碳酸盐岩油藏开发技术-2
江汉盆地新沟嘴组碳酸盐岩油藏特征及开发技术
现今 构 造格局 。以 Ｅ ｘ为代表 白西南 向东北 依 次 为新 沟 断 垒带 一 老 新鼻 状 隆 起带 一 总 口向斜 带一 拖 市 隆起 带一 潘 场 向斜带一 通 海 口凸起 一 白庙 向斜 带 ，隆起 带 与 向斜 带 之 间 为 斜坡 过 渡 ，向斜 与 凸起 为 断 层 接 触
（ 通 海 口断层 ） 。南 北分别 为新 沟断 垒带 、总 口向斜带 、建 新 断裂 带 、毛 场斜 坡 带 。 凸起 和低 凸起 分 布 ， 其 间为 凹隆相 间 和斜坡结 构 ，区 内构造起 伏 的 幅度较 大 ，以新 沟嘴 组上 段 （ Ｅ ｘ ）底 界埋 深 为例 ，工 区
为 泥 晶 白云岩 ，夹 杂 大量 泥 岩 、细 粉 砂 岩 及 脆 性 矿 物 ， 孔 隙 以 白云 石 晶 间 孔 、 黏 土 晶 问 孑 Ｌ 为 主 ， 属 中孔
特 低 渗储 层 。研 究表 明 ，油 藏 为 近 源 运 移 聚 集 、 源 储 共 生 的 准 连 续 式 成 藏 ，具 有 储 层 大 面 积 分 布 、 油 气 呈准 连 续 分布 、 圈 闭介 于有 形 与 无 形 之 间 、 油 水 分 异 差 、 油 水 同 出 的 特 点 ， 同 时 又 具 有 典 型 连 续 型 油 藏
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论及方法_李阳
蚀孔洞型 、 溶 蚀 缝 型、 礁滩溶孔型和白云岩孔洞型等 平面上具 １ ０ 种类型 。 缝洞储集体空间分布十 分 复 杂 ， 有分区性 、 垂向上 具 有 分 带 性 。 平 面 上 可 划 分 为 岩 溶 岩溶缓坡 、 岩溶斜坡和岩溶山间盆地等 ４ 种二级 台地 、 地貌类型 ， 峰丛洼地 、 峰 丛 谷 地、 丘峰洼地等９个三级 地貌单元 ， 峰丛洼地 和 丘 峰 洼 地 区 钻 遇 的 古 岩 溶 缝 洞 数目最多 ， 规模较大 ， 产量占区块总量的 ６ ９ ． ８ ％ 。 垂向 垂向渗滤带 、 径流溶蚀 带和潜流 上划分为表层岩溶带 、 溶蚀带等 ４ 个 带 ； 径流溶蚀带易于发育规模巨大的洞 、 常见落水洞 （ 厅堂洞 ） 干流洞 、 支流洞 、 末梢洞和缝 穴， 洞复合体 ， 洞穴系统多数被外源充填物 、 内源充填物 、 垮 ） 。 塌堆积物和化学充填物等完全充填或部分充填 （ 图１
石
油
学
报
Ａ Ｃ ＴＡ Ｐ Ｅ Ｔ Ｒ Ｏ Ｌ Ｅ Ｉ Ｓ Ｉ Ｎ Ｉ Ｃ Ａ
Ｊ ａ ｎ ．
Ｖ ｏ ｌ ． ３ ４ Ｎ ｏ ． １ ２ ０ １ ３
（ ） ： ／ 文章编号 ： ０ ２ ５ ３ － ２ ６ ９ ７ ２ ０ １ ３ ０ １ － ０ １ １ ５ － ０ ７ Ｄ Ｏ Ｉ １ ０ ． ７ ６ ２ ３ ｓ ｘ ｂ ２ ０ １ ３ ０ １ ０ １ ３ ｙ
。海相碳酸盐岩储层可以分为孔
隙型 、 裂缝 －孔隙型及缝洞型 ３ 种类型 。 中国西部碳酸 ／ 盐岩 缝 洞 型 油 藏 约 占 探 明 储 量 的 ２ 是石油增储上 ３， 产的主要领域之 一 。 塔 河 油 田 位 于 塔 里 木 盆 地 北 部 ， 是中国已经发现的储量规模最大的碳酸盐岩缝洞型油 藏， 埋深超过 ５ 原始地层压力６ 地 ３ ０ ０ ｍ， ０ ＭＰ ａ左 右， 层温度在 １ 属于超深 、 超高温高压复杂储层 ２ ５℃ 以上 ， 油藏
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术前言碳酸盐岩油气田在世界油气田的分布中占有重要地位。
据统计，全世界 236 个大型油田中，砂岩油藏占 59％，碳酸盐油藏约占 40%。
碳酸盐岩油藏以灰岩和白云岩油藏为主，目前，世界上已有 40 多个国家和地区在近 60 个沉积盆地中找到了碳酸盐岩油气田，其原油产量约占世界原油总产量的 65%，主要来自位于中东、墨西哥和加拿大等地的碳酸盐岩油藏，如：伊朗的阿兹马里灰岩油藏、墨西哥的孔洞型碳酸盐油藏、北海的白垩统油藏等。
碳酸盐岩油气富集的类型，除大型隆起富集带、生物礁型富集带等以外，潜山也是一种重要的富集类型。
潜山油气田包括构造隆起潜山油气田、岩性潜山油气田和断块潜山油气田，我国的潜山油藏多属于断块潜山油气田。
碳酸盐岩油气藏在储层结构和驱替机理上与砂岩油藏相比有一些本质的区别，在开发与开采方面也具有一系列特殊性。
开发这类油藏的关键是搞清其地质特征，特别是裂缝和溶洞的发育情况及其对开采的影响。
目前，胜利油田已找到了 15 个潜山油田，地质储量达 1.53 亿吨。
碳酸盐岩潜山油藏成为重要的开发对象和原油生产的重要来源之一。
针对这一情况，广泛调研了国内外碳酸盐岩油田的碳酸盐岩油藏的分类及特征、开发方式及开发经验、提高采收率技术的应用等方面的内容。
通过对国内外有关碳酸盐岩油田的文献和资料分析，并结合胜利油田碳酸盐岩油藏的类型和特点，对国内外部分油田（重点是碳酸盐岩潜山油藏）在开发与提高采收率方面的做法及成功经验进行了总结，供领导和科研人员参考。
一、碳酸盐岩油藏的分类及特征(一) 国外碳酸盐岩油气藏的分类由于碳酸盐岩储层的多样性，对碳酸盐岩油藏进行简单的分类是很困难的，依据强调的不同特征，分类体系也各不相同。
以下是近年来国外几种较常用的分类方法。
1 以岩相和成岩特征的分类方法被认为是一种实用的分类体系该方法把碳酸盐岩储层主要分为六类：①碳酸盐岩砂；②碳酸盐岩建造／骸晶堤；③前缘斜坡/碎屑碳酸盐岩；④深海白垩岩／白垩质陆硼石灰岩；⑤泥质白云岩；⑥岩溶／裂缝碳酸盐岩。
哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏开发技术
