缝洞型油藏水驱剩余油形成机制及换向注水增油机理

王敬，齐向生，刘慧卿，杨敏，李小波，刘洪光，张拓峥

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学（北京）教育部重点实验室，北京 102249；3.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011）

0 引言

缝洞型油藏是以溶洞、裂缝为主要储渗介质的空间离散型油藏，储集体分布特征、连通方式和驱油机理均与砂岩油藏有较大差异[1-4]，这导致缝洞型油藏水驱油过程、剩余油形成机制与分布规律、改善水驱效果方式及原理等与砂岩油藏存在显著区别。因此，砂岩油藏的很多理论和方法对缝洞型油藏不再适用。近年来，中国在缝洞型油藏水驱[5-8]、剩余油形成与动用[9-11]、改善水驱效果[12-14]等方面开展了大量研究，提出了低注高采、缝注洞采、同层注采等注水原则，阁楼油、盲端油等剩余油类型和周期注水、脉冲注水、换向注水等改善水驱效果方式。但是，由于缝洞型油藏的复杂性，出现了一些与常规认识相矛盾的现象和机理、规律认识不清的问题。室内实验是研究缝洞型油藏水驱的重要手段[9,15-17]，受地质模型认识程度、缝洞结构复杂性、模型制作方法等限制，现有实验模型与实际油藏差别较大，很难准确反映缝洞型油藏特征。3D打印技术是一种快速成型技术，具有广阔的市场前景，在航空航天、汽车制造、医疗等领域发挥了重要作用[18]，近年来开始被应用于缝洞型油藏物理模拟[19-20]，3D模型具有缝洞形态刻画真实、缝洞连接精度高、可重复性高等特点。目前，应用于缝洞型油藏研究的3D打印模型多以石英砂为原料，然后使用激光烧制，无法实现可视化[19]。因此，本文从缝洞基本组合要素、缝洞配置关系出发，借助CT扫描和三维缝洞体雕刻技术构建典型缝洞结构，基于3D打印技术使用光敏树脂材料制作典型缝洞结构的三维可视化物理模型，然后基于相似理论和模型特征设计，开展水驱实验和水驱后换向注水实验，明确缝洞型油藏水驱剩余油形成机制、分布规律和换向注水增油机理，为改善水驱开发效果提供指导。

1 缝洞型油藏水驱实验及水驱后换向注水实验设计

1.1 缝洞型油藏物理实验模型

实验模型制作流程为：①利用CT扫描技术对露头或井下取心进行扫描，获取岩心内的 3D缝洞结构图像；②利用Mimics软件从3D缝洞结构图像中提取并雕刻不同形态裂缝（片状缝、交叉缝）、溶洞（球形洞、环形洞、网状洞）、连通缝洞（链状缝洞、网状缝洞）等，用于构建典型缝洞结构；③采用地震、测井、油藏工程等方法获得典型缝洞结构地质雕刻体，截取不同深度的切片图像，利用这些图像构建等比例的3D数字化缝洞结构模型；④根据3D数字化缝洞结构模型，利用 3D打印技术使用光敏树脂材料制作可视化缝洞结构模型。

近年来，许多学者开展了缝洞型油藏地质特征、缝洞模式等方面的研究，取得了一些很有价值的认识[21-23]。但由于缝洞型油藏本身的随机性、离散分布、强非均质性等特征，很难提出较为具体且具有较强普适性的缝洞模式。因此，本文基于目前研究的宏观共识建立典型缝洞结构模型。对于风化壳岩溶系统，储集体溶蚀程度高，缝洞在平面及纵向发育，模型设计过程中利用不同形态的溶洞，通过多种形态裂缝和溶洞的组合，设计具有复杂结构的风化壳岩溶模型，包含大规模厅堂洞、廊道和分支管道等岩溶系统要素。对于暗河岩溶系统，储集体以地下河系统为主，有时发育深浅两套暗河系统，表现为平面及纵向岩溶管道及分支管道发育，模型设计过程中利用网状缝洞和链状缝洞，穿插部署不同形态的溶洞，设计考虑岩溶管道、分支管道和少量落水洞的古暗河岩溶模型。而对于复合岩溶系统，主要基于垂向分带特征和储集体类型，借助已有模型进行适当的调整来近似模拟。基于上述地质特征，设计并制作了能够近似反映风化壳表层岩溶系统的多通道缝洞结构模型（模型Ⅰ）和能够近似反映暗河岩溶系统和复合岩溶系统的网-链状多分支缝洞结构模型（模型Ⅱ），如图1所示。其中，缝洞结构模型Ⅰ尺寸为22 cm×22 cm×5 cm，缝洞总体积为95 cm3；缝洞结构模型Ⅱ尺寸为27 cm×17 cm×6 cm，缝洞总体积为100 cm3。

