0 引言
中东地区白垩系普遍发育巨厚碳酸盐岩油藏[1]，该类油藏地质储量高，剩余可采储量大，采出程度不足8%。受沉积作用和成岩作用双重控制，巨厚碳酸盐岩油藏的储层岩性、物性和微观结构等复杂多变，不同成因储层相互叠置，导致油藏平面及垂向非均质性强，开发难度大。
开发初期受资料限制，对巨厚碳酸盐岩油藏的非均质性认识不足，认为储层在油田范围内连续发育，以笼统合注合采的开发方式为主[2]。随着油藏主体实施注水开发，一套井网笼统合注合采逐渐暴露出采油井见水早、含水上升快、单井产量递减大、油藏压力恢复慢、储量动用极不均衡等突出问题，真正贡献产量的层段非常有限[2]，迫切需要调整开发策略，转变开发思路。中国碳酸盐岩油藏以缝洞型、裂缝-孔隙型和孔洞型储层为主，长期开发实践形成了以空间结构井网设计、变强度注水和堵水封窜为核心的注水开发技术[3]。中东地区巨厚碳酸盐岩油藏为孔隙型储层，油藏纵向上含油层系多，隔夹层发育，水驱规律主要受纵向非均质性和重力的影响[4]。多年研究和实践证明，分层系注水开发是改善巨厚碳酸盐岩油藏开发效果的有效策略，且分层系注水开发对其他碳酸盐岩油藏同样适用[5]，但目前对碳酸盐岩油藏分层系注水开发的应用理念、实施原则和关键技术等缺乏系统研究。
本文基于中东碳酸盐岩油藏注水开发实践，以两伊地区（伊拉克和伊朗）白垩系巨厚生物碎屑灰岩油藏为例，针对合注合采导致开发效果差的难题，提出以隐蔽隔夹层为格架精细划分开发层系、多类型多井型井网有机组合、构建均衡注采体系为核心的巨厚复杂碳酸盐岩油藏均衡注水开发技术，均衡动用不同类型储量，最大程度控制采油井见水及含水上升速度，保障该类油藏的持续稳产和高效开发。
1 巨厚碳酸盐岩油藏特征
1.1 地质特征
两伊地区白垩纪处于被动大陆边缘，发育宽缓的浅水碳酸盐岩缓坡，构造相对稳定，气候温暖湿润，水动力条件强，造岩生物繁盛，发育巨厚生物碎屑灰岩储层[6]。垂向上，储层岩性序列复杂多变。岩石结构成熟度较低，富含生物碎屑，不同生物碎屑的物理结构和化学成分不同，导致其抗压实和抗溶蚀能力各异[7]。巨厚储层内部发育多期沉积旋回，沉积环境频繁更迭演化，生物碎屑发生差异成岩改造，沉积-成岩复杂耦合造成储层物性分异极化[8-9]。不同沉积相储层物性叠置区间较大，同种沉积相物性区间跨度大，巨厚油藏储层垂向非均质性强[10-11]。如A油田Mishrif组MB2-1层礁滩相储层与上覆的MB1-2C层潟湖相储层物性叠合区间较大，礁滩相储层孔隙度跨度近20%、渗透率级差接近40，潟湖相储层孔隙度跨度达25%、渗透率级差可达1 000（见图1 ）。
巨厚碳酸盐岩油藏中普遍发育超高渗透层和隐蔽隔夹层。超高渗透层累计厚度占比通常小于油藏厚度的10%，渗透率通常大于100×10−3 μm2，最大可至平方微米级，与围岩的渗透率相差2~4个数量级[12-13]。如A油田Mishrif组超高渗透层分布在MB2-1层、MC1-2和MC1-4层，渗透率比围岩高近2个数量级（见图1 ）。衰竭式开发过程中，油气主要产自超高渗透层；而注水开发过程中，注入水沿超高渗透层快速突进，而相对低渗透储层中的油气不能被有效驱替，造成生产井过早见水或发生水淹，形成无效水循环。隔夹层的“隐蔽性”体现在：①发育环境，隔夹层在低能潟湖、深水斜坡和高能礁滩中均可发育，相控程度弱[14-15]；②结构组分，隔夹层泥质含量低，颗粒组分含量高，不仅包含泥灰岩或泥晶灰岩，还包括泥粒灰岩和亮晶颗粒灰岩；③物性特征，隔夹层虽然渗透率低，但孔隙度却较高，岩心含油性较好，面孔率高；④发育规模，隔夹层厚度分布不稳定，最小厚度仅10 cm，多套叠置累计厚度可达20 m，单期分布规模有限，多期叠置后展布范围较大；⑤开发特征，地质判定的隔夹层在开发中依旧发生流体运移，而地质判定的非隔夹层在开发中却可具备隔挡能力；⑥地球物理特征，隔夹层的泥质含量、孔隙度和含油性导致测井响应呈“中低伽马、中高电阻率和中低密度”特征，Mishrif组很少存在可通过测井曲线清晰对比的泥岩隔夹层。也正因隔夹层的隐蔽性，资源国和部分西方油公司在过去几十年一直把厚度达400 m的Mishrif组油藏当作一套层系笼统开发。