1 油田概况哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡，是轮古－塔河－哈拉哈塘奥陶系特大型油田的一部分。
产层为奥陶系，其中主力含油层系为良里塔格组、一间房组。
哈拉哈塘地区古生界断裂发育复杂，多为花状、直立断裂，走滑特征明显，具有多期活动特点。
储层类型根据储集空间的组合可划分为洞穴型和裂缝-孔洞型两种，良里塔格组储层以裂缝-孔洞型为主，一间房组以洞穴型储层为主。
原油总体表现为低粘度、低硫、中含胶质沥青质、高含蜡、低凝固点的轻质原油特征。
大部分井地层温度低于临界温度，地层压力远高于泡点压力，表现出不饱和油藏特征。
2 开发特征碳酸盐岩油藏的储层具有极强的非均质性，导致产能变化、含水规律以及地层能量等开发动态特征具有明显的多样性[1-5]。
2.1 产能评价哈拉哈塘油田二期产能建设区内不同储集体类型油井生产状况存在差异。
目前，洞穴型储层油井累产油43.1×104t，平均单井累产油1.2×104t；裂缝孔洞型储层油井累产油10.2×104t，平均单井累产油0.6×104t。
钻遇洞穴型储集体开发效果明显好于裂缝-孔洞型储集体。
2.2 含水变化规律碳酸盐岩油藏储层是由众多的局部缝洞集合体组成的，各缝洞体之间连通性差，整个油田没有统一的油水界面。
各缝洞集合体内部填充程度不同，成藏条件有差异，油气充注强度各异，具有各自不同的油水界面。
因此，含水变化规律可分为以下5种类型：2.2.1 缓慢上升型油井纵向上各段储层发育程度相当，见水后沿着生产层段逐步上升，由于生产层段下部存在比较致密的隔层，含水上升速度比较缓慢。
2.2.2 台阶上升型这类油井在含水生产期出现一个或多个台阶状的含水突然上升拐点。
此类井所在储集体往往与附近多个储集体沟通，随着地层能量下降，周围沟通的水体陆续为油井补充能量，造成台阶上升。
2.2.3 台阶下降型该类型井投产初期含水较高，随着产液量的增加，含水呈台阶式下降。
碳酸盐岩油藏开发评价技术与方法研究
碳酸盐岩油藏开发评价技术与方法研究碳酸盐岩油藏是一类优质油藏，但其开发难度较大。
为了更好地开发和利用这些油藏，需要科学、合理地评价其储量、井网布局和注采方案。
因此，本文将探讨一些常用的碳酸盐岩油藏开发评价技术和方法。
一、储量评价储量评价是开发碳酸盐岩油藏的关键步骤之一。
传统的方法包括:单井试油、封闭矿井试采和长距离注水试验。
这些方法虽然简单易行，但成本高且经验不足时易导致误差。
近几年来，伴随着科技的发展，日益完善的地震勘探技术为储量评价提供了更为准确和全面的数据来源。
地震反演、岩石物理学参数解释和地震资料分析综合等方法都可以用来评估碳酸盐岩油藏的储量。
地震反演法是一种基于地震波传播特性对地下储层性质定量反演的方法。
该方法可获得储层深度、厚度、物性等信息，较为准确地估算储量和油藏形态。
岩石物理学参数解释方法则是基于地震反演得到的数据，采用岩石模型计算出储层的弹性参数、泊松比等物理性质，为后续的生产模拟提供必要准确的输入数据。
综上所述，地震勘探技术是一种全面、准确、科学的储量评价方法，它可以大大降低评估成本，提高储量估算的精度。
二、井网布局井网布局是指在不同储层中，合理地确定井口位置和井之间的距离，从而达到较好的开采效果。
传统的方法包括:经验井网、多重普通循环和随机井网。
但由于这些方法缺乏针对性和系统性，因此现在已被淘汰。
近年来，随着三维地震勘探技术的广泛应用，使用地震取样资料的三维建模和可视化技术成为了井网布局的主流方式。
此方法可以准确地预测油藏的空间位置、大小、形态和若干地质属性，再通过模拟和优化，从而制定更优、更科学的井网方案。
三、注采方案注采方案可以高效地提高采收率，是碳酸盐岩油藏开发的核心。
传统的方法是基于经验的，包括缓冲期生产、稳定生产、水驱和气驱等。
这些方法虽然简单易行，但珂朵莉难以定量评估和优化方案，效果差强人意。
近几年来，人工神经网络模型、数值模拟、最优注采方案等方法应用变得越来越广泛。
油藏开发地质类型问题研究
油藏开发地质类型问题研究油藏开发是对地下油气资源进行勘探、开采和开发的过程。
在这个过程中，地质类型是一个非常重要的问题。
因为油藏的地质类型，会直接影响到开发的难度、工艺、成本以及开采效益。
本文就探讨一下油藏开发地质类型问题。
一、油藏地质类型油藏有多种不同的地质类型，主要包括沙岩、碳酸盐岩、页岩和砂岩等。
每种地质类型都有其特殊的性质和特点。
1、沙岩油藏沙岩油藏主要是由石英砂岩、页岩和泥岩组成的。
在沙岩油藏中，油气主要储存在孔隙和裂缝中。
沙岩油藏多分布在陆相盆地和海岸沉积环境中。
2、碳酸盐岩油藏二、油藏开发难度不同的油藏地质类型，开发难度也会不同。
其中，碳酸盐岩油藏和页岩油藏的开发难度比较大。
碳酸盐岩油藏的开发难度比较大，主要是因为碳酸盐岩的特殊性质。
碳酸盐岩的孔隙和溶洞分布不均，而且孔隙和溶洞连接性比较差，导致油气的流动性较差。
此外，碳酸盐岩油藏在地质构造和层序上复杂，开发难度也相对较大。
页岩油藏的开发难度更大一些，主要是因为页岩具有无法见孔和裂缝网络的特点，导致其渗透能力非常差，而且开采难度和成本较高。
不同的油藏地质类型，需要采用不同的开发工艺。
沙岩油藏主要采用常规油田开发技术，包括地面注水、人工压裂、水平井等技术。
碳酸盐岩油藏的开发工艺包括注水、酸压裂、气体气液替代等技术。
四、油藏开采成本和效益沙岩油藏的开发成本相对较低，因为沙岩油气储层渗透性较好，开采难度较低。
碳酸盐岩油藏的开发成本相对较高，主要是因为碳酸盐岩的孔隙和溶洞分布不均，导致采收率相对较低。
页岩油藏的开采成本较高，主要是因为开采难度大，需要采用复杂的技术手段，而且未来价格和供需关系也难以预测。
综上所述，油藏开发地质类型问题对于油田的开采效益、开发成本以及开采难度都有着重要的影响，因此必须对油藏的地质类型进行全面深入的研究和评估，以保证油气资源的开发能够取得最优的效果。
