李勇，趙麗敏，王舒，孫亮，張文旗，楊陽，胡丹丹，陳一航

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

近年來，水平井井網(wǎng)在油藏開發(fā)領(lǐng)域得到廣泛的發(fā)展和應(yīng)用。相比直井，水平井可以極大增加井與油藏的接觸面積，從而擴大泄油區(qū)域，提高產(chǎn)量和采收率。在同一油藏、鉆遇儲集層具有相同物性且產(chǎn)量相同的情況下，水平井的生產(chǎn)壓差明顯小于直井生產(chǎn)壓差[1-2]。對于地層能量充足、邊底水活躍的油藏，水平井開發(fā)可以有效延緩邊底水錐進[3]。水平井注入能力強，在較低的注入壓力下可以利用水平井實現(xiàn)較高的注入量，從而提高驅(qū)油效率。利用水平井井網(wǎng)注水開發(fā)時，多采用線性正對或交錯井網(wǎng)的部署方式[4]。中東地區(qū)部分碳酸鹽巖油藏采用了整體水平井底注頂采的方式注水開發(fā)，取得了較好的成果[5-6]。但是隨著注水開發(fā)的不斷深入，該井網(wǎng)注水井和生產(chǎn)井之間易產(chǎn)生優(yōu)勢流動通道，導致注入水無效循環(huán)，油藏中仍存在大量未有效波及的剩余油[7-11]。水平井日益突出的水淹及井間剩余油有效動用的問題，成為制約中東地區(qū)中薄層低滲透碳酸鹽巖油藏長期穩(wěn)產(chǎn)的一大挑戰(zhàn)。不同于直井井網(wǎng)可通過補孔、堵水、調(diào)剖等手段來改善注水開發(fā)效果，水平井一旦水淹，調(diào)整方法非常有限。

中東地區(qū)部分中薄層低滲透碳酸鹽巖油藏如阿曼的 Daleel油田、伊拉克的艾哈代布油田等，由于隔夾層不發(fā)育，目前形成了小井距、小排距、長水平段、平行正對、跟趾反向、底注頂采的線性正對水平井井網(wǎng)的注水開發(fā)模式。線性正對水平井井網(wǎng)開發(fā)初期能量補充快、產(chǎn)量遞減慢，注采流線以垂直于水平段為主。但當油藏非均質(zhì)性較強時，如中東碳酸鹽巖油藏，注水開發(fā)中后期注水井和生產(chǎn)井間產(chǎn)生的優(yōu)勢流動通道導致采油井見水后含水率快速上升、注入水無效循環(huán)等現(xiàn)象。同時，中東碳酸鹽巖油藏水平井長度多在800 m以上，水平段較長則產(chǎn)生趾端效應(yīng)，即注水井趾端吸水差、采油井趾端產(chǎn)液差，導致采油井水平段條帶狀水淹，且水平井趾端存在大量未有效波及的剩余油。

目前國內(nèi)外對于水平井注水開發(fā)的研究，一方面集中在水平井開采機理、產(chǎn)能預測、注采參數(shù)優(yōu)化等的理論分析[12-14]，另一方面集中于開發(fā)初期井網(wǎng)部署、水平井與直井聯(lián)合井網(wǎng)的注水開發(fā)技術(shù)攻關(guān)[15]。對于利用水平井開采多年的老油田，措施及注采參數(shù)的調(diào)整對注水開發(fā)效果改善的作用有限，而進一步加密井網(wǎng)則需要投入大量的經(jīng)濟成本，如何充分利用原有線性水平井井網(wǎng)提高采收率是亟待解決的技術(shù)難題。本文提出了一種通過調(diào)整注水策略將原有線性正對水平井井網(wǎng)轉(zhuǎn)換為周期性交替注水井網(wǎng)的技術(shù)，從而改變注采流線、提高水驅(qū)波及體積，進而實現(xiàn)油藏穩(wěn)油控水并提高采收率。該技術(shù)已在中東地區(qū)碳酸鹽巖油藏的開發(fā)中取得了較好的試驗效果。

