哈拉哈塘油田是轮古—塔河—哈拉哈塘奥陶系碳酸盐岩大型油田群的一部分，是经历多期构造运动和古岩溶共同作用形成的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏群^[1]。该油田储层埋藏深，总体呈准层状，但形态多变，具有极强的非均质性，储层空间岩溶洞穴、孔洞、裂缝非常发育^{[2, 3]}，单井钻遇储层的类型(洞穴、孔洞、裂缝)制约和影响了其试采后期注水替油开发的效果。曹鹏等人^[4]将储集体划分为洞穴连通型、孤立洞穴型、洞穴＋裂缝型、孔洞＋裂缝型等4种类型，并对不同储集体类型的单井控制单元注水替油的效果及适应性进行了分析，还有研究人员从工艺特征、开发效果和开采机理等方面对注水替油开采方式进行了分析^{[5, 6, 7, 8, 9, 10]}。在上述研究成果的基础上，笔者结合钻井资料、测井资料、地震资料和单井动态试采特征，将孤立洞穴型储集体进一步细分为孤立洞穴+弱底水型、孤立洞穴+强底水型2种类型，并对其他特征储集体重新进行了划分和归类，从而将哈拉哈塘油田注水替油井钻遇的储集体总体划分为孤立洞穴+弱底水型、孤立洞穴+强底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞+底部洞穴型等4种类型，并对不同储集体类型的单井控制单元注水替油的效果及适应性进行了分析。

根据岩心、钻井、常规测井、成像测井、单井动态试采特征等资料，对单井钻遇储集体的类型进行判别。综合成像测井资料、井径扩大情况、测井孔隙度解释曲线、钻井放空漏失状况等，可以判断单井钻遇的是洞穴型储层还是裂缝孔洞型储层。对于洞穴型储层，地震响应上为“串珠”相反射，钻井过程中会发生放空漏失，孔隙度曲线变化大，同时伴随扩径，井壁地层微电阻率成像测井图像上表现为所有极板均呈低阻暗色块状分布；偶极子声波成像测井(XMAC或DSI)变密度图在洞顶底界面上表现为人字形条纹，洞穴部分XMAC或DSI图像上波形杂乱；对于伴有强底水的孤立洞穴型储层，动态试采曲线上表现为两段式，试采初期表现弹性驱特征，后期表现强底水驱替特征(如哈拉哈塘油田某井强底水洞穴型储层累计产液量-油压降关系曲线明显分为2段，前期随着累计产液量增加，油压降逐渐增大；油井见水后快速上升至高含水期，油压降随着累计产液量增加而急剧升高)。因此，结合油井动态试采曲线特征能识别储层是强底水洞穴型储层还是弱底水储层。笔者将孤立洞穴型储集体细分为孤立洞穴+强底水型、孤立洞穴+弱底水型2种类型。

钻探实践表明，可将哈拉哈塘油田孔隙度不小于5.2%、地震响应为“串珠”相和片状相反射的储集体认为是洞穴型储集体，孔隙度为1.8%～5.2%(分别为孔隙度下限和上限)、地震响应为“串珠”相和片状相、杂乱相等反射的储集体认为是孔洞型储集体^[11]。裂缝孔洞型储层不仅在地震响应上表现了上述特征，在井壁地层微电阻率成像测井图像上也表现为低阻暗色的正弦曲线分布。单井钻遇裂缝孔洞+底部洞穴型储层后，储层顶部地震响应呈片状相反射，裂缝十分发育，底部呈“串珠”状反射，钻进储层过程中会发生漏失和放空。综合地球物理、地质、测井、开发动态相关理论及实钻经验，将哈拉哈塘油田单井钻遇的主要储集体分为4种类型进行注水替油效果分析，即：孤立洞穴+强底水型、孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞＋底部洞穴型。

在缝洞型碳酸盐岩油藏中，单井钻遇的缝洞体规模有限，油井后期生产大都表现出天然能量不足的特征，通常采用注水替油作业来有效补充能量、提高油气采收率。储集空间由洞穴型、孔洞型和裂缝型组成，储层具有非均质性强、连续性差的特点，需要对单井钻遇不同储集体的注水替油机理进行分析，优选提高缝洞型油藏采收率的方式，提高原油采出程度和矿场注水利用率。

