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激光近视矫治手术自诞生之日起，便成为了很多人的宠儿。此项技术经历了准分子激光角膜表面切削术(PRK)、IK、EK、TK四个发展阶段，经过近二十年的发展达到了一定的水平。随着技术的不断发展，近视眼激光手术也在不断进步。飞秒、ICL的出现让更多人有了治疗的机会。

咨询医生       首先，手术医生或临床医师会与你讨论可供选择的所有治疗方案，之后你必须决定是否要做这个手术。下一步涉及一系列非常详尽的诊断检查，以确定你的眼睛是否适合接受这种手术。其基本程序跟标准 LASIK 一样，只是诊断检查更为精细复杂。2.诊断检查当你决定做手术时，医生或医务人员会为你进行多项检查 。你的视力至少要在两年内保持稳定才能考虑做手术，激光治疗医生可能会与配镜师或眼科医师联系。你必须准备至少在诊所呆上2个小时。医生会在进一步检查后与您讨论相应结果。(1)视力检查　为确保制订正确的治疗方案，医生将重新检查你的视力。瞳孔大小 瞳孔大并且做过准分子激光手术的人经常会抱怨有光晕和眩光。医生会判断你的瞳孔是否大小合适，符合正确的参数。(2)角膜结构　眼前节分析诊断系统会测量角膜的形状，从而让医生判断你是否适合做激光矫视治疗，术后进行此项检查还可以判断您的眼睛是否在痊愈。如果你配戴隐形眼镜，则可能需要在四周内设法不戴（具体时间多长视隐形眼镜类型而定），以消除隐形眼镜造成的角膜肿胀，确保医生获得准确的测量结果。(3)像差分析仪　像差分析仪可从您的眼睛获得详细的视觉波前数据。医生会将一滴散瞳剂滴入您的眼内，扩大瞳孔以确保获得所有必要的信息。眼睛疾病 需检查您的眼睛看是否有疾病。这包括测试您的眼内压力，检查角膜和视网膜等。医生向您询问您的健康状况，因为患有某些疾病意味着不能做激光治疗手术。3.治手术前准备工作(1) 视力检查：包括裸眼视力和戴镜最佳矫正视力(2) 屈光检查：包括电脑验光、散瞳验光和复验三个步骤。验光度数正确与否直接影响手术效果(3) 眼前节及眼底检查：重点检查角膜透明度，角膜是否有疤痕，晶体师傅混浊，眼底检查是否有玻璃体混浊、眼底病变等(4) 眼压检查：以排除高眼压和青光眼的可能性(5) 角膜测厚：对角膜中心厚度低于500μm者，如果患者是高度近视，应注意角膜中心切削厚度，术前向患者说明情况(6) 角膜地形图检查：主要目的是对整个角膜表面的规则性和对称性有所了解，排除各种异常因素。4.激光治疗手术开始之前，会在你的眼里滴入局部麻醉药，以便使你感觉不到疼痛。你将脸朝上躺在激光床上，眼睛和眼睑保持睁开，确保它们不会挡住激光束。医生会开始做手术，整个手术会在几分钟内完成。(1)制作角膜瓣　首先要在眼睑下放置一个微型支撑器以防眨眼；接着会在眼睛表面放置称为角膜刀（ Microkeratome ）的精密仪器，并由一个轻巧的真空器固定起来；然后角膜刀会在眼睛表面制作一个非常簿的角膜瓣并小心翻折，避免遮挡。整个过程中实际上不会感到疼痛，只是会感觉到真空泵的轻微压力。(2)激光矫正　激光仪是根据特别为你制订的治疗方案编程的。医生会在激光下调整您的眼睛位置，并要求您注视红光。这时激光仪中的眼球跟踪仪会锁定您的瞳孔，激光治疗就会开始且一般持续两分钟。在整个过程中，眼球跟踪仪会确保激光仪追踪您眼睛的位移来作出调整，哪怕是很小的移动，以确保您的眼睛获得完全精确的治疗。(3)角膜瓣复位　激光治疗后角膜瓣会被翻回，让其自然愈合，无须缝合。5.治疗后的程序治疗过程之后会对您的视力进行检查，并给予药物以防感染和眼睛干涩。您将会带上眼罩，以防在睡觉时抓挠眼睛；此外也要戴上墨镜，因为短时间内您的眼睛会因强光照射感到疲劳。此时您的视力还不是太清晰，不适宜自己驾车，甚至也不适宜乘坐公交车，因此要有人照顾你回家。术后注意事项：第二天，当你进行第一次手术后检查时，会发现视力已经大大提高。但不管手术后你的视力感觉如何良好，千万一定仍要遵照医生的说明按时用药并做一般的眼睛保养。你必须确保进行术后1天、1周、1个月和3个月(也可能包括6个月及12个月)的全部复查。

