0 引言

中东地区碳酸盐岩油气资源得天独厚，具备大规模建产和较长时期稳产的开发优势^[1-2]。中东碳酸盐岩油藏主要是大型生物碎屑灰岩油藏，以孔隙型为主^[3]。这类油藏储集层孔隙结构具有多模态特征，平面及纵向物性差异均较大且普遍发育高渗条带^[4-8]，与中国缝洞型或古潜山型碳酸盐岩油藏在地质特征、生产规律及开发模式上均差别很大^[9-11]。初期多采用衰竭式开发，但采出程度较低，目前正逐步向人工补充能量开发转变。注水开发在中东部分碳酸盐岩油藏已取得较好的开发效果，尤其是水平井技术的应用^[12-14]，有效提高了薄层底水油藏储量动用程度和单井效益，但随着开发程度的不断加深，水平井含水上升问题日益突出，且开发调整难度越来越大。目前，国内外水平井水淹问题的研究主要针对的是常规砂岩油藏和缝洞型碳酸盐岩油藏^[15-20]，对于中东地区这类碳酸盐岩油藏的含水上升机理及注水优化技术的研究则比较薄弱^[21-22]，且该类油藏的水平井整体注水开发在世界范围内尚处于探索阶段，这些均制约了油田的产能建设，因此，亟须尽快形成该类油藏的高效注水技术^[23]。

中东A油田KH油藏属于薄层底水碳酸盐岩油藏，基于该油藏地质再认识及开发动态分析，厘清碳酸盐岩油藏水平井注水开发存在的生产问题，明确水平井含水上升规律及其主控因素，进而建立主控因素影响下的含水上升模式，并在此基础上有针对性地提出注水开发优化技术，以期为水平井水淹治理及注水方案调整提供参考。

1 油藏概况

A油田为一南北向平缓背斜构造，包含7套油水系统。本次研究的目的层为A油田上白垩统KH油藏。该油藏埋深为2 580~3 150 m，岩性为生物碎屑灰岩，储集层平均有效厚度为20 m，平均孔隙度为23.6%，平均渗透率为20 mD，底水较为发育，局部地区存在天然微裂缝，属于薄层底水碳酸盐岩油藏。油藏原始地层压力为25 MPa，饱和压力为19 MPa，初期采用衰竭式开发，2011年实施注水，井网部署形式为水平井排状注采井网。由于这类油藏非均质性较强、储集层纵向物性差异大、内部存在高渗条带，开发过程中注水波及效率低，水驱储量动用效果差。目前，油藏在采出程度低于10%的情况下已全面见水，大部分油井无水采油期较短，见水后含水上升快，部分区域含水率已高达60%~ 80%。由于水平井见水后难以治理，油藏高效注水开发面临严峻挑战。

2 水平井含水上升主控因素

通过开展油藏地质研究和生产动态分析，明确了影响水平井含水上升的主控因素，其中地质因素主要包括高渗条带、裂缝带、高黏油的分布以及底水能量的强弱，开发因素主要包括开发技术对策如注采比、注采强度，以及水平井与储层的关系。

2.1 储集层非均质性 2.1.1 高渗条带

高渗条带指整个储集层中渗透率较高、厚度较小的储层段或储层区^[24]。岩心、薄片、孔渗资料均表明，KH油藏储集层上部发育厚度为0.7~1.5 m的亮晶砂屑灰岩高渗条带。受生物扰动作用影响，其岩性呈花斑状特征。一方面，生物扰动产生潜穴被动充填上层粗粒颗粒沉积物，在岩石组构发生变化的同时抑制了早期胶结，粒间孔隙发育，储层物性较好；另一方面，后期成岩环境变化并发生溶蚀作用，此时流体优先进入潜穴构成的三维网状通道对胶结物进行溶蚀，从而加剧了潜穴与基质的物性差异。高渗条带的测井响应特征为：自然伽马较低，电阻率和孔隙度均较高，核磁共振T₂峰值靠右侧，成像测井的静态成像显示为亮色，动态成像显示有明显的孔洞。高渗条带在全区稳定发育，其渗透率为230~1 042 mD，平均为760 mD，而其他层的渗透率一般小于50 mD，相差数十到数百倍。