单井钻遇孤立洞穴+弱底水型储集体时的注水替油机理如图 1所示。

图1 孤立洞穴+弱底水型储集体注水替油机理示意 Fig.1 Sketch of water flooding mechanism for isolated cavern+weak bottom water type reservoirs

图选项

钻遇孤立洞穴+弱底水型储集体的油井，其试采曲线主要表现为：自喷期间油井未见水，累计产液量与油压降呈线性关系。储集体整体表现为底水能量不足，因此通过注水能有效补充地层能量、驱替洞穴内的剩余油。孤立洞穴内的油水流动类似于“活塞式驱替”，即驱替过程中2种流体之间存在明显的分界面，该分界面像活塞一样向前移动。孤立洞穴内油水垂向驱替类似于“活塞式驱替”，洞穴内油水重力分异作用明显，油水置换效果好，注水替油效果好，能有效置换洞穴内的剩余油，适宜进行注水替油作业。

单井钻遇孤立洞穴+强底水型储集体时的注水替油机理如图 2所示。

图2 孤立洞穴+强底水型储集体注水替油机理示意 Fig.2 Sketch of water flooding mechanism for cavern reservoirs with strong bottom water

图选项

孤立洞穴+强底水型储集体的储集空间主要为洞穴，底水能量充足。钻遇该类型储集体的油井水能量充足，自喷期间油井含水率迅速上升；然后是底水锥进，当油水界面抬升到生产井段顶部时剩余油已较少或者形成“阁楼油”，注水替油效果相对较差，不适宜注水开发而适宜注气开发，以便在储层顶部形成气顶，驱替“阁楼油”。

单井钻遇裂缝孔洞型储集体时的注水替油机理如图 3所示。

图3 裂缝孔洞型储集体注水替油机理示意 Fig.3 Sketch of water flooding mechanism for fracture-vug reservoir type reservoirs

图选项

裂缝孔洞型储集体不但溶蚀孔洞发育，而且裂缝发育，且伴随有裂缝的溶蚀扩大。孔洞是其重要的储集空间，而裂缝既是储集空间,也是连通通道。裂缝孔洞型储层类似于砂岩油藏，储层连片发育，同时大尺度缝与弥散缝也十分发育。裂缝渗透率一般为几百至几千毫达西，孔洞渗透率一般为几达西。储层内部裂缝与孔洞渗透率极差大，注入水沿裂缝将油井周围的油驱替到边部，造成剩余油在边部富集，而注入水在油井周围滞留。储层孔洞基质内部的油水流动符合渗流规律，毛细管力作用比较明显，油水重力分异比较困难，随着注水驱替进行，井底周围含油饱和度降低，含水饱和度升高，开井后很快就达到高含水率，注水替油效果较差。裂缝孔洞型储层单井自喷采油期结束后，应以机械采油为主，利用储层边部与单井井底周围的压力差驱替原油。

单井钻遇裂缝孔洞+底部洞穴型储集体时的注水替油机理如图 4所示。

图4 裂缝孔洞+底部洞穴型储集体注水替油示意 Fig.4 Sketch of water flooding mechanism for fracture-vug+bottom cavern type reservoirs

图选项

裂缝孔洞+底部洞穴型储集体上部为裂缝孔洞型储集体，下部为洞穴型储集体。在该类储集体中，天然裂缝沟通底部水体，油井生产初期以自喷为主，上部的裂缝孔洞型储集体利用压力差驱替原油至井底周围，自喷期结束后采用注水替油方式开采剩余油。注入水沿着优势通道进入底部洞穴，洞穴内油水的重力分异作用明显，可形成强水体，从而对上部裂缝孔洞型储集体中的剩余油进行驱替，注水替油效果相对较好。

