引 言

近年来，碳酸盐岩缝洞型油藏已成为塔里木盆地油气勘探开发的重要领域。该类油藏在储集空间类型、储层内部结构、储集体形态及规模、油水分布等方面都与砂岩油藏有较大差别^[1-6]，开发过程中，油水运移机理和特征也与砂岩油藏明显不同^[7-14]。哈拉哈塘油田油藏为典型的碳酸盐岩缝洞型油藏^{[3, 15]}，油田开发表明，能量下降及油井见水是产量递减的主要原因，油井产水后产量大幅下降，且治水难度大，油井出水严重制约了油田的上产稳产。因此，开展碳酸盐岩缝洞型油藏油井见水研究，对油藏的控水、治水研究，提高单井开发效果及油田整体开发水平具有重要意义。前人在碳酸盐岩缝洞型油藏见水及控水、治水研究方面开展了一些研究^{[7-9, 11-14]}，并取得阶段性成果，但由于碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性严重，储层精细描述困难，目前见水研究主要集中在见水机理实验研究方面，利用实际资料开展见水研究的较少。哈拉哈塘奥陶系缝洞型油藏油井含水变化类型多样，反映存在多种产水机理，本文以哈拉哈塘奥陶系缝洞型油藏为研究对象，在油藏动静特征分析基础上，探讨了不同含水变化类型的产水机理，并提出了相应的控水、治水对策建议。

1 油藏基本特征

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起哈拉哈塘鼻状构造带上（图 1），油田构造上整体表现为南西倾的斜坡，局部构造发育。哈拉哈塘奥陶系自下向上发育蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、吐木休克组、良里塔格组和桑塔木组，由于奥陶系沉积后抬升剥蚀，工区北部桑塔木组、良里塔格组受到不同程度剥蚀，其中，良里塔格组、一间房组和鹰山组为缝洞型储层的主要发育段和产层段（相关资料显示蓬莱坝组也可能有缝洞型储层发育），桑塔木组、吐木休克组岩性以泥岩为主，是本区的重要盖层。哈拉哈塘奥陶系缝洞型储层经历多期古岩溶作用的叠加、改造形成，非均质性强烈^[15-16]。岩石基质基本不具储渗性，储集空间主要为溶蚀孔洞及裂缝，其中洞穴是最主要的储集空间^{[3-4, 6]}，根据取芯及录井资料，本区未填充洞穴高度小至几毫米，大至几米、十几米均有发育；裂缝是重要的流动通道，储层内一般较发育，根据裂缝产状，可将裂缝划分为直立缝、斜交缝、水平缝、网状缝和不定向缝等多种类型^[17]。根据主要储集空间类型，将缝洞型储层划分为裂缝-孔洞型和洞穴型两种类型。裂缝-孔洞型储层储集空间以溶孔及小型溶洞为主，裂缝发育；洞穴型储层储集空间以溶洞为主。良里塔格组主要发育裂缝-孔洞型储层，一间房组、鹰山组两种类型储层均有发育。由于储层非均质性严重，储集空间纵横向变化较大，产层段储层不一定能代表整个缝洞储集体的储层特征，储集体的储层类型需要结合钻录测井、试井、生产动态等多种资料综合判定。纵向上，钻井往往揭开多套缝洞储集体，各套储集体或被非渗透性隔层分隔（电测曲线上表现为高阻特征），或通过高角度裂缝沟通。受构造、缝洞储层分布等多种因素控制，油气多聚集于缝洞储集体高部位，油藏分散，总体上表现为准层状分布特征。单个油藏规模一般较小，平面分布范围有限，井控程度低，“一井一藏”特征明显。

据流体化验及PVT 实验数据，本区原油轻质油-稠油均有分布，原油高含蜡，自北向南原油密度呈变轻趋势，稠油主要分布于油田北部潜山区及邻近潜山的区域，地层水为典型的氯化钙型。依据产出水来源，可将产出水划分为地层水和注入水，本文主要讨论地层水的出水研究。根据水体规模及其赋存形式，将地层水划分为封存水和边底水^[18-19]。封存水规模小，多存在于储层下部，对油藏天然能量基本无贡献。边底水规模较大，存在于油藏的底部或边部，对油藏天然能量贡献较大，发育边底水的油藏天然能量一般较充足，据不完全统计，哈拉哈塘油田边底水油藏占比约为22.7%。严重的非均质性使得碳酸盐岩缝洞型油藏形成了多样的油水分布型式^[19]。

2 油井含水特征及见水机理分析 2.1 油井含水类型

哈拉哈塘碳酸盐岩缝洞型油藏油井含水类型表现出明显的多样性，根据含水曲线特征，可将油井含水类型划分为波动型、缓慢上升型、快速上升型、台阶上升型和暴性水淹型5 种（表 1）。