高渗条带的存在加剧了储集层纵向非均质性。开发过程中注入水易沿优势通道水窜，使同层位其他层段很难动用或者层内相对低渗部位无法受到注入水驱动，从而降低注水波及体积，并造成无效水循环。油井生产动态表现为，井轨迹在高渗条带附近的水平采油井无水采油期较短，见水后含水快速上升，而远离高渗条带的水平采油井含水上升速度较慢（图 1、图 2）。饱和度测井和电阻率变化分析也表明，注水后高渗条带的含水饱和度明显升高，水淹程度高，而低渗层含水饱和度变化很小，层间干扰现象非常严重。

2.1.2 裂缝带

在注水开发过程中发现油藏储集层存在一些地质异常体，如裂缝带。基于岩心缝洞描述、全直径岩心CT扫描及铸体薄片等静态资料对裂缝发育情况进行研究（图 3）。结果表明：油藏局部地区储集层在成岩作用后发生构造运动并产生裂缝带，在高渗条带下部致密储层段发育小角度垂直缝，长度为3~10 cm，铸体薄片显示为溶蚀缝和构造微裂缝。生产动态资料也表明，裂缝带较发育的油井在生产过程中存在泥浆漏失现象，且在衰竭开采期间或注水开发后含水迅速上升。

裂缝带的存在会显著提高储集层的垂向渗透率及近井地带的地层传导率，并起到沟通水平生产段和下部注入水或底水的作用。研究区多口井的全直径岩心分析显示垂向渗透率与水平渗透率之比（K_v/K_h）较大，平均值为0.584，试井解释结果也表明有一半井的K_v/K_h值大于0.5。较高的K_v/K_h值会导致注入水或底水迅速垂向流动至高渗条带，从而沿高渗条带快速突破至采油井。通过数值模拟研究垂直裂缝发育程度对水平井含水变化规律的影响，结果也表明，随裂缝发育程度的增高，即K_v/K_h值增大，油井见水提前，且含水上升速度明显加快。

2.2 高黏油

基于岩心观察、地层压力测试、原油取样和测井资料分析，对KH油藏流体性质进行研究。结果表明，研究区东南部存在高黏油，在油藏温度为80 ℃的条件下高黏油黏度高达2 000 mPa·s，从岩心照片上可以看出以溶孔和粒内孔为主的岩石孔隙内充满了黑色的高黏油。利用双侧向-微球形聚焦测井曲线对高黏油分布区进行了初步识别，再利用中子孔隙度、密度和成像测井响应特征对高黏油空间分布进一步加以确认。中子孔隙度和密度测井曲线在轻油层和水层段会重叠，在稠油层段会发生分离；稠油层段的核磁共振孔隙度将呈现与降低的表观氢指数成比例的孔隙度亏损，T₂谱变宽且向左偏移，弛豫时间变短，在双TW测井曲线上无明显的差谱信号显示。利用以上方法准确刻画出了高黏油的空间分布。

高黏油的存在加剧了储层平面非均质性。水油流度比较高，对水井注入能力和油井产量都有较大影响。试井解释和生产测井资料均表明，高黏油主要影响水平井的有效长度。水平井水平段长度为800~1 000 m，但注水井的有效吸水长度多为200~500 m，且不同位置吸水能力差异很大；采油井的有效生产长度仅为200~300 m，导致新井投产失败或产能较低。高黏油分布区的注入水及底水更容易出现黏性指进现象，油井含水上升速度明显高于其他区域，注水效果比预期的差。

2.3 驱动能量

KH油藏为构造底水油藏，下部存在较厚的油水过渡带，且底水能量强弱在不同区域有所差别。分层压力测试显示不同区域各层的压力下降程度各异，说明各层的流动能力和垂向连通情况不同，地层能量的保持水平存在差异。目前，油藏处于注水开发初期，驱动方式主要是注入水和底水的水压驱动。

