孫 亮，李 勇，楊 菁，李保柱

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

中東地區(qū)碳酸鹽巖油氣資源得天獨厚，具備大規(guī)模建產(chǎn)和較長時期穩(wěn)產(chǎn)的開發(fā)優(yōu)勢［1-2］。中東碳酸鹽巖油藏主要是大型生物碎屑灰?guī)r油藏，以孔隙型為主［3］。這類油藏儲集層孔隙結(jié)構(gòu)具有多模態(tài)特征，平面及縱向物性差異均較大且普遍發(fā)育高滲條帶［4-8］，與中國縫洞型或古潛山型碳酸鹽巖油藏在地質(zhì)特征、生產(chǎn)規(guī)律及開發(fā)模式上均差別很大［9-11］。初期多采用衰竭式開發(fā)，但采出程度較低，目前正逐步向人工補充能量開發(fā)轉(zhuǎn)變。注水開發(fā)在中東部分碳酸鹽巖油藏已取得較好的開發(fā)效果，尤其是水平井技術(shù)的應(yīng)用［12-14］，有效提高了薄層底水油藏儲量動用程度和單井效益，但隨著開發(fā)程度的不斷加深，水平井含水上升問題日益突出，且開發(fā)調(diào)整難度越來越大。目前，國內(nèi)外水平井水淹問題的研究主要針對的是常規(guī)砂巖油藏和縫洞型碳酸鹽巖油藏［15-20］，對于中東地區(qū)這類碳酸鹽巖油藏的含水上升機(jī)理及注水優(yōu)化技術(shù)的研究則比較薄弱［21-22］，且該類油藏的水平井整體注水開發(fā)在世界范圍內(nèi)尚處于探索階段，這些均制約了油田的產(chǎn)能建設(shè)，因此，亟須盡快形成該類油藏的高效注水技術(shù)［23］。

中東A 油田KH 油藏屬于薄層底水碳酸鹽巖油藏，基于該油藏地質(zhì)再認(rèn)識及開發(fā)動態(tài)分析，厘清碳酸鹽巖油藏水平井注水開發(fā)存在的生產(chǎn)問題，明確水平井含水上升規(guī)律及其主控因素，進(jìn)而建立主控因素影響下的含水上升模式，并在此基礎(chǔ)上有針對性地提出注水開發(fā)優(yōu)化技術(shù)，以期為水平井水淹治理及注水方案調(diào)整提供參考。

1 油藏概況

A 油田為一南北向平緩背斜構(gòu)造，包含7 套油水系統(tǒng)。本次研究的目的層為A 油田上白堊統(tǒng)KH油藏。該油藏埋深為2 580～3 150 m，巖性為生物碎屑灰?guī)r，儲集層平均有效厚度為20 m，平均孔隙度為23.6%，平均滲透率為20 mD，底水較為發(fā)育，局部地區(qū)存在天然微裂縫，屬于薄層底水碳酸鹽巖油藏。油藏原始地層壓力為25 MPa，飽和壓力為19 MPa，初期采用衰竭式開發(fā)，2011 年實施注水，井網(wǎng)部署形式為水平井排狀注采井網(wǎng)。由于這類油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)、儲集層縱向物性差異大、內(nèi)部存在高滲條帶，開發(fā)過程中注水波及效率低，水驅(qū)儲量動用效果差。目前，油藏在采出程度低于10%的情況下已全面見水，大部分油井無水采油期較短，見水后含水上升快，部分區(qū)域含水率已高達(dá)60%～80%。由于水平井見水后難以治理，油藏高效注水開發(fā)面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

2 水平井含水上升主控因素

通過開展油藏地質(zhì)研究和生產(chǎn)動態(tài)分析，明確了影響水平井含水上升的主控因素，其中地質(zhì)因素主要包括高滲條帶、裂縫帶、高黏油的分布以及底水能量的強(qiáng)弱，開發(fā)因素主要包括開發(fā)技術(shù)對策如注采比、注采強(qiáng)度，以及水平井與儲層的關(guān)系。

