0 引言
近年来，许多学者对塔河油田暗河型、风化壳型缝洞油藏的缝洞结构、驱油机理、剩余油分布特征及开发方式开展了大量研究，提出了低注高采、缝注洞采、换向注水、周期注水、注气辅助重力驱等一系列高效水驱和提高采收率措施[5⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓-14]。在断控缝洞型油藏研究方面，现有研究主要集中在成藏地质理论、演化模式、空间发育特征方面[15⇓⇓⇓-19]，在驱油规律、开发方式、剩余油形成分布规律和挖潜策略等方面研究较少，仅有少数基于二维剖面模型的实验研究[20]。然而，断控缝洞型油藏的地质特征、储层规模、缝洞结构、连通关系、非均质性等均与暗河型和风化壳型缝洞油藏存在较大差异[21⇓⇓-24]，导致开发方式、生产规律呈现不同特征。现有的针对塔河油田暗河型、风化壳型缝洞油藏的研究认识、理论和方法，均无法直接应用于顺北、富满、哈拉哈塘等断控缝洞型油藏。
因此，本文针对断控缝洞型油藏典型缝洞结构设计相似性更高的三维大尺度可视化物理实验模型，开展不同条件下底水驱实验，以及底水驱后不同气驱方式下剩余油挖潜实验。明确断控缝洞型油藏不同底水驱开发条件下剩余油形成机制和分布规律，以及水驱后注气等多介质协同开采时剩余油动用规律，为高效开发该类油藏提供参考。
1 断控缝洞型油藏物理模型及实验方案设计
1.1 典型断控缝洞结构特征分析
断控缝洞型油藏中溶洞、溶蚀孔洞均与断裂带发育有直接关系，走滑断裂破碎带结构控制了缝洞体的发育特征和规模。郑晓丽等[2]按照断裂的构造样式，把断溶体分为板状、雁列式、辫状和叶片状；王清华等[15]根据断裂带特征将缝洞体储层模式划分为雁列/斜列构造、连接叠覆构造和辫状构造；鲁新便等[25]按断溶体圈闭展布形态将其划分为条带状、夹心饼状和平板状。通过对比分析和地震剖面观察发现，单条走滑断裂上的“叠加串珠”是断控储集体的基本特征，在断裂较发育带，沿断溶体剖面或纵切破碎带剖面多条走滑断裂组合形成“Y形”或“树状”缝洞系统（见图1 ），该类缝洞系统平面上通常以主断裂带为中心向两翼发育形成次级断裂带，纵向上主断裂带多与底水沟通，次级断裂带与主断裂带呈不同角度分布，部分次级断裂与主断裂之间存在横向连通，而部分次级断裂与主断裂之间不存在横向连通。由于该类缝洞结构在断控缝洞型油藏中占据较高比例，本文以该类缝洞结构为主要研究对象，建立“树状”缝洞结构雕刻体并制作具有三维地质体特征的大尺度可视化物理模型，开展水驱剩余油形成、分布规律及挖潜策略研究。
1.2 典型断控缝洞结构物理模型设计与制作
由于缝洞结构的复杂性和非均质性，三维物理模型构建难度较大，目前断控缝洞型油藏物理模型以二维模型为主，但断溶体是典型的三维空间结构，二维平面或剖面模型中裂缝、溶洞的尺度和维度效应会导致流体驱替行为与实际过程存在一定差异，需要尽可能地设计和制作三维模型开展实验。因此，本文基于由地震资料得到的断溶体外部轮廓表征结果（见图2a ），设计了典型缝洞结构三维大尺度可视化物理模型。基于地震波阻抗反演结果设计缝洞展布形态，并对缝洞结构进行区域分割雕刻，使主次断裂（裂缝）连通位置及与溶洞关系在模型中得以呈现（见图2b ）。既提升了断溶体三维空间展布、连接的相似性，又提升了断裂带及裂缝走向、方位和开度等参数的相似性，使物理模型可以更好地模拟流体流动、驱替过程，从而提升实验的相似性。