高温高压下钻井液固相颗粒对低渗砂岩储层孔喉的侵入与堵塞机理

王雍觅; 吴丰; 朱文静; 鲜立松; 甄俊杰; 朱翔宇; 刘敏

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2504801

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (13) :5435-5445 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2504801

石油、天然气工业

高温高压下钻井液固相颗粒对低渗砂岩储层孔喉的侵入与堵塞机理

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Invasion and Plugging Mechanism of Drilling Fluid Solid Particles on Pore Throat of Low Permeability Sandstone Reservoir under High Temperature and High Pressure

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摘要

在高温高压条件下,由于储层微观孔隙结构的复杂性和非均质性,准确表征孔喉尺寸分布及其与钻井液侵入损害的内在关联性仍存在显著挑战。采用西南石油大学自主研发的高温高压动态滤失实验装置,其在耐温、耐压、循环系统稳定性等方面有显著的改进,并在此基础上对钻井液动态滤失流程进行优化。通过渗透性伤害评价实验和铸体薄片与扫描电子显微镜多尺度表征技术,重点解析了粒间孔、长石溶蚀孔及高岭石晶间孔等典型孔隙的分布特征,探究了渗透性岩样中孔喉结构特征及其在钻井液侵入过程中的渗透率演化规律,揭示了不同孔隙形态对钻井液固相侵入的差异化响应。实验结果表明,中高孔渗岩样的滤失动力学曲线呈现缓慢递减趋势,其稳定阶段持续时间较长;而低孔渗样品则表现出快速滤失衰减特征,稳定阶段持续时间相对缩减。通过铸体薄片图片观察、扫描电镜及能谱分析结果表明:粒间孔、长石溶蚀孔的污染较为严重,而对高岭石晶间孔的污染相对较弱;且钻井液中的固相颗粒和化学物质对储层孔隙的侵入和沉积是导致储层渗透率下降的主要原因,且污染程度与孔隙尺寸密切相关。该研究通过建立孔喉结构参数与钻井液损害程度的定量关系模型,为优化储层保护方案和提高油气采收率提供了理论依据。

Abstract

Under high-temperature and high-pressure condition, accurate characterization of the pore throat size distribution and its intrinsic correlation with drilling fluid intrusion damage remains challenging due to the complexity and heterogeneity of the reservoir’s microscopic pore structure. A high-temperature high-pressure dynamic fluid loss experimental device, independently developed by Southwest Petroleum University, was adopted. This device shows significant improvements in temperature resistance, pressure resistance, and the stability of the circulation system. Based on this device, the dynamic fluid loss process of drilling fluid was optimized. Permeability damage evaluation experiments were conducted, along with multi-scale characterization techniques such as casting thin sections and scanning electron microscopy. The distribution characteristics of typical pores, mainly intergranular pores, feldspar dissolution pores, and kaolinite intergranular pores were analyzed. The pore throat structure characteristics in permeable rock samples and the permeability evolution law during drilling fluid intrusion were investigated. Differentiated responses of various pore morphologies to the solid-phase invasion of drilling fluid were revealed. Experimental results indicate that the fluid loss dynamics curve of medium- and high-porosity permeable rock samples shows a slowly decreasing trend, with a relatively long stable stage. In contrast, low-porosity and low-permeability samples exhibit rapid filtration loss attenuation, and the duration of the stable stage is relatively shorter. Observations from cast thin sections, scanning electron microscopy, and energy spectrum analysis show that contamination is relatively severe in intergranular pores and feldspar dissolution pores, while it is weaker in kaolinite intergranular pores. Moreover, the invasion and deposition of solid particles and chemical substances from the drilling fluid into the reservoir pores are identified as the main reasons for the decrease in reservoir permeability. The degree of pollution is closely related to the pore size. By establishing a quantitative relationship model between borehole throat structure parameters and the degree of drilling fluid damage, this study provides a theoretical basis for optimizing reservoir protection schemes and enhancing oil and gas recovery rates.