1.2 开发特征
油田开发早期，普遍采用衰竭式笼统开发，垂向上不分层系笼统射孔。尽管油井产量高，快速实现了规模建产，但油主要产自厚度占比较小的超高渗透层，高产稳产期短，压力递减快，而厚度占比较大的相对低渗透储层中的储量尚未动用，亟需注水补充油藏能量。自油田转入全面注水开发后，依旧采用一套井网笼统注采，由于巨厚油藏以低黏油为主，储层强非均质且发育超高渗透层，注入水沿超高渗透层或相对高渗透储层快速突进，导致注水后采油井过早见水，或含水率快速上升，或发生暴性水淹，而相对低渗透储层中的原油未被有效驱替。尽管注水后地层压力有所恢复，但产量递减幅度依旧较大，注采剖面极不均衡。通常情况下，笼统注采仅能动用约1/3的地质储量，难以实现储量均衡动用。
综上所述，中东地区巨厚碳酸盐岩油藏的强非均质性及对非均质认识的不足，给科学开发该类油藏带来了严峻考验。亟需更新开发理念，探索适合此类油藏的高效注水开发策略。本文通过总结中东巨厚碳酸盐岩油藏注水开发的实践与经验，提出了分层系均衡注水开发的理念和技术，实现了巨厚碳酸盐岩油藏不同类型储量的均衡动用。
2 均衡注水开发理念及原则
2.1 均衡注水开发理念
均衡注水开发是对巨厚复杂油气藏非均质性实现精细化降维，从“一油藏一策略”细化至“一层系一策略”，将巨厚油藏划分成多个开发层系，每个层系储层特征不同，而层系内部储层相对均质，对每个层系实施针对性的开发策略，以期达到理想的开发效果。①应用基础：巨厚强非均质性油藏不同层段均具有一定储量规模且储层物性和连通性差异显著，中东地区碳酸盐岩储层厚度大，油藏具有整装性，储层平面与纵向上非均质性均较强，具备细分层系开发的基础。②必备条件：有效的物性隔挡是均衡注水开发的必备条件，稳定的隔层和差储层，因渗透率级差导致的非渗流层等均可形成有效的物性隔挡。③关键技术：巨厚油藏层系划分技术、隔夹层识别与刻画技术、封隔性评价技术及差异化井网优化部署技术。④目标要求：最大程度动用巨厚强非均质性油藏的储量，分层系开发后，含水率必须能得到有效控制，压力有效保持或合理递减，注入水波及效率有效提升，最终实现油藏更高采收率。
2.2 细分开发层系原则
考虑到油藏地质特征，开发层系的划分应遵循以下原则：①层系内部油藏特征必须相对均质，同一开发层系内的构造特征、含油面积、油层性质、油水界面、储层物性等基本接近。②每套层系必须具有一定规模的油气储量，保证每套层系都有一定规模的油层厚度、油井生产能力和单井控制储量，确保分层系开发后具备一定规模产能和较长的稳产期。③微观结构是控制注入水驱替效率的重要因素，考虑到中东巨厚碳酸盐岩油藏储层孔隙结构的复杂性及不同模态孔喉渗流的差异性，同一开发层系内孔隙结构应尽量相似，即主要为一种模态，如单模态、双模态或多模态，确保注入水能均衡驱替。④油藏中发育稳定的隔层，且对流体的隔挡性能好，宜将相邻地层划分为不同的开发层系。油藏缺乏连续稳定的隔夹层，但差储层连续展布，并对上下地层起到明显的隔挡作用，则该套差储层也可作为隔层。⑤相邻两套层系储层差异大，或两套层系渗透率级差达10以上，虽然存在压力传导及流体交换，但对两套层系开发不产生较大影响，即使没有稳定的隔层或差储层，亦可分为不同层系。⑥如果两个层对井型或者井网的需求有较大差异，则需要考虑分两套层系开发。⑦每套层系内部若非均质性依旧较强且储层厚度较大，可考虑进一步内部精细分层注水开发。⑧油藏在平面上不同区域具有不同的储层特征，可根据区域差异，考虑分区实施不同的均衡注水开发技术政策。