目前，哈拉哈塘油田已在奥陶系油藏的60口井进行了注水替油作业。下面以钻遇不同类型储集体的A井、B井、C井和D井为例，对注水替油效果进行分析。其中，A井钻遇孤立洞穴+弱底水型储集体，B井钻遇孤立洞穴+强底水型储集体，C井钻遇裂缝孔洞型储集体，D井钻遇裂缝孔洞+底部洞穴型储集体。

1) A井。A井在钻进6 626.40～6 645.40 m储层井段时发生井漏，累计产液量与油压降近似呈线性关系(见图 5)，可见该井钻遇了孤立洞穴+弱底水型储集体。注水作业前该井日产油量2.0 t，第一轮注水后该井日产油量203.0 t，不含水；经过40轮注水，目前该井日产油量3.0 t。注水替油前，A井累计产油量0.24×10⁴ t，注水后累计产油量达到3.51×10⁴ t，增油效果明显。

图5 A井累计产液量与油压降的关系曲线 Fig.5 Relation curve between cumulative liquid production and tubing pressure drop of Well A

图选项

哈拉哈塘油田共有29口井在开发孤立洞穴+弱底水型油藏时采用了注水替油方式，平均单井累计增油量0.942×10⁴ t，吨油耗水率2.55 m³/t，注水替油效果好。由此可见，孤立洞穴型+弱底水型储集体在开采时具有地层能量下降快、含水率低的特点，适合采用注水替油的方式开采，可明显提高原油采收率。

2) B井。B井钻至井深6 925.49 m时(储层井段)发生失返性井漏，其累计产液量与油压降的关系曲线呈两段式(见图 6)。该曲线第二段的斜率明显增大，表明有能量补充。该井试采曲线表现出油井见水后含水率迅速突破至高含水阶段的特征，结合成像测井资料判断B井钻遇典型的孤立洞穴+强底水型储集体。注水替油前，该井累计产油量0.57×10⁴ t，注水增油量960 t，增油效果较差。

图6 B井累计产液量与油压降的关系曲线 Fig.6 Relation curve between cumulative liquid production and tubing pressure drop of Well B

图选项

哈拉哈塘油田共有8口井在开发孤立洞穴+强底水型油藏时采用了注水替油方式，平均单井累计增油量990 t，吨油耗水率15.74 m³/t，注水替油效果较差。由此可见，孤立洞穴+强底水型储集体的地层能量强，底水锥进速度快，油井快速水淹，不适合采用注水替油的方式开采。

3) C井。C井钻遇典型的裂缝孔洞型储集体。该井开井后快速见水，含水率迅速突破至高含水阶段。分析认为，主要是因为注水替油时，油被注入水驱替到储集体边部，注入水替代了井周围的原油，导致油井开井后含水率快速升高。注水替油前，C井累计产油量1.21×10⁴ t，注水增油量0.28×10⁴ t，增油效果较差。

哈拉哈塘油田共有16口井在开发裂缝孔洞型油藏时采用了注水替油方式，平均单井累计增油量870 t，吨油耗水率4.35 m³/t，注水替油效果较差。由此可见，裂缝孔洞型储集体不适合采用注水替油的方式开采。

4) D井。D井在钻进6 716.52～6 718.72 m储层井段时，发生失返性井漏，裂缝成像测井显示钻遇溶蚀孔洞，结合实钻与成像测井资料综合判断钻遇了裂缝孔洞+底部洞穴型储集体。该井自喷期间不含水，注水替油前累计产油量0.11×10⁴ t，注水后增油量1.12×10⁴ t，增油效果较好。

哈拉哈塘油田共有7口井在开发该类型油藏时采用了注水替油方式，平均单井累计增油量0.323×10⁴ t，吨油耗水率1.63 m³/t，注水替油效果较好。由此可见，裂缝孔洞+底部洞穴型储集体适宜采用注水替油的方式开采。

1) 结合钻井资料、测井资料、地震资料和单井动态试采特征，将该油田主要的储集体划分为孤立洞穴+强底水型、孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞＋底部洞穴型等4种类型。

2) 哈拉哈塘油田60口井的注水替油矿场实践表明，孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞+底部洞穴型储集体宜采用注水替油开采方式，而裂缝孔洞型、孤立洞穴+强底水型储集体不适宜采用注水替油开采方式。