2.1 儲集層非均質(zhì)性

2.1.1 高滲條帶

高滲條帶指整個儲集層中滲透率較高、厚度較小的儲層段或儲層區(qū)［24］。巖心、薄片、孔滲資料均表明，KH 油藏儲集層上部發(fā)育厚度為0.7～1.5 m的亮晶砂屑灰?guī)r高滲條帶。受生物擾動作用影響，其巖性呈花斑狀特征。一方面，生物擾動產(chǎn)生潛穴被動充填上層粗粒顆粒沉積物，在巖石組構(gòu)發(fā)生變化的同時抑制了早期膠結(jié)，粒間孔隙發(fā)育，儲層物性較好；另一方面，后期成巖環(huán)境變化并發(fā)生溶蝕作用，此時流體優(yōu)先進(jìn)入潛穴構(gòu)成的三維網(wǎng)狀通道對膠結(jié)物進(jìn)行溶蝕，從而加劇了潛穴與基質(zhì)的物性差異。高滲條帶的測井響應(yīng)特征為:自然伽馬較低，電阻率和孔隙度均較高，核磁共振T2峰值靠右側(cè)，成像測井的靜態(tài)成像顯示為亮色，動態(tài)成像顯示有明顯的孔洞。高滲條帶在全區(qū)穩(wěn)定發(fā)育，其滲透率為230～1 042 mD，平均為760 mD，而其他層的滲透率一般小于50 mD，相差數(shù)十到數(shù)百倍。

高滲條帶的存在加劇了儲集層縱向非均質(zhì)性。開發(fā)過程中注入水易沿優(yōu)勢通道水竄，使同層位其他層段很難動用或者層內(nèi)相對低滲部位無法受到注入水驅(qū)動，從而降低注水波及體積，并造成無效水循環(huán)。油井生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)為，井軌跡在高滲條帶附近的水平采油井無水采油期較短，見水后含水快速上升，而遠(yuǎn)離高滲條帶的水平采油井含水上升速度較慢（圖1、圖2）。飽和度測井和電阻率變化分析也表明，注水后高滲條帶的含水飽和度明顯升高，水淹程度高，而低滲層含水飽和度變化很小，層間干擾現(xiàn)象非常嚴(yán)重。

圖1 水平采油井井軌跡剖面Fig.1 Cross-section diagram of horizontal production well trajectory

圖2 高滲條帶對采油井生產(chǎn)動態(tài)的影響Fig.2 Influence of high-permeability zone on production performance

2.1.2 裂縫帶

在注水開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)油藏儲集層存在一些地質(zhì)異常體，如裂縫帶?；趲r心縫洞描述、全直徑巖心CT 掃描及鑄體薄片等靜態(tài)資料對裂縫發(fā)育情況進(jìn)行研究（圖3）。結(jié)果表明:油藏局部地區(qū)儲集層在成巖作用后發(fā)生構(gòu)造運動并產(chǎn)生裂縫帶，在高滲條帶下部致密儲層段發(fā)育小角度垂直縫，長度為3～10 cm，鑄體薄片顯示為溶蝕縫和構(gòu)造微裂縫。生產(chǎn)動態(tài)資料也表明，裂縫帶較發(fā)育的油井在生產(chǎn)過程中存在泥漿漏失現(xiàn)象，且在衰竭開采期間或注水開發(fā)后含水迅速上升。

圖3 P9 井裂縫發(fā)育特征Fig.3 Characteristics of nature fractures of well P9

裂縫帶的存在會顯著提高儲集層的垂向滲透率及近井地帶的地層傳導(dǎo)率，并起到溝通水平生產(chǎn)段和下部注入水或底水的作用。研究區(qū)多口井的全直徑巖心分析顯示垂向滲透率與水平滲透率之比（Kv/Kh）較大，平均值為0.584，試井解釋結(jié)果也表明有一半井的Kv/Kh值大于0.5。較高的Kv/Kh值會導(dǎo)致注入水或底水迅速垂向流動至高滲條帶，從而沿高滲條帶快速突破至采油井。通過數(shù)值模擬研究垂直裂縫發(fā)育程度對水平井含水變化規(guī)律的影響，結(jié)果也表明，隨裂縫發(fā)育程度的增高，即Kv/Kh值增大，油井見水提前，且含水上升速度明顯加快。

