应用CT技术研究钻井液污染三维空间分布特征

张福祥　汪周华　郭　平　符馨月　杨向同　牛新年

（1.塔里木油田分公司，新疆库尔勒　841000；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都　610500）

应用CT技术研究钻井液污染三维空间分布特征

张福祥1汪周华2郭平2符馨月2杨向同1牛新年1

（1.塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

常规液相钻井技术对油气藏储层污染空间分布特征的认识是许多学者关心问题。采用高能、高精度CT仪探索研究了钻井液污染后全直径岩心3D空间分布特征，建立了相应测试方法及定量判断钻井液滤失深度手段，获取了不同条件下钻井液污染三维空间分布图形；并结合电镜扫描及能谱分析，分析孔隙型及裂缝型储层钻井液污染微观特征。研究表明，钻井液滤失深度主要集中在离岩心端面11~24 mm；钻井液污染后孔隙型、裂缝型储层岩心污染空间呈“锅底状”特征，裂缝型储层岩心还可观察到钻井液贯穿整个裂缝；压差及裂缝导流能力是制约钻井液侵入基质孔隙深度的重要因素；裂缝中侵入颗粒以重晶石颗粒、盐类结晶为主，以区域性滤饼、团聚状颗粒形态分布；基质孔隙储层侵入颗粒以盐类结晶为主，以孔隙表面沉淀、孔隙充填、孔喉堵塞分布。研究成果为深入认识孔隙型、裂缝型储层钻井液污染特征提供重要机理认识，为室内实验评价技术提供了新的研究技术方法。

钻井液污染；三维特征；CT扫描；裂缝-孔隙型储层；评价

常规液相钻井技术对油气藏储层不可避免造成物理（固相颗粒滞留）和化学伤害（水敏性、碱敏、无机及有机沉淀、盐类结晶等），导致孔喉堵塞、渗透率降低，严重影响油气井产能发挥。多年来，许多学者针对钻井过程中钻井液宏观伤害程度、微观伤害机理进行了大量研究。宏观伤害程度主要通过毛管压力测试［1-2］、动静态滤失实验［3-5］等方法，通过测试钻井液污染前后毛管压力曲线特征及渗透率变化，间接评价钻井液对储层的伤害程度；微观评价方法主要采用薄片分析技术［6-8］、X射线衍射［9］、扫描电镜［10-11］、红外光谱方法［12］等通过图像分析评价钻井液污染对储层孔隙结构、矿物成分等的影响。20世纪90年代以来，随着现代物理测试技术的发展，核磁共振成像技术［13］、CT扫描［14］等技术在钻井液污染评价中得到应用，但受实验设备功率及精度的影响，对钻井液污染机理认识仍然停留在小尺寸岩心二维图像分析。1992年，赵碧华首次采用CT扫描技术探索研究了钻井液污染后岩心（长度44 mm、直径25.4 mm）的平面分布特征，认为钻井液污染岩心后通过对X射线吸收程度差异可反映钻井液侵入位置。笔者采用高能、高精度CT系统探索研究了孔隙型、裂缝型大尺寸岩心（直径10cm、长度11~22 cm）钻井液污染后三维空间分布特征，并结合电镜扫描分析了不同储层受钻井液污染伤害程度差异。

1　全直径岩心钻井液污染伤害程度研究

1.1实验设备及方法

实验设备采用自研全直径岩心泥浆污染实验装置［15］，与传统泥浆污染测试装置相比，该装置可以模拟气藏实际钻井过程中动循环、不同钻井液、全直径岩心（直径10 cm、长度23 cm）以及不同钻压条件下钻井液对岩心的污染。通过记录出口端滤失气量或液量，获取累计滤失量和滤失速率；通过测试钻井液污染前后、返排前后岩心渗透率，获取储层的渗透率恢复率和损害比，定量确定岩心伤害程度。

实验步骤：首先建立束缚水、饱和气体（氮气）建立气藏原始条件；然后按照实验设定钻压注入钻井液，钻井液滤失时间150 min；滤失稳定后按照钻压从岩心出口端采用氮气返排钻井液，从岩心注入端测试气相渗透率。实验数据处理参考行业标准SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，确定不同条件下岩心渗透率损害比D（污染后渗透率/污染前渗透率）和岩心恢复率R（返排后渗透率/污染前渗透率）。

1.2测试结果及分析

测试了4块塔里木大北气田储层全直径岩心受实际钻井液伤害程度。裂缝型储层岩心通过人工造缝、充填不同厚度筛网实现。实验测试结果见表1。

表1　钻井液伤害程度实验测试结果

比较4块岩心测试结果，总体而言，裂缝型储层损害比低于孔隙型储层，但前者恢复率低于后者。分析认为，裂缝是钻井液滤失主要通道，钻井液中固相易进入岩心滞留于裂缝表面；而返排时气相主要沿裂缝流动，且气-固颗粒之间黏滞力小，返排效果差，不易解除固相伤害。