Graphical abstract

关键词

高压压汞 / 钻井液污染 / 孔喉结构 / 珠江口盆地 / 白云凹陷

Key words

high pressure mercury intrusion / drilling fluid contamination / pore throat structure / Pearl River Delta Basin / Baiyun Sag

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王雍觅, 吴丰, 朱文静, 鲜立松, 甄俊杰, 朱翔宇, 刘敏. 高温高压下钻井液固相颗粒对低渗砂岩储层孔喉的侵入与堵塞机理[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(13): 5435-5445 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2504801

WANG Yong-mi, WU Feng, ZHU Wen-jing, XIAN Li-song, ZHEN Jun-jie, ZHU Xiang-yu, LIU Min. Invasion and Plugging Mechanism of Drilling Fluid Solid Particles on Pore Throat of Low Permeability Sandstone Reservoir under High Temperature and High Pressure[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(13): 5435-5445 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2504801

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在石油工业中,钻井液作为实现油气井钻探作业的关键流体,其性能直接决定了钻井效率、成本控制以及储层保护效果^[1]。低渗砂岩储层由于其低孔隙度和低渗透率的岩石物理特性,对钻井液的侵入表现出高度敏感性^[2]。对于低渗砂岩储层而言,这种污染可能导致储层渗透率显著降低,进而严重影响油气的开采效率和最终采收率。在高温高压条件下,钻井液对低渗储层的侵入和污染问题更为突出,钻井液中的固体颗粒、化学成分以及悬浮岩屑等污染物更容易在储层孔喉中沉积,形成致密滤饼,从而堵塞孔隙通道,降低储层的渗透能力^[3]。此外,钻井液中的化学成分与储层流体之间的相互作用也可能引发一系列储层损害问题,如黏土矿物的水化膨胀、溶解作用以及化学沉淀等,进一步加剧储层的污染程度,导致油气开采效率大幅下降。

近年来,中外大量学者针对钻井液的污染开展了大量研究^[4-6]。胡元伟等^[7]基于耐超高温高压实验系统和CT扫描技术研究了新疆油田南缘区块高温超高压致密气藏渗透率应力敏感性以及钻井液污染特征。范翔宇等^[8]对储层污染评价指标间的内在关系进行了深入研究,并建立了渗透率损害比、污染表皮系数、泥浆污染深度与测井参数、钻井参数以及储层物性和电性参数间的定量计算模型等评价指标。尽管这些研究已取得了一定成果,但现有研究多集中于井筒和地层的宏观尺度,缺乏从微观孔隙结构角度对钻井液污染机理的深入分析。特别是在高温高压条件下,钻井液对低渗砂岩储层的微观损害机制尚未得到充分揭示^[9-10]。低渗砂岩储层因其孔隙结构复杂且孔喉尺寸微小,钻井液污染物更容易在微观尺度上造成不可逆的损害,这为储层保护带来了更大的挑战^[11]。因此,从微观视角研究钻井液对低渗砂岩储层孔喉污染的影响,不仅有助于揭示污染的本质机理,还可为优化钻井液性能、降低储层损害提供科学依据。

基于上述研究现状和实际需求,旨在开展高温高压条件下钻井液对低渗砂岩储层孔喉污染的深入研究,现通过系统的室内实验,精确模拟地层温压条件,并结合目标储层岩心进行钻井液污染实验分析,量化钻井液污染对储层微观孔隙的影响。研究结果将为钻井施工、射孔作业以及储层保护提供重要的理论依据和实践指导,同时对提高低渗砂岩储层的开采效率和最终采收率具有重要意义。

