塔河油田碳酸盐岩油藏控缝高酸压选井原则

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碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油方式浅析

碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油方式浅析塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，表现在储集体三维空间的复杂性，缝洞体连通关系的多样性以及油水关系的复杂性，部分井油井可能会出现排出一定水后含水下降，或是注水初期排水，后期甚至不含水的现象。

借鉴排水采气的基本思路，生产中采用排水采油工艺矿场试验和研究，为底水油藏的高效快速开发提供新的开发思路和开发方法。

标签：碳酸盐岩油藏;储层复杂性;含水上升;排水采油现场实践生产中，有时含水只是假象，储集体内剩余油丰富。

对于一些已含水井，当排水量达到一定值时，油井可以重新恢复无水生产。

对于这种形式的井，若降低采液量来减缓含水上升的速度，无疑不利于油田的高效生产。

结合地质资料及生产特征，认识排水采油的生产工艺有利于油田的高效生产。

1 排水采油生产方式塔河碳酸盐岩排水采油方法及原理不同于其他油田，由于塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，存在一定封存水、钻遇油水界面、隔油式、隔水式储集体，油井可能会出现排出一定水后含水下降的现象，称为排水采油。

1.1钻遇油水界面塔河油田碳酸盐岩油藏油水关系复杂，直接钻遇水体的概率高。

钻遇油水界面如图1（a）。

生产过程中表现为供液较充足，一直含水，累产水油比较大，关井压锥效果差;区域具有一定水体。

抽水一段时间后，油水界面下降，含水逐渐下降为0%。

此类井小工作制度排水，产油期间需小工作制度控制。

1.2钻遇储集体下部钻遇储集体下部即井眼位置偏低的地质特征：一般处于构造的斜坡位置，或进山较深;地震剖面显示产层段上部有异常反射体，如图1（b）。

生产典型特征是注水排水、修井漏失排水，此类油井模型往往在注水排水后才得以验证。

初期排水一段时间后，含水逐渐下降，后期采油。

此类井可维持目前生产或深抽，后期注水考虑适当减少注水量。

1.3裂缝连接储集体裂缝连接的储集体，注水采油或是修井后，井筒附近有部分储集空间（微裂缝等）的油置换不出来，必须先将水排出，才能采出油。

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏可采储量标定方法与应用

采油的油气田进行对比，根据油藏的驱动类型、储层物性、流体性质、非均质性等特征的类比结果，确定次采收率。在实际运用中，对比塔河老区各类地质特征及开采方式，确定的一次采收率结果较可靠，适应性较强。以塔河某开发单元￥９４井区与ＡＤ１６一ＡＤ８井区为例，两个井区均位于上奥陶统剥蚀区，存在两次油源充注成藏活动，第一次为加里东晚期充注原油，在早海西期被破坏，降解为固态沥青｝第二次次为海西晚期充注成熟原油，在海西末期被氧化降解为超重原油保存至今。两个井区具备相同的成藏条件及
￣Ｄ１６－ＡＤ８井区与￥９４井区油藏特征对比表
从区块各项实际开发生产指标对比分析，采用产量递减法标定技术可采储量较合理，指标相互匹配关系较好，由此认为，产量递减法适用于塔河油田奥陶系缝洞型油藏技术可采储量标定。２．２产量递减法在缝洞型油藏技术可采储量中的
组合模型
２．２．１新投产井技术可采标定模型
在塔河油田碳酸盐岩油藏开发可：９－为产能建设阶段、加密调整阶段及综合治理阶段等，随着投入生产井数的增加，区块产量在各阶段递减方式和类型均有差异，因此在技术可采储量标定过程中，依据各开发单元以动态法标定为准的原则，对当年投入生产的新井与历年老井分开标定，最后求和得到各区块技术可采储量。新老井分开标定技术可采，避免了由于生产阶段不同而导致笼统采用同一递减率标定

