《Scientific Reports》：Rock damage mechanisms and reservoir protective drilling fluid optimisation for a sandstone block in Dagang Oilfield
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大港油田某区块致密砂岩储层呈现双孔结构，即纳米级基质孔隙（平均孔径11.99 nm）与50–100 μm天然裂缝共存。表征显示，伊蒙混层（I/S）占黏土矿物56%，导致强水敏性，水敏伤害率高达72.3%。为抑制水敏损害，研究人员引入新型成膜封堵剂CMJ-01，
大港油田某区块致密砂岩储层呈现双孔结构，即纳米级基质孔隙（平均孔径11.99 nm）与50–100 μm天然裂缝共存。表征显示，伊蒙混层（I/S）占黏土矿物56%，导致强水敏性，水敏伤害率高达72.3%。为抑制水敏损害，研究人员引入新型成膜封堵剂CMJ-01，构建“物理桥接+化学成膜”复合密封体系。优化钻井液添加1.0 wt% CMJ-01后：半透膜效率（σ）由23.5%提升至70.1%，平衡压差（ΔP）达0.1034 MPa，API滤失量降至1.0 mL，并可有效封隔50–100 μm裂缝；岩心渗透率伤害率由61.8%降至35.7%，渗透率恢复率由58.1%升至91.3%。CMJ-01兼具酸降解性，利于钻后解堵。该研究验证了“半透膜+刚性桥接”双功能协同策略在高水敏裂缝性致密储层井壁稳定与储层保护中的有效性。
论文解读：高水敏天然裂缝性致密砂岩储层保护钻井液协同机制研究
研究背景与问题提出
现代钻井正向深井、超深井与长水平段发展，储层保护对钻井液性能提出更高要求。大港油田某区块沙二段为低孔低渗致密砂岩，具有“纳米基质孔隙+宏观天然裂缝”的双孔介质特征：基质平均孔径仅11.99 nm，天然裂缝开度50–100 μm。矿物学上，石英与黏土矿物各约占37.8%与39.1%，其中伊蒙混层（I/S，占黏土56%）水化膨胀分散倾向强。敏感性评价表明，水敏伤害率72.3%为首要损害机制，盐敏、速敏、碱敏依次存在。传统有机盐钻井液虽可抑制黏土水化，但缺乏针对宽级配孔缝的匹配封堵能力；常规聚合物膜剂与纳米颗粒偏重被动物理暂堵，难以调控岩石—流体界面化学势梯度，滤液易在毛管压力下向基质深部侵入并形成水锁。因此，亟需化学抑制与物理桥接一体化的协同防护思路。
研究人员开展的工作与核心结论
研究人员以该区块天然岩心为对象，表征储层孔缝结构与敏感特性，提出“半透膜（semipermeable membrane）+刚性桥接（rigid bridging）”复合策略，引入纳米—微米级成膜封堵剂CMJ-01。该剂在孔缝表面形成连续、可变形的半透膜，仅允许无机盐离子选择性扩散，阻隔自由水接触黏土晶格，并与原体系刚性颗粒协同构筑致密复合密封层。优化体系（1.0 wt% CMJ-01）将半透膜效率（σ）由23.5%提至70.1%，平衡压差ΔP达0.1034 MPa，API滤失降至1.0 mL，可封隔50–100 μm裂缝；动态污染实验显示渗透率伤害率由61.8%降至35.7%，渗透率恢复率由58.1%升至91.3%，且膜层可被稀酸降解以实现解堵。该协同策略同时兼顾井壁稳定与储层低伤害，对高水敏裂缝性致密油藏具有工程意义。
主要关键技术方法
研究人员采用同一层位天然岩心队列（n=10）开展表征与流动实验：通过X射线衍射（XRD）定性定量矿物与黏土类型；压汞法（MIP）获取孔喉分布与中值孔径；依据SY/T 5358-2024，在高温高压岩心流动装置中测定速敏、水敏、盐敏、碱敏伤害率；利用压力传递实验，由两侧水活度推算理论渗透压差Δπ，结合实测平衡压差ΔP按σ=ΔP/Δπ计算半透膜效率；通过高温高压滤失、泥饼微观形貌观察与动态污染实验评价封堵性及储层伤害；以稀盐酸处理验证膜层酸降解性。
研究结果
储层特征
通过XRD与压汞表征，明确储层为低孔低渗双孔介质：基质平均孔径11.99 nm，天然裂缝50–100 μm；黏土以I/S与伊利石为主。敏感性实验确认水敏为首要机制（72.3%），盐敏、速敏、碱敏次之，决定保护原则为“高矿化度、中高碱度、强抑制、高密封”。
原体系性能与添加剂作用机制
基线有机盐钻井液盐度约235000 mg/L、pH 8.5，抑制性与降滤失性良好，但单一化学抑制无法匹配双孔尺度。CMJ-01通过界面吸附成膜，把化学渗透调控与刚性颗粒桥接耦合，弥补原体系对宽裂缝与纳米孔喉的协同封隔不足。
成膜封堵剂性能评价
封堵性能：1.0 wt% CMJ-01即可将50–100 μm裂缝滤失控制在≤1 mL；过量添加边际效益低，1.0 wt%为经济最优。
膜效率与承压：σ由23.5%升至70.1%，ΔP升至0.1034 MPa；膜层降低水相渗透率，承压与选择性透过性增强。
泥饼与水渗：SEM显示膜剂使泥饼更致密、裂纹减少；160 min清水渗滤由20.2 mL降至12.1 mL，长期阻水能力提高。
酸降解性：稀酸接触后聚合物网络瓦解，膜层溶解，利于投产前解堵与渗透率恢复。
优化体系验证
加入1.0 wt% CMJ-01后，API与高温高压（HTHP）滤失均由3.4–4.0 mL降至1.0 mL，72 h老化后仍稳定；岩心动态污染实验证明渗透率伤害率降至35.7%、恢复率升至91.3%。
讨论与结论翻译
讨论指出，实验室结果基于简化温压与单相流条件，未完全覆盖井下有效应力、多相流与复杂化学耦合；后续需分子尺度膜行为定量表征与矿场试验验证。作者结论可归纳如下：
（1）该储层具双孔结构（纳米孔11.99 nm、裂缝50–100 μm），水敏为主控损害（72.3%），源于占黏土56%的伊蒙混层。
（2）CMJ-01将半透膜效率σ由23.5%提至70.1%，与刚性桥接协同封隔50–100 μm裂缝，实现近零高温高压滤失。
（3）优化体系（1.0 wt% CMJ-01）使渗透率伤害率由61.8%降至35.7%，恢复率由58.1%升至91.3%，且膜层酸可降解，便于井筒清理。
上述结果说明，“半透膜+刚性桥接”双功能协同可同时保障井壁稳定与储层保护，为高水敏、天然裂缝致密砂岩油藏提供可推广的钻井液技术路径。
