塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发技术及攻关方向

胡文革

（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）

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[1-2]，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。相对砂岩油藏，碳酸盐岩油藏开发技术和开发政策比较独特[3-5]，本文重点介绍塔河油田开发实践中的关键技术和特色方法，以期为国内外同类油藏的勘探开发工作提供参考。

图1 塔里木盆地构造单元划分Fig.1 Structural unit division of Tarim Basin

1 塔河缝洞型油藏开发历程及认识

塔里木盆地是我国最大的内陆盆地，油气资源的勘查和研究已有100 多年的历史。1984年沙参2井的突破[6]，取得了塔里木盆地内碳酸盐岩领域油气勘查的重大进展，1997年在盆地北部发现了多套油气层系叠置的巨型油气田——塔河油田。

1997年塔河油田投入试采，经过3年多的试采评价，初步建立了地震剖面中“串珠”状地震反射与岩溶缝洞的对应关系（图2），针对古潜山的勘探，在地震处理聚焦显示“串珠”[7-8]，并取得理论支撑后，以溶洞为目标对象的勘探开发取得了质的飞跃，年产量上升至200×104t，动用储量近1×108t，海相碳酸盐岩大油田初现端倪。

2001—2014年，针对古潜山及其斜坡区带以“滚评建一体化”模式滚动动用，产量以年增60×104t 持续快速提升，峰值年产量达到737×104t，新增动用储量近10×108t。缝洞储油突破了传统沉积孔隙储油的范畴，碳酸盐岩地层找油首选目标由礁滩孔隙转向古潜山岩溶缝洞。缝洞成为储集空间，为以后的工作打开了一扇门，找到了新领域。特别是随着产建阵地的外扩及对岩溶地质的深入研究，产建领域从古潜山走向剥蚀区，逐步认识到暴露剥蚀区断裂是最重要油气输导条件[9]，为评价油气富集带和调整区指明了方向。而岩溶系统控制了缝洞沟通关系，岩溶系统的分布特征决定了缝洞间的连通与分隔性，为明确储量动用规律，认识动态储量奠定了地质基础。建立了以构造分区带为基础的“按洞布井、逐洞开发”的选井原则和以缝洞单元开发为目标的井网构建原则，针对古潜山及斜坡区岩溶缝洞快速滚动评价并以“滚评建一体化”模式，年建产率稳定在90%左右。

图2 时间域地震偏移剖面Fig.2 Time-domain seismic migration section

2015年进入精细化注水注气开发阶段，特别是近年来通过国家“十三五”科技重大专项“塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采收率关键技术示范工程”的基础理论研究和技术攻关，逐步建立了油藏地球物理、油藏地质及油藏工程方法。其中，油气水重力分异作用在缝洞系统中起决定作用，区别于砂岩的毛管力，缝洞内重力作用为注水注气提高采收率提供了理论支撑。同时，逐渐完善了与缝洞相匹配的注水注气开发技术，提高采收率成效显著，盈亏平衡油价逐步下降到43美元/bbl，保障了油价寒冬期年产油600×104t的开发效益。

近年来，随着断溶体油藏[9]的发现，为广袤的塔里木盆地碳酸盐岩油气藏勘探突破奠定了理论基础，为勘探开发找准了方向，意义重大。塔河油田深大断裂不仅控制了塔河油田奥陶系的构造发育程度，而且还控制了沉积建造和层序发育特征，直接或间接地控制着盆地内烃源岩、储集层、圈闭发育特征和油气的运移、聚集及油气藏的分布，断裂系统（图3）也是塔河油田最主要的油气储集空间，只是不同级别不同性质的断裂在时空上对油气藏的形成和分布的控制作用不同。近几年根据这一突破性认识，发现了远离暴露岩溶区的顺北油气田。

图3 碳酸盐岩断溶体油藏模式Fig.3 Trap model of carbonate fault-karst reservoir

2 缝洞型油藏开发关键技术

塔河油田的勘探开发实践证明，奥陶系碳酸盐岩溶洞结构多样、连通性复杂，储集体空间发育具有极其不确定性，其油气水关系及油藏类型也十分复杂，如何有效识别描述缝洞储集体及其内部流体流动规律，对实现优质高效的开发极为重要。