1 水平井井網(wǎng)周期性交替注水技術(shù)

采用線性正對水平井井網(wǎng)長期注水開發(fā)后，大部分注水井與采油井之間形成垂直于水平井水平段的正對方向的流線，注采流線方向單一導致采油井含水率高，油藏采出程度較低。為了解決上述問題，通過調(diào)整注水策略將原有線性水平井井網(wǎng)改為周期性交替注水井網(wǎng)。根據(jù)不同注采策略和井網(wǎng)轉(zhuǎn)換型式，可選擇以下 3種交替模式：視反七點法井網(wǎng)交替注水、視五點法井網(wǎng)交替注水和周期性差異化交替注水。另外，根據(jù)每個油藏的特點采用數(shù)值模擬方法決定最優(yōu)的交替注采參數(shù)。針對目前中東碳酸鹽巖油藏特征及井網(wǎng)井距情況，交替注水的交替周期一般設(shè)定為60～180 d，其中每個周期分上、下兩個半周期來實施。

1.1 視反七點法井網(wǎng)交替注水

視反七點法井網(wǎng)交替注水實施的上半周期，關(guān)閉奇數(shù)列注水井，提高偶數(shù)列注水井的注水量，保證井網(wǎng)交替注水期間整個井組的注水量與井網(wǎng)交替注水之前一致；降低偶數(shù)列生產(chǎn)井的產(chǎn)液量，同時提升奇數(shù)列生產(chǎn)井的產(chǎn)液量，從而保證井網(wǎng)交替注水期間整個井組的產(chǎn)液量與井網(wǎng)交替注水之前一致。通過調(diào)整，上半周期大部分注入水向奇數(shù)列生產(chǎn)井流動，改變了部分原有流線的方向（見圖1a）。如圖所示5列4排注采井組，上半周期內(nèi)關(guān)閉第1、第3、第5列注水井，提高第2和第4列注水井注入量，生產(chǎn)井保持全部開井，并按照調(diào)整后的生產(chǎn)參數(shù)生產(chǎn)。在這種注水井網(wǎng)下，注入水將通過第2排第2列和第4列的注水井向周圍 6口生產(chǎn)井驅(qū)替，形成視反七點法井網(wǎng)。注水井與其正對的兩口生產(chǎn)井之間的注采流線仍保持垂直于注水井水平段的方向，而注水井與其兩側(cè)生產(chǎn)井之間則產(chǎn)生與注水井水平段有一定夾角的新注采流線，從而改變了注采流線方向，使得原注采井網(wǎng)中水平井跟端或趾端未能動用的剩余油受到了較好的波及。

圖1 視反七點法井網(wǎng)交替注采流線示意圖

在視反七點法井網(wǎng)周期性交替注水實施的下半周期，關(guān)閉偶數(shù)列注水井，提高奇數(shù)列注水井的注水量，降低奇數(shù)列生產(chǎn)井的產(chǎn)液量，提升偶數(shù)列生產(chǎn)井的產(chǎn)液量，保證井網(wǎng)交替注水期間整個井組的注水量和產(chǎn)液量與井網(wǎng)交替注水前一致。如圖1b所示的5列4排注采井組，關(guān)閉第2、第4列注水井，重新開啟之前停注的第1、第3、第5列注水井，并調(diào)整注水井的注入量和生產(chǎn)井的產(chǎn)液量。在下半周期，第2排第3列的注水井對應(yīng)周圍6口生產(chǎn)井，仍形成視反七點法井網(wǎng)。開啟的注水井與其正對的兩口生產(chǎn)井之間的注采流線仍垂直于水平井水平段方向，但注水井與兩側(cè)采油井的流線方向與上半周期的流線方向相比發(fā)生了明顯改變。例如第1列井排與第2列井排之間，在上半周期內(nèi)注入水由右向左驅(qū)替；而在下半周期內(nèi)，注入水由左向右驅(qū)替，使得同一區(qū)域在同一個交替注采周期受到兩個不同方向的注水流線驅(qū)替。這種注水策略在保證剩余油得到充分持續(xù)驅(qū)替的同時，還能避免注入水沿同一個通道長期沖刷形成優(yōu)勢通道，避免注入水在地層內(nèi)無效循環(huán)，從而進一步提高水驅(qū)效率。

