钻井过程中油气层损害的原因

钻开油气层时，在正压差、毛管力的作用下，钻井液的固相进入油气层造成孔喉堵塞，其液相进入油气层与油气层岩石和流体作用，破坏油气层原有的平衡，从而诱发油气层潜在损害因素，造成渗透率下降。钻井过程中油气层损害的原因可以归纳为以下五个方面。

5．1．1．1　钻井液中分散相颗粒堵塞油气层

（1）固相颗粒堵塞油气层。钻井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑和处理剂的不溶物及高聚物鱼眼等。钻井液中小于油气层孔喉直径或裂缝宽度的固相颗粒，在钻井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞，造成油气层损害。损害的严重程度随钻井液中固相含量的增加而加剧（图5－1），特别是分散得十分细的膨润土的含量影响最大。其损害程度还与固相颗粒粒径大小、级配及固相类型有关。固相颗粒侵入油气层的深度随压差增大而加深。

（2）乳化液滴堵塞油气层。对于水包油或油包水钻井液，不互溶的油水二相在有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，可进入油气层的孔隙空间形成油－水段塞；连续相中的各种表面活性剂还会导致储层岩心表面的润湿反转，造成油气层损害。

5．1．1．2　钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害

进入地层的流体滤失量：

图5－1　钻井液中固相对地层渗透率的影响

式中：Q——进入地层的流体滤失量（L）；

　　　K——井眼壁面属性系数；

　　　ΔP——液柱压力与地层孔隙压力压差（MPa）；

　　　S——面积（m2）；

　　　L——进入地层的侵入深度（m）；

　　　μ——钻井液黏度；

　　　t——时间（s）。

钻井液滤液与油气层岩石不配伍诱发以下五方面的油气层潜在损害因素。

（1）水敏。低抑制性钻井液滤液进入水敏油气层，引起黏土矿物水化、膨胀、分散，是产生微粒运移的损害源之一。

（2）盐敏。滤液矿化度低于盐敏的低限临界矿化度时，可引起黏土矿物水化、膨胀、分散和运移。当滤液矿化度高于盐敏的高限临界矿化度时，亦有可能引起黏土矿物水化收缩破裂，造成微粒堵塞。

（3）碱敏。高pH值滤液进入碱敏油气层，引起碱敏矿物分散、运移堵塞及溶蚀结垢。

（4）润湿反转。当滤液含有亲油表面活性剂时，这些表面活性剂就有可能被岩石表面吸附，引起油气层孔喉表面润湿反转，造成油气层油相渗透率降低。

（5）表面吸附。滤液中所含的部分处理剂被油气层孔隙或裂缝表面吸附，缩小孔喉或孔隙尺寸。

5．1．1．3　钻井液滤液与油气层流体不配伍引起的损害

钻井液滤液与油气层流体不配伍可诱发油气层潜在损害因素，产生以下五种损害。

（1）无机盐沉淀。滤液中所含无机离子与地层水中无机离子作用形成不溶于水的盐类，例如含有大量碳酸根、碳酸氢根的滤液遇到高含钙离子的地层水时，形成碳酸钙沉淀。

（2）形成处理剂不溶物。当地层水的矿化度和钙、镁离子浓度超过滤液中处理剂的抗盐和抗钙、镁能力时，处理剂就会盐析而产生沉淀。例如腐殖酸钠遇到地层水中钙离子，就会形成腐殖酸钙沉淀。

（3）发生水锁效应。滤液进入孔喉中与油或气形成的界面，引起的界面张力变大，使油气的流动阻力变大，造成伤害，特别是在低孔、低渗气层中最为严重。

（4）形成乳化堵塞。特别是使用油基钻井液、油包水钻井液、水包油钻井液时，含有多种乳化剂的滤液与地层中原油或水发生乳化，可造成孔道堵塞。

（5）细菌堵塞。滤液中所含的细菌进入油气层，如油气层环境适合其繁殖生长，就有可能造成孔道堵塞。

5．1．1．4　相渗透率变化引起的损害

钻井液滤液进入油气层，改变了井壁附近地带的油气水分布，导致油相渗透率下降，增加油流阻力。对于气层，液相（油或水）侵入能在储层渗流通道的表面吸附而减小气体渗流截面积，甚至使气体的渗流完全丧失，即导致“液相圈闭”。

5．1．1．5　负压差急剧变化造成的油气层损害

中途测试或负压差钻井时，如选用的负压差过大，可诱发油气层速敏，引起油气层出砂及微粒运移。对于裂缝性地层，过大的负压差还可能引起井壁表面的裂缝闭合，产生应力敏感损害。此外，还会诱发地层中原油组分形成有机垢。