为了实现三维、大尺度、可视化模拟，采用5层高透明度300 mm×600 mm×20 mm的亚克力板，平面上将每个区域的溶洞、裂缝进行定位，垂向上将每条裂缝和每个溶洞的局部在各层板上进行定位，然后逐层进行雕刻、拼接和密封组装（见图2c ）。为了研究不同井储配置关系下的开发特征，根据矿场井型、井与断裂带关系设计了如图2d 所示的4口井：井①、③为垂直于断裂面的水平井，井①位于“树冠”中部并钻穿右侧3条断裂，井③位于“树冠”顶部并钻穿中间2条断裂；直井②钻遇主断裂顶部；井④为平行于断裂面的水平井。为了避免实验过程中非工作井的井筒贯穿溶洞对驱替产生影响，根据实验方案进行选择性蜡封。由于主断裂与底水相连，因此在底部设置底水连接点（井⑤）。为了增强油水对比度，实验时原油用苏丹Ⅲ染成红色，水用亚甲基蓝染成蓝色，模型饱和原油后状态如图2d 所示，缝洞总体积为1 642 mL。
1.3 典型断控缝洞结构模型水驱及剩余油挖潜实验方案设计
1.3.1 实验参数设计
表1 三维大尺度可视化缝洞结构模型水驱油实验参数 |
| 序号 | 相似准数 | 物理意义 | 参数 | 实体油藏参数值 | 物理模型参数值 | 相似系数 | 相似性 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Vvug/(Kfxf) | 溶洞体积与裂缝导流 能力之比 | 溶洞体积（Vvug） | 0.000 1~10 000 m3 | 0.000 1~0.000 3 m3 | 0.3~1×108 | 几何相似 |
| 裂缝渗透率（Kf） | 1~1×107 μm2 | 1~50 μm2 | 0.02~1×107 | ||||
| 裂缝开度（xf） | 0.1~10.0 mm | 0.5~2.0 mm | 0.05~20.00 | ||||
| 2 | p/(ρgL) | 驱替压差与重力之比 | 注采压差（p） | 5~30 MPa | 0.01~0.10 MPa | 50~3 000 | 动力相似 |
| 原油密度（ρ） | 800~1 000 kg/m3 | 900 kg/m3 | ≈1 | ||||
| 模型尺寸（L） | 100~300 m | 0.3~0.5 m | 200~1 000 | ||||
| 3 | μ/(ρvL) | 雷诺数 | 原油黏度（μ） | 2~100 mPa·s | 5~20 mPa·s | 0.1~20.0 | 动力相似 |
| 线速度（v） | 0.03~0.15 cm/s | 0.5~1.5 cm/s | 0.02~0.30 | ||||
| 4 | Qt/[(φf+φv)L3] | 注入量与溶洞、裂缝 总体积之比 | 注入速度（Q） | 50~250 m3/d | 5~25 mL/min | 1 500~35 000 | 运动相似 |
| 驱替时间（t） | 5 a | 0.1 d | ≈20 000 | ||||
| 5 | ξ | 拟配位数 | 拟配位数（ξ） | 1~5 | 1~5 | 1 | 缝洞特征相似 |
| 6 | φ | 平均空隙率 | 平均空隙率（φ） | 3%~20% | 9% | 0.3~2.0 |
为了研究不同底水侵入强度、不同井储配置关系和非平衡注采条件下水驱剩余油形成与分布规律，分别开展利用不同井点和不同注采比生产时的底水驱实验，水驱后开展注气等多介质协同挖潜实验，研究不同阶段剩余油形成、分布规律和动用机制，具体实验方案如表2 所示。
表2 典型断控缝洞结构模型驱替实验方案 |