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥技术

元，西邻哈拉哈塘凹陷，北依雅克拉凸起，东靠草湖凹陷，接顺托果勒隆起及满加尔坳陷。塔河油田南
奥陶系油藏既不同于中东地区裂缝型碳酸盐岩油藏，不同于中国东部典型的裂缝性碳酸盐岩油藏，也
面上，水体分布具有一定的分隔性，油井见水呈点状
塔河油田位于新疆维吾尔自治区库车县和轮台
更不同于常规孔隙性砂岩油藏【，油藏是在震３该Ｊ
旦系变质岩基底上发育起来的海相沉积油藏，深埋
县境内，主力油藏为奥陶系碳酸盐岩油藏，迄今其是为止中国已发现的最大的碳酸盐岩油气藏。塔河油田奥陶系油藏水体能量强的井区有许多高含水油井，如果长期开井生产，能会极低或基本无法形成产产能，济效益低。因此，河油田对水体能经塔量强的高含水油井实施了关井压锥生产，复其产恢能。２０－２００６０９年，河油田碳酸盐岩油藏共有５塔３
分布。封闭性较强且相对孤立的单井缝洞单元水体
收稿日期：０００ —１改回日期：０００ — 。２１ — ５０；２１—６１７作者简介：荣元帅，，男工程帅，硕士，从事油藏开发上程研究工作。联系电话：０９）１０４，ｍａ：ｎｍｒａ＠ｓａｃｉ。（９１３６８８Ｅ－ｉｍｇａｓｌｉ．ｏｌｈｎｎ基金项目：国家科技再大专项 “ 型油气田及煤层气开发 ” ２０Ｚ００９大（０８Ｘ５４）

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田位于黑龙江省呼玛县，是中国重要的稠油储量地区之一。

塔河油田碳酸盐岩油藏是塔河油田的主要油藏类型，具有厚度大、连片性好、储量丰富等特点。

本文将介绍塔河油田碳酸盐岩油藏的稠油采油工艺技术。

一、水平井技术由于塔河油田碳酸盐岩油藏的岩性特点，采用水平井涉及储层面积大、孔隙连通性好、油、水分离程度高等优点。

水平井的打井方向一般平行于有利的水平方向，根据不同的井型、尺度和井壁稳定性等条件，设计适当的井距、井深、井段数和井壁支撑，保证储层良好的物理连接和稳定的井壁。

二、蒸汽吞吐采油技术塔河油田碳酸盐岩油藏的粘稠度高、热膨胀系数大，采用热控提高油层温度是一项非常有效的技术手段。

蒸汽吞吐采油技术是在此基础上发展起来的。

该技术通过注入高温高压的蒸汽到储层中，使油层温度升高，粘度下降，溶解气体，从而使油层中的重油变为稀油，实现流体驱动，提高采油效率。

与传统的蒸汽吞吐采油技术相比，该技术采取循环注汽、辅助减压等措施，使蒸汽更加均匀、高效地分布在储层中，提高了采收率和稳定性。

三、电子束技术电子束技术利用电子束辐照重油，使其分子产生断裂，降低油粘度，从而使油层中的重油改变为稀油，实现流体驱动提高采油效率。

该技术是一种绿色环保、节能高效的采油方法，具有技术成本低、应用范围广、操作简便、安全可靠等优点，被广泛应用于塔河油田的稠油采油中。

与传统的化学热力方法相比，电子束技术的化学剂使用量较少、产生的废水等污染物较少，对环境影响小。

四、低渗/高粘油藏稳定采油技术塔河油田碳酸盐岩油藏中存在低渗/高粘油藏，这种油藏采油难度大、采收效果低，因此需要采用稳定采油技术。

该技术通过控制注水量、注入聚合物、中和调节水质等方式，促进油水分离，提高油的流动性，实现稳定采油。

此外，针对不同的低渗/高粘油藏，还可以采用加压吞吐采油、低温稳定采油、沉降滤层加压采油、低能气体驱替采油等技术。

总之，塔河油田碳酸盐岩油藏的稠油采油技术涉及水平井技术、蒸汽吞吐采油技术、电子束技术、低渗/高粘油藏稳定采油技术等多种方法，对于提高采收率和降低生产成本具有积极的推动作用。

碳酸盐岩酸压工艺

酸压工艺在碳酸盐岩储层中的应用——以塔河油田奥陶系储层为例**:***学号:*************:***日期:2007年1月碳酸盐岩作为一种特殊类型的储层，岩石成份复杂，岩性变化差异大，岩石结构及成因特征多种多样。