3 均衡注水开发关键技术
3.1 隐蔽隔夹层识别与刻画技术
基于隔夹层隐蔽性特征，分析控制渗流的关键因素，在取心井中识别隔夹层。①巨厚碳酸盐岩中，稳定隔层主要发育于最大海泛面或三级层序顶界面。最大海泛面为深水沉积，泥质含量高且分布稳定；层序顶界面可形成物性遮挡或因上下地层渗透率级差形成较好的渗流屏障。②强胶结作用是控制隔夹层发育的关键因素，无论是高能沉积还是低能沉积，发生强胶结作用后均可形成物性隔挡。③低能沉积泥质含量高，但胶结作用弱，需结合微观结构判断其渗流能力。通过两伊地区巨厚碳酸盐岩油藏近2 000块岩心样品统计发现：低能沉积以微孔为主，通常情况下，若最大喉道小于0.5 μm，即使其孔隙度较高，其渗透率仍小于1.0×10−3 μm2。综上，可将三级层序界面、强胶结相和微喉单模态低能沉积作为识别隔夹层的地质约束条件，若符合上述条件之一即可预判为隔夹层。基于以上隔夹层成因，在两伊地区巨厚碳酸盐岩油藏中判别出5种类型隔夹层，其中风化剥蚀型和泥炭型隔夹层受三级层序界面控制，潟湖型隔夹层和生屑滩型隔夹层受强胶结作用控制，深水沉积型隔夹层为微喉单模态低能沉积。
预判的隔夹层在开发中不一定具有封隔性，因而根据动态资料进行验证，去除无封隔能力的隔夹层，得到真实隔夹层。真实隔夹层需要符合以下条件之一：①隔夹层上下存在压力梯度异常；②PLT（生产测井）测试中隔夹层无产能，而围岩地层均有产能；③隔夹层上下地层压力梯度正常，但上下地层渗透率级差大于10。经过验证，上述5种隔夹层均为真实隔夹层。
真实隔夹层可通过岩-电进行精细标定并建立测井识别标准。通常情况下，层序界面控制的隔夹层测井曲线变化幅度大，齿化严重，根据曲线形态即可识别，其他隔夹层与储层的测井值域叠合区间大，难以有效区分，测井解释误判率较高，可通过“层控”和“相控”克服隔夹层的测井隐蔽性，降低测井解释误差。“层控”基于准确把握不同层段沉积规律，将某种隔夹层限定在特定层段，而在该层段中发育的隔夹层其测井曲线具有一定的区分度。“层控”可区分深水型和潟湖型隔夹层，两者测井曲线相似度较高，但发育于不同水深，同一层段中不共存，基于沉积演化规律，可对特定层段深水型或潟湖型隔夹层进行判别。“相控”主要用于识别隐蔽在高能沉积里的胶结型隔夹层，胶结型隔夹层与高能沉积测井响应差异明显，将隔夹层控制在高能沉积中，其他沉积相中的储层不会被误判为隔夹层。测井解释得到的5种隔夹层封隔性依旧存在不确定性，需采用动态资料验证得到真实隔夹层。
3.2 隐蔽隔夹层封隔能力评估技术
隔夹层横向连续性及垂向封隔性是油藏能否分层系开发的关键因素。隔夹层横向连续性可以通过地质模式、测井对比和地震预测等方法进行半定量—定量评价。深水沉积型和风化剥蚀型隔夹层连续性和垂向封隔性均较好，一般通过隔夹层厚度来评估其封隔能力。以伊拉克南部Mishrif组为例，该类隔夹层厚度超过2 m时封隔性极好，厚1~2 m时具有一定的封隔能力，厚度小于1 m时封隔性较差。泥炭型隔夹层的垂向封隔性较好，受横向连续性影响较大，封隔性评价的重点在于泥炭沉积环境的还原和规模的预测。通常情况下，该类隔夹层横向规模超过2 000 m可以达到注采井组规模的隔挡效果，横向范围1 000~2 000 m的泥炭型隔夹层具有部分隔挡效果，横向范围小于1 000 m的泥炭基本不具有隔挡能力。