井網(wǎng)交替注水按照上述步驟調(diào)整參數(shù)進行周期性循環(huán)，同時跟蹤評價井網(wǎng)交替注水效果，如果連續(xù) 3個周期開發(fā)效果比原先線性井網(wǎng)注采的開發(fā)預測效果差，則停止井網(wǎng)周期交替注水，改回之前的線性井網(wǎng)注水方式。具體實施時上下半周期可以調(diào)換順序。

1.2 視五點法井網(wǎng)交替注水

視五點法井網(wǎng)交替注水的上半周期，關(guān)閉奇數(shù)列注水井和偶數(shù)列生產(chǎn)井；下半周期關(guān)閉偶數(shù)列注水井和奇數(shù)列的生產(chǎn)井，同時重新開啟奇數(shù)列注水井和偶數(shù)列生產(chǎn)井，以達到五點法注采井網(wǎng)的開發(fā)效果（見圖 2）。整個周期內(nèi)，提高單井的注水量和產(chǎn)液量，同時保證整個井組的注采比仍保持與井網(wǎng)交替注水之前一致。通過調(diào)整，改變了注入水流線方向，由于與注水井正對的生產(chǎn)井均關(guān)閉，注入水將流向兩側(cè)生產(chǎn)井，注水井和生產(chǎn)井之間不再存在垂直于注水井水平段方向的注采流線，而是產(chǎn)生了新的斜向流線，此時流體的流動方向與各水平井水平段之間均有一定夾角，原線性水平井井網(wǎng)注采井間剩余油滯留區(qū)也得到了較好的驅(qū)替。在這種注水井網(wǎng)下，每 1口注水井的注入水將向周圍 4口生產(chǎn)井驅(qū)替，形成視五點法井網(wǎng)。視五點法交替注采井網(wǎng)將原來正對線性井網(wǎng)的注采井距拉大，延緩了水平井含水率上升速度，同一區(qū)域同一周期也受到兩個不同方向的注水流線驅(qū)替。

圖2 視五點法井網(wǎng)交替注采流線示意圖

1.3 周期性差異化交替注水

井網(wǎng)周期性差異化交替注水是通過周期性地調(diào)整注水井注入量和生產(chǎn)井產(chǎn)液量來實現(xiàn)的。井網(wǎng)周期性差異化交替注水實施的上半周期，提高偶數(shù)列注水井的注水量，降低奇數(shù)列注水井的注水量，同時提高奇數(shù)列采油井的產(chǎn)液量，降低偶數(shù)列采油井的產(chǎn)液量；在下半周期，提高奇數(shù)列注水井的注水量，降低偶數(shù)列注水井的注水量，同時提高偶數(shù)列采油井的產(chǎn)液量，降低奇數(shù)列采油井的產(chǎn)液量。參數(shù)調(diào)整后，整個井組的注水量和產(chǎn)液量仍維持與井網(wǎng)交替前一致。調(diào)整后的注采井網(wǎng)流線形式具有視反七點井網(wǎng)和正對線性井網(wǎng)聯(lián)合注采的流線效果（見圖 3）。同一區(qū)域同一周期受到兩個不同方向的注水流線驅(qū)替，達到了改變液流方向的效果。

圖3 井網(wǎng)周期性差異化交替注采流線示意圖

2 不同井網(wǎng)交替型式的特點

2.1 不同井網(wǎng)型式適應(yīng)性和優(yōu)缺點

井網(wǎng)交替注水通過周期性、差異化地調(diào)整注采井的開關(guān)、注水井的注水強度和采油井采液強度，改變原線性正對井網(wǎng)固定的注采流線方向。3種不同型式交替注采井網(wǎng)的適應(yīng)性和優(yōu)缺點如下所述。