碳酸盐岩油藏储层通常埋藏深、地温高、非均质性强，储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，孔喉配合度低，连通性差。

酸压储层改造主要通过产生的酸蚀裂缝长度及裂缝的导流能力来提高原油产量。

一、碳酸盐岩酸压的影响因素碳酸盐岩储层酸压增产措施，其控制酸压成功的主要因素有两个：一是最终酸压裂缝的有效长度；二是酸压后酸蚀裂缝的导流能力。

有效裂缝长度是受酸液滤失性、酸岩反应速度以及酸在缝中的流速、酸液类型等的影响。

酸蚀裂缝的导流能力受闭合、酸的溶解力、酸岩反应的酸蚀型态、酸对岩石的绝对溶解量等的影响。

因此碳酸盐岩储层酸压改造为提高酸化效果，追求的两个主要目标就是较长的酸蚀裂缝长度和较高的酸蚀裂缝导流能力。

1. 1酸液滤失是影响酸压效果的关键酸压过程中酸液的滤失直接关系到酸液有效作用距离和裂缝最终导流能力。

酸液是一种反应性流体，其滤失完全不同于压裂液的滤失。

在碳酸盐岩地层的酸压过程中，酸液不停地溶蚀裂缝，选择性地形成蚓孔，使得酸液滤失面积越来越大，一旦射孔形成，几乎全部酸液都流进裂缝壁内的大孔内。

蚓孔的产生和天然裂缝的扩大，会进一步加剧酸液滤失。

1. 2酸液类型对滤失的影响不同类型酸液的滤失效果不同。

实验研究表明（图1），乳化酸的降滤失效果最好，其次为胶凝酸，最差的是常规酸。

从试验后的岩心看，常规酸酸蚀严重，胶凝酸、乳化酸变化不大，这应符合酸液的滤失形态，即乳化酸和高粘酸滤失特性属于“点蚀密集型”，而常规酸的滤失特性属于“溶蚀孔洞型”。

图1、不同酸型的滤失量与时间关系1.3碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的影响因素影响碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的因素主要有:裂缝宽度、注酸排量和温度。

(1)裂缝宽度。

裂缝宽度越宽，酸蚀有效作用距离越长，由此说明在注酸之前注前置液和高粘酸的重要性。

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术研究

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术研究摘要：为确保塔河油田长裸眼段水平井的改造效果能够得到最大限度的发挥，依照塔河油田缝洞型碳酸盐岩所表现出的油藏特点，本文针对侧钻水平井酸压工艺技术施工所面临的难点作出了简要分析，在此基础之上就酸液体系的最优化选择以及侧钻水平井酸压施工工艺的优化方式做出了详细研究与说明，确保储层油井中的酸压措施能够较好的与井下缝洞达成沟通。

这对于塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏油层结构下水平井产量的提升而言有着重要的作用与意义。

关键词：塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏特点酸压水平井分析在针对水平井酸压技术进行研究之前，相关工作人员应当对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的基本属性及相关指标有一个明确的认识与了解：塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层地层温度为120~150℃，压力参数在0.9~1.2之间，已探明储层埋深深度为5400~6900m范围当中，深度高、温度高以及压力高是这一储层最基本的属性特点。

对于奥陶系基质的岩块岩体而言，其自身含油率比较低。

油气储集类型按照形成方式的不同可以分为裂缝型、裂缝-溶洞型以及裂缝-孔洞型。

一般来说，该储层所储集油气的渗流通道多应用裂缝方式。

正是受到以上特殊地质结构因素的影响，当前技术条件作用之下进行施工建设的大部分侧钻水平井在完井之后仍然无法正常的投入到运行过程当中，储集体的整合与优化需要在酸压改造的作用之下加以完善。

特别值得注意的一点在于：由于塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层水平井的裸眼井段长度大约在500~700m作用，属于长裸眼井段，因而传统意义上全井段的酸压施工作业方式无法确保该储层各个油井酸压效果的显著性。

