0 引言
高渗透条带又叫“高渗层”、“贼层”、“超高渗层”、“超高渗条带”、“优势渗流通道”等，指油藏中渗透率显著高于相邻储层且产液贡献突出的薄储层[1-3]。中东地区白垩系岩性以碳酸盐岩为主，油藏内普遍发育高渗透条带。高渗透条带在碳酸盐岩油藏衰竭式开采中初产较高，是产能贡献的主要层段；而在注水开发中，注入水沿高渗透条带快速推进，导致生产井过早见水和快速水淹，造成注水开发效果不佳[4-6]。中东地区碳酸盐岩油藏自衰竭式开采转为全面注水开发后，高渗透条带的存在导致注水开发矛盾突出，储量动用不均衡，含水上升快，储量动用程度低[7-10]。中东地区碳酸盐岩高渗透条带地质成因复杂[11-16]，渗透能力不仅取决于本身的绝对渗透率，更受控于相邻储层的渗透率级差，通常无固定的识别标准[17-20]。针对不同成因或不同展布样式的高渗透条带，明确其渗流机理和水驱特征，制定合理的开发技术对策，部署具有针对性的井型井网，是提高碳酸盐岩油藏水驱效率、实现油藏均衡开发的根本途径。
本文基于中东多个碳酸盐岩油藏注水开发实践，明确不同类型高渗透条带地质特征、水驱特征及水淹规律，提出合理开发技术对策和开发模式，最大程度提高水驱波及体积，控制油井见水及含水上升速度，支撑中东地区碳酸盐岩油藏高效注水开发。
1 高渗透条带地质特征
1.1 高渗透条带成因及识别特征
基于中东40余个碳酸盐岩油藏开发实践，当储层渗透率大于100×10-3 μm2、与相邻储层的渗透率级差大于10，且产液贡献比大于50%时判定为高渗透条带。基于70余口取心井资料（约5 000 m岩心、9 500个物性样品、3 500个铸体薄片、1 800个压汞实验）、2 300口测井曲线和2 000余口生产测井（PLT）资料进行分析，依据孔隙成因及物性主控因素将中东地区碳酸盐岩高渗透条带划分为沉积主控型、沉积成岩耦合型、生物成因型和复合成因型，简称沉积型、沉积成岩型、生物型和复合型（见图1）。
复合型高渗透条带是沉积作用、成岩作用和构造作用综合影响的结果，高能沉积环境提供了良好的物质基础，准同生溶蚀有效改善物性，埋藏期断裂沟通深部的成岩流体，埋藏溶蚀进一步提高了储层渗透率，孔隙类型主要为粒间孔、溶洞和体腔孔。高渗透条带主要发育于丘滩环境，岩性以生屑颗粒灰岩或泥晶生屑灰岩为主，厚度为2~6 m，相邻储层主要为泥粒灰岩或粒泥灰岩。复合型高渗透条带渗透率平均近2 000× 10-3 μm2，喉道半径多大于25 μm。测井曲线为中低自然伽马、高电阻率、低密度特征，形态呈漏斗状（见图1d）。
1.2 高渗透条带展布样式
基于对中东地区40余个白垩系碳酸盐岩油藏高渗透条带展布的刻画，根据高渗透条带的规模、连通性及平面形态等，总结出斑块状、网络状和连片状3种高渗透条带展布样式（见图2），其中连片状根据厚度又可细分为薄层和较厚层。
不同成因的高渗透条带通常具有特定的展布样式，斑块状展布样式主要发育于复合型高渗透条带，网络状展布样式主要发育于沉积成岩型高渗透条带，连片状展布样式主要发育于沉积型和生物型高渗透条带，少量沉积成岩型高渗透条带也呈连片状。①斑块状展布样式。高渗透条带规模小，连通性差，平面上呈孤立状分布于相对低渗的相邻储层中（见图2b），单井钻遇率较低。侧向上高渗透条带局部叠置可形成具有一定厚度且平面分布规模较大的集合体，叠置厚度可达十几米。伊拉克A油田Mishrif组A层复合型高渗透条带分布为典型的斑块状，高渗透条带沿丘滩展布[27]。②网络状展布样式。