保护储层钻井完井液技术

第五章钻井过程中的保护油气层技术主要内容钻井过程中造成油气层损害的原因保护油气层的钻井液技术保护油气层的钻井工艺技术保护油气层的固井技术重要性第一个工程环节油气层的损害具有叠加性钻开产层对近井壁地层的影响近井壁岩石应力变化、井壁岩石失稳，应力重新分布井眼形状、岩石物性、强度变化井筒液柱压力的影响钻井液：①平衡孔隙压力、循环钻屑；②抵消岩石侧向变形的作用；③作用于井底及周围岩石。静液柱压力不能完全消除岩石的变形，使储层岩石力学性质产生变化，降低某些岩石的强度；密度过大，岩石被压裂，造成井漏。孔隙压力大于液柱总压力，地层流体会涌入井筒，产生井涌，井喷事故液柱压力大于孔隙压力，流体和固相进入岩石孔隙，对产层造成污染。岩石被压破，液体漏失。1.钻井过程中造成油气层损害的原因钻井液与地层流体相互作用钻井液与地层流体接触，固／液相原始平衡破坏：化学组分不平衡：钻井液无法与原地层中流体化学性质配伍而产生化学变化，Ca++、Mg++、Fe++、Fe+++等离子产生沉淀。酸、碱物质对胶结物造成侵蚀，粘土脱落，堵塞孔道，产层出砂。浓度不平衡：化学物质相互间的渗透，产生渗透压力，对岩石造成污染或伤害。储层岩石性质的变化固、液两相物质进入产层：孔隙变形、孔隙度、渗透率、强度、产能下降两种液体间的化学反应结垢钻井液液相浸泡使胶结物破坏，强度降低，引起出砂。1.钻井过程中造成油气层损害的原因

1）钻井液中分散相颗粒堵塞油气层①固相颗粒堵塞油气层（大小、含量、压差）②乳化液滴堵塞油气层（压差、润湿性）

2）钻井液滤液与岩石不配伍水敏、盐敏、碱敏、润湿反转、表面吸附

3）钻井液滤液与油气层流体不配伍无机盐沉淀、形成处理剂不溶物、水锁、乳化堵塞、细菌堵塞

4）相渗透率变化（液相圈闭）

5）负压差急剧变化（速敏、裂缝闭合、有机垢）（1）钻井过程中油气层损害的原因l）压差在一定压差下，钻井液中的滤液和固相会渗入地层内，造成固相堵塞和粘土水化和水膜厚度增加等许多问题。井底压差越大，对油(气)层损害的深度越深，对油(气)层渗透率的影响也更为严重。根据研究认为，钻开油层时，压差小于10MPa时，产量接近636m3/d，压差大于10MPa时，产量仅为318m3/d。钻井中的超平衡压力钻井，使液相、固相侵入地层，油层的渗透率降低10％一75％。薄片和电镜分析证明微粒侵入油层是油层损害的主要原因之一。压差是造成油(气)层损害的主要原因之一，降低压差是油(气)层保护的重要技术措施。（2）钻井过程中影响油气层损害的工程因素造成井内压差增大的原因：采用过平衡钻井液密度；管柱运动产生的激动压力；地层压力检测不准确；水力参数设计不合理；井身结构不合理；钻井液流变参数设计不合理；

井喷及井控方法不合理；井内钻屑浓度；开泵引起的井内压力激动。（2）钻井过程中影响油气层损害的工程因素2）浸泡时间浸泡过程中固、滤液相持续侵入地层在钻开油(气)层时，钻井液固、液相侵入油(气)层中的数量随钻井液浸泡时间的延长而增加。3）环空流速环空流速不合理，井壁泥饼冲蚀严重，也会对油(气)层产生损害。4）钻井液性能

①固相含量及固相粒子级配钻井液中固相含量愈高，对油(气)层损害愈大（2）钻井过程中影响油气层损害的工程因素固相对油(气)层损害的大小决定于：固相粒子的形状、大小、性质、级配。大于孔隙的粒子不会侵入油（气）层造成损害；颗粒愈小侵入深度愈大。钻井液中含有细颗粒或超细颗粒，侵入深度和损害程度愈大。钻井液中不同直径的粒子都有，虽侵入深度降低，但损害带的损害程度并不减少。固相粒子对裂缝油藏的损害更为突出减少固相含量，特别是细及超细粒子含量，并使其保持合理的级配，是减少钻井液固相对油层损害的重要措施。若钻进中井壁不稳定，页岩坍塌，井径扩大，泥页岩造浆等因素造成固相含量增加，会加剧固相对油层的损害。（2）钻井过程中影响油气层损害的工程因素

②钻井液对粘土水化作用的抑制钻井液对粘土水化的抑制性愈强，地层水敏损害愈小。要针对油(气)层中的粘土类型和性质，提高钻井液的抑制性。

③钻井液液相与地层流体的配伍性避免生成沉淀、结垢

④钻井液处理剂对油(气)层的损害处理剂是钻井液的必要成分，要针对油藏特性，选择适当的处理剂。（2）钻井过程中影响油气层损害的工程因素钻井液的基本要求有效控制储层流体压力，保持正常钻进满足工程要求的流变性稳定井壁，改善滤饼，防止各种复杂问题具有保护油层性质2.保护油气层的钻井液技术1）控制井下压力密度可调整，可以有效地控制井下流体压力，满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需要。2）流变性满足井下需要3）稳定井壁要求钻井完井液的密度、抑制性、造壁性、封堵能力(对裂缝性地层)满足所钻地层要求。4）性能稳定，温度稳定性5）钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配控制固相粒子含量及级配，防止固相粒子对油(气)层的损害。（1）保护油气层对钻井液的要求6）液相与地层的相容性必须与油气层岩石相配伍，对地层中敏感性矿物有相应的抑制性。滤液组分必须与油气层中流体相匹配，避免沉淀、乳化堵塞、水锁、细菌产生。7）防腐钻具、套管在盐水中的防腐问题，在完井液(多为盐水)中特别突出，应专门考虑。

8）对环境无损害和污染，或污染可清除（1）保护油气层对钻井液的要求1）水基钻井完井液2）油基钻井完井液3）气体型钻井完井液4）合成基钻井完井液5）屏蔽式暂堵技术（2）钻开油气层的钻井液类型1）水基类钻井完井液目前广泛使用的一大类钻井完井液，以水为分散介质。

①无固相清洁盐水钻井完井液不含任何固相的清洁盐水，精细过滤保证盐水的清洁程度，用盐的种类、浓度、配比调整密度。组成：氯化钠、氯化钙、溴化钠、溴化钙、溴化锌盐水溶液；密度1.00—2.3g/m3对水敏矿物有强抑制性，可用无损害(损害低)的聚合物提粘度、降失水，改善其造壁性；用表面活性剂和防腐蚀剂改善性能。（2）钻开油气层的钻井液类型