图1 3D打印缝洞结构可视化物理模型

1.2 实验装置及实验步骤

考虑缝洞结构可视化物理模型的耐温耐压性能，实验在常温常压下开展，根据塔河缝洞型油藏流体物性参数，选取实验流体为蒸馏水和 5号白油，为了对比清晰分别用亚甲基蓝和苏丹红染色。整个实验系统包括驱替饱和系统、缝洞模型系统、图像采集系统和计量系统，如图2所示。

图2 实验装置示意图

由于模型无法开展高压条件下实验，因此无法反映缝洞型油藏初始阶段利用岩石流体弹性能进行衰竭开采的过程，但可以有效模拟进入注采平衡阶段后水驱剩余油形成过程和换向注水后剩余油动用过程。根据矿场实施过程设计了主要实验步骤：①连接实验装置并检测气密性；②对模型抽真空饱和，饱和完毕后根据实验方案选定注采井；③按预定的速度开展水驱油实验，全程高清录制模型内油水流动过程并计量各生产井阶段产液、产油量，直至各生产井产出液体含水率达到100%；④分析剩余油形成和分布情况，更换注采井开展换向注水实验，全程高清录制模型内油水流动过程并计量各生产井阶段产液、产油量；⑤利用（1）—（3）式分别计算水驱阶段采出程度、换向注水阶段采出程度和某类剩余油占比。

1.3 实验方案

3D打印模型中缝洞尺寸、井点等几何参数是确定的，部分参数受到缝洞要素特征限制。因此，根据缝洞结构原型和物理模型参数，考虑动力相似、运动相似来确定注采参数[3,24]，如表1所示。为增加同类实验间可比性，通过将物理模型水平或垂直放置以及旋转一定角度等方式获得代表不同岩溶背景下典型缝洞结构的物理模型来开展水驱和换向注水实验，具体实验方案如表2所示。

表1 实验参数

表2 不同岩溶背景下典型缝洞结构实验方案

2 缝洞型油藏水驱剩余油特征

2.1 风化壳岩溶系统水驱剩余油特征

2.1.1 平面多通道连通结构

将缝洞结构模型Ⅰ水平放置，②井注水，①、③、④、⑤井采油（见图3），模拟平面多通道连通结构注水开发，②井以 8 mL/min的速度注水至各井含水率100%停注。驱替过程中，注入水沿多个方向推进，距离②井较近且井间通道储量较小的①井先见水并水淹，随后③井见水、④井停止产液，而⑤井基本无贡献（由于模型不耐压，部分弹性能无法反映，会存在一定误差），水驱阶段采出程度约为56%，剩余油分布如图 3所示。可以看出，在平面多通道连通结构中，主次流道间会存在干扰和屏蔽作用，使得次流道及其相连储集体中形成次流道绕流型剩余油，在该模型中约占储量的 30%，是主要的剩余油类型。其次是油水重力差异导致的溶洞或流道局部高点处的阁楼型剩余油，主要受井-洞相对高低、缝-洞相对高低影响，该类剩余油普遍存在，在该模型中约占储量的10%。