试论如何有效开展碳酸盐岩油藏的开发
碳酸 盐岩油 藏原始地 层的压力 为６ ０ ＭＰ ａ ， 但是 因为碳 酸盐岩油 藏地质 的情 况 比较 复杂 ， 多数 油井 的含 水量上 升 比较快 ， 因此保 持地 层压 力可 以有效 避免
裂缝闭合或者地层骨架的坍塌。 对于碳酸盐岩油藏储集带的储量规模 比较大、
连通性 比较好 ， 因此采 用注水开 发的方法 可 以有效 延 长碳酸盐岩 油藏生 产的 寿 命， 从 而大大提 高油 田产量 以及 最终 的采收率 。 另 外， 碳酸 盐岩油 藏数值研 究结 果表 明 ， 在 油 田开发 后期注 水可 以有效 提高 采油速 度 以及 年产 量 。 对于 裂缝 发 育的碳 酸盐岩 层状 边水 油藏 ， 边水 能量 不足需 要注 水开 发时 ， 注水 方式最 好 采 用边 部注水 的方 式 如果碳 酸盐 岩油藏 的面积 比较 大 ， 内部 需要注 水能量 可 以 采取边 外与边 内注 水相 互结合 的方 式对 内部注 水井应 该控制 注水 量 以及注水 强度 ， 采用温 和注水 或者间歇 注水等形 式 。 总之 ， 在碳酸 盐岩油 藏开发过 程 中可 以采 取注 水方 式进行 地层 能量 的补 充 ， 从而 提高 碳酸 盐岩 油藏 的开 发效率 。 ２ ． ２ 采油速 度合 理
性 坍塌 的现象 。 １ ． ２ 油 井产量 的变 化
因为碳酸盐岩油藏底盐岩 油藏在 开发 过程 中达到 经济效 益和社 会效 益的最 大化 。 根
据碳酸盐岩油藏的地质特征以及生产动态， 有效确定其采油速度是非常有必要
的。
根据 油 田单井 的生 产特 点 ， 碳酸 盐岩 油藏 产量 变化 可 以划 分为 快 速递 减 性、 间歇 生 产型 以及缓慢 递减 型三种 类型 。 缓 慢递 减型 的油井说 明在钻 遇 的储 集体 规模 比较大 ， 连通性 比较好 。 如下 图所示 。 而间歇 生产型 的油井说 明在钻 遇 的储集体 连 通性 、 规 模 的分布 都 比较复 杂化 。
碳酸盐岩开发技术调研报告
碳酸盐岩开发技术调研报告一、概述碳酸盐岩油气藏在世界油气田分布中占有重要的地位。
其主要特点是储层类型多样，储集空间变化大；非均质性强，发育天然裂缝和溶洞；基质渗透率低，相当一部分孔隙是死孔隙，部分储层表现为高孔低渗。
因此，碳酸盐岩油气田的开发存在许多的难点，主要表现在：单井产量高，建产速度快，地层压力递减快，产量递减快。
大多数孔隙-裂缝性碳酸盐岩油藏都具有地质构造复杂、油水界面附近的封闭性、储油物性低的特点，这些特点使得他们采用一般碎屑岩油藏的传统开发系统效果很差。
碳酸盐岩储层连续性差，裂缝、溶洞以及断层发育，储层描述和裂缝模拟难度大，油藏数值模拟难度大。
碳酸盐岩储层的开发方式选择难度大。
储层的非均质性大大影响了采用常规开采方式的采收率，尤其是开采后期需要选择适合的开发方式。
含天然裂缝的底水驱油藏极易出现水淹。
碳酸盐岩油田注水开发后期含水率进一步提高，地下油水分布更为复杂，剩余油可采储量已呈高度分散状态等。
提高采收率难度大。
部分钻采工艺技术与碎屑岩钻采工艺技术存在较大区别。
碳酸盐岩的常规开发方式主要包括：衰竭式开采、边底水驱开采、注水开发、钻水平井多支井开采。
国内外碳酸盐岩油藏大部分首先都利用天然能量进行一次采油，有些油藏长期依靠天然能量开采，在开发的中后期再采用注水开发以及其他驱替技术提高采收率。
对于裂缝性碳酸盐岩油田主要的和有效的开发方式是依靠天然能量开采和注水保持压力，但一般在地层压力接近或稍高于饱和压力时开始注水保持压力。
开采方式总体而言分为以下三类：（1）长期依靠封闭式弹性驱动能量开采这类油田的特点是没有天然的边水和底水，为封闭式油藏。
油藏压力高，地饱压差大，弹性能量足。
开采后地层压降与累计采油液量呈直线下降，采出的基本是无水原油。
（2）长期依靠封闭式弹性水驱能量开采这类油田的特点是边底水有限且活跃程度有差异，因此，有些则长期依靠弹性水驱能量开采，有些则在中后期进行注水开发。
（3）依靠混合驱（气驱+溶解气驱和弱水驱能量）开采这类油田大都为裂缝发育的块状油藏，都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱，因此，在开发过程中气油比基本保持稳定，即使油层压力降到饱和压力以下，油藏气油比也保持不变。
塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究
产层 段 ，与 附近高 渗 层沟 通 ，生产 层 段之 间存 在 局部 的致 密 隔挡层 ；暴型 水 淹型 油井 钻遇 的储 集体 一般 都有 天然 的或 是人 工 的大 型裂 缝 与下 部底 水沟 通 ；台阶下 降 型油井 所 在储 层孔 、洞发 育 ，具有 多套 油水 系统 相互 作 用影 响 ，水体 能 量 较 小 ，油 井 进 行 提 液 后 ，产 油量 增 加 ，含 水 下 降 ；波 动 型 油 井 钻 遇储 层
类 型缝 洞 单 元 提 出 了 目前 开发 阶 段 的 开 发 技 术 对 策 ， 包 括 开 发 方 式 、 合理 产 能及 单 元 注 水 等 各 种 调 整 措
施 辱 ，为 国 内外 同类 油 藏 的 开发 提 供 借 鉴 。
［ 关■调］塔河油 田Ｉ缝洞型油藏Ｉ开发技术对策
［ 中田分类号］Ｔ ３４ Ｅ ４ ［ 文献标识码］Ａ ［ 文章编号］１０ ００—９５ ２ １ ）０ — ３４— ３ ７ ２（０ １ ６ ０ ０ ０
塔 河 油 田托 甫 台 区块 缝 洞 型 碳 酸 盐 岩 油 藏 开 发 技 术 研 究
任爱军 （ 西北油田分公司 采油三厂。 塔河 新疆轮台８１０） ４８４