（1）波动型：较长时间内，含水率在一定幅度内波动，总体上无明显上升或下降趋势。此类井在含水井中占有一定比例。

（2）缓慢上升型：油井产水后含水率逐渐上升，含水上升速度较小，中低含水期大于6 个月。此类井在含水井中较少。

（3）快速上升型：油井产水后含水率逐渐上升，含水上升速度较大，中低含水期小于6 个月。此类井在含水井中较少。

（4）台阶上升型：含水率曲线表现为一个或多个台阶式上升，每一个台阶都能维持生产一段时间，相邻台阶之间过渡段极窄（两台阶间过渡时间很短）。目前哈拉哈塘油田台阶上升型含水曲线多为一个台阶。此类井在含水井中相对较多。

（5）暴性水淹型：油井产水后，含水率在很短时间内（一般几天之内）迅速上升至90% 以上。暴性水淹型含水实质上可以看作为台阶上升型的一种特殊类型。此类井在含水井中相对较多。

2.2 油井见水机理分析

碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间多样，非均质性严重，开发中油水运动规律与碎屑岩油藏存在明显差异^[7-14]。碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间主要有裂缝、溶孔及溶洞，非均质性严重，因此，油藏开发过程中，势必形成流体流动的优势通道，而流动阻力较小的裂缝及溶洞是构成优势通道的主要流动空间。油藏水侵过程中，优势通道以外的区域，地层水波及程度低^[20]。因此，缝洞型油藏水侵过程中总体表现为沿优势通道的窜进特征，与碎屑岩的整体均匀推进或锥进（垂向）、指进（横向）有所不同。

碳酸盐岩缝洞型油藏开发过程中，底水或油藏底部封存水向井底的推进方式主要受储层类型控制^[7-14]。孔洞型储层中（缝洞储集体局部发育），表现为锥进；裂缝-孔洞型储层中，地层水主要沿裂缝窜进，推进方式属于水窜型，其本质属于由储集空间尺度差异造成的一种水锥^[11]；洞穴储层中，流体基本为一等势体，油水界面不起锥或水锥高度极低，地层水整体推进，近似活塞式驱油^{[9, 11-12]}，推进方式属于整体推进型。碳酸盐岩缝洞储集体一般发育多种储层类型，但以某种储层类型为主，因此，油藏水侵过程中，上述3 种过程都有可能发生，但以某种水侵模式为主。由于裂缝可替换空间很有限，而洞穴内可替换空间较大，地层水水窜速度远远高于洞穴内的整体推进速度。

受油藏储层类型、避水高度以及水体大小等因素影响，哈拉哈塘油田缝洞型油藏油井见水原因不一。相同水侵量的情况下，由于地层水推进速度不同，与洞穴型储层的油藏相比，裂缝-孔洞型储层的油藏，油井更容易见水。由于单个油藏钻井较少，油水关系复杂等，钻井前，油水分布一般很难确定，新井直接钻遇水层，或完井后避水高度较低的情况时有发生。避水高度较低时，生产压差易超过临界压差，造成水锥、水窜快速突破见水。天然能量充足的油藏，边底水发育，开发过程中，随油藏压力的降低地层水会不断侵入油藏，并导致油水界面升高，因此，油井见水具有一定必然性，见水原因主要为油水界面整体推进所致，近年来，哈拉哈塘油田投产较早的高产稳产井先后见水，主要原因就在于此。下面着重讨论不同含水变化类型的形成机理。

2.2.1 含水波动型井见水机理

本类井完钻层位以一间房组为主，纵向一般揭开多套储层，一间房组顶面以下各套储层一般由高阻层分隔，产层段储层类型主要为裂缝-孔洞型。油藏天然能量大多较充足，无水采油期短。

根据油井见水时间及采油方式的不同，含水波动型见水井可分为投产即油水同出井、自喷期见水井和转机采后见水井3 种类型，其中以第一种类型的井为主。统计表明，第一种类型的井大多自然投产，试油期间即油水同产，说明井钻遇了油水同层，或同时揭开了油层和水层。后两类井具有一定无水采油期，见水原因为水锥、水窜突破。含水波动井产水后，含水相对稳定，反映油水产出通道较为稳定，即油水有相对独立产出通道。若油井自喷生产，含水一般较低，通常在低含水范围内波动，反映水体能量不强，地层水未占据主要产油通道。综上分析认为，波动型见水井产水机理为：纵向上揭开多套储集体，储集体间发育隔夹层，油井产出水为封存水，产水原因为钻井揭开了油水同层或水锥、水窜突破，由于隔夹层的分隔，油水分层产出；水占据非主力层，产水量较小，油井因产水量小而产油量相对较高，含水保持在较低水平波动。