②水包油钻井完井液将一定量油分散于水或不同矿化度盐水中，形成以水为分散介质、油为分散相的无固相钻井液。组成：油、水、水相增粘剂、主辅乳化剂；密度通过油水比、可溶性盐调节；低损害处理剂调节滤失量和流变性。③无粘土暂堵型聚合物钻井完井液在盐水中加入可以加重又有利于形成泥饼而控制失水的固体粒子，则使体系加重和失水控制变得比较容易。虽然这些固体粒子必然堵塞油(气)层，但是可在后期用特殊办法消除。1）水基类钻井完井液暂堵剂是高度分散的固体微粒，可实现对体系加重，形成可以除去的泥饼，减少失水分散度与孔喉相适应、多级分散状态。固体粒子可溶于酸、油或水，根据暂堵剂的可溶属性，将钻井完井液划分为：酸溶性暂堵剂、油溶性暂堵剂、水溶性暂堵剂。另外加入水溶性聚合物、高价金属离子—Al3+，Mg2+羟基化多核络合物增粘剂。酸溶性体系：有机聚合物碳酸钙钻井完井液密度1.03一1.56g/cm3。钻井作业后，用酸化方式清除沉积在产层井壁内、外的固相颗粒或滤饼。1）水基类钻井完井液水溶性体系：饱和盐水、聚合物、盐粒和相应的添加剂密度1.04—1．56g/cm3。盐粒在饱和盐水内不能再溶解起惰性固相作用。盐粒和体系中的胶体成分可起到桥堵、加重和控制滤失的作用。与酸性体系相比，桥堵的盐粒及滤饼不需进行酸化，只用淡水或非饱和盐水浸洗即可除去。油溶性体系：油溶性树脂、盐水、聚合物添加剂油溶性树脂为桥堵材料，聚合物提粘，亲水性表面活性剂使树脂被水润湿。可由产出的原油或凝析油溶去，也可注入柴油和亲油的表面活性剂加以溶解。单向压力暂堵剂：改性纤维素等，利用反向压差排出1）水基类钻井完井液④改性钻井完井液以上部地层用的钻井液为基础，按保护油(气)层的要求对其改性而得到的一种钻井完井液体系。其改型途径为：降低钻井液中粘土和其它固相含量、调节固相粒子级配；调整无机离子种类使与地层水中离子种类相似，使钻井液液相与油(气)层水配伍；提高钻井液矿化度达到临界矿化度以上，调整钻井液活度；减少小于lμm的亚微粒子数量；选用酸溶性或油溶性暂堵剂；优点：成本低、工艺简单、对井身结构和钻井工艺没有特殊要求1）水基类钻井完井液实际井下情况复杂、油(气)层并不单一、套管程序限制无法采用专用完井液，只有采用能对付井下各种复杂情况的钻井液加以改型，以达到既保证钻进的正常进行，又能保护油(气)层。钻井液改型使它对油(气)层的损害减到最小，是油(气)层保护的钻井液完井液技术中最有实用价值的部分。改型钻井液作完井液，多是以如何尽量减少钻井液对油(气)层损害为基础。1）水基类钻井完井液⑤正电胶MMH钻井完井液(混合金属氢氧化物处理）优点：具有一定的抗温性，在高温下具很好的流变性对低孔低渗储层，液相损害是主要的，应加强钻井液滤液的抑制性、表面张力和侵入量的控制普遍用来改善流型和保护井壁、具有很好的保护油层效果应用范围适合钻开油气层，表现出保护油气层的优越性钻开油层前使用阳离子型改性泥浆，或整个地层配浆液均可对各种渗透率范围储层均适用，适用性广对淡水及盐水(海水)配制均可得到良好的钻井完井液钻井完井液、压井液、修井液均适用1）水基类钻井完井液⑥甲酸盐完井液优点钾、钠盐密度可达1.34g/cm3和1.6g/cm3，甲酸铯可达2.3g/cm3；无固相液，有利提高钻速及保护油气层；抗高温，性能稳定，与处理剂配伍性好；有强抑制性，与储层岩石及流体配伍，抗盐、抗钙、抗污染；腐蚀性弱；毒性极低并可生物降解，易为环境接受。应用范围小井眼钻井，侧钻水平井，连续软管钻井等1）水基类钻井完井液

⑦聚合醇钻井液（PEM浆）选用PF-JLX低分子量范围：500～2000之间PF-JLX在浊点温度以上，JLX分子从水中分离，吸附在钻具、套管、岩石和滤饼表面，增加其润滑性，它还可以进入泥页岩裂缝，起到封堵裂缝的作用。小分子JLX与粘土、钻屑表面吸附，粘土、岩屑粒子晶层吸附，钻井液中液相呈氢键吸附。作用：削弱粘土、岩屑的水化、钻井液的水化能力，防塌抑制性、稳定井壁。组成:主要由PF-JLX(水基润滑剂)，PF-WLD(防塌剂)组成PF-JLX是聚乙二醇低聚物，是良好的润滑防塌剂PF-WLD多元醇聚合物是类硅酸盐结构的化学剂，具有很好的抑制性，对井壁稳定有利。1）水基类钻井完井液特性：有双保作用(保护井壁，保护油气层)；PF-JLX，PF-WLD，具有良好的兼容配伍性，它对常用的化学剂Drispac,Antisol，Polydrill,SPNH,Desco,XC,PAM,DFD等均具有很好的配伍性，能很好发挥各自作用。无荧光，生物毒性达到环保要求的钻井完井液具有高温稳定性抗粘土侵和钙镁离子的污染，在淡水、海水中均可配制可代替目前泥浆体系中润滑剂，磺化沥青，白油和KCl四种处理剂。1）水基类钻井完井液油包水型乳状液优点：油分散型固相在油中的分散体系、热稳定性好、密度范围大、流变性易于调整、抗盐类污染、对泥页岩有很强的抑制性、稳定井壁、防腐、滤液为油相，避免了水敏作用。应用：钻开油(气)层、扩眼、射孔、修井、低压油(气)层的砾石充填液，在运用中取得了好的效果。可能对油(气)层造成的损害：润湿反转降低油的渗透率；与地层水形成乳状液堵塞油(气)层；亲油性粒子的微粒运移；完井液中固相粒子侵入油(气)层；其它组分对油(气)层的损害。2）油基类钻井完井液钻进低压（压力梯度小于l）的油（气)层，对油(气)层不产生过大的正压差，或采用负压钻进。并不一定都用气体作为分散介质的体系，通过气体达到使钻井完井液体系密度低于lg/cm3。用途：钻开漏失层、地层敏感性强的油(气)层、溶洞性低压层和低压生产层优点：钻速快（可增加3—4倍）、钻井时间少、钻井成本低设备条件：专门配备空气钻井设备、地面注入压力0.7一1.4MPa、环空流速为762—914m/min缺点：受井深、地层出水、井壁不稳限制3）气体类钻井完井液主要类型：空气、雾、泡沫、充气组成：空气、发泡剂、防腐剂、少量水空气钻遇地层流体进入井中，使用发泡剂形成雾状常用的钻井泡沫液是稳定泡沫，在地面上形成后再泵入井内使用。特点是，密度低、携屑力强、液量低、无固相、不易损害地层；缺点是难以回收、循环使用。充气钻井液密度最低0.6g/m3，钻井液和空气混配比值一般为10：1；充气钻井，环空速度50-500m/min，地面工作压力为3.5-8MPa。在钻进中要注意空气的分离、防腐、防冲蚀等问题。3）气体类钻井完井液