［ 摘要］塔河油 田托甫 台区块 目前正处 于建产 能阶段，区块 多数 投产 井初 期获得 高产 能，但产 能递 减快 ，
２ ２ 含 水 变 化 规 律 ．
根据 油井 含水 率 随 时间 的变化 规 律 ，将托 甫 台 区油井 含水 上 升规 律分 为 ５种 类型 ：缓 慢上 升 型 、台 阶上升 型 、台 阶下 降型 、暴 型水 淹型 及 含水 波动 型 。托 甫 台 区块 油井 含 水 变 化 受 控 于油 藏 的地 质模 式 ， 其 中主 控 因素为 缝洞 的发 育 程度 及与 底水 的沟通 方式 ，其次 为油 井 的工作 制 度 。
碳酸盐岩油气藏开发技术的研究
碳酸盐岩油气藏开发技术的研究碳酸盐岩油气藏是一种工业价值极高的储量，并广泛分布在全球各地。
因此，开发和利用这些油气藏是当今石油工业的一个重要研究课题。
本文就碳酸盐岩油气藏开发技术的研究作一些探讨。
碳酸盐岩油气藏的特征首先，碳酸盐岩油气藏具有一定的岩性特点。
这种沉积层通常是由含有很多碳酸盐元素的岩层形成。
这些碳酸盐岩石周围通常被覆盖着一层较硬的石灰岩。
由于石灰岩不易渗透，容易造成地下油、气无法很好地储存及流动。
其次，碳酸盐岩油气藏还具有裂缝和孔隙。
在这些岩石中，存在着一些很小的孔隙，而大部分油气就储存在这些孔隙之中。
此外，岩石中的一些裂缝也会被油气充实。
开发碳酸盐岩油气藏的挑战即便碳酸盐岩油气藏具有可开发的资源储量，但开采难度比起其他油气资源也相当大。
由于碳酸盐岩石中的油气储量较少，裂缝和孔隙也很难被充分利用。
因此，开发这些油气藏的技术和方法便显得尤为重要。
这也是碳酸盐岩油气藏开发技术的研究必不可少的原因。
碳酸盐岩油气藏技术的发展随着科技的不断进步和人们对清洁能源日益关注，碳酸盐岩油气藏的开发也日渐成熟。
目前，许多新技术的应用已经成为了开采碳酸盐岩油气藏的重要途径。
首先，水平井技术已经成为了当今单线井原理；通过纵向、横向的井网及不同组合方式，寻找到最佳开采方案；用高分辨率、高精度的控制注水技术，克服了当地硬地层高渗井油气藏采收率低的难题。
通过使用此项技术，可以使得井效益最小化并使储层产生最大化的开采效果。
此外还有地下采矿技术，这种方法可以利用地下矿井对地下油气进行开采。
这种技术所产生的储层变化大，矿井开采较为困难，但是井下的水压不需要过高，可以防止井筒塌陷等问题，获取高质量的油气储备，是我们开采利用天然气的重要方法。
最后，利用电磁成像技术研究出距离更远、探测深度更高的勘探仪器。
渐进探测技术和远场电磁探测技术的结合，可以现场实时对数据进行处理和分析，提高勘探的成功率和准确率。
总而言之，对于碳酸盐岩油气藏的开采，需要通过综合使用多种技术和方法，才能达到最佳的效果。
碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法
中图分 类号 ： Ｔ Ｅ３ ４ ４
文献 标识码 ： Ａ
文章编 号 ： １ ０ ０ ６ －７ ９ ８ １ （ ２ ０ １ ３ ） １ 一Ｏ ０ ５ ８ 一Ｏ ２ 样就 可 以利用 产 量 递减 曲线 ， 来 优 化注 水强 度 和注 水时机 ， 从 而为开 发提供 更好 的依据 。
１ 塔河油 田 ６区奥 陶系油 藏储 层地质 特征 塔河 油 田 ６区奥 陶系油 藏ｎ 圈 闭类 型为 地层 不
５ ８
内蒙 古石 油化 工
２ ０ １ ３ 年第 １ 期
碳 酸盐岩油 藏注水开发效果评价方法
张 贵玲
（ 中 国石 化 集 团胜 利 油 田分 公 司 采 油 工艺 研 究 院 ， 山东 东营 ２ ５ ７ ０ ０ ０ ）
摘
要： 碳 酸 盐岩 油藏 与砂岩 油藏 不 同， 针 对碳 酸盐岩 油藏 的特点 ， 提 出了评价 其 注水效果 的方法 ，
通过 采用产 油 量递 减率 、 水 驱特征 曲线 、 含 水上 升率 、 及 压 力数据 四 个指标 来评价 碳 酸 盐岩 油藏 注水开 发效果 。 其 中水驱 特征 曲线还 可 以用 来分析 水体能量 的 大小 ， 产 油量递 减率还 可 以用来 选择 注水 时机 和
注水 强度 。
关 键词 ： 碳 酸 盐油藏 ； 评 价指 标 ； 注水效 果
ｌ ｏ ｇ Ｗｐ — Ａｌ ＋Ｂ １ Ｎｐ
水 过 后 ，２ ０ ０ ７年 ７月 产 油 量 递 减 率 上 升 的速 度 减 缓， 当 注水 停 止 以后 ， 产油 量递减 率又逐 渐上升 ，
２ ０ ０ ９年 １月产油 量递 减 率 也开始 下 降 ， 从 产油 量递 减 曲线 上可 以看到 注水起 到 了一 定的效 果 。 通过 图 １可 以分 析 ： 如 果 在 产 量递 减 曲线 台 阶 末端 ， 也就是 在２ ０ ０ ８年１月继 续实 施注 水 ， 那 么产量 递减 就不 会 变化很 大 ， 有可 能 产量 递 减 曲线 维 持在 某 一个 台 阶较长 时间 ， 从 而可 以更 好 的增加产 量 。 这
塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发技术及攻关方向
塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发技术及攻关方向引用格式：胡文革.塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发技术及攻关方向[J].油气藏评价与开发，2020，10（2）：1-10.HU W G.Development technology and research direction of fractured- vuggy carbonatereservoirs in Tahe Oilfield[J]. Reservoir胡文革1，2（1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011；2.中国石化碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐 830011）摘要：碳酸盐岩缝洞型油藏是塔里木盆地勘探开发的主要油气藏类型之一，资源潜力大，前景广阔。