1 区域地质概况

珠江口盆地是南海北部的大型新生代拉张型含油气盆地,其面积约为17 500 m²,整体呈东北—西南走向^[12]。盆地构造复杂,表现为隆陷相间,形成了明显的南北分带和东西分块格局,属典型被动大陆边缘盆地^[13]。盆地在区域构造背景上受控于欧亚板块、印度—澳大利亚板块与太平洋板块的多期相互作用,形成“南北分带、东西分块”的构造格局。白云凹陷位于珠江口盆地西侧,是盆地的核心构造单元之一,其北临番禺低隆起,南接南部隆起带,西靠云开低凸起,东邻东沙隆起^[14]。白云凹陷总面积约为1 210 m²,最大沉积厚度超过11 000 m,发育完整的文昌组—万山组地层序列,当前水深在200~2 000 m(图1),具备了典型深水沉积盆地的特征,是全球深水油气勘探的典型目标区。

白云凹陷自新生代以来,经历了3个主要的构造演化阶段,这一过程塑造了其独特的沉积特征和油气聚集模式^[15-17]。早始新世为裂陷阶段,裂陷阶段受控于南海初始扩张,地表断陷活动强烈,形成了早期的裂谷型盆地,发育文昌组深湖相优质烃源岩及恩平组三角洲-浅海相储层,构成“断控型”沉积组合。沉积环境以陆相河流-湖泊为主,文昌组的河湖相沉积和恩平组的三角洲-浅海相沉积在此阶段尤为显著。晚渐新世进入断拗转换阶段,伴随南海扩张轴跃迁,构造活动逐渐减弱,盆地由断陷向拗陷过渡,珠海组发育大型陆架三角洲体系,前缘水下分流河道砂体与顶部海侵泥岩形成优越储盖组合^[18]。中新世至今,白云凹陷进入拗陷阶段,构造活动进一步稳定,以珠江组、韩江组等地层的深水扇和半深海-深海泥质沉积为主^[19],沉积环境由陆坡向深水环境转变,发育高孔高渗块状砂岩与半深海泥岩的岩性圈闭系统。

2 储层孔隙结构特征

珠江口盆地白云凹陷深水区砂岩储层以低孔低渗为主,其孔隙度主要分布在5%~7.9%,渗透率K约为6 mD。基于研究区砂岩储层的孔隙度、渗透率、孔隙形态、孔喉半径、岩心铸体薄片照片以及高压压汞曲线特征,砂岩储层可划分为高渗透率储层、中渗透率储层和低渗透储层(图2)。

高压压汞实验结果表明,高渗透储层(K≥10 mD)的孔隙度大于10.0%,孔隙半径主要区间为0.20~0.58 mm,主控孔喉分布范围宽泛,在15~40 μm,孔隙类型以原生粒间孔和次生溶洞为主,孔隙结构粗大且连通性好,高压区曲线快速上升,呈陡升缓降形态,反映大孔喉主导的孔隙结构,粗大孔喉构成高效渗流通道,渗透率受最小孔喉制约作用减弱,天然气储集与运移能力强。中渗透储层(1~10 mD)的孔隙度范围在7.0%~13.0%,孔隙半径主要区间为0.1~0.2 mm,孔喉半径分布区间为4.0~15.0 μm,孔隙类型以胶结物粒间孔和长石溶蚀孔为主,孔隙连通性得到改善,中等压力段进汞明显,曲线斜率均匀,渗透率贡献主体区间较宽,孔喉尺度增大,溶蚀孔与粒间孔比例提升,渗流能力增强,但仍然受到部分微小孔喉限制。低渗透储层(0.45 mD≤K<1 mD)的孔隙度范围在6.6%~10.0%, 孔隙半径主要区间为0.1~0.15 mm,渗透率贡献主要来自0.5~6 μm孔喉区间,孔喉连通性较差,孔隙类型以基质内微孔隙和高岭石晶间孔为主,伴少量粒间孔和溶蚀孔,晶间缝隙和微孔隙构成了主要的渗流通道,孔喉狭窄且连通性有限,微小孔喉构成的渗流通道有限,但受最小孔喉的“瓶颈效应”制约,进汞初期曲线平缓上升,表明微小孔喉占主导,渗流能力受限于狭窄的晶间缝隙和微孔隙。结合铸体薄片图片分析结果,孔喉类型与半径分布的差异直接控制了储层的渗透性能,其中高岭石晶间孔等微孔隙的发育导致低渗透储层的形成,而溶蚀孔和原生粒间孔的增多显著提升了储层的渗流能力。