驱动能量包括注水量的大小及底水能量的强弱，对水平井生产效果的影响都很大。钻遇纯油段的油井在衰竭开采期间即便有大量泥浆漏失，但一般不产水，而钻遇油水过渡段的油井大多产水。示踪剂测试也表明，产出水Cl^-矿化度较高的油井生产段对应下部储层的油水过渡带或其附近，这些井在生产过程中明显受底水的影响。此外，注水量、注采比较高的区域开发效果差，反之则好。如K1井区北部和中部因为衰竭开采期间压力亏空较大，初期采用较大的注水强度，部分注水井的日注入量高达795 m³，导致油井含水上升较快；南部初期注水强度小且平稳，含水上升相对变缓，开发效果明显好转（图 4、图 5）。

2.4 水平井与储层的关系

目前油藏井网形式为水平井排状井网，由于储层厚度较小且底水发育，为减缓底水锥进的影响采用了水平井底注顶采的完井策略^[25]。水平注水井主要钻遇下部储层，而水平生产井主要分布在上部储层。水平井井轨迹在储层中的位置及其与高渗条带、高黏油区及裂缝带的关系也是影响注水开发效果的主要因素，具体包括以下几个方面：水平段穿过高渗条带的长度、储集层非均质性、水平段距离高渗条带的垂向距离、注采井水平段的垂向距离、注采井跟趾端的对应关系。生产动态分析表明：水平段穿过高渗条带的长度长，则油井多见水早，含水上升快；钻遇高渗条带及其附近的油井开发效果较差；注采井水平段垂向距离小，则水驱波及体积小，开发效果较差；注采井水平段跟趾端同向会影响平面波及系数，导致油井提前见水。

3 水平井含水上升模式

综合考虑水平井生产特征及含水上升的主控因素，对其含水上升模式进行分类研究，以明确不同主控因素影响下的注水开发规律，为后期差异化注水调整提供依据。首先明确水平井含水上升模式的分类依据：①储集层非均质性特征，包括高渗条带、裂缝带的发育情况及其空间分布。高渗条带和裂缝带分别控制注入水或底水的平面流动和纵向流动。②流体性质，包括原油黏度或水油流度比。高黏油会加剧平面及纵向非均质性，造成水平井过早见水及各井段出水不均衡。③驱动能量，包括底水能量强弱、注水量或注采强度大小。底水能量强、注采强度大的区域含水上升较快。④水平井与储层的关系，包括井轨迹在储层中的位置及其与高渗条带、高黏油区、裂缝带的关系等。

按照以上分类依据，将KH油藏水平井含水上升模式分为4类，表 1为各类模式的主控因素、含水上升类型及含水上升特征的定量-半定量表征。

综合分析构造、储集层非均质性、高黏油、驱动能量及开发技术对策等因素的影响，明确了不同含水上升模式的生产井在油藏中的分布具有一定的规律性。由于KH油藏为薄层构造底水油藏，高渗条带在整个油藏分布比较广泛，因此，对各类含水上升模式均有影响；高黏油在平面上主要分布在油藏东南部K1井区，纵向上主要分布在高渗条带的下部；裂缝带影响区域主要在油藏构造中部的K2井区和构造北部的K3井区。此外，K2井区的南部、K3井区的北部以及西部的底水能量相对较强，而K1井区的底水能量整体偏弱。基于以上4类水平井含水上升模式下生产井在油藏中空间分布规律的认识，对KH油藏含水变化规律作进一步分析。

3.1 含水上升模式Ⅰ

该模式下底水能量较弱，裂缝带及高黏油基本不发育，对生产井含水上升影响较小，稳定分布的高渗条带为水平井含水上升的主控因素。注入水从油藏下部注入后，在纵向上窜流至高渗条带，造成水平段局部或整体水淹。从图 6（a）可以看出，在重力分异作用下底注顶采驱替前缘较为均衡，中高含水期较短，而低含水采油期较长，7 %~8%的原油在该阶段采出。由于注采井间垂向距离不同，见水时间有所差异，见水后含水缓慢或快速上升。目前，该模式下典型井采出程度为15%~17%，含水率为38 %~55%。

该模式下水平井含水上升类型为缓慢上升型或快速上升型，含水率曲线形态为凹型或亚凹型。对于缓慢上升型，由于高渗条带在水平段附近连续、稳定分布，底部注入水在向水平段推进时较为均匀，无水期-低含水期较长，表现为水平段线状见水、整体水淹；对于快速上升型，水平段部分钻遇高渗条带，受水平段钻遇储层渗透率非均质性的影响，局部突进造成见水时间提前。

