油气层损害机理

第四章 油气层损害机理

当探井落空、油气井产量快速递减、注入井注入能力下降，人们首先想到的是油气层可能被损害。随着勘探开发的地质对象越来越复杂（规模变小，储层致密、深层高温高压、老油气田压力严重衰竭），探井成功率降低，开发作业成本增加，使得油气层损害研究更加倍受关注。

油气层被钻开之前，在油气藏温度压力环境下，岩石矿物和地层流体处于一种物理、化学的平衡状态。钻井、完井、修井、注水和增产等作业或生产过程都能改变原来的环境条件，使平衡状态发生改变，这就可能造成油气井产能下降，导致油气层损害。

为了揭示油气层损害机理，不仅要研究油气层固有的工程地质特征和油气藏环境（损害内因），而且还应研究这些内因在各种作业条件下（损害外因）产生损害的具体过程。损害机理研究以岩心分析、敏感性评价、工作液损害模拟实验和矿场评价为依托，通过综合分析，诊断油气层损害发生的具体环节、主要类型及作用过程，最后要提出有针对性的保护技术和解除损害的措施建议。

第一节 油气层损害类型

油气井生产或注入井注入能力下降现象的原因及其作用的物理、化学、生物变化过程称为油气层损害机理。通常所说的油气层损害，其实质就是储层孔隙结构变化导致的渗透率下降。渗透率下降包括绝对渗透率的下降（即渗流空间的改变，孔隙结构变差）和相对渗透率的下降。外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害等都改变渗流空间；引起相对渗透率下降的因素包括水锁（流体饱和度变化）、贾敏、润湿反转和乳化堵塞。油气层损害主要发生在井筒附近区，因为该区是工作液与油气层直接接触带，也是温度、压力、流体流速剧烈变化带。钻井完井过程的损害一般限于井筒附近，而增产改造、开发中的损害可以发生在井间任何部位。

对于某一油气藏和具体作业环节到底如何有效地把握主要的损害呢？大量研究工作和现有的评价手段已能清楚地说明主要损害原因。目前比较普遍接受的分类方案见表4—1，首先分成四大类：（1）机械损害；（2）化学损害；（3）生物损害；（4）热力损害，然后再进行细分。表4—1的分类体系说明，即使是一种看起来较简单的类型，也包含着多种复杂的作用过程。

表4—1 油气层损害类型及其分布结构 大 类 亚 类 三 级 四 级 作业环节 微粒运移 钻井完机械井、增产钻完井液 作用 固相侵入 改造、修固相

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相圈闭 机械损害 射孔损害 应力损害 岩石—外来 流体不配伍 化学作用 地层流体—外来 流体不配伍 注入流体固相 水基工作液 油基工作液 泡沫状油 岩面釉化 岩粉挤入 压实损害 剪切膨胀 地层压实 敏感性损害 处理剂吸附 有机垢沉积 无机垢沉积 乳状液堵塞 粘土矿物损害 非粘土矿物损害 聚合物、阴离子 石蜡、沥青沉积 盐类沉积、水合物、类金刚石物 井、注水注气、EOR 气体流体钻井、斜井钻井 射孔完井 钻井、油气生产 钻井完井、增产改造、修井、注水注气、EOR 润湿性反 转 分泌聚合 物 注水和生物腐蚀损害 EOR过程作用 为主 流体酸性 化 矿物溶解 热力矿物转化 热力采油作用 润湿性变为主 化 一、机械作用 机械作用损害指钻井、完井、压井、增产措施中设备和工作液直接与地层

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发生物理变化造成的渗透率下降。有时生产中地层流体本身性质的变化也可以发生机械作用损害。 1.微粒运移

多数油气层都含有一些细小矿物，称为地层微粒。包括粘土矿物、非晶质硅、微晶石英、微晶长石、云母碎片和碳酸盐矿物等，其粒径通常小于37μm，是潜在的可运移微粒源。微粒在流体流动作用下首先从孔隙或裂缝壁面脱落、运移，在流动通道变窄或流速减低时，单个或多个微粒在孔喉处发生堵塞，造成油气层渗透率下降，这就是微粒运移损害（图4-1）。使油气层微粒开始运移的流体速度叫临界流速。只有流速超过临界流速后，众多的微粒才能运移，发生堵塞。由于油气层中流体流速的大小直接受生产压差的影响，即在相同的油气层条件下，一般生产压差越大，相应地流体产出速度就越大，因此，虽然微粒运移是由流速过大引起，但其根源却是生产压差过大。同样，注入井注入压差过大，也会使注入流体的流速超过临界流速而产生微粒运移损害。

