第1章 绪论
碳酸盐岩油藏是当今世界*重要的油气勘探开发领域之一[1]，占全球已探明石油储量的52%，占全球油气总产量的60%。截至2015年底，中国碳酸盐岩油藏累计探明石油地质储量29.34亿t，是我国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域[2]。中国缝洞型碳酸盐岩油藏主要分布在塔里木盆地[3]，缝洞型碳酸盐岩油藏地质特征复杂，主要体现在缝和洞的多尺度性、分布多样性、连通及组合复杂性。复杂的地质特征决定了该类介质中流体流动的复杂性，直接导致缝洞型碳酸盐岩油藏开发特征及开发模式与碎屑岩油藏有巨大差别[4]。塔河油田是缝洞型油藏的典型代表，1984年塔里木盆地沙参2井获得高产油气流，实现了中国古生代海相碳酸盐岩油藏重大突破，成为中国油气勘探史上的重要里程碑；1990年沙23井发现了中国**个古生代超深层海相特大型油田——塔河油田；1997年塔河油田投入开发，目前已建成世界上*大的缝洞型油藏原油生产基地，年产油气能力已达900万t油当量。因此，缝洞型碳酸盐岩油藏的开发潜力巨大，合理高效开发此类油藏，对我国油气资源的可持续发展具有重大意义。
1.1 超深缝洞型碳酸盐岩油藏特征
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏埋藏较深，地层条件极为苛刻，给缝洞型油藏采油气工程技术带来巨大的挑战。
1. 储集体成因受构造变形与岩溶共同作用，以缝洞为储集流动空间，基质基本无贡献
在海相碳酸盐条件下化学沉积形成致密基岩，后经构造与岩溶共同的改造作用，形成以溶洞为储集空间、以裂缝为流动通道的储集体，基质孔隙度在1%～7%，渗透率小于0.1×10–3μm2，基质的储集流动贡献极小，70%以上油井需要酸压沟通建产。
2. 储集体空间尺度从几微米到几十米，储集体非均质性极强
文献调研显示[5]，缝洞型油藏实钻未充填大型溶洞尺度可达29m，测井解释未充填大型溶洞尺度可达37m。实钻岩心的*大充填溶洞20m，测井解释的*大填充溶洞73m。实钻岩心上可见直径5cm的溶蚀孔。储集体裂缝以高角度缝和垂直缝为主，占裂缝总数的90%以上，裂缝倾角集中在60°以上，水平缝和低角度缝不发育。天然裂缝宽度变化较大，从小于1mm到15mm不等，主要集中在5mm以内。而孔隙型和裂缝-孔隙型油藏主要是微米级孔隙或微米到毫米级孔隙-裂缝的组合。
3. 空腔流-管流-渗流耦合，重力主导，流动特征极为特殊
缝洞集合体中既有几十米溶洞的空腔流，也有毫米、微米级裂缝中的管流与渗流。据不完全统计[5]：90%以上储量集中在溶洞，空腔流的影响比重极大，重力作用明显强于毛细管力。只有30%的井直接钻遇溶洞投产，70%的井需改造建立井洞沟通形成产能，裂缝的管流和渗流对溶洞间油气流动具有重要贡献。
4. 储集体在三维空间上分布复杂，变化极快，不具备统一油水界面
缝洞储集体受多期构造和岩溶作用的交互叠加，在不同区带上经历了不同程度的岩溶叠加或岩溶破坏，纵向上有岩溶作用分带，平面上受断裂控制呈条带状发育，具有明显的分区分带特点。按岩溶类型可划分为断控岩溶、古河道岩溶、风化壳岩溶。纵向上多期岩溶存在一定的分段性，缝洞复杂的空间展布，导致充注过程的排水差异，形成各种形态和不同体量的封存水，每个缝洞都有*立的油水关系[6，7]。与常规孔隙型和裂缝-孔隙型油藏是连续分布、分层良好、具有统一油水界面的储集体实质不同。
5. 受复杂油气充注影响，油藏流体性质变化极大
缝洞型油藏的形成存在多期油气运移、充注与重力分异[8]，原油性质差异极大。以塔里木盆地为例，原油密度可从轻质油的0.8g/cm3到高黏重质油的1.08g/cm3，50℃下地面脱气原油黏度*高可达1×107mPa？s。海相沉积环境下，地层水矿化度普遍在1×105～2×105mg/L。
1.2 缝洞型油藏采油工程技术难点