图3 平面多通道连通结构水驱剩余油分布

2.1.2 垂向斜坡构造

将缝洞结构模型Ⅰ垂直放置，采用①井注水、②③④⑤井采油，模拟风化壳岩溶系统中垂向斜坡构造缝洞结构底水驱，①井以8 mL/min的速度注水至各井含水率100%停注。驱替过程中，注入水沿裂缝向上推进，依次到达②井下部溶洞、③井所在溶洞，当③井所在溶洞中油水界面超过其左侧溢出点后注入水进入④井所在溶洞，而⑤井仅产少量液，水驱阶段采出程度为39.5%，剩余油分布如图4所示。可以看出，剩余油均分布在油藏上部和厅堂洞的顶部，但各溶洞中的油水界面控制因素存在差异，由于溶洞或岩溶管道存在局部高点，同时受溶洞-裂缝连接位置和生产井相对高度的影响，形成了位于生产井上部和溶洞顶部的阁楼型剩余油，在该模型中占储量的50%以上，是主要的剩余油类型。具体来看，②井所在厅堂洞中油水界面明显高于②井和该溶洞溢出点，这是由于该溶洞距水源较近，处于油藏中的相对高压区，油水界面到达油井和溢出点后仍将在较强的水动力作用下继续抬升，所以该类剩余油属于溢出点与水动力联合控制阁楼油。而④井所在溶洞位于边部，水动力作用较弱，仅能依靠重力置换，油水界面到达油井后发生水淹，溶洞顶部存在大量剩余油，为井控阁楼油。③井位置明显高于②、④井，水动力作用中等，该溶洞中油水界面到达井底后很难继续抬升，剩余油也属于井控阁楼油。⑤井距水源较远、位置较高，水源来水主要用于为中部生产井提供能量，导致高部位井被屏蔽而无法产液，形成大量斜坡构造高部位阁楼油，可尝试垂向顺序开发。

图4 垂向斜坡构造水驱剩余油分布

2.2 深部暗河岩溶系统水驱剩余油特征

2.2.1 平面多分支暗河结构

2.2.1.1 井对注采

将缝洞结构模型Ⅱ水平放置，利用位于分支河道的⑤井注水、主河道的①井采油，模拟深部暗河系统中井对注采，⑤井以8 mL/min的速度注水至①井含水率达100%。驱替过程中，注入水首先置换⑤井所在溶洞下部的原油，当该溶洞中油水界面抬升至溢出点时注入水沿①、⑤井间的裂缝和管道推进至①井，一段时间后①井见水并逐渐水淹，水驱阶段采出程度约44.5%，剩余油分布如图5所示。可以看出，平面多分支暗河结构中，缝洞呈网状分布，井对间岩溶管道和裂缝连通性存在较大差异，导致注入水对储集体的波及范围和控制程度有限，在主流道两侧的非油井控制区域形成大量无法动用的注采井网不完善型剩余油，在该模型中占储量的 40%，是主要的剩余油类型。由于注采井间多分支管道并联，管道导流能力存在差异，流道间屏蔽作用使得次流道及其相连储集体中容易形成次流道绕流型剩余油，在该模型中约占储量的 10%。此外还有顶部阁楼型剩余油，在该模型中约占储量的5%。

图5 平面多分支暗河结构井对注采水驱剩余油分布

2.2.1.2 一注多采

基于上述井对注采中井网不完善导致大量剩余油的认识，深入研究井网控制程度对平面多分支暗河结构中水驱效果和剩余油的影响，在井对注采的基础上增加生产井，开展一注多采实验，利用位于分支河道的⑤井注水、主河道的①井和分支河道的⑥井采油。驱替过程中，尽管⑤、⑥井间的流道连通程度较⑤、①井间的流道稍弱，但⑥井的存在可使盲端一侧获得更强的水动力，注入水可以驱替该流道及附近的储集体，使剩余油大幅降低，采出程度提高约10个百分点，剩余油分布如图6所示。这也说明平面多分支暗河结构中，溶洞或岩溶管道的盲端区域需要较高的井控才能有效动用，而主河道左侧无油井直接控制区域仍为注采井网不完善型剩余油，无法有效动用。

