第八章稠油油层损害机理研究及保护技术DOC.docx
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第八章稠油油层损害机理研究及保护技术DOC
第八章：
稠油油层损害机理研究及保护技术
第一节稠油油气层损害机理
油气层损害机理就是油气层损害的产生原因和伴随损害发生的物理、化学变化过程。
人们对油层保护工作从损害机理研究开始，在岩心分析技术和室内岩心流动评价实验结果，以及有关现场资料分析的基础上，认识和诊断油气层损害原因及损害过程。
为制定各项保护油气层和解除油气层损害的技术措施提供科学依据。
油气层损害的实质就是有效渗透率的下降。
有效渗透率的下降包括绝对渗透率的下降（即渗流空间的改变）和相对渗透率的下降。
渗流空间的改变包括：
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；相对渗透率的下降包括：
水锁、贾敏、润湿反转和乳化堵塞。
油气层被钻开之前，它的岩石、矿物和流体是在一定物理化学环境下处于一种物理化学的平衡状态；钻开以后，钻井、完井、修井、注水和增产等作业或生产过程都可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。
所以，油气层损害是在外界条件影响下油气层内部凡是受外界条件影响而导致油气层渗透性降低的油气层内在因素，均属油气层潜在损害因素（内因），它包括孔隙结构、敏感性矿物、岩石表面性质和流体性质。
在施工作业时，任何能够引起油气层微观结构或流体原始状态发生改变，并使油气井产能降低的外部作业条件，均为油气层损害外因，它主要指入井流体性质、压差、温度和作业时间等可控因素。
为了弄清油气层损害机理，科研工作者已对油气层损害的内因和外因进行研究，而且研究了内因在外因作用下产生损害的过程。
稠油油层作为油层的一种，具有自己特定的油层特点，其损害机理和其它油气层类同，不同的只是损害的程度及方式有别，清楚其损害的内在因素和外在原因对现场保护油层有着重要的意义。
一、油气层本身潜在的损害因素
凡是受外界条件影响而导致储层渗透性降低的储层内在因素，均属储层内在因素，它与其储渗空间特性、敏感性矿物，岩石表面性质和流体性质有关，下面就讨论各因素对油气层损害的影响。
1.油气层储渗空间
油气层的储集空间主要是孔隙，渗流通道主要是喉道，喉道是指两个颗粒间连通的狭窄部分，是易受损害的敏感部位。
孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其连通关系，称为油气层的孔隙结构。
孔隙结构是从微观角度来描述油气层的储渗特性，而孔隙度与渗透率则是从宏观角度来描述岩石的储渗特性。
1）.油气层的孔喉类型
不同的颗粒接触类型和胶结类型决定着孔喉类型，一般将油气层孔喉类型分为四种（图8—1），并将孔喉特征与油气层损害的关系列为表8—1。
表8—1孔喉类型与油气层损害关系
孔喉类型
孔喉主要特征
可能的损害方式
缩颈喉道
孔隙大，喉道粗，孔隙与喉道直径比接近于1
固相侵入，出砂和地层坍塌
点状喉道
孔隙大（或较大），喉道细，孔隙与喉道直径比大
微粒运移，水锁，贾敏，固相侵入
片状或弯片状喉道
孔隙小，喉道细而长，孔隙与喉道直径比中到大
微粒堵塞，水锁，贾敏，粘土水化膨胀
管束状喉道
孔隙和喉道成为一体且细小
水锁，贾敏，乳化堵塞，粘土水化膨胀
2）.油气层岩石的孔隙结构参数
孔喉类型是从定性角度来描述油气层的孔喉特征，而孔隙结构参数则是从定量角度来描述孔喉特征。
常用的孔隙结构参数有孔喉大小与分布、孔喉弯曲程度和孔隙连通程度。
一般来说，它们与油气层损害的关系为：
（1）在其它条件相同的情况下，孔喉越大，不匹配的固相颗粒侵入的深度就越深，造成的固相损害程度可能就越大，但滤液造成的水锁、贾敏等损害的可能性较小。
（2）孔喉弯曲程度越大，喉道越易受到损害。
（3）孔隙连通性越差，油气层越易受到损害。
3）、油气层的孔隙度和渗透率
孔隙度是衡量岩石储集空间多少及储集能力大小的参数，渗透率是衡量油气层岩石渗流能力大小的参数，它们是从宏观上表征油气层特性的两个基本参数。
其中与油气层损害关系比较密切的是渗透率，它是孔喉的大小、均匀性和连通性三者的共同体现。
对于一个渗透性很好的油气层来说，可以推断它的孔喉较大或较均匀，连通性好，胶结物含量低，这样它受固相侵入损害的可能性较大；相反，对于一个低渗透性油气层来说，可以推断它的孔喉小或连通性差，胶结物含量较高，这样它容易受到粘土水化膨胀、分散运移及水锁和贾敏损害。
图8—1油气层的孔喉类型