2.1 缝洞空间结构表征技术

精准识别描述缝洞储集体，特别是理清缝洞空间展布特征，明确井-洞、井-缝间的关系，是制定合理开发技术政策的基础。缝洞空间结构表征技术是基于地球物理方法，表征缝洞体的外部轮廓、空间位置、体积大小及内部结构，进一步理清缝-洞、洞-洞、井-洞的空间位置关系（图4），实现了不同地质背景下，不同尺度、不同类型缝洞系统的综合描述。

1）溶洞空间位置“三定法”

该技术由王震等提出，利用叠前深度偏移资料确定中心点位置、分频能量属性确定溶洞内部分隔、波阻抗反演确定溶洞顶[10]。在埋深6 000 m 条件下，缝洞体中心位置识别误差由110 m 缩减到40 m，顶部深度偏差小于10 m，缝洞间隔识别缩小到30 m以内，指导了钻井靶点设计，新井中靶放空漏失率提高到60.5%。

2）断裂-裂缝的地震分级预测与识别技术

该技术采用多属性融合，逐级检测，结合分频、相干与蚂蚁体等断裂属性描述和刻画等手段，实现断裂-裂缝的三维空间刻画。

3）集成创建了三大地质背景缝洞系统综合描述技术

风化壳岩溶缝洞系统描述是应用趋势面属性表征残丘轮廓，分频能量表征残丘内部的缝洞展布，不连续性属性表征断裂分布，综合表征残丘内部的缝洞结构；而断控岩溶缝洞系统描述是应用结构张量属性边界刻画技术和波阻抗反演、蚂蚁体断裂检测技术建立有效的“断溶体”油藏内部缝洞结构差异表征方法[11]；针对古暗河缝洞系统描述，主要是基于储层物性参数反演充填物性，实现了塔河油田岩溶古暗河孔隙度、充填性、泥质含量、灰质含量和石英含量的定量预测，与测井解释结果吻合率达到86%[12]。

图4 塔河风化壳岩溶缝洞系统空间结构Fig.4 3D spatial structure of karst fractured-vuggy system in Tahe Oilfield

2.2 缝洞型油藏储量计算方法

缝洞型油藏储量计算方法经历了碾平容积法、改进容积法[13-14]、体积雕刻法[15]。其中碾平容积法是借鉴碎屑岩油藏储量计算方法，将缝洞型油藏视为“储层连片分布、整体含油”，纵向以净毛比按等厚层状、平面按井控碾平，利用容积法公式计算得到储量值。在勘探开发早期，对缝洞的非均质性认识不够，没有摆脱传统思维，误差较大。改进容积法表征了缝洞在平面上的分布差异，并改进了溶洞孔隙度、含油饱和度赋值方法，但该方法仍为层状思维。体积雕刻法是随着缝洞三维空间刻画技术的进步，在三维空间采取网格积分计算洞穴、孔洞、裂缝三类储集体的有效孔隙体积（图5），该方法抛开了层控的观念，建立了缝洞空间立体概念。

体积雕刻法计算缝洞型碳酸盐岩油藏地质储量可分为4 步：第一步，依据钻井、岩心、测井及测试资料，对储集空间类型及储层类型划分，研究不同储集空间类型的测井响应特征，综合应用测井解释成果及生产测试数据确定有效储层孔隙度及含油饱和度下限值；第二步，通过不同异常反射地震敏感属性优选，确定不同类型储集体门槛值，利用三维空间可视化技术得到异常反射几何体，刻画轮廓边界；第三步，综合应用测井数据、地震数据及地质信息，根据缝洞型油藏非均质性强的特点，采用低频趋势约束下的分形分维井-震联合反演，得到波阻抗反演体，再通过参数反演得到孔隙度体；第四步，应用异常反射几何体和孔隙度反演体，在孔隙度下限值研究的基础上，通过属性融合技术，分别刻画计算底界以上有效储层空间展布，基于原油地质储量计算公式（1），应用体积雕刻结果得到有效孔隙体积，从而计算原油地质储量。

