應用CT技術研究鉆井液污染三維空間分布特征

張福祥　汪周華　郭　平　符馨月　楊向同　牛新年

（1.塔里木油田分公司，新疆庫爾勒　841000；2.西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都　610500）

應用CT技術研究鉆井液污染三維空間分布特征

張福祥1汪周華2郭平2符馨月2楊向同1牛新年1

（1.塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000；2.西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500）

常規(guī)液相鉆井技術對油氣藏儲層污染空間分布特征的認識是許多學者關心問題。采用高能、高精度CT儀探索研究了鉆井液污染后全直徑巖心3D空間分布特征，建立了相應測試方法及定量判斷鉆井液濾失深度手段，獲取了不同條件下鉆井液污染三維空間分布圖形；并結合電鏡掃描及能譜分析，分析孔隙型及裂縫型儲層鉆井液污染微觀特征。研究表明，鉆井液濾失深度主要集中在離巖心端面11~24 mm；鉆井液污染后孔隙型、裂縫型儲層巖心污染空間呈“鍋底狀”特征，裂縫型儲層巖心還可觀察到鉆井液貫穿整個裂縫；壓差及裂縫導流能力是制約鉆井液侵入基質孔隙深度的重要因素；裂縫中侵入顆粒以重晶石顆粒、鹽類結晶為主，以區(qū)域性濾餅、團聚狀顆粒形態(tài)分布；基質孔隙儲層侵入顆粒以鹽類結晶為主，以孔隙表面沉淀、孔隙充填、孔喉堵塞分布。研究成果為深入認識孔隙型、裂縫型儲層鉆井液污染特征提供重要機理認識，為室內實驗評價技術提供了新的研究技術方法。

鉆井液污染；三維特征；CT掃描；裂縫-孔隙型儲層；評價

常規(guī)液相鉆井技術對油氣藏儲層不可避免造成物理（固相顆粒滯留）和化學傷害（水敏性、堿敏、無機及有機沉淀、鹽類結晶等），導致孔喉堵塞、滲透率降低，嚴重影響油氣井產(chǎn)能發(fā)揮。多年來，許多學者針對鉆井過程中鉆井液宏觀傷害程度、微觀傷害機理進行了大量研究。宏觀傷害程度主要通過毛管壓力測試［1-2］、動靜態(tài)濾失實驗［3-5］等方法，通過測試鉆井液污染前后毛管壓力曲線特征及滲透率變化，間接評價鉆井液對儲層的傷害程度；微觀評價方法主要采用薄片分析技術［6-8］、X射線衍射［9］、掃描電鏡［10-11］、紅外光譜方法［12］等通過圖像分析評價鉆井液污染對儲層孔隙結構、礦物成分等的影響。20世紀90年代以來，隨著現(xiàn)代物理測試技術的發(fā)展，核磁共振成像技術［13］、CT掃描［14］等技術在鉆井液污染評價中得到應用，但受實驗設備功率及精度的影響，對鉆井液污染機理認識仍然停留在小尺寸巖心二維圖像分析。1992年，趙碧華首次采用CT掃描技術探索研究了鉆井液污染后巖心（長度44 mm、直徑25.4 mm）的平面分布特征，認為鉆井液污染巖心后通過對X射線吸收程度差異可反映鉆井液侵入位置。筆者采用高能、高精度CT系統(tǒng)探索研究了孔隙型、裂縫型大尺寸巖心（直徑10cm、長度11~22 cm）鉆井液污染后三維空間分布特征，并結合電鏡掃描分析了不同儲層受鉆井液污染傷害程度差異。

1　全直徑巖心鉆井液污染傷害程度研究

1.1實驗設備及方法

實驗設備采用自研全直徑巖心泥漿污染實驗裝置［15］，與傳統(tǒng)泥漿污染測試裝置相比，該裝置可以模擬氣藏實際鉆井過程中動循環(huán)、不同鉆井液、全直徑巖心（直徑10 cm、長度23 cm）以及不同鉆壓條件下鉆井液對巖心的污染。通過記錄出口端濾失氣量或液量，獲取累計濾失量和濾失速率；通過測試鉆井液污染前后、返排前后巖心滲透率，獲取儲層的滲透率恢復率和損害比，定量確定巖心傷害程度。

