套损井治理对策

浅谈油田注水井套损的原因及治理优化摘要:在油田开采过程中可能会因为高压注水、压裂技术使用不当、防腐蚀措施不到位等原因出现井套损现象，这一问题会直接的影响到油田的水驱开发效果。

本文在对于油田注水井套损的原因进行分析的同时，探讨了可行的油田注水井套损的治理优化策略。

关键词:油田注水；井套损；原因；优化策略1、油田注水井套损的原因分析油田注水井套损的原因有很多，以下从地质原因、高压注水原因、施工作业原因、腐蚀原因等方面出发，对于油田注水井套损的原因进行了分析。

1.1 地质原因油田注水井套损在很多情况下都是因为地质原因所导致。

较为常见的地质因素多包括有断层活动、泥岩蠕变、地层出砂等应力因素。

在这一过程中诸如断层等因素对套损井的影响是深远的，并且在油田的开发过程中断层活动也属于直接造成套管损伤的重要因素。

其次，因为存在着吸水后岩石的膨胀和蠕变的情况，这回在很大程度上改变了泥岩的力学性质和应力状态，最终导致泥岩的位移和变形并导致了套管的变形、损坏地层出砂易导致套管弯曲。

1.2 高压注水原因油田注水井套损与高压注水的不当有着密切的联系。

通常来说高压注水会在很大程度上造成套管损坏。

如果存在这种情况则会在很大程度上破坏原地层的应力平衡，最终使套管应力不均匀和套管的严重变形。

其次，高压注水原还会在很大程度上导致整个断块的注采井网瘫痪，最终影响到油田本身整体的稳定性。

1.3 施工作业原因油田注水井套损多是施工作业不规范所导致。

一般而言工程施工方面的因素有很多，并且在长期完井和开发过程中容易受到生产压差和注水压差的影响，从而造成套管的损坏。

其次，如果存在着固井质量差和水泥环质量差的情况则有可能会造成套管受非均匀载荷破坏。

因此施工人员在施工和射孔过程中应当合理的控制射孔密度，从而能够避免不合理地选择和及时控制套管强度。

1.4 腐蚀原因各种腐蚀因素带来的负面影响是深远的。

因为矿化度会在很大程度上产生腐蚀影响，并且盐类也会对于套管产生不同程度的电化学腐蚀。

2019年12月套损因素分析及防护对策王诗慧（大庆油田有限责任公司第四采油厂第一油矿，黑龙江大庆163000）摘要：随着油田开发的不断深入，油水井数量不断增加，套损井数呈上升的趋势。

套损受诸多因素影响，文章通过分析研究对套损原因进一步认识，并针对性地提出了杏**区西部套损井防护措施，总结出“六查、六防、六控”的套损防护经验和方法，为预防套损提供方向，为合理开发提供依据。

关键词：预防套损；套损原因；防护措施杏**区西部属于中低渗油藏，位于杏北开发西北部，含油面积24.83×km 2，地质储量8094.25×104t ，共有油、水井2318口。

随着采油和注水时间的延长，油田开发方案的不断调整，套管工作状况变差损坏，破坏正常的注采井网系统，造成井网不完善，1996年，出现第一次套损高峰，2013年甲北块套损井集中出现，2014年出现第二次套损高峰，年套损井数达到57口。

1套管损坏原因分析1.1地质因素**区西部存在萨0～萨I 夹层、萨I ～萨II 夹层，夹层不吸水情况下，原始地应力的作用使岩层保持稳定，但软弱夹层通常具有较强的吸水能力。

在油田开发过程中，当注入压力达到一定值后，注入水通过裂缝窜到夹层，使其吸水，导致岩层失稳滑动，从而造成油水井套损。

1.2工程因素1.2.1固井质量差注入水上窜利用声波变密度曲线，查看套损重点监控区内的注入井固井资料，固井质量差（固井优质率低于80%）为注入水上窜进入嫩二段提供通道，导致泥岩吸水滑动，引发套损。

1.2.2报废不彻底窜流普查189口报废井情况，发现68口井报废时井下有落物，其中50口井已钻打更新/侧斜井，报废井井下状况不清窜流进入嫩二段，存在套损隐患。

2套损井区防护对策套管防护工作坚持隐患排查为主、防治结合的工作思路，通过开展查、防、治的工作，总结出“6查、6防、6控”的套损防护对策，实现了隐患情况清晰、预防措施合理，有效控制了套损速度，套损形势逐步趋于稳定。