視反七點法井網(wǎng)交替注水在實施過程中生產(chǎn)井不關(guān)井，且總產(chǎn)液量維持與交替前一致，因此交替后產(chǎn)量有保障。但是由于需要關(guān)閉一半的注水井，同時大幅度提高另一半開井注水井的注水量，因此對注水井的注水能力要求較高。另外，大幅度提高開井注水井的注水量后，如果注水井與正對生產(chǎn)井存在優(yōu)勢通道，生產(chǎn)井快速水淹的可能性大幅增加，一定程度上限制了交替注水的效果。

視五點法井網(wǎng)交替注水在注采井之間形成了斜向流線，解決了視反七點法井網(wǎng)中存在正對垂向流線可能導致的快速水淹問題，因此視五點法井網(wǎng)交替注水實施后井組的含水率一般會明顯降低，理論上講其含水率降低幅度要大于視反七點法井網(wǎng)交替注水的降低幅度。同時該井網(wǎng)對注采井注采參數(shù)的調(diào)整幅度小于視反七點法井網(wǎng)，任何油藏都可以實施。但由于視五點法井網(wǎng)交替注水時要關(guān)掉一半的注水井和生產(chǎn)井，當含水率降低所增加的產(chǎn)量無法彌補關(guān)井造成的產(chǎn)量損失時，短期內(nèi)將對整個井組的產(chǎn)量造成一定影響，特別是生產(chǎn)井產(chǎn)液量無法按要求提升時，這一問題將更為突出。

周期性差異化交替注水避免了視反七點法井網(wǎng)注水井正對的生產(chǎn)井快速水淹和視五點法井網(wǎng)短期內(nèi)產(chǎn)量損失的可能性，且該交替型式對注采井的參數(shù)調(diào)整幅度最低，任何油藏都可以實施。但正由于僅對注采參數(shù)進行周期性的小幅度調(diào)整，使得注采井間的流線變化相對弱于前兩種井網(wǎng)型式。

2.2 不同井網(wǎng)型式平面波及系數(shù)

平面波及系數(shù)是衡量不同型式注采井組平面水驅(qū)效果的重要指標。對于均勻單層油藏，平面波及系數(shù)定義為該層內(nèi)井組水淹面積與井組控制面積的比值。取不同交替井網(wǎng)的1/4注采單元為研究對象，建立平面直角坐標系（見圖4），第一象限內(nèi)陰影部分為該注采單元整個注水周期的最大波及面積。根據(jù)積分學原理，視五點法和視反七點法交替井網(wǎng) 1/4注采單元的最大波及面積計算公式分別為：

圖4 不同交替井網(wǎng)四分之一注采單元整個注水周期內(nèi)平面波及情況示意圖

對于周期性差異化交替注水井網(wǎng)，存在兩種情形。當周期性調(diào)整注采量導致的流場擾動較大時，該井網(wǎng)產(chǎn)生的斜向流線能夠波及到鄰近的生產(chǎn)井（見圖4c）；而當流場擾動較小時，該井網(wǎng)產(chǎn)生的斜向流線波及范圍有限，難以波及鄰近生產(chǎn)井（見圖4d）。兩種情形下周期性差異化交替井網(wǎng) 1/4注采單元的最大波及面積計算公式分別為：

由此可得各交替井網(wǎng)平面波及系數(shù)的計算公式分別為：

應(yīng)用以上公式分別計算了中東M油田線性正對井網(wǎng)、視反七點法交替井網(wǎng)、視五點法交替井網(wǎng)、周期性差異化交替井網(wǎng)流場擾動小和流場擾動大的理論平面最大波及系數(shù)，分別為85.31%，90.25%，90.38%，86.03%和98.74%。相比線性正對注采井網(wǎng)，3種型式的交替井網(wǎng)均有效擴大了波及系數(shù)，其中視反七點法和視五點法交替注水井網(wǎng)平面波及系數(shù)均增加約5%，周期性差異化交替注水井網(wǎng)理論平面波及系數(shù)與注采量調(diào)整大小幅度有關(guān)，其平面波及系數(shù)增長達0.72%～13.4%。需要指出的是，理論公式得到的計算值代表均質(zhì)油藏的平面波及情況，具有一定的普適性，反映了不同井網(wǎng)交替型式的一般波及狀況及改善效果。