针对现阶段酸压技术存在的缺陷加以认识与完善，已成为现阶段相关工作人员最亟待解决的问题之一。

笔者现结合实践工作经验，就这一问题做详细分析与说明。

一、塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏侧钻水平井酸压技术难点分析最关键的问题在于：塔河油田所具备的特殊性奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏结构使得其缺少统一化的油水界面反应模式，仅仅依照地震及测井资料是无法对油藏储层结构当中储集体同水平井井筒之间的距离参数以及储集体当中流经流体性质属性加以系统分析与判定的。

塔河油田老井上返酸压技术研究及应用

塔河油田老井上返酸压技术研究及应用杨金洪;张泽兰;杨玉琴;黄燕飞【摘要】塔河油田碳酸盐岩油藏部分井区储层呈多层发育特征,在油井生产后期,油层产能下降,已无措施潜力,采用上返酸压手段获得新的产能,动用新的储层.针对上返酸压的选井选层,以及工艺优化技术,提出了储集体发育和隔层的重要性,通过优化酸压工艺参数、阶梯提高排量控缝高、先堵水后上返、射孔酸化预处理和酸液直接造缝改造等技术控制缝高,保证上返酸压取得好效果.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2011(037)021【总页数】2页(P102-103)【关键词】碳酸盐岩;上返酸压;隔层;控缝高;酸化预处处理【作者】杨金洪;张泽兰;杨玉琴;黄燕飞【作者单位】中国石化西北油田分公司工程技术研究院,新疆,乌鲁木齐,830011;中国石化西北油田分公司工程技术研究院,新疆,乌鲁木齐,830011;中国石化西北油田分公司工程技术研究院,新疆,乌鲁木齐,830011;中国石化西北油田分公司工程技术研究院,新疆,乌鲁木齐,830011【正文语种】中文【中图分类】TE357.2影响上返酸压施工效果的因素较多,根据上返酸压选井选层研究,结合油藏实际情况,针对上返酸压井选择条件如下:①有利储集体的发育是转层改造增产的物质基础,在选择酸压措施井时首先应考虑横向上目标层段储层在区域上是否发育。

②前期生产为油层,后期逐步水淹的井,实施上返酸压改造,对于有上下层段存在明显电阻差异(电阻差异至少要2000Ω·m以上)的隔层的井能取得好的控缝高作用,要求高阻层段至少厚10m,同时间距大于30m。

无高阻层时,则要求间距大于40m。

③对于上返酸压前即为水层的井,两次酸压层段之间应有足够的隔离井段,推荐两层间距应该大于40m以上。

2.1 上返酸压施工工艺优化技术2.1.1 缝高影响因素分析塔河油田碳酸盐岩储层在纵向剖面上存在着岩性、地应力的相似性,使得酸压裂缝缝高扩展没有明显的阻挡层,这些因素对于酸压裂缝缝高扩展的控制存在难度。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩地层转层酸压技术

盛湘张烨
（．中国石化石油化工管理干部学院，京１北
司工程技术研究院Fra bibliotek，疆乌鲁木齐新
１０１；．成都理工大学能源学院，Ｉ成都００２２四ＪＩ
６０５；．中国石化两北油田分公１０ｌ３
酸压。为控制转层酸压的缝高，可根据油井的具体情况选用酸压工艺参数优化、梯式提高排量、堵水后上返酸阶先压、孔酸化预处理等技术，效果有限，此建议进一步开展相关技术研究。射但因
期上返酸压的建产率不足３，０严重影响了油田的
高效开发。２００６年以来，河油田开展了转层酸压技术研塔究与攻关，取得了重大突破。２０并０６年进行了１４
此，笔者统计分析了塔河油田２００５年以来３０井次的转层酸压效果，以找出相应规律，为转层酸压选井
返酸压２５井次，效２有０井次，效率８，产１有０建４
２转层酸压选井选层原则
通过历年转层酸压测试结果统计分析，笔者认
为转层酸压井应遵循以下原则：
１前期生产层段为油层，）生产后期供液不足或
发ｌ］＿。该油田已经进行了５１次的酸压施工，】７井施