近年来，中国石化西北油田分公司持续在塔里木盆地北部塔河油田开展碳酸盐岩缝洞型油藏勘探开发实践，在碳酸盐岩缝洞型油藏基础地质理论研究、缝洞体地震精细识别、高效开发、工程工艺等方面取得了多项认识和突破，逐步创建了较完善的碳酸盐岩油藏地质和油藏工程方法技术系列，并创新发展了多项相适应的工程工艺特色技术，实现了塔河油田碳酸盐岩油藏持续增储上产和高效开发，展现了良好的勘探开发前景，可为国内外同类油藏的勘探开发提供借鉴和参考。
但如何持续效益开发碳酸盐岩缝洞型油藏，仍面临理论创新、工艺技术突破等问题和挑战，亟待开展缝洞结构描述、剩余油定量表征、井周储量动用以及稠油开采等技术的攻关突破，以期持续推动碳酸盐岩缝洞型油藏高效高质开发。
关键词：塔河油田；奥陶系；碳酸盐岩；缝洞型油藏；缝洞识别；油藏地质方法；工程工艺技术碳酸盐岩油气藏在塔里木盆地广泛分布，资源潜力大。
其中，位于盆地北部的塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏埋深5 500 ~ 7 000 m（图1），是在大型古隆起上经过多期构造岩溶作用形成的，以典型喀斯特地表淡水溶蚀作用为主，主要储集空间以古潜山岩溶缝洞为主，包括大型溶洞、溶蚀孔洞和裂缝，非均质性强，以管渗流耦合为主要的流动状态，具有正常压力系统和地温梯度，油品为中轻质—重质高黏稠油，每个缝洞系统自有油水分布关系，没有统一油水界面。
异常高压碳酸盐岩油藏二次采油技术
异常高压碳酸盐岩油藏二次采油技术随着石油资源的逐渐枯竭，油田开采难度不断增加。
对于异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术，研究人员进行了大量的实践和探索。
异常高压碳酸盐岩油藏是指地下储层中的压力远远高于常规油藏的油藏。
在这种油藏中，采取传统的采油方法已经不能满足需求，因此需要采用一些特殊的技术手段。
首先，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术中，常用的一种方法是注水压裂。
通过向油层注入高压水，形成压裂裂缝，从而增加油层的渗透率，促进油的流动，提高采油效果。
这种方法适用于油层孔隙度较小、渗透率较低的情况。
其次，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术中，还可以采用CO2驱油技术。
CO2是一种常见的驱油剂，能够增加油层的压力，同时与油层中的原油发生反应，形成溶解气体，促进原油的流动。
此外，CO2还可以改变油层的物理性质，减小油层的黏度，提高采油效果。
此外，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术中，还可以采用水驱技术。
这种技术利用水的低粘度和高渗透性，将水注入油层，形成水驱前缘，从而推动原油向井口流动。
同时，水还可以改变油层的物理性质，提高采油效果。
当然，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术还有很多其他方法，如热采技术、化学驱油技术等。
这些方法都是根据油层的特点和需求进行选择的。
在实际应用中，研究人员需要根据油藏的地质条件、油层特性以及经济效益等因素进行综合考虑，选择合适的二次采油技术。
总之，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术是针对特殊油藏的一种技术手段。
通过采用注水压裂、CO2驱油、水驱等方法，可以提高油藏的采收率，延长油田的寿命，为石油资源的开发和利用提供了有效的技术支持。
未来，随着科技的不断进步和油藏开采技术的不断创新，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术将得到更广泛的应用。
塔河油田碳酸盐岩油藏超深水平井分段完井优化技术
备注
封 隔 上部 不 稳定 地 层． 建立 井口
试油管柱特点 ：
３ ４ ６ ． １
２ ７ ３ ． １
二 开
开 四 开 一开 二开 开
试油 管柱 ： ８ ８ ． ９ ｍｍ 油 管 ＋ （ 常 闭 阀＋ ７ ３ ｍｍ油 管 ） ＋ 水力锚 ＋ 丢 底水发 育。原油性质相差大 ，从凝 析油到沥青质原 油均广泛分 手 工 具 ＋ 刚性扶正器＋ 裸眼封隔器＋ 刚性扶正器＋ 球座 （ 节 流器 ） ＋ 布 ；地 层水 矿化 度 １ ８ － ２ ４ ｘ １ ０ ４ ｍ ｇ ｆ ｌ ，普 遍 高含 硫化 氢 ，在 １ ０ — 导 向头 １ ０ ０ ０ ０ ｐ ｐ ｍ之间 ， Ｃ Ｏ ： 平均含量 ４ ． ６ ３ ％。碳酸盐岩油藏具有 缝洞发 试油管柱特点 ：
目前塔河油 田的井身 结构主要采用 ｌ 一 开次和 四开次 两种井
身结构 ， 最后一开次裸 眼完井 ， 见表 １ ． １ 。 这两种井身结构基本能 （ １ ） 封 隔器可选 择 自解 封式 封隔器 （ Ｐ Ｄ Ｐ等 ） 或非 自解封式 满足塔河油 田勘 探开发的需要 ， 为满足老井后期侧 钻需求 ， 将老 封 隔 器 （ Ｐ Ｉ Ｐ 、 ＭＣ Ｈ Ｒ、 Ｒ Ｔ Ｉ Ｓ、 Ｌ Ｘ Ｋ ３ ４ １ ） ， 以 满 足不 同井 况 要 求 级结构 １ ７ ７ ． ８ ｍ ｍ套管优化成 １ ９ ３ ． ７ ｍ ｍ套管 ，满足后期侧钻不 （ ２ ） 封隔器 耐温 １ ４ ６ ℃一 １ ７ Ｏ ℃， 承压 ４ ５ — ７ ０ ＭＰ ａ ， 可满 足 酸压