比较3#与4#岩心，相同级别裂缝，压差越大，损害比越高、恢复率越低。分析认为，压差越大，滞留于裂缝面固相颗粒与裂缝表面接触越紧密，且大颗粒固相在高压下易进入岩心，导致损害比增大；返排时，气-固作用力有限，无法携带出压实在裂缝表面固相颗粒，降低了岩心恢复率。

2　全直径岩心钻井液污染三维空间分布特征

2.1CT扫描原理及设备

CT 是一种横断面虚拟解剖技术，即利用射线从多个方向透射过工件某断层，由探测器检测被工件衰减后的射线信息，通过计算机对采集的数据进行图像重建，以二维图像形式展现所检测断层的密度分布。

实验设备采用重庆大学ICT中心研制CD-600BX型高能高精度工业CT系统，系统射线能量9 MeV，可检测最大岩样直径600 mm，裂缝分辨率20μm，密度分辨率1%。与常用微CT仪比较，该型号设备具有穿透能力强、扫描视野大、精度高特点。

2.2钻井液污染岩心CT扫描方法

空间分辨率和密度分辨率是影响CT扫描效果关键参数。在设备辐射剂量一定的情况下，空间分辨率和密度分辨率两者之积为一常数，称为对比度细节参数，它取决于射线的剂量和CT系统的性能。结合岩心实验结果，污染液体侵入岩心量少，对岩心基质的密度影响较小，欲通过CT 扫描分析污染液体侵入岩心的深度及分布情况，必须以提高密度分辨率为目标，进而判断污染液体侵入导致的岩心基质密度微小变化。

具体CT扫描步骤如下：

从高等教育领域来分析，大数据在提供教育决策支持、推进教育教学改革以及深化教育管理变革等方面都起到了显著的作用。目前各教育主管部门和高校由于重视程度、基础条件、研究能力以及资金投入不同，大数据的应用发展水平也大不相同。如果要加强大数据在高等教育领域中的应用，充分发挥教育领域中海量数据的真实价值，应该需要从以下几个方面继续努力。

（1）仪器校正：根据钻井液污染扫描特点，适当增大设备的探测器层厚，提高系统的密度分辨率；分别在关闭、开启射线情况下，采集“背景数据”（电子噪声）及“空气数据”，提高扫描数据精度。

（2）岩心准备：关闭射线，将需扫描岩样稳固安放到工作转台中心，确定扫描起始位置，为了提高扫描精度，沿长度方向确定切片间距为1mm，4块岩心长度共计55.4 cm，共扫描554个切片。

（3）岩心扫描：开启射线，分别沿径向、轴向方向上对岩心进行扫描，直到按照设置的连续扫描切片数量完成整个岩样的扫描；

（4）三维图像构建：利用配套图像处理软件重建功能，导入每个切片的CT扫描数据得到其图像数据；在每个CT切片图像数据中心做引导线，确定在引导线上各点的灰度值并绘制曲线；叠加岩心所有切片图像数据，构建扫描岩样的三维图像。根据CT切片的引导线位置，沿轴向对三维图像进行剖切，按1 mm间隔做引导线得到轴向引导线上的灰度曲线。

2.3钻井液污染岩心3D特征及分析

2.3.1径向钻井液污染侵入特征径向上4块岩样钻井液污染均表现出如图1、图2所示特征：孔隙型与裂缝型岩心表现出外缘灰度值高、中部灰度值低的特征，表明越靠近中部位置钻井液侵入越多、局部伤害越强。裂缝岩心外缘对应灰度值1500台阶表示密封岩心胶皮筒，实际孔隙型岩心、裂缝型外缘与中心位置灰度值差分别为669、705，差值越大表明侵入钻井液越多，岩心受钻井液污染的影响越大。

图1　孔隙型储层径向侵入特征（1#岩心离注入端1 mm位置）

图2　裂缝型岩心径向侵入特征（2#岩心离注入端1 mm位置）

2.3.2轴向钻井液污染侵入特征轴向上4块岩心CT扫描特征如图3、图4所示：孔隙型岩心钻井液侵入主要沿中心位置侵入，前缘表现出向下凹的特征；而裂缝型岩心（4#岩样）有2条裂缝贯穿岩心，裂缝是其主要流动方向，导致钻井液侵入前缘相对较均匀。裂缝、孔隙型岩心外缘灰度值高于岩心内部，越靠近中心位置差异越大，钻井液局部污染主要集中于岩心内部。从图4可以看出，裂缝颜色均相对较深，表明钻井液已贯穿整个裂缝，这与该岩心滤失实验在岩心出口端观察到滤液流出现象一致。