大小高低钻速伤害充气过平衡泥浆过平衡泥浆欠平衡雾化气体不稳定泡沫泡沫欠平衡泡沫近平衡充气欠平衡气体类钻井完井液的比较组成特点：合成或改性的有机物为连续相，盐水为分散相，加入乳化剂、降滤失剂、流型改进剂、加重剂等。第一代：酯基、醚基、聚α—烯烃(PAO)第二代：线型α—烯烃(LAO)

线型α—烯烃同分异构体(IO)

线型石蜡(LP)两代差异：第二代流体成本低、环境配伍略差，但还符合标准，粘度略低，其他技术指标与第一代相似。4）合成基钻井完井液合成基体系特性体系外相为有机合成物，不含芳香烃，对环境损害小闪点较矿物油高，发生火灾和爆炸的可能性小凝固点比矿物油低，可在寒冷地区使用；液相粘度比矿物油高较高热稳定性，在200℃以下是稳定的，在升温时满足携带岩屑的需要，低温时仍具有可泵性易分散于海水中，钻屑清除容易较强抑制性、井眼稳定性，较好的润滑性，适用于水平井、大斜度井和多底井较易调控和稳定的常规钻井液性能节省了用油基钻井液要处理钻屑和环境污染的费用，也消除了因使用水基钻井液达不到性能要求而损失的钻机时间，钻井费用有时比水基钻井液还要低良好的保护油层效果4）合成基钻井完井液配方及性能比较技术背景“七五”技术无法完全解决钻井完井损害问题90％以上的井仍不得不在正压差被打开固井水泥浆的损害无法避免多套产层、多压力系统的保护无法实现储层保护与钻井工艺、泥浆工艺的矛盾无法调和技术思路的演变及局限性产生损害后如何消除——解堵技术预防为主，解堵为辅——配伍性、活度平衡损害只能尽量减小——暂堵技术局限性：单因素、“头疼医头，脚疼医脚”欲真正解决技术难题，必须就现有的技术思路作出根本性改变（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术技术思路前提条件：把井打成的基本要求

——泥浆中固相粒子不可消除——对地层正压差不可避免——对地层的损害堵塞客观存在必须接受前提条件，必须从现实出发，保护技术才能与钻井、泥浆工艺相容，才可能有推广价值和应用前景如何变害为利？（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术基本设想：通过研究固相微粒对储层孔喉的堵塞规律，打开储层时，人为控制，使固相微粒在井壁上快速、浅层、有效地形成一个致密堵塞带，就可能防止储层的进一步损害。快速－几分钟到十几分钟内形成浅层－堵塞深度在10厘米以内有效－堵塞带渗透率极低，甚至为零（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术预期结果：阻止泥浆对油层的继续损害，消除浸泡时间的影响，并消除水泥浆的损害解除措施：损害带很薄，可通过射孔解除最终目的：损害带的渗透率随温度和压力的增加而进一步减小，从而把造成地层损害的两个无法消除的因素--正压差和固相粒子，转换成实现这一技术的必要条件和有利因素，从理论上就能够解决这个国内外一直未能解决的难题。（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术技术关键泥浆中固相粒级——地层孔喉尺寸匹配（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术①产层孔隙结构分析（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术②粒喉径比为2/3是形成稳定架桥的匹配条件ki/kw渗流速度1/31/22/3（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术③架桥粒子的临界浓度为3％左右ki/kw粒子浓度3%（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术粒子架桥规律架桥粒子的堵塞深度在2～3厘米之内架桥作用在10分钟内即可完成匹配得当时，可快速、浅层地获得稳定的桥堵（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术④级配合理的填充粒子（1/4孔喉直径）可进一步降低桥堵的渗透率，填充粒子浓度应大于1％ki/kw孔隙体积倍数2/31/21/4（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术⑤软化变形粒子的填充规律可变形粒子的粒径应比刚性粒子更细（小于1/5孔喉尺寸）可变形粒子的浓度一般为1～3％可变形粒子填充后，可使堵塞带渗透率趋于零

变形粒子浓度％

Ki/Kw0 0.00510.86 0.00281.6 0.000912.4 0.00047（3）屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术堵塞实现的条件正压差：压差越大屏蔽效果越好一般油藏，压差应大于3.5MPa时间：10分钟内形成屏蔽环，延长时间无影响温度：温度的影响取决于变形粒子的软化点屏蔽环可防止水泥浆对产层的损害屏蔽环的反排解堵可达到70％以上技术实施方案（1）准确掌握油层孔喉和固相颗粒的尺寸及其分布（2）确定架桥、填充和变形粒子的种类、尺寸和加量（3）专用暂堵剂调整钻井液中固相颗粒尺寸及含量（4）评价屏蔽环的有效性、强度、深度和反排效果（5）选择合理的正压差和上返速度（6）必须采用优化射孔技术与之配套技术适用性及特点适用于各类孔隙性油藏和各种钻井液工艺简单，使用方便，成本低廉正压差和钻井液固相是技术实施的必要条件将不利因素转化为有利因素，解决了钻井工程和油层保护要求难以调和的矛盾可消除浸泡时间和水泥浆对油层损害的影响技术应用效果典型实例1：新疆夏子街油田应用井数60口未发生卡钻事故，下套管顺利，提下钻畅通，复杂时率1.37%，钻速由10.77m/h提高到17.09m/h，钻头寿命延长，从9只降为6只浸泡时间10天降为5天油井产量平均提高30%典型实例2：吐哈油田应用井数：鄯善79口，丘陵194口，温米167口井下复杂情况大幅度减小表皮系数由34.08降到3.57温米油田油井产量提高20~30%，全部自喷丘陵油田产量平均提高54.3%丘陵油田年产值增加1.5795亿元每口井费用仅增加1万元技术应用效果针对损害的原因和机理，在保证优质、快速、安全钻井的基础上综合采用以下措施。（l）建立四个压力剖面、为井身结构和钻井液密度设计提供科学依据孔隙压力、破裂压力、地应力、坍塌压力方法：理论计算、声波、液压试验、测井资料、生产和施工资料（2）确定合理井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证多压力层系地层，合理的套管程序分隔和封固限制：经济效益、套管程序、井下压力系统不清楚3.保护油(气)层的钻井技术（3）合理的正压差平衡压力钻井可提高钻速、降低钻井成本有效保护油(气)层减少压差卡钻、井壁不稳定、井喷(漏)等井下复杂情况和事故。钻进时，井内钻井液柱的有效压力Pd等于所钻地层的孔隙压力Pp，即：