實驗步驟：首先建立束縛水、飽和氣體（氮氣）建立氣藏原始條件；然后按照實驗設定鉆壓注入鉆井液，鉆井液濾失時間150 min；濾失穩(wěn)定后按照鉆壓從巖心出口端采用氮氣返排鉆井液，從巖心注入端測試氣相滲透率。實驗數(shù)據(jù)處理參考行業(yè)標準SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》，確定不同條件下巖心滲透率損害比D（污染后滲透率/污染前滲透率）和巖心恢復率R（返排后滲透率/污染前滲透率）。

1.2測試結果及分析

測試了4塊塔里木大北氣田儲層全直徑巖心受實際鉆井液傷害程度。裂縫型儲層巖心通過人工造縫、充填不同厚度篩網(wǎng)實現(xiàn)。實驗測試結果見表1。

表1　鉆井液傷害程度實驗測試結果

比較4塊巖心測試結果，總體而言，裂縫型儲層損害比低于孔隙型儲層，但前者恢復率低于后者。分析認為，裂縫是鉆井液濾失主要通道，鉆井液中固相易進入巖心滯留于裂縫表面；而返排時氣相主要沿裂縫流動，且氣-固顆粒之間黏滯力小，返排效果差，不易解除固相傷害。

比較3#與4#巖心，相同級別裂縫，壓差越大，損害比越高、恢復率越低。分析認為，壓差越大，滯留于裂縫面固相顆粒與裂縫表面接觸越緊密，且大顆粒固相在高壓下易進入巖心，導致?lián)p害比增大；返排時，氣-固作用力有限，無法攜帶出壓實在裂縫表面固相顆粒，降低了巖心恢復率。

2　全直徑巖心鉆井液污染三維空間分布特征

2.1CT掃描原理及設備

CT 是一種橫斷面虛擬解剖技術，即利用射線從多個方向透射過工件某斷層，由探測器檢測被工件衰減后的射線信息，通過計算機對采集的數(shù)據(jù)進行圖像重建，以二維圖像形式展現(xiàn)所檢測斷層的密度分布。

實驗設備采用重慶大學ICT中心研制CD-600BX型高能高精度工業(yè)CT系統(tǒng)，系統(tǒng)射線能量9 MeV，可檢測最大巖樣直徑600 mm，裂縫分辨率20μm，密度分辨率1%。與常用微CT儀比較，該型號設備具有穿透能力強、掃描視野大、精度高特點。

2.2鉆井液污染巖心CT掃描方法

空間分辨率和密度分辨率是影響CT掃描效果關鍵參數(shù)。在設備輻射劑量一定的情況下，空間分辨率和密度分辨率兩者之積為一常數(shù)，稱為對比度細節(jié)參數(shù)，它取決于射線的劑量和CT系統(tǒng)的性能。結合巖心實驗結果，污染液體侵入巖心量少，對巖心基質的密度影響較小，欲通過CT 掃描分析污染液體侵入巖心的深度及分布情況，必須以提高密度分辨率為目標，進而判斷污染液體侵入導致的巖心基質密度微小變化。

具體CT掃描步驟如下：

從高等教育領域來分析，大數(shù)據(jù)在提供教育決策支持、推進教育教學改革以及深化教育管理變革等方面都起到了顯著的作用。目前各教育主管部門和高校由于重視程度、基礎條件、研究能力以及資金投入不同，大數(shù)據(jù)的應用發(fā)展水平也大不相同。如果要加強大數(shù)據(jù)在高等教育領域中的應用，充分發(fā)揮教育領域中海量數(shù)據(jù)的真實價值，應該需要從以下幾個方面繼續(xù)努力。

（1）儀器校正：根據(jù)鉆井液污染掃描特點，適當增大設備的探測器層厚，提高系統(tǒng)的密度分辨率；分別在關閉、開啟射線情況下，采集“背景數(shù)據(jù)”（電子噪聲）及“空氣數(shù)據(jù)”，提高掃描數(shù)據(jù)精度。

（2）巖心準備：關閉射線，將需掃描巖樣穩(wěn)固安放到工作轉臺中心，確定掃描起始位置，為了提高掃描精度，沿長度方向確定切片間距為1mm，4塊巖心長度共計55.4 cm，共掃描554個切片。