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏大型复合酸压选井优化论证

ｗｅｌｗｉｏｏｗｏｅｔａｒｄｃｉｎａｔｒｏｖｎｉｎｌｃｄｆａｔｒｇｉａｂｎｔｒｃｕｅｃｖｔｓｒｏｒｉａｅＯｉｅｄＴｈｌｔｎｒｌｐｔｎｉｌｏｕｔｆｎｅｔａｉｒｃｕｉｃｒｏａｅｆｔｒ — ａｉｒｅｖｉｎＴｈｌｌ．ｅｓｈｏｐｏｅｃｏａｎｎａｙｅｉｆ
ｎｗｃｎｌｇａｄｅｐｏｕｔｎｏｗｏｐｔｎｉｌｌｒｌｗｒｄｃｉｎａｄｌｗｅｃｅｃｌｒｍｏｅｒｒｃｖｒｄｅｔｈｏｏｙｈｓｍａｅｔｒｄｃｉｆｅｎｏｅｔｌｏｅｈｏｆａｗｅｓｏｐｏｕｔｎｏｏｉｆｉｎｙｗｅｌｐｏｔｄｏｅｏｅｅ，ｎｉｓ
ＲＮｕｎｈａ眦Ｘｎｎ．ＩｉｕＯＧＹａｓｉｕ．ｉｇＬｎａｍｉＸｈ
（ｘｌｒｔｎ＆ＤｅｅｐｎＲｓａｃｎｔｕｅｆｈｏｔｗｅｔｉｅｒｎｈＳＮＯＥＣＵｕｉ３０１ＣｉａＥｐｏａｉｏｖｌｍｅｔｅｅｒｈＩｓｉｔｏｔｅＮｒｓＯｌｌａｃ，ＩＰ，ｒｍｑ０１，ｈｎ）ｏｔｈｉｆｄＢ８
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏大型复合酸压选井优化论证
荣元帅何新明李新华
（中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆鸟鲁木齐８０１）３０１
摘要：大型复合酸压是塔河油田针对碳酸盐岩缝洞型油藏常规酸压未建产或产能低的油井提出的一项新型重复酸压改造技术。该技术提高或恢复了部分低产低效及未建产井产能，油效果明显，存在一定的差异。在系统分析大型复合酸压井前增但

缝洞型碳酸盐岩油藏开发描述及评价以塔河油田奥陶系油藏为例

未来发展方向方面，除了进一步优化现有技术手段外，还应积极探索新的开发策略和理念。例如，考虑到碳酸盐岩缝洞型油藏的特殊性质，可以加强非牛顿流体力学、物理模拟技术、数值模拟技术等研究，为该类油藏的开发提供更加有力的支持。
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缝洞型碳酸盐岩油藏开发描述及评价以塔河油田奥陶系油藏为例
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01 塔河油田奥陶系油藏开发描述及评价
02
一、塔河油田奥陶系油藏概述
03
二、塔河油田奥陶系油藏开发描述
04
三、塔河油田奥陶系油藏评价结果
05 参考内容
塔河油田奥陶系油藏开发描述及评价
塔河油田位于中国新疆维吾尔自治区塔里木盆地北部，拥有丰富的石油资源。其中，奥陶系油藏是塔河油田的主要油藏之一，具有较大的开发潜力。本次演示以塔河油田奥陶系油藏为例，对其开发情况及评价结果进行详细描述。
3、需要注意的问题和挑战
在塔河油田奥陶系油藏的开发过程中，需要注意以下问题和挑战：首先，应注重科技创新和研发，提高碳酸盐岩油藏开发的核心竞争力。其次，加强与国内外先进企业的合作与交流，引进先进技术和经验，提高开发水平。同时，政策变化和行业动态，及时调整开发策略以适应市场变化。此外，还需注重生态保护和可持续发展，实现石油资源的开发和环境保护的协调发展。
三、塔河油田奥陶系油藏评价结果
1、资源潜力、可持续性和风险综合评价
通过对塔河油田奥陶系油藏的开发潜力进行综合评价，结果显示该油藏具有较大的资源潜力。在可持续性方面，奥陶系油藏的开发需注重环保和节能，提高资源利用效率。同时，由于碳酸盐岩油藏开发的复杂性和不确定性，开发过程中可能面临多种风险，如技术风险、市场风险和政策风险等。因此，在开发过程中需对这些风险进行全面评估和规避。