特拉克TK1204轮式拖拉机技术参数

项目 单位 设计值

整机型号 / TK1204

整机型式 / ■四轮驱动 □两轮驱动 □履带式

整机用途 / ■一般用途 □中耕（高地隙）□果园及温室大棚作业

整机外廓尺寸(长×宽×高) mm 4650×2200×2900

整机轴距或履带接地长 mm 2290

整机轮距(前轮/后轮)或轨距 mm 1600、1760、1810、1960/1680-2020

整机常用轮距(前轮/后轮)或轨距 mm 1650/1680

整机轮距(前轮/后轮)调整方式 / 有级可调/无级可调

整机**小离地间隙 mm 460（前桥底部）

整机**小使用质量 kg 4730

整机标准配重(前/后) kg 300/170

整机**大配重(前/后) kg 300/515

整机履带接地比压 kPa /

整机档位数 前进/倒退/爬行 / 16/8/0

整机档位数 主变速/副变速/梭行档 / 4/2F+1R/2

整机各档理论速度 km/h 前进档：1.64、2.2、2.5、2.88、3.34、4.36、5.16、7.04、7.83、9.43、10.7、12.3、14.32、18.71、22.08、33.56 倒档：2.52、3.38、4.41、7.9、10.97、14.45、18.87、33.85