式中：N为静态储量，104t；Vo为有效孔隙体积，104m3；Soi为平均含油饱和度，%；ρ为原油密度，g/cm3；Boi为原油平均体积系数。

塔河油田存在大量封闭无水体型溶洞，此类溶洞所钻遇的缝洞体具有固定容积的特征，动态储量计算结果能较真实的反映地下地质储量。通过选取塔河油田老区12 口典型封闭无水体型单井，分别利用改进容积法和缝洞雕刻法计算静态地质储量，并与动态储量进行对比分析，计算结果如表1所示，相对改进容积法而言，体积雕刻法计算的静态储量与动态储量吻合度更高。

图5 基于体积雕刻法的缝洞体地质储量计算流程Fig.5 Calculation flow of geological reserves of fracture cave based on volume carving method

表1 不同方法计算地质储量结果Table 1 Calculation results of geological reserves by different methods

2.3 空间结构井网构建技术

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，缝洞结构的空间组合极为复杂。张希明等[16]早期以平面上相关联的一组缝洞作为一个开发单元进行动态管理与评价，此单元具有统一压力系统和相关的油水分布关系。早期划分主要以图6a所示的岩溶沟谷为界，随着认识深化，逐步统一到图6b所示的以岩溶系统为流动主线，以断裂沟通为辅助条件，以不渗透基岩为边界的划分标准[17-18]，如图6中的TK889 井经示踪剂测试与TK866、T705井具有动态响应，缝洞单元重新调整后边界划分也更为合理。缝洞单元的提出及完善，为缝洞型油藏开发奠定了动态管理的基础。

早期产能建设阶段，井点部署以洞为目标，对洞间关系、洞间小型缝洞考虑少，注水注气开发后，注采对应率低。基于缝洞型油藏缝洞结构的复杂性以及在空间分布上的不规则性，构建了与碎屑岩油藏“层”开发思想不同的井网，缝洞型油藏的开发理念以空间“立体”开发为出发点，提出了针对缝洞型油藏的“空间结构井网”理念[19]。缝洞型油藏“空间结构井网”以缝洞体三维空间结构为基础，量化判定井洞匹配关系与洞间连通关系，以储量有效控制、高效动用为目标，矢量配置注采井组，形成平面多向驱替、纵向多段控制的注采体系。井网构建的核心思想是“立体化”（图7），主要反映缝洞的空间分布和分层展布，凸显井-洞、缝-洞和洞-洞空间的结构关系。

图6 缝洞单元划分与确定Fig.6 Division and determination of fractured-vuggy elements

图7 缝洞立体井网构建Fig.7 3D well pattern construction of fractures and caves

“空间结构井网”主要按储集体展布确定井网模式、缝洞结构确定注采关系、剩余油分布确定注采方式三种原则来构建。对于低控制井网，可通过新增注采完善井提高缝洞和注采井网控制程度，地质工程一体化预测经济可采储量，保证生产效益最大化；对于低动用井网，可通过调整注采结构、井网参数、注采关系等，优化井网部署和调整潜力，使水驱动用程度最大化，从而推进单元储量控制、动用程度及分类评价，指导注采井网完善与效益开发。

2.4 缝洞注水注气替油及井间驱油技术

依据缝洞内重力分异作用，对于相对封闭型溶洞，创建了注水注气替油技术[20-21]，以水驱替溶洞下部油，以气驱替溶洞顶部油（图8），采收率得到了显著提高。对于多个缝洞体组成的缝洞群，通过刻画缝洞空间结构，建立了差异化的注采关系、注水方式及注采参数优化方法，创建了空间结构井网驱替技术，目前已在126 个多井缝洞单元体开展了注水开发，采收率提高5%以上。

图8 缝洞型油藏注气重力驱油机理模拟Fig.8 Simulation of gas injection gravity drive mechanism in fractured-vuggy reservoir

针对不同岩溶背景下缝洞空间的分布差异，制定了差异化的注水注气开发技术政策（表2）：风化壳岩溶区表层岩溶带和垂向渗滤岩溶带叠置发育，有分段特征，水驱后剩余油分布主要受局部残丘控制，适合一注多采的空间网状井网，以注水注气提高采收率；古暗河岩溶发育区缝洞沿岩溶管道分布，以线状注采为主，以不稳定周期注采提高采收率；断溶体油藏缝洞沿断裂走向分布，平面分段、纵向局部分隔，适合构建沿断裂带的线状立体注采井网。上下沟通型，以顶部采、底部注为主；上下分隔型，采用分段注采，总体构建了差异注采政策，为提高采收率奠定了基础。