图4—1 微粒运移堵塞示意图

临界流速与下列因素有关：（1）油气层的固结程度、胶结类型和微粒粒径；（2）孔隙几何形状和流道表面粗糙度；（3）岩石和微粒的润湿性；（4）液体的离子强度和pH值；（5）界面张力和流体粘滞力；（6）温度。 影响微粒运移并引起堵塞的因素有：（1）微粒级配和微粒浓度是影响微粒堵塞的主要因素，当微粒尺寸接近于孔隙尺寸的1/3或1/2时，微粒很容易形成堵塞；微粒浓度越大，越容易形成堵塞；（2）孔壁越粗糙，孔道弯曲越大，微粒碰撞孔壁越易发生，微粒堵塞孔道的可能性越大；（3）流体流速越高，不仅越易发生微粒堵塞，而且形成堵塞的强度越大；（4）流速方向不同，对微粒运移堵塞也有影响。对于生产井来说，由于流体是从油气层往井眼中流动，因此当井壁附近发生微粒运移后，一些微粒可通过流道排到井眼，一些微粒仅在近井地带造成堵塞。注入井情况恰好相反，流体是从井眼往油气层中流动，在井壁附近产生的微粒运移不仅在井壁附近产生堵塞，而且会造成油气层深部微粒的沉积堵塞。

微粒运移是最常见且较严重的损害方式之一。对于有强烈的微粒运移潜在损害的油气藏可采取下列措施：（1）降低产量或注入量，这种做法可以解决问题但并不是最佳选择；（2）对于射孔完成井，通过高密度射孔增加流动通

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道面积，降低流速；（3）条件允许时，尽可能采用裸眼完井；（4）应用水平井增大与油气层接触的泄流面积，适当降低流速；（5）采用水力压裂技术；（6）疏松砂岩油气层可采用压裂-砾石充填完井技术；（7）工作液中加入适当的粘土防膨剂和地层微粒稳定剂；（8）控制油气井过早见水和含水率。 2.固相侵入

入井流体常含有两种固相颗粒：一种是为达到工艺性能要求而必须加入的有用颗粒，如钻井完井液中的粘土、加重剂和桥堵剂等；另一种对于储层而言属有害固相，如钻井完井液中的钻屑和注入流体中的固相杂质。当井眼中液柱压力大于油气层孔隙压力时，固相颗粒就会随流体一起进入油气层，在井眼周围或井间的某些部位沉积下来，从而缩小油气层流道尺寸，甚至完全堵死油气层。

外来固相颗粒对油气层的损害有以下特点：（1）颗粒一般在近井地带造成较严重的损害；（2）颗粒粒径小于孔径的十分之一，且浓度较低时，虽然颗粒侵入深度大，但是损害程度可能较低；但此种损害程度会随时间的增加而增加；（3）对中、高渗透率的砂岩油气层来说，尤其是裂缝性油气层，外来固相颗粒侵入油气层的深度和所造成的损害程度相对较大。 控制外来固相颗粒对油气层的损害程度和侵入深度的因素有：（1）固相颗粒粒径与孔喉直径的匹配关系；（2）固相颗粒的浓度；（3）施工作业参数如压差、剪切速率和作业时间。应用辨证的观点可在一定条件下将固相堵塞这一不利因素转化为有利因素，如当颗粒粒径与孔喉直径匹配较好、浓度适中，且有足够的压差时，固相颗粒仅在井筒附近很小范围形成严重堵塞（即低渗透的内滤饼），这样就限制了固相和液相的侵入量，从而降低损害深度。 当作业的液柱压力太大时，有可能使油气层破裂，或使已有的裂缝开启，导致大量的工作液漏入油气层而产生损害。影响这种损害的主要因素是作业压差和地层的岩石力学性质。

射孔完成或通过压裂投产的油气井，固相侵入损害可以得到一定程度的消除。对于裸眼井或未水泥固井的衬管完成井，固相损害表现十分严重。水平井大部分采用裸眼或衬管完成，所以防止固相侵入损害非常必要。应用屏蔽暂堵原理设计无损害的钻井完井液，或者欠平衡作业是抑制固相侵入损害的有效途径。现场一般通过对压井液、射孔液、修井液、酸液、压裂液、注入流体的严格过滤来避免固相侵入损害。 3.相圈闭