图6 平面多分支暗河结构一注多采水驱剩余油分布

2.2.2 垂向具坡度暗河结构

2.2.2.1 高注低采

将缝洞结构模型Ⅱ垂直放置，利用河道上游的 A井注水、下游的B井采油，模拟具坡度暗河高注低采，A井以8 mL/min的速度注水至B井含水率达100%。驱替过程中，上游注入水沿河道底部流向下游，下游B井见水后很快发生水淹，水驱阶段采出程度仅 15%，剩余油分布如图 7所示。可以看出，注入水进入河道后在重力作用下仅沿底部流动并形成固定流道，河道中上部的原油无法被驱替出来而形成重力驱绕流型剩余油，在该模型中占储量的 40%，是主要的剩余油类型。由于浅层暗河与深部暗河中间连通程度较低，仅靠重力作用无法置换其中的原油，从而形成弱通道封隔型剩余油，在该模型中占储量的 25%。此外，在溶洞或岩溶管道上发育一些盲端型支流管道、厅堂洞、廊道，其中的剩余油在井网未控制的情况下很难被水置换，从而形成盲端型剩余油，主要分布于边部和管道上部，在该模型中占储量的20%。

图7 垂向具坡度暗河结构高注低采剩余油分布

2.2.2.2 低注高采

为了对比倾斜河道中注采相对位置对剩余油的影响，将缝洞结构模型Ⅱ垂直放置，利用河道下游的 B井注水、上游的A井采油，模拟具坡度暗河低注高采，B井以8 mL/min的速度注水至A井含水100%。驱替过程中，油水界面沿岩溶管道斜坡稳定抬升，A井见水后逐渐发生水淹，水驱阶段采出程度约 45%，剩余油分布如图 8所示。可以看出，低注高采时岩溶管道内的原油得到高效置换，仅在岩溶管道局部构造高点形成阁楼型剩余油，并且普遍存在，在该模型中约占储量的 20%。此外，弱通道封隔型剩余油和盲端型剩余油依然存在，在该模型中占储量的25%。

图8 垂向具坡度暗河结构低注高采剩余油分布

2.3 复合岩溶系统水驱剩余油特征

2.3.1 暗河下部底水驱开采

将缝洞结构模型Ⅱ在前文垂直放置的基础上旋转180°模拟复合岩溶系统，利用底部①井注水模拟底水驱开发，①井以8 mL/min的速度注水至各井含水率达100%。驱替过程中，注入水进入暗河后②井先见水，之后到达位于中部渗滤带的④井，此时②、④井发生水淹，注入水通过垂向渗滤带进入风化壳到达⑤井所在溶洞，⑤井见水并水淹，该过程中③、⑥井低速产油后基本停产，水驱阶段采出程度约50.5%，剩余油分布如图 9所示。可以看出，由于③井位于暗河上游、⑥井位于表层岩溶带，均距离底水较远，在②、④、⑤井的屏蔽作用下，水动力作用减弱，注入水无法有效驱替这些远端剩余油，形成了位于表层岩溶系统中或暗河岩溶系统上游的远端弱连通型剩余油，在该模型中占储量的40%以上，是主要的剩余油类型。

图9 暗河下部底水驱剩余油分布

2.3.2 风化壳岩溶带内部注采

在图9模型的基础上，利用⑥井注水、⑤井采油，模拟风化壳岩溶带内部注采，⑥井以8 mL/min的速度注水至⑤井含水率达100%。驱替过程中，注入水沿风化壳岩溶管道下部先进入中部渗滤带，随后进入⑤井所在溶洞，溶洞内油水界面抬升至⑤井时水淹，水驱阶段采出程度仅17%，剩余油分布如图10所示。可以看出，由于风化壳岩溶带和深部暗河并联，中间为连通程度较弱的垂向渗滤带，注入水仅能在重力作用下置换其中部分原油，深部暗河内的原油被弱连通通道封隔，形成弱通道封隔型剩余油，在该模型中占储量的 50%，是主要的剩余油类型。⑥井位于风化壳的高部位，其右侧区域为岩溶管道的盲端且位置高于⑤井，所以无法被驱替出来，从而形成了顶部阁楼型和盲端型剩余油，在该模型中占储量的25%左右。