表2 不同岩溶背景井网构建原则Table 2 Construction principles of well pattern with different karst background

2.5 基于溶洞流动特点的油藏工程方法

通过深度挖掘“压恢试井、自喷井油压、机采井液面、注水井注入压力与累产液”数据，创新形成了基于生产指示曲线动态分析评价技术[22]，用于自喷井动态储量计算及储层损伤评价、机采井健康工况分析与合理生产压差计算、注水井井周波及储量分析及注水量计算，指导了油井自喷井、机采井、注水井的调控对策和优化挖潜。

能量指示曲线表征油井地层压力变化和累产液的关系[23]，区分了溶洞的封闭和开放的特征。其物质平衡方程可简化为公式（2）所示：

式中：N为动态储量，t；K为能量指示曲线斜率；Ct为综合压缩系数；Bo、Boi分别为原始压力和目前压力状态下的原油体积系数。

以塔河油田10 区TH10144 井为例，其能量指示曲线如图9所示，K、Bo、Boi、Ct分别取0.004 7、1.075 2、1.032 1、0.001 5，计算得到动态储量为14.78×104t。

图9 TH10144井能量指示曲线Fig.9 Energy indicating curve of well TH10144

2.6 “滚评建一体化”技术

针对不同区带存在缝洞发育程度、油气充注富集、底水沟通程度的差异，不能像构造砂体油藏那样一次性评价储量与产建，在实践中形成了“滚评建一体化”增储上产工作方法。

每期方案既有对已评价认识清楚区的产能建设井部署，同时安排对未明区带的滚动勘探，对已见油气区的储量产能评价，按滚动、评价、产能1∶2∶7量化统筹工作量。整个区块一期期推进，步步为营，滚动展开，这种工作方法加快了增储上产进程，规避了风险。例如12 区面积729 km2，储量4.1×108t，从2007年开始，编制了12期产建方案，累计建产能约2 080×104t。

3 以缝洞为目标的工程工艺特色技术

塔河油田油藏埋藏深（5 500 ～7 000 m），地层温度高（130 ℃），地层矿化度高（200 346 mg/L），原油温敏性强（60 ℃黏度快速增大），相应工程工艺除满足一般油藏开发共性外，还创新了一系列特色技术。

3.1 针对缝洞“一井多靶”钻井沟通技术

塔河超深缝洞型油藏埋深5 500 ～7 000 m，目的层缝洞储集体非均质性极强，上覆地层发育多套火山岩、膏盐岩等复杂地层，钻井成本是常规（3 000 m左右）的3 ～5倍，创新“一井多靶”钻井技术，达到了大幅降低钻井投入，提高井筒利用效能的技术目的[24-25]。

具体包含两大技术：一是地质可视化三维轨迹设计优化技术（图10），通过钻柱结构的轴向载荷、摩阻扭矩、屈曲状态等钻井参数的精细分析与实时调整，实现了三维井眼轨迹的有效控制，最大造斜率达到12（°）/30m，实钻轨迹设计符合率95%以上，实现了距缝洞体顶部20 ～30 m“擦头皮”精确钻进，确保轨迹沟通多套储集体的顶部，而不直接钻入易于恶性漏失的核部；二是复杂地层的塌漏高效防治技术，由于完钻井深大，路遇多套恶性漏失和严重垮塌的复杂层段，针对大于5 mm 的大尺度裂缝恶性漏失，研发了固化型、凝结型、高失水型三类化学固结堵漏材料。平均堵漏时间由常规技术的110 d 降至39 d。针对严重垮塌层段，研发高油水比油基钻井液体系，配合微纳米刚性、塑性堵漏新材料，对微裂缝全面封堵，有效阻止压力传递，避免井壁失稳，实现最大完钻井深7 000 m，定向钻进600 m，全程无阻卡，不埋钻。

图10 “一井多靶”和“擦头皮”设计Fig.10 Design of one well with multiple targets and“scalp wiping”