平面上，高渗透条带呈条带状，厚度为分米级—米级，顺条带方向分布稳定、井间连通性较好，而垂直条带方向快速尖灭，相邻储层呈中、低渗特征，多期高渗透条带互相接触叠置呈网络状，叠置厚度可达十几米。此类高渗透条带发育于潮道，潮道方向性强、迁移演变频繁，平面展布规律性较弱。伊拉克A油田Mishrif组B层沉积成岩型高渗透条带分布呈典型的网络状（见图2c）。③连片状展布样式。高渗透条带在油田范围内连片状分布，平面分布稳定，单井钻遇率高，相邻储层多为中、低渗特征。连片状分布型高渗透条带发育较普遍，但厚度存在较大差异，单套高渗透条带厚度多为0.5~5.0 m，多套高渗透条带叠置后厚度可达十几米，伊拉克A油田Mishrif组C层顶部的沉积成岩型高渗透条带连片状累计厚度可达5.4 m（见图2d）、阿联酋D油田Thamama组中的沉积型高渗透条带厚度接近5 m、伊拉克C油田Khasib组中的生物型高渗透条带连片状厚度约1 m。
2 高渗透条带水驱特征及水淹规律
2.1 高渗透条带微观水驱特征与渗流机理
中东地区白垩系高渗条带成因不同，其微观水驱特征与渗流机理有明显差异。①沉积型：孔喉半径分布以单峰为主（见图2a），呈现弯钩型相渗曲线特征（见图3），前期含水上升慢，后期快速上升。②沉积成岩型：孔喉半径分布以右偏峰为主，一般初始进汞压力极小，水驱后流体沿最小渗流阻力方向前进。由于大孔粗喉不均匀分布造成非均质性极强，存在连通大孔，大部分水沿着连通大孔快速突破使得波及效率低，呈“X型”相渗曲线，驱油效率低。③复合型：孔喉半径分布以右偏峰为主，一般初始进汞压力高于沉积成岩型，最大孔喉半径与其余孔喉半径数量差距明显小于沉积成岩型，储层相对均质，水驱后流体沿着各方向渗流通道均匀推进，波及效率较高，使得驱油效率较高，同一含水饱和度下，复合型的水相相对渗透率小于沉积成岩型的水相相对渗透率（见图3）。④生物型：由于生物对硬底的机械改造，导致地层结构松散，形成连通性较好的渗流通道，但由于其相邻储层物性较差，两相渗流区域窄，呈“X型”相渗曲线（见图3），驱油效率低。
总的来说，沉积型的成岩作用为胶结、压实等破坏性作用，常见于鲕粒灰岩和砂屑灰岩，由于鲕粒、砂屑分选和磨圆较好，粒间孔发育，孔隙结构往往呈现单模态特征，两相渗流区间宽，驱油效率一般较高。沉积成岩型、生物型与复合型因受选择性溶蚀、生物扰动、构造作用造成局部区域出现大孔道、溶洞、裂缝等，孔隙结构往往出现多模态特征，由于大孔与小孔道间的数量级差异，含水极易沿着大孔道突破，两相渗流区域窄，驱油效率一般较低。
2.2 高渗透条带水淹规律
复合型高渗透条带通常呈斑块状展布，分布于孤立的丘滩体顶部，展布范围有限（见图4a）。注采井方向与高渗透条带展布平行时，会造成油井快速见效，但见水后含水快速上升。当注采井距大于高渗透条带展布范围时，水驱控制程度较低，注采关系对应性差，油井受效差或不受效；当注采井距小于高渗透条带展布范围时，注采关系对应性好，油井普遍见效，注入水快速推进逐渐发生水淹（见图4b）。平面上，注入水沿不规则斑块状高渗透条带展布呈现不均匀的水淹路径，不同方向的油井见水时间差异大，高含水油井一般孤立位于高渗透条带；纵向上，高渗透条带产液和吸水能力强，纵向动用程度低。如伊拉克A油田Mishrif组A层，注采井距小于斑状高渗透条带展布范围，80%的高产井位于高渗透条带，由于注水井或转注井也分布在高渗透条带，注入水沿高渗透条带快速突进（见图4b），导致高产油井产量快速下降，产水量快速上升（见图4c），见水时间通常为1~2年，普遍早于未钻遇高渗透条带高产油井，40%的见水油井含水率呈“凸”型快速上升型（见图4d）。