| 序号 | 实验内容 | 井号 | 注采比 | 流体注入速度/(mL·min-1) | 生产速度/(mL·min-1) |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 低底水侵入强度下直井连续排采 | 直井② | 1.0 | 5 | 5 |
| 2 | 中底水侵入强度下直井连续排采 | 15 | 15 | ||
| 3 | 中底水侵入强度下直井间歇式排采 | 15 | 15 | ||
| 4 | 高底水侵入强度下直井连续排采 | 25 | 25 | ||
| 5 | 低底水侵入强度下平行于断裂面水平井连续排采 | 水平井④ | 1.0 | 5 | 5 |
| 6 | 中底水侵入强度下平行于断裂面水平井连续排采 | 15 | 15 | ||
| 7 | 高底水侵入强度下平行于断裂面水平井连续排采 | 25 | 25 | ||
| 8 | 中底水侵入强度下高部位水平井连续排采 | 水平井③ | 1.0 | 15 | 15 |
| 9 | 高底水侵入强度下高部位水平井连续排采 | 25 | 25 | ||
| 10 | 中底水侵入强度下低部位水平井连续排采 | 水平井① | 1.0 | 15 | 15 |
| 11 | 高底水侵入强度下低部位水平井连续排采 | 25 | 25 | ||
| 12 | 不平衡注采条件下直井底水驱 | 直井② | 0.6 | 9 | 15 |
| 13 | 不平衡注采条件下水平井底水驱 | 水平井① | 0.6 | 9 | 15 |
| 14 | 实验2含水100%时开展连续注气+气水交替 | 直井② | 1.0 | 注气、注水均为25 | 25 |
| 15 | 实验8含水100%时开展连续注气+气水交替 | 水平井③ | 1.0 | 注气、注水均为15 | 15 |
| 16 | 实验9含水100%时开展连续注气+气水交替 | 注气、注水均为25 | 25 | ||
| 17 | 实验10含水100%时开展连续注气+气水交替 | 水平井① | 1.0 | 注气、注水均为15 | 15 |
| 18 | 实验11含水100%时开展连续注气+气水交替 | 注气、注水均为25 | 25 | ||
| 19 | 底水驱后小段塞注气吞吐 | 直井② | 1.0 | 15 | 15 |
| 20 | 底水驱后大段塞注气吞吐 | 1.0 | 15 | 15 | |
| 21 | 顶部注气+底水驱+中部生产协同开发 | 直井②注气、 水平井①采油 | 1.0 | 注气6、注水9 | 15 |
1.3.2 实验装置及实验步骤
实验系统如图3 所示。根据材料承压耐温性能，实验在温度25 ℃、“树状”缝洞结构模型内压力1.5 MPa条件下开展，实验用油为10号白油，实验用水为蒸馏水，实验用气为纯度99.99%的氮气。实验过程基本为注采平衡状态，具体实验步骤为：①检测“树状”缝洞结构模型及注采系统的气密性；②模型饱和原油；③开启电脑控制的录像系统进行全过程图像采集；④按实验设计打开相应生产井，打开底水按预定模拟的底水侵入强度确定底部注入速度开展底水驱实验；⑤计量出口端油水采出量，直至生产井含水100%，停止注水；⑥更换注入介质，开展多介质驱替，直到生产井水淹或气窜；⑦更换生产井，用石油醚清洗模型，并开展后续实验。
2 断控缝洞型油藏水驱剩余油形成及分布规律
2.1 不同底水侵入强度下水驱剩余油形成及分布规律
2.1.1 低底水侵入强度下连续排采剩余油形成及分布规律