油水井套损原因及治理优化策略分析摘要：油井、注水井套损问题不但会造成注水井网的破坏，也会影响注水产量的稳定，同时还会影响到油田产量。

目前，油井套管的失效主要有变形、断裂和腐蚀穿孔三种类型。

影响油水井套损的主要原因有：地质构造应力、工程设计和腐蚀因子。

在这些影响因素中，“强注强采”扩张对油水井套管的地质构造力及内部压力差异是导致套管失效的主要原因。

针对套损的理论，采用相应的防范措施，降低油水井套损所带来的损失，对于油气藏的开发和设计都有一定的参考价值。

关键词：油水井套损；成因；管理；战略1油水井套损的主要原因1.1泥岩吸水后粘土膨胀造成的套管变形研究表明，在储层中，砂泥岩互层段和泥岩段是普遍存在的。

因此，当注入水逐步流向泥岩层时，由于黏土矿物的吸水量增大，会导致泥岩段的成岩胶结力降低，从而使其变形更加明显，并产生大量的非均匀应力，这些应力会影响油水井套管的性能，从而影响油水井的开采效率。

这极大地改变了套管的形状和强度。

1.2射孔原因当前，射孔作为一种重要的完井方式，其产生的高压能够严重破坏水管结构。

此外，射孔过程中，孔眼附近的固井水泥墙会遭到剧烈撞击，导致严重变形，进而大大降低其对套筒的保护；另外，射孔还会导致套筒本身位置的改变，进而导致套损。

1.3腐蚀原因通常情况下，注入的水和产出液中含有强腐蚀性物质，如盐和酸，这些物质可以与套管中的铁发生化学反应，导致套管壁厚减薄，从而降低套管的强度，加剧套管疲劳，甚至可能导致套管渗漏。

通常来说，侵蚀效应对于地面水和注油井矿化度较高的油井中来说更为严重。

1.4井眼周围岩石压力对套损的影响在钻井前，原先地面应力位场中的各岩体处在稳定状态，但是钻井后，由于应力释放，周边岩体形成了临空面，打破了原先的稳定状况，导致周边岩体位置重复布置，使得孔壁上的应力比原先大得多。

当应力集中在一个区域时，它会导致土层产生塑性变化或开裂。

这些变形和破裂由于水泥环的影响，并且由于周边岩体的反作用力的影响。

注水井套损原因及预防治理摘要:由于注水井套管的工作环境不断恶化，所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的损坏。

为此通过套管缩径变形及套管漏失损害等机理分析，找出预防治理泥岩层套管变形和避免上部套管侵蚀漏失的方式，避免或减少高压注水井的套管损坏，为低渗透油田正常的注水开发提供坚实的基础。

关键词:套管;注水;侵蚀一、引言对于低渗透油田一般采用高压注水的开发方式，高压注水开发虽取得了明显的经济效益，但也使注水井套管的工作环境不断恶化，套管所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的变径乃至破裂，部份井还出现了浅层套管漏失窜槽的情形。

为此迫切需要找出引发这些油田套管损坏的主要原因，并采取相应的办法，避免或减少高压注水井的套管损坏，这对此后低渗透油田正常的注水开发具有着重要意义。

二、高压注水井套管损坏特征低渗透油田高压注水井套管损坏以套管漏失、缩径变形为主，变形严峻的发生破裂现象。

经统计，%的套管损坏井套损出现的时刻一般在转注后5年之内。

套管漏失主要发生在套管上部未固井井段，缩径变形主要位于射孔部位周围的夹层及射孔井段，且缩径变形水井注水压力一般都比较高，射孔部位出现套管变形的注水井多数存在出砂情形。

3、高压注水井套管损坏原因分析对套管损坏问题，国内外很多学者进行了多方面研究，主要有以下观点：地质因素：主要包括构造应力、层间滑动、蠕变、注水后引发地应力转变等；钻井因素：主要包括井眼质量、套管层次与壁厚组合、管材选取和管体质量；侵蚀因素：主要有高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化学侵蚀等；操作因素：主要有下套管时损坏套管、作业磨损、高压作业、掏空射孔等。