潟湖型和生屑滩型隔夹层主要依靠致密段的纵向叠加达到封隔效果，但致密段的横向连续范围和纵向厚度均具有较大的随机性，且致密段的物性也因胶结程度的不同而变化，在相同叠置厚度下致密层渗透性又决定了纵向渗透性的高低。储隔层组合概念模型模拟分析发现，当致密段整体厚度超过10 m、渗透率小于0.05×10−3 μm2时，即使围岩渗透率达到10.00×10−3 μm2，其整体垂向渗透率也不超过0.30×10−3 μm2（见图2 ），具有一定的封隔能力。亦即该类隔夹层厚度大于10 m、胶结部位渗透率小于0.05× 10−3 μm2即具备纵向隔挡能力。因此，深水沉积型和风化剥蚀型隔夹层封隔性评估的重点是厚度，泥炭型隔夹层的评估重点是侧向连通规模，潟湖型和生屑滩型隔夹层评估重点是整体厚度和致密段的渗透率。
3.3 均衡注水开发技术
3.3.1 实施原则
对于已陆续转为注水开发的该类油藏，经过前期开发，其基础井网、产量规模基本形成，后续井网及层系调整部署的实施原则如下：①构建纵向分层、平面分区、分阶段实施的立体注采体系，坚持温和注水、严控生产压差及注采比的开发技术对策。②重新厘定各细分层系的油藏类型和水体驱动类型，分层系针对性优化注采井网，以保证地层能量的有效补充。③优化不同级次储层与开发方式的匹配关系，分级次动用有利储层、规避水窜风险层，缓解层间矛盾，实现各级储量最大程度的均衡动用，实现无水期和低含水期的最大采出程度。④优选过渡层系或接替油藏，弥补调整期的产能损失，实现新老井网的平稳过渡和转换，确保合同规定的产量目标，确保效益最优。
3.3.2 开发模式
两伊地区巨厚碳酸盐岩油藏既有区域可类比的共性，也因沉积侧向变迁、成岩差异改造而呈现不同的储层结构和非均质性特征。通过十余年探索、研究和实践，提出巨厚复杂碳酸盐岩油藏分层系均衡注水开发理念，并总结了常规层系架构、精细层系架构和深化层系架构3种均衡注水开发模式和技术，为同类油藏的开发优化提供借鉴。
①常规层系架构。油藏中存在全区稳定、易于识别且隔挡性较好的隔夹层，可用于划分开发层系，形成常规层系架构。分层系优化井型配置和井网部署可分别形成适合每套层系的井型和井网模式，并合理设计注采井距与井网加密节奏，实施温和注水，实现较大的波及面积及水驱效率最优化，提高不同级次储层的综合动用程度。如图3 所示，R油田Mishrif组油藏CapB段隔层全区稳定分布，将油藏划分为MA1—MA2和MB1—MB3两套开发层系。MA1—MA2优质储层较薄，物性较差，开发初期采用水平井五点井网注水开发，注采井数比为1∶1，注采强度可以保障低渗透储层采油井多向受效，注水后油井见效快，采油速度高；中后期根据储层剩余油分布情况，考虑局部加密，依旧采用水平井五点井网注水开发。MB1—MB3层系南北差异显著，北部储层厚、物性好，南部储层变薄、物性变差。利用储层物性较好、地层能量充足的条件，开发初期均采用直井反九点面积井网注水开发；中后期分区实施差异化调整：南部继续维持直井反九点面积井网，后期根据储层剩余油分布情况，考虑局部加密，北部中期转换为五点法井网，调整水驱流场，增加注水井数，维持注采比均衡，实现注水井“点弱面强”均衡驱替的目的；后期根据平面储量丰度、物性等情况，局部区域逐步一次加密或二次加密。
②精细层系架构。油藏中同时存在稳定隔层和隐蔽隔夹层，且隐蔽隔夹层隔挡效果较好，可利用隐蔽隔夹层进一步细分开发层系，形成精细层系架构。在精细表征隐蔽隔夹层基础上，细分低级次开发层系，针对每个次级层系的储层特征细化井型和井网，实现各层系阶段性的井网调整，减缓层间矛盾，提高纵向动用程度。如图4 所示，A油田Mishrif组油藏MB1-1亚段为一套全区稳定发育的隔层，MB1段底部发育一套胶结成因的隐蔽隔夹层，MB2-2亚段顶部发育一套泥炭型隐蔽隔夹层。