2.2 高黏油

基于巖心觀察、地層壓力測試、原油取樣和測井資料分析，對KH 油藏流體性質(zhì)進(jìn)行研究。結(jié)果表明，研究區(qū)東南部存在高黏油，在油藏溫度為80 ℃的條件下高黏油黏度高達(dá)2 000 mPa·s，從巖心照片上可以看出以溶孔和粒內(nèi)孔為主的巖石孔隙內(nèi)充滿了黑色的高黏油。利用雙側(cè)向-微球形聚焦測井曲線對高黏油分布區(qū)進(jìn)行了初步識別，再利用中子孔隙度、密度和成像測井響應(yīng)特征對高黏油空間分布進(jìn)一步加以確認(rèn)。中子孔隙度和密度測井曲線在輕油層和水層段會重疊，在稠油層段會發(fā)生分離；稠油層段的核磁共振孔隙度將呈現(xiàn)與降低的表觀氫指數(shù)成比例的孔隙度虧損，T2譜變寬且向左偏移，弛豫時間變短，在雙TW測井曲線上無明顯的差譜信號顯示。利用以上方法準(zhǔn)確刻畫出了高黏油的空間分布。

高黏油的存在加劇了儲層平面非均質(zhì)性。水油流度比較高，對水井注入能力和油井產(chǎn)量都有較大影響。試井解釋和生產(chǎn)測井資料均表明，高黏油主要影響水平井的有效長度。水平井水平段長度為800～1 000 m，但注水井的有效吸水長度多為200～500 m，且不同位置吸水能力差異很大；采油井的有效生產(chǎn)長度僅為200～300 m，導(dǎo)致新井投產(chǎn)失敗或產(chǎn)能較低。高黏油分布區(qū)的注入水及底水更容易出現(xiàn)黏性指進(jìn)現(xiàn)象，油井含水上升速度明顯高于其他區(qū)域，注水效果比預(yù)期的差。

2.3 驅(qū)動能量

KH 油藏為構(gòu)造底水油藏，下部存在較厚的油水過渡帶，且底水能量強(qiáng)弱在不同區(qū)域有所差別。分層壓力測試顯示不同區(qū)域各層的壓力下降程度各異，說明各層的流動能力和垂向連通情況不同，地層能量的保持水平存在差異。目前，油藏處于注水開發(fā)初期，驅(qū)動方式主要是注入水和底水的水壓驅(qū)動。

驅(qū)動能量包括注水量的大小及底水能量的強(qiáng)弱，對水平井生產(chǎn)效果的影響都很大。鉆遇純油段的油井在衰竭開采期間即便有大量泥漿漏失，但一般不產(chǎn)水，而鉆遇油水過渡段的油井大多產(chǎn)水。示蹤劑測試也表明，產(chǎn)出水Cl-礦化度較高的油井生產(chǎn)段對應(yīng)下部儲層的油水過渡帶或其附近，這些井在生產(chǎn)過程中明顯受底水的影響。此外，注水量、注采比較高的區(qū)域開發(fā)效果差，反之則好。如K1井區(qū)北部和中部因為衰竭開采期間壓力虧空較大，初期采用較大的注水強(qiáng)度，部分注水井的日注入量高達(dá)795 m3，導(dǎo)致油井含水上升較快；南部初期注水強(qiáng)度小且平穩(wěn)，含水上升相對變緩，開發(fā)效果明顯好轉(zhuǎn)（圖4、圖5）。

圖4 初期高注水強(qiáng)度對采油井生產(chǎn)動態(tài)的影響Fig.4 Influence of high water injection rate on production performance

圖5 初期低注水強(qiáng)度對采油井生產(chǎn)動態(tài)的影響Fig.5 Influence of low water injection rate on production performance