套管缩径变形损坏机理分析泥岩段套管损坏机理注水诱发泥岩段套管损坏的大体原因是：注入水进入泥岩层，改变了泥岩的力学性质和应力状态，从而使泥岩产生位移和变形，挤压造成套管损坏。

油水井完井一段时刻内，套管通过水泥环与地层牢牢结合为一体，套管不受地应力作用，仅经受管外水泥浆柱压力。

潍北油田注水井套损机理研究与对策潍北油田是我国重要的油田之一，为了提高油田的产油效益，注水井在油田开发中起着关键作用。

然而，由于注水井长期运行及地质条件等原因，注水井套损现象频发，导致注水效果不佳。

因此，研究注水井套损的机理，并提出对策，对于油田的可持续开发具有重要意义。

注水井套损主要是指套管和水泥环受到损坏或失效，导致水和油之间的混流现象，降低了注水效果。

注水井套损的主要原因有以下几个方面：首先，注水井套管受到地层环境的侵蚀。

地壳运动、地质运动以及地层沉降等因素会导致地层环境的变化，套管的防腐性能难以满足要求，长期受到地层环境的侵蚀，出现套管失效的情况。

其次，注水井水泥环质量不达标。

水泥环在注水井中起到封堵作用，防止水和油之间的混流。

然而，由于施工工艺不当、材料质量不达标等原因，水泥环的质量难以保证，容易出现裂缝和渗透等问题，影响注水效果。

另外，注水井周围地层的压力变化也是注水井套损的重要原因。

地下压力的变化可能导致套管和水泥环的位移，使其受力过大或过小，进而出现损坏和失效。

针对以上问题，可以采取一系列的对策，以减少注水井套损的发生。

首先，应加强地质勘探，了解地质环境，从源头上避免选择有较大侵蚀力的地层进行注水井的设置。

其次，注水井套管和水泥环的材料和工艺应严格控制，确保质量达标。

同时，应加强施工监管，对注水井施工过程进行严格的质量控制和技术指导。

此外，还可以通过设置防腐涂层、加强附着力等措施提高套管的抗侵蚀能力。

最后，应对注水井周围地层的压力变化进行实时监测，及时调整注水井的运行参数，以防止套管和水泥环受力过大或过小。

综上所述，潍北油田注水井套损机理研究与对策包括加强地质勘探，优化材料和工艺，加强施工监管以及实时监测地层压力变化等方面的措施。

这些措施对于减少注水井套损的发生，提高注水效果具有重要意义，对于油田的可持续发展具有积极的影响。

套损井特征与治理方法套损井是指在钻井过程中，由于措施不当或技术不足等原因造成套管或完井管柱变形、断裂或漏失，导致井口外流或循环失效，影响钻井质量和生产效益。

套损井现象在中国石油勘探开发领域较为普遍，治理套损井是保障钻井作业安全、提高油气井生产率和延长井寿命的首要任务，本文将详细介绍套损井的特征以及治理方法。

一、套损井的特征1.井口外流：套管或完井管柱变形、断裂或漏失，导致井口不完全密封，钻井液从井口泻出。

2.井筒泥柱崩塌：因套管或完井管柱变形，导致井筒泥柱受到破坏、崩塌，井筒中出现空洞、漏窟。

3.循环失效：套管或完井管柱变形、断裂或漏失，导致钻井液回路中断。

4.污染严重：井口外流或井筒泥柱崩塌，会导致钻井液污染，影响下层地层评价和后期的水平井作业。

5.安全隐患大：套损井存在着井口外流、压力失控、井筒崩塌等严重安全隐患，对人员、设备和财产安全造成威胁。

二、套损井的治理方法1.根据套损井的不同类型和损坏情况，采用不同的治理方法，如压裂封堵、插管封堵、爆炸封堵、小直径试压封堵等。

2.治理套损井需要开展现场勘察、数据分析、封堵方案设计、封堵方案实施和现场监测等工作，这些工作需要高度的技术水平和严谨的操作规范。