图3　孔隙型截面灰度曲线（1#岩心离注入端5 mm）

图4　裂缝型截面灰度曲线（4#岩心离注入端5 mm）

分别绘制每块岩样沿轴向不同位置灰度曲线，确定每块岩样外缘与中心位置灰度值之差；钻井液侵入越多则差值越大，当两者之差20以内时，则认为对应深度位置为钻井液侵入基岩深度位置（见表2）。孔隙型岩样压差大，钻井液侵入基岩深度远大于裂缝型储层；相同级别裂缝，压差越大，钻井液侵入基岩深度越深；压差相同时，裂缝宽度越大，钻井液侵入基岩深度越大。

表2　不同岩心钻井液侵入基岩深度

2.3.3钻井液污染岩心3D侵入特征4块岩心钻井液污染3D侵入特征见图5，可以看出，钻井液侵入基岩深度有限，宏观上表现出“锅底状”特征，靠近岩心中部位置，侵入深度大，外部侵入深度小。2# 及3#岩心可明显观察到裂缝颜色均较基岩深，与轴向侵入特征测试结果一致。

图5　孔隙型、裂缝型岩心钻井液污染三维侵入特征

3　钻井液侵入微观特征分析

采用环境电镜扫描结合能谱测试，分别从3块裂缝岩心沿裂缝面、基质孔隙中各取3块岩屑，共计18块样品，定性分析了裂缝面、基质孔隙中钻井液侵入微观特征，主要对比钻井液侵入固相成分、堆积方式及滞留位置差异。样品制备及扫描方法见参考文献［10-11］，对于块状的非导电或导电性较差的材料，制样时要先进行镀膜处理，在材料表面形成导电膜，以避免电荷积累，影响图像质量。

3.1裂缝面与基质孔隙侵入固相颗粒成分差异

沿裂缝面侵入固相颗粒电镜及能谱分析见图6，图中Au峰值表示岩块表面导电膜，不作为分析参数。从图中可以看出， Ba2+、Ca2+含量较高，推测沿裂缝面滞留固相颗粒以钻井液中重晶石为主。

图7为3块岩心基质孔隙中滞留钻井液颗粒能谱分析图片，可以看出，Na+、Cl-含量最高，未见图6中所示重晶石矿物，基质孔隙中滞留固相颗粒主要为随钻井液滤液进入基质孔隙，干燥后形成的盐类晶体。因此，裂缝型储层应以解除固相伤害为主，孔隙型储层应以解除滤液伤害为主。

3.2固相颗粒滞留特征分析

图6　沿裂缝面3块岩心滞留固相颗粒成分分析

图7　基质孔隙中滞留固相颗粒成分分析

裂缝面、基质孔隙中固相颗粒滞留特征见图8。裂缝面，3块裂缝岩心均可观察到区域性滤饼、团聚状颗粒特征。基质孔隙，钻井液滤液干燥后形成的盐类晶体滞留特征主要以孔隙表面沉淀、孔隙充填及孔吼堵塞为主。从图8可见，裂缝面固相颗粒滞留密集程度远高于基质孔隙，返排难度大，导致裂缝岩心渗透率恢复率低于基质岩心。

图8　裂缝面和基质孔隙固相颗粒滞留特征

4　结论

（1）裂缝型储层损害比低于孔隙型储层，但气体返排时，气-固颗粒之间黏滞力小，返排效果差，导致裂缝岩心渗透率恢复率低于基质岩心。

（2）对于裂缝型储层，相同滤失压差，裂缝越宽，渗透率损害比越低、恢复率越高；相同级别裂缝，滤失压差越大、渗透率损害比越高、恢复率越低。

（3）探索研究建立了应用工业CT定量描述钻井液污染岩心三维空间分布特征技术。宏观上钻井液污染岩心呈“锅底状”特征，侵入基质孔隙深度主要集中于端面11~24 mm处，压差越大，侵入深度越深。

（4）微观分析表明，裂缝面主要受重晶石固相颗粒伤害，基质孔隙主要受钻井液滤液中干燥后形成的盐类晶体伤害；滞留于裂缝面固相颗粒形成大范围区域性滤饼、团聚状颗粒，滞留于基质孔隙固相颗粒以孔隙表面沉淀、孔隙充填及孔喉堵塞为主。

（5）研究成果对深入认识裂缝-孔隙型储层钻井液污染机理具有重要参考意义，建议进一步研究如何有效解除裂缝面岩心固相颗粒伤害技术措施。

［1］王影.大庆长垣二类油层孔隙结构特征研究［D］.黑龙江大庆：东北石油大学，2012.