3 钻井液动态伤害分析

3.1 高温高压动态滤失实验

3.1.1 实验方法介绍

钻井液的动态滤失性能受温度和压力条件的显著影响。高温高压动态滤失实验装置温度提升方案采用西南石油大学最新研制的全包裹式夹持器加热套管对岩心夹持器进行持续加热,最高温度可达到230 ℃。本次实验选取了4块珠江口盆地白云凹陷珠海恩平组低渗砂岩岩心进行实验;研究区储层地温梯度较大,所在井段地层温度在170~210 ℃,岩心深度段为3 340~3 750 m,为典型的高温高压地区。实验流程和实验装置在国标实验规范《钻井液完井液损害油层室内评价方法》(SY/T 6540—2021)^[20]的基础上进行了改进。

实验过程中,首先依据图3所示装配实验装置,并将钻井液注入系统内加热至90 ℃进行预热。岩心安装时需要确保其A面朝向滤液出口阀,以模拟钻井液对地层的实际伤害方向。实验正式启动前需通过氮气压力源将钻井液充分充填至实验管线,同时采用电控油泵系统将岩心夹持器的围压精确调整至3 MPa,此阶段需仔细检查装置密封性,若发现漏液现象则需立即排查并重新组装仪器以确保数据可靠性。进入核心实验阶段后,系统温度需逐步升至190 ℃,围压同步提升至8 MPa,同时将钻井液压力源稳定在5 MPa,以此模拟深部储层的高温高压环境。动态滤失测试过程中,通过高精度电子天平实时监测滤液出口的滤失量变化,并采用烧杯辅助收集数据,标准测试时长为125 min,但对于低孔低渗等特殊岩心样品可适当延长测试时间以获取具有代表性的动态伤害特征数据。实验结束后需严格按照安全规程关闭压力源和加热设备,待岩心夹持器自然冷却至室温后方可进行卸压操作,以避免高温骤冷导致的岩心结构损伤或仪器损坏。装置拆解后需及时取出岩心并用专用溶剂清洗,为后续的渗透率测试或显微结构分析提供标准化样品。

实验采用的新型岩心夹持器相较于传统设备,在耐温、耐压、循环系统稳定性等方面都有显著的改进^[21]。原行业规范的岩心夹持器能够耐受的最高温度为150 ℃,而长时间在超过70 ℃的温度下运行可能会导致设备受损。相比之下,本文研究采用的新型岩心夹持器设计能够承受高达230 ℃的温度,即便是在长时间的高温和运行条件下也能保证仪器的完好无损。在钻井液的循环系统方面,现行的行业标准依赖于外接的钻井液循环系统进行循环,该系统通常通过外部加热来升温钻井液,但在管线循环期间,钻井液的温度可能下降,同时驱替压力也会随之降低。针对这一问题,采用的岩心夹持器具备在循环过程中持续对钻井液进行加热的功能,从而确保钻井液保持高温状态。此外,还可以通过调节岩心夹持器内的钻井液循环管线出口压力以及钻井液循环罐的压力,来维持钻井液循环过程中的驱替压力稳定不变。

3.1.2 高温高压动态滤失结果

在进行动态滤失实验时,设定的实验条件是温度190 ℃(接近岩心所在地层的实际温度187 ℃), 围压为8 MPa,用于驱替岩心的钻井液压力为5 MPa。地层本身的压力为56.9 MPa,相当于岩心所在地层的钻井液液柱压力为62 MPa。实验中选用了4块不同渗透性的岩心(10号、18号、26号、24B号),记录了累计滤失时间和滤失量数据,并计算了不同时间点的岩石近似渗透率变化(图4)。