（3）巖心掃描：開啟射線，分別沿徑向、軸向方向上對巖心進行掃描，直到按照設置的連續(xù)掃描切片數(shù)量完成整個巖樣的掃描；

（4）三維圖像構建：利用配套圖像處理軟件重建功能，導入每個切片的CT掃描數(shù)據(jù)得到其圖像數(shù)據(jù)；在每個CT切片圖像數(shù)據(jù)中心做引導線，確定在引導線上各點的灰度值并繪制曲線；疊加巖心所有切片圖像數(shù)據(jù)，構建掃描巖樣的三維圖像。根據(jù)CT切片的引導線位置，沿軸向對三維圖像進行剖切，按1 mm間隔做引導線得到軸向引導線上的灰度曲線。

2.3鉆井液污染巖心3D特征及分析

2.3.1徑向鉆井液污染侵入特征徑向上4塊巖樣鉆井液污染均表現(xiàn)出如圖1、圖2所示特征：孔隙型與裂縫型巖心表現(xiàn)出外緣灰度值高、中部灰度值低的特征，表明越靠近中部位置鉆井液侵入越多、局部傷害越強。裂縫巖心外緣對應灰度值1500臺階表示密封巖心膠皮筒，實際孔隙型巖心、裂縫型外緣與中心位置灰度值差分別為669、705，差值越大表明侵入鉆井液越多，巖心受鉆井液污染的影響越大。

圖1　孔隙型儲層徑向侵入特征（1#巖心離注入端1 mm位置）

圖2　裂縫型巖心徑向侵入特征（2#巖心離注入端1 mm位置）

2.3.2軸向鉆井液污染侵入特征軸向上4塊巖心CT掃描特征如圖3、圖4所示：孔隙型巖心鉆井液侵入主要沿中心位置侵入，前緣表現(xiàn)出向下凹的特征；而裂縫型巖心（4#巖樣）有2條裂縫貫穿巖心，裂縫是其主要流動方向，導致鉆井液侵入前緣相對較均勻。裂縫、孔隙型巖心外緣灰度值高于巖心內部，越靠近中心位置差異越大，鉆井液局部污染主要集中于巖心內部。從圖4可以看出，裂縫顏色均相對較深，表明鉆井液已貫穿整個裂縫，這與該巖心濾失實驗在巖心出口端觀察到濾液流出現(xiàn)象一致。

圖3　孔隙型截面灰度曲線（1#巖心離注入端5 mm）

圖4　裂縫型截面灰度曲線（4#巖心離注入端5 mm）

分別繪制每塊巖樣沿軸向不同位置灰度曲線，確定每塊巖樣外緣與中心位置灰度值之差；鉆井液侵入越多則差值越大，當兩者之差20以內時，則認為對應深度位置為鉆井液侵入基巖深度位置（見表2）?？紫缎蛶r樣壓差大，鉆井液侵入基巖深度遠大于裂縫型儲層；相同級別裂縫，壓差越大，鉆井液侵入基巖深度越深；壓差相同時，裂縫寬度越大，鉆井液侵入基巖深度越大。

表2　不同巖心鉆井液侵入基巖深度

2.3.3鉆井液污染巖心3D侵入特征4塊巖心鉆井液污染3D侵入特征見圖5，可以看出，鉆井液侵入基巖深度有限，宏觀上表現(xiàn)出“鍋底狀”特征，靠近巖心中部位置，侵入深度大，外部侵入深度小。2# 及3#巖心可明顯觀察到裂縫顏色均較基巖深，與軸向侵入特征測試結果一致。

圖5　孔隙型、裂縫型巖心鉆井液污染三維侵入特征

3　鉆井液侵入微觀特征分析

采用環(huán)境電鏡掃描結合能譜測試，分別從3塊裂縫巖心沿裂縫面、基質孔隙中各取3塊巖屑，共計18塊樣品，定性分析了裂縫面、基質孔隙中鉆井液侵入微觀特征，主要對比鉆井液侵入固相成分、堆積方式及滯留位置差異。樣品制備及掃描方法見參考文獻［10-11］，對于塊狀的非導電或導電性較差的材料，制樣時要先進行鍍膜處理，在材料表面形成導電膜，以避免電荷積累，影響圖像質量。

3.1裂縫面與基質孔隙侵入固相顆粒成分差異

沿裂縫面侵入固相顆粒電鏡及能譜分析見圖6，圖中Au峰值表示巖塊表面導電膜，不作為分析參數(shù)。從圖中可以看出， Ba2+、Ca2+含量較高，推測沿裂縫面滯留固相顆粒以鉆井液中重晶石為主。

