碳酸盐岩缝洞型油藏开发工程工艺技术（卷八）/碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率基础研究丛书_林涛著，李阳编_9787563656639

　　《碳酸盐岩缝洞型油藏开发工程工艺技术（卷八）/碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率基础研究丛书》针对碳酸盐岩缝洞型油藏的复杂性，介绍缝洞型碳酸盐岩油藏的储层改造技术，包括大型深穿透复合酸压技术、超深井酸压技术、控缝高酸压改造技术；阐述碳酸盐岩缝洞型油藏的分段注水工艺技术，包括裸眼分段注水工具的选择、裸眼分段注水管柱与工具受力分析、裸眼分段注水工艺管柱、投捞测试及解释技术研究、分段注水工艺技术现场试验；介绍塔河油田稠油降黏工艺技术，包括掺稀降黏技术优化、经济高效稠油降黏剂配方体系、加热增效降黏技术、稠油降黏配套工艺；阐述碳酸盐岩缝洞型油藏深抽工艺，包括深抽工艺技术研究、深抽对套管与储层影响分析、深抽配套工艺技术、深抽系统效率评价方法；介绍碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术，包括就地聚合延缓成胶堵剂、高温高盐缝洞型油藏调剖剂、堵水调剖配套技术及工艺方案设计、堵水调剖现场试验及效果等。

　　碳酸盐岩油气藏在世界已发现油气藏中占有重要位置，“十二五”期间我国的碳酸盐岩油气藏勘探开发呈现快速发展的态势，其中位于新疆天山南麓——塔里木盆地北部的塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有典型性与代表性。
　　隶属于中国石油化工股份有限公司西北油田分公司的塔河油田碳酸盐岩油藏具有以下特点：一是储集空间主要由大小不等的溶洞、裂缝、溶蚀孔隙和微裂缝组成，溶洞是最有效的储集体类型，裂缝是次要的储集空间，基质部分不具有储油能力。二是缝洞单元为基本组成，具有独立的油气水系统，纵横向叠加呈似层状展布，部分充填形成缝洞体内流动屏障导致非均质性极强。三是油藏埋深达5300～7000m，为常压低温油藏，压力系数为1.09～1.13，平均地温梯度为2.27℃／（100m）。四是流体性质及分布十分复杂。平面上由东南到西北，油气性质呈现凝析气一正常油一重质油的变化特点；西北部稠油不能自主流出地面，属高硫、含蜡、低凝点、高黏度的重质原油，原油密度为0.9452～1.0050g/cm3（平均0.9729g/cm3），50℃黏度为138.05～152123.17mPa.s（平均2794.73mPa·s），凝固点为-28～15℃（平均-10.46℃），含硫量为1.30%～2.98%（平均2.49%），含蜡量为2.01%～10.71%（平均5.21%）；地层产出水以CaCl2型为主，总矿化度为18×10（4）～22×10（4）mg/L，Cl-含量介于126～190000mg/L之间，平均为120000mg/L，HCO3含量平均为150mg/L，最高达1402.66mg/L，产出水pH值为5.0～6.5，地层流体具有“高CO2、高H2S、高矿化度、低pH值”的“三高一低”特点。
　　由于碳酸盐岩油藏固有的特点、特性及油田开发的不断深入，开发向着更深、更偏远的方向发展，地质条件和油藏特征变得愈来愈复杂，给开发工程工艺带来了更多、更难、更高的要求，且面临着很大的挑战：一是深井、高温、高破裂压力梯度储层酸压改造难度大；二是深井、裸眼精细分段注水配套难度大；三是稠油油品性质、胶质沥青质含量差异大，尚未形成集约化、集成化降黏开采方法；四是油品性质复杂、油藏产量快速递减导致举升系统设计配套难度大、效率低；五是高温（大于120℃）、高盐（矿化度21×10（4）mg／L）及复杂的储层特征对堵剂性能提出了特殊要求。

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