该模式下注入水流动存在一定的方向性，呈条带状或相对均匀驱替，生产段为局部或整体水淹，堵水具有一定的潜力。剩余油平面上主要分布在强水淹区、距离高渗条带较远的趾部，以及跟部与高渗条带之间的未波及区，纵向上主要分布在高渗条带附近波及程度较低的小层。

3.2 含水上升模式Ⅱ

该模式下高黏油的存在加剧了储层平面和纵向的非均质性，注入水易绕过高黏流动区沿优势通道流动，导致层间、层内窜流严重，驱替不均衡。这种情况下水平井的有效生产长度变短，开发效果变差。从图 6（b）可以看出，曲线位于图版的低采出程度、中高含水率区间，低含水期为主要采油期，采出程度为3%~6%，油井见水后含水迅速上升，中高含水期短，阶段采出程度较低。目前，该模式下典型井采出程度为6%~11%，含水率为25%~60%。含水上升类型主要为双台阶型或急速上升型，含水率曲线形态为S型。

该模式下高黏油对水井注入能力及油井产量均有较大影响，高渗条带的分布、高黏油的流动性和阻隔性均是影响水平井含水上升的主控因素。注入水不均衡驱替造成剩余油呈分散或条带状分布，在注入水未波及区及高渗条带下部水淹程度较低的部位仍有大量剩余油富集。

3.3 含水上升模式Ⅲ

该模式下储集层裂缝及高黏油基本不发育，对下部底水起不到沟通或隔挡的作用。由于储集层厚度较小且不存在隔夹层，底水能量强时易窜流至上部高渗条带，油井见水后含水上升较快，由此造成水平井局部或整体水淹。从图 6（c）可以看出，含水上升速度与底水能量强弱密切相关，底水能量强、高渗条带连续稳定分布时，含水呈快速上升趋势；底水能量弱、高渗条带不连续分布时，含水缓慢上升。此时中低含水期为主要采油期。目前该模式下典型井采出程度为3%~17%，含水率为27%~ 36%。含水上升类型主要为缓慢上升型或急速上升型，含水率曲线形态为亚凹型或亚凸型。

该模式下水平井含水上升受高渗条带分布、底水能量及注采强度的综合影响，含水变化规律需要根据油藏实际情况进行具体判断。这种情况下底水主要沿高渗条带流动，生产井段部分呈条带状水淹特征。剩余油主要分布在远离优势渗流通道、水平井跟部与高渗条带之间的区域以及高渗条带附近水驱波及程度较差的部位。

3.4 含水上升模式Ⅳ

该模式下储集层主要发育垂直裂缝，底水能量较强，裂缝的存在提高了垂向渗透率和近井地带传导率，使流体纵向流动能力增强。在裂缝的沟通作用下，注入水和底水易窜入生产段，造成水平井局部或整体水淹。从图 6（d）可以看出，该模式下无水采油期和低含水期均较短，生产井初期就过早见水，很快进入中高含水期。根据注水强度和底水能量强弱的不同，含水呈暴性水淹或快速上升趋势。目前该模式下典型井采出程度为3%~7%，含水率为27%~57%。

该模式下水平井含水上升类型可分为暴性水淹型或快速上升型，含水率曲线变化形态为凸型或亚凸型。对于暴性水淹型，含水上升规律是油井一见水便进入中高含水期，中间没有过渡阶段。由于垂直裂缝在全井段大面积连续分布，纵向上将生产段和下部底水沟通，底水较为均衡地向水平段推进，造成线性见水、整体水淹。对于含水快速上升型，裂缝在部分井段发育，底水局部推进，造成水平段点状或多点突进见水。

该模式下垂直裂缝控制注入水和底水的纵向流动，以近井地带垂向驱替为主，平面波及范围小，驱替效率低。剩余油主要分布在裂缝带附近、注入水或底水未波及区域和注采井间水动力学滞留区，挖潜潜力较大。