实验结果显示,钻井液对岩心的伤害呈现明显的动态滤失特征,滤失量和渗透率随时间推移不断降低。26号岩心的滤失量下降速率最快,仅50 min就使岩心的近似渗透率降至0.01 mD以下,认为钻井液对岩心的伤害达到上限;相比之下,24B号岩心的滤失量下降最为缓慢,需190 min才达到完全伤害状态。此外,18号和10号岩心的动态伤害时间分别为80 min和90 min。低孔渗岩心较高孔渗岩心更快达钻井液伤害上限,同一钻井液对低孔渗岩心的污染伤害程度大于高孔渗岩心的污染程度。综合实验结果可知,钻井液动态伤害在初始阶段速率较高,随后逐渐减缓直至趋于稳定。低孔渗储层由于较低的初始渗透率,钻井液伤害主要发生在滤失前期,而高孔渗储层则表现出更长的伤害时间,反映了钻井液在致密储层中的缓慢渗流与长期侵蚀作用。

3.2 渗透性伤害评价实验

3.2.1 实验方法介绍

渗透性伤害评价实验用于评估钻井液、完井液或其他作业液对油气藏储层岩石渗透性造成的影响,通常在岩心完成动态滤失实验后进行,使用的仪器与动态滤失实验相似(图3),钻井液侵入过程如图5所示。实验中使用的渗透率测量设备是非常规储层孔渗分析仪(型号CMS-300),并遵循了中国石油和天然气行业标准中关于《钻井液和完井液对油层造成损害的实验室评价方法》(SY/T 6540—2021)^[20]。实验通过对比岩心被钻井液处理前后的渗透率变化,定量评价钻井液对储层岩石的伤害程度。

在评估钻井液对储层岩心渗透性影响的实验中,首先测定岩心在干态下的绝对渗透率,采用氮气作为测试介质,在一定温度和压力条件下通过气体流量计和压力传感器测量气体通过岩心的速率,以此计算初始渗透率值,确保实验环境稳定以排除温度波动或仪器误差对测量结果的影响。完成气测渗透率后,岩心需浸泡在地层水溶液中直至达到束缚水饱和度状态,模拟储层原始含水条件,再一次测量岩心的渗透率,并对比地层水饱和前后渗透率的变化。在地层水饱和完成后,进行高温高压动态滤失实验,将岩心装入模拟储层条件的动态滤失装置中,施加与真实钻井环境相近的温度和压力,模拟钻井液在井筒内的侵入行为。实验中实时监测滤液体积、压力变化和流量数据,并记录不同时间点的近似渗透率,以分析钻井液滤失对储层渗透性的动态影响规律。

动态滤失实验完成后,岩心需重新用地层水冲洗,以驱除残余钻井液并恢复至水饱和状态,再次测量其渗透率。测量结果与初始地层水饱和渗透率相比较,可准确评估钻井液导致的渗透率损害率。为进一步确认损害机理,实验最后阶段需将岩心烘干并重复气测渗透率测定,以对比干态下渗透率变化,从而综合判断钻井液中的固相颗粒、聚合物或滤液化学组分等对孔隙结构的物理堵塞或化学作用。最终,通过对多组实验数据的综合分析,计算渗透率损害率并建立损害评价标准。

3.2.2 渗透性伤害结果

渗透性伤害评价实验结果揭示了钻井液在动态滤失过程中对岩心渗透率的损害规律及特点。实验结果显示,滤失过程呈现出明显的阶段性特征:初始阶段由于钻井液滤液的快速侵入,岩心表现出较高的滤失速率,同时近似渗透率急剧下降;随着滤失时间的延长,滤失速率逐渐减缓,渗透率下降速度同步降低;最终当滤失进行到一定程度时,滤液流失趋于停滞,近似渗透率稳定在低值水平,此时泥饼已完全形成并有效阻止了进一步滤失。此外,在高温条件下进行实验时,岩心中的束缚水会发生蒸发,因此在钻井液污染实验完成后,必须重新建立岩心的束缚水饱和状态,以确保后续气测渗透率测定的准确性。