沉积成岩型高渗透条带中，发育在生屑滩的高渗透条带呈连片状，与沉积型高渗透条带的水淹规律相同；发育在潮道的高渗透条带呈网络状分布，根据高渗透条带规模和叠置样式可细分为Ⅰ型网络状和Ⅱ型网络状。
Ⅱ型网络状：多期潮道侧向或垂向叠置，单期潮道规模较小，多期潮道叠置形成复合体，注采井组位于潮道复合体内（见图6a）。注采受效的层段高产油、高产水，而未受效段产油量低但不产水（见图6b）。如伊拉克A油田Mishrif组B层，潮道宽1~2 km，多期潮道叠置形成网络状。注采井下部射孔钻遇高渗透条带，注入水沿潮道下部高渗透条带水窜导致对应油井发生水淹，而潮道上部注水井未钻遇高渗透条带，注入水推进均匀，对应油井受效慢（见图6b）。钻遇潮道复合体的井产量多大于288 t/d，当采油井见水后，产油量大幅降低，而产水量逐渐上升（见图6c）。当采出程度小于5%时，采油井见水后形成早期水流优势通道，含水率快速上升至20%；而由于高渗透条带在所有潮道中均有发育，且高渗透条带在潮道中厚度占比相对较高，采出程度为5%~10%时，注入水波及体积逐步扩大，含水率相对较稳定；随着采出程度进一步升高，注入水沿高渗透条带快速水窜，形成新的水流优势通道，含水率快速提高至60%（见图6d）。
生物型高渗透条带，通常呈薄层连片状分布，厚度较薄，平面规模大，连通性好，注采井组均位于高渗透条带平面范围内，注入水会沿高渗透条带快速突进，生产井见水时间短（小于1年）。通常采用水平井注水开发，井轨迹位于高渗透条带之下的生产井无水采油期长、含水上升相对较慢、开发效果最好，井轨迹穿高渗透条带的开发效果次之，井轨迹位于高渗透条带之上的开发效果最差。当储层中发育一套薄层高渗透条带，注水井邻近下部中渗储层，产油井位于上部高渗透条带之下（见图7a）。因上部高渗条带压力低，注入水进入储层后，大部分在近井地带垂向运移至上部高渗透条带，再侧向流至生产井致其水淹，同时另有部分注入水受重力作用沿中渗储层流动（见图7b）。垂向上各小层中，仅高渗薄层水淹程度较高，其次为注水井附近有水淹迹象，其他小层水淹程度低，注入水呈现类似“工”字型水淹模式，总体水驱波及效果差[29]。如伊拉克C油田KH2组上部发育有薄层连片状高渗透条带，平均厚度0.8 m，平均渗透率248×10-3 μm2，部分岩心渗透率达1 000×10-3 μm2以上，采用正对水平井井网下注上采模式注水开发，水平井长为800 m，井距100 m，排距300 m，由于生产井水平段多集中在高渗透条带附近，同时储层垂向渗透率与水平渗透率比值较大，油水井平均垂向距离仅7.2 m，呈现“工字型”水淹特征，高渗薄层水淹程度较高（见图7b）。注水开发后，对应生产井见水快，生产井见水后单井产量快速递减至144 t/d之下（见图7c），含水率快速上升至50%以上，当采出程度达到25%，含水率高达80%，注水开发效果较差（见图7d）。