以H4-1 井为例。该井完井深度6 745.00 m，完钻层位奥陶系一间房组，钻井过程中于6 725.60 m处发生钻井液漏失，测井解释井筒段一间房组以下发育Ⅱ 类（漏失段）、Ⅲ 类储层各一套，两套储层由高隔层分隔（图 2）。完井后对井段6 605.39∼6 745.00 m 常规测试，测试结论为油层。 H4-1 井先期无水生产，投产75 d 后见水，之后含水一直在10% 左右波动（图 3）。该井未测产液剖面，分析认为Ⅱ 类储层（漏失段）为主要产出段，后期水体突破，Ⅲ 类储层产水，由于高阻层的分隔，产水层限定在Ⅲ 类储层内，含水在低含水范围波动。

2.2.2 含水缓慢快速上升型井见水机理

本类井完钻层位以一间房组为主，产层段储层纵向连续发育，储层类型以相对均质的孔洞型为主，裂缝欠发育。结合多种动静态资料分析，油藏储层类型主要为裂缝-孔洞型和洞穴型，产层段储层不能代表油藏储层特征。油藏天然能量不一，无水采油期或长或短。

含水缓慢上升型井，产层段以及附近储层相对均质，地层水突破过程与碎屑岩油井类似。油井见水后伴随着地层中产水通道的逐渐增多以及地层水驱油及储层内油水置换率的增大，孔隙内含水饱和度逐渐增高，相渗增大，油井含水持续上升，如果油藏能量较充足且生产压差控制得好，含水缓慢上升，并可能达到新的平衡（产水通道稳定后，含水基本稳定，如塔河油田S48 井等），相反则快速上升。同等开采条件下，含水缓慢上升型井可以分为两类，一类无水采油期短，一般投产半年内见水；一类无水采油期较长，达18 个月以上。无水采油期短的井，油藏储层以裂缝-孔洞型为主，原始油水界面离井底不远，油井见水原因主要为水窜和（或）水锥突破。无水采油期长的井，油藏边底水发育，天然能量充足，原始油水界面离井底较远，井眼揭开储集体边缘的孔洞型储层，远端发育洞穴型储层；油井投产后，随着油藏压力的下降，边底水逐渐侵入，水侵动力主要来源于边底水弹性膨胀，对于暗河型缝洞油藏，水侵动力还有可能来自暗河远端（相对位置高的）水体在重力作用下的近刚性驱动，伴随着油藏水侵的进行，油水界面不断抬升，水体到达井底附近以后，推进方式转变为锥进并逐渐突破；洞穴型储层内，油水界面推进缓慢，因此，油井有较长的无水采油期。综上所述，油井产水原因为边底水整体推进和水锥突破。

以H404 井为例。该井完井深度6 825.00 m，完钻层位奥陶系一间房组，钻井过程中无放空漏失，测井解释井底（一间房组）发育10 m/2 层Ⅱ 类孔洞型储层，两套储层间为一层厚3 m 的Ⅲ 类储层（图 4）。完井后对井段6 685.70∼6 825.00 m 酸压测试，测试结论为油层。酸压曲线及生产动态分析认为，酸压未压开地层，仅起到酸化解除污染的作用。H404 井油藏发育边底水，天然能量充足。该井无水采油期长，见水前高产稳产，见水后采取了缩嘴控水措施，含水缓慢上升（平均月含水上升速度2.5%）（图 5）。

结合酸压、试井、生产动态等资料分析认为，H404 井油藏储层类型为洞穴型，原始油水界面离井底有一定距离，油井产水原因为边底水整体推进至井底附近后，水锥突破见水，由于产层段储层类型为相对均质的孔洞型，厚度较大，含水缓慢上升。

2.2.3 含水突然上升型井见水机理

本类井完钻层位以一间房组、良里塔格组为主，产层段裂缝发育，储层类型主要为裂缝-孔洞型，部分井钻遇洞穴型储层，但洞穴高度小，一般不超过1.5 m。油藏天然能量不一，无水采油期或长或短。除上述特征外，暴性水淹井往往还具有产层单一或产层厚度薄的特点。