利用隔层分布，MA2段首先部署独立井网，整体采用水平井排状注采井网；MB1-2亚段内部基于隐蔽隔夹层，进一步细分MB1-2A—MB1-2B和MB1-2C两个次级层系，分别部署直井五点法井网开发，后期转为排状井网，并根据储层厚度和层内非均质性，在MB1-2A—MB1-2B和MB1-2C内部分别实施精细分层注水；MB2—MC1段内部基于隐蔽隔夹层，进一步细分为MB2-1和MB2-2—MC1两个次级层系，MB2-1采用边缘直井注水、构造高部位水平井采油的井网开发，MB2-2—MC1采用直井底部注水、水平井顶部采油的井网开发。
③深化层系架构。若油藏除稳定分布的隔层外，还发育有不稳定分布的隔夹层，或相邻两套层系之间储层物性、储层类型或储层构型等差异较大，也可根据油藏实际情况利用层间非均质性或不稳定隔夹层进行分层系开发，形成深化层系架构。如图5 所示，B油田Mishrif组油藏针对上下相邻层的高渗透层存在注水连通窜流风险等问题，深化时空架构尺度，以中段整套含油层系作区域隔层，优先部署上下两套层系的注采井网，并根据储层物性合理优化部署井型和注采井距；后期再择时动用存在高渗透层水淹风险的中段层系，实现不同物性储层的均衡动用。CRⅡ为MA段和MB1段之间全区稳定分布的隔层，MB1段与MB2段之间无隔层发育，但物性差异很大。利用层间非均质性及隔层分布，将油藏自上而下划分为MA、MB1、MB2-1、MB2-2—MC3共4套开发层系：考虑到MB1段潮道与下伏MB2-1亚段超高渗透层存在注水连通窜流风险，将MB1段整套层系部署为开发“隔层”暂停投产，优先部署水平井注采井网开发储量规模较大的MB2段和MC段，同时采用直井注采井网开发MA段；后期采用灵活五点法直井注采井网择时动用暂停投产的MB1段。MB2段上部的MB2-1亚段为超高渗透层，下部MB2-2—MC3段为低渗透及特低渗透储层，且MB2段内部无隔夹层，但是考虑到上下两层物性差异足够大，将MB2段与MC段进一步细分为MB2-1、MB2-2—MC3两套层系，超高渗透层MB2-1亚段采用水平井边缘注水的方式开发，开发中后期油藏边部采油井见水或发生水淹，即将边部的水平采油井转为水平注水井；MB2-2—MC3段采用上部水平井排注水、下部水平井排采油形成重力驱替的方式开发；开发中后期根据储层剩余油分布情况，水平井注水井和水平井采油井均考虑加密。通过深化层系架构开发，可有效缓解高渗透层水窜，并实现难动用低渗透储层的均衡动用。
4 分层系均衡开发技术应用效果模拟
基于上述技术方法，对中东R油田、A油田和B油田的巨厚强非均质Mishrif组油藏开展隔夹层表征及评价，划分开发层系，并采用具有针对性的开发模式，部署差异化立体井网，以期提高油藏井控和动用程度。为验证开发政策的有效性，对3个油田开展了笼统注采与分层系注采开发效果的数值模拟对比，其中R油田开发了近70年，A油田开发了12年，B油田开发了25年。模拟过程中，分层系开发的总井数与笼统注水开发的总井数相同，即分层系开发并不额外增加新井，只是对不同层系采用适合的井网和井型。
R油田Mishrif组油藏地层厚度近200 m，发育3套隔层，分别位于Mishrif组顶部、MB1段顶部和MB2段下部。MB1层顶部隔层较薄，厚度1~3 m，全区分布稳定；MB2底部隔层厚度大，但非全区发育，不足以支撑层系划分（见图6 ），故利用MB1段顶部隔层将Mishrif组分为两套开发层系，针对R油田地质特征，采用常规层系格架的开发模式。
数值模拟结果表明，分层系开发后油藏开发效果明显改善，含水率得到有效控制。R油田在笼统注水开发中油藏下部动用程度较高，而上部动用程度低，采用常规层系格架分层系注水开发，油藏上部动用程度显著提高，相同采出程度下，分层系注水开发的含水率比笼统注水低近50%，合同期内，采出程度近乎相等的情况下，分层系注水开发的含水率显著低于笼统注水开发（见图7 ）。