塔河油 田碳酸盐岩储 层岩石坚固致密 ，在 原始地应 力不被 破 坏的情况下 ， 井壁稳定 ， 适合采用裸 眼方式完 井。 同时 奥陶系 油藏储层发育 ，钻井 过程中钻遇缝洞发育段易 出现放空 或严重 漏失现象 ， 钻井液密度 窗 口小 ， 下尾管 固井 的作 业难度大 。因此 对于塔河油 田奥陶系碳酸盐岩储层 主要 以裸 眼完井为主。 ２ ． １井身结构
碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏勘探开发关键技术——以塔河油田为例200604
２ 超深碳酸盐岩储层预测技术系列
通过联合攻关， 自 １９９８ 年起所开发的超深层强 非均质性碳酸盐岩储层预测技术方法系列， 具有国 际先进水平， 其主要技术可分为两类：（ １） 以大型溶 洞、中小溶洞群为检测目标的振幅变化率分析技术、 地 震 反 射 结 构 分 析 技 术 、频 率 差 异（ ＦＤＡ） 分 析 技 术；（ ２） 以裂缝溶洞发育带为预测目标的地震三维 相干体分析、三维可视化古地貌古水系分析、地震属 性提取、地震测井联合反演技术等。在实际应用中， 总结出了塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层的地 震响应模式， 主要包括以下四个方面。
① 陈红汉， 王群奇， 林忠民． 塔河油田奥陶系油藏流体包裹体研究． 中国地质大学， ２００２．
５０
海相油气地质 ２００６年 第 １１ 卷 第 ４ 期
３ 缝洞型碳酸盐岩油气藏精细描述 技术
图 ２ 内幕缝洞发育带地震响应特征
强反射“， 串珠状”短强反射 ； 高 频 吸 收 强 ， 强 ＦＤＡ 异常。
洞缝系统特征 振幅平面图上具有网状不连续 性异常， 呈有规律的簇形条带状展布。
在实践中， 笔者还总结了不同地震预测技术在 不同区块的有效性， 提高了预测和表征碳酸盐岩缝 洞型储层发育带的精度， 从而进一步完善了适合于 塔 河 油 田 碳 酸 盐 岩 大 型 溶 洞 、缝 洞 发 育 带 的 地 震 预 测方法技术系列。例如， 不连续性检测分析方法对 塔河油田缝洞系统的预测效果最好， 吻合率在 ７７％ ～９５％ ； 频率差异分析对塔河 ３ 区 （ 按先后开 发的次序顺序命名） 的地震预测效果较好。地震波 能量衰减因子不同的频率在各区块的响应结果差 异明显， 究其原因主要是不同储层类型对不同频带 的 地 震 波 的 吸 收 有 所 差 别 。一 般 高 频 衰 减 对 岩 溶 洞 穴型储层为主的地震预测效果最好， 例如塔河 ４ 区 （ 图 １ 位 于 塔 河 ４ 区 ） ５１ 口 钻 井 的 吻 合 率 可 达 ９０％ ， 而对塔河 ３ 区以裂缝型储层为主的地震预测 的效果差些， 钻井的吻合率仅有 ６０％ 。振幅变化率 对塔河 ７ 区的地震预测效果好， 是由于该区放空漏 失 在 地 震 上 表 现 为 强 振 幅 的 串 珠 状 反 射 。塔 河 南 部 由于上奥陶统覆盖厚度大， 岩溶发育程度明显比塔 河主体部位差， 钻遇大型缝洞储层的几率变小， 储 层 主 要 为 良 里 塔 格 组 裂 缝 型 、一 间 房 组 孔 隙 型 或 孔 隙—裂 缝 型 。 Ｓ１０５、Ｓ１０６、Ｓ９７ 和 Ｓ１１０ 等 井 出 现 的放空或漏失现象， 主要是钻遇了裂缝发育带， 因 此对该区域的储层预测主要是针对加里东期中— 晚 期 岩 溶 和 裂 缝 作 用 形 成 的 储 层 发 育 带 。由 于 断 裂 对相干和振幅变化率的地震响应在该区块比较敏 感， 因此适宜采用这两种方法预测该区域的有利储 层发育区。
缝洞型碳酸盐岩定容油藏形成机理及开发技术
缝洞型碳酸盐岩定容油藏形成机理及开发技术邓兴梁;罗新生;刘永福;黄腊梅;熊昶【摘要】碳酸盐岩定容油藏多分布在分支断裂周围,储集层类型以洞穴型为主,具地层能量弱、地层压力下降快、单井控制范围小、无地层水产出等特征.综合分析认为,油气成藏后,伴随着构造运动及油气充注的停止,分支断裂油藏油水界面之下的地层水处于相对静止状态,方解石从地层水中析出,堵塞了油水界面下的早期流体运移通道,油水界面以上油气被封闭,形成无水的定容油藏.基于定容油藏的动静态特征及开发实践,提出了一井多靶点注水替油开发技术.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2019(040)001【总页数】5页(P79-83)【关键词】塔里木盆地;缝洞型储集层;碳酸盐岩油藏;定容油藏;注水替油【作者】邓兴梁;罗新生;刘永福;黄腊梅;熊昶【作者单位】中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE344塔里木盆地碳酸盐岩油藏勘探开发取得巨大进展，相继发现了轮古、塔中、英买力、哈拉哈塘等多个大中型油气田，碳酸盐岩黑油产量已经占据盆地黑油产量的一半。
但缝洞型碳酸盐岩油气藏储集层非均质性强，油气田开发一直存在规模小、产量低、上产稳产难度大等现象，制约了碳酸盐岩油气藏的高效开发。
碳酸盐岩油气藏储集空间主要由裂缝和岩溶溶洞构成，其形态、大小、连通性差异极大，按照生产动态特征，油藏可划分为定容型和非定容型两类。
本文根据油藏动静态特征，明确了定容油藏的形成机理及分布规律，提出了定容油藏的开发技术，以期对碳酸盐岩油气藏的高效开发有所裨益。
1 碳酸盐岩定容油藏特征碳酸盐岩定容油藏是指缝洞型碳酸盐岩油藏中，储集体与外部不连通或者连通范围有限，在开发中得不到能量补给的油藏[1-3]。
碳酸盐岩类油藏开发技术的研究与应用
碳酸盐岩类油藏开发技术的研究与应用碳酸盐岩类油藏是指含有大量碳酸盐矿物质的沉积岩层，其中有些地层具有良好的储集和渗透性能，形成了重要的油气储集层。