3.建立健全的套损井治理体系，包括套损井预防、封堵方案制定、封堵技术研究和封堵方案实施等方面，保障治理套损井的效率和安全。

4.加强人员培训和技术交流，提高治理套损井的技术水平和应急处置能力，提高钻井作业安全和生产效益。

5.注重套损井的后续评价和治理效果监测，及时发现和解决问题，完善治理套损井技术和管理经验。

三、结语套损井是石油勘探开发中一个重要的技术难题，治理套损井需要综合运用各种技术手段，注重科学规划和严格操作，保障钻井作业安全和井口生产效益。

同时，需要加强技术研究和技术交流，提高治理套损井的技术水平和应急处置能力，为油气勘探开发事业的发展做出积极的贡献。

套损井治理保障措施
套损井治理保障措施是指对于存在套损现象的井进行治理，以保障井的正常运行和水源的安全。

下面将介绍一些常见的套损井治理保障措施。

首先，对于套损井的治理工作，应当由专业的工程技术人员负责。

他们需要对井口进行勘察和测量，确定套损的深度和范围，以便采取合适的措施进行修复。

其次，治理套损井的一种常见方法是利用水泵抽水技术。

通过安装水泵，将井内的水抽走，有效降低了井内的水位，从而使套损现象得以解决。

在此过程中，需要注意抽取的水要进行处理，并保证不会对周围环境造成污染。

除了水泵抽水技术，还可以利用注水技术进行治理。

将水从井口注入到井内，通过增加井内水位，使套损现象消失。

注水技术需要掌握合适的注水量和注水速度，以充分利用井脉压力和地下水压力来确保治理效果。

另外，可以采取人工排泥的方式进行治理。

通过人工清理井底的泥沙和杂物，可以有效恢复井的正常功能。

这种治理措施适用于井底淤泥较为严重的情况。

还可以采用人工清晰井壁的方式进行治理。

通过在井中下放一定长度的管道，并利用气体或者液体将井壁上的杂质清洗掉，从而恢复井的原貌。

人工清洗井壁需要掌握合适的清洗工艺和设备，以确保清洗效果和施工安全。

此外，还应定期对已治理的套损井进行维护和保养，以确保井的长期运行安全。

维护和保养工作包括井内设备的检修和更换、井口的保护和修整等。

总之，套损井治理保障措施包括水泵抽水技术、注水技术、人工排泥和清洗井壁等方法，需要由专业的技术人员负责，并保证在治理过程中不对周围环境造成污染。

在治理完成后，应定期进行维护和保养，以确保井的长期运行安全。

油田套破井化学封堵的难点及对策(全文)油田开发中后期,油水井套管损坏严重。

临盘油田578口套损井中有1/3为套破井,治理工作日益重要。

由于套破井井况复杂,破点表现为穿孔、裂缝或丝扣渗漏等形式多样,封堵难度非常大。

1、套破井分类根据套管漏失的位置,可分为固井水泥返高以上套管的漏失和固井水泥返高以下的套管漏失;根据漏点的漏失量,可分为严重漏失和微漏失;根据漏点所处的井段、地层的沉积环境,分为:大水道以及高泥质等漏点。

2、套破井化学封堵的难点2.1 水泥返高以上的套管漏失漏失点在水泥返高以上,套管外无固井水泥;地层胶结疏松,常有钻井过程中因井壁坍塌造成的空穴;封堵材料难以在套管外迅速堆积,封堵材料的用量大;封堵材料用量难以准确设计,施工中不易提高封堵压力,因而会影响固结强度。

2.2 高泥质含量井段的套管漏失由于水解作用,高泥质含量地层的孔隙中往往存在大量泥质物,这些泥质物也常经过漏点进入井筒,泥质物的大量存在不但曾加了施工的难度,而且由于其与注入的封堵材料混合,大大地降低了封堵材料的固结强度,影响封堵质量。