A油田Mishrif组油藏地层厚度高达400 m，识别出6套隔层，分别位于Mishrif组顶部、MB1段顶部、MB1段底部、MB2段上部的中部、MC段中部和Mishrif组底部，夹层主要发育于MB1段（见图8 ）。MB1段顶部隔层分布稳定且封隔性好，MA段作为一套独立开发层系部署井网。MB1段夹层单层厚0.5~1.5 m，稳定性差，但多层交互叠置可形成垂向隔挡，可支撑厚层MB1开发层系细化。MB1段底部隔层厚度为1.0~3.5 m，分布稳定且封隔性好，将MB1段与MB2段分隔开。MB2段上部的中部为一套泥炭型隔层，单层厚度1~3 m，全区发育稳定且封隔性好，将MB2段上部分隔成上、下两个独立单元，上单元作为一套独立开发层系。MC段中部发育一套薄隔层，由于MC段下部地质储量占比低且物性较差，故将MB2段上部的下单元、MB2段下部和MC段作为一套开发层系。针对A油田储层地质和隔层特征，采用精细层系格架的开发模式。
从数值模拟结果可以看出：A油田在笼统注水开发中油藏下部动用程度较高，而上部动用程度低，采用精细层系格架分层系注水开发，油藏上部各套层系动用程度均显著提高，相同采出程度下，分层系注水开发的含水率始终低于笼统注采，且随着采出程度增加，含水率的差异变大，合同期内分层系注水开发采出程度远高于笼统注水开发（见图9 ）。
B油田Mishrif组油藏地层厚度近350 m，储层非均质性强，发育4套隔层，分别位于Mishrif组顶部、CRⅡ段、MB2段底部和Mishrif组底部（见图10 ）。CRII段隔层分布稳定且封隔性好，将MA段和MB1段分隔开，MA段作为一套独立的开发层系。MB1段和MB2段之间无稳定的隔层，但MB1段和MB2段的沉积环境、储层类型和储层构型差异较大，即使没有稳定的隔层，也宜将其作为两套开发层系。MB2段顶部储层物性较好且厚度较大，笼统注采会导致下伏储层开发效果差，故将其作为独立的层系，通过部署大井距水平井加快规模上产。MB2段底部发育稳定的隔层，但层间局部仍有压力传导，且MC段储量占比小，不足以单独部署井网，故将MB2段下部和MC段作为一套开发层系。针对B油田储层地质和隔层特征，采用深化层系格架的开发模式。
数值模拟结果表明B油田在笼统注水开发中油藏整体动用程度较低，油藏下部含大量的未动用储量，采用深化层系格架分层系注水开发，提高了油藏各套层系动用程度，尤其是下部层系采用水平井开发，油藏动用程度显著提高。开发早期，相同采出程度下两种开发方式含水率差别较小，但随着采出程度的提高，含水率差异逐渐变大，分层系注水开发的含水率远低于笼统注采，且合同期内分层系注水开发采出程度高于笼统注水开发（见图11 ）。
5 结论
中东两伊地区巨厚碳酸盐岩油藏强非均质且发育隐蔽隔夹层，笼统注采情况下，储量动用极不均衡。通过多年开发实践，提出巨厚碳酸盐岩油藏分层系均衡注水开发理念，指导油藏科学高效注水开发。
提出隐蔽隔夹层识别与刻画技术、隐蔽隔夹层封隔性评价技术。基于隔夹层精细表征与评价，遵循开发层系划分原则，提出巨厚复杂碳酸盐岩油藏细分开发层系、一层系一策的差异化均衡注水开发技术对策。
分层系均衡立体注采体系是实现两伊地区巨厚复杂碳酸盐岩油藏高效开发的保障，从空间和时间两个角度构建了纵向分层、分阶段实施的立体注采体系，形成适合不同层系、不同区域的合理井型、合理井网及合理开发技术政策，在此基础上总结了常规层系架构、精细层系架构、深化层系架构3种分层系均衡注水开发模式，实现中东巨厚复杂碳酸盐岩油藏精细高效注水开发。