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。
油气层自钻开直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。如华北莫32断块的莫 32井，该井的产层为Em1层位的3141.0~3153.0m井段，图4-4为采油曲线。由图4-4可以看出，1988年8月蜡卡洗井前后日产量明显的异常递减。通过实验和分析，认为有两个方面的损害。一是微粒运移，室内岩心流动实验得到该层的临界流速为1.47m/d，而油井附近的渗流流速达5.69m/d，这样使得油气层内微粒发生运移，并堵塞油气层孔喉。另一方面是石蜡的沉积，由于开采速度快，井底流压大，气体脱出，造成石蜡沉积在油气层孔道中，堵塞油气层。
图4-4 莫32井生产动态变化
（2）油气层损害原因的相互联系性。如上海平湖油气田花港组油层，该层岩心的盐水速敏损害程度较强，临界流速大于8.80m/d。但该层岩心与pH>10的盐水接触发生反应后，用地层水以2.93m/d的流速测渗透率，渗透率明显下降。这就说明该层的速敏损害与碱敏损害相互联系。
（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这个时间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。
油气层损害原因非常复杂，为了进一步完善油气层损害机理的研究，需要加深水锁、润湿反转、乳化堵塞、应力损害和热力损害等方面的研究。随着油气层损害研究工作的深入，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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第二节 不同类型油气藏的损害特点
储层损害可以发生在各个作业和生产环节，多数是由于储层内组分（岩石矿物和地层流体）及其与外来流体（含固相）相互作用造成的。不同类型油气藏的岩石组成、孔隙结构、孔隙充填流体和所处的油气藏环境均有明显的差异，虽然同一作业环节的损害具有一定的特殊性，但不同类型油气藏对同一环节的某一损害方式的响应必然不同，即表现在损害程度和对产出或注入能力的降低影响不同。
大量研究表明，在一定的油气藏系统中总以某种损害类型占优势。因此，从油气藏类型出发，可以缩小工作范围，尽快明确主要损害机理，并较方便地设计钻井、完井、增产措施和流体注入中的损害防治技术方案。 一、中低渗透均质孔隙型油气藏
中低渗透均质孔隙型油气藏最常见，占常规油气储量的比重最大。这类油气藏主要损害机理如下。
1．流体一流体不配伍问题
特别是当砂岩渗透率和孔隙度很低时损害更为严重。 2．岩石一流体不配伍问题
当使用矿化度（离子浓度）较低的工作液时，且蒙皂石、高岭石等粘土矿物含量较高时更为严重。如果粘土矿物含量低(绝对含量＜2％)，岩石一流体不配伍问题可能会少一些。当储层渗透率超过1000×10-3μm2时，砂岩中岩石一流体不匹配问题最少。 3．固相侵入损害
取决于悬浮固相颗粒的大小、成分、过平衡压力以及目的层中平均孔喉尺寸。一般来说，所考虑的固相颗粒大于孔喉直径的25—30％，在过平衡压力 ＜3.5MPa 情况下不会严重侵入均质砂岩。而在较高过平衡压力条件下作业可导致携带更多固相的工作液大量侵入储层。对于粉细砂岩储层，利用地层中已有固相颗粒和人工暂堵剂完全防止泥浆滤液侵入可能较困难，因为所需暂堵剂粒度大小分布要与孔喉匹配。这时采用可变形的超细粒子、提高工作液的粘度控制滤失是比较有效办法。
在选择暂堵剂时，还应考虑可能使用的潜在的完井技术。在砂岩储层或常规酸化对岩石基质的改造作用最小的情形下，可考虑使用生物降解或可溶性暂堵剂，如纤维素或油溶树脂。如果最终考虑要进行酸化，如在石灰岩储层或某些白云岩储层，使用一定量的CaCO3，这样的酸溶性暂堵剂不失为一种可行的选择。对于预期产水的储层，饱和盐系统或含有一定量的NaCl 的烃基液体也是成功的。图4-5给出固相侵入均质孔隙性地层系统的机制。
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图4-5 固相侵入均质孔隙性地层系统的机制
较高的过平衡压力会严重损害均质砂岩储层，尤其当泥饼质量较差时可促进滤液向储层大量、连续地漏失，导致滤液和固相侵入储层更深。在渗透率较好的固结砂岩中，当桥堵和高质量的泥饼难以形成时，这种问题经常遇到。
4．相圈闭损害
低渗透固结砂岩储层，相圈闭是造成渗透性损害的极为重要的因素之一。无论是低渗透油层还是气层，一般都表现出异常低的初始含水饱和度。相圈闭的严重性受低水饱和度段油或气相对渗透率曲线形态、初始水饱和度和最终所获得的束缚水饱和度之间的差异影响。在清除水相圈闭损害时，滤液侵入深度和可能的压降梯度是重要考虑因素。 5．处理剂吸附损害
均质砂岩、特别是含有大量高比面粘土矿物的砂岩，化学吸附作用在降低渗透率和润湿性反转方面都较敏感。进行详细实验研究有助于评价处理剂吸附损害的程度，特别是对于渗透率低于100×10-3μm2的河流相砂岩储层。 6．微粒运移损害
