【導(dǎo)讀】莫北油田位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部包含莫北2、莫005、莫109三個井區(qū)。莫005儲層非均質(zhì)性強，屬于低孔、低滲典型的強水敏油藏，于2020年投入開發(fā)。困難，導(dǎo)致注水開發(fā)效果不理想。由于該井區(qū)域內(nèi)油藏地質(zhì)特征均與已開。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。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。含量較低，平均為%、平均孔隙度%，平均滲透率×10-3μm2，注水防膨保護的認識：合適的粘土防膨劑為H-2粘土穩(wěn)定劑、濃度為%。入方式實驗研究，確定了合適的注入方式為連續(xù)注入。響實驗，確定了最大滲流速度為。中的儲層保護提供了有益的參考。

　　

【正文】 最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 平均值 莫 116 莫 113 井 莫 116 井 莫 109 MB9166 井 MB9116 井 12 圖 23 莫 109 井區(qū)域孔隙直徑在剖面上的分布柱狀圖 從儲層剖面分析可知，無論是孔隙直徑在剖 面上的分布，還是孔喉寬度在剖面上的分布，都不是非常均勻，孔隙結(jié)構(gòu)在剖面上存在一定的非均質(zhì)性，見圖 23 和圖 24。 根據(jù) 莫 109 井區(qū)域三工河組油藏 4 口井壓汞資料統(tǒng)計分析結(jié)果可知， MB9116 井孔隙結(jié)構(gòu)分布為正態(tài)分布， MB9166 井孔隙結(jié)構(gòu)分布為偏 粗歪度，莫 113 井和莫 116 井偏細歪度 。 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。視退汞效率偏低，預(yù)示著水驅(qū)采收率將會偏低。 表 28 莫 109 井區(qū)域儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表 井區(qū) 井 號 偏態(tài) 變異 系數(shù) 飽和度中 值壓力 排驅(qū) 壓力 視退汞 效率 視孔喉 體積比 非飽和的孔隙 體積百分數(shù) 莫 116 莫 116 莫 113 平 均 莫 109 MB9166 MB9116 平 均 莫 109 井區(qū)域三工河組油藏 變 異系數(shù)與滲透率存在著一定的關(guān)系，滲透率越小，變異系數(shù)越小，孔隙結(jié)構(gòu)分布越均勻；滲透率越高，變異系數(shù)越大，孔隙結(jié)構(gòu)分布越差，見圖 25。 0 1 10 100 1000 10000滲透率（md c）變異系數(shù)MB9166 莫1 16莫1 13 MB9116 圖 25 莫 109 井區(qū)域孔隙結(jié)構(gòu)變異系數(shù)與滲透率關(guān)系曲線 粘土礦物 莫 109 井區(qū)域三工河組油藏儲層粘土礦物含量較低，平均為 %。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 %。 MB9116 井、莫 122 井和莫 123 井不含綠泥石， MB9166 井不含泥質(zhì)成分， 見表 29。 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。 MB9166 井泥巖在個別井段出現(xiàn)，見表 211。 莫 113 井粘土礦物在剖面上的分布相對較差，見表212。 莫 109 井粘土礦物含量相對比較均勻，見表 213。 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（ %） 碎屑巖（ %） 合計 （ %） 高嶺石 泥質(zhì) 綠泥石 泥巖 1 2 2 5 2 1 2 5 2 2 2 6 2 1 2 5 1 2 1 4 0 1 1 2 0 1 2 3 2 1 1 4 1 1 2 4 2 2 2 6 2 1 2 5 2 0 1 3 2 2 2 6 3 1 1 5 1 2 1 4 1 1 1 3 4 0 2 6 15 表 211 MB9166 井粘土礦物在剖面上的分布數(shù)據(jù)表 樣品深度 （ m） 雜基（ %） 碎屑巖（ %） 合計（ %） 高嶺石 泥質(zhì) 綠泥石 泥巖 2 2 0 4 1 2 0 3 1 2 0 3 1 2 0 3 1 2 0 3 1 1 0 2 1 1 0 2 0 2 0 2 1 1 0 2 1 1 1 3 2 1 4 7 1 2 0 3 1 2 0 3 4170 1 1 0 2 0 1 0 1 1 2 0 3 1 1 0 2 1 2 0 3 表 212 莫 113 井粘土 礦物在剖面上的分布數(shù)據(jù)表 樣品深度 （ m） 雜基（ %） 碎屑巖（ %） 合計 （ %） 高嶺石 泥質(zhì) 綠泥石 泥巖 2 1 1 0 4 1 1 0 0 2 0 1 0 0 1 1 0 0 0 1 2 0 2 0 4 0 1 0 1 2 2 0 1 0 3 1 0 0 0 1 2 1 0 0 3 1 2 0 0 3 1 2 0 1 4 16 表 213 莫 109 井粘土礦物在剖面上的分布數(shù)據(jù)表 樣品深度 （ m） 雜基（ %） 碎屑巖（ %） 合計 （ %） 高嶺石 泥質(zhì) 綠泥石 泥巖 1 1 1 0 3 1 1 0 0 2 2 1 0 0 3 2 1 0 0 3 1 1 0 0 2 2 1 0 0 3 1 2 0 0 3 1 2 0 0 3 1 2 0 0 3 2 1 0 0 3 1 1 0 0 2 2 0 1 0 3 1 0 2 0 3 2 1 0 0 3 2 1 0 1 4 1 1 0 1 3 2 1 0 0 3 1 1 0 0 2 1 1 0 1 3 1 1 0 0 2 2 1 0 1 4 1 1 0 0 2 2 1 0 0 3 1 1 0 0 2 1 1 0 0 2 2 0 0 0 2 1 2 0 0 3 0 2 0 0 2 1 2 0 0 3 莫 109 井區(qū)域三工河組油藏粘土礦物以高嶺石（相對含量 %）和綠泥石為主（相對含量 %），伊利石和伊蒙混層次之（相對含量分別為 %和 %），見表 214。 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。 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。 18 表 216 莫 109 井區(qū)域地層水水分析數(shù)據(jù)表 井 號 MB9103 MB9124 MB9116 碳酸根 0 0 0 碳酸氫根 氯根 硫酸根 鈣離子 鎂離子 鉀鈉離子 礦化度 PH值 水型 NaHCO3 NaHCO3 NaHCO3 油田水的粘度應(yīng)當(dāng)隨著壓力的增大而增加，隨著礦化度的增加而增加，地層溶解氣會大大降低水的粘度。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。因此在不考慮地層壓力、礦化度和溶解氣時，莫 109 井區(qū)三工河組油藏在 104℃ 的條件下地層水粘度 。 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。 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。 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，原始氣油比為 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 。 在原始地層壓力 的條件下，原油粘度為 ，原油密度 ，原油體積系數(shù)為 ，見表 218。 原油粘度隨著地層壓力的增加而下降。當(dāng)?shù)貙訅毫Τ^飽和壓力時，原油粘度隨著地層壓力的增加而增加，見圖 27。 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]。 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℃ 。 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 、 、 、 、 、 、 、 、 、 ，依次進行，各點的流速至壓力相對平穩(wěn)后，再變換下一個流量。 實驗結(jié)果及分析 1）臨界流速的確定和換算 通常將臨界流速值選在滲透率出現(xiàn)明顯拐點的前一個流速值或（ K