选取钻遇主断裂顶部的直井②作为生产井，底水以5 mL/min的速度侵入缝洞系统。图4a 、图4b 、图4c 分别为水侵量为0.20，0.45，0.60 PV（注入孔隙体积倍数）时油水分布情况。可以看出，底水首先沿主断裂向上推进，当遇到次级断裂时，如果次级断裂与主断裂之间存在直接或间接的横向连通，能够与生产井连通形成“回路”，此时水可以进入并驱替其中的原油（见图4b 中右侧次级断裂），否则水无法进入，形成非井控断裂带剩余油（见图4b 、图4c 中左侧次级断裂）。但是，即使存在直接或间接的横向连通，受断裂导流能力差异、缝洞连接位置、井储配置关系等影响，次级断裂中的原油也仅能被部分采出，最终油水界面均低于主断裂，而形成顶部阁楼型剩余油（见图4c ）。图5 为采出程度、含水率随水侵量的变化，见水前采出程度线性增加，注入量为0.54 PV时生产井见水并迅速发生水淹，最终采出程度60.2%，总耗水量约0.70 PV。
2.1.2 中底水侵入强度下连续排采剩余油形成及分布规律
以井②为生产井，底水以15 mL/min的速度侵入缝洞系统。图6a 、6b、6c分别为水侵量为0.45，0.60，0.85 PV时的油水分布情况。可以看出，与低底水侵入强度（5 mL/min）相比，水侵量同为0.45 PV时，中底水侵入强度下主次断裂中油水界面差异更大，水侵量同为0.60 PV时，中底水侵入强度下右侧次级断裂中剩余油含量更多。从图7 中可以看出，中底水侵入强度（15 mL/min）下，水侵量为0.50 PV时油井见水，但见水后并未完全水淹，少量原油仍会从次级断裂的缝洞体中通过横向连通通道流向井底，出现较长的油水同产期。虽然最终采出程度达到59.6%，与低底水侵入强度下接近，但总耗水量超过1.1 PV，比低底水侵入强度下高出50%以上。
2.1.3 中底水侵入强度下间歇式排采剩余油形成及分布规律
从前文可以看出，底水侵入强度增加时，沿主断裂窜流作用更加明显。为了抑制窜流作用，使油水界面在主次断裂带中更均衡地抬升，采用间歇式排采来发挥油水重力分异作用。仍以井②为生产井，底水以15 mL/min的速度侵入缝洞系统，每生产5 min停产0.5 min。图8a 、图8b 、图8c 分别为水侵量为0.45，0.60，0.85 PV时的油水分布情况。通过对比图6a 与图8a 、图6b 与图8b 可以看出，间歇式排采时，尽管底水沿主断裂窜进的现象依然存在，但相同水侵量下主次断裂之间的差异程度明显降低，这是由于停产期间，油水重力差发挥作用，降低了主次断裂中油水界面的差异。对比图7 和图9 同样可以看出，间歇式排采时，见水更晚（0.53 PV），油水同产期变短，见水后以较快的速度发生水淹，最终采出程度达到60%，总耗水量约0.70 PV，均与低底水侵入强度下接近。这在矿场多口生产井得到证实，如YUKE201-H8、HD24-2、HD24-4、YM21-H7、YM21-2X、YM8、YM20C、YM25-H1等井通过间歇式开采或者更换油嘴尺寸，可以使含水率下降、日采油量增加。可见，中底水侵入强度下间歇式排采可以获得与低底水侵入强度下连续排采相近的效果。
2.1.4 高底水侵入强度下连续排采剩余油形成及分布规律
以井②为生产井，底水以25 mL/min的速度侵入缝洞系统，图10a 、图10b 、图10c 分别为水侵量为0.45，0.60，0.85 PV时的油水分布情况。可以看出，水侵量为0.45 PV时，主断裂中油水界面已到达生产井，而次级断裂中油水界面较低，即使是低部位的次级断裂，水驱程度也极为有限，“阁楼型”剩余油含量较高；水侵量为0.60 PV时，次级断裂中油水界面抬升缓慢。从图11 可以看出，0.45~1.30 PV为较长的油水同产期，最终采出程度57%。可见，高底水侵入强度下，主次断裂间干扰作用极强，导致采出程度降低。采用平行于主断裂的水平井④生产时连通关系与直井②类似，水驱动态、剩余油分布和采出程度也均与直井②生产时接近。