（a）缩颈喉道；（b）点状喉道；（c）片状喉道；
（d）弯片状喉道；（e）管束状喉道
2.油气层的敏感性矿物
1）.敏感性矿物的定义和特点
油气层孔隙空间周围是由不同的岩石和矿物构成的，其中一部分岩石和矿物属于惰性，不易与流体发生物理和化学作用，因此它们对油气层没有多大损害。
另一部分矿物易与流体发生物理和化学作用，并导致油气层渗透性降低，这部分矿物就称为油气层敏感性矿物。
它们的特点是粒径很小（<37µm），比表面大，且多数位于孔喉处。
因此它们必然优先与外界流体接触，进行充分作用，引起油气层敏感性损害。
2）.敏感性矿物的类型
敏感性矿物的类型决定着其引起油气层损害的类型。
根据不同矿物与不同性质的流体发生反应造成的油气层损害，可以将敏感性矿物分为四类。
（1）水敏和盐敏矿物：
指油气层中与矿化度不同于地层水的水相作用产生水化膨胀或分散、脱落等，并引起油气层渗透率下降的矿物。
主要有蒙脱石、伊利厂/蒙皂石间层矿物和绿泥石/蒙皂石间层矿物。
（2）碱敏矿物：
是指油气层中与高pH值外来液作用产生分散、脱落或新的硅酸盐沉淀和硅凝胶体，并引起渗透率下降的矿物。
主要有长石、微晶石英、各类粘土矿物和蛋白质。
（3）酸敏矿物：
是指油气层中与酸液作用产生化学沉淀或酸蚀后释放出微粒，并引起渗透率下降的矿物。
酸敏矿物分为盐酸酸敏矿物和氢氟酸酸敏矿物。
前者主要有：
含铁绿泥石、铁方解石、铁白云石、赤铁矿、菱铁矿和水化黑云母；后者主要有：
石灰石、白云石、钙长石、沸石和各类粘土矿物。
（4）速敏矿物：
是指油气层中在高速流体流动作用下发生运移，并堵塞喉道的微粒矿物。
主要有粘土矿物及粒径小于37µm的各种非粘土矿物，如石英、长石、方解石等等。
3）敏感性矿物的产状
敏感性矿物的产状是指它们在含油气岩石中的分布位置和存在状态，其对油气层损害有较大影响。
通过大量的研究，敏感性矿物有四种产状类型（图8—2），它们与油气层损害的关系如下。
图8—2粘土矿物产状示意图
（a）簿膜式；（b）栉壳式；（c）桥接式；（d）孔隙充填式
（1）簿膜式：
粘土矿物平行于骨架颗粒排列，呈部分或全包覆基质颗粒状，这种产状以蒙脱石和伊利石为主。
流体流经它时阻力小，一般不易产生微粒运移，但这类粘土易产生水化膨胀，减少孔喉，甚至引起水锁损害。
（2）栉壳式：
粘土矿物叶片垂直于颗粒表面生长，表面积大，又处于流体通道部位，呈这种产状以绿泥石为主。
流体流经它时阻力大，因此极易受高速流体的冲击，然后破裂形成颗粒随流体而运移。
若被酸蚀后，形成Fe（OH）3胶凝体和SiO2凝胶体，堵塞孔喉。
（3）桥接式：
由毛发状、纤维状的伊利石搭桥于颗粒之间，流体极易将它冲碎，造成微粒运移。
（4）孔隙充填式：
粘土充填在骨架颗粒之间的孔隙中，呈分散状，粘土粒间微孔隙发育。
以高岭石、绿泥石为主呈这种产状，极易在高速流体作用下造成微粒运移。
4）敏感性矿物的含量与损害程度的关系
一般说，敏感性矿物含量越高，由它造成的油气层损害程度越大；在其它条件相同的情况下，油气层渗透率越低，敏感性矿物对油气层造成损害的可能性和损害程度就越大。
3.油气层岩石的润湿性
岩石表面被液体润湿（铺展）的情况称为岩石的润湿性。
岩石的润湿性一般可分为亲水性、亲油性和两性润湿三大类。
油气层岩石的润湿性有以下作用：
（1）控制孔隙中油气水分布；对于亲水性岩石，水通常吸附于颗粒表面或占据小孔隙角隅，油气则占孔隙中间部位；对于亲油性岩石，刚好出现相反的现象；
（2）决定着岩石孔道中毛管力的大小和方向，毛管力的方向总是指向非润湿相一方。
当岩石表面亲水时，毛管力是水驱油的动力；当岩石表面亲油时，毛管力是水驱油的阻力；（3）影响着油气层微粒的运移，油气层中流动的流体润湿微粒时，微粒容易随之运移；否则微粒难以运移。
油气层岩石的润湿性的前两个作用，可造成有效渗透率下降和采收率降低两方面的损害，而后一作用对微粒运移有较大影响。
4.油气层流体性质
1）地层水性质
地层水性质主要指矿化度、离子类型和含量、pH值和水型等。
对油气层损害的影响有：
（1）当油气层压力和温度降低或入侵流体与地层水不配伍时，会生成CaCO3、CaSO4、Ca（OH）2等无机沉淀；
（2）高矿化度盐水可引起进入油气层的高分子处理剂发生盐析。
2）原油性质
原油性质主要包括粘度、含蜡量、胶质、沥青、析蜡点和凝固点。
原油性质对油气层损害的影响有：
（1）石蜡、胶质和沥青可能形成有机沉淀，堵塞孔喉；
（2）原油与入井流体不配伍形成高粘乳状液。
3）天然气性质
与油气层损害有关的天然气性质主要是H2S和CO2腐蚀气体的含量。
它们腐蚀设备造成微粒堵塞，H2S在腐蚀过程中形成FeS沉淀。