图10 风化壳岩溶带内部注采剩余油分布

2.3.3 复合岩溶系统多岩溶带注采

为了与风化壳岩溶带内部注采时驱油效果和剩余油特征对比，利用图10模型开展了多岩溶带注采实验。如图11所示，注水井A钻遇深部暗河，利用管线将生产井B的上下两个产出孔连通来模拟单井钻遇风化壳和深部暗河。驱替过程中，在重力作用下注入水仅沿暗河底部流向B井，暗河中油水界面稳定抬升，一段时间后B井下部水淹，但上部仍有一定的剩余油，随着油水界面继续抬升，B井完全产水，此时水驱阶段采出程度为27%，剩余油分布如图11所示。可以看出，虽然B井同时钻遇垂向两套岩溶系统，但在重力作用下注入水很难驱替上部风化壳中的原油，从而形成了深部暗河上游的重力驱绕流型剩余油和复合岩溶系统上部风化壳岩溶带的重力驱绕流型剩余油，在该模型中占储量的 60%以上，大量剩余油位于溶洞或岩溶管道的高部位和油藏上部岩溶带，这也再次体现出缝洞型油藏中重力驱替的决定性作用。

图11 复合岩溶系统多岩溶带注采剩余油分布

2.4 缝洞型油藏水驱剩余油特征

从前文不同缝洞结构和注采关系下剩余油形成和分布特征可以看出，平面多通道连通结构和平面多分支暗河结构中容易形成次流道绕流型剩余油（见图3、图 5），如果分支较多、注采井控程度低，还会形成大量注采井网不完善型剩余油（见图 5、图 6）；垂向斜坡构造中主要形成顶部阁楼型剩余油（见图 4）；垂向具坡度暗河结构如果上游注下游采，主要形成重力驱绕流型剩余油（见图7），如果下游注上游采，主要形成顶部阁楼型剩余油（见图8），受暗河内部弱连通流道和盲端洞影响，还可能形成部分弱通道封隔型和盲端型剩余油（见图 7、图 8）；垂向多岩溶带中，浅层注采时深层不容易被置换，主要形成深层弱通道封隔型剩余油（见图10），深层注采时浅层不容易受效，主要形成上部岩溶带重力驱绕流型剩余油（见图11），多带注采时井间屏蔽作用明显，容易形成远端弱连通型剩余油（见图9），此外，受缝洞、井洞配置关系影响，还可能存在顶部阁楼型和盲端型剩余油。根据形成机制、分布特征将缝洞型油藏水驱剩余油分为 5大类 7亚类（见表3、图12）：第Ⅰ大类为井控不足所致剩余油，可分为注采井网不完善型Ⅰ-a和盲端型Ⅰ-b，Ⅰ-a型主要分布在井网外围，Ⅰ-b型主要分布在孤立溶洞或岩溶管道边部；第Ⅱ大类为重力作用导致的溶洞或岩溶管道的局部高点剩余油，可分为顶部阁楼型Ⅱ-a和重力驱绕流型Ⅱ-b，Ⅱ-a型普遍存在于缝-洞或井-洞连接点上部，Ⅱ-b型分布于注采井间主流道中上部或者上部岩溶带；第Ⅲ类为流道间干扰作用所致的次流道绕流型剩余油，主要分布于注采井间次流道及其相连储集体；第Ⅳ类为弱连通通道封隔所致的弱通道封隔型剩余油，主要分布于与主流道相连的弱导流裂缝的另一侧；第Ⅴ类为近距离油井屏蔽和较大阻力通道所致的远端弱连通型剩余油，主要分布于距底水或注水井较远的油井附近。

图12 缝洞型油藏水驱剩余油分布模式图

表3 缝洞型油藏水驱剩余油类型

3 缝洞型油藏换向注水增油机理

3.1 风化壳岩溶系统

3.1.1 平面多通道连通结构

开展平面多通道连通结构水驱后换向注水实验，考虑到该缝洞结构中水驱后剩余油主要为次流道绕流型剩余油和阁楼型剩余油，换向后尽量使注入水均匀到达各生产井，选取中部的③井转注，以8 mL/min的速度注入至其他井含水率达100%，换向后剩余油分布如图13所示。可以看出，换向注水使得注采流道发生改变，注入水将⑤井方向流道内的剩余油驱替出来。此外，在较强的水动力作用下，④井所在厅堂洞内中上部部分绕流型剩余油也得到置换，采出程度由换向前的56%升高到67%，提高了11个百分点。这说明换向注水可以改变流场，使水动力更加均衡，开辟新的流道，扩大注入水的波及范围。