綜上所述，周期性差異化交替注水最容易實施，調(diào)整幅度最小；視反七點法井網(wǎng)交替注水周期性關(guān)閉注水井，對開井注水井注入能力要求高，調(diào)整幅度中等；視五點法井網(wǎng)交替注水對注采井均進行周期性開關(guān)，調(diào)整幅度大，預期含水率降低幅度最大，但由于需關(guān)閉一半采油井，短期內(nèi)井組產(chǎn)量可能會降低。

3 不同井網(wǎng)型式在典型區(qū)塊的模擬結(jié)果對比

中東M油田位于伊拉克，主力油藏為中薄層碳酸鹽巖油藏，縱向非均質(zhì)性較強，頂部存在厚1 m左右的高滲透層，采用整體水平井線性正對注采井網(wǎng)開發(fā)，目前部分井網(wǎng)已進入高含水期，頂部高滲透層是導致油井過早見水且高含水的主要原因。選取該油田3個典型高含水區(qū)塊（見圖5），對各井組進行視反七點法井網(wǎng)交替注水、視五點法井網(wǎng)交替注水和周期性差異化交替注水數(shù)值模擬，并與原先線性正對井網(wǎng)開發(fā)效果進行對比。

圖5 3個典型區(qū)塊地質(zhì)模型滲透率及水平井井軌跡剖面圖

針對中東M油田3個典型區(qū)塊分別建立油藏數(shù)值模擬模型，各區(qū)塊水平井長度均為 800 m，注采井距300 m，模型水平方向網(wǎng)格步長分別為100 m和40 m，垂直方向網(wǎng)格步長為0.5～6.0 m，各區(qū)塊基本地質(zhì)參數(shù)如表1所示，其中M1區(qū)塊儲集層物性最好，M2區(qū)塊儲集層物性中等、非均質(zhì)性最強，M3區(qū)塊儲集層物性最差。通過對比各區(qū)塊數(shù)值模擬結(jié)果，相較于原線性正對井網(wǎng)，3套井網(wǎng)交替注水型式均降低了含水率，注水開發(fā)效果明顯變好，提高了原油采收率。其中，M1區(qū)塊視反七點法井網(wǎng)交替注水的預測結(jié)果更好（見圖6a），分析認為該區(qū)塊物性較好，非均質(zhì)性最弱，該模型地質(zhì)條件能夠滿足視反七點法井網(wǎng)交替注水對開井注水井較高注入能力的要求，同時又不影響交替后的總產(chǎn)量；而且視反七點法井網(wǎng)注水井的注入量變化幅度最大，注入端強度最大，由于油藏較均質(zhì)因此產(chǎn)生的擾動效應(yīng)最大，開發(fā)效果好。M2區(qū)塊視五點法井網(wǎng)的預測結(jié)果最好（見圖6b），分析認為該區(qū)塊非均質(zhì)性較強，且交替注水前含水率呈快速上升趨勢，因此實施視五點法井網(wǎng)交替關(guān)閉一半生產(chǎn)井后含水率降低幅度最大，同時由于該區(qū)塊物性較好，含水率降低所增加的產(chǎn)量基本能彌補關(guān)井造成的產(chǎn)量損失，此時開發(fā)效果最好。M3區(qū)塊周期性差異化井網(wǎng)交替注水的結(jié)果更好（見圖6c），分析認為該區(qū)塊物性較差，非均質(zhì)性中等，周期性差異化井網(wǎng)交替注水可以較好保持整個井組注采量，因而調(diào)整效果更好；同時由于油藏物性較差，視反七點法井網(wǎng)單井注水量和視五點法井網(wǎng)的注采量無法按需求提高相應(yīng)倍數(shù)，造成開發(fā)效果不如周期性差異化井網(wǎng)交替注水。另外，對比 3個區(qū)塊的模擬結(jié)果可以看出，周期性差異化井網(wǎng)交替注水的模擬結(jié)果都相對較好。綜上所述，視反七點法井網(wǎng)交替注水型式對物性較好、吸水能力較強、非均質(zhì)性較弱的儲集層適應(yīng)性最好；視五點法井網(wǎng)交替注水型式對強非均質(zhì)性、尤其高—特高含水期開發(fā)階段的物性中等偏好的油藏適應(yīng)性最好；周期性差異化交替注水型式對各種油藏尤其低滲透油藏有較好的適應(yīng)性。