油气层潜在损害因素相对一个特定的时间段而言，是油气层的固有特性。
当油气层被钻开以后，由于受外界条件的影响，它的孔隙结构、敏感性矿物、岩石润湿性和油气水性质都会不断发生变化。
因此油气层潜在损害因素在不同的生产作业阶段可能是动态变化的。
二、外因作用下引起的油气层损害
1．外界流体进入油气层引起的损害归纳起来，外界流体进入油气层可引起如下四方面的损害。
0
1）流体中固相颗粒堵塞油气层造成的损害
入井流体常含有两类固相颗粒：
一类是为达到其性能要求而加入的有用颗粒，如加重剂和桥堵剂等；另一类是岩屑和混入的杂质及固相污染物质，它们是有害固体。
固体堵塞损害的机理是：
当井眼中流体的液柱压力大于油气层孔隙压力时，固相颗粒就会随液相一起被压入油气层，从而缩小油气层孔道半径，甚至堵死孔喉造成油气层损害。
影响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。
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。
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，从而降低损害的深度。
2）外来流体与岩石不配伍造成的损害
（1）水敏性损害
若进入油气层的外来液体与油气层中的水敏性矿物（如蒙脱土）不配伍时，将会引起这类矿物水化膨胀、分散或脱落，导致油气层渗透率下降，这就是油气层水敏性损害。
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多，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：
蒙脱石＞伊利石/蒙皂石间层矿物＞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外来液体的矿化度越低，引起油气层的水敏性损害越强；外来液体的矿化度降低速度越大，油气层的水敏性损害越强；⑤在外来液矿化度相同的情况下，外来液中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的外来液体侵入油气层时，与其中的碱敏性矿物发生反应造成分散、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，使粘土表面的负电荷增多，导致晶层间斥力增加，促进水化分散；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范围内形成硅凝胶而堵塞孔道。
影响油气层碱敏性损害程度的因素有：
碱酸性矿物的含量、液体的pH值和液体侵入量，其中液体的pH值起着重要作用，pH值越大，造成的碱敏性损害越大（见表8—2）。
表8—2碱敏性评价结果（塔里木东河塘）
岩心号
层位
K∞
10-3μm2
PH值
7.00
8.00
9.00
10.00
12.00
16
C2
19.40
K，10-3μm2
12.20
10.49
8.90
7.38
4.38
△K/K7，%
14.41
26.60
39.60
64.10
122
C3
10.80
K，10-3μm2
10.15
9.44
8.89
7.35
4.99
△K/K7，%
7.00
12.41
27.59
50.84
172
C4
27.30
K，10-3μm2
25.45
23.18
19.79
15.28
9.19
△K/K7，%
8.92
22.23
39.96
63.89
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，矿物溶解释放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孔道，轻者可削弱酸化效果，重者导致酸化失败。
这种酸化后导致油气层渗透率的降低就是酸敏性损害。
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）岩石由水润湿变成油润湿引起的损害
岩石由水润湿变成油润湿后，造成的后果有：
油田原来占据孔隙中间部分变成占据小孔隙角隅或吸附颗粒表面，大大地减少了油的流道；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。
水润湿油气层转变为油润湿油气层后，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。
3）来流体与地层流体不配伍造成的损害