图13 平面多通道连通结构换向注水后剩余油分布

3.1.2 垂向斜坡构造

开展风化壳垂向斜坡构造底水驱后换向注水实验，根据剩余油形成及分布选取左侧溶洞中的④井转注，以8 mL/min的速度注入至其他井含水率达100%，换向后剩余油分布如图14所示。换向注水过程中，④井所在溶洞内的剩余油在重力作用下被驱出，油水界面抬升至溶洞溢出点处，由原来的井控阁楼油变成缝控阁楼油，但这部分油在油水重力差异作用下进入③井和②井所在溶洞上部，只有少量从③井采出，另一部分填充②井上部原来水动力作用下油水界面高出②井的部分，所以除④井所在溶洞中油水界面抬升外，②、③井上部油水界面均下降，整个过程中①、②井只产水，采出程度由换向前的39.5%升高到43.5%，仅提高了4.0个百分点。可见，对于垂向斜坡构造，如果高、中、低部位均有井，低部位井注水至中部位井水淹后将中部位井转注效果不明显，建议将中部位井关闭，用高部位井采油来提高采收率。

图14 垂向斜坡构造换向注水后剩余油分布

3.2 深部暗河岩溶系统

3.2.1 平面多分支暗河结构

3.2.1.1 井对内换向注水

开展平面多分支暗河结构井对注采后井对内换向注水实验，①井以8 mL/min的速度注水至⑤井含水率达100%，换向后剩余油分布如图15所示。由于岩溶管道间的复杂连通特征，换向注水时原注采方向下的次流道在换向后变为主流道，使该流道及其相连储集体内的剩余油得到有效动用。此外，由于原注采关系下⑤井所在溶洞溢出点较低，换向后其中的缝控型阁楼油变为溢出点更高的井控型阁楼油，换向前后高程差段的剩余油被⑤井采出。采出程度由换向注水前的44.5%升高到51.5%，提高了7.0个百分点。可见，井对内换向注水时由于流道导流能力的方向性差异可能会开辟新的流道，使原来的次流道变为主流道，还可能使局部溶洞的溢出点升高，动用前后高程差内的部分阁楼油。

图15 平面多分支暗河井对内换向注水后剩余油分布

3.2.1.2 井对间换向注水

开展平面多分支暗河结构一注多采后井对间换向注水实验，考虑到井对内换向时①井转注仍无法动用左侧注采井网未控制区剩余油，因此将⑥井以8 mL/min的速度注水至①、⑤井含水率达100%，换向前后剩余油分布如图16所示。可以看出，换向注水后，⑤井所在溶洞内阁楼型剩余油被采出，与井对内换向注水时现象和机理一致。但不同的是，井对间换向注水后水动力和重力协同作用使水进入了左侧未控制区域并置换出其中的原油，仅剩少量阁楼型剩余油，采出程度由换向前的 50.5%升高到 70.5%，提高了 20.0个百分点，效果非常显著。可见，当注采井网不完善导致部分区域溶洞或管道内剩余油无法动用时，通过换向注水有可能使得注入水在强水动力作用下进入溶洞，并与重力协同作用置换出该溶洞内的原油。

图16 平面多分支暗河井对间换向注水后剩余油分布

3.2.2 垂向具坡度暗河结构

3.2.2.1 高注低采转低注高采

考虑到垂向具坡度暗河结构高注低采时产生大量重力绕流型剩余油，换向后转低注高采，B井以8 mL/min的速度转注至A井含水率达100%，换向后剩余油分布如图17所示。换向后，注入水沿暗河坡度由下游稳定向上游抬升，使得河道中上部的剩余油在倾斜构造中由于重力置换作用被采出，仅暗河顶部的局部复杂构造内剩余少量阁楼油，但盲端型剩余油和弱通道封隔型剩余油仍无法有效动用。采出程度由换向注水前的15.0%升高到33.5%，提高了18.5个百分点，换向注水效果显著。可见，在垂向斜坡构造中，通过换向注水充分发挥重力置换作用可将原来高注低采形成的重力驱绕流型剩余油采出。

