【正文】 riments show that the reservoir has a weak sensitivity to injection velocity and acid ,a medium sensitivity to alkali and water, whose water sensitivity index is . Analyzing the relationship between the core clay mineral content, core permeability, pore structure and water sensitivity index, the medium water sensitivity is caused by permeability and the pore structure. IV The appropriate H2 clay stabilizer is chosen by the clay stabilizer screening experiment. And the experiment implies the appropriate concentration is % and the confirms the right injection way is continuous. The water injection feasibility experiment and patibility experiment shows that the injection water and formation water have a good patibility in the injection process. The experiment about the rate on displacement efficiency confirms the biggest seepage at m/d. The results of this paper enrich the reservoir damage and protection technology in the water flooding process of Sanhegong formation in well field MO109 and provide the technical support. This paper also offers beneficial reference to the similar reservoirs in the water flooding process. Keyword: MO 109 Wellfield, Water flooding, reservoir damage。 莫 109 井區(qū) 域是新疆油田公司 2020 年重大滾動勘探發(fā)現(xiàn)，預(yù)計可采儲量達(dá) 1000 萬噸，被確定為油田公司 2020 年 重點開發(fā)井區(qū)。該區(qū)大 的構(gòu)造背景為一向東北抬升的單斜， 莫 109井區(qū)為四周受 斷裂 控制的斷塊圈閉 。 根據(jù)新疆油田公司提出的滾動勘探開發(fā)理念，對新探有利區(qū) 塊，在勘探過程中 ，開發(fā)同時介入 加速區(qū)塊的有效開發(fā)。 注水開發(fā)過程中，引起儲層傷害主要有內(nèi)、外因兩方 面的影響因素。 根據(jù)以上注水開發(fā)引起儲層傷害的因素分析，針對 莫 109 井區(qū) 區(qū)清水河組儲層，在開展注水開發(fā)過程中， 應(yīng) 從這兩方面著手進(jìn)行注水儲集層保護技術(shù)研究。同時深入研究了油氣層損害機理，基本形成了從打開儲層、鉆井、完井、直至開發(fā)全過程的儲層保護技術(shù) [9]。 Hewitt, (1963)指出水敏損害主要是粘土礦物膨脹或微粒運移堵塞孔喉造成的，可采用滲透率測試法、物理測試法等方法來評價儲層水敏損害程度。 1974 年，第一屆關(guān)于儲層損害的專題研討會在美國新奧爾良舉行，以后每隔兩年召開一次。 20 世紀(jì) 80 年代末至 90 年代初，一些學(xué)者開始用數(shù)值模擬方法進(jìn)行儲層損害機理研究并取得了重大進(jìn)展。 國內(nèi)在 20 世紀(jì) 50 年代 “川中會戰(zhàn) ”中提出了控制鉆井液密度來保護氣層的設(shè)想，并試驗了天然氣欠平衡鉆井技術(shù)，只是由于技術(shù)裝備的不配套 而未能獲得成功。 “九五 ”期間，鉆井完井技術(shù)研究工作重點首次實現(xiàn)重大調(diào)整，轉(zhuǎn)移到以致密碎屑巖氣層損害機理和保護技術(shù)為核心，形成了直井致密氣層保護的配套技術(shù)，和針對川西定向鉆井致密氣層的保護技術(shù)。大量的研究認(rèn)為，儲層損害通常來自兩個方面作用的結(jié)果：一方面是液 固以及液 液之間發(fā)生了化學(xué)反應(yīng)的熱動力作用。模擬裝置向高溫高壓模擬儲層條件、動態(tài)污染巖樣和自動化多功能方面發(fā)展。對低滲儲集層損害機理分 析表明，水敏損害是低滲透油氣藏儲層的主要損害因素，水鎖損害是特低滲透層的主要損害因素 [24]。在注水開發(fā)過程中的儲層保護技術(shù)思路主要為：首先，必須認(rèn)識儲集層，要區(qū)別不同類型油藏的特點 而有針對性；其次，研究現(xiàn)場注入水對儲層的傷害類型及程度；最后，根據(jù)分析研究結(jié)果，進(jìn)行相應(yīng)的注水開發(fā)過程的油氣藏保護技術(shù)應(yīng)用研究 [2627]。 2. 儲層傷害實驗評價 儲層巖石的物性參數(shù)隨環(huán)境條件和流動條件 而變化，所以，用做敏感性實驗來確定油藏性質(zhì)，包括： 速敏、水敏、鹽敏、體敏、酸、堿、壓敏感性實驗。 技術(shù)路線 采用理論研究和現(xiàn)場試驗相結(jié)合的技術(shù)路線 ，框圖 見 圖 11： 5 圖 11 本論文技術(shù)路線框圖 主要 研究 成果 通過 對 莫 109 井區(qū) 油藏地質(zhì)特征的認(rèn)識， 研究 莫 109 井區(qū) 清水河組儲層巖石成分、成巖作 用、粘土礦物性質(zhì)等，分析敏感性礦物的分布、類型、含量及外來流體 對地層儲層所造成的傷害進(jìn)行研究。 粘土穩(wěn)定劑注入方式實驗表明連續(xù)注入 方式 好于段塞注入方式。莫 109 井區(qū) 位于莫北油田的南部，距莫 8 井東偏北 ，莫 11 井西南。其中 J1s2 砂層組主要為一套 不等粒長石巖屑砂巖、細(xì)中粒長石巖屑砂巖和中粒長石巖屑砂巖 ， 根據(jù)沉積旋回、層理類型、巖性組合及電性特征，自上而下又細(xì)分為 J1s2 J1s22兩個砂層組（ J1s22在本區(qū)只有莫 109 井鉆穿）， J1s21為本區(qū)的含油氣目的層。碎屑 顆粒磨圓度以次圓狀為主，其次為次棱 —次圓狀、次棱狀 。膠結(jié)物含量 %～ %，平均 %；膠結(jié)物中以硅質(zhì)為主（含量 %～ %，平均 %），還有方解石、鐵Ⅱ 方解石等成分 [2930]。喉道主要為細(xì)喉道，孔喉配位數(shù) 0～ ，平均 ； 總面孔率 ～ ，平均 ；孔隙直徑最大值 ～ ，平均 ；平均孔喉比 ～ ，平均 。該區(qū)儲層屬于低孔、低滲儲層。 表 22 莫 109 井區(qū)三工河組層內(nèi)非均質(zhì)性評價表 層位 井號 孔隙度 (%) 滲透率 (103μm2) 級差 突進(jìn) 系數(shù) 變異 系數(shù) 非均質(zhì) 評價 最大 φmax 最小 φmin 平均 φave 最大 Kmax 最小 Kmin 平均 KG J1s21 莫 109 427 9085 強 MB9116 262 8188 強 井 區(qū) 427 13344 強 儲層基本特征分析 莫 109 井區(qū)域儲層顆粒磨圓度以次圓狀為主，其次為次棱角狀。巖石顆粒膠結(jié)物以方解石為主，雜基以泥質(zhì)和高嶺石為主。填隙物中雜基平均含量為 %，膠結(jié)物平均為 %；巖石碎屑巖平均為 %，其中石英平均含量占 %，長石平均含量占 %，凝灰?guī)r平均含量占 %，其它礦物含量占 %，見表 24。說明莫 109 井區(qū)域剖面和平面滲透率差異較大，剖面和平面矛盾非常突出。 MB9116 井和 MB9166 井孔隙直徑相對較大，平均喉道直徑相對較小。 