【正文】 莫 119 井原油組分分析表明，原油飽和烴占 %，瀝青質(zhì)含量為 %，表 217。視退汞效率偏低，預(yù)示著水驅(qū)采收率將會偏低。 莫 113 井粒間孔和剩余粒間孔基本上各占一半，莫 116 井、 MB9166 井和 MB9116井以剩余粒間孔為主，孔隙發(fā)育中等，見表 23。 石英次生加大現(xiàn)象常見，長石部分泥化或絹云母化較嚴重。 （ 3）注入水與地層水配伍性 實驗 、水質(zhì)結(jié)垢分析和機理研究 表明， 莫 119 井 區(qū)域三工河組油藏在 注水作業(yè)中，注入水與地層水配伍性較好， 最大 滲流速度不超過，以 應(yīng) 避 免注水速度過快 。 通過研究認識到，確保低滲透油藏的高效開發(fā)，更離不開儲層保護的正確運用。 60 年代 “大慶會戰(zhàn) ”和 70 年代長慶油田所開展的探索研究為我國的保護儲層技術(shù)進步做出了重要貢獻。在準確評價油氣層、提高區(qū)域探井成功率、促進油 田發(fā)現(xiàn)和高效經(jīng)濟開發(fā)油氣藏方面發(fā)揮了重要的作用。 莫 109 井區(qū) 三工河組（ J1s）油藏根據(jù)沉積旋回和巖電特征，自上而下可劃分為三個巖性段： J1s J1s J1s3。 同時，通過本課題的研究與認識，達到給同類油藏的注水開發(fā)以 參考、 借鑒 、指導(dǎo) 的 目的 。 （ 4）注水可行性實驗及注入水與地層水配伍性實驗表明， 莫 109 井 區(qū) 三工河組油藏在 注水 過程 中，注入水與地層水配伍性較好 ， 結(jié)合 驅(qū)油速度對油藏巖心的驅(qū)油效率 影響 實驗 ， 確定了最大 滲流速度為 。 在注水開發(fā)過程中，由于外來水（注入水）的注入，在提高地層能量的同時會引起儲層傷害。 Gray, Rex, R. W (1966)認為儲層損害主要是由粘土礦物分散、運移堵塞孔喉導(dǎo)致的。特別是近年來在中低滲透砂巖油氣層、致密砂巖氣層、高滲透疏松砂巖油層保護和欠平衡鉆井技術(shù)方面已經(jīng)形成了自己的優(yōu)勢 [1820]。 4 本課題從油藏巖性特征、儲層敏感性分析著手，進行了注入水傷害程度評價，確定了注水井最大井口注入壓力及合理的注入水量，并制定了相關(guān) 的注水水質(zhì)標準，為整個油田早期注水開發(fā)提供了依據(jù)。莫 109 井區(qū)位置見圖 21。前兩類孔 隙組合為該區(qū)主要孔隙組合類型 [31]。莫 116 井平均滲透率為 103μm2，莫 113 井平均滲透率為103μm2， MB9116 井平均滲透率為 103μm2，見表 25，孔滲分析數(shù)據(jù)表明，莫 109 井區(qū)域三工河組油藏屬于低孔、低滲矛盾非常突出的儲集層。 14 表 29 莫 109 井區(qū)域儲層粘土礦物含量數(shù)據(jù)表 井區(qū) 井號 高嶺石 泥質(zhì) 綠泥石 泥巖 合計 莫 109 MB9116 井 MB9166 井 莫 109 平均值 莫 116 莫 113 莫 122 莫 123 平均值 區(qū)域 平均值 從剖面上分析， MB9116 井各粘土礦物分布相對比較均勻，見表 210。 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 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。 MB9116 井和 MB9166 井孔隙直徑相對較大，平均喉道直徑相對較小。 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 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。碎屑 顆粒磨圓度以次圓狀為主，其次為次棱 —次圓狀、次棱狀 。 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行研究。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。 20 世紀 80 年代末至 90 年代初，一些學(xué)者開始用數(shù)值模擬方法進行儲層損害機理研究并取得了重大進展。 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) 從這兩方面著手進行注水儲集層保護技術(shù)研究。 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 1000 萬噸，被確定為油田公司 2020 年 重點開發(fā)井區(qū)。 I Master’s Thesis 論 文 題 目 典型水敏 油藏注水開發(fā)儲層傷害評價與保護 研究 摘 要 莫北油田 位于準噶爾盆地 腹部包含莫北 莫 005 、莫 109 三個井區(qū)。由于受油藏強水敏特征影響與注水傷害，這兩個井區(qū)從投產(chǎn)至今注水壓力一直很高、注水困難，導(dǎo)致注水開發(fā)效果不理想。所謂不合格的注入水水質(zhì) 2 包括兩個方面：一是指注入水與地層巖石不配伍；二是指注入水與地層的流體不配伍 [8]。