卡拉赞巴斯油田北区开发潜力的简要分析

陈 刚

长城钻探公司地质研究院，辽宁盘锦 124010

卡拉赞巴斯油田北区开发潜力的简要分析

陈 刚

长城钻探公司地质研究院，辽宁盘锦 124010

卡拉赞巴斯油田地处乌斯丘尔特沉积盆地，主要的含油气层系为中上侏罗统浅海相砂岩和上白垩统河流、三角洲相碎屑岩。构造型圈闭披覆在二叠-三叠系不对称地垒之上，并经历了后期走滑断层和背斜的改造。北区的烃源岩可能是白垩纪开始生油，部分石油高含蜡，天然气通常含硫。本文通过简要分析卡拉赞巴斯油田地北区的开发潜力，为同仁提供参考。

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0 引言

卡拉赞巴斯油田位于哈萨克斯坦共和国西南部，濒临里海东海岸，是一个东西长30km、南北宽6km，面积约180km2的岩性构造油田。油田东南方向距离最近的城市Aktau大约210km，有公路直达。该油田地形平坦，为东西走向，东高（+28m）西低（-19m），西部一直延伸到里海，由于受构造主断层和次级断层的控制，油田划分为东、中、西、北4个开发区块。其中，西区面积约25km2，占总面积的17%；中区面积约67km2，占总面积的45%；东区面积约41km2，占总面积的28%；北区面积约16km2，占总面积的10%。北区为本次工作的主要研究区域。卡拉赞巴斯油田气候属于大陆性气候，同时受里海气候的影响，温差较大。夏日温度在30℃～35℃之间，最高可达45℃，冬季夜间温度可降到-30℃。卡拉赞巴斯油田地理气候多为干旱，降雨大部分在秋冬两季，夏季雨量稀少，而且多雷阵雨。该油田植被稀少，可饮用水少；新鲜淡水及油田生产用水都来自Volga River的输送管线。

1 地质背景

卡拉赞巴斯油田自下而上依次发育古生代、中生代和新生代地层，受多期构造运动影响，地层剥蚀严重，其中侏罗系在中区完全被剥蚀，而在东区、西区尚存留部分地层，分别为J1、J2两层，埋深约390m～500m，最大地层厚度125m。白垩系地层埋深约480m，厚度约170m～190m，全区分布广泛。

2 构造特征

通过对三维地震资料精细解释，重新确定了卡拉赞巴斯油田北区构造形态与断层特征。区域上北区位于中区主断层的北侧，整体上为一个北倾的单斜构造，在东部和西部各发育一个小型鼻状构造，构造幅度较为平缓。北区埋藏深度较中区、东区、西区深，在-420m～-500m之间，区内只发育几条断层，且断距较小。

2.1 沉积背景

三叠系末期区域整体构造抬升，造成了区域性地层剥蚀，同时由于构造运动的不均衡性作用，造成了研究区内古地形凸凹不平、东高西低、南高北低的古地貌特征，也控制了上侏罗统及白垩系的沉积背景。中上侏罗世沉积时该区大范围海退，陆源物质供应充沛，以陆相沉积作用为主。白垩纪则表现为水进背景下短暂水退的沉积环境。

2.2 物源方向

北区各层砂体厚度分布图分析表明，砂体分布呈北东南西向延伸，方向性较为明显，综合分析区内砂层分布特征、测井资料及结合对东区的研究资料，初步认为中上侏罗统及白垩系时期，物源主要由北、北东方向进入该区。

3 存在的主要问题

3.1 天然能量开发效果差

从目前的地层压力看，油层压力已经较原始压力下降2MPa，下降幅度达到了50%，开发难度逐渐加大，由于依靠天然能量开发，区块第1年日产油递减率37.7%；采出程度低，开发至今采出程度仅4.52%；并且2008年产量持续下降，月采油速度仅为0.04%，继续保持天然能量开发效果差。因此，尽早转换开发方式，补充能量，保持区块的稳产。

3.2 部分区域受底水的影响，油层水淹严重，制约了开发效果

北区有26口生产井存在不同程度的水淹，产量递减幅度大。其中 A1层构造低部位有边水，边水水侵造成油井含水高，造成强水淹井2口，中水淹井6口、弱水淹井4口。A2层主要发育底水，油井投产后底水锥进速度快，造成强水淹井2口、中水淹井1口。A1+A2合采井水淹主要也是来自于A2层的底水，由此引起的强水淹井3口。A1+V合采井水淹主要来自A1层构造低部位边水水侵，造成强水淹井1口，中水淹井1口、弱水淹井1口；造成油层水淹严重，开发效果变差。

3.3 局部井网不完善，储量控制程度低，油层动用程度差

该块地质储量1 410.8×104t，有效厚度6.8m，300m井距井网单井控制储量9.54×104t，可部署生产井120口，目前完钻101口，动用储量855×104t，尚有555.8×104t储量没有生产井控制。投产的75口井分布在构造高部位及厚度较大部位，东、西两个鼻状构造低部位的井都未见油水界面，没有控制油藏边界的井，因此油层动用程度差。

4 开发潜力分析

4.1 转换开发方式潜力

北区目前累产油63.8×104t，采出程度4.52%，剩余地质储量1 347.2×104t，其中855×104t是目前投产生产井已经开发区域的储量，还有555.8×104t是没有生产井控制的未动用地质储量。这1 347.2×104t储量即为北区的剩余储量，需要针对油藏目前实际情况，研究制定可行的下步开发方式及经济合理井网井距进行开发，以保证区块提高采收率。

4.2 井网加密潜力

研究表明平面剩余油主要分布在A1、A2层的未水淹井间区域，含油饱和度基本保持在原始状态，A1层的西部和中部的2个构造低部位及A2层西部水淹区井间剩余油饱和度稍低，在50%～60%。

4.3 A2层水锥锥间带部署水平井潜力

A2层发育有底水，目前大部分油井已经水淹，对于水侵生产井部位开展纵向剩余油研究，通过剖面对比分析，对于边底水侵入作用的生产井，下部与边水连接层为主要水淹层，上部其余层为剩余油分布层，对于这样的边水水淹油层，部署水平井有助于抑制边水的侵入；对于高部位底水锥进的井，计算水锥高度，确定剩余油，根据经验，可以考虑在锥间带部署水平井动用。

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TE3

A

1674-6708（2011）48-0045-02