沉积型高渗透条带，通常呈厚层连片状分布，厚度较大，垂向上主要发育于储层上部，整体呈反韵律特征，采用缘外注水、大井距井网，实施分阶段调整开发。注水井和采油井在高渗透条带和一般储层中均有射孔，采油井在两个射孔段间添加封隔器，防止上部注入水对下部储层造成水淹（见图8a）。开发过程中，注水井两个射孔段的注入水均易沿高渗透条带运移，使得油井上部射孔段率先见效并水淹，下部射孔段则未产液（见图8b）。如阿联酋D油田Thamama组和伊拉克A油田Mishrif组C层，纵向上物性呈反韵律特征，厚层高渗透条带均位于储层上部。注水开发后，上部高渗透条带发生水淹，油井上部射孔段见水后，封堵上部射孔段，打开封隔器，让上部水在重力作用下驱替下部油气，形成“倒水锥”（见图8b），采油井见水后，含水上升较快，产量递减幅度大（见图8c）。通过上、下部层位的分阶段开采，合同期内采出程度达到25%，含水率控制在25%以下（见图8d）。
综上所述，不同类型高渗透条带的展布特征对注水水淹速度、纵向动用状况和开发模式效果影响显著。复合型高渗条带呈斑块状展布，非均质性极为突出，平面水淹路径无规则，纵向动用程度低，需精准调控注采井距，优化井网型式与注采参数。沉积成岩型高渗透条带中Ⅰ型潮道底部构成主要的水流优势通道，纵向动用程度差异大，采取分层注水可提升弱动用层的动用效果；Ⅱ型多期潮道底部呈现层层叠加的水淹特征，致使水淹路径较Ⅰ型更复杂，需精准优化射孔层位和注采井网。生物型高渗透条带呈薄层连片状，注入水“工”字型突进速度极快，适宜采用水平井注水开发模式，当水平井轨迹位于高渗条带下方时，开发效果最为理想，还可通过调整注水强度与流场方向改善水驱效果。沉积型高渗透条带为厚层连片状，在储层上部呈反韵律特征，油井上部射孔段率先水淹，下部暂未产液，后续通过封堵上部、借助重力作用形成“倒水锥”分阶段开采，灵活匹配多种井网形式及分阶段开发调整有助于改善水驱开发效果。总之，不同类型高渗层水驱特征差异明显，必须制定针对性开发技术对策，选择合适的开发模式，方能持续提升水驱效果。
3 水驱开发技术对策及开发模式
3.1 水驱开发技术对策
针对中东地区碳酸盐岩油藏中普遍发育的高渗透条带，根据其展布样式、渗流机理、水驱特征及水淹模式，提出相应的开发技术政策，指导碳酸盐岩油藏高效均衡注水开发。
①基于高渗透条带展布样式划分开发层系。当油藏中发育多套不同成因的高渗透条带且具有不同的展布样式时，即使没有稳定的隔层，也应根据高渗透条带合理划分为两套或多套开发层系；若油藏中发育多套相同成因的高渗透条带且具有统一的展布样式，即使发育稳定的隔层，也可将其作为一套开发层系。
②灵活合理设计井型井网，提高注水井注水能力。灵活多样的井型可提高生产井与高渗透条带的接触面积，合理的井网井型可调节流线场，延缓含水上升速率，提高注水井注入能力。注水井位于物性较差的相邻储层中，通过高压注水和酸压增注等方式可提高注水能力。
③有效利用和规避高渗透条带，提高相邻储层生产能力和吸水能力。通过调整注采井完井策略实现纵向流场调控，生产井射开高渗透条带或相对优质储层，提高单井产量，注水井避射高渗透条带，配合分层注水量的调整，有效规避注入水沿高渗透条带水窜。避免高渗透条带与相邻储层笼统射孔，降低高渗透条带对相邻储层开发特征的弱化。
④降低高渗透条带生产压差，相邻储层坚持温和注水。合理控制油井生产压差，延长无水或低水采油期；通过缓慢温和注水，合理控制注采比，充分利用渗吸作用，有效驱替相邻储层中的原油。若注水速度过快，注入水会导致井底压力快速增大，并沿渗流阻力最小的方向快速运移，注入水进入高渗透条带后发生水窜，从而降低波及体积。