Pd

=

Pm+Pa+△Pw=Pp

（Pm：静液柱压力；Pa：环空流动压力；△Pw：含岩屑增加的压力）平衡压力钻井时，压差ΔP=0，实际钻井中要严格保持钻进中不存在压差会给施工带来一些麻烦。3.保护油(气)层的钻井技术起钻时：Pd’

=Pm-Ps＜Pp（Ps：抽吸压力）接单根、起下钻时钻井液柱的有效压力低于地层压力，这将引起地层流体进入井内和井眼垮塌。近平衡时：Pm=S·Pp=H·ρ/100钻油层时S=0.05-0.10钻气层时S=0.07-0.15为维持压力平衡，必须不断地改变钻井液；完全保持压差为0相当困难也不经济；平衡压力钻井时钻井液柱有效压力略高于地层压力形成正压差。要求：钻前地层压力、地层破裂压力预测、井身结构设计、井控设计、合理钻井液密度确定、地层压力检测。3.保护油(气)层的钻井技术（4）降低浸泡时间优选参数、钻头、提高钻速优选钻井液、井控、防止井下复杂情况提高测井一次成功率，缩短完井时间设备及作业管理（5）搞好中途测试（6）搞好井控、防止井喷井漏对油气层的损害（7）钻进多套压力层系地层所采用的保护技术1）油气层为低压层，上部易塌高压层；确保井壁稳定，进入油气层转用屏蔽暂堵技术2）裸眼井段上部为低压漏失层或破裂压力低的地层，下部为高压油气层；先堵漏，提高地层承压能力，再钻开油气层。3）多层组高坍塌压力泥页岩与多层组低压易漏失油气层相间；提高钻井液抑制性、降低坍塌压力、屏蔽暂堵技术。3.保护油(气)层的钻井技术（8）调整井保护油气层钻井技术1）特点及损害原因压力分布复杂、地层压力与破裂压力发生变化；孔隙结构、物性条件发生变化；油气水分布发生变化。钻井中喷、漏、卡、塌等井下复杂情况和事故率高，控制不当对油气层的损害严重。2）调整井保护油气层钻井技术①采用各种测试技术方法，搞清地层压力、破裂压力分布②低压层用低密度钻井液，近平衡压力钻井，防止井漏③多压力层系，高压层是长期注水引起的，停注泄压或控制注水量或停注停采，打泄压井④原始高压层与低压层共存，设计合理井身结构、预防性堵漏3.保护油(气)层的钻井技术(9)欠平衡钻井技术空气、雾化流体、充气钻井液、泡沫流体作为循环流体，钻井液液柱压力低于地层压力。主要优点：①低压钻井流体密度小，减小了压差或形成负压差，阻止滤液和固相进入油(气)层；②钻速快，缩短建井周期，减少钻井液对油(气)层的浸泡时间；③安全钻过严重水敏性地层及漏失层；④提高机械钻速，降低钻井成本。主要工艺技术：空气钻井、泡沫钻井、雾化钻井、充气钻井液钻井、井下注气钻井3.保护油(气)层的钻井技术1)欠平衡钻井所需要的辅助设备①注气系统和管汇；②防喷器组；③密封钻杆与环空返出流体的旋转头（迫使返出流体从导流管线排到气体分离系统）；④地面分离设备；⑤强行起下钻装置；⑥随钻烃检测装置（空气钻井）。3.保护油(气)层的钻井技术2)欠平衡钻井保护油气层的原理①可避免因钻井液滤失速度高造成的微粒运移；②可避免固相侵入油(气)层；③高渗层中可避免钻井液侵入；④可避免对水或者油敏感的地层发生不利反应；⑤可避免粘土膨胀、化学吸附、润湿性反转；⑥无沉淀、结垢；⑦不存在抑制侵入深度的低渗滤饼设计问题。3.保护油(气)层的钻井技术3.保护油(气)层的钻井技术3)欠平衡钻井适用的地层①高渗、固结良好的地层；②高渗、胶结差的地层；③含微裂缝的地层；④低压、枯竭地层；⑤对水基钻井液敏感、地层流体与钻井液不相容和脱水地层。4)钻井液的选择①钻井液和地层产生流体的相容性；②产出液对钻井液的稀释问题；③钻井液的粘度；④对流自吸作用；⑤合理的密度、合理的负压差。5)安全和防腐固井作业也经常对油(气)层造成损害，其原因主要源于水泥浆。(1)固井质量固井质量不好引起的问题：油气水层相互干扰、后期作业流体串层、油气资源损失、套管损坏和腐蚀可对油气层产生严重的损害，影响油气井生产的全过程(2)水泥浆对油气层损害的原因1）水泥浆中固相颗粒引起的地层损害15％颗粒粒径为5一30μm，小于多数砂岩油藏的孔喉直径，水泥浆颗粒进入地层，在孔隙中水化固结堵塞孔隙或喉道，造成油(气)层的永久损害。3.保护油(气)层的固井技术有关损害的认识不一致：观点1：水泥浆是在钻井液污染地层之后，钻井液已存在内外钻井液泥饼，水泥浆颗粒很难进入地层，即使进入，侵入深度也非常有限。前苏联研究表明，水泥浆渗透率损害为50％一60％，深度约为2cm，可被射孔射穿，对地层损害影响十分有限。观点2：为了提高固井质量，采用了优质隔离液、冲洗液、泥饼刷、活动套管等新技术，以清除外泥饼，提高胶结强度，这为水泥浆颗粒提供了进入地层的条件。3.保护油(气)层的固井技术2)水泥浆滤液引起的地层损害水泥浆液柱压力高、正压差大、水泥浆失水大水泥浆滤液OH-高，Ca2+……含量大，而在地层中形成CaCO3，Ca(OH)2等沉淀诱发碱敏、水锁、乳化堵塞、润湿性反转3)水泥浆中无机盐结晶沉淀对地层的损害水泥浆中无机离子进入油气层，由于条件变化，可以结晶析出或者生成沉淀。水泥浆对油(气)层的损害客观存在，研究表明，固井对油(气)层可造成20％的损害，以滤液损害为主；且随钻井液泥饼质量变差、井漏发生而加剧。3.保护油(气)层的固井技术(3)保护油(气)层的固井技术1)提高固井质量是防止固井对油(气)层损害的基础①改善水泥浆性能合理使用减阻、降失水、调凝、增强抗腐蚀性、防止强度衰退等外加剂②确定合理压差（地层压力、破裂压力）③提高顶替效率④防止水泥浆失重引起环空窜流油气水窜、水泥浆失重；特殊外加剂；使用可压缩、不渗透、触变性、直角稠化及多凝水泥。⑤推广应用注水泥计算机辅助设计2)降低水泥浆失水量3)采用屏蔽暂堵技术3.保护油(气)层的固井技术1.完井方式概述(1)各种完井方式的特点及适用条件(2)选择完井方式的原则2.射孔完井的保护油(气)层技术孔眼沟通油(气)层和井筒，采油、注水、酸化、压裂必须通过井下孔眼。射孔对油(气)层也可造成损害，因此有所谓“临门一脚”之称，如果射孔对油(气)层产生了严重的污染，则以前保护油(气)层的整个努力都会前功尽弃、功亏一篑。射孔打开不好，虽可采用酸化、压裂增产措施，但势必花费时间和资金，况且并不能保证压裂、酸化都能达到预期的效果。第六章完井过程中的保护油气层技术1)成孔过程对产层的损害聚能射孔弹爆炸，产生高温(2000—5000℃)、高压(几千至几万个兆帕)的冲击波，击穿套管、水泥环及地层岩石，形成孔眼。在孔眼内壁2.54mm为严重破碎带，产生大量裂缝；约2.54—5.08mm厚为破碎压实带，渗透率降低；向外5.08一10.16mm厚的压实带，渗透率约为原始渗透率的10％。将极大地降低射孔井的产能，目前的工艺技术尚无法完全消除它的影响。2.射孔完井的保护油(气)层技术（1）射孔对油(气)层的损害2）射孔参数不合理或打开不完善射孔参数：孔密、孔深、孔径、相位、射孔格式射孔参数不当，引起射孔效率降低。零度相位布孔形成的井底流线：离井筒远处是径向流，井筒附近为非径向流。射孔参数不合理，附加压降大、产能低油(气)层未完全射开，流动孔眼少，集中在已射开的层段内，使孔眼带流速增高，附加阻力更大，流体向该地带汇流，引起流线在孔眼附近发生弯曲，聚集成为三维空间流动而额外地增加阻力，在渗流力学上称为双重不完善井。2.射孔完井的保护油(气)层技术3)射孔压差不当对产层的损害射孔压差：射孔液柱的回压与油气层压力之差正压差射孔，射开产层的瞬间，井筒射孔液压入射孔孔道，经过孔道壁面侵入产层。正压差射孔的“压持效应”促使孔眼被射孔液的固相颗粒及射孔过程中产生的其它残渣堵塞。负压差射孔，成孔“瞬时”有对孔眼的冲洗作用，可以形成清洁畅通的孔道，避免射孔对油(气)层的损害。关键是如何科学合理的确定负压差值2.射孔完井的保护油(气)层技术4)射孔液对产层的损害正压差射孔产生的主要损害：固相侵入、液相侵入结果：降低产层渗透率或者油气相对渗透率当射孔弹已穿透钻井液污染带，则射孔液将使产层在受到钻井液污染以后进一步受到射孔液的损害，而且使钻井污染区以外的未受损的产层也受到射孔液的损害。部分孔眼的堵塞；正压差射孔，射孔液中的固相沉淀、破碎岩屑、套管和水泥环的碎片、子弹的残渣一起堵塞已经射开的孔道。大约有1/3的孔眼呈永久性堵塞，增加了渗流阻力造成损害。2.射孔完井的保护油(气)层技术