2.2 不同井储配置关系下水驱剩余油形成及分布规律
2.2.1 高部位水平井③开采时剩余油形成及分布规律
从前文实验结果可以看出，在“树状”缝洞结构中，高角度裂缝发育，横向连通相对较弱，无法形成有效连通，因此考虑采用垂直于裂缝面的水平井来增强断裂带间的横向连通程度，进而有效增加产油路径。首先利用位于高部位的水平井③作为生产井，底水分别以15，25 mL/min的速度侵入缝洞系统。图12a 、图12b 、图12c 分别为底水侵入速度15 mL/min下水侵量为0.45，0.55，0.85 PV时的油水分布状况。可以看出，水平井以中等速度开采时，主断裂与次级断裂中油水界面抬升速度几乎一致，说明水平井可以有效抑制底水窜流，生产过程中与水平井筒直接或简单间接相连的各分支缝可以形成有效“回路”。由于水平井段位于高部位，所以相连分支缝及其所连溶洞中剩余油很少，但左侧非连通断裂中剩余油仍无法采出。图13a 、图13b 、图13c 分别为底水侵入速度25 mL/min下水侵量为0.45，0.55，0.85 PV时的油水分布状况。可以看出，高底水侵入强度下，与水平段直接相连的分支缝及其所连溶洞中油水界面抬升速度基本一致，而间接相连的次级断裂中油水界面抬升速度明显低于主断裂。高底水侵入强度下见水时间、油水同产期、最终采出程度和耗水量与中底水侵入强度下接近（见图14 ），可见水平井对采油速度具有更强的适应性。对比水平井③与直井②采出程度可以看出，虽然水平井③位置略低于直井②，但其水驱采出程度超过66%，明显高于直井②，总耗水量与直井②接近，主要在于水平井可以串联更多的侧翼断裂分支，抑制底水水窜，实现高效开采。
2.2.2 低部位水平井①开采时剩余油形成及分布规律
水平井①部署位置明显低于水平井③，但水平段更长，同时钻穿主断裂和2条次级断裂。图15 、图16 分别为底水以15，25 mL/min速度侵入缝洞系统时不同水侵量下的油水分布状况。可以看出，无论是中底水侵入强度还是高底水侵入强度，水平井段钻穿的3条断裂中油水界面保持一致（见图15a 、图16a ），进一步证实，水平井钻穿的主次断裂之间不存在干扰效应，水平井可以有效克服主次断裂间的干扰。但由于水平井①位于低部位，各断裂带缝洞上部“阁楼型”剩余油较多，最终采出程度60%（见图17 ），低于水平井③，总耗水量为0.60~0.65 PV，低于水平井③。
2.3 不平衡注采条件下底水驱开发特征及剩余油分布规律
由于底水能量和工作制度差异，实际生产过程中会出现不平衡注采情况。在前文平衡注采实验的基础上，开展直井、水平井非平衡注采实验，注采比设置为0.6（底水侵入速度9 mL/min、生产速度15 mL/min）。本文大尺度可视化模型无法开展高压实验，但考虑到实际生产过程中压力下降原油脱气后气体向顶部运移发挥重力驱油作用，与本实验过程中的驱替过程类似，所以能一定程度反映注采不平衡时生产过程。图18 、图19 分别为注采比0.6条件下直井、水平井生产时剩余油分布。可以看出，直井生产时，由于底水侵入速度低于生产速度，能量供给不平衡，所以产出液来源于底部水动力驱替和上部原油的重力驱替（储层高压条件下还有弹性驱）。