【正文】 表 31 巖心基礎數(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。 表 219 莫 109 井多次分泌條件下地層原油性質表 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系，并找出其開始發(fā)生滲透率傷害的臨界流速 [32]。 原油粘度隨著地層壓力的增加而下降。 表 217 莫 109 井區(qū)域地面脫氣原油性質分析數(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 總收率 莫 119 井 19 圖 26 莫 109 井區(qū)域地面脫氣原油粘溫關系曲線 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 。 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。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 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 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。 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 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 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 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 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。 莫 113 井粘土礦物在剖面上的分布相對較差，見表212。 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 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。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 %。 表 28 莫 109 井區(qū)域儲層孔隙結構參數(shù)表 井區(qū) 井 號 偏態(tài) 變異 系數(shù) 飽和度中 值壓力 排驅 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系，滲透率越小，變異系數(shù)越小，孔隙結構分布越均勻；滲透率越高，變異系數(shù)越大，孔隙結構分布越差，見圖 25。 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 ，說明儲層孔隙結構分布略偏向大喉道；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，孔隙結構相對比較均勻，非均質性并不強；平均排驅壓力為 ，平均飽和度中值壓力為 ，表明排驅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。 表 26 莫 109 井區(qū)域儲層孔隙結構參數(shù)表 井區(qū) 井 號 面孔率（ %） 均值系數(shù) 分選系數(shù) 平均孔隙直 徑（ μm） 平均喉道寬 度（ μm） 平均 孔喉比 平均 配位數(shù) 莫 116 莫 113 井 莫 116 井 平 均 莫 109 MB9166 MB9116 平 均 表 27 莫 109 井區(qū)域儲層孔喉大小統(tǒng)計表 井區(qū) 井 號 孔隙直徑（ μm） 喉道寬度（ μm） 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，孔隙結構在剖面上存在一定的非均質性，見圖 23 和圖 24。 MB9116 井和 MB9166 井孔隙直徑相對較大，平均喉道直徑相對較小。由于莫 116 井不但配位數(shù)低，而且面孔率也比較低，所以在四口井中莫 116 井滲透率最低，見表 26。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。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。填隙物中雜基平均含量為 %，膠結物平均為 %；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。其中， MB9166 井有一定量的微裂縫存在。巖石顆粒膠結物以方解石為主，雜基以泥質和高嶺石為主。巖石顆粒結構主要以 中～細粒砂質結構和不等粒砂質結構為主，其次為中～粗粒砂質結構和極細粒砂質結構，剩余為砂礫狀結構和 礫狀不等粒砂質結構。 表 22 莫 109 井區(qū)三工河組層內非均質性評價表 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 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。該區(qū) J1s21 砂體沉積微相均為三角洲前緣水下分流河道沉積，各井砂體沉積微相相同，井區(qū)范圍內平面上儲層砂體、物性參數(shù)變化不大，表現(xiàn)出較弱的平面非均質性。該區(qū)儲層屬于低孔、低滲儲層。前兩類孔 隙組合為該