碳酸盐岩缝洞型油藏复杂的储集体结构多样、连通性复杂，储集体空间发育情况极其不确定，其油气水关系及剩余油分布类型也十分复杂，给油田采油工程技术带来巨大的挑战，需要紧密结合储集空间尺度非均质性、储集体类型、缝洞体形状及空间分布、缝洞体分割性、储集体与生产井的空间配置关系[9，10]，探索发展特色的采油工程技术。
1. 非均质性导致传统酸压工艺难以实现缝洞井周储量有效控制
缝洞储集体发育展布受控于构造和岩溶作用，缝洞体的外部轮廓、空间位置、体积大小及内部结构精确认识难度高，单靠一次钻井难以高效控制井周储量，传统酸压工艺条件下形成的双翼单缝覆盖范围有限[11]，动用程度低，要提高稳产能力，需充分沟通天然裂缝，增大改造范围，实现单向变多向、单缝变多缝，增大人工裂缝波及范围，提高酸压中靶率及酸压改造效果，从而提高油田的储量动用率。
2. 油水赋存复杂，导致堵水、注水扩大波及增效难
缝洞在空间上的展布极不规则，平面分布存在“点”“线”“面”多种形态，纵向上多套缝洞叠置发育，在平面上难以构建规则注采井网、垂向上高角度裂缝发育，难以发展规模化的分层注采技术。流动通道是从几微米裂缝到几十米溶洞，流动特征是空腔流-管流-渗流的复杂耦合，重力主导下密度分异强，堵水对象认识极为困难，常规选井决策无法使用，选井难度极大。受缝洞复杂立体结构的控制，油水赋存状态极为复杂，对于堵水而言缝洞体系内普遍存在油水同出问题，必须针对缝洞特点，发展“堵水不堵油”的选择性堵水工艺。
在注水过程中，注入水沿着裂缝、溶洞条带高速窜流，在注采井组之间形成明显的优势通道，导致水驱波及范围有限，注水效果逐渐变差。“十二五”以来，塔河油田236个多井单元中已实施注水95个，占多井单元总数的40%，累计注水1589.1万m3，实现增油197.6万t。但随着油田注水开发逐渐推进，水驱效果逐年变差，受效的97个井组中25个已发生水窜（占比26%）。注水单元存在水驱控制动用程度低、水驱效果差异大、水淹后治理难度大、注水地面工艺不配套等问题，需要探索试验以缝洞通道为背景、以扩大波及为核心的注水增效技术。
3. 高温、高盐、高黏等苛刻条件，导致油田化学用剂适应性差
以塔里木盆地为例，其海相碳酸盐岩成岩地质年代久远，为古生代的加里东早期[12]，导致储集体埋深高达6000～8000m，油藏温度130～180℃。在海相沉积环境下，地层水矿化度高达2×105mg/L，钙镁离子含量高达1×104mg/L。超深、高温、高盐条件对储层改造、堵水、注水增效、稠油降黏等油田助剂提出了更高的技术要求。
4. 埋藏深，导致举升工艺设计选型及配套难
常规的举升优化设计技术不能满足深井采油的需要，如举升高度大，挂泵深度大，很容易导致井筒压力低于气体饱和压力，溶解气体被分离出来，在很大程度上影响举升设备的生产效率；另外随着下泵深度的增加，杆柱失稳造成的偏磨更加严重，伴随的还有冲程损失的问题。同时深井和超深井的设计分析方法与常规井相比，需要考虑的因素更多，模型更为复杂，需要进一步研究解决。
1.3 缝洞型油藏采油工程技术进展
研究团队通过创新技术与现场实践，形成了特色的碳酸盐岩缝洞型油藏采油工程技术，并在塔河油田进行了技术试验。
1. 创新形成了缝洞型油藏酸压新技术
（1）高温新型缓速酸液体系：针对缝洞型碳酸盐岩储层深（＞6500m）、温度高（＞140℃），目前常规酸液酸岩反应速度快、近井地带反复刻蚀，滤失严重，酸消耗量较大（距离井筒30m酸液消耗一半）的问题，攻关形成了耐高温交联时间可控有机交联酸、深穿透固体酸体系及远距缓释纳米干液酸三套新型酸液体系。
（2）裂缝屏蔽高通道酸压技术：针对碳酸盐岩储层埋藏深，裂缝闭合压力高（＞40MPa），很难获得高的长期酸蚀裂缝导流能力的问题，通过引进自聚集油溶性裂缝屏蔽遮挡剂，通过特殊的工艺方法，使裂缝屏蔽遮挡剂在酸液与裂缝壁面产生隔挡层，使部分裂缝壁面岩石被保护，被黏附的裂缝壁面不与酸发生反应溶蚀，彻底改变酸蚀裂缝点支撑的现状，转变为面支撑面，在90MPa闭合应力条件后仍能保持支撑强度。在50MPa闭合应力下，自支撑导流提高42%。