2.4 水平井與儲層的關(guān)系

目前油藏井網(wǎng)形式為水平井排狀井網(wǎng)，由于儲層厚度較小且底水發(fā)育，為減緩底水錐進(jìn)的影響采用了水平井底注頂采的完井策略［25］。水平注水井主要鉆遇下部儲層，而水平生產(chǎn)井主要分布在上部儲層。水平井井軌跡在儲層中的位置及其與高滲條帶、高黏油區(qū)及裂縫帶的關(guān)系也是影響注水開發(fā)效果的主要因素，具體包括以下幾個方面:水平段穿過高滲條帶的長度、儲集層非均質(zhì)性、水平段距離高滲條帶的垂向距離、注采井水平段的垂向距離、注采井跟趾端的對應(yīng)關(guān)系。生產(chǎn)動態(tài)分析表明:水平段穿過高滲條帶的長度長，則油井多見水早，含水上升快；鉆遇高滲條帶及其附近的油井開發(fā)效果較差；注采井水平段垂向距離小，則水驅(qū)波及體積小，開發(fā)效果較差；注采井水平段跟趾端同向會影響平面波及系數(shù)，導(dǎo)致油井提前見水。

3 水平井含水上升模式

綜合考慮水平井生產(chǎn)特征及含水上升的主控因素，對其含水上升模式進(jìn)行分類研究，以明確不同主控因素影響下的注水開發(fā)規(guī)律，為后期差異化注水調(diào)整提供依據(jù)。首先明確水平井含水上升模式的分類依據(jù):①儲集層非均質(zhì)性特征，包括高滲條帶、裂縫帶的發(fā)育情況及其空間分布。高滲條帶和裂縫帶分別控制注入水或底水的平面流動和縱向流動。②流體性質(zhì)，包括原油黏度或水油流度比。高黏油會加劇平面及縱向非均質(zhì)性，造成水平井過早見水及各井段出水不均衡。③驅(qū)動能量，包括底水能量強(qiáng)弱、注水量或注采強(qiáng)度大小。底水能量強(qiáng)、注采強(qiáng)度大的區(qū)域含水上升較快。④水平井與儲層的關(guān)系，包括井軌跡在儲層中的位置及其與高滲條帶、高黏油區(qū)、裂縫帶的關(guān)系等。

按照以上分類依據(jù)，將KH 油藏水平井含水上升模式分為4 類，表1 為各類模式的主控因素、含水上升類型及含水上升特征的定量—半定量表征。

綜合分析構(gòu)造、儲集層非均質(zhì)性、高黏油、驅(qū)動能量及開發(fā)技術(shù)對策等因素的影響，明確了不同含水上升模式的生產(chǎn)井在油藏中的分布具有一定的規(guī)律性。由于KH 油藏為薄層構(gòu)造底水油藏，高滲條帶在整個油藏分布比較廣泛，因此，對各類含水上升模式均有影響；高黏油在平面上主要分布在油藏東南部K1 井區(qū)，縱向上主要分布在高滲條帶的下部；裂縫帶影響區(qū)域主要在油藏構(gòu)造中部的K2井區(qū)和構(gòu)造北部的K3 井區(qū)。此外，K2 井區(qū)的南部、K3 井區(qū)的北部以及西部的底水能量相對較強(qiáng)，而K1 井區(qū)的底水能量整體偏弱?；谝陨? 類水平井含水上升模式下生產(chǎn)井在油藏中空間分布規(guī)律的認(rèn)識，對KH 油藏含水變化規(guī)律作進(jìn)一步分析。

表1 薄層底水碳酸鹽巖油藏水平井含水上升模式Table 1 Water-cut rising patterns of horizontal wells in thin carbonate reservoir with bottom water

3.1 含水上升模式Ⅰ

該模式下底水能量較弱，裂縫帶及高黏油基本不發(fā)育，對生產(chǎn)井含水上升影響較小，穩(wěn)定分布的高滲條帶為水平井含水上升的主控因素。注入水從油藏下部注入后，在縱向上竄流至高滲條帶，造成水平段局部或整體水淹。從圖6（a）可以看出，在重力分異作用下底注頂采驅(qū)替前緣較為均衡，中高含水期較短，而低含水采油期較長，7%～8%的原油在該階段采出。由于注采井間垂向距離不同，見水時間有所差異，見水后含水緩慢或快速上升。目前，該模式下典型井采出程度為15%～17%，含水率為38%～55%。