（2）保护油(气)层的射孔完井技术射孔完井产能取决于射孔工艺和射孔参数的优化配合1）正压差射孔的油(气)层保护技术主要有两个方面：筛选实验，采用配伍的无固相射孔液；控制正压差值，一般不超过2MPa。2）负压差射孔的油(气)层保护技术“瞬时”冲洗孔眼，形成清洁畅通的孔道；避免射孔液对油气层的损害；可免去诱导油流工序，甚至可免去解堵酸化投产工序。也分为两个方面：筛选实验，采用配伍的射孔液；科学合理地制定负压差值，确保孔眼完全清洁。2.射孔完井的保护油(气)层技术3）合理射孔负压差值的确定负压值低，不能保证孔眼完全清洁畅通；负压过高，可能出砂、套管被挤毁。方法：室内岩心靶负压实验、经验公式常用公式：无出砂历史△Prec=0.2△Pmin+0.8△Pmax有出砂历史△Prec=0.8△Pmin+0.2△Pmax根据渗透率确定△Pmin△Pmin(气井)=0.01724/K（K＜1×10-3μm2）△Pmin(气井)=4.972/K0.18

（K＞1×10-3μm2）△Pmin(油井)=2.17/K0.3（2）保护油(气)层的射孔完井技术3）合理射孔负压差值的确定根据声波时差确定△Pmax△Pmax(气井)=33.095-0.0524DTas△Pmax(油井)=24.132-0.0399DTas如果声波时差＜300μs/m△Pmax(油井)=0.8×套管抗挤毁压力（2）保护油(气)层的射孔完井技术4)保护油(气)层的射孔液射孔液的基本要求：与油(气)层岩石和流体相配伍，防止射孔过程中和射孔后的后继作业对油(气)层造成损害；应具有一定的密度、适当的流变性以满足循环清洗井眼的需要。射孔液有七种体系：无固相清洁盐水射孔液、阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液、无固相聚合物盐水射孔液、暂堵型聚合物射孔液、油基射孔液、酸基射孔液、隐型酸完井液（2）保护油(气)层的射孔完井技术

①无固相清洁盐水射孔液与保护油(气)层钻井技术中清洁盐水体系相似

②阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液清洁淡水或低矿化度盐水加阳离子聚合物粘土稳定剂配制而成