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2016年12月第35卷第6期大庆石油地质与开发Petroleum Geology and Oilfield Development in DaqingDec.，2016Vol.35No.6收稿日期：2016-01-19改回日期：2016-03-21基金项目：国家科技重大专项“缝洞型碳酸盐岩油藏高效酸压改造技术”（2011ZX05014-006）。

作者简介：鄢宇杰，男，1986年生，工程师，硕士，从事储层改造研究工作。

E-mail ：yyjie007@DOI ：10.3969/J.ISSN.1000-3754.2016.06.016塔河油田碳酸盐岩油藏控缝高酸压选井原则鄢宇杰1汪淑敏2罗攀登1李永寿1（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830011；2.中国石化西北油田分公司信息化管理中心，新疆乌鲁木齐830011）摘要：控缝高酸压技术是塔河油田针对碳酸盐岩垂向应力差小、高角度裂缝发育、底水发育的区域提出的一项改造技术。

该技术实现了底水发育区储层的有效动用，增油效果明显。

但随着酸压层段平均避水高度由36.5m 减小到21.2m ，建产率由76.4%降低至72.1%。

作为控缝高的第一步，如何选井提升效果是亟待解决的问题。

在系统分析控缝高酸压井前期地质特征和酸压效果基础之上，提出了控缝高酸压的选井原则：①风化壳岩溶发育模式；②上部储层剩余油富集；③具有高阻隔层；④避水高度大；⑤深部挤堵及压前射孔的井。

并应用权重分析法对选井原则进行量化。

经现场应用证明该方法对控缝高酸压具有指导作用。

关键词：塔河油田；碳酸盐岩；底水控缝高；选井原则；风化壳岩溶中图分类号：TE344文献标识码：B文章编号：1000-3754（2016）06-0089-04WELL SELECTING PＲINCIPLES OF THE ACID FＲACTUＲINGCONTＲOLLING THE FＲACTUＲE HEIGHT FOＲTHE CAＲBONATEＲESEＲVOIＲS IN TAHE OILFIELDYAN Yujie 1，WANG Shumin 2，LUO Pandeng 1，LI Yongshou 1（1.Ｒesearch Institute of Petroleum Engineering Technology ，Sinopec Northwest Oilfield Company ，Urumqi 830011，China ； rmation Management Center ，Sinopec Northwest Oilfield Company ，Urumqi 830011，China ）Abstract ：Fracture-height controlled acid fracturing technique is one of stimulating technology propounded for the well area with small vertical stress difference and well-developed high-angle fractures and bottom water.This tech-nique has realized the purposes of the effective development of the bottom-water well-developed reservoirs and obvi-ous oil incremental effect.But along with the average height of water avoidance decreased from 36.5to 21.1me-ters ，the operating production rate is reduced from 76.4to 72.1percent.As the first step of the fracture height control ，how to choose the wells and improve the effects are the urgent-to-solve problems.Based on the systematic analyses of the previous geological features and acid fracturing effects for the fracture height controlled acid fractu-ring wells ，the well selection principles for the fracture height controlled acid fracturing were presented as follows ：①developed modes of the weathered crust karsts ；②remained oil enriched on the top of the reservoirs ；③havingthe restraining barrier with high resistance；④enough height of the water avoidance；⑤having deep shutoff and per-forated well before the fracturing.With the help of weight analyzing method，the selection was quantified.The method was proven by the field application and possesses the important guiding significance for the acid fracturing controlling the fracture height.Key words：Tahe Oilfield；carbonate rock；bottom-water controlled fracture height；well selecting principle；weathered crust karst塔河油田奥陶系碳酸盐岩除钻遇缝洞储集体而放空或钻井液漏失的井（即钻遇I类储层井）可自然投产外，78%以上的井完井后自然产能极低或无自然产能［1-3］。

