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　　《碳酸鹽巖縫洞型油藏開(kāi)發(fā)工程工藝技術(shù)（卷八）/碳酸鹽巖縫洞型油藏開(kāi)采機(jī)理及提高采收率基礎(chǔ)研究叢書(shū)》針對(duì)碳酸鹽巖縫洞型油藏的復(fù)雜性，介紹縫洞型碳酸鹽巖油藏的儲(chǔ)層改造技術(shù)，包括大型深穿透復(fù)合酸壓技術(shù)、超深井酸壓技術(shù)、控縫高酸壓改造技術(shù)；闡述碳酸鹽巖縫洞型油藏的分段注水工藝技術(shù)，包括裸眼分段注水工具的選擇、裸眼分段注水管柱與工具受力分析、裸眼分段注水工藝管柱、投撈測(cè)試及解釋技術(shù)研究、分段注水工藝技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)；介紹塔河油田稠油降黏工藝技術(shù)，包括摻稀降黏技術(shù)優(yōu)化、經(jīng)濟(jì)高效稠油降黏劑配方體系、加熱增效降黏技術(shù)、稠油降黏配套工藝；闡述碳酸鹽巖縫洞型油藏深抽工藝，包括深抽工藝技術(shù)研究、深抽對(duì)套管與儲(chǔ)層影響分析、深抽配套工藝技術(shù)、深抽系統(tǒng)效率評(píng)價(jià)方法；介紹碳酸鹽巖縫洞型油藏堵水技術(shù)，包括就地聚合延緩成膠堵劑、高溫高鹽縫洞型油藏調(diào)剖劑、堵水調(diào)剖配套技術(shù)及工藝方案設(shè)計(jì)、堵水調(diào)剖現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果等。

　　碳酸鹽巖油氣藏在世界已發(fā)現(xiàn)油氣藏中占有重要位置，“十二五”期間我國(guó)的碳酸鹽巖油氣藏勘探開(kāi)發(fā)呈現(xiàn)快速發(fā)展的態(tài)勢(shì)，其中位于新疆天山南麓——塔里木盆地北部的塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏具有典型性與代表性。
　　隸屬于中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司的塔河油田碳酸鹽巖油藏具有以下特點(diǎn)：一是儲(chǔ)集空間主要由大小不等的溶洞、裂縫、溶蝕孔隙和微裂縫組成，溶洞是最有效的儲(chǔ)集體類型，裂縫是次要的儲(chǔ)集空間，基質(zhì)部分不具有儲(chǔ)油能力。二是縫洞單元為基本組成，具有獨(dú)立的油氣水系統(tǒng)，縱橫向疊加呈似層狀展布，部分充填形成縫洞體內(nèi)流動(dòng)屏障導(dǎo)致非均質(zhì)性極強(qiáng)。三是油藏埋深達(dá)5300～7000m，為常壓低溫油藏，壓力系數(shù)為1.09～1.13，平均地溫梯度為2.27℃／（100m）。四是流體性質(zhì)及分布十分復(fù)雜。平面上由東南到西北，油氣性質(zhì)呈現(xiàn)凝析氣一正常油一重質(zhì)油的變化特點(diǎn)；西北部稠油不能自主流出地面，屬高硫、含蠟、低凝點(diǎn)、高黏度的重質(zhì)原油，原油密度為0.9452～1.0050g/cm3（平均0.9729g/cm3），50℃黏度為138.05～152123.17mPa.s（平均2794.73mPa·s），凝固點(diǎn)為-28～15℃（平均-10.46℃），含硫量為1.30%～2.98%（平均2.49%），含蠟量為2.01%～10.71%（平均5.21%）；地層產(chǎn)出水以CaCl2型為主，總礦化度為18×10（4）～22×10（4）mg/L，Cl-含量介于126～190000mg/L之間，平均為120000mg/L，HCO3含量平均為150mg/L，最高達(dá)1402.66mg/L，產(chǎn)出水pH值為5.0～6.5，地層流體具有“高CO2、高H2S、高礦化度、低pH值”的“三高一低”特點(diǎn)。
　　由于碳酸鹽巖油藏固有的特點(diǎn)、特性及油田開(kāi)發(fā)的不斷深入，開(kāi)發(fā)向著更深、更偏遠(yuǎn)的方向發(fā)展，地質(zhì)條件和油藏特征變得愈來(lái)愈復(fù)雜，給開(kāi)發(fā)工程工藝帶來(lái)了更多、更難、更高的要求，且面臨著很大的挑戰(zhàn)：一是深井、高溫、高破裂壓力梯度儲(chǔ)層酸壓改造難度大；二是深井、裸眼精細(xì)分段注水配套難度大；三是稠油油品性質(zhì)、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量差異大，尚未形成集約化、集成化降黏開(kāi)采方法；四是油品性質(zhì)復(fù)雜、油藏產(chǎn)量快速遞減導(dǎo)致舉升系統(tǒng)設(shè)計(jì)配套難度大、效率低；五是高溫（大于120℃）、高鹽（礦化度21×10（4）mg／L）及復(fù)雜的儲(chǔ)層特征對(duì)堵劑性能提出了特殊要求。

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