长庆油田特低渗透油藏经过20多年的注水开发，已逐步进入中、高含水期，含水上升快、产量递减幅度大，水驱采收率仅20%。为了进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果，前人在井网合理优化调整方面开展了大量的研究工作^{[1,2,3,4,5,6,7,8]}，从井网与油井人工压裂裂缝适配性角度出发，提出了大井距、小排距的菱形反九点、五点矩形等注水井网。

笔者对长庆A油田多个不同缝网匹配油藏现场生产资料进行分析发现，在特低渗透油藏注水开发过程中，除了天然裂缝、油井人工压裂裂缝外，还存在注水动态裂缝，而且注水动态裂缝是油藏水驱及剩余油分布的主控因素。注水动态裂缝的产生增强了储层的非均质性，使油藏由单一孔隙型介质变为孔隙-裂缝性双重介质；注入水沿动态裂缝方向突进，油井暴性水淹，导致注入水无效循环，难以对裂缝侧向基质形成驱替，大大降低了油藏的存水率和水驱波及体积。

为此，笔者开展了不同缝网匹配油藏注水动态裂缝开启机理、延伸规律及有效井网加密调整模式研究，建立了注水动态裂缝开启压力计算方法，给出了避免多方向动态裂缝开启的合理注水压力界限，并形成了不同缝网匹配油藏合理井网加密调整模式。

长庆A油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中东部，地层产状平缓，地层倾角约0.5°，天然裂缝不发育^[9,10,11]，平均渗透率2.3 mD。该油田于20世纪90年代初投入开发，油井全部压裂，人工压裂裂缝半长约100.00 m，方向为现今最大水平主应力方向NE67.5°^[12]；注水井均未压裂。但是，注水井试井资料解释裂缝半长不断增长，解释渗透率为岩心渗透率的数十倍；注水指示曲线出现明显拐点，随着注水压力升高，吸水指数突然增大，表现出明显的裂缝吸水特征(见图 1)。

图 1 典型注水井注水指示曲线 Fig. 1 Flooding indication curves of typical injection wells

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孙松领等人研究认为^[13,14,15]，裂缝的开启受现今水平主应力和天然裂缝双重因素控制，在注水开发过程中，天然裂缝开启顺序取决于天然裂缝走向与现今最大水平主应力方向的夹角，夹角越小，天然裂缝就越容易开启，即沿最大水平主应力方向的天然裂缝首先开启，随着注水压力升高，其他方向的天然裂缝将依次开启。笔者认为，注水动态裂缝的开启与天然裂缝无关，主要取决于注水压力及各注采井连线方向现今水平地应力的大小。当注水压力大于某一注采井连线方向现今水平地应力时，该注采井连线上就会开启裂缝。

从不同方向现今水平地应力变化轨迹曲线(见图 2)可以看出，当注采井连线与现今最大水平主应力方向夹角为θ时，该方向现今水平地应力可表示为：

图 2 现今水平地应力变化曲线 Fig. 2 Horizontal stresses change curve

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由此可见，注水动态裂缝最先沿现今最大水平主应力方向的注采井连线开启；随着注水压力升高，当其超过其他注采井连线方向现今水平地应力时，该方向就开启裂缝。因此，现今最大、最小水平主应力差越小，注采井连线与现今最大水平主应力方向的夹角越小，就越容易开启多方向裂缝。

长庆A油田主要存在4种缝网匹配井网形式：注水井排与现今最大水平主应力方向(NE67.5°)成22.5°的正方形反九点井网、注水井排与现今最大水平主应力方向成0°的正方形反九点井网、菱形反九点井网和五点矩形井网(见图 3)。该油田现今最大水平主应力为23.0 MPa，最小水平主应力为21.0 MPa，现今最大水平主应力方向注水动态裂缝开启临界压力为21.0 MPa。该油田平均中深为1 300.00 m，因此现今最大水平主应力方向注水动态裂缝开启的注水压力为8.0 MPa。同理，计算出不同注采井连线方向注水动态裂缝开启的注水压力界限，注水井排与现今最大水平主应力方向成22.5°的正方形反九点井网，其多方向注水动态裂缝开启的注水压力界限为8.8 MPa(见图 3(a))；0°正方形反九点井网、0°菱形反九点井网以及0°五点矩形井网的多方向注水动态裂缝开启注水压力界限分别为9.4，8.9和10.0 MPa(见图 3(b)—(d))。由此可见，注采井连线与现今最大水平主应力方向夹角越小，多方向注水动态裂缝开启的注水压力界限越低，越容易产生多方向注水动态裂缝。