图17 垂向具坡度暗河结构高注低采转低注高采换向后剩余油分布

3.2.2.2 低注高采转高注低采

开展垂向具坡度暗河结构低注高采后换向转高注低采实验，A井以8 mL/min的速度转注至B井含水率达100%，换向后剩余油分布如图18所示。换向后，注入水沿暗河底部流至B井，整个换向注水过程B井只产水不产油，剩余油几乎无变化，表明在垂向斜坡构造中，由低注高采转高注低采无效。

图18 垂向具坡度暗河结构低注高采转高注低采换向后剩余油分布

3.3 复合岩溶系统

3.3.1 暗河下部底水驱后换向注水

考虑到复合岩溶系统底水驱后由于部分井的屏蔽作用导致上游和风化壳中形成剩余油，因此将低部位水淹井转注。将②井以8 mL/min的速度注水至其他井含水率达 100%，换向后剩余油分布如图 19所示。换向注水后，一部分注入水沿暗河向上游推进，上游的远端弱连通型剩余油在强水动力作用下由③井采出，另一部分注入水沿垂向渗滤带进入风化壳，使风化壳中远端弱连通型剩余油由⑥井采出，并且部分位于井另一侧和下部的盲端型剩余油也在重力作用下被采出。采出程度由换向注水前的50.5%升高到70.0%，提高了19.5个百分点，换向注水效果显著。可见，复合岩溶系统底水驱时，中、低部位油井水淹导致上部油井被屏蔽时，上游连通区域和风化壳中即使有油井直接控制也会因为水动力较弱而形成大量剩余油，此时将中、低部位水淹井转注，可有效增强水动力，使注入水进入这些区域动用剩余油。

图19 暗河下部底水驱后换向注水后剩余油分布

3.3.2 风化壳岩溶带换向注采

开展复合岩溶系统风化壳岩溶带内部注采后转低部位井注水实验。⑤井以8 mL/min的速度注水至⑥井含水率达100%，换向后剩余油分布如图20所示。换向后，注入水沿风化壳高部位岩溶管道平稳地向上抬升，大量阁楼型剩余油和⑥井右侧及下部落水洞中的剩余油在重力作用下被置换出来。由于中部渗滤带连通程度低，换向后深部暗河内被封隔的原油仍无法动用。采出程度由换向注水前的 17%升高到 29%，提高了12个百分点。

图20 风化壳岩溶带换向注水后剩余油分布

3.3.3 复合岩溶系统多岩溶带换向注水

开展复合岩溶系统中多岩溶带注采后换向注水实验，由原来的“暗河注、暗河+风化壳采”变为“暗河+风化壳注、暗河采”。B井以8 mL/min的速度注水至A井含水率达100%，换向后剩余油分布如图21所示。换向后，注入水同时从风化壳和暗河流向生产井，风化壳中的注入水驱替其中部分剩余油，到达垂向渗滤带区域时沿渗滤带泄流至暗河系统，置换出部分风化壳和渗滤带中的原油并与暗河注入水共同将上游A井附近的重力驱绕流型剩余油置换出来。采出程度由换向注水前的27%升高到51%，提高了24个百分点，换向注水效果显著。可见，复合岩溶系统中多岩溶带注采时，由单一岩溶带注水变为多岩溶带注水可动用更多岩溶带中的剩余油。

图21 复合岩溶系统多岩溶带换向注水后剩余油分布

3.4 换向注水增油机理

从不同特征缝洞结构模型换向注水实验结果可以看出，通过换向注水采收率均可得到提升，但提升程度决定于缝洞结构、剩余油类型和换向注水后的注采结构。对于平面多通道缝洞结构，换向后应使阻力更均衡，同时还可借助流道连通能力的方向性差异开辟新流道。对于垂向斜坡构造或垂向具坡度暗河结构，由高注低采转低注高采效果显著，存在多部位布井时，中部位井水淹后转注效果显著。对于垂向多岩溶带，单一岩溶带内部换向主要发挥重力置换作用，而单一岩溶带注水换为多岩溶带注水效果较好。对于平面多分支暗河结构，通过换向可使注入水在强水动力与重力协同作用下进入井网未控制区溶洞并置换其中原油。对于局部缝洞、井洞组合体，换向注水可以抬升溶洞溢出点高度，使得注入水置换出部分顶部阁楼油。对于狭长岩溶管道结构，通过换向注水可增加远端区域水动力，并驱替其中的剩余油。

