卡拉贊巴斯油田北區(qū)開發(fā)潛力的簡要分析

陳 剛

長城鉆探公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010

卡拉贊巴斯油田北區(qū)開發(fā)潛力的簡要分析

陳 剛

長城鉆探公司地質(zhì)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(tǒng)淺海相砂巖和上白堊統(tǒng)河流、三角洲相碎屑巖。構(gòu)造型圈閉披覆在二疊-三疊系不對稱地壘之上，并經(jīng)歷了后期走滑斷層和背斜的改造。北區(qū)的烴源巖可能是白堊紀(jì)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(qū)的開發(fā)潛力，為同仁提供參考。

卡拉贊巴斯油田；開發(fā)分析；開發(fā)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(gòu)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(dá)。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(gòu)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(fā)區(qū)塊。其中，西區(qū)面積約25km2，占總面積的17%；中區(qū)面積約67km2，占總面積的45%；東區(qū)面積約41km2，占總面積的28%；北區(qū)面積約16km2，占總面積的10%。北區(qū)為本次工作的主要研究區(qū)域?？ɡ澃退褂吞餁夂?qū)儆诖箨懶詺夂颍瑫r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(dá)45℃，冬季夜間溫度可降到-30℃?？ɡ澃退褂吞锏乩須夂蚨酁楦珊?，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(chǎn)用水都來自Volga River的輸送管線。

1 地質(zhì)背景

卡拉贊巴斯油田自下而上依次發(fā)育古生代、中生代和新生代地層，受多期構(gòu)造運動影響，地層剝蝕嚴(yán)重，其中侏羅系在中區(qū)完全被剝蝕，而在東區(qū)、西區(qū)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(qū)分布廣泛。

2 構(gòu)造特征

通過對三維地震資料精細(xì)解釋，重新確定了卡拉贊巴斯油田北區(qū)構(gòu)造形態(tài)與斷層特征。區(qū)域上北區(qū)位于中區(qū)主斷層的北側(cè)，整體上為一個北傾的單斜構(gòu)造，在東部和西部各發(fā)育一個小型鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造幅度較為平緩。北區(qū)埋藏深度較中區(qū)、東區(qū)、西區(qū)深，在-420m～-500m之間，區(qū)內(nèi)只發(fā)育幾條斷層，且斷距較小。

2.1 沉積背景

三疊系末期區(qū)域整體構(gòu)造抬升，造成了區(qū)域性地層剝蝕，同時由于構(gòu)造運動的不均衡性作用，造成了研究區(qū)內(nèi)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(tǒng)及白堊系的沉積背景。中上侏羅世沉積時該區(qū)大范圍海退，陸源物質(zhì)供應(yīng)充沛，以陸相沉積作用為主。白堊紀(jì)則表現(xiàn)為水進背景下短暫水退的沉積環(huán)境。

2.2 物源方向

北區(qū)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(qū)內(nèi)砂層分布特征、測井資料及結(jié)合對東區(qū)的研究資料，初步認(rèn)為中上侏羅統(tǒng)及白堊系時期，物源主要由北、北東方向進入該區(qū)。

3 存在的主要問題

3.1 天然能量開發(fā)效果差

從目前的地層壓力看，油層壓力已經(jīng)較原始壓力下降2MPa，下降幅度達(dá)到了50%，開發(fā)難度逐漸加大，由于依靠天然能量開發(fā)，區(qū)塊第1年日產(chǎn)油遞減率37.7%；采出程度低，開發(fā)至今采出程度僅4.52%；并且2008年產(chǎn)量持續(xù)下降，月采油速度僅為0.04%，繼續(xù)保持天然能量開發(fā)效果差。因此，盡早轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，補充能量，保持區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)。

3.2 部分區(qū)域受底水的影響，油層水淹嚴(yán)重，制約了開發(fā)效果

北區(qū)有26口生產(chǎn)井存在不同程度的水淹，產(chǎn)量遞減幅度大。其中 A1層構(gòu)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(fā)育底水，油井投產(chǎn)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(gòu)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(yán)重，開發(fā)效果變差。

3.3 局部井網(wǎng)不完善，儲量控制程度低，油層動用程度差

該塊地質(zhì)儲量1 410.8×104t，有效厚度6.8m，300m井距井網(wǎng)單井控制儲量9.54×104t，可部署生產(chǎn)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(chǎn)井控制。投產(chǎn)的75口井分布在構(gòu)造高部位及厚度較大部位，東、西兩個鼻狀構(gòu)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(fā)潛力分析

4.1 轉(zhuǎn)換開發(fā)方式潛力

北區(qū)目前累產(chǎn)油63.8×104t，采出程度4.52%，剩余地質(zhì)儲量1 347.2×104t，其中855×104t是目前投產(chǎn)生產(chǎn)井已經(jīng)開發(fā)區(qū)域的儲量，還有555.8×104t是沒有生產(chǎn)井控制的未動用地質(zhì)儲量。這1 347.2×104t儲量即為北區(qū)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(fā)方式及經(jīng)濟合理井網(wǎng)井距進行開發(fā)，以保證區(qū)塊提高采收率。

4.2 井網(wǎng)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(qū)域，含油飽和度基本保持在原始狀態(tài)，A1層的西部和中部的2個構(gòu)造低部位及A2層西部水淹區(qū)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(fā)育有底水，目前大部分油井已經(jīng)水淹，對于水侵生產(chǎn)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(chǎn)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(jù)經(jīng)驗，可以考慮在錐間帶部署水平井動用。

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TE3

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1674-6708（2011）48-0045-02