③无固相聚合物盐水射孔液在无固相清洁盐水基础上，添加高分子聚合物配制而成保护机理：聚合物提高射孔液粘度,降低滤失速率和滤失量，提高清洁炮眼的效果。仅适于裂缝性或渗透率较高的孔隙性油(气)层中使用。（2）保护油(气)层的射孔完井技术④暂堵型聚合物射孔液由基液、增粘剂和桥堵剂组成基液一般为清水或盐水，增粘剂为对油(气)层损害小的聚合物，桥堵剂为颗粒尺寸与储层孔喉大小和分布相匹配的固相粉末；有酸溶性、水溶性和油溶性三种。⑤油基射孔液油包水型乳状液、原油或柴油与添加剂配制可避免水敏、盐敏危害应防止润湿反转、乳状液及沥青、石蜡的堵塞、防火安全等问题。昂贵，一般很少使用。（2）保护油(气)层的射孔完井技术⑥酸基射孔液醋酸或稀盐酸与缓蚀剂等添加剂配制而成保护机理：盐酸、醋酸溶解岩石、杂质，使孔眼中堵塞物以及孔眼周围的压实带得到一定的溶解；酸中阳离子防止水敏损害。应注意：酸敏、防腐⑦隐型酸完井液基本组成：

过滤海水或盐水+粘土稳定剂+隐型酸鳌合剂+密度调节剂利用酸解除储层深部的无机垢、有机垢沉淀；利用酸解除酸溶性暂堵剂、有机处理剂；利用鳌合剂防止高价金属离子二次沉淀或结垢。（2）保护油(气)层的射孔完井技术5)射孔参数优化设计要想获得理想的射孔效果，使油气井的产能提高，除了需要合理选择射孔方法、射孔压差和射孔液以外，还需要进行射孔参数的优化设计。目前国内已有不少油田采用了射孔参数优化设计技术，并取得了显著的增产效率。设计需要的基本资料：室内射孔弹穿透岩心靶的有效深度和孔眼直径，折算穿透油气层的孔深和孔径,并做必要的校正。中测、电测、理论方法求损害深度和损害程度岩心分析求各向异性系数KV/KH（2）保护油(气)层的射孔完井技术第七章

油气田开发生产中的油(气)层保护技术

1、概述(1)油气田开发生产中油(气)层损害的特点开发生产使油(气)层发生动态变化，其损害发生在动态过程中。油(气)层投入开发生产：油(气)层压力、温度、储渗特性不断地发生变化。各个作业环节的入井液、固相微粒也参与了以上变化。这种变化过程主要包括以下几个方面：①储集空间中油、气、水不断重新分布②岩石储、渗空间不断改变③润湿性改变或反转④水动力场(压力、地应力、天然驱动能量)、温度场不断破坏和不断重新平衡损害表现：固相微粒堵塞、微粒运移、次生矿物沉积、结垢、乳化堵塞、润湿反转、细菌堵塞、出砂开发生产中的油(气)层损害特点：①损害周期长，具有累积效应；②损害范围宽，涉及到油(气)层的深部由点(井)到面(油气层)；③更具有复杂性，损害类型和程度复杂，地面设备多、流程长，工艺措施种类多而复杂，极易造成二次损害；④更具叠加性，每一个作业环节都是在前面一系列作业的基础上叠加进行的。（1）油气田开发生产中油(气)层损害的特点（2）油气田开发生产中保护油(气)层技术的基本思路突出“动态”提高作业效率的有效途径复杂油气藏、特殊油气藏的高效合理开发生产实际需要生产过程中的保护技术尽快实现系列化、实用化完善、发展油气田开发生产中的保护技术是生产实际的需要（3）油气田开发生产中保护油(气)层的重要性虽然没有外来流体进入油(气)层，但是工作制度不合理，仍将造成损害（工作制度是指生产压差和开采速率）。

（1）工作制度不合理造成的油气层损害1）生产压差不合理生产压差过大或速率过高，近井壁区井底带岩石结构破坏，胶结强度破坏，发生出砂。同时发生微粒运移，造成速敏损害。发生底水锥进，边水指进，生产井过早出水。单相流变为两相流；并有可能形成乳化水滴，增加油流粘度，降低油、气的有效流动能力。2、采油过程中的油(气）层保护技术

2）结垢油、气的采出，原有的热动力学和化学平衡被打破，发生两种后果：①油(气)层温度、压力和流体成分的变化导致无机垢的产生；②温度、压力、PH值的变化使沥青、石蜡从原油中析出产生有机垢。发生在地层深部，难以消除。3）脱气压力低于饱和压力时，气体不断地从油中析出，流体由单相变为油、气两相流动，油相渗透率下降。2、采油过程中的油(气）层保护技术

（2）采油过程中的保护技术措施1）合理的生产压差、采油速率用优化设计的方法初步确定生产压差和采油速率，并用室内和现场实验对优化方案进行评价，然后推广应用。主要依据：储量大小、集中程度、地层能量、压力高低、物性、疏松程度、流体粘度、含油区与含水区范围、生产中的垂向及水平向距离方法：试井、试采及数模方案对比，优化得出应采用的工作制度新区投产，用投产前数据；老区改造，用再认识的数据。2）保持油(气)层压力开采在饱和压力以上开采，避免气相出现；避免压力降低引起有机垢、无机垢。早期注水开发2、采油过程中的油(气）层保护技术

3）

针对不同油气层采用不同的预防损害措施低渗、特低渗地层预防损害更为重要，尽可能保持油(气)层压力开采避免出现多相流，防止气锁和乳化油滴的封堵损害。中、高渗疏松砂岩正确选择完井方法、防砂措施、合理的生产压差碳酸盐岩地层尽量避免产生碳酸钙沉淀，堵塞孔道；合理的生产压差、采油速度；适当地投放添加剂—乙胺四醋酸，防止碳酸钙沉淀产生。中、低渗稠油层预防有机垢-沥青、胶质、蜡析出；保持压力开采；热采2、采油过程中的油(气）层保护技术

解除采油中地层损害的方法目前，解除采油中地层损害的方法还不够完善。国内外常用的方法有以下几种：①控制生产压差及限制产量，缓解沉淀、出砂②解除垢的堵塞—热洗、注抑制剂、酸洗③用现代物理方法解堵—磁化、震荡、超声波④深部酸化解堵2、采油过程中的油(气）层保护技术