相圈闭与不利的毛管压力和相对渗透率效应有密切关系。相圈闭的基本表现是，由于某一相流体（气、油、水）饱和度暂时或永久性地增加而造成我们所希望产出或注入流体相对渗透率的下降。当油基工作液进入气层、或者含油污水注入到地层中可形成油相圈闭；凝析气藏开发一段时间后，当井底压力低于气藏露点压力时，凝析液在井眼附近聚集形成油相圈闭；黑油油藏若在低于泡点压力下开采，溶解气的溢出使气相饱和度增加，可出现气相圈闭。水基工作液滤液进入油气层后，会增加水相的饱和度，降低油或气的饱

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和度，增加油气流阻力，导致油气相渗透率降低（图4-2）。

图4-2 含水饱和度与油相渗透率的关系

Kro—油的相对渗透率；Krw—水的相对渗透率；Sor—残余油饱和度；Swi—束缚

水饱和度

在作业引起的相圈闭损害类型中，水相圈闭较常见。根据产生毛管阻力的方式，可分为水锁损害和贾敏损害。水锁损害是由于非润湿相驱替润湿相而造成的毛管阻力，从而导致油相渗透率降低。贾敏损害是由于非润湿液滴对润湿相流体流动产生附加阻力，而导致油相渗透率降低。对低渗油层和致密气层来说，由于初始含水饱和度经常低于束缚水饱和度，且储层毛管压力大，水相圈闭损害应引起高度重视（图4-3）。

影响相圈闭损害的因素包括：引起相圈闭的流体饱和度增加幅度、侵入量（深度）、油气藏压力、岩石的相对渗透率曲线形态和油气层毛管压力（孔喉半径分布）。防止相圈闭的简单方法就是忌用有潜在相圈闭损害的流体。例如低渗—致密气藏的钻井完井作业，最好使用屏蔽暂堵技术和气体类型的欠平衡钻井。当然水基工作液欠平衡钻井可以部分抑制水相圈闭损害，但由于毛管自吸作用的存在，要完全消除水相圈闭损害是不可能的。通过加入表面活性剂、增加油气能量、注入干燥气体、热处理油气层、压裂等措施可以缓解水相圈闭损害的影响。 4.机械损害

钻头破岩、与岩石摩擦产生热力，在高温作用下使岩石表面熔结、光化的现象称岩面釉化；在井眼中钻具偏心转动、滑动使一些微粒和钻屑被挤入地层的现象称岩粉挤入，这在定向井、水平井钻井作业中表现明显。这种机械损害在室内模拟实验研究比较困难，但通过井壁取心和全尺寸岩心分析可以说明现象的存在。天然气钻井和空气钻井易出现岩面釉化损害，因为与水基工作液相比，气体的传热能力大大降低。增加工作液的润滑性、提高流体的携屑和清洗井眼的能力可减小岩粉挤入损害。

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图4-3 异常低初始含水饱和度气藏的水相圈闭损害机理 5.射孔损害

射孔损害主要来自射孔枪弹爆炸的碎片、岩石破碎带、压实带。地层震动后，粘土矿物等微粒更易于失稳进入射孔孔眼（详见第六章）。 6．应力损害

油气层岩石在地下受到垂向应力（SV）、侧应力（SH ，Sh）和孔隙流体压力（即地层压力pR）的共同作用。上覆岩石产生的垂向应力仅与埋藏深度和岩石的密度有关，对于某点岩石而言，上覆岩石压力可以认为是恒定的。井眼形成后，由于岩石变形和应力的重新分布，井壁岩石的压缩和剪切膨胀可以产生应力损害。损害程度决定于井眼轨迹取向、岩石力学性质和原地应力场参数。

油气层压力则与油气井的开采压差和时间有关。随着开采的进行，油气层压力逐渐下降，这样岩石的有效应力（σ= SV - pR）就增加，使流道被压缩，尤其是裂缝—孔隙型流道更为明显，导致油气层渗透率下降（表4-2）而造成应力敏感性损害，影响应力敏感损害的因素包括压差、油气层自身的能量和油气藏类型。

