深层中高渗砂岩地层损伤如何控制？地质工程融合钻井液技术

在全球油气工业版图中，储层损害始终是悬在增产增效头顶的“达摩克利斯之剑”——当钻井、采油等作业干扰地下油气流动通道时，产能衰减、开采成本飙升往往接踵而至。其中，钻井液引发的储层损害占比高达50%，却在深层中高渗透率储层领域长期处于研究“盲区”。最新发表的一项研究，正瞄准这一行业痛点，以中国塔里木盆地北部深层砂岩油藏为样本，推出一套“地质 - 工程一体化”的钻井液损害控制技术（GEI - FDC - DIF），为破解深层油气高效开发难题提供了全新范式。

传统认知中，低渗、特低渗或非常规储层的钻井液损害肉眼可见——孔隙被堵、黏土膨胀、微粒运移等问题直接让产能“腰斩”。但深层中高渗透储层的损害却常被“数字陷阱”误导：渗透率下降比例看似“温和”，实际绝对值可能暴跌数百毫达西。以塔里木盆地目标储层为例，其埋深大、温度高、黏土矿物富集，且钻井时“过平衡压力高 + 周期长”的双重夹击，让储层损害风险呈指数级攀升。更棘手的是，这类储层的损害带常沿连通孔隙、裂缝蔓延，传统评价方法根本无法捕捉其动态演化的全貌。

为控制钻井液损害，行业曾尝试欠平衡钻井、无固相钻井液、暂堵技术等路径，却各有短板：欠平衡钻井易引发地层水侵入、井壁失稳；无固相钻井液在裂缝区的封堵强度和渗透率恢复率“双低”；即便是应用最广的暂堵技术，过去也仅聚焦“颗粒大小匹配孔喉”，忽略了储层地质特性与工程作业的联动效应——好比给不同体质的病人用同一种药，疗效必然打折。
 这篇研究的核心突破，在于构建“地质表征 - 多尺度评价 - 机理解析 - 技术定制 - 现场验证”的全链条体系，让钻井液从“损害源”变身为“保护盾”。

团队先对塔里木目标储层做“CT扫描”：深埋、高温、强非均质性、粗孔喉、高矿化度……这些特性共同催生了“流体敏感 + 不配伍 + 固相堵塞 + 油相渗流能力下降”的复合损害风险。好比提前摸清敌人的兵力 部署，为后续“精准打击”铺好路。

区别于传统“单点测试”，研究首创“岩心级实验 + 油藏级模拟”的跨尺度评价：时间维度覆盖“小时到数天”的动态演化，空间维度打通“岩心孔隙到千米油藏”的传递规律。数据显示，钻井液侵入深度在150小时可达3.9 - 56.6米，840小时后猛增至7.6 - 92.6米——这种“悄无声息的渗透”，正是产能骤降的隐形推手。

基于损害机理，GEI - FDC - DIF技术为钻井液注入“三重铠甲”：酸溶纤维实现“裂缝桥接”，油溶变形暂堵剂精准封堵微孔隙，排水助剂加速作业后流体返排。实验室数据佐证了效果：滤失量锐减、封堵压力飙升、渗透率恢复率显著提升，相当于给储层装上“可降解防护膜”——钻井时牢牢锁死损害通道，投产后快速“拆盾”让油气畅流。

研究并非停留在理论推演。通过现场应用，团队明确了三项关键操作准则：精确控制当量循环密度（ECD）防止压力失控，定时补充暂堵材料维持防护力，严管漏失风险避免次生损害。在塔里木多口井的实践中，GEI - FDC - DIF不仅降低了储层损害程度，更让后续增产措施的“必要性”大幅降低——这意味着企业能省下巨额的压裂、酸化成本，实现“前期防护替代后期补救”的降本逻辑。

对油气行业从业者而言，这篇文章的独特性远超技术创新本身：

• 填补认知盲区：首次系统揭示深层中高渗透储层的钻井液损害“真容”，打破“中高渗损害可忽略”的错误认知；
• 方法论革新：地质与工程的深度耦合、多尺度定量评价，为同类储层的损害防控提供了可复 制的技术框架；
• 商业价值明确：从材料配方到现场操作的全流程指导，让“降损害、提产能”从实验室概念落地为井场可执行的方案。

在全球油气资源向深层、非常规领域进军的当下，这类“把地质规律焊死在工程技术里”的研究，正是行业突破开发瓶颈的关键钥匙。无论你是储层工程师、钻井液研发者，还是能源政策制定者，这篇聚焦“隐蔽风险破解”的研究，都能为理解深层油气开发的技术逻辑提供全新视角。

 

Fig. 1. Microstructure of the Silurian sandstone reservoir by casting thin sections and scanning electron microscopy.

 

Fig. 2. Schematic diagram of the experimental apparatus (Kang et al., 2014).

 

Fig. 3. Fluid sensitivity experimental results: (a) flow velocity sensitivity, (b) water sensitivity, (c) brine sensitivity, (d) acid sensitivity, (e) alkali sensitivity, and (f) stress sensitivity.

 

Fig. 4. Sensitivity factor of each fluid sensitivity experiment.

 

Fig. 5. Permeability recovery rate determined by the initial experimental fluid after the fluid sensitivity experiment.

 

Fig. 6. Cumulative filtrate volume of drill-in fluid vs. time in the dynamic damage experiment.

 

Fig. 7. Results of the filtrate static damage experiment using drill-in fluid.

 

Fig. 8. The results of drill-in fluid invasion depth prediction.

 

Fig. 9. Formation damage mechanis ms of drill-in fluid in the Silurian mid-high permeability sandstone reservoir.

 

Fig. 10. Pore-throat size distribution and PSD of the drill-in fluid.

 

Fig. 11. Relative permeability curve of the Silurian sandstone.

 

Fig. 12. Natural microfracture and natural microfracture-like throat in Silurian sandstone.

 

Fig. 13. Selected FDCAs for optimizing the current drill-in fluid.

 

Fig. 14. Ideal-packing target line for pore-throat size of the Silurian deep mid-high permeability sandstone oil reservoir compared with the particle size of FDCAs.

 

Fig. 15. PSD of the GEI-FDC-DIF and FDCA blend.

 

Fig. 16. Roadmap of the GEI-FDC-DIF Technology for the Silurian deep mid-high permeability sandstone oil reservoir.