二十世紀 80 年代以來，隨著新的實驗技術(shù)的發(fā)展以及對儲層損害機理認識的不斷加深，開始針對不同類型儲層，應(yīng)用粘土礦物學(xué)、 化學(xué)、物理化學(xué)、巖石力學(xué)等方面的知識對儲層損害機理進行定性和定量的分析。主要引入數(shù)值模擬技術(shù)進行模型化研究。 綜合以上分析研究，對 莫 109 井區(qū) 注水開采過程中存在的主要儲層傷害問題進行綜合研究，針對該區(qū)塊具體情況，提出相應(yīng)的注水儲集層保護技術(shù)，以減小注水開發(fā)過程中存在的儲層傷害，增強注水開發(fā) 效果，同時，通過對該井區(qū)措施作業(yè)工作液體系的評價，增強措施作業(yè)的有效程度 [28]。 巖屑以凝灰?guī)r為主，其次為千枚巖、霏細巖、花崗巖、硅質(zhì)巖。 層內(nèi)非均質(zhì)性 J1s21 砂層平均分析孔隙度在 %～ %之間，滲透率在 103μm2～103μm2 之間，滲透率級差為 13344，突進系數(shù)為 ，變異系數(shù)為 ，表明莫 109 井區(qū)三工河組 J1s21砂層具有很強的層內(nèi)非均質(zhì)性（見表 22）。 儲層孔喉直徑和寬度的最大值和平均值數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，莫 113 井和莫 116 井孔隙直徑相對較小， 平均喉道直徑相對較大。 17 表 214 莫 109 井區(qū)域粘土礦物相對含量數(shù)據(jù)表 井 號 粘土礦物含量（ %） 混層比（ %） I/S I K C I/S 莫 113 井 MB9166 井 莫 116 井 平 均 儲層潤濕性 通過 3 口井 11 塊巖心潤濕性的測定結(jié)果表明，莫 109 井區(qū)域巖石潤濕性為中性，見表 215。 實驗條件 1）實驗流體： 模擬地層水； 2）實驗巖心：油藏巖心，巖心參數(shù)見表 31； 3）實驗溫度： 30℃ 、 70℃ 、 100℃ 。 MB9166 井泥巖在個別井段出現(xiàn)，見表 211。莫 109 井區(qū)域滲透率在剖面上的分布極不均勻，總體上是儲層的上部滲透率較高，儲層下部滲 透率較低，見圖 22。 儲層物性特征 根據(jù)該區(qū) 2 口井（莫 10 MB9116） 156 塊巖心常規(guī)物性分析資料，三工河組砂層孔隙度在 %～ %之間，平均 %，滲透率在 103μm2～ 103μm2之間，平均 103μm2；油層孔隙度在 %～ %之間，平均 %，滲透率在103μm2～ 103μm2 之間，平均 （ J1s21） 103μm2。 圖 21 莫北油田莫 109 井區(qū)位置圖 莫北油田 三工河組 （ J1s）油藏根據(jù)沉積旋回和巖電特征，自上而下可劃分為三個巖性段： J1s J1s J1s3。研究主要內(nèi)容： 1. 分析 莫 109 井區(qū)的油藏地質(zhì)特征 分析了解莫 109 井區(qū)的儲層巖礦特征、儲集空間類型及物性特征， 對該儲層的孔、滲、粘土礦物、潤濕性及地層原油和水進行分析。 國內(nèi)研究油氣層損害機理方面，基本是研究儲層損害的主要機理。但直到二十世紀 70 年代，儲層保護工作才真正得到重視。因此，在注水開發(fā)初期，有必要進行儲層 的 注 入 水適應(yīng)性研究，在進行注水開發(fā)過程中，充分利用儲集層保護技術(shù)，更加有效的保護儲層，增加注水開發(fā)效果 [34]。 本文的研究 成果豐富 了 低滲水敏 油藏注水開發(fā)過程中的儲層傷害與保護 措施 ，為提高該油藏注水開發(fā)效果提供了技術(shù)保障，同時也為類似 水敏 油藏注水開發(fā)過程中的儲層保護提供了有益的參考。由于該井區(qū)域內(nèi)油藏地質(zhì)特征均與已開發(fā)的 莫北 莫 005 井區(qū)屬于同一個油藏體系，地質(zhì)特征極其相近，為了做好該井區(qū)的 II 注水開發(fā)與油藏保護，避免重蹈莫北 莫 005 井區(qū)注水傷害的后果， 因此 針對這一典型的低滲強水敏油藏 盡早開展 了 儲層 傷害評價及 儲層保護 研究 ， 以 達到指導(dǎo)該井區(qū)的 科學(xué)合理的 開發(fā)、 減少儲層傷害，提高油藏 注水 開發(fā)效果 的目的 。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 。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]。 國內(nèi)在 20 世紀 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。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]。 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。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]。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。 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