3.2 全方位高效酸压储改沟通技术

针对碳酸盐岩可酸溶特性，创建了全方位酸化压裂一体化改造技术（图11）[26]。在油田主体区累计支撑了近5 000×104t 可采储量的有效动用。近年来在顺北油田深入开展试验与应用，为百万吨产能建设提供了可靠的技术手段。

具体包含三大技术：一是针对径向距离（R）30 m以内的储集体，开展了复杂缝酸压技术，前置强渗透酸多向渗透，再用压裂液造缝配合酸液刻蚀形成导流通道，目前为油田的主体改造方式；二是针对径向距离30 ～80 m、方位0°～75°的储集体，按照“多级暂堵转向、深部沟通”思路，创新形成了转向酸压技术；三是针对径向距离30 ～80 m、方位75°～90°的储集体，探索创新脉冲波压裂新技术，利用火箭推进剂燃烧的高能气体及脉冲波，形成定向放射状的多簇缝网，再酸压深部沟通。该技术在6 550 m超深井成功试验，填补了行业空白，三项技术保障了井周全方位的沟通。

图11 全方位高效酸压储改沟通技术Fig.11 High efficiency omnidirectional reservoir reconstruction

3.3 大尺度缝洞间流道调整技术

缝洞型油藏流动通道尺度大，优势流道极易水窜，并对其他流道形成屏蔽。对此，近年来创建了针对缝洞型油藏特色的流道调整技术（图12），累计实施26井组，有效15井组，阶段增油4.56×104t，实现了对大尺度缝洞通道扩大水驱波及的技术突破。该技术规模推广后有望增加水驱动用储量1.5×108t以上。

流道调整包含三大技术：一是缝洞注采单元的流道识别，物探技术结合动静态分析和示踪剂解释，初步刻画出井间缝洞空间结构与流动通道，再运用“管流-渗流耦合”试井解释新方法，刻画出管流缝洞体积和渗流裂缝体积；二是研制了“不同颗粒、强度、密度、可溶性”的调整颗粒体系，通过调整高分子合成颗粒的软段、硬段比例，获得不同的弹性强度，使其满足不同压力下变形通过的要求。通过调整高温塑化官能团的类型和比例，使其满足不同温度下塑化粘连、快速堆积的要求；三是低成本在线注入技术，在成像测井指导下优选颗粒粒径，利用螺旋提升加料装置和高压堵调泵在线注入。

3.4 高沥青质超稠油降黏开采技术

图12 缝洞型油藏流道识别与调整井Fig.12 Channel identification and adjustment in fractured-vuggy reservoir

塔河稠油50 ℃黏度为（1.0×105～1.0×107）mPa·s，沥青质含量为25%～62%，是常规稠油的5 ～10倍，与常规蜡和胶质致稠原油具有根本不同。由于沥青质中Ni、V、O、N、S等元素含量异常超高，是常规稠油的10 倍，导致分子极性较强，分子间作用力较大，聚集形成了致密的层状沥青质胶核。胶核深入聚集缠绕，最终形成具有空间网状结构的强黏弹性胶体体系，导致黏度急剧升高。对此创建了基于四组分平衡和沥青质有效分散机理的掺稀降稠开采技术，形成了三参数掺稀优化图版。利用温度敏感性强，研制物理降黏配套工艺，一是研制了耐温型矿物绝缘电缆加热技术，电热转化效率可达99%；二是引入了纳米材料油管保温技术，充分利用地层热量，井口温度提高20 ℃。充分释放油井产能，保障了平稳生产。

3.5 注采一体化地面工艺技术

缝洞型油藏以缝洞空间原油为注采对象[25]，单井既是采油井，也是注入井，井间注采阶段转化率高，对地面注采系统建设有不同的要求，在输水管线“干线到区，支线到站”的条件下，单井管线采用耐腐技术，既采油又注水，避免了单井注水管线的投入，结合就地分水，降低了成本（图13）。该技术于2019年在12区某站投产运用，优化了一座常规注水站及配套单井注水管线，共计1 050 万元。目前已有21 座“一管双用”站场正在实施中，相较于常规工艺降低工程投资2.2 亿元。

4 技术攻关方向

缝洞型油藏开发永恒的核心任务是缝洞空间结构精准刻画，支撑剩余油认识和动用。展望未来，随着信息化智能化技术的进步，新材料新设备的研发应用，必将为油田开发带来巨大的转变。