表4-2 有效应力与渗透率之间关系 不同有效应力下的渗透率，MPa/10-3μm2 样井层号 号 位 7 14 21 28 35 42 49 X1383.165.92.1.3F51 J2s 0.84 0.56 6 4 .9 9 65 9 X1314.3.1.00.0.1F60 J2s 0.092 0.055 6 3 33 2 69 8 X1314.3.1.10.0.2F59 J2s 0.19 0.13 6 2 45 9 54 9 H124.81.0.40.0.22F97 T3x 0.047 0.028 7 6 36 6 19 89

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F10H121.80.0.00.0.02T3x 0.015 0.012 5 7 1 31 93 04 23 当油气层较疏松时，若生产压差太大，可能引起油气层大量出砂，进而造成油气层坍塌，产生严重的损害。此时，一定要采取防砂措施，并控制压力开采。

二、化学作用

化学作用损害包括不利的岩石—外来流体反应和地层流体—外来流体反应造成的油气层损害。 1. 岩石—流体不配伍 1）水敏性损害

若进入油气层的工作液与油气层中的水敏性矿物（如蒙脱石）不配伍时，将会引起这类矿物水化膨胀、或分散/脱落，导致油气层渗透率下降。油气层水敏性损害的规律有：（1）当油气层物性相似时，油气层中水敏性矿物含量越高，水敏性损害程度越大；（2）油气层中常见的粘土矿物对油气层水敏性损害强弱影响顺序为：蒙皂石>伊/蒙间层矿物>伊利石>高岭石、绿泥石；（3）当油气层中水敏性矿物含量及存在状态均相似时，高渗透油气层的水敏性损害比低渗油气层的水敏性损害要低些；（4）工作液的矿化度越低，引起油气层的水敏性损害越强；工作液的矿化度降低速度越大，油气层的水敏性损害越强；（5）工作液矿化度相同的情况下，含高价阳离子的成分越多，引起油气层水敏性损害的程度越弱。 2）碱敏性损害

高pH的工作液侵入油气层时，与其中的碱敏性矿物发生反应造成粘土微结构失稳、分散/脱落、新的硅酸盐沉淀和硅凝胶体生成，导致油气层渗透率下降，这就是油气层碱敏性损害。油气层产生碱敏损害的原因为：（1）粘土矿物的铝氧八面体在碱性溶液作用下，使边面的负电荷增多，导致晶体间斥力增加，促进分散；（2）隐晶质石英和蛋白石等较易与氢氧化物反应生成不可溶性硅酸盐，这种硅酸盐可在适当的pH范围内形成凝胶而堵塞流道。影响油气层碱敏性损害程度的因素有：碱敏性矿物的含量、工作液pH值和侵入量，其中pH值起着重要作用，pH值越大，造成的碱敏性损害越大（表4-3）。

表4-3 碱敏性评价结果（塔里木东河塘） K? 岩层7.08.09.010.012.PH值 样 位 10?3?m2 0 0 0 0 00 K,10?3?m2 12.10.8.97.38 4.320 49 0 8 16 C2 19.40 ?K/K7,% 14.26.39.664.41 60 0 10 K,10?3?m2 10.9.48.87.35 4.912C3 10.80 2 15 4 59 9

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7.012.27.550.0 41 9 84 K,10?3?m2 25.23.19.15.29.145 18 79 8 9 17C4 27.30 ?K/K7,% 2 8.922.39.963.2 23 6 89 注：?K表示pH值为7的渗透率与其它pH的渗透率之差。

3）酸敏性损害

油气层酸化处理后，释放大量微粒，矿物溶解释出的离子还可能再次生成沉淀，这些微粒和沉淀将堵塞油气层的流道，轻者可削弱酸化效果，重者导致酸化失败。酸化后导致油气层渗透率降低的现象就是酸敏性损害。造成酸敏性损害的无机沉淀和凝胶体有：Fe（OH）3、Fe（OH）2、CaF2、MgF2、氟硅酸盐、氟铝酸盐沉淀以及硅酸凝胶。这些沉淀和凝胶的形成与酸的浓度有关，其中大部分在酸的浓度很低时才形成沉淀。控制酸敏性损害的因素有：酸液类型和组成、酸敏性矿物含量、酸化后返排酸的时间。 4）化学剂吸附

工作液和注入流体中的聚合物及其它高分子处理剂易在岩石基块和裂缝表面的粘土矿物上吸附和滞留，由于它们具有较大的分子尺寸，从而降低了有效的流道空间，导致储层渗透率下降。对于低渗—致密油气藏，高分子化学剂吸附损害不可忽视。室内评价实验有助于筛选合适的处理剂，并且当损害发生时采用氧化剂或酶可以解除这种损害。 2.地层流体—外来流体不配伍