对于这类连通性差的碳酸盐岩储层，需要通过酸压改造形成一定的生产能力。

奥陶系碳酸盐岩储层垂向应力差小，且高角度裂缝发育；部分区块底水发育，酸压过程中缝高易失控沟通水体。

通过前期技术研究，塔河油田形成了以“三降二配套”、多级停泵沉砂工艺、覆膜砂阻水工艺为主体的控缝高酸压技术体系，实现了底水发育区储层的有效动用。

但随着区块油水界面上升，酸压层段平均避水高度由36.5m减小到21.2m，建产率由76.4%降低至72.1%［4］，各实施井效果也存在较大差异。

作为控缝高酸压的第一步，如何选井提升效果是亟待解决的问题。

1控缝高选井因素分析准确的选井是保证工艺有效增产的前提。

通过从地质因素、工程因素方面入手，对塔河油田碳酸盐岩控缝高工艺进行选井因素分析。

1.1地质因素1.1.1岩溶发育模式塔河油田岩溶发育模式整体分为风化壳岩溶与断控岩溶。

塔河油田主体区形成以风化壳岩溶为主的缝洞体［5-7］。

根据风化壳岩溶作用形式的不同，垂向上可以划分为4个带：地表岩溶带、垂向渗滤带、径流溶蚀带和水平潜流岩溶带。

其中地表岩溶带、径流溶蚀带储集体发育，而垂向渗滤带以溶蚀孔洞为主，连通性弱，将纵向分隔形成两套储集体［8］。

塔河油田外围斜坡区形成以断控岩溶为主的缝洞体，深大断裂及其伴生的次级断裂为岩溶的发育提供了有利条件，油气沿主干断裂运移、富集，形成断控岩溶油藏。

塔河油田近几年控缝高酸压效果显示：由于风化壳岩溶发育模式具有明显的垂向分带性，控缝高效果明显：平均单井增油5795t，累计增油15.1ˑ104t；断控岩溶发育模式具有带状分布特征，断裂连通底水几率大，控缝高效果较差：平均单井增油3219t，累计增油5.2ˑ104t（表1）。

表1塔河油田控缝高酸压统计Table1Statistics of the fracture-height－controllingacid fracturing in Tahe Oilfield岩溶发育模式区块施工井次建产率/%平均单井增油量/t累计增油量/t风化壳岩溶断控岩溶二区540282114105三区1384.68096105250六区540296114805十一区366.7550416512合计2665.45795150672十区475593123723十二区560276713835托甫台742.8199213943合计1656.2321951501以TK266井为例，该井为风化壳岩溶发育模式。

应用“三降两配套”与覆膜砂工艺相结合进行控缝高酸压：总施工规模530m3，泵注压裂液排量4.2m3/min，优化瓜胶质量分数为0.4%，加入具有渗油阻水性能的覆膜砂10t。

改造后低含水率（小于10%）生产200d，累计增油9256t，控缝高效果明显。

而具有断控岩溶发育模式的TP260井，采用与TK266井相同的施工思路与工艺，酸压后很快暴性水淹。

因此具有风化壳岩溶发育模式的油井进行控缝高酸压增产效果更加明显。

1.1.2油气富集程度缝洞型油藏由于底水上升造成水淹的油井周围被底水封挡无法直接采出，而形成底水上升封挡型剩余油［9］。

结合碳酸盐岩储层的实际情况，从井区油气富集程度与单井上部储层剩余油富集程度两方面判定储层剩余油富集情况。

（1）井区油气富集程度：井区油气富集程度是对井区断裂、储层、周围邻井产能的综合描述。

井区油气富集程度高指断裂·09·大庆石油地质与开发2016年及储层发育，油气成藏条件好，周围邻井产能相对较高。

定义井区平均累计产油≥2ˑ104t为油气富集程度高；（1 2）ˑ104t为富集程度中等；≤1ˑ104t为富集程度低［10］。

统计结果表明，增油效果与油气富集程度存在较好的正相关性，富集程度较低的井平均单井增油321t，而富集程度高的井平均单井增油8513t。

（2）上部储层剩余油富集程度：上部储层剩余油是在生产层段缝洞体油水界面以上的生产井中，随着原油的产出，缝洞体低部位油水界面不断抬升，当油水界面抬升至生产层段顶部，油井生产层段范围内已被完全水淹，而上部缝洞体中存在难以采出的剩余油。

根据产液剖面测试情况及生产动态资料判断上部储层剩余油情况。