⑤实时转换高渗透条带在注水开发中的角色。基于高渗透条带特征和开发矛盾的具体化，综合不同开发阶段产量、含水上升速率及剩余油分布等变化，合理优化开发方式，实现油藏注水开发滚动调整。注水开发早期，高渗透条带依旧是高产主力层，宜降低生产压差，最大限度维持无水或低水采油期；随着含水率的增高，高渗透条带逐渐成为水窜的优势通道，通过优化注采关系，减缓含水上升速率；当高含水或发生暴性水淹时，宜对高渗透条带进行封堵或关井，避免水淹层波及其他层段。
3.2 水驱开发模式
根据高渗透条带展布特征和开发中呈现的不同水淹规律，水驱开发模式可以分为5类：逐级加密式直井面积井网水驱模式、规则直井排状井网水驱模式、不规则直井差异化井网水驱模式、排状水平井底注顶采模式、直井边缘注水-水平井采油滚动水驱模式。
逐级加密式直井面积井网水驱模式：复合型高渗透条带呈斑块状展布，平面延伸范围小，孔喉呈多模态特征，两相渗流区间较窄，驱油效率较低，采用反九点直井注采井网。平面上，初期部署较大井距的基础直井面积井网，整体控制强非均质高渗透条带储量（见图9a），后期适当开展井网加密，从而构建起点弱面强的平面驱替格局，提升平面驱替效率；纵向上，采用差异化射孔策略，油井射开丘滩相储层及其高渗透条带（见图9b），注水井主要在潟湖相储层中部署射孔，避射高渗透条带和断层区域，配套以高压注水和酸压增注技术提高注水能力，缓慢驱替潟湖储层中的油气，精准调控纵向注水驱替过程，使平面驱、纵向驱相互协调配合，实现复合型高渗透条带的均衡注采。
规则直井排状井网水驱模式：沉积成岩型高渗透条带中的Ⅰ型网络状高渗透条带发育在潮道干流，针对其规模大、厚度大、沿潮道网络状分布等特征，采用大井距规则直井排状井网。平面上，将多数采油井部署于潮道干流，少量部署于潟湖中，注水井主要部署于潟湖中（见图10a），高渗透条带孔喉以多模态为主，含水极易沿着大孔喉突破，两相渗流区间较窄，驱油效率较低，为避免潮道中的注水井沿潮道或高渗透条带发生水窜，纵向上强化分层注水的纵向驱替作用，以此改善网络状高渗透条带所导致的层间差异。注水井主要在潟湖中射孔（见图10b），潟湖中的注入水在重力作用下会到达下方的高渗透条带，导致采油井发生水淹，针对水淹较严重的采油井，对高渗透条带段实行封堵，针对潟湖中的采油井，可采用直井压裂、加密井网等方式，实现低渗难动用储量的有效开发。
不规则直井差异化井网水驱模式：沉积成岩型高渗透条带中的Ⅱ型网络状高渗透条带发育在潮道支流，针对其规模较小、高渗透条带呈网络状分布的特征，根据高渗透条带形态、注采连通性、发育规模及物性级差，部署不规则差异化井网水驱模式。平面上，采油井主要部署在潮道网络状高渗透条带中，而注水井部署在潟湖中，灵活设置井距，采用整体呈不规则的近似反五点法注采关系（见图11a），首先开发潮道优质储量，后期逐步挖潜低品质潟湖储量进行产量接替，优化平面驱替注采关系，有效应对多期潮道叠加导致注入水复杂突进的难题；纵向上，采油井射孔段部署在潮道网络状高渗透条带中，而注水井射孔段主要部署在潟湖中（见图11b），解决不同期次潮道叠加所引发的各层动用状况的显著差异，提升总体水驱波及体积。
直井边缘注水-水平井采油滚动水驱模式：当发育沉积型高渗透条带的油藏有效储层厚度满足细分层系要求，且储层上部发育厚度较大的连片状高渗透条带时实施分层系开发，建立以大切割距的边缘注水为主、逐步向内滚动开发的注水开发模式，分阶段调整开发方式及井网型式。平面上，注水直井部署在油藏边缘边水中，采油水平井部署在油藏高部位，局部增加部分点状直井注水（见图13a），平衡高渗层注水突进所带来的不利影响，大幅提升平面驱替效率；纵向上，采用双管完井等工艺实现分层开发，缓解纵向层间矛盾，优先开发中—高渗层的优质储量，逐步向底部侧钻，借助重力分异驱油作用，提高纵向驱替效果，灵活组合形成直井、水平井等多种井型混合面积注采井网，实现平面驱、纵向驱、油水分异重力驱3种驱动关系的综合利用，持续扩大水驱波及范围（见图13b）。