当外来流体的化学组分与地层流体的化学组分不相匹配时，将会在油气层中引起沉积、乳化、或促进细菌繁殖等，最终影响储层渗透性。 1）无机垢沉积

由于外来流体与油气层流体不配伍，可形成CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrCO3、SrSO4等无机垢沉淀。影响无机垢沉淀的因素有：（1）外界液体和油气层液体中盐类的组成及浓度。一般说，当这两种液体中含有高价阳离子（如Ca2+、Ba2+、Sr2+等）和高价阴离子（如SO42-、CO32-等），且其浓度达到或超过形成沉淀的溶度积时，就可能形成无机沉淀；（2）液体的pH值，当外来液体的pH值较高时，可使HCO3-转化成CO32-离子，引起碳酸盐沉淀，同时，还可能引起Ca（OH）2等氢氧化物沉淀形成。 2）有机垢沉积

外来流体与油气层原油不配伍,可生成有机沉淀。有机沉淀主要指石蜡、沥青质及胶质在井眼附近的油气层中沉积，这样不仅可以堵塞油气层的孔道，而且还可能使油气层的润湿性发生反转，从而导致油气层渗透率下降。影响形成有机垢的因素有：（1）外来液体引起原油pH值改变而导致沉淀，高pH值的液体可促使沥青絮凝、沉积，一些含沥青的原油与酸反应形成沥青质、树脂、蜡的胶状污泥；（2）气体和低表面张力的流体侵入油气层，可促使有

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?K/K7,% 机垢的生成。（3）注入流体的冷却效应，如冬季注水、压裂酸化排量过高可能引起石蜡、沥青沉积。 3）乳状液堵塞

外来流体常含有许多化学添加剂，这些添加剂进入油气层后，可改变油水界面性能，使外来油与地层水或外来水与油气层中的油相混合，形成油或水作外相的乳状液。这样的乳状液造成的油气层损害有两方面：一方面是比孔喉尺寸大的乳状液滴堵塞孔喉，另一方面是提高流体的粘度，增加流动阻力。影响乳状液形成的因素有：（1）表面活性剂的性质和浓度；（2）微粒的存在；（3）油气层的润湿性。

3．地层流体的平衡状态破坏

油气层流体在采出过程中，必须具有一定的生产压差，这就会引起近井地带的地层压力低于油气层的原始地层压力，从而形成无机和有机沉淀物而堵塞油气层，产生结垢损害。此时垢类型可能与流体不配伍时相同，但是成垢机理却不相同。压力降低时的结垢机理为：（1）无机垢的形成，由于油层压力的下降，流体中气体不断脱出，在脱气之前，CO2以一定比例分配在油、水两相之中，脱气之后CO2就分配在油、气、水三相中，使得水相中的CO2量大大减小，CO2的减少可使地层水的pH升高，这将有利于地层水中HCO3-的解离，使平衡向CO32-浓度增加的方向移动，促使更多的CaCO3沉淀生成；（2）有机垢生成，油气层压力降低，使原油中的轻质组分和溶解气挥发，石蜡在原油中的溶解度降低，促使石蜡沉积，造成堵塞。 4．润湿性反转

岩石由水润湿变成油润湿后，造成不利的后果。原油从占据孔隙中央部分变成占据小孔隙角隅或吸附在颗粒表面，大大地减少了油的有效流道；使毛管力由原来的驱油动力变成驱油阻力。这样不但使采收率下降，而且大大地降低油气有效渗透率。油气层由水润湿转变为油润湿后，可使油相渗透率降低15%~85%。对润湿性改变起主要作用的是表面活性剂，影响润湿性反转的因素有：pH值、聚合物处理剂、无机阳离子和温度。 三、生物作用