［2］SY/T 5336—2006，岩心分析方法［S］.

［3］余维初，李淑廉，何权.评价钻井液、完井液对油层损害深度的新方法——梯度分析法［J］.钻井液与完井液，1995，12（5）：30-32.

［4］张琰，陈铸.MEG钻井液保护油气层特性的实验研究［J］.钻井液与完井液，1998，15（5）：15-18.

［5］田增艳，黄达全，赵冲，等.高渗透性地层无固相钻井液渗透率恢复值实验认识［J］.钻井液与完井液，2007，24（2）：26-28.

［6］KERSEY D G. The role of petrographic analyses in the design of nondamaging drilling, completion, and stimulation programs［R］. SPE 14089,1986.

［7］赵明，杨光.岩石薄片显微图像技术在现场录井中的应用［J］.录井工程，2006，17（3）：19-23.

［8］FREDRICH J T, MENENDEZ B, WONG T F. Imaging the pore structure of geomaterials［J］. Science,1995, 268（5208） : 276-279.

［9］HAYATDAVOUDI A. Changing chemophysical properties of formation and drilling fluid enhances penetration rate and bit life［R］. SPE 50729,1999.

［10］ALI L, BARRUFET M A. Study of pore structure modification using environmental scanning electron microscopy［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1995, 12（4） : 323-338.

［11］ROBIN M, COMBES R, CUIEC L. Two SEM techniques to investigate reservoir-rock wettability［J］. Journal of petroleum technology, 1998, 50（11） : 77-79.

［12］卫玮，颜晋川，刘斌，等. NP油田Ed1储层泥浆伤害综合评价与解堵技术研究［J］.海洋石油，2010，30（2） ：67-71.

［13］郎东江，吕成远，伦增珉，等.核磁共振成像岩心分析方法研究［J］. CT理论与应用研究，2012，21（1）：27-35.

［14］赵碧华.用CT扫描技术研究岩心伤害情况［J］.石油钻采工艺，1992，14（5）：57-60.

［15］汪周华，张伟，郭平，等.高温高压全直径岩心泥浆污染评价的测定装置及方法：中国，201310132092［P］. 2013-08-07.

（修改稿收到日期2015-04-19）

〔编辑朱伟〕

Research on 3D spatial distribution features of drilling fluid pollution using CT technology

ZHANG Fuxiang1, WANG Zhouhua2, GUO Ping2, FU Xinyue2, YANG Xiangtong1, NIU Xinnian1
（1. Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China; 2.State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China）

The understanding on spatial distribution features of oil/gas reservoir pollution by conventional liquid drilling technique is a concern of many scholars. The authors used high-energy, high-precision CT instrument to explore the 3D spatial distribution features of full-diameter core after being polluted by drilling fluid, established the corresponding test method and the means of quantitatively determined the filtration depth of drilling fluid, and obtained the 3D spatial distribution diagram of drilling fluid pollution under various conditions. Besides, the authors analyzed the microscopic features of porous and fractured reservoir drilling fluid pollution with the help of scanning electron microscope and energy spectrum. The research shows that the drilling fluid filtration depth mainly occurs at 11 mm to 24 mm from the core end face. After being polluted by drilling fluid, the core from porous and fractured reservoirs shows ‘pot-bottom’feature of polluted space. And from fractured reservoir cores, it can be observed that drilling fluid has penetrated the whole fracture. Pressure difference and fracture conductivity are the main factors restricting drilling fluid from invading the matrix pore depth. The introduced particles in fractures are mainly barite grains and salt crystals and distributed in regional filter cake and aggregated grains. The introduced particles in matrix porous reservoirs are mainly salt crystals and distributed in the forms of settlement on pore faces, pore filling and throat plugging. The research findings provide an essential understanding on the mechanism of drilling fluid pollution features in porous and fractured reservoirs and provide a new research method for indoor experimental evaluation.

drilling fluid pollution; 3D feature; CT scanning; fracture-pore type reservoir; evaluation

TE258

A

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0048– 05

10.13639/j.odpt.2015.03.012

国家科技重大专项“超深超高压高温气井试油完井及储层改造技术”（编号：2011ZX05046-03）。

张福祥，1961年生。主要从事油气钻采、增产、试井等技术攻关、科研管理工作，教授级高级工程师。E-mail：zhangfx-tlm@ petrohina.com.cn。

引用格式：张福祥，汪周华，郭平，等.应用CT技术研究钻井液污染三维空间分布特征［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）：48-52.