圖7為3塊巖心基質孔隙中滯留鉆井液顆粒能譜分析圖片，可以看出，Na+、Cl-含量最高，未見圖6中所示重晶石礦物，基質孔隙中滯留固相顆粒主要為隨鉆井液濾液進入基質孔隙，干燥后形成的鹽類晶體。因此，裂縫型儲層應以解除固相傷害為主，孔隙型儲層應以解除濾液傷害為主。

3.2固相顆粒滯留特征分析

圖6　沿裂縫面3塊巖心滯留固相顆粒成分分析

圖7　基質孔隙中滯留固相顆粒成分分析

裂縫面、基質孔隙中固相顆粒滯留特征見圖8。裂縫面，3塊裂縫巖心均可觀察到區(qū)域性濾餅、團聚狀顆粒特征?；|孔隙，鉆井液濾液干燥后形成的鹽類晶體滯留特征主要以孔隙表面沉淀、孔隙充填及孔吼堵塞為主。從圖8可見，裂縫面固相顆粒滯留密集程度遠高于基質孔隙，返排難度大，導致裂縫巖心滲透率恢復率低于基質巖心。

圖8　裂縫面和基質孔隙固相顆粒滯留特征

4　結論

（1）裂縫型儲層損害比低于孔隙型儲層，但氣體返排時，氣-固顆粒之間黏滯力小，返排效果差，導致裂縫巖心滲透率恢復率低于基質巖心。

（2）對于裂縫型儲層，相同濾失壓差，裂縫越寬，滲透率損害比越低、恢復率越高；相同級別裂縫，濾失壓差越大、滲透率損害比越高、恢復率越低。

（3）探索研究建立了應用工業(yè)CT定量描述鉆井液污染巖心三維空間分布特征技術。宏觀上鉆井液污染巖心呈“鍋底狀”特征，侵入基質孔隙深度主要集中于端面11~24 mm處，壓差越大，侵入深度越深。

（4）微觀分析表明，裂縫面主要受重晶石固相顆粒傷害，基質孔隙主要受鉆井液濾液中干燥后形成的鹽類晶體傷害；滯留于裂縫面固相顆粒形成大范圍區(qū)域性濾餅、團聚狀顆粒，滯留于基質孔隙固相顆粒以孔隙表面沉淀、孔隙充填及孔喉堵塞為主。

（5）研究成果對深入認識裂縫-孔隙型儲層鉆井液污染機理具有重要參考意義，建議進一步研究如何有效解除裂縫面巖心固相顆粒傷害技術措施。

［1］王影.大慶長垣二類油層孔隙結構特征研究［D］.黑龍江大慶：東北石油大學，2012.

［2］SY/T 5336—2006，巖心分析方法［S］.

［3］余維初，李淑廉，何權.評價鉆井液、完井液對油層損害深度的新方法——梯度分析法［J］.鉆井液與完井液，1995，12（5）：30-32.

［4］張琰，陳鑄.MEG鉆井液保護油氣層特性的實驗研究［J］.鉆井液與完井液，1998，15（5）：15-18.

［5］田增艷，黃達全，趙沖，等.高滲透性地層無固相鉆井液滲透率恢復值實驗認識［J］.鉆井液與完井液，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］趙明，楊光.巖石薄片顯微圖像技術在現(xiàn)場錄井中的應用［J］.錄井工程，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］衛(wèi)瑋，顏晉川，劉斌，等. NP油田Ed1儲層泥漿傷害綜合評價與解堵技術研究［J］.海洋石油，2010，30（2） ：67-71.

［13］郎東江，呂成遠，倫增珉，等.核磁共振成像巖心分析方法研究［J］. CT理論與應用研究，2012，21（1）：27-35.

［14］趙碧華.用CT掃描技術研究巖心傷害情況［J］.石油鉆采工藝，1992，14（5）：57-60.

［15］汪周華，張偉，郭平，等.高溫高壓全直徑巖心泥漿污染評價的測定裝置及方法：中國，201310132092［P］. 2013-08-07.

（修改稿收到日期2015-04-19）

〔編輯朱偉〕

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

國家科技重大專項“超深超高壓高溫氣井試油完井及儲層改造技術”（編號：2011ZX05046-03）。

張福祥，1961年生。主要從事油氣鉆采、增產(chǎn)、試井等技術攻關、科研管理工作，教授級高級工程師。E-mail：zhangfx-tlm@ petrohina.com.cn。

引用格式：張福祥，汪周華，郭平，等.應用CT技術研究鉆井液污染三維空間分布特征［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）：48-52.