該模式下水平井含水上升類型為緩慢上升型或快速上升型，含水率曲線形態(tài)為凹型或亞凹型。對于緩慢上升型，由于高滲條帶在水平段附近連續(xù)、穩(wěn)定分布，底部注入水在向水平段推進(jìn)時較為均勻，無水期—低含水期較長，表現(xiàn)為水平段線狀見水、整體水淹；對于快速上升型，水平段部分鉆遇高滲條帶，受水平段鉆遇儲層滲透率非均質(zhì)性的影響，局部突進(jìn)造成見水時間提前。

圖6 不同含水上升模式典型井含水率與采出程度關(guān)系曲線Fig.6 Typical relationships between water-cut and oil recovery factor of different water-cut rising patterns

該模式下注入水流動存在一定的方向性，呈條帶狀或相對均勻驅(qū)替，生產(chǎn)段為局部或整體水淹，堵水具有一定的潛力。剩余油平面上主要分布在強(qiáng)水淹區(qū)、距離高滲條帶較遠(yuǎn)的趾部，以及跟部與高滲條帶之間的未波及區(qū)，縱向上主要分布在高滲條帶附近波及程度較低的小層。

3.2 含水上升模式Ⅱ

該模式下高黏油的存在加劇了儲層平面和縱向的非均質(zhì)性，注入水易繞過高黏流動區(qū)沿優(yōu)勢通道流動，導(dǎo)致層間、層內(nèi)竄流嚴(yán)重，驅(qū)替不均衡。這種情況下水平井的有效生產(chǎn)長度變短，開發(fā)效果變差。從圖6（b）可以看出，曲線位于圖版的低采出程度、中高含水率區(qū)間，低含水期為主要采油期，采出程度為3%～6%，油井見水后含水迅速上升，中高含水期短，階段采出程度較低。目前，該模式下典型井采出程度為6%～11%，含水率為25%～60%。含水上升類型主要為雙臺階型或急速上升型，含水率曲線形態(tài)為S 型。

該模式下高黏油對水井注入能力及油井產(chǎn)量均有較大影響，高滲條帶的分布、高黏油的流動性和阻隔性均是影響水平井含水上升的主控因素。注入水不均衡驅(qū)替造成剩余油呈分散或條帶狀分布，在注入水未波及區(qū)及高滲條帶下部水淹程度較低的部位仍有大量剩余油富集。

3.3 含水上升模式Ⅲ

該模式下儲集層裂縫及高黏油基本不發(fā)育，對下部底水起不到溝通或隔擋的作用。由于儲集層厚度較小且不存在隔夾層，底水能量強(qiáng)時易竄流至上部高滲條帶，油井見水后含水上升較快，由此造成水平井局部或整體水淹。從圖6（c）可以看出，含水上升速度與底水能量強(qiáng)弱密切相關(guān)，底水能量強(qiáng)、高滲條帶連續(xù)穩(wěn)定分布時，含水呈快速上升趨勢；底水能量弱、高滲條帶不連續(xù)分布時，含水緩慢上升。此時中低含水期為主要采油期。目前該模式下典型井采出程度為3%～17%，含水率為27%～36%。含水上升類型主要為緩慢上升型或急速上升型，含水率曲線形態(tài)為亞凹型或亞凸型。

該模式下水平井含水上升受高滲條帶分布、底水能量及注采強(qiáng)度的綜合影響，含水變化規(guī)律需要根據(jù)油藏實際情況進(jìn)行具體判斷。這種情況下底水主要沿高滲條帶流動，生產(chǎn)井段部分呈條帶狀水淹特征。剩余油主要分布在遠(yuǎn)離優(yōu)勢滲流通道、水平井跟部與高滲條帶之間的區(qū)域以及高滲條帶附近水驅(qū)波及程度較差的部位。