表1 3個典型區(qū)塊基本地質(zhì)參數(shù)

圖6 3個區(qū)塊不同井網(wǎng)交替型式數(shù)值模擬開發(fā)效果對比

以 M2區(qū)塊的數(shù)值模擬結(jié)果為例進行對比分析，可以看出數(shù)值模擬流線圖與井網(wǎng)流線概念示意圖（見圖1—圖3）具有很好的一致性（見圖7）。原線性正對水平井井網(wǎng)流線主要以垂直水平井井段的方向為主，而 3套不同型式的井網(wǎng)交替注水均產(chǎn)生與注水井水平段成一定角度的斜向流線，使原線性正對井網(wǎng)注采井間的剩余油得到了較好的驅(qū)替，明顯提高了水驅(qū)波及系數(shù)。視反七點法井網(wǎng)交替注水的注采流線既有垂直水平段的流線，也有斜向流線，且上下半周期垂向及斜向流線均發(fā)生變化；視五點法井網(wǎng)交替注水上下半周期的注采流線均為斜向流線；周期性差異化交替注水相比前兩種井網(wǎng)型式，其流線分布較稀疏、變化幅度相對較小，產(chǎn)生的部分斜向注采流線起到了液流轉(zhuǎn)向的效果。流線數(shù)值模擬結(jié)果顯示 3種井網(wǎng)型式交替注水期間流線方向與原線性井網(wǎng)注采相比均發(fā)生改變，一個交替周期內(nèi)同一區(qū)域受到兩個不同方向流線的驅(qū)替，不同交替方式流線變化存在差異。通過流線數(shù)值模擬中的示蹤劑技術(shù)計算了各井網(wǎng)上、下半周期的最大體積波及系數(shù)，線性正對井網(wǎng)為 75.31%、79.74%，視反七點法為84.39%、87.25%，視五點法為86.88%、89.18%，周期性差異化交替井網(wǎng)為84.94%、87.85%?？梢钥闯?3種交替井網(wǎng)型式的波及系數(shù)均大于線性正對井網(wǎng)，同時波及的位置也發(fā)生了明顯變化，其中視五點法井網(wǎng)交替注水的波及系數(shù)最高，開發(fā)效果最好。另外，M 油田實際區(qū)塊模型儲集層非均質(zhì)性較強且存在高滲透條帶，模擬體積波及系數(shù)與理論計算平面波及系數(shù)結(jié)果有一定差異，原因包括：①體積波及系數(shù)等于平面波及系數(shù)與縱向波及系數(shù)的乘積，兩者的差異部分由縱向波及系數(shù)導致；②由于實際流線模擬中含水飽和度或過水倍數(shù)需要達到一定值才屬于有效波及，即數(shù)模統(tǒng)計結(jié)果受參考閾值的影響，比如周期性差異化交替井網(wǎng)的注采參數(shù)調(diào)整量最小導致注采流線的變化幅度較小，部分流線因參考閾值限制未達到有效波及，則該套井網(wǎng)的波及系數(shù)模擬計算值偏小。

圖7 M2區(qū)塊不同交替注水方式流線模擬結(jié)果（圖中顯示流線為不同層三維流線的平面俯視圖）

基于 3個區(qū)塊模型對最優(yōu)交替井網(wǎng)型式的注采參數(shù)進行優(yōu)化。以 M2區(qū)塊視五點法井網(wǎng)交替注水型式為例，分別提高開井時注水井的注水量和生產(chǎn)井的產(chǎn)液量至井網(wǎng)交替注水前注水量和產(chǎn)液量的1.3～1.7倍，數(shù)值模擬預測結(jié)果如圖 8所示。可以看出，隨注采量的增加，含水率降低幅度減小，當注采量倍數(shù)增加至1.5以上時，繼續(xù)增加注采量對模擬結(jié)果影響不大，同時考慮實際油藏注入井注入能力的限制、采油井下泵后泵的合理工作范圍對油井產(chǎn)液量的限制等，建議M2區(qū)塊視五點法井網(wǎng)交替注水合理的注采量倍數(shù)在1.5以內(nèi)。同理，可得其他區(qū)塊最優(yōu)交替注采參數(shù)（見表 2）。