突然上升型井见水主要与产层段储层纵向上的非均质性有关。缝洞型储层的非均质性在纵向上往往表现为层内和（或）层间的非均质性。由于产层垂向上非均质性的存在，原油非均匀产出（即存在主产通道）。裂缝阻力小且有一定沟通范围，是最常见的主产通道。油藏投入开发后，在生产压差等动力驱动下，地层水逐渐向井底推进，到达井底附近后，沿主产通道突破。单一主产通道被地层水占据后，产油量一定程度突然下降，含水骤然上升，含水曲线呈现一个台阶上升；多个主产通道先后被地层水占据后，含水曲线表现为多个阶梯状上升。油井见水原因主要为水锥、水窜突破（裂缝-孔洞型储层的油藏）或地层水整体推进所致（洞穴型储层的油藏）。含水突然上升型井在出水井中所占比例较高，侧面反映了碳酸盐岩缝洞型油藏储层非均质性严重的特征。

以H4 井为例。该井完井深度6 880.00 m，完钻层位奥陶系一间房组，钻井过程中于井底附近发生钻井液漏失，测井解释一间房组发育29 m/6 层Ⅱ 类储层，储层类型以裂缝型、裂缝-孔洞型为主，如图 6 所示。第一次试油井段为6 838.90∼6 880.00 m，常规测试，测试结论为水层。后打水泥塞至6 850.00 m，进行第二次试油，试油井段6 838.90∼6 850.00 m，酸压测试，测试结论为油层。第二次试油水泥塞封堵了原井段的大部分储层，仅露出人工井底之上厚约4 m 的储层，储层类型以裂缝型、裂缝-孔洞型为主。H4 井油藏天然能量较为充足，先期无水生产，投产333 d后见水，见水后含水迅速上升至70% 以上（图 7），含水类型为阶梯上升型。结合酸压、试井及生产动态等资料分析认为，H4 井油藏储层类型为洞穴型，发育底水，油藏原始油水界面离人工井底不远，H4井见水原因为底水整体推进至井底附近后沿裂缝水窜突破见水。

综上所述，油藏储层特征、缝洞体规模、缝洞间的连通关系、油水关系等静态特征是油井见水的基础，总体控制了油藏开发过程中油水的运动规律，油井含水类型主要与井筒段储层特征有关。

3 控水、治水建议

油井见水严重制约着哈拉哈塘油田单井开发效果的提高及油田上产稳产，控水、治水已成为油田目前急需解决的突出问题。缝洞油藏储层非均质性严重，油水关系复杂，控水、治水措施制定需要综合考虑多方面因素，如水体类型、油藏储层及产层段储层特征等^{[7, 18]}，针对不同情况制定相应技术对策。

从产出水类型角度考虑。产出水为封存水的井，若油水同出，产水不影响油井的正常生产，建议排水采油；若不能油水同出，根据油藏具体情况可考虑关井压锥、间开等其他措施。边底水油藏，储层类型多为洞穴型，生产过程中地层水整体推进，为提高地层水波及效率，延长油井无水采油期，应严格控制采油速度，尽量采用小的油嘴生产。

从产水机理角度分析。含水波动型井，油水分层产出，产水对油井生产影响不大，建议排水采油。含水缓慢快速上升井，应注意控液（控制生产压差，减小水锥动力），减缓水体锥进速度，适时进行关井压锥。含水阶梯上升井，建议先维持生产，后期含水较高时考虑堵水，封堵主要产水通道。油藏储层类型为裂缝-孔洞型的暴性水淹井，见水原因为水窜突破，建议关井压锥（迫使水锥回落），间开生产。油藏储层类型为洞穴型的暴性水淹井，见水时代表油水界面已整体推进至井底，暂无治理措施，主要是应在前期生产中注意控液，减缓地层水整体推进速度。研究区部分已实施治理措施效果详见表 2。

4 结论

（1）根据含水曲线特征，哈拉哈塘缝洞型油藏油井含水类型可划分为波动型、缓慢上升型、快速上升型、台阶上升型和暴性水淹型5 种，其中以台阶上升型和暴性水淹型最多，波动型次之，缓慢上升型、快速上升型最少。

（2）受产层段储层特征多变的影响，形成了多样的含水类型及机理。其中，含水波动型形成机理为：井段有多套产层，封存水沿非主力层突破，由于产出通道稳定，含水波动变化；含水缓慢快速上升型形成机理为：产层段储层相对均质，地层水突破后随地层水产出通道的逐渐增多及相渗的增大，含水持续上升；含水突然上升型形成机理为：产层段纵向上非均质性严重，地层水沿主产通道突破，致含水突然（阶梯）上升。

（3）针对不同的油藏特征及出水机理，应分类制定相应的控水、治水措施。含水波动型井建议排水采油；含水缓慢快速上升井，注意控液，减缓水体锥进速度，适时进行关井压锥；含水阶梯上升井，建议先维持生产，后期含水较高时考虑堵水；油藏储层类型为裂缝-孔洞型的暴性水淹井，建议关井压锥，间开生产；油藏储层类型为洞穴型的井，无水生产期间注意控液，减缓地层水整体推进速度。