4 优化注水技术及现场应用

为了提高水驱平面及纵向波及系数，控制水平井含水上升速度，基于影响注水开发的主控因素及水平井含水上升模式的认识，有针对性地提出优化注水技术，包括井网平衡注采技术、周期性注水技术和水平井侧钻技术。

4.1 井网平衡注采技术

KH油藏初期采用衰竭式开发造成地层能量亏空较大，压力下降至饱和压力附近才开始注水。注水开始阶段部分井组注水强度较大，不同区域压力恢复水平不一，油井水淹现象严重。为了实现精细化注采调整，基于对水平井含水上升规律的认识，综合考虑高渗条带、高黏油、裂缝带和底水等主控因素，提出基于井网平衡注采的优化注水技术。对于高渗条带和底水共同控制、高渗条带和高黏油共同控制的2类含水上升模式，注入水或底水不均衡驱替造成剩余油呈分散状或条带状分布，在驱替剂未波及区及高渗条带下部水淹程度较低的部位仍有大量剩余油可供挖潜。井网平衡注采可以提高体积波及系数，减少无效注水循环，从而达到驱替高含油饱和度区域中原油的目的。该技术的具体实施步骤如下：

（1）通过数值模拟优化油田注采比及压力保持水平，根据油田产量建设要求确定总注水量。

（2）以注采井网单元为研究对象，注入水在各井网单元的分配量与注水波及的孔隙体积密切相关，计算公式为

${V_{{\rm{D}}i}} = {V_{{\rm{P}}i}}\left( {1 - {S_{{\rm{wc}}}} - {S_{{\rm{or}}}}} \right) $

(1)

${I_{{\rm{w}}i}} = \frac{{{V_{{\rm{D}}i}}}}{{{V_{{\rm{Dt}}}}}}{I_{{\rm{wt}}}} $

(2)

式中：V_Di为注入水在第i个井网单元内波及到的孔隙体积，m³；V_Pi为第i个井网单元的孔隙体积，m³；S_wc为束缚水饱和度，无因次；S_or为残余油饱和度，无因次；I_wi为注入水在第i个井网单元的分配量，m³/d；V_Dt为油藏总孔隙体积，m³；I_wt为油藏总注水量，m³。

（3）通过流线数值模拟确定各注采井网单元内中心注水井与周围采油井的流量分配因子（图 7）。该参数考虑了储层非均质性、流体性质、历史生产动态等的综合影响，可以更可靠地指导不同注采井网单元内部各油井的产量分配，计算公式^[26]为

$WAF{_{ji}} = \frac{{{Q_j}}}{{{Q_j}}}\frac{{\sum\limits_i^n {{{\left( {{Q_{ji}}} \right)}_s}} }}{{{Q_j}}} $

(3)

$Q_{\rm{o}}^{ij} = WA{F_{ji}}{I_{{\rm{w}}i}} $

(4)

式中：WAF_ji为井网单元内中心注水井i对采油井j的流量分配因子；Q_ji为井网单元内受中心注水井i影响的采油井j的流量，m³/d；Q_j为井网单元内采油井j的流量，m³/d；（Q_ji）_s为井网单元内中心注水井i与采油井j之间第s条流线上对应的流量，m³/d；n为井网单元内中心注水井i与采油井j之间的流线数量；Q_o^ji为井网单元内采油井j分配的产油量，m³/d。

（4）根据各井网单元注入量及采出量分配的计算结果，对目前单井注水、采油量进行优化调整。优化结果为各井网单元初期注采比控制在1.5以内，区块整体注采比控制在1.1~1.3，单井最高日注入量为477 m³。针对高渗条带和底水、高渗条带和高黏油共同控制区块实施井网平衡注采，自2018年3月现场实施以来，地层压力逐步恢复，由22 MPa上升至25 MPa，年增含水率由5%以上控制在2%以下，取得了较好的调整效果。