通过对比分析钻井液作用前后岩心的渗透率变化,量化评估了水基和油基钻井液对岩心渗透性的损害程度。实验数据显示,水基钻井液对10号岩心造成的绝对伤害率D_a达到49.94%,相对伤害率D_r高达81.82%,表明水相侵入及水化膨胀效应对岩心的渗透性产生了严重损害。此外,3个油基钻井液样品表现出不同的损害特征:对18号岩心的绝对伤害率为51.67%(相对伤害率86.67%),对26号岩心的绝对伤害率为69.77%(相对伤害率52.77%),而对24B号岩心的绝对伤害率为51.88%(相对伤害率42.44%)(图6)。实验结果表明,钻井液对岩心的渗透性损伤具有明显的差异性。水基钻井液因具有较强的渗透能力和化学活性,往往造成更严重的相对损害;而油基钻井液虽然在多数情况下表现出较低的相对损害率,但其绝对损害值仍然显著,特别是在低渗岩心中可能引发较大的渗透率损失。

4 钻井液固相颗粒侵入分析

4.1 微观伤害机理实验

钻井液固相颗粒侵入的微观伤害机理实验研究采用铸体薄片和扫描电镜相结合的综合表征方法,揭示了钻井液成分对储层岩心孔隙结构的侵入特征和损害机制。实验首先选取原始岩样制备基准铸体薄片,同时收集切割过程中产生的岩屑样本,确保实验样品具有一致的物性特征。为保证实验结果的可比性,在岩心未受污染前,对薄片孔隙结构进行定量表征,并通过扫描电镜对岩屑样本进行高分辨率观察,获取原始样品的孔隙结构基准数据。

完成测试后,将岩心样品置于模拟储层温度和压力的动态污染装置中,使钻井液在压差驱动下发生滤失侵入。实验过程严格控制温度、压力等关键参数,确保实验中钻井液的侵入行为与实际工况相符。污染处理完成后,从岩心不同轴向位置重新采集样品,分别制备污染后的铸体薄片和电镜观测样品。对比污染前后薄片的孔隙结构变化,得到钻井液固相颗粒在孔隙中的分布特征、堵塞情况及其对流体通道的影响。

微观孔喉结构污染的研究通过对比分析原始岩屑和污染样品的铸体薄片图片,可清晰观察到钻井液固相颗粒在微米级孔喉中的堵塞状况和黏土矿物的分散膨胀特征。为进一步解析污染物成分,实验采用能谱仪对特征区域进行元素扫描,通过污染前后元素组成的变化判断钻井液组分与地层矿物的相互作用机制。针对固相颗粒滞留区、黏土矿物膨胀带和化学沉淀富集区等重点观察部位,能谱分析可以准确识别钻井液颗粒元素的侵入情况。综合多尺度表征结果可知,钻井液固相颗粒损害储层的途径为粒径匹配的固相颗粒直接堵塞孔喉,形成机械堵塞;钻井液滤液引发黏土矿物水化膨胀,导致孔喉收缩变形。这些损害行为在不同尺度上共同作用,最终导致储层渗透性能的显著降低。

4.2 孔喉污染微观结构表征

通过铸体薄片观察可以看到,污染前的岩样端面切片显示,原始孔隙结构清晰,粒间孔、长石溶蚀孔及高岭石晶间孔等主要孔隙空间均呈开放状态,未受外部杂质侵蚀(图7)。在铸体薄片制作过程中,荧光树脂填充的孔隙呈现鲜亮的红色,表明孔隙内部洁净无污染,且孔隙连通性良好。然而,经过钻井液污染处理后,大量黑褐色钻井液残余固相颗粒侵入孔喉微观结构并沉积于孔隙内部,造成孔喉有效流动空间降低,形成不同程度的堵塞。