注入水与油(气)层岩石和流体接触，必将发生种种损害（1）注水作业中的油(气)层损害注入水与岩石不配伍引起损害：①水敏地层发生水敏，粘土水化、膨胀、分散、脱落、运移、堵塞；盐敏地层粘土矿物的脱水、收缩、破裂、脱落、运移、堵塞。②注入速度超过地层临界流速，而造成速敏损害③固相粒子—机械杂质注入地层引起油(气)层堵塞；乳化油滴进入地层产生贾敏效应。3、注水中的油气层保护技术注入水与流体不配伍引起损害：产生沉淀和结垢离子浓度、PH值、总含盐量、沉淀的溶解度、温度、压力、接触时间和搅动程度对结垢都会产生影响。注水引起温度下降，导致油变稠，流动阻力增加，同时产生有机、无机结垢，堵塞油(气)层。结垢是油田水质控制中最严重的问题之一，它可发生在地层和井筒的各部位。沉淀可以悬浮颗粒存在，在流动中堵塞孔喉通道，也可能在储、渗空间岩石表面结成固体的垢，减小孔隙通道有效横截面，甚至会完全堵死孔道、从而损害地层。超标的细菌、溶解氧、铁离子、二氧化碳都极易产生各类沉淀，堵塞地层，这是不配伍的另一表现。3、注水中的油气层保护技术油田常见水垢注入水与油(气)层的不配伍性是造成损害的主要原因，由这种配伍性得出注入水的质量标准，以此作为油(气)层保护技术的基本内容。（2）注水中的油(气)层保护技术1）建立合理的工作制度临界流速以下注水，防止速敏损害控制注水、保持注采平衡可以防止水指进或减缓指进水锥的形成，防止乳化堵塞，提高驱油效果。2）控制注水水质指溶解在水中的矿物质、有机质和气体的总含量，水中悬浮物含量、颗粒物分布等水质指标—物理指标化学指标满足与特定油气层岩石和流体配伍物理指标—温度、密度、悬浮物量、颗粒分布、石油的含量。化学指标—阳离子(钙、镁、铁、锰、钠和钾)、阴离子(重碳酸根、碳酸根、硫酸根、氯离子、硫离子)、

硬度、碱度、氧化度、PH值、水型、溶解氧、细菌。3、注水中的油气层保护技术3）正确选用各类处理剂根据矿物组成，注入水要进行化学处理。水处理添加剂：防膨剂、破乳剂、杀菌剂、防垢剂、除氧剂，许多都具有表面活性。水质预处理应考虑：严格控制与地层岩石和流体的相容，防止生成乳状液、沉淀和结垢；使用几种处理剂时，控制处理剂之间发生的化学反应，防止生成新的化学沉淀。3、注水中的油气层保护技术一旦发生损害，难以完全消除。常用的消除方法：化学解堵--表面活性剂浸泡、注入破乳剂回注表面活性剂，恢复润湿性、相对渗透率注入破乳剂使乳状液破乳化学除垢--化学除垢剂类型：水溶性水垢、酸溶性水垢、化学不活泼的水垢后者既不溶于水也不溶于酸，可采用爆炸、钻磨、扩眼、补孔和超声波机械除垢。目前常用的仍是化学方法。此外调整注采方案也是必须采用的配套措施。3、注水中的油气层保护技术4、增产作业中的油(气)层保护技术

（1）酸化作业中的油(气)层损害酸化作业中的油(气)层损害可归纳为：酸与岩石及流体不配伍、锈蚀物带入地层1）酸与岩石不配伍酸液的冲刷及溶解作用，岩石颗粒或微粒松散、运移。酸溶解岩石产生二次沉淀，重新堵塞孔道，减少储、渗空间，造成酸化失效。再沉淀物一般有：①铁质沉淀；②氢氟酸反应产物沉淀，如氟硅酸盐和氟铝酸盐牢牢粘附在岩石表面上，造成损害。2）酸液与流体不配伍造成损害酸液与原油不配伍，产生酸渣由于它既不溶于油，又不溶于水，与岩石吸附，堵塞油(气)层喉道。酸渣很难消除，将对油(气)层造成永久性损害。酸与水不配伍，生成沉淀水富含Na+，K+，Mg2+，Fe2+，Fe3+等离子，或酸化生成上述离子，会产生有害沉淀，HF与它们相遇时，会生成氟化物沉淀。如：2K++SiF62-=K2SiF6↓2Na++SiF62-=Na2SiF6↓（1）酸化作业中的油(气)层损害3）不合理施工造成的损害酸对设备、管线、管柱造成的锈蚀作用，渣屑等铁盐溶于酸液中，产生沉淀物。酸液中的铁多为三价铁离子，地层中当残酸PH值降到一定程度时，就会产生氢氧化铁Fe(OH)3絮状沉淀物，氢氧化硅Si(OH)4沉淀其化学反应式如下：H2SiF6SiF4+2HFSiF4+4H2O＝Si(OH)4↓+4HFFe2O3+6HCl＝2FeCl3+3H2OFe3++3OH-＝Fe(OH)3↓（1）酸化作业中的油(气)层损害4）酸化后排液不及时造成的损害酸化后不及时排液，残酸长时间停留，过剩的Ca离子与二氧化碳(CO2)生成碳酸钙(CaCO3)再次结垢堵塞油(气)层残酸浓度降到很低时，还会产生氢氧化铁Fe(OH)3，氢氧化硅(Si（OH)4)沉淀堵塞孔喉，产生损害。综上所述：酸化作业中油(气)层损害主要由酸渣和二次沉淀物堵塞引起；因此，酸化作业中的油(气)层保护技术要从避免产生上述损害入手。