砂岩储层中微粒运移在下列情况下可能成为严重的潜在问题：（1）大量的(>岩石总量2-3％)可运移的地层微粒存在；（2）当平均孔喉尺寸小于微粒尺寸的3-4倍时；（3）侵入液体压力太高或过平衡压力太大引起的高流速启动地层微粒。（4）微粒润湿相流体侵入或润湿相流体饱和度增加。 二、多层非均质砂岩油气藏
多层非均质砂岩储层的潜在损害机理在流体一流体不配伍、岩石一流体不配伍、相圈闭、化学吸附和微粒运移等方面，与均质孔隙型砂岩储层类似。
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多层非均质砂岩储层的固相侵入损害比均质孔隙型砂岩更为敏感一些。如果这些层状地层由不稳定的泥页岩或粉砂岩组成，那么钻穿这些地层所产生的微粒往往更小、泥浆中的粘土粒子含量迅速增高，且难以用离心力除去这些微粒，就更加容易侵入而为储层所捕获。青海柴达木盆地第四系浅层气藏就属于这种情况。
层状砂岩油气藏剖面中的高渗透率产层，是最终潜在最大产能的位置，也常常会最大程度地被漏失性侵入所损害。如果高渗层损害是永久的，且不能在完井过程中消除，那么仅从损害较小而储渗质量较差的地层所获产能就会大大低于期望值。如在渤海某油田，DST测试结果显示，同一口井剖面上渗透率高于2000×10-3μm2的油层，其表皮系数也大于中低渗透油层，表明在相同的条件下渗透率越高，钻井液损害程度越大。 三、高渗透疏松砂岩油气藏
高渗透未固结的砂岩中往往不含或含有很少的膨胀性或可分散粘土矿物，因此在许多情况下象岩石一流体不配伍的问题相对较弱，尽管当含有一定量的粘土矿物时水敏问题依然存在。同样，由于在高渗透孔隙型砂岩通常毛细管力较低，水相圈闭问题在这类油气藏中一般不严重，除非初始含水饱和度相当低。
由于固相侵入和泥浆漏失而引起的损害问题严重，特别是在较高过平衡压力钻井条件下，由于孔喉粗大，难以建立有效的桥堵泥饼。实践经验表明，含有纤维和油溶性树脂暂堵剂的泥浆体系在防漏治漏中最为成功。如果流体漏失率高，就会出现微粒运移损害。微粒运移损害在产量高和井筒不稳定生产时发生，还会进一步引发出砂和地层坍塌等问题。
流体一流体不配伍性和化学吸附作用引起的问题与前文所述均质固结砂岩储层的情况类似。应该指出，对未固结的疏松砂岩来说，由于其固有的极佳孔渗性，这些损害问题一般可以忽略。与储渗质量较差的固结砂岩相比，在未固结高渗透砂岩孔隙流动系统中，等量的吸附或结垢对有后者的效孔隙度和渗透率的降低作用微弱。 四、裂缝性砂岩油气藏
裂缝性砂岩一般可分为两类：（1）基块系统和相互连通的高渗透性裂缝系统对有效产能贡献相近的裂缝性砂岩；（2）基块渗透性极差(可能包括孔隙度)，裂缝系统作为流体产出的主要通道的裂缝性砂岩。对于第一种情况，既有对基块的损害，也有对裂缝的损害，因此，在设计工作液体系时不仅要考虑对基块的保护(与均质和层状砂岩类似)，而且还必须考虑对裂缝的保护。对于第二种类型，基块的贡献可以忽略不计，最首要的是把对裂缝本身的侵入损害控制到最低程度。
裂缝类型是多变的，要完全清楚储层中的裂缝系统在许多情况下是十分困难的。为方便讨论，将裂缝划分为：（1）地层条件下宽度小于100μm的微裂缝；（2）地层条件下宽度大于100μm的宏观裂缝（肉眼可辨）。大部分砂岩储层和泥页岩储层的地下裂缝宽度小于100μm；当存在溶蚀作用时，如一些
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碳酸盐岩储层地下裂缝宽度可大于100μm。
微裂缝和宏观裂缝系统均可因泥浆滤失和固相侵入严重损害。由泥浆滤失所引起的损害，对宏观裂缝来说比起对微裂缝要轻，可不予考虑。但是由于宏观裂缝规模大，特是在高过平衡压力下，侵入的深度和速度上可能会很严重。当在过平衡压力条件下作业时，控制微裂缝和宏观裂缝系统损害最为关键的措施在于快速建立很稳定的不渗透泥饼。一般通过加入暂堵剂来实现。在大多数情况下，天然钻屑与裂缝的匹配性差，难以形成高质量的泥饼。在某些情况下，需要有较大直径颗粒来对裂缝产生有效封堵，且为了在较大颗粒之间形成封闭网格，仍然需要小颗粒。采用裂缝屏蔽暂堵技术可以有效地防止完井液对裂缝的损害，这项技术已在川西致密气藏开发中得到推广应用。 微裂缝系统对水锁损害较为敏感，高毛细管力可捕获侵入流体并有效地阻挡油气流动。进入微裂缝的流体可以部分反排，但需要相当长的时间，速度缓慢，且可能大部分被储层吸收，这取决于裂缝宽度、基块孔喉尺寸、润湿性和流体饱和度。
宏观裂缝系统不会产生严重的毛细管滞留效应，只要侵入流体中的固相未对裂缝初始渗透性造成永久损害，侵入的滤液就会很快地反排、清除干净。减少正压差在控制宏观裂缝系统中的侵入损害时发挥关键作用。因此，使用低密度泥浆，泡沫或气基流体体系具有明显的技术优势。图4-6说明了裂缝系统中的固相侵入损害机制。
图4-6 裂缝系统中的固相侵入损害机制
五、均质碳酸盐岩油气藏
碳酸盐岩对各种成岩变化比较敏感，所以相对均质的碳酸盐岩油气藏比均质砂岩油气藏较为少见，典型的储层如针孔白云岩、粒间孔发育的鲕粒灰岩储层。均质碳酸盐岩储层对类似于均质砂岩的一些损害类型也较为敏感，
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