对污染前后岩样的铸体薄片图片进行观察,可以看出粒间孔及长石溶蚀孔等大孔隙受钻井液固相颗粒侵入的影响最为严重,大量黑褐色固相沉积物在孔隙内堆积,形成部分堵塞结构,导致孔隙连通性显著下降(图8、图9);而高岭石晶间孔等微纳级孔隙仅观察到少量细颗粒吸附于黏土矿物表面,污染程度相对较轻(图10)。这一现象表明,钻井液固相污染具有显著的孔隙尺寸选择性,在较小孔隙中更易发生颗粒堵塞。结合能谱分析可知,除机械堵塞外,滤液中的聚合物分子通过吸附-交联作用在孔喉表面形成胶结层,进一步加剧了孔隙的不可逆损害。

通过扫描电镜结合能谱分析,可以看出脱水处理后的油基钻井液样品[图11(a)]显示出大量的固相颗粒,能谱分析[图11(d)]得到其主要成分为重晶石(BaSO₄)及其他含硫化合物,这些颗粒在钻井液中以分散态存在,并随滤液运移进入储层孔隙空间。对比污染前后岩心样品的扫描电镜观测结果可以发现,26号岩心未污染岩心表面光洁[图11(b)],能谱分析显示主要元素组成为Si和Ca[图11(e)],与砂岩储层中石英(SiO₂)和方解石(CaCO₃)等原生矿物吻合,孔喉结构清晰,无明显外来杂质。24B号岩心经油基钻井液侵入后,岩心表面及孔隙内部出现大量附着颗粒,微观形态表现为不规则团聚体,部分颗粒呈簇状堆积于孔隙喉道处,导致孔喉有效流通横截面减小[图11(c)]。能谱数据表明这些沉积颗粒富含S、Ca和Ba元素,与钻井液中的重晶石(BaSO₄)和其他含硫化合物成分一致,说明固相颗粒在动态渗流过程中发生滞留,并在孔隙中形成堵塞[图11(f)]。

此外,重晶石颗粒的粒径分布与储层孔喉尺寸的匹配性是影响堵塞程度的关键因素。能谱分析显示的高硫(S)和钡(Ba)含量区域多分布于大孔喉处,表明钻井液中的微米级固相颗粒优先在较大孔隙中发生沉积,而纳米级黏土矿物晶间孔因其孔径较小,受固相侵入的影响相对较弱。此外,部分区域观察到Ca元素含量增加,可能与钻井液滤液中的钙基处理剂在孔壁吸附有关,这种化学吸附作用可能进一步加剧孔喉表面的润湿性改变,影响后续油气渗流效率。

5 储层保护措施建议

基于上述对污染机理的深化认识,将实验结论转化为一系列可指导现场实践的具体储层保护应用建议。这些建议的核心思想是从“被动应对”转向“主动防控”,通过钻井液体系的精准设计和工程参数的优化控制,实现从源头上减轻储层损害。

在钻井液体系优化方面,建议采取“孔喉结构匹配”的个性化设计原则。对于以微细孔喉为主的低渗储层,应严格控制钻井液中固相颗粒的粒径分布, 避免其进入并堵塞0.5~6 μm的主控孔喉区间,同时优先选用纳米级封堵材料(如改性二氧化硅、纳米乳液)对高岭石晶间孔等微孔隙进行选择性封堵。为抑制滤液引起的黏土矿物水化膨胀,须在钻井液配方中引入高效的黏土稳定剂,如氯化钾或阳离子聚合物抑制剂^[22]。对于高渗储层,尽管其抗污染能力相对较强,但仍需关注大孔喉的固相侵入问题,可通过优化泥饼质量,使用宽粒径分布的可酸溶或油溶暂堵剂,在近井壁地带形成高效、易清除的屏蔽环。