2.3 套管丝扣漏失施工泵压高,参数不易控制;封堵材料难以进入地层,不能形成足够体积的固结体,封堵质量差;持续高压作用往往使套管受到新的损伤,可能造成卡钻事故。

3、套破井封堵对策3.1 堵剂3.1.1 G级油井水泥封堵技术油井水泥是由水硬性硅酸钙为主要成分的硅酸盐水泥熟料,加入适量石膏和助磨剂磨细制成。

与水适量搅和后,形成一定比重浆体,具有合适的密度和凝结时间,较低的稠度,良好的抗沉降性和可泵性。

能自行胶结硬化产生一定的机械强度,具有良好的抗渗性、稳定性和耐腐蚀性。

可对出水层位进行封堵。

适用范围:适用井深2500米以内,渗透率大于100*10-3μm2,吸收量大于400L/min的中高渗透层。

3.1.2 超细水泥封堵技术超细水泥是G级油井水泥的再次粉碎物,具有粒径小（20～50um）、比表面积大（9000cm2/g）、水化速度快,通过0.15mm窄缝能力强的特点。

油田水井套损产生原因与对策浅析油田水井套损是指油田开采过程中，水井套存在其中一种损坏或损失导致产能下降或无法继续生产的情况。

水井套损产生的原因有很多，包括工艺问题、设备损坏、人为疏忽等。

针对这些原因，可以采取一系列的对策来避免和修复水井套的损失，以确保油田的正常运营。

首先，工艺问题是导致水井套损的主要原因之一、油田开采过程中，井筒穿越多层地层，压力和温度都有所不同，如果在井筒设计和施工过程中存在工艺问题，很容易导致水井套的失效。

针对这个问题，首先需要优化井筒设计，根据不同地层的特点确定合理的套管参数和建立防渗透层，以提高套管的耐高温、抗压能力。

其次，加强施工质量控制，确保井筒的完整性和浇灌质量，以保证水井套的正常使用。

此外，使用新型的防腐涂料和防腐材料，加强对井筒的防腐措施，延长水井套的使用寿命。

其次，设备损坏也是导致水井套损失的重要原因。

在油田生产过程中，由于一些设备的老化或磨损，容易导致设备故障，从而造成水井套的损失。

面对这个问题，首先需要加强设备检修和维护工作，定期对关键设备进行检查和维护，及时更换磨损或老化的设备，以避免设备故障对水井套的影响。

此外，可以采用先进的设备监测系统，对设备运行状况进行实时监控和预警，及时发现和解决问题，减少水井套损失。

另外，人为疏忽也是导致水井套损失的一个重要原因。

在油田开采过程中，如果操作人员没有严格遵守操作规程，或者存在操作不当，都会对水井套产生不利影响。

为解决这个问题，首先需要加强操作人员培训，提高其操作技能和安全意识，确保他们能正确、规范地操作设备和井筒。

其次，加强管控，建立严格的监管机制和责任制度，对操作人员的操作进行记录和检查，及时纠正和解决存在的问题，提高工作的规范性和准确性。

此外，应建立起各级管理人员与施工人员良好的沟通机制，加强沟通协调，及时发现和解决问题。

总的来说，水井套损产生的原因多种多样，但通过合理的工艺设计、设备维护和操作管理，可以有效地降低水井套损失的风险。

闵桥油田油水井套损原因分析及治理建议一、闵桥油田套损现状闵桥油田共有25口套损井，其中破漏井数为3口，变形井12（包括6口缩径）口，错断井数为9口，其它1口。

套损类型主要为变形、错断，占总套损井数的84%。

套损25口井，其中主要为水井16口，占总套损井数的62.5%，油井9口。

二、套管损坏机理分析1.造成套损的地质原因1.1井眼周围岩石压力对套损的影响钻井前，原始地层应力场中的各岩层处于平衡状态，钻井后，井眼中的应力被释放，井眼周围的岩石出现了临空面，原来的平衡状态遭到破坏，引起周围岩石应力重新分布，使孔壁上的应力比远处大得多。

当应力集中处的应力达到围岩的屈服极限时，就有塑性变形发生或产生地层破裂，这种变形和破裂受套管和套管外水泥环的限制，同时套管外受到围岩的反作用力而产生变形损坏。

因此，周围岩石压力是大多数套管变形损坏的一个重要原因。

1.2油层出砂造成套管损坏在注水开发油田，在水驱油过程中，砂岩岩层胶结物易吸水膨胀和水解，在高的采液强度下，产生压差较大，从而使油层岩石骨架结构破坏，形成油井附近地带出砂。