碳酸盐岩类油藏的开发技术是油气勘探和开采领域的重要研究方向之一，对于保障国家能源安全和提高油气勘探开发效率具有重要意义。
1. 概述碳酸盐岩类油藏是世界各大油气生产地中重要的沉积岩层类型，例如中东地区的阿布扎比油田、中国的塔里木盆地等均为碳酸盐岩类油藏，同时也是我国重要的油气储集层之一。
由于碳酸盐岩类油藏矿物成分的复杂性、孔隙结构不规则等因素的影响，其勘探开发难度也相应较大。
2. 勘探技术碳酸盐岩类油藏的勘探技术主要包括地质学和地球物理勘探。
地质学勘探主要是通过对岩层的地质构造、岩性、沉积环境、岩石组成等方面的综合分析，确定油气成藏地质条件和储层性质。
地球物理勘探则主要包括地震勘探、测井勘探等多种手段，旨在识别岩层结构和储集层空间性质，为后续的钻井勘探提供数据支持。
3. 采收技术碳酸盐岩类油藏的采收技术主要包括水驱、气驱和低渗透性油藏的提高采收率等方法，针对不同储集层特性选择合适的采油方法。
其中，水驱方法应用广泛，其主要思想是通过在油藏中注入水，形成形状和尺寸各异的水驱前缘，驱动油层中的原油向井筒移动。
气驱方法则是在油藏中注入天然气等气体，推动原油向井筒方向移动，适用于高渗透性油藏。
4. 分析技术碳酸盐岩类油藏的分析技术则主要用于评价储集层性质、确定油气地质储量等工作。
其中，常用的分析技术包括测井、岩心分析、油藏物性实验等。
岩心分析可以获得岩心物性参数，提供对储集层物性和油气地质储量的定量分析；测井技术则主要是通过测量钻井孔壁的参数，确定岩石的物理、电学、声学等特性，以及揭示储集层的物性和地质结构特征。
总之，碳酸盐岩类油藏的开发技术是重要的勘探开采领域，涉及地质学、地球物理、工程技术等众多领域。
在未来，随着勘探技术和工程技术的不断发展，碳酸盐岩类油藏的勘探开发将有望实现更高的效率和更好的经济效益。
碳酸盐岩油藏开发中常见问题
随着工业生产的逐渐扩大和私家车的普及，人们的日常生活对于油气有很强的依赖性。
在我国的北方地区有较多碳酸盐岩结构，其中存储的油气具有分布不连续、存储量差异大等特点，其开采的技术难度较大，需要做好前期的探测工作，提升油井的开采效率。
在过去，由于受到技术条件的限制，无法正确认识岩石储层结构特点，对于很多碳酸盐岩油藏没有进行完全的开发。
在技术不断进步的条件之下，已经能够更好的实现油藏开发工作。
一、进行碳酸盐岩油藏开发中存在的不足1.对内部结构认识不足碳酸盐岩由于容易受到流水冲击产生孔洞，油气在其中的分布十分复杂，必须加强重视前期的探测工作，才能够选择有针对性的开采技术手段。
在碳酸盐岩的内部有许多不连续的孔洞，大部分的油气都分散在其中。
但是由于这些孔洞是天然形成,并没有实现联通,在开采过程中很容易受到技术限制。
在碳酸盐岩的底部还有许多地下河流分布，如果盲目挖井采油很有可能会导致油田透水，损坏底部的油气存储或造成油气溢散，对有限的资源造成极大的浪费。
常见的油藏开发方式是通过注水进行水油交换实现的。
由于对内部结构认识不足，无法有效实现注水产油，且注入的水流很有可能带着地下的油藏一起深入到其他的孔洞内，给后续的开采带来了很大麻烦。
在这样的情况下，开发工作也可能会面临着一定问题和不足之处。
2.不同油井开采差异大油田类的油井分布可以分为单井、眼井等，油藏分布会在井下形成一定的油压，如果不同的油井开采差异较大，很可能会导致压力不均，导致井下出现压裂情况。
眼井的体积较大、深度更深，有时会在钻井时出现不同深度油层贯通的情况，引起较大的油藏损失，也会给开采人员的正常作业带来较大干扰。
在开采过程中会向油井内注水，在进行水油交换的同时也弥补了地下油量抽取过程中产生的压力损失，注水量分布的不均匀也有可能引发油层中油气流动的变化。
针对不同的油井工作人员，需要制定不同的开采方案，并合理设计注水量，增强提升油井的开采效率，减少作业过程中油气资源的损失。
碳酸盐岩油藏开发技术-2
碳酸盐岩油藏自然衰竭式方式开采世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。
碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。
碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。
在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。
如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。
众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。
自然衰竭式方式开采：衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。
衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。
由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。
自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。
除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。
自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。
因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。
下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进行敏感性分析。