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）结垢
①无机垢
由于外来液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：
a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
、
等），且其浓度达到或超过形成沉淀的要求时，就可能形成无机沉淀；b液体的pH值，当外来液体的pH值较高时，可使
转化成
离子，引起碳酸盐沉淀的生成，同时，还可能引起Ca（OH）2等氢氧化物沉淀形成。
②
有机沉淀
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：
a外来液体引起原油pH值改变而导致沉淀，高pH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；b气体和低表面张力的流体侵入油气层，可促使有机垢的生成。
（2）乳化堵塞
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，可能改变油水界面性能，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化液。
这样的乳化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。
影响乳化液形成的因素有：
①表面活性剂的性质的浓度；②微粒的存在；③油气层的润湿性。
（4）细菌堵塞
油气层原有的细菌或者随着外来流体一起侵入的细菌，在作业过程中，当油气层的环境变成适宜它们生长时，细菌会很快繁殖。
油田常见的细菌有硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌。
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，常以体积较大的菌络存在，这些菌络可堵塞孔道；②腐生菌和铁细菌都能产生粘液，这些粘液易堵塞油气层；③细菌代谢产生的CO2、H2S、S2-、OH-等，可引起FeS、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。
4）外来流体进入油气层影响油水分布造成的损害
外来水相渗入油气层后，会增加含水饱和度，降低原油的饱和度，增加油流阻力，导致油相渗透率降低。
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，从而导致油相渗透率降低。
影响它们损害的因素有：
外来水相侵入量和油气层孔喉半径。
对低渗油气层来说，水锁、贾敏损害明显，应引起重视。
2．工程因素和油气层环境条件发生变化造成的损害
在油气层生产和作业过程中，除前面讨论的外来流体进入油气层造成油气层损害外，生产或作业压差、油气层温度变化和作业或生产时间等工程因素，以及油气层环境条件都可能引起新的油气层损害或者加重油气层损害的程度。
1）作业或生产压差引起的油气层损害
作业或生产压差太大可能造成如下几方面的损害。
（1）微粒运移产生速敏损害
大多数油气层都含有一些细小矿物颗粒，它们的成分是粘土、非晶质硅、石英、长石、云母和碳酸盐岩石等，其粒径小于37μm，是可运移微粒的潜在物源。
这些微粒在流体流动作用下发生运移，并且单个或多个颗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８—3）。
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，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，相应地流体产出或注入速度就越大，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。
临界流速与下面因素有关：
①油气层的成岩性、胶结性和微粒粒径；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。
影响微粒运移并引起堵塞的因素有：
①颗粒级配和颗粒浓度是影响颗粒堵塞的主要因素，当颗粒尺寸接近于孔隙尺寸的1/3到1/2时，颗粒很容易形成堵塞；颗粒浓度越大，越容易形成堵塞；②孔壁越粗糙，孔道弯曲度越大，微粒碰撞孔壁越易发生，颗粒堵塞孔道的可能性越大；③流体流速（生产压差）越高，不仅越易发生颗粒堵塞，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。