图 3 不同类型井网动态裂缝开启压力 Fig. 3 Dynamic fracture open pressure under different well patterns

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目前，长庆A油田实际注水压力基本稳定在8.0 MPa左右。因此，只有现今最大水平主应力方向开启了动态裂缝，而其他方向没有开启裂缝。实际生产表明，22.5°的正方形反九点井网沿现今最大水平主应力方向跨井组油井暴性水淹，0°正方形反九点井网及菱形反九点井网沿现今最大水平主应力方向的油井也暴性水淹，0°五点矩形井网含水稳定，无水淹油井。

在研究水淹规律的基础上，采用方向性压敏效应表征注水动态裂缝开启延伸特征，非线性渗流理论表征裂缝侧向基质驱替特征，对不同缝网匹配特低渗透油藏剩余油分布规律进行了模拟，结果见图 4。由图 4可以看出，由于长庆A油田仅开启了现今最大水平主应力方向注水动态裂缝，不同缝网匹配油藏剩余油均沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝两侧呈近条带状分布，目前注入水仅波及至裂缝两侧100.00 m左右的区域，即注水动态裂缝控制了剩余油的分布。

图 4 不同缝网匹配油藏剩余油分布 Fig. 4 Remain oil distribution under different well pattern-fracture matching types

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基于长庆特低渗透油藏裂缝开启压力及剩余油分布规律，提出了限定注水压力控制多方向裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替的开发理念。因此，油藏注水压力应维持在现今最小水平主应力左右，避免多方向注水动态裂缝开启；转注现今最大水平主应力方向水淹油井，降低注入水无效循环；侧向100.00 m外区域进行油井加密，最终形成沿现今最大主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替的线性井网加密调整模式。

对于原井网为300 m×300 m的22.5°正方形反九点井网，转注跨井组水淹油井，沿现今最大水平主应力方向形成高压水线，且侧向加密油井，调整为220 m×130 m线性侧向驱替井网(见图 5(a))；原300 m×300 m的0°正方形反九点井网，转注水淹边井，侧向加密油井，调整为300 m×150 m线性侧向驱替井网(见图 5(b))；原480 m×160 m的0°菱形反九点井网，转注水淹角井，侧向加密油井，调整为150 m×160 m的线性侧向驱替井网(见图 5(c))； 520 m×120 m矩形井网适应性较好，暂时不做调整(见图 5(d))。

图 5 不同类型井网加密调整模式 Fig. 5 Infilling modes of different well patterns

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长庆A油田WY油藏于1990年投入开发，原井网为22.5°正方形反九点井网，综合含水56%，含水上升率为3.3%，水驱矛盾日益突出。根据以上研究结果，对其进行了综合加密调整试验，转注最大水平主应力方向水淹油井、侧向加密油井，将原井网调整加密为220 m×130 m的线性注水井网(见图 5(a))；同时注水压力控制在8.8 MPa以下，避免多方向动态裂缝开启。

加密调整后，平均单井产油量由1.6 t/d升至1.8 t/d，采油速度由调整前的0.8%提高至1.3%，综合含水由56%降至50%，水驱采收率由原来的25%升至30%(见图 6)，加密调整效果显著。

图 6 WY油藏加密前后含水与采出程度关系曲线 Fig. 6 Water cut vs.recovery percentage of WY reservoir before and after well infilling

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1) 特低渗透油藏长期注水开发后会产生储层注水动态裂缝，导致油井暴性水淹，降低水驱波及体积，因此注水动态裂缝是控制水驱及剩余油分布规律的关键因素。

2) 注水动态裂缝的开启与注水压力和现今水平地应力大小密切相关，根据建立的不同注、采井连线现今水平地应力计算公式,可以确定不同缝网匹配特低渗透油藏多方向动态裂缝开启的压力界限，有效指导注水措施制定。

3) 针对已形成现今最大水平主应力单方向动态裂缝的特低渗透油藏，建议转注现今最大水平主应力方向水淹油井，并在裂缝侧向加密，最终形成注水井排与现今最大水平主应力方向一致的线性井网模式，改善水驱开发效果。