3.4 含水上升模式Ⅳ

該模式下儲集層主要發(fā)育垂直裂縫，底水能量較強(qiáng)，裂縫的存在提高了垂向滲透率和近井地帶傳導(dǎo)率，使流體縱向流動能力增強(qiáng)。在裂縫的溝通作用下，注入水和底水易竄入生產(chǎn)段，造成水平井局部或整體水淹。從圖6（d）可以看出，該模式下無水采油期和低含水期均較短，生產(chǎn)井初期就過早見水，很快進(jìn)入中高含水期。根據(jù)注水強(qiáng)度和底水能量強(qiáng)弱的不同，含水呈暴性水淹或快速上升趨勢。目前該模式下典型井采出程度為3%～7%，含水率為27%～57%。

該模式下水平井含水上升類型可分為暴性水淹型或快速上升型，含水率曲線變化形態(tài)為凸型或亞凸型。對于暴性水淹型，含水上升規(guī)律是油井一見水便進(jìn)入中高含水期，中間沒有過渡階段。由于垂直裂縫在全井段大面積連續(xù)分布，縱向上將生產(chǎn)段和下部底水溝通，底水較為均衡地向水平段推進(jìn)，造成線性見水、整體水淹。對于含水快速上升型，裂縫在部分井段發(fā)育，底水局部推進(jìn)，造成水平段點狀或多點突進(jìn)見水。

該模式下垂直裂縫控制注入水和底水的縱向流動，以近井地帶垂向驅(qū)替為主，平面波及范圍小，驅(qū)替效率低。剩余油主要分布在裂縫帶附近、注入水或底水未波及區(qū)域和注采井間水動力學(xué)滯留區(qū)，挖潛潛力較大。

4 優(yōu)化注水技術(shù)及現(xiàn)場應(yīng)用

為了提高水驅(qū)平面及縱向波及系數(shù)，控制水平井含水上升速度，基于影響注水開發(fā)的主控因素及水平井含水上升模式的認(rèn)識，有針對性地提出優(yōu)化注水技術(shù)，包括井網(wǎng)平衡注采技術(shù)、周期性注水技術(shù)和水平井側(cè)鉆技術(shù)。

4.1 井網(wǎng)平衡注采技術(shù)

KH 油藏初期采用衰竭式開發(fā)造成地層能量虧空較大，壓力下降至飽和壓力附近才開始注水。注水開始階段部分井組注水強(qiáng)度較大，不同區(qū)域壓力恢復(fù)水平不一，油井水淹現(xiàn)象嚴(yán)重。為了實現(xiàn)精細(xì)化注采調(diào)整，基于對水平井含水上升規(guī)律的認(rèn)識，綜合考慮高滲條帶、高黏油、裂縫帶和底水等主控因素，提出基于井網(wǎng)平衡注采的優(yōu)化注水技術(shù)。對于高滲條帶和底水共同控制、高滲條帶和高黏油共同控制的2 類含水上升模式，注入水或底水不均衡驅(qū)替造成剩余油呈分散狀或條帶狀分布，在驅(qū)替劑未波及區(qū)及高滲條帶下部水淹程度較低的部位仍有大量剩余油可供挖潛。井網(wǎng)平衡注采可以提高體積波及系數(shù)，減少無效注水循環(huán)，從而達(dá)到驅(qū)替高含油飽和度區(qū)域中原油的目的。該技術(shù)的具體實施步驟如下:

（1）通過數(shù)值模擬優(yōu)化油田注采比及壓力保持水平，根據(jù)油田產(chǎn)量建設(shè)要求確定總注水量。

（2）以注采井網(wǎng)單元為研究對象，注入水在各井網(wǎng)單元的分配量與注水波及的孔隙體積密切相關(guān)，計算公式為

式中:VDi為注入水在第i個井網(wǎng)單元內(nèi)波及到的孔隙體積，m3；VPi為第i個井網(wǎng)單元的孔隙體積，m3；Swc為束縛水飽和度，無因次；Sor為殘余油飽和度，無因次；Iwi為注入水在第i個井網(wǎng)單元的分配量，m3/d；VDt為油藏總孔隙體積，m3；Iwt為油藏總注水量，m3。

（3）通過流線數(shù)值模擬確定各注采井網(wǎng)單元內(nèi)中心注水井與周圍采油井的流量分配因子（圖7）。該參數(shù)考慮了儲層非均質(zhì)性、流體性質(zhì)、歷史生產(chǎn)動態(tài)等的綜合影響，可以更可靠地指導(dǎo)不同注采井網(wǎng)單元內(nèi)部各油井的產(chǎn)量分配，計算公式［26］為