在工程工艺与施工参数控制方面,关键在于实施“动态风险管控”。鉴于低渗岩心伤害速度快的特点,在钻开储层段时,应控制钻井液在井筒中的循环浸泡时间,避免不必要的长时间循环,建议采用“短时间、高排量”的循环策略以减少累积滤失量。在白云凹陷这类高温高压深水区块,建议采用闭环控压钻井^[23]等技术,实现对井底压力的精确控制,从而降低驱动钻井液侵入的有效压差。此外,可借鉴本实验装置的思路,在现场尽可能使用具备实时温压监测与调节功能的钻井液循环系统,以维持钻井液性能在高温下的稳定性,防止因性能波动加剧滤失。

最后,建议建立一套从室内到现场的储层保护技术流程。在钻前,利用目标层位的岩心进行钻井液兼容性评价实验,预先筛选最优的钻井液体系。在钻井过程中,利用随钻测井资料实时监测井周污染情况,并结合本研究建立的“孔喉结构-伤害程度”定量关系模型进行污染预警与评估。在完井或投产前,针对已形成的污染带,制定相应的解堵方案,如对于重晶石等固相堵塞,可采用微酸洗井或氧化解堵技术进行解除。通过上述从设计、施工到后效评估的全流程精细化管控,方能在高效钻探的同时,最大限度地保护珍贵的低渗砂岩储层,最终实现油气田的经济高效开发。

6 结论

通过高压压汞、动态滤失、渗透性伤害、铸体薄片观察、扫描电镜观察实验,验证了在高温高压环境下钻井液对储层孔喉产生了一定的污染,定量地评估钻井液的污染程度,并进一步揭示其污染机理,主要结论如下。

(1)高渗透储层(K≥10 mD)的孔隙度范围大于10.0%,孔隙半径主要区间为0.20~0.58 mm,主控孔喉分布范围宽泛在15~40 μm,孔隙类型以原生粒间孔和次生溶洞为主。中渗透储层(1~10 mD)的孔隙度范围在7.0%~13.0%,孔隙半径主要区间为0.1~0.2 mm,孔喉半径分布区间为4.0~15.0 μm,孔隙类型以胶结物粒间孔和长石溶蚀孔为主,但仍受部分微小孔喉限制。低渗透储层(0.45 mD≤K<1 mD)的孔隙度范围在6.6%~10.0%,孔隙半径主要区间为0.1~0.15 mm,渗透率贡献主要来自0.5~6 μm孔喉区间,孔隙类型以基质内微孔隙和高岭石晶间孔为主,伴少量粒间孔和溶蚀孔。

(2)在高温高压条件下,岩心达钻井液伤害上限(近似渗透率低于0.01 mD)需要的时间为50~190 min,低孔渗岩心较高孔渗岩心更快达钻井液伤害上限。同一钻井液对低孔渗岩心的污染伤害程度大于高孔渗岩心的污染程度。

(3)在高温高压环境下,钻井液对低渗透性岩心的绝对伤害率低于高渗透性岩心,分别为51.67%和51.88%;低渗透性岩心的相对伤害率高达81.82%,而高渗透性岩心的相对伤害率仅为42.44%。低渗透性气层中细孔喉和束缚水的存在使得钻井液污染后的伤害程度增加,而中高渗透性气层中束缚水对钻井液污染伤害的影响较小。

(4)在未受钻井液侵入的岩心中,孔隙结构清晰,无杂质填充;而受钻井液影响的岩心中,出现了黑褐色固体颗粒,这些颗粒为钻井液残留物,填充在孔隙内。钻井液侵入对粒间孔、长石溶蚀孔的污染较为严重,而对高岭石晶间孔的污染相对较弱。污染后岩心碎屑颗粒的成分主要由S、Ca和Ba组成,与钻井液中碎屑颗粒成分吻合,说明固相颗粒在动态渗流过程中发生滞留,并在孔隙中形成堵塞。

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