油层少量出砂时空洞只存在于各射孔附近，大量出砂后形成的空洞只存在于油层顶部的一部分，并占据油层的整个厚度，但随着空洞的增大，空洞占据的油层顶部也相应增多。

如果上覆地层产生坍塌，空洞将存在于上覆层内。

油层上覆地层重力主要靠油层来承担。

当油层大量出砂后，破坏了岩石骨架的应力平衡，油层压力在开采过程中出现较大幅度的下降。

当上覆地层压力大大超过油层孔隙压力和岩石骨架结构应力时，相当一部分应力将转嫁给套管，当转嫁到套管的压力大于套管的极限强度时，套管失稳，出现弯曲、变形或错断。

1.3断层复活造成套管损坏闵桥油田是小断块油田，断层比较多。

在油田开发过程中，由于地壳升降、地震和高压注水作用等原因，使原始地层压力发生变化，将引起岩体力学性质和地应力的改变，一方面是地层空隙压力增加，改变了原始地应力，因其地应力不平衡或是区块空间空隙压差增大；另一方面当注水进入断层接触面，造成接触面泥化，使其内摩擦系数减小，尤其是当断层不密封时，注入水在断层面迅速推移，在接触面起润滑作用，使层面间的胶合力和内摩擦力系数趋于零，大大降低了两层之间的抗剪应力，断层处于不稳定状态，在上下盘不太大的压差或重力作用下推动断层滑动，剪挤套管，从而导致套管损坏。

油田套损井修复措施浅谈摘要：长期以来油田开发伴随着套管损坏问题。

套损井造成注采井网失调,水驱动用程度低,剩余储量无法采出,导致动态监测资料录取困难,措施难度加大,修井频繁,甚至打更新井,增加了措施费及管理费,严重影响油田稳产及开发效果。

关键词：套损井;治理;修复;前言套损后，严重影响注采关系。

若不及时进行彻底治理，将给后期开发带来隐患。

本文针对套损特点进行了分析，并针对性的制定了治理方法，初步解决了单井修复与治理问题，为石油开采区持续稳产提供了巨大技术支持。

一、套损井概述1、套损形态认证技术针对套损严重，原有技术无法落实套损状况，为准确了解套损井段的通径大小，指导后续施工，设计研究了新的通道认证工艺方法和工具，从而保证准确了解套损形态，在现场试验中取得了良好的应用效果。

油管内测井技术。

在原井油管内，电缆投送28mm测井仪，进行落实单井套损情况。

油管内通井技术。

在原井油管内，下入38mm小油管管柱，进行油管内通井作业，根据下入深度及遇阻情况判断单井套损状况。

套管内铅模打印。

起出原井管柱后，在套管内下入合适尺寸铅模，进行打印落实套损情况，需注意判断是否碰触到最小套损井段，不能对大尺寸铅模印盲目乐观，以免误导后续施工。

套管内井径测井。

起出原井管柱后，电缆投送16臂井径测井仪，直接反映井内套管内径和井眼轨迹变化，一般用于大直径套损井和修复效果的检验。

2、区块套损特点通过运用以上套损检测技术及对现场试验数据的分析，总结得出了套损区块具有下套损特点：套损通径小，油管夹扁严重；套损井段长且弯曲严重；多点套损井较多；套损井段管外未封固。

3、套损形成原因分析总结分析套损的原因主要有以下几点：（1）区域断层多，构造复杂，地层倾角大。

由于区块处于构造高点，油层埋藏浅，上覆地层易受压力变化影响而失稳，易发生断层进水。

（2）区域地震多发，可能诱发应力释放。

大庆周边地区多次发生有感地震，标准层套损，可能与地震触发地应力释放、并产生叠加效应有关。

套损井预防与治理方案魏华动齐琳（中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐，830011）摘要通过对油田套损井的分析，从套管损坏的影响因素、规律和套变机理的研究中，提出预防套管损坏的措施，即保证入井套管质量和结构优化，同时确保固井质量，还需制定合理开采方式减少油水井套损的发生，而且需要减少人为诱发套损因素。