（1）酸化作业中的油(气)层损害针对油(气)层组成、结构特性选用与岩石和流体相配伍的酸液和添加剂；采用与之相适应的保护技术。选择使用与油(气)层配伍的添加剂和酸液考虑酸液、添加剂、地层水、原油相互之间的配伍性，达到不沉淀，不堵塞，不降低油(气)层储、渗空间，有利于油、气采出。尽可能降低成本。（2）酸化作业中油(气)层保护技术酸液和添加剂的选择使用前置液前置液的作用：①隔开地层水；使用15％左右浓度的盐酸，防止氢氟酸(HF)与地层水接触生成不溶性的氟化钙(CaF2)沉淀；防止氢氟酸(HF)与砂岩反应生成氟硅酸，然后氟硅酸与地层水中的K+，Na+离子反应生成氟硅酸钾(K2SiF6)、氟硅酸钠(Na2SiP6)沉淀；②溶解含钙、含铁胶结物，避免浪费昂贵的氢氟酸(HF)，大大减少氟化钙沉淀的形成；③使粘土和砂子表面为水润湿，减少废氢氟酸乳化的可能性；④保持酸度(低PH值)防止生成氢氧化铁(Fe(OH)3)、氢氧化硅(Si(OH)4)沉淀。（2）酸化作业中油(气)层保护技术合理的酸液浓度浓度过高会溶解过量的胶结物和岩石的骨架，破坏岩石结构，引起岩石颗粒剥落，引起堵塞；浓度过低达不到酸化目的，还会产生二次沉淀。及时排液酸化后的残酸在油(气)层中停留时间过长，会造成二次沉淀，结垢后堵塞地层；因此，必须及时排出残酸。目前采用排液的方法很多，常用的有：抽吸排液、下泵排液、气举排液、液氮排液等。酸化的保护措施是贯穿于酸化作业每一个环节的，技术关键是选择配伍的酸液、添加剂和及时排液。（2）酸化作业中油(气)层保护技术压裂作业中产生损害的原因：a.压裂液与岩石和流体不配伍；b.不良的压裂液添加剂、支撑剂对裂缝导流能力的损害。l）粘土矿物膨胀和颗粒运移水敏性油(气)层使用水基压裂液时，水敏、速敏反应是常常发生的损害方式。2）机械杂质引起堵塞压裂中产生的机械杂质包括：压裂液基液携带的不溶物、成胶物质携带的固相微粒；降滤失剂和支撑剂携带的固相微粒；储层岩石因压裂液浸泡、冲刷作用而脱落的微粒。大颗粒残渣形成滤饼，降低压裂液滤失，阻止大颗粒继续流入油(气)层深部。小颗粒残渣穿过滤饼随压裂液进入油(气)层深部，堵塞孔喉及裂隙。缝壁上的残渣随压裂液的注入，沿支撑缝移动，压裂结束后，残渣返流，堵塞填砂裂缝，降低裂缝的导流能力。（3）压裂作业中的油(气)层损害3）原油引起的乳化损害原油与水基压裂液相遇，可能产生油水乳化液；乳化液滴在毛细管、喉道中产生贾敏效应，增加流阻；还可能叠加液锁损害。4）支撑裂缝导流能力的损害压裂采用支撑剂，支撑剂应满足：①密度低；②粒径均匀；③强度高；④球度好。使用不合格的支撑剂会使裂缝导流能力大大降低。5）压裂工艺压裂工艺带来“冷却效应”，沥青、蜡等析出，形成有机垢，堵塞地层。水锁现象也相伴发生。（3）压裂作业中的油(气)层损害1）选择与油(气)层岩石和流体配伍的压裂液2）选择合理的添加剂（不产生沉淀、成本合理）3）合理选择支撑剂（4）压裂作业中的保护油(气)层技术表7—6有针对性地选择压裂液5、修井作业中的油(气)层保护技术

（1）修井作业中的地层损害损害的原因：a.不适当的修井液；b.不适当的修井工艺。l）不适当的修井液造成的损害修井液与地层不配伍（水敏、水锁）修井液与地层流体不配伍（结垢、乳化液、细菌）2）修井作业施工不当对地层的损害作业时间长、碎屑堵塞、施工参数不当、频繁作业、工具不洁。

（2）修井作业中的保护油气层技术1）选择优质修井液2）选择适当的修井作业工艺和施工参数3）选择不压井作业技术（有压力条件下密闭井下作业）4）解堵技术6、提高采收率中的油(气)层保护技术作业种类多，对油(气)层损害机理不同。同时，尽管对提高采收率过程中油(气)层保护的重要性已为人们所认识，但研究工作却还未形成行之有效的实用技术，这里只介绍一般的原理和方法。

（1）注蒸气采油引起的地层损害1）注蒸气采油地层损害分析注蒸气开采的油藏多是重质油藏，其岩性多是胶结疏松或非固结的松散砂层，敏感性粘土矿物的含量较高，极易在蒸气注入地层后，发生粘土膨胀、微粒分散运移、岩石矿物溶解等地层损害现象。锅炉排出蒸气中带有固相颗粒，会加剧对地层的损害。①微粒分散运移②粘土矿物膨胀（蒸汽、热水作用）③水热反应高温高压和强碱条件下，粘土及其它微粒矿物，通过物理化学作用及水热反应，形成许多新的矿物相，非膨胀性粘土转化为膨胀性粘土。如在不同介质、温度、PH值条件下，生成蒙脱石、伊利石、方沸石和水铝石等新矿物。蒸气注入，矿物明显地被溶解并使其活性增加，产生两种结果：a.高温度、高PH值下井壁附近发生激烈反应，直接损害井眼附近的地层。如砾石充填层因化学反应急剧变坏或迅速失效，油(气)层松散甚至垮塌；b.溶解了硅质的热流体穿越地层时，随着温度和PH值的降低，SiO2减少，为生成新生矿物提供了Si。另外硅质反应物将重新沉淀以一种凝状物质析出，堵塞孔隙，损害地层。（1）注蒸气采油引起的地层损害④形成乳化低密度淡水（冷凝液）和原油之间比高密度盐水和原油之间更容易产生乳化。蒸汽冷凝水对乳化尤其敏感。油(气)层乳化后形成高粘度不动相的圈闭，严重阻碍了运移相(油)的流动。⑤凝析液与地层水不配伍注入蒸气的凝析液与地层水不配伍，发生化学反应，生成沉淀，堵塞孔喉。（1）注蒸气采油引起的地层损害2）注蒸气采油的油层保护矿物溶解、膨胀、矿物转化、物化作用与水热反应造成油层的损害。保护油(气)层，需调整、控制注入蒸气的质量与参数。a.控制蒸气注入速度b.控制蒸气PH值控制在某一临界值，PH值9为宜，各种温度下蒙脱石膨胀率最小，矿物溶解量，没有析出新的硅质矿物。c.合理的防砂措施d.提高蒸汽的干度e.对锅炉排出汽进行处理，清除机械杂质f.添加硝酸铵、氯化铵等铵盐，降低PH值和硅的溶解（1）注蒸气采油引起的地层损害化学驱分为：聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱发展为：碱／聚合物驱、碱／表面活性剂／聚合物复合驱1）聚合物引起的地层损害聚合物溶解不好产生的不溶物进入地层形成堵塞。高价铁离子(Fe3+)溶液和聚合物发生交联反应形成微凝胶而堵塞地层。Fe3+＞lmg/L，水解聚丙烯酰胺就可能堵塞，管线及油管应采用内防腐，防止Fe2+起催化作用，使聚合物化学降解造成粘度损失；防止Fe3+产生微凝胶造成地层损害。在水中加入适量的螯合剂，也可以防止微凝胶的形成。（2）化学驱油中的地层损害聚合物分子量与岩石的渗透率之间存在一定的配伍性分子量过高，通过孔隙介质时发生严重的剪切降解，达不到预期粘度，使注入压力升高。聚合物存在盐敏效应水中含盐量越高，聚合物溶液的粘度越低。为了增高聚合物溶液的有效粘度，往往采用淡水配制聚合物溶液。注入淡水加剧水敏造成的地层损害。应进行单井试注，或单井吞吐，考察注入能力和适宜分子量。聚合物储罐需为塑料衬里或不锈钢制成，注入管线、油管进行内防腐，加入100mg/L柠檬酸，使形成微凝胶的堵塞减至最小。聚合物溶液要通过5μm的滤器过滤，聚丙烯酰胺为阴离子型聚合物，不能采用阳离子型杀菌剂，防止相互作用。