4.1 缝洞结构描述技术

以地球物理技术对缝洞外轮廓的描述，受地层深度和地震尺度限制，仅能描述刻画50 m 以上大型溶洞，需要从四个方面攻关与创新：一是通过大量的物模正演，建立起更小尺度（小于50 m）、多种形态、各种充填方式的地震反射特征模式库，利用多属性模式匹配与神经网络识别技术，实现地震向地质体直接转化，以历史拟合反复修正，建立单元缝洞地质模型；二是创新井筒远距测量技术，以声波探测、电磁波测量等技术，直接对井周缝洞扫描测量；三是机器人进入缝洞集合体内直接测量内部结构；四是以现代岩溶露头，找到内在规律及控制因素，增强预测能力并形成预测方法。通过以上洞内测量、井周扫描、地震正反演，相互印证补充，实现对不同尺度缝洞的精细描述。

4.2 剩余油定量表征技术

剩余油描述主要有两个攻关方向：一是研制不同缝洞结构的大尺度物理模型，通过开展在不同驱动条件下剩余油分布规律的大量实验，明确不同缝洞结构组合中剩余油的形成机理；二是攻关采用缝洞结构约束下的“三分”（分系统、分组合、分方法）地质建模技术，完善不同缝洞体渗透率参数分级赋值的数值模拟技术，并以缝洞结构内的流体检测等技术修正现有数模模型，发展形成以建模-数模为核心的缝洞型油藏剩余油定量表征技术。

图13 注采一体化地面工艺技术流程Fig.13 Surface technology process of injection and production integration

4.3 井周储量动用技术

井周储量动用主要包括两方面：井周未沟通储量和井周井间已动用储量，其中，井周未沟通储量动用技术的攻关方向是全方位精准靶点沟通，在机械沟通上，完成小井靶距、小转弯半径各种工具工艺研发；在压裂工艺和改造液体系创新上，实现360°方向可控、酸蚀距离可控。动用井周井间储量，关键要考虑与井沟通的缝洞内的两种剩余油。一是被屏蔽的缝洞系统内的低流动能力油气；二是裂缝、砾间孔腔内的剩余油。需要攻关研发不同尺寸流道调整剂和定点放送工艺，调整孔缝间的流动能力，均衡动用各个缝洞系统，同时研发针对缝孔的表面活性剂体系。

4.4 稠油开采技术

影响稠油流动的关键参数是温度。塔河稠油在60 ℃以下流动能力变差。在不含水、低含水阶段用稀油掺入提高流动能力，实现了规模上产阶段、高地层能量条件下开发。针对未来含水进入中高期，大部分井需要放大压差生产，掺稀开采仅部分井适用，创新高效井筒保温技术，纳米材料为突破点。另外，研发油藏条件（150 ℃）稠油裂解，配合地面改制技术，可以大幅度提高流动能力。

5 结论

塔河油田缝洞型油藏为非常规油藏，经过多年的探索攻关，在地质认识、储层识别、工程工艺、勘探突破及产能建设等方面取得了一系列重要成果，为广袤的塔里木盆地碳酸盐岩油气藏勘探突破奠定了理论基础，其中，构建了六项关键开发技术：①缝洞空间结构表征技术；②缝洞油藏储量计算技术；③空间结构井网构建技术；④缝洞注水注气替油及井间驱油技术；⑤基于溶洞流动特点的油藏工程方法；⑥滚评建一体化技术。形成了五项特色工艺技术：①针对缝洞“一井多靶”钻井沟通技术；②全方位高效储改沟通技术；③大尺度缝洞间流道调整技术；④高沥青质超稠油降黏开采技术；⑤注采一体化地面工艺技术。

塔河油田勘探开发实践证实了塔里木盆地碳酸盐岩油藏具有广阔的发展前景，同时亦面临理论创新、工艺技术突破以及效益开发等问题和挑战。为持续实现碳酸盐岩缝洞型油藏勘探新突破以及高质高效开发，还有待广大石油科技工作者在实践中不断创新、完善，构建起支撑千万吨级油田开发的技术系列，重点有四个方面的关键技术亟待攻关：①缝洞结构描述技术；②剩余油定量表征技术；③井周储量动用技术；④稠油开采技术。