊水水淹油層，部署水平井有助于抑制邊水的侵入；對于高部位底水錐進的井，計算水錐高度，確定剩余油，根據經驗，可以考慮在錐間帶部署水平井動用。

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1674-6708（2011）48-0045-02