式中:WAFji為井網(wǎng)單元內(nèi)中心注水井i對采油井j的流量分配因子；Qji為井網(wǎng)單元內(nèi)受中心注水井i影響的采油井j的流量，m3/d；Qj為井網(wǎng)單元內(nèi)采油井j的流量，m3/d；（Qji）s為井網(wǎng)單元內(nèi)中心注水井i與采油井j之間第s條流線上對應(yīng)的流量，m3/d；n為井網(wǎng)單元內(nèi)中心注水井i與采油井j之間的流線數(shù)量；為井網(wǎng)單元內(nèi)采油井j分配的產(chǎn)油量，m3/d。

（4）根據(jù)各井網(wǎng)單元注入量及采出量分配的計算結(jié)果，對目前單井注水、采油量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。優(yōu)化結(jié)果為各井網(wǎng)單元初期注采比控制在1.5 以內(nèi)，區(qū)塊整體注采比控制在1.1～1.3，單井最高日注入量為477 m3。針對高滲條帶和底水、高滲條帶和高黏油共同控制區(qū)塊實施井網(wǎng)平衡注采，自2018 年3 月現(xiàn)場實施以來，地層壓力逐步恢復(fù)，由22 MPa上升至25 MPa，年增含水率由5%以上控制在2%以下，取得了較好的調(diào)整效果。

圖7 流線數(shù)值模擬井網(wǎng)單元內(nèi)流線分布（a）及流量分配（b）示意圖Fig.7 Streamline distribution（a）and well rate allocation factor（b）in well pattern simulated by streamline model

4.2 周期性注水技術(shù)

對于裂縫帶和底水共同控制的區(qū)域，裂縫的存在提高了垂向滲透率和近井地帶的傳導(dǎo)率，使流體縱向流動能力增強(qiáng)。垂直裂縫控制注入水和底水縱向流動，以近井地帶垂向驅(qū)替為主，平面波及范圍小，驅(qū)替效率低。剩余油主要分布在裂縫帶附近、注入水或底水未波及區(qū)域以及注采井間水動力學(xué)滯留區(qū)，挖潛潛力較大。對于高滲條帶和高黏油共同控制的區(qū)域，高黏油的存在加劇了儲層平面和縱向非均質(zhì)性，注入水易繞過高黏流動區(qū)沿優(yōu)勢通道流動，導(dǎo)致層間、層內(nèi)竄流嚴(yán)重，驅(qū)替不均衡。為了提高儲集層平面及縱向波及系數(shù)，實現(xiàn)均衡開發(fā)，提出周期性注水技術(shù)。該技術(shù)的要點在于周期性改變注入量，并對注水井排不同注水井進(jìn)行注水強(qiáng)度調(diào)整。一方面，周期性改變注入量在地層中形成不穩(wěn)定壓力場，使地層中油水不斷重新分布和交換，可以提高縱向波及系數(shù)，實現(xiàn)層間均衡開發(fā)；另一方面，通過調(diào)整注水井注水強(qiáng)度，改變注入水在原來穩(wěn)定注水條件下形成的固定液流方向，可以提高平面波及系數(shù)，實現(xiàn)平面及層內(nèi)均衡開發(fā)。

如圖8 所示，目前注采井網(wǎng)為水平井交錯排狀井網(wǎng)，注采井間存在大量剩余油未波及區(qū)。在周期性注水的第1 個周期，高注水強(qiáng)度水平井周圍驅(qū)替強(qiáng)度增強(qiáng)，液流方向發(fā)生改變，從而使目前各井網(wǎng)單元之間注入水未波及區(qū)的剩余油也得到了較好的驅(qū)替；在第2 個周期，高注水強(qiáng)度水平井降低注水量，而低注水強(qiáng)度水平井提高注水量，這樣各井網(wǎng)單元之間液流方向再次發(fā)生改變，水驅(qū)波及系數(shù)進(jìn)一步得到提高。在周期性注水過程中，剩余油滯留區(qū)受到不同方向的液流驅(qū)替，避免了注入水在地層內(nèi)無效循環(huán)，從而改善了水驅(qū)油效果，提高了注水利用效率。