表2 不同交替井網(wǎng)注采參數(shù)的調(diào)整優(yōu)化

圖8 M2區(qū)塊視五點法井網(wǎng)不同注采參數(shù)下的開發(fā)效果

4 應(yīng)用實例

中東M油田自2018年開始對3種類型的井網(wǎng)周期性交替注水方式開展了井組試驗，并對實施交替注水試驗的井組進行效果分析。

4.1 井組交替注水試驗

視反七點法井網(wǎng)交替注水試驗井組共包括 2排 8口生產(chǎn)井和1排4口注水井，各生產(chǎn)井含水率均高于60%。實施井網(wǎng)交替注水的交替周期為60 d，由于注水井間歇開啟，單井注水配注量為原注水量的2倍左右。該井組自2018年5月開始實施交替注水，注水后日產(chǎn)油量先增大后減小，最大增幅約 30%；綜合含水率初期下降明顯，最高降低 15%以上，穩(wěn)油控水效果明顯（見圖9）。實施半年后，因注水井無法達到配注量要求，導致地層壓力下降，井組產(chǎn)量開始下降，2019年2月停止試驗，改為原線性正對井網(wǎng)后產(chǎn)液量明顯恢復、含水率明顯下降。由此可見，當井網(wǎng)交替注水改為線性正對井網(wǎng)注采后，由于流線再次發(fā)生改變，也會改變液流方向，起到穩(wěn)油控水的作用。

圖9 視反七點法井網(wǎng)交替注水試驗井組開發(fā)曲線

另外，選擇了3排15口生產(chǎn)井和2排10口注水井高含水井組先后進行了周期性差異化交替注水和視五點法交替注水試驗。該井組由于生產(chǎn)井生產(chǎn)層位附近普遍發(fā)育高滲透條帶，前期注入水沿高滲透通道向生產(chǎn)井快速竄進，導致井組采出程度僅15.3%，含水率高達73.6%，具有很大的調(diào)整潛力。設(shè)計該井組周期性差異化交替注水階段交替循環(huán)周期為 60 d，上下兩個半周期內(nèi)不同列注水井的注入量分別調(diào)整為約原注入量的1.5倍和0.5倍，不同列生產(chǎn)井的產(chǎn)液量分別調(diào)整為約原產(chǎn)液量的1.2倍和0.8倍。該井組于2020年1月開始實施交替注采2個周期，與2020年1月相比，平均單井日產(chǎn)油最高增加 15.89 m3，含水率降低最高達11%，控水穩(wěn)油效果明顯（見圖10）。2020年5月該井組轉(zhuǎn)為視五點法交替注水，周期為30～40 d，上下兩個半周期內(nèi)開井注水井注入量均調(diào)整為原注入量的1.5倍，開井生產(chǎn)井產(chǎn)液量調(diào)整為原產(chǎn)液量的1.2倍。實施2個周期的視五點法交替注水試驗，與2020年5月相比，平均單井日產(chǎn)油最高增加 23.84 m3，含水率最高降低 18%。從試驗結(jié)果可以看出，視五點法含水率降低幅度大、單井日增油幅度大，同時相比視反七點法井網(wǎng)交替注水，對注水井配注量要求較低，從而保證油藏壓力穩(wěn)定，試驗效果最好。這與典型區(qū)塊模擬結(jié)果的認識也一致，即視五點法井網(wǎng)交替注水型式對強非均質(zhì)性、尤其高—特高含水期開發(fā)階段的物性中等偏好的油藏適應(yīng)性最好。