4 应用效果
针对中东地区不同类型的高渗透条带，上述5种水驱模式均已实施，取得了良好的应用效果。
伊拉克A油田Mishrif组A层发育复合型高渗透条带，呈斑块状分布。调整前A层与其下部以潮道、生屑滩等高渗层为主的储层采用直井笼统注采方式，井段射开厚度高达90 m，这种粗放的开采模式导致极为严重的纵向动用不均衡，同时引发油井水窜现象，调整为逐级加密式直井面积井网水驱模式后，开发初期先对笼统注采直井进行精准层系归位，然后在A层构建起井距达900 m的大井距反九点直井面积井网（见图14a、图14b），注水井通过高压注水、酸压增注显著提升了注入能力，优化后的井网和注水策略成功控制了斑块状高渗透条带的优质储量，开发成效显著提升，平均单井日产油达216 t，单井日注水近865 t，预计地质储量阶段采出程度提高3个百分点（见图14c）；中后期油井含水上升后通过转注、加密为较小井距的强化注水五点法井网，进一步扩大水驱波及体积。
伊拉克A油田Mishrif组B层发育沉积成岩型高渗透条带，呈Ⅱ型网络状分布。其下伏的C层也发育沉积成岩型高渗透条带，呈薄层连片状分布。调整前采用直井反九点井网对B层Ⅱ型网络状高渗条带与C层的连片状高渗透条带进行笼统注采，因未考虑潮道不同部位的渗流特性，大量注水井于潮道底部射孔，造成注入水沿Ⅱ型网络状高渗条带水窜严重，并大量流入C层造成C层油井见水，层间动用差异大，调整为不规则直井差异化井网水驱模式，部署不规则直井井网动用潮道优质储量，针对不同期次潮道发育模式，优化注水井完井策略，只射开顶部两层潮道、底部潮道不射孔（见图14g、图14h），有效延缓了注入水快速突进，调整后采油直井产量为216~288 t/d，预计地质储量阶段采出程度可提高4个百分点（见图14i）。
5 结论
中东碳酸盐岩油藏中发育沉积主控型、沉积成岩耦合型、生物成因型和复合成因型4种成因的高渗透条带，具有斑块状、网络状、连片状3种展布样式，不同展布样式的高渗透条带厚度、规模及连通性差异较大。
高渗透条带微观非均质性控制了两相渗流关系和驱油效率，随着非均质程度的增加，两相渗流区间减小，驱油效率降低。沉积主控型高渗透条带孔喉结构呈单模态，微观非均质性弱，两相渗流区间宽，驱油效率较高；沉积成岩耦合型、生物成因型与复合成因型高渗透条带孔喉结构呈多模态，两相渗流区域窄，驱油效率一般较低。笼统注水开发中，注入水沿高渗透条带快速水窜造成油井过早见水或发生水淹，水驱波及体积小，相邻储层中的大规模储量无法有效动用，注水补充能量效果不佳，巨厚碳酸盐岩油藏采出程度低，且储量动用不均衡。
基于高渗透条带地质特征和开发特征，提出了基于高渗透条带展布样式划分开发层系、灵活合理设计井型井网、提高注水井注水能力、有效利用和规避高渗透条带、提高相邻储层生产能力和吸水能力、降低高渗透条带生产压差、相邻储层坚持温和注水、实时转换高渗透条带在注水开发中的角色5项水驱开发技术对策。建立了逐级加密式直井面积井网、规则直井排状井网、不规则直井差异化井网、排状水平井底注顶采、直井边缘注水水平井采油滚动等5种水驱模式。根据高渗透条带结构式样，5种水驱模式分别在中东地区不同油藏实施，取得良好的开发效果。