原油脱气后气体到达油藏顶部呈现顶部气驱的效果，当气油界面降至生产段则进入气油同采阶段，导致采油速度降低，开采时间增加。此外，由于直井位于高部位，其上部依靠重力可以采出的油量较少，所以与注采平衡时相比最终采出程度增幅很小（见图20a ）。水平井生产时，由于底水侵入速度低于生产速度并且水平段位于中部，所以溶洞中大量位于水平井上部的原油在重力作用下被采出，但当气油界面到达水平段时，同样将进入气油同采阶段，采油速度降低，开采时间增加。但是，由于水平段上部大量原油被采出，所以与注采平衡时相比最终采收率增加（见图20b ），仅剩下非井控断裂带剩余油和孤立溶洞剩余油。可见，当生产段位于“树冠”中部时，不平衡注采可以使上部原油在重力作用下被采出，采收率提高。
3 断控缝洞型油藏水驱剩余油多介质协同挖潜策略
3.1 直井开发底水驱后连续注气+气水交替开发策略
由于注气开发主要依靠重力作用置换顶部的“阁楼型”剩余油，为了确定注入气能否挖潜中下部孤立溶洞和左侧非井控断裂带中的剩余油，在直井②水淹后，利用井⑤依次开展注气和气水交替实验，注氮气速度为25 mL/min，当生产井②完全产气时，转气水交替注入。图21 为直井②开发底水驱后连续注气+气水交替各阶段剩余油分布。在注气过程中，氮气主要沿主断裂从底部窜流至上部的溶洞中将其中的“阁楼型”剩余油全部置换出来，同时少量气体可以窜流至与主断裂有较强连通能力（洞连通）的侧翼次级断裂中并置换出少量的“阁楼型”剩余油，而其他与主断裂连通能力较弱（缝连通）的次级断裂中氮气无法进入，剩余油无法动用（见图21b ），因此提高采收率程度有限。之后的气水交替阶段，剩余油变化不明显（见图21c ）。直井②水驱、气驱、气水交替阶段的采出程度分别为59.68%，0.88%，0.27%，最终采收率为60.83%。
3.2 水平井开发底水驱后连续注气+气水交替开发策略
为了对比直井和水平井开发底水驱后注气+气水交替挖潜剩余油的差异性，分别选用高部位的水平井③和低部位的水平井①作为生产井，仍选用井⑤注气和气水交替注入。图22 分别为水平井③、水平井①底水驱后注气+气水交替开发剩余油分布变化，表3 为各阶段采出程度变化。可以看出，虽然水驱阶段高部位的水平井③采出程度明显高于低部位的水平井①，但是由于“树状”缝洞结构中，位于水平井③下部的水平井①钻穿并直接控制更多的次级断裂，所以注气阶段，赋存在这些断裂上部的大量“阁楼型”剩余油更容易被动用，使得水平井①的总采收率高于水平井③。此外，对于水平井，气水交替注入阶段剩余油分布变化仍不明显。可见，“树状”缝洞结构中，仅采用底水驱开发时水平井位于“树冠”高部位效果更好，但是如果底水驱后继续开展注气开发，则水平井部署在“树冠”中部时可钻穿并直接控制较多的次级断裂，综合开发效果要优于部署在高部位情形。
3.3 底水驱后注气吞吐开发策略
从上述实验可以看出，注气是底水驱后剩余油挖潜的主要阶段。为了对比不同注气方式下剩余油挖潜特征，选取直井②开展顶部注气吞吐实验。图23 为底水驱后小段塞注气吞吐各阶段剩余油分布变化。可以看出，注气结束时，气体可以将主断裂和横向连通的次级断裂中的剩余油驱替至油藏中下部，但由于气体段塞相对较小，气油界面尚无法降低至主断裂和左侧次级断裂的连接点，所以左侧次级断裂中的剩余油仍无法动用（见图23b ）。第1吞吐轮次中，重新分布后的剩余油在底水作用下一部分沿主断裂进入生产井被采出，另一部分则回到侧翼断裂中（见图23c ），并且在主次断裂的干扰作用下，生产井水淹时次级断裂的顶部缝洞中封存大量气体。第2吞吐轮次中，注气阶段流体会再次重新分布，使得回到侧翼断裂中的部分剩余油再次进入中下部，并在生产阶段被底水驱替至主断裂的生产井和次级断裂中，采收率进一步提高（见图23d ）。