圖10 周期性差異化和視五點法交替注水試驗井組開發(fā)曲線

4.2 開發(fā)效果分析及優(yōu)化

對比試驗井組所有單井交替注水前后開發(fā)效果發(fā)現(xiàn)，交替注水效果受水平注采井 AB點軌跡方向即注采井A點距離遠近影響較大，其中A點為水平井水平段靠近造斜段處，即跟端，注水強度相對較大；B點為水平井水平段遠離造斜段處，即趾端，注水強度相對較弱（見圖11）。M油田水平生產(chǎn)井AB點主要為自西往東方向，水平注水井 AB點方向正好相反，主要為自東往西方向，但也存在一部分井的 AB點方向不同的情況。而油水井 AB點軌跡方向的不同，將造成井網(wǎng)周期性交替注水的上、下周期注采井水平段A點的距離不同。以兩種極端情況為例，距離最遠時超過兩口井的水平段長度（見圖 11a），距離最近時僅超過排距或井距（見圖11b）。

圖11 不同油水井軌跡下交替后的注采井間A點距離示意圖

試驗井組含水率變化規(guī)律顯示，當交替后注采井水平段A點的距離較遠時，降水效果更明顯（見圖12）。主要由于水平井的趾端效應(yīng)使得跟部更易吸水和產(chǎn)液，交替后注采井A點距離較近時不利于擴大水驅(qū)波及體積。因此，可以通過進一步優(yōu)化交替井網(wǎng)的注采對應(yīng)關(guān)系，使得交替后注采井A點距離盡可能遠，從而提高降水增油效果。

圖12 交替后注采井間不同A點距離下含水率變化曲線

5 結(jié)論

對于采用線性正對水平井井網(wǎng)開發(fā)的中東非均質(zhì)性較強的碳酸鹽巖油藏，在不增加任何新井的條件下，通過調(diào)整注采井開關(guān)狀態(tài)及注采參數(shù)將水平井線性井網(wǎng)改變?yōu)橐暦雌唿c法井網(wǎng)交替注水、視五點法井網(wǎng)交替注水和周期性差異化交替注水 3種交替型式，可提高原油采收率。3種井網(wǎng)交替注水型式均實現(xiàn)了對注采流線方向的改變，起到了液流轉(zhuǎn)向的效果，使得同一區(qū)域在同一個交替注采上、下半周期受到兩個不同方向的注水流線驅(qū)替，起到了提高波及體積的作用，井間剩余油得到了有效動用。

周期性差異化交替注水最容易實施，適用于所有類型油藏；視反七點法井網(wǎng)交替注水對注水井注入能力要求高，適用于物性較好、非均質(zhì)性較弱的油藏；視五點法井網(wǎng)交替注水調(diào)整幅度大，預期含水率降低幅度最大，由于要關(guān)閉一半采油井，短期內(nèi)井組產(chǎn)量可能會降低，適用于物性中等偏好且已處于高—特高含水期開發(fā)階段、非均質(zhì)性強的油藏。

中東地區(qū)M油田實施3種不同方式井網(wǎng)交替注水試驗的井組均取得了較好的開發(fā)效果，試驗井組平均單井日產(chǎn)油最高增加23.84 m3，含水率最高降低18%，加強了穩(wěn)油控水效果。通過試驗發(fā)現(xiàn)交替后水平注采井A點距離較遠井的開發(fā)效果明顯好于距離較近井的效果。

符號注釋：

d1——采油井井距，m；d2——注采井排距，m；E——平面波及系數(shù)，%；L——水平井長度，m；S——1/4注采單元內(nèi)注入水波及面積，m2；xa，xb，xc——不同曲線間交點的橫坐標，m；x1，x2，x3——不同曲線與x軸交點的橫坐標，m；φ1（x），φ2（x），…，φ6（x）——波及區(qū)不同位置處最大可張開流線所對應(yīng)函數(shù)，m；下標：5spot——視五點法交替井網(wǎng)；7spot——視反七點法交替井網(wǎng)；cyclic，1——流場擾動變化大情形下的周期性差異化交替井網(wǎng)；cyclic，2——流場擾動變化小情形下的周期性差異化交替井網(wǎng)。