对于采油井来说，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，一些微粒可通过孔道排到井眼，一些微粒仅在近井地带造成堵塞。
（2）油气层流体产生无机和有机沉淀物造成损害
2-
3
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，生成无机和有机垢可能与流体不配伍时生产的垢相同，但是，垢形成的机理却不相同。
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，它的流体中气体不断脱出，在脱气之前，油层中的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值升高，这将有利于地层水中HCO
的解离，使平衡向CO
浓度增加的方向移动，促使更多的CaCO3沉淀生成；②有机垢的生成，油气层压力降低，使原油中的轻质组分和溶解气挥发，使蜡在原油中的溶解度降低，促使石蜡沉积，造成堵塞。
图８—3微粒运移堵塞示意图
（3）产生应力敏感性损害
油气层岩石在井下受到上岩石压力（pV）和孔隙流体压力（即地层压力pR）的共同作用作用。
上覆岩石压力仅与埋藏深度和上覆岩石的密度有关，对于某点岩石而言，上覆岩石压力可以认为是恒定的。
油气层压力则与油气井的开采有关，随着开采的进行，油气层压力下降。
这样岩石的有效应力（σ=pV—pR）就增加，使孔隙流道被压缩，尤其是裂缝一孔隙型流道更为明显，导致油气层渗透率下降而造成应力敏感性损害，影响应力敏感损害的因素是：
压差、油气层自身的能量和油气藏的类型。
（4）压漏油气层造成损害
当作业的液柱压力太大时，有可能压裂油气层，使大量的作业液漏入油气层而产生损害。
影响这种损害的主要因素是：
作业压差和地层的性质
（5）引起出砂和地层坍塌造成损害
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。
因此，当油气层较疏松时，在没有采用固砂措施之前，一定要控制使用适当生产压差。
（6）加深油气层损害的深度
当作业压差较大时，在高压差的作用下，进入油气层的固相量和滤液量必然较大，相应地固相损害和液相损害的深度加深，从而加大油气层损害的程度。
2）温度变化引起的油气层损害
温度变化可能引起如下两方面的油气层损害。
在稠油油藏开发过程中表现尤为突出。
（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，并且温度越高，各种作业液的粘度就越低，作业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）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产生如下两方面的影响：
（1）生产或作业时间延长，油气层损害的程度增加，如细菌损害的程度随时间的增长而增加；当工作液与油气层不配伍时，损害的程度随时间的延长而加剧；
（2）影响损害的深度，如钻井液、压井液等工作液，随着作业时间的延长，滤液侵入量增加，滤液损害的深度加深。
油气层自钻开至开采枯竭的任何作业中都可能发生损害，且每一种作业的损害原因可能是多种，所以油气层损害原因是非常复杂的，其复杂性表现在以下几个方面：
（1）油气层损害原因的多样性。
（2）油气层损害原因的相互联系性。
（3）油气层损害原因具有动态性。
油气层在钻开以后到开采枯竭生产时期内，它的油气水分布和含量、孔隙结构、敏感性矿物的状态都是在不断变化的，即油气层潜在损害因素是变化的，这样就导致了油气层损害原因具有动态性。
油气层损害是非常复杂的，在进行油气层保护时要完全防止各种损害，一般来说，在工艺或技术上是很难现实的。
为了推荐和制定切实可行的保护技术，在分析各种作业的油气层损害原因时，要用系统工程方法找出主要的损害作业过程，在分析具体作业中油气层损害原因时，要找出主要损害原因。
以上介绍了油气层潜在损害因素和外因作用下引起的油气层损害。
由于油气层损害原因非常复杂，为了进一步完善油气层损害机理的研究，还需要加深水锁、润湿反转、乳化堵塞这些方面的研究。
随着油气层损害机理研究工作的深入，所需数据、资料的量也会显著的增加，这就要求用计算机建立数据库、资料库、知识库，利用专家系统来研究油气层损害的机理。
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