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碳酸盐岩油藏自然衰竭式方式开采世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。
碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。
碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。
在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。
如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。
众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。
自然衰竭式方式开采：衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。
衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。
由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。
自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。
除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。
自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。
因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。
下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进
行敏感性分析。
对于衰竭式开采,不像补充能量开采,在一次采油后可通过二次采油甚至三次采油来提高最终采收率。
如果低于合理速度开采,虽然能够有效保持地层压力,但从经济角度来说是不利的,而且地层天然能量就没有很好的利用。
如果高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。
一是因为底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的波及系数降低;二是岩块被水包围时,油相渗透率会下降,位于岩块中部较小孔隙中的油很难排出来,甚至产生水锁,降低了驱油效率,导致最终采收率降低。
尤其在开发早期,如果采油速度没有控制好,引起水淹,造成油水关系复杂,为中后期的生产和治理增加了难度。
自然衰竭式开采即无压力补给系统与具有压力补给的储层在采收率计算方法上是存在差异的。
采用三种方法计算油田自然衰竭式开采的采收率:①采收率模型法,通过油藏开采的三维模拟试验计算采收率;②图表法,通过油藏自然衰竭式开采的采收率图表计算采收率;③API采收率公式法,通过API(美国石油学会)采收率公式计算采收率。
通过流体动力学模拟试验得到的采收率结果是最可靠的，因为在计算过程中考虑了大量影响油藏开采过程的参数和因素,并且模型是根据实际储层状况建立起来的。
该方法得到的采收率是技术文件中油田开发方案筛选和确定原油可采储量的依据。
但是该方法存在的缺点是计算过程中工作量大、计算周期长；当进行模拟试验的模型缺乏稳定性时则不能确定原油采收率。
API 采收率计算公式由每个储油层实际参数组成，它使原油采收率计算过程变得简单。
利用图表法可以分别计算油藏弹性封闭开采阶段和溶解气驱开采阶段的采收率。
使用基本的储层物性参数就可计算采收率，包括：原始地质储量、原油饱和度、储层孔隙度、原始地层压力、原油中气体饱和压力、气体因子、原油体积系数、原油密度。
在计算油藏弹性封闭开采的采收率时，除了上述基本参数以外，还需要考虑原油、地层水和岩石压缩系数。
而对于溶解气驱时采收率的计算要具备的参数是溶解气含量、原油黏度和取决于开采压力的气体黏度。
原始资料可以从储量估算和根据一定的试验研究来获得，当不具备上述手段时可以通过油田类比方法得到。
在油藏自然衰竭式开采的采收率的计算图表中考虑了影响油田开发指标的储层特征动力学因素，并且该方法使用能量的增量作为计算的尺度，它可以表明地层压力下降过程中储层的能量状况。
该指标决定了油藏自然衰竭式开采的目前和最终采收率大小。
本文利用API采收率公式法和采收率图表法计算了均为自然衰竭式开采的13个油区的采收率，并将计算结果与技术文件中通过渗流力学模拟试验确定的采收率进行对比，计算结果如表1所示。
对表1中所列举的区块利用API公式法与渗流力学模拟试验法所得采收率结果之差的平均值为0.039, 通过方法调整以接近于彼尔姆地区储层条件可提高计算精度。
利用图表法同样与渗流力学模拟试验法的计算结果具有良好的吻合性，其中谷德理夫兹夫和斯特列简油田的吻合性最好，并且在两个油田的运算过程中仅用到储层自身的参数。
当储层原始资料均具备时采收率平均差值为
0.012；而新契民、卡梅史洛夫、列斯、萨斯诺夫和阿布立夫油田有三个基本参数（地层水压缩系数、介质和气体黏度）是通过油田类比方法得到的，因此降低了结果吻合性, 其差值将近0.113。
通过上述计算可以发现，为了提高计算结果的准确度，应该利用具体储层中原油和油气物性与对应地层温度下压力之间的关系、原油和地层水以及介质（岩石）压缩系数。
在必要的原始资料具备情况下利用油藏自然衰竭式开采的采收率图表法可完成以下工作；①确定弹性储量；②监测储层能量状态、规划油田开。