从不同类型剩余油动用的角度，前述 7种类型剩余油中有 5种可以通过换向注水方式得到有效动用。不同缝洞结构中不同类型剩余油的换向注水增油机理可归纳为表4。

表4 换向注水增油机理

4 结论

缝洞型油藏水驱剩余油形成机制大致分为注采井控不足、油水重力差异、流道间干扰作用、弱连通通道封隔、远端弱水动力等5种，5种剩余油形成机制下可能形成注采井网不完善型、盲端型、顶部阁楼型、重力驱绕流型、次流道绕流型、弱通道封隔型、远端弱连通型等 7类水驱剩余油。一般而言，平面多通道连通结构和平面多分支暗河结构中容易形成次流道绕流型剩余油，如果分支较多、注采井控程度低，还会形成大量注采井网不完善型剩余油；垂向斜坡构造中主要形成顶部阁楼型剩余油；垂向具坡度暗河结构中上游注下游采主要形成重力驱绕流型剩余油，下游注上游采主要形成阁楼型剩余油；垂向多岩溶带中，浅层注采时深层不容易被置换，主要形成深层弱通道封隔型剩余油，深层注采时浅层不容易受效，主要形成上部岩溶带重力驱绕流型剩余油，多带注采时井间屏蔽作用明显，容易形成远端弱连通型剩余油。此外，各种缝洞结构中，受缝洞、井洞配置关系等影响，会普遍存在顶部阁楼型和盲端型剩余油。

通过换向注水可以动用部分剩余油，采出程度提高幅度与剩余油类型、缝洞结构和换向注采结构有关。换向注水增油机理可归纳为 6类：重力置换，主要动用重力驱绕流型剩余油；开辟新流道，主要动用次流道绕流型剩余油；抬升溢出点位置，主要动用顶部阁楼油；增强水动力，主要动用远端弱连通型剩余油；垂向均衡驱替，主要动用重力驱绕流型上部岩溶带剩余油；水动力与重力协同效应，主要动用注采井网不完善型剩余油。

一般而言，平面多通道连通结构中，初始水驱井网应尽量使各方向驱替均衡。垂向斜坡构造中，初始井网注水井钻至低部位，生产井钻至高部位。平面多分支暗河结构中，初始水驱井网应确保井控程度高。垂向具坡度暗河结构中，初始水驱应采用低注高采。复合岩溶缝洞系统中底水驱效果较好，无底水时多岩溶带注采优于带内注采。

平面多通道缝洞结构中，换向后应使阻力更均衡，并利用流道连通能力方向性差异开辟新流道。垂向斜坡构造或垂向具坡度暗河结构中，由高注低采转低注高采效果显著，存在多部位布井时，中部位井水淹后转注效果显著。垂向多岩溶带中，单一岩溶带内部换向主要发挥重力置换作用，而单一岩溶带注水换为多岩溶带注水效果较好。平面多分支暗河结构中，换向可使注入水在强水动力与重力协同作用进入井网未控制区溶洞并置换其中原油。对于局部缝洞、井洞组合体，换向可抬升溶洞溢出点位置，使注入水置换部分顶部阁楼油。狭长岩溶管道结构中，换向注水可增加远端区域水动力驱替其中的剩余油。

符号注释：

g——重力加速度，m/s2；k——储集体编号；L——模型尺寸，m；n——储集体个数；p——注采压差，MPa；Q——注入速度，m3/d；Rw——水驱阶段采出程度，%；Rwr——换向注水阶段采出程度，%；Sok——某类剩余油占比，%；t——驱替时间，d；v——流动速度，cm/s；Voi——模型中初始总油量，mL；Vopt——最终累产油，mL；Vopw——水驱阶段累产油，mL；Vo,k——某类剩余油在储集体k内的体积，mL；μ——原油黏度，mPa·s；ρ——原油密度，kg/m3；φf——裂缝孔隙度，%；φv——溶洞孔隙度，%。