2018 年年底，針對KH 油藏某高含水井組進(jìn)行了周期性注水試驗。在2 個循環(huán)周期內(nèi)試驗井組的平均日產(chǎn)油量分別增加238.5 m3和286.2 m3，含水率分別降低了4.6%和5.8%，水驅(qū)開發(fā)效果得到明顯改善，后續(xù)可進(jìn)一步擴(kuò)大現(xiàn)場試驗區(qū)，以評價該項技術(shù)的推廣應(yīng)用價值。

圖8 周期性注水液流方向示意圖Fig.8 Schematic diagram of cyclic flood with variable water injection rate

4.3 水平井側(cè)鉆技術(shù)

根據(jù)水平井含水上升規(guī)律認(rèn)識，注入水主要沿高滲條帶流動，生產(chǎn)井段部分呈條帶狀水淹。為了減緩層間矛盾，實現(xiàn)注入水均衡驅(qū)替，提出水平井側(cè)鉆技術(shù)。該技術(shù)的應(yīng)用主要基于以下4 個方面的考慮:①大部分采油井含水率高，產(chǎn)油量低，開發(fā)效果差；②部分注水井注入能力差，對周圍采油井貢獻(xiàn)較??；③高滲條帶下部與油水過渡帶之間的區(qū)域儲量動用效果差，仍有較多剩余油可供挖潛；④水平井側(cè)鉆費用低于新鉆井費用，可顯著提高經(jīng)濟(jì)效益。

水平井側(cè)鉆對于前述4 種含水上升模式均適用。采油井可以側(cè)鉆至高滲條帶的鄰近小層或下部層系，避開高滲條帶的影響；注水井側(cè)鉆時，基于對含水上升主控因素的認(rèn)識，不位于高黏油區(qū)及裂縫帶的注水井可以考慮側(cè)鉆至油水過渡帶以上層位，位于高黏油區(qū)或裂縫帶的注水井可以考慮側(cè)鉆至油藏下部層系。在進(jìn)一步動用下部未控制區(qū)剩余油的同時，還需要提前開展試注試驗，以便落實側(cè)鉆層位的注入能力。為了說明水平井側(cè)鉆的有效性，對下部層系6 口井進(jìn)行了水平井側(cè)鉆數(shù)值模擬研究，預(yù)測時間為12 a，結(jié)果表明，預(yù)測期末平均單井增油量可達(dá)20.6 萬m3。下一步將在高含水主控因素區(qū)塊優(yōu)選井組開展側(cè)鉆試驗。

5 結(jié)論

（1）KH 薄層底水碳酸鹽巖油藏水平井含水上升的主控因素為高滲條帶、裂縫帶、高黏油的分布，底水能量的強(qiáng)弱，開發(fā)技術(shù)對策如注采比、注采強(qiáng)度，以及水平井與儲層的關(guān)系?；谥骺匾蛩亟⒘耸芨邼B條帶、高滲條帶和高黏油、高滲條帶和底水以及裂縫帶和底水控制的4 類水平井含水上升模式，明確了注入水或底水主要沿高滲條帶流動，水平生產(chǎn)段部分呈條帶狀水淹的驅(qū)替規(guī)律。

（2）針對主控地質(zhì)因素影響下水平井含水快速上升的問題，提出了井網(wǎng)平衡注采技術(shù)；針對主控開發(fā)因素如水平井平行交錯井網(wǎng)內(nèi)注采井間存在剩余油滯留區(qū)的問題，以及水平生產(chǎn)段位于高滲條帶附近的油井水竄嚴(yán)重的問題，分別提出周期性注水技術(shù)和水平井側(cè)鉆技術(shù)。目前，井網(wǎng)平衡注采技術(shù)和周期性注水技術(shù)已在KH 油藏現(xiàn)場實施，試驗井組開發(fā)調(diào)整效果較好，下一步可擴(kuò)大試驗范圍，并在同類油田中推廣應(yīng)用。