3.4 顶部注气+底水驱+中部生产协同开发策略
根据缝洞型油藏底水驱剩余油分布特征和注气开发机理，顶部注气+底水驱+中部生产协同开发有望实现该类油藏的高效开发，为此开展了底水驱条件下的顶部注气+中部生产协同开发实验。设置注氮气速度为6 mL/min，底水侵入速度为9 mL/min，产油速度15 mL/min。从图25 中可以看出，顶部注入气体后首先将所在溶洞中的原油驱替至生产井，然后通过横向连通的裂缝进入邻近溶洞并将其中的原油驱替至生产井，气油界面平稳向下推进；同时，底水向上推进并使得油水界面平稳向上抬升，从而形成了上下协同驱替的效果，所以最终并无“阁楼型”剩余油。与单一的小段塞注气吞吐相比，井筒上部原油不会流入井筒下部溶洞中发生二次滞留，采收率达到74.4%，开发效果更好。从驱替过程可以看出，顶部注气速度、底水侵入速度和生产井垂向部署位置存在最优匹配关系，可有效延缓见气或见水时间，使得气油界面和油水界面同步到达生产井，后续将深入研究不同条件下的最优匹配关系。
4 结论
断控缝洞型油藏中，底水驱过程中存在明显的主次断裂间的干扰，产液速度（水侵速度）越大干扰作用越强，油井见水越早，油水同产阶段越长，采收率越低。采用间歇式排采可以有效削弱主次断裂间的干扰，推迟见水时间，达到与较低产液速度（水侵强度）相近的效果。注采比低于1时，开采时间增加，但可在重力作用下采出部分投产段上方剩余油，从而提高采收率。
受缝洞连通关系、主次断裂间干扰作用的影响，断控缝洞型油藏中剩余油类型主要包括非井控区断裂带剩余油和井控区断裂带顶部“阁楼型”剩余油，非井控区断裂带存在剩余油主要原因是该区域与油井所在断裂不存在横向连通，形成“阁楼型”剩余油主要原因是主次断裂间的干扰作用和井洞、缝洞的复杂配置关系。
与直井开采相比，水平井可以串联多条侧翼次级断裂，并高效控制断裂上缝洞内的原油，同时也能够降低主次断裂间的流动能力差异，因此体现出较好的抗水窜能力。对于“树状”断控缝洞结构，水平井钻穿断裂越多，缝间干扰效应越弱甚至消失，尽管水平井位置越低阁楼油越多，但底水驱效率增加。
底水驱后转低部注气可以动用断裂顶部的“阁楼型”剩余油，但无法动用油井未控制的次级断裂中的剩余油。在“树状”断控缝洞结构中，水平井越靠近“树冠”顶部，底水驱阶段采收率越高，但如果底水驱后继续开展注气开发，则水平井部署在“树冠”中部并钻穿较多数量的次级断裂时总采收率更高。
底水驱后顶部注气吞吐可以有效动用与油井横向连通的次级断裂缝洞中的“阁楼型”剩余油。小段塞注气吞吐无法动用主次断裂连接点较低的未控制区断裂中的剩余油，但大段塞注气吞吐可以进入未控制区断裂并置换出其中的剩余油，底水驱后顶部大段塞注气吞吐效果较好。底水驱+顶部注气+中部开采也可以获得较好的开发效果，顶部注气速度、底水侵入速度和生产井垂向部署位置匹配关系需要优化。
符号注释：
g——重力加速度，m/s2；L——模型尺寸，m；Kf——裂缝渗透率，μm2；p——注采压差，MPa；Q——注入速度，m3/d；t——驱替时间，d；v——线速度，cm/s；Vvug——溶洞体积，m3；xf——裂缝开度，m；μ——原油黏度，mPa·s；ξ——拟配位数；ρ——原油密度，kg/m3；φ——平均空隙率，%；φf——裂缝空隙率，%；φv——溶洞空隙率，%。