整机发动机与离合器联接方式 / 直连

整机起动方式 / 电启动

整机动力输出轴功率 kW ≥75

整机**大牵引力 kN ≥34.7

翻倾防护装置（驾驶室或安全框架）型号 / TK1604.45.001

翻倾防护装置（驾驶室或安全框架）型式 / 封闭驾驶室

翻倾防护装置（驾驶室或安全框架）生产厂 / 潍坊英顺机械有限公司

翻倾防护装置（驾驶室或安全框架）认证证书编号或检验报告编号 / WJ2019DFH012

翻倾防护装置（驾驶室或安全框架）认证单位或检测机构 / 河南省拖拉机柴油机产品质量监督检验中心

发动机型式 直列、四冲程、水冷、增压中冷

发动机型号 / YC4A140-T304

发动机生产厂 / 广西玉柴机器股份有限公司

发动机进气方式 / 增压中冷

发动机气缸数 / 4

发动机缸径×行程 mm 108×132

发动机标定功率 kW 88.2

发动机标定转速 r/min 2300

发动机型式核准证书 / CN FC G3 00 0158000277 000001

发动机空气滤清器型式 / 油浴式

发动机空气滤清器型号 / 6J

发动机起动机型号 / 4A

发动机冷却方式 / 强制冷却

排气管消声腔外形尺寸（长×宽×厚或直径×长） mm Φ160×850

排气管消声器（含消声腔）重量 kg 13.3

前照灯型号 / VK-003/VK-004

前照灯生产厂 / 常州市维卡车辆配件有限公司

前照灯认证证书编号或检验报告编号 / 1709-ND01-001/1709-ND01-002

前照灯认证单位或检测机构 / 江苏大学车辆产品实验室

后视镜型号 / CX2008-D916

后视镜生产厂 / 常州市之娇灯具厂

后视镜认证证书编号或检验报告编号 / (2015)委送字后视镜类1570号

后视镜认证单位或检测机构 / 江苏省车用灯具产品质量监督检验中心

前挡风玻璃/门窗玻璃型号 / 公称厚度5.0mm/公称厚度5.0mm

前挡风玻璃/门窗玻璃生产厂 / 龙口市安泰玻璃有限公司

前挡风玻璃/门窗玻璃认证证书编号或检验报告编号 / 201405130106320/2014051301016322

前挡风玻璃/门窗玻璃认证单位或检测机构 / 中国建材检验认证集团股份有限公司

驾驶员座椅型号 / SMT1

驾驶员座椅型式 / 机械悬浮式，PVC表层，高低、前后可调

驾驶员座椅生产厂 / 潍坊舒美特机械有限公司

安全带型号 / DC-1000-006

安全带生产厂 / 常州市东晨车辆部件有限公司

安全带认证证书编号或检验报告编号 / 2009011104354202

安全带认证单位或检测机构 / 中国质量认证中心

燃油箱型号 / TD80

燃油箱容积 L 200

转向系型式 / 全液压转向

转向器型式 / 摆线转阀式静液压转向

转向系液压转向正常工作压力 MPa 14

转向系液压转向液压软管标注的**大工作压力 MPa 53

转向系液压转向液压软管的爆破压力 MPa 212

转向系液压转向液压软管生产厂 / 衡水伯力橡胶制品有限公司

行车制动系型式 / 湿式、盘式、静液压操纵

驻车制动系型式 / 湿式、机械操纵

安全起动装置型式 / 断电式

传动系前驱动桥型式 / 旱地型

传动系离合器型式 / 独立操纵双作用离合器

传动系变速箱型式 / 4×（2+1）×2组成式

传动系主变速箱换档方式 / 啮合套换挡

传动系副变速箱换档方式 / 啮合套换挡

传动系主变速箱壳体（零件号） / TF1004.371-01A

传动系后桥壳体（零件号） / TC05384090001

传动系中央传动型式（前/后） / 螺旋锥齿轮/螺旋锥齿轮

传动系差速器型式（前/后） / 闭式2个行星锥齿轮/闭式4个行星锥齿轮

传动系差速锁型式（前/后） / 无/啮合套式

传动系**终传动方式（前/后） / 单极行星齿轮/单极行星齿轮式于后桥两侧外置

机架型式 / 无架式

行走系轮胎型号(前轮/后轮) / 14.9-26/18.4-38

行走系轮胎气压(前轮/后轮) / 160-180/160-180

行走系履带型式 / /

行走系履带板数量，块 / /

行走系履带板宽度 / /

工作装置液压悬挂系统型式 / 开心、分置式

工作装置悬挂装置型式 / 后置三点悬挂

工作装置悬挂装置类别 / 3类

工作装置调节方式 / 高度调节浮动控制

工作装置液压油泵型式 / 齿轮泵

工作装置液压油泵型号 / CNB-G325

工作装置液压输出装置 / 多路阀

工作装置安全阀全开压力 MPa 17.5-18

工作装置动力输出轴型式 / 后置独立式

工作装置动力输出轴花键数目 / 8

工作装置动力输出轴花键外径 mm 38

工作装置动力

刘中春　袁向春　李江龙

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。

关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式

Analysis on Formation of Residual Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir

LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long

（Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conduits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well production performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of residual oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and production performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conduits in carbonate reservoirs，the form of residual oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.

Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of residual oil

碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×108t，年产油量4.2×106t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。

1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识

测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。

1.1 对溶洞的认识

理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。

图1 双河洞的平面分布图

图2 双河洞其中一个洞室

现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×104m2（织金洞），高达150m。

古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。

古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。

图3 KT429井测井与成像

图4 溶洞内不同种类充填物

1.2 裂缝发育分布规律

根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。

图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征

图6 裂缝倾角百分比

1.3 基质岩块系统的认识

根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10-3μm2，其中小于0.12×10-3μm2的占样品总数的67.14%，小于0.6×10-3μm2的占85.68%，小于3×10-3μm2的占94.39%，大于3×10-3μm2的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10-3μm2，频率中值小于0.1×10-3μm2。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。

2 近井地带简化的地质模型及剩余油

为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。

2.1 封闭型溶洞

封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。

此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。

2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油

钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。

pwf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）

对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：

NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）

此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：

油气成藏理论与勘探开发技术

无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：

剩余油=（1-η）NoBo （4）

2.1.2 溶洞内流体的流动特征

根据流体力学中伯努利方程

油气成藏理论与勘探开发技术

计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。

图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征

2.2 底水型溶洞

底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。

2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析

对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：

油气成藏理论与勘探开发技术

油气成藏理论与勘探开发技术

水油速度比：

油气成藏理论与勘探开发技术

塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。

图8 封闭型底水溶洞示意图

此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。

图9 底水锥进实验结果

2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟

实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×105mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。

实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。

2.3 近井缝洞型

塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。

图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型

为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。

根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。结果表明：有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。

按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。

图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数

2.4 近井裂缝型

塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。

图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型

由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。

图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布

仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。

图14 不同油膜厚度的剩余油百分数

3 剩余油产生因素及提高采收率途径

根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。

图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径

因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。

4 结论与认识

（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。

（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。

（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。

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（1）冷凝器选的过小。更换或增加冷凝器。（2）冷凝器投入运行台数少。增加运行台数。（3）冷却水流量不足。增加水泵运行台数，加大水流量。（4）冷却水温度过高。补充低温水（自来水或井水）；利用冲霜水；保证冷却塔的冷却效果，冷却塔是在室外安装，由于风机的作用，会有大量的灰尘、树叶、昆虫等进入塔内，时间长了会造成冷却塔填料、管道等的堵塞，另外使用时间久了，布水器喷孔也会被杂物或水垢堵塞，影响冷却效果，因而需对冷却塔定期清洗，保持清洁。当水温接近空气湿球温度时应关闭冷却塔风机减少电耗。（5）冷凝器换热面积减少。充足的换热面积是冷凝器换热效果的重要保障。特别是采用压缩冷凝机组的制冷系统，因为这种机组的冷凝器兼有贮液器的功能，当冷凝器内液位过高时，严重影响冷凝器的冷凝效果，冷凝温度和压力升高，制冷压缩机耗电量增加，因此，操作时应注意液位变化，及时排放冷凝器中的冷凝液体，加注制冷剂时，严格控制加入量，确保冷凝器充足的换热面积。（6）冷凝器布水不均匀。当布水不均匀时，部分管子内水流量最大，部分管子内的水流量小，将使传热效率降低，冷凝温度升高。良好的水流分布，应是水流沿管壁旋转流下，若水流从管子中间流下，则大部分水流起不到冷凝效果。因此当布水器布水不均匀时，应更换布水器。（7）冷凝器管道上有水垢。冷凝器管道上的水垢导致热阻增大，传热系数降低，热交换效果下降，使冷凝温度上升。改善水质，及时除垢。（8）冷凝器中有空气。冷凝器中的空气使系统中分压力增加，总压力升高，空气还会在冷凝器表面形成气体层，产生附加热阻，使传热效率降低，导致冷凝压力和冷凝温度升高。应及时放空气。