油气层原有的细菌或者随着外来流体一起进入的细菌，在作业过程中，当油气层的环境变成适宜它们生长时，它们会很快繁殖。油田常见的细菌有硫酸盐还原菌、腐生菌、铁菌等。由于它们的新陈代谢作用，可能在三方面产生油气层损害：（1）它们繁殖很快，常以体积较大的菌落存在，这些菌落可堵塞孔道；（2）腐生菌和铁细菌都能产生聚合物粘液，这些生物聚合物粘液易于吸附并堵塞油气层；（3）细菌代谢产生CO2、H2S、S2-、OH-等，与井下和地面金属设备表面作用，可引起FeS2、CaCO3、Fe（OH）2等无机沉淀。影响细菌生长的因素为：环境条件（温度、压力、矿化度和pH值）和营养物。防止细菌损害的常用作法是在工作液和注入流体中加入氧化剂和各种杀菌剂。细菌的生物损害比较普遍，而且若发生在井间部位更难于处理，所以必须以预防为主。

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四、热力作用 1．增加损害程度

一般说油气层的温度越高，这种油气层表现出的各种敏感性的损害程度就越强，因为损害反应的速度迅速增加。温度升高，各种工作液的粘度就越低，控制滤失的能力下降，工作液的滤液就更容易进入油气层，从而导致更为严重的损害。

2．引起结垢损害

温度变化时，也可能引起无机垢和有机垢沉淀，从而造成油气层损害。此时的损害机理为：当温度降低时，使放热沉淀反应生成的沉淀物（如BaSO4）的溶解度降低，析出无机沉淀，当原油的温度低于石蜡的初凝点时，石蜡将在油气层孔道中沉积，导致有机垢的形成；当温度升高时，使吸热沉淀反应（如生成CaCO3、CaSO4的沉淀反应）更容易发生，从而有可能引起无机垢损害。

3．注蒸汽和火烧油层过程中的高温热力损害 1）矿物溶解

一般而言，随温度增加矿物的溶解度增加，只是碳酸盐矿物具有反向溶解性。长期热力开采使一些矿物溶解，原来被这些矿物所包裹的地层微粒就会释放出来。高温流体注入中，温度降低它们又可以再次沉淀析出，释放的地层微粒也能堵塞远离井筒区。 2）矿物转化

当温度超过1800C，原来的非活跃性粘土矿物可以向活跃性粘土矿物转化，这样油层的敏感性也会强化，膨胀、分散/运移更易于发生。 3）润湿性变化 室内实验表明，温度升高，储层倾向于水湿程度增大，使油相渗透率增加，且有利于石油采收率的提高。但由于油藏中一些未被蒸汽作用的部分仍可维持原来的润湿性，这样不论从宏观还是微观上讲，油藏的润湿性分布的非均质性都将显著增加。注入蒸汽和热水前缘推进不均衡，有可能使一些原油被水分割成孤立的“油区”，而这部分油难于被后续的蒸汽和热水驱替，导致油层的采收率和油相渗透率降低。

还有一种情况，当蒸汽吞吐时，热水驱使油层水湿程度增加，残余油占据孔隙中央，环绕油珠周围是直接与矿物接触的热水；随后蒸汽驱时，热水变成蒸汽，残余油又与矿物直接接触，孔隙表面为油膜覆盖，油层快速地由水湿转变为油湿。润湿性的交替变化降低油相渗透率和采收率。 4）绝对渗透率降低

在油藏岩石总体积恒定条件下，温度升高矿物颗粒的膨胀程度增加，孔喉必然得到压缩，储层渗透率下降。热应力作用还可形成破裂，增加地层微粒的活化程度，微粒释放变得更容易。

五、生产或作业时间对油气层损害的影响

生产或作业时间对油气层的损害可能产生如下两方面的影响：（1）生产或

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但也存在一些差异。

1．流体一流体不配伍性

由于碳酸盐岩储层的地层水矿化度较高，富含二价阳离子（如Ca2+、Mg2+），而使流体一流体不配伍性更为严重。碳酸盐矿物的酸溶解度较高，又使酸化成为一种常用的增产措施。但是，一旦出现油一酸或酸一盐水不相容，尤其是在低渗透性的碳酸盐岩储层，产能不仅不会增加，反而会降低。 2．岩石一流体不配伍性

大多数碳酸盐岩储层粘土矿物含量低，且处于被孤立隔绝状态。因此，多数碳酸盐岩不存在象砂岩中常出现的岩石一流体敏感性问题。但在酸化作业中，释放出来的酸不溶残渣大部分为粘土矿物，这些粘土矿物的活化可以引发微粒运移问题。 3．固相侵入损害