圖 24 莫 109 井區(qū)域喉道寬度在剖面上的分布柱狀圖 莫 109 井區(qū)域三工河組油藏平均偏態(tài)為 ，說明儲層孔隙結(jié)構(gòu)分布略偏向大喉道；0 20 40 60 80 100 120 140 160樣品深度（m）孔隙直徑（ μ m）莫11 3井0 20 40 60 80 100 120樣品深度（m）孔隙直徑（ μ m）莫11 6井0 50 100 150 200樣品深度（m）孔隙直徑（ μ m）MB9166井0 20 40 60 80 100 120 140 160樣品深度（m）孔隙直徑（ μ m）MB9116井0 5 10 15 20 25樣品深度（m）喉道寬度（ μ m）莫1 1 3 井0 5 10 15 20樣品深度（m）喉道寬度（ μ m）莫1 1 6 井0 5 10 15 20樣品深度（m）喉道寬度（ μ m）MB9166井0 5 10 15樣品深度（m）喉道寬度（ μ m）MB9116井 13 平均變異系數(shù)為 ， 變異系數(shù) 相對較低，孔隙結(jié)構(gòu)相對比較均勻，非均質(zhì)性并不強；平均排驅(qū)壓力為 ，平均飽和度中值壓力為 ，表明排驅(qū)壓力和飽和度中值壓力相對較高，說明 平均最大孔喉半徑和平均毛管半徑偏小，見表 28。其中，莫 109井區(qū)平均粘土礦物含量為 %，莫 116 井區(qū)平均粘土礦物含量為 %。 莫 113 井粘土礦物在剖面上的分布相對較差，見表212。 表 215 莫 109 井區(qū)域巖石潤濕性實驗數(shù)據(jù)表 井 號 樣品深度 層 位 潤濕性 MB9116 J1s21 中性 J1s21 中性 J1s21 中性 J1s21 中性 MB9166 J1s21 中性 J1s21 弱親水性 J1s21 中性 J1s21 中性 J1s21 中性 J1s21 中性 莫 116 井 J1s21 中性 儲層流體性質(zhì) 地層水 根據(jù) MB9103 井、 MB9124 井和 MB9116 井的地層水水分析數(shù)據(jù)得到，該區(qū)域地層水水型為 NaHCO3，礦化度在 19000mg/L 左右，二價陽離子接近 200mg/L，地面測得地層水 PH 值為 左右，見表 216。 原油分析 莫 109 井區(qū)域根據(jù) MB9166 井和 MB9168 井原油分析表明，原油 凝固點在 17℃ 左右，地面脫氣 原油 粘度在 左右，見 表 216 和 圖 26。 原油粘度隨著地層壓力的增加而下降。 表 31 巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù) 巖心編號 長度（ cm） 直徑（ cm） 孔隙度（ %） 氣體滲透率 (μm2) 莫 11331 莫 11349 莫 11643 莫 11358 操作步驟 1）測定巖樣氣體滲透率，并校正到克氏滲透率； 2）抽空巖樣及飽和模擬地層水，測定巖心孔隙體積； 3）注入模擬地層水，按照規(guī)定的 、 、 、 、 、 、 、 、 、 ，依次進(jìn)行，各點的流速至壓力相對平穩(wěn)后，再變換下一個流量。 表 219 莫 109 井多次分泌條件下地層原油性質(zhì)表 條 件 密度 (g/cm3) 粘度 () 氣油比 (m3/m3) 體積系數(shù) (無因次 ) 飽和壓力 144 地層壓力 144 0123450 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50壓力( M P a )粘度(mPa.s) 圖 27 莫 109 井 J1s21 地層原油粘度與壓力關(guān)系圖 y = 2E+06xR2 = 11010010000 50 100 150溫度 （ ℃ ）粘度（mPa.s）MB 9168 井y = 291259xR2 = 11010010000 50 100 150溫度（℃）粘度（mPa.s）MB9166井 20 第 3 章 儲層傷害實驗評價 速敏實驗分析 速敏試驗的目的就是要找出儲層中流速的變化與其滲透率傷害的關(guān)系，并找出其開始發(fā)生滲透率傷害的臨界流速 [32]。 表 217 莫 109 井區(qū)域地面脫氣原油性質(zhì)分析數(shù)據(jù)表 井 號 樣品深度 （ m） 密度 （ g/cm3） 酸值 (mg/g) 凝固點 （ ℃ ） 含蠟 （ %） 粘度 () MB9166 井 4154 MB9168 井 4166 表 218 莫 109 井區(qū)域原油組分分析數(shù)據(jù)表 井號 樣品深度 （ m） 原油組分（ %） 飽和烴 芳香烴 非烴 瀝青質(zhì) 總收率 莫 119 井 19 圖 26 莫 109 井區(qū)域地面脫氣原油粘溫關(guān)系曲線 通過莫 109 井 PVT 實驗資料得到，原始?xì)庥捅葹?144m3/m3，地層溫度在 ℃時，在飽和壓力 的條件下，原油粘度為 ，原油密度 ，原油體積系數(shù)為 。但由于油田水粘度資料比較少，數(shù)據(jù)有限，無法定量描述。 表 210 MB9116 井粘土礦物在剖面 上的分布數(shù)據(jù)表 樣品深度 （ m） 雜基（