（3）超深井定点定向喷射酸压技术：针对井周高角度（＞75°）非主应力方向缝洞体液体转向难沟通的问题，通过定向工具设计研发，定点定向喷射+后期压裂联作，形成超深井定向喷射酸压技术，实现井周360°定方位破裂、25m定向延伸造缝，沟通井周100m范围缝洞。
2. 创新形成了碳酸盐岩缝洞型油藏堵水新技术
（1）功能型堵水技术：针对裂缝型油藏油水同出、屏蔽次级通道产出的问题，探索了可深部注入、油水选择性强的功能型堵剂及配套体系，一是利用硅氧烷对密胺海绵进行改性制备了3D疏水颗粒；二是以聚甲基丙烯酸甲酯为主体材料研发了形状记忆堵剂。该类功能型堵剂体系耐高温、具有油水选择性，在裂缝型油藏中有望实现深部选择性封堵。
（2）低成本堵水技术：针对缝洞型油藏水体能量强导致暴性水淹，前期堵水用剂因成本限制用量较少，封堵效果不甚理想的问题，研发了以粉煤灰为主剂的低成本矿粉凝胶堵剂，得到了良好的现场应用效果；同时探索了低成本油脚颗粒，可用于常规颗粒的有效替代。
3. 创新形成了缝洞型油藏流道调整改善水驱新技术
（1）油基树脂增强架桥改善水驱技术：针对大缝大洞型油藏常规颗粒封堵强度弱的情况，研发了油基树脂固化体系，体系遇水不稀释，130℃下3～5h可以固化，封堵强度大于20MPa，可整体固化处理深部大通道。考虑通过后置油基树脂对堆积颗粒进行固化，加强架桥效果，实现对大缝洞、大洞的强化封堵。
（2）软弹体颗粒过盈架桥改善水驱技术：针对表层风化壳类油藏的调流需求，研发了耐温、抗盐、可变形移动的软弹体调流颗粒，利用颗粒的高弹性、拉伸性和变形性特征，有效解决常规颗粒封堵强度大的难题，实现对表层风化壳岩溶井组的高效调流。
（3）塑弹体颗粒复配增强架桥改善水驱技术：针对缝洞型油藏的远井调流、深部调流和定点调流的技术需求，研发了密度可调、耐温、抗盐、高温下粘连长大的塑弹体调流颗粒。利用颗粒密度可调特性，有效解决中密度颗粒近井沉降的难题，可实现远井、定点调流；利用颗粒高温下软化彼此粘连长大的特性，有效增加调流颗粒堆积架桥概率和卡堵强度，实现对裂缝通道的封堵转向。
4. 发展形成了超深层油藏人工举升技术
（1）超深井人工举升地面技术：针对塔河在用抽油机冲程较短（游梁式7.3m，立式8m）、地面效率较低（52.7%），地面节能降耗形势严峻的问题，攻关高效新型超长冲程地面举升机构，探索研制了超大型齿轮齿条节能抽油机、超长冲程滚筒式抽油机以及地面新型控制系统，冲程≥50m。
（2）超深井人工举升井下技术：针对塔河常规机采井井下效率低、杆柱失效率高（占比27.4%）、泵故障率高（占比20.3%）的问题，攻关优化了软井下超长冲程举升泵，冲程可达100m。同时配套柔性抽油杆，强度高、质量轻。
（3）超深井健康评价体系：针对机采井健康工况弱、地面能耗高的问题，创新研发了在“三大理念”引领下，机采工艺和参数优化注重向油藏、井筒、地面和效益开发延伸，创建了“一套体系”，并提出了“八大举措”，强化工艺配套。
5. 发展形成了超稠油开采新理论与新技术
（1）超稠油不稳定理论方法：针对塔河超稠油沥青质含量较多（＞40%），四组分比例异于普通稠油，常规的胶体不稳定指数法无法准确判别原油的胶体稳定性，通过修正胶体不稳定系数（CII值），提出了适应塔河稠油稳定性判定的、考虑稠油组分介电常数的稠油胶体稳定性指数（CSI值）法。在CII值法的基础上，CSI值法引入了介电常数的影响，除了考虑四组分的含量，同时考虑组分间的相互作用，准确度更高，实测与计算误差小于3%。
（2）超深井井筒油水两相垂直管流特征：针对超稠
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