均质碳酸盐岩储层中也存在泥浆和钻屑侵入问题，与均质砂岩储层情况类似。然而，在碳酸盐岩储层钻进时所产生的钻屑是酸溶性的，如果侵入深度较小，通过酸洗或酸压的方式可以比较容易消除固相损害。当在渗透性较高的均质碳酸盐岩系统中钻进时，加入酸溶性屏蔽暂堵剂（如CaCO3），与钻屑一同用于控制流体滤失。 4．相圈闭损害

初始含水饱和度较低的致密碳酸盐岩气藏存在强烈的水相圈闭损害的趋势。此外，绝大多数碳酸盐岩油藏表现为中性到亲油趋势，初始含水饱和度通常也很低，水相圈闭效应同样使这种这类油藏受到损害。 5．处理剂吸附损害

化学处理剂吸附和润湿反转也会损害碳酸盐岩储层，但由于活跃性的粘土矿物含量一般很低，且在初始状态下具有向亲油性自然变化的趋势，因此这些因素的影响（与砂岩储层相比）要弱得多。 6．微粒运移损害

大多数碳酸盐岩储层不含有丰富的粘土矿物或可活化的地层微粒，因此其速敏性相对较弱。有时储层沥青、纤维状石膏、微晶石英、微晶长石、或注入流体引入的就地生长细菌也会存在潜在的微粒运移问题。 六、裂缝/溶蚀孔洞型碳酸盐岩油气藏

绝大部分碳酸盐岩储层表现为强烈的非均质性。对于裂缝性碳酸盐岩储层，要象对裂缝性砂岩储层那样进行评价，确认储层基块是否对产能有贡献(如果存在，流体设计中就应考虑前文所述的要点)，或者产能是否主要来自裂缝系统。同样由于钻屑的可酸溶性，假如裂缝系统中侵入钻屑的损害只是局部的，且深度范围较小，则碳酸盐岩裂缝系统的损害较砂岩储层更易于处理。但应该强调的是，非酸溶性泥浆成分，如重晶石加重材料、人工粘土、或来自井筒上部非碳酸盐岩地层的钻屑，在砂岩地层和碳酸盐岩地层都可能造成损害。

溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层的问题较为复杂。如果孔洞之间未广泛连通，

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那么各孔洞仅涉及井筒较浅的范围，不是流体设计和选择优先考虑的因素。 具有很好相互连通性的孔洞系统很可能像开启的大裂缝一样发生严重的流体漏失，大量泥浆和固相颗粒向孔洞系统的漏失是损害渗透率的主要潜在因素。某些情况下，如果孔洞之间的相互连通性规模相对较小，一定大小的固相堵漏剂就会有效地阻止大量的漏失。而对于相互连通规模较大，在欠平衡钻进时，仍会有大量流体漏失，此时应当考虑使用超粗粒级的堵漏材料和桥堵剂。

七、裂缝性变质岩/岩浆岩油气藏

变质岩/岩浆岩储层的形成多与潜山风化壳有关，如酒西盆地鸭儿峡变质岩油藏、辽河大民屯凹陷东胜堡潜山变质岩油藏、济阳坳陷王庄变质岩油藏、和二连盆地阿北油田中生界安山岩油藏。这类储层表现出强烈的非均质性，储渗空间以构造成因的裂缝和风化破碎淋溶的孔隙、溶蚀裂缝、溶洞为主。由于岩石性脆，裂缝密度大，组系多，微裂缝发育，各种规模的裂缝相互连通，可以形成较高的储集和渗流能力。

要详细评价储层基块和裂缝系统对产能的贡献，以制定有针对性的保护措施。与碳酸盐岩储层不同，变质岩/岩浆岩钻屑的可酸溶性差。若裂缝系统中侵入钻屑、非酸溶性泥浆成分，如重晶石加重材料、人工粘土、或来自井筒上部碎屑岩的钻屑，都可能造成损害。对于相互独立的裂缝系统，钻井完井液密度控制更加困难，固相和液相侵入损害比较普遍。井漏、或井喷后的压井通常造成最严重的损害。

变质岩/岩浆岩储层的矿物组成比碳酸盐岩储层复杂得多。首先是初始矿物组分多，然后在风化过程、再次埋藏过程还要发生一系列的矿物形成和转化。裂缝和孔隙中常有方解石、白云石、高岭石、绿泥石、伊利石、蒙皂石、沸石等自生矿物，从敏感性矿物组分的多样性来说，有时并不亚于砂岩储层。所以油气层损害的特点与裂缝性砂岩储层相似。

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