4.2 周期性注水技术

对于裂缝带和底水共同控制的区域，裂缝的存在提高了垂向渗透率和近井地带的传导率，使流体纵向流动能力增强。垂直裂缝控制注入水和底水纵向流动，以近井地带垂向驱替为主，平面波及范围小，驱替效率低。剩余油主要分布在裂缝带附近、注入水或底水未波及区域以及注采井间水动力学滞留区，挖潜潜力较大。对于高渗条带和高黏油共同控制的区域，高黏油的存在加剧了储层平面和纵向非均质性，注入水易绕过高黏流动区沿优势通道流动，导致层间、层内窜流严重，驱替不均衡。为了提高储集层平面及纵向波及系数，实现均衡开发，提出周期性注水技术。该技术的要点在于周期性改变注入量，并对注水井排不同注水井进行注水强度调整。一方面，周期性改变注入量在地层中形成不稳定压力场，使地层中油水不断重新分布和交换，可以提高纵向波及系数，实现层间均衡开发；另一方面，通过调整注水井注水强度，改变注入水在原来稳定注水条件下形成的固定液流方向，可以提高平面波及系数，实现平面及层内均衡开发。

如图 8所示，目前注采井网为水平井交错排状井网，注采井间存在大量剩余油未波及区。在周期性注水的第1个周期，高注水强度水平井周围驱替强度增强，液流方向发生改变，从而使目前各井网单元之间注入水未波及区的剩余油也得到了较好的驱替；在第2个周期，高注水强度水平井降低注水量，而低注水强度水平井提高注水量，这样各井网单元之间液流方向再次发生改变，水驱波及系数进一步得到提高。在周期性注水过程中，剩余油滞留区受到不同方向的液流驱替，避免了注入水在地层内无效循环，从而改善了水驱油效果，提高了注水利用效率。

2018年年底，针对KH油藏某高含水井组进行了周期性注水试验。在2个循环周期内试验井组的平均日产油量分别增加238.5 m³和286.2 m³，含水率分别降低了4.6%和5.8%，水驱开发效果得到明显改善，后续可进一步扩大现场试验区，以评价该项技术的推广应用价值。

4.3 水平井侧钻技术

根据水平井含水上升规律认识，注入水主要沿高渗条带流动，生产井段部分呈条带状水淹。为了减缓层间矛盾，实现注入水均衡驱替，提出水平井侧钻技术。该技术的应用主要基于以下4个方面的考虑：①大部分采油井含水率高，产油量低，开发效果差；②部分注水井注入能力差，对周围采油井贡献较小；③高渗条带下部与油水过渡带之间的区域储量动用效果差，仍有较多剩余油可供挖潜；④水平井侧钻费用低于新钻井费用，可显著提高经济效益。

水平井侧钻对于前述4种含水上升模式均适用。采油井可以侧钻至高渗条带的邻近小层或下部层系，避开高渗条带的影响；注水井侧钻时，基于对含水上升主控因素的认识，不位于高黏油区及裂缝带的注水井可以考虑侧钻至油水过渡带以上层位，位于高黏油区或裂缝带的注水井可以考虑侧钻至油藏下部层系。在进一步动用下部未控制区剩余油的同时，还需要提前开展试注试验，以便落实侧钻层位的注入能力。为了说明水平井侧钻的有效性，对下部层系6口井进行了水平井侧钻数值模拟研究，预测时间为12 a，结果表明，预测期末平均单井增油量可达20.6万m³。下一步将在高含水主控因素区块优选井组开展侧钻试验。

5 结论

（1）KH薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升的主控因素为高渗条带、裂缝带、高黏油的分布，底水能量的强弱，开发技术对策如注采比、注采强度，以及水平井与储层的关系。基于主控因素建立了受高渗条带、高渗条带和高黏油、高渗条带和底水以及裂缝带和底水控制的4类水平井含水上升模式，明确了注入水或底水主要沿高渗条带流动，水平生产段部分呈条带状水淹的驱替规律。

（2）针对主控地质因素影响下水平井含水快速上升的问题，提出了井网平衡注采技术；针对主控开发因素如水平井平行交错井网内注采井间存在剩余油滞留区的问题，以及水平生产段位于高渗条带附近的油井水窜严重的问题，分别提出周期性注水技术和水平井侧钻技术。目前，井网平衡注采技术和周期性注水技术已在KH油藏现场实施，试验井组开发调整效果较好，下一步可扩大试验范围，并在同类油田中推广应用。