最后针对井口附近套管损坏和生产套管未回接情况下的悬挂器窜漏问题提出了新的解决思路。

关键词：套损井；防治；套管保护0 引言在油田开发生产过程中，套管损坏问题给油田生产带来了许多不便，影响了油田的开发效果。

近些年随着油田开发年限的延长，塔河油田也陆续出现了多井口套管错段、变形、套管悬挂器渗漏和尾管悬挂器部位窜漏等套损问题，这些问题严重影响了油井的正常生产，并增加了油田的开发成本。

有针对性地对套损井进行套变机理和趋势预测的研究，有助于预防和延缓套损的发生，并延长油、水井使用寿命，对于油田的稳定开发、经济效益等都具有重要的意义。

1.套损原因和特征1.1 导致套管损坏的主要因素引起套管损坏的原因很多，包括岩体本身物理或化学变化，岩体整体或结合面间滑动，管材质量，施工操作和开发管理不当等诸多因素[1,2]。

通过分析和查阅相关资料，概括套管损坏的原因主要有以下几种：钻井因素：主要包括井眼质量，套管层次与壁厚组合，管材选取和管体质量。

地质因素：主要包括构造应力场(水平差应力值和应力剖面组合)、层间组合、岩层蠕变性能和泥页岩膨胀率；断层活动性及地层塑性流动等。

开发措施因素：油田注水压力过高或人工压裂致使泥页岩遇水膨胀；注水后引起地应力变化、地层滑动和断层活动；地层出砂造成生产层段掏空，套管失去支撑；地层亏空较大造成的地层沉降等。

操作因素：主要有下套管时损坏套管、作业磨损、重复酸化、高压作业、试油掏空过大和射孔等。

腐蚀因素：主要有高矿化度的地层水，硫酸氢根、SRB、硫化氢和电化学腐蚀等。

在上述因素综合影响和作用下，将产生套管变形、弯曲、破裂、穿孔、错断等多种类型的套管损坏。

油水井套损原因及治理优化策略分析摘要：油田油水井套管井下状况较为复杂，往往有几种损坏类型和形态在同时发生，主要是由地质环境、工程、侵蚀等因素引起的。

因此，针对不同的套损原因及套损程度，合理的选择修复工艺，同时增加预防措施，善固井质量，提高注入水水质等，以最大程度地减少对套管的危害，增加套管的使用期限，获得经济有效的结果。

关键词：油水井套损；原因治理；优化策略一、油水井套损的类型（一）套管变形注采和生产之间的压差会危及长期的油水井套管。

在水平应力场的作用下，地质结构的运动会导致防水套管在多个方向上被水平力割断，从而导致防水套管产生更多的变形，这种变形占很大的比例。

在所有变形井中的比例；受注水的影响，岩石层会膨胀并相对运动，从而切割防水套管，造成套管轴向上发生弯曲变形。

（二）腐蚀破裂由于在防水套管的浅水区域中长期受到电化学腐蚀的影响，或者由于线嘴的紧密性差，防水套管由于腐蚀而破裂。

当工作压力过高时会产生裂纹，并且防水外壳的腐蚀和破裂问题主要发生在白边填充液顶部的防水外壳中。

（三）径向内凹变形防水套管的抗压强度相对较弱，在固井中存在产品质量问题。

由于注射压力和生产压力的不同而引起的防水外壳的长期作用将减小某些部分的直径，从而导致防水外壳的轴向内部呈椭圆形的凹形变形。

（四）非坍塌型错断受水侵入的影响而膨胀并移动。

当岩体的移动速度超过30mm/a时，防水套将垂直移位，并且防水套的左右部分将水平移动。

防水套管会因其承受的拉力和收缩力而损坏，它会在水平方向上错位，并且防水套管在中断点处会出现垂直偏差。

二、油田注水井套损的原因分析（一）地质原因在许多情况下，油田注水井的套损是由地质环境引起的。

较常见的地质环境要素主要包括地应力要素，例如断层块主题活动，泥岩应力松弛和地质结构中的出砂。

在整个过程中，诸如断层块之类的因素会长时间损坏被套管损坏的井。

在油田开发设计的整个过程中，中断块的主题活动也应归因于关键损坏防水外壳的元件。

安塞油田XN区油水井套损现状及治理对策安塞油田XN区油水井套损现状及治理对策摘要：随安塞油田XN区投入开发年限延长，油水井井筒故障频发，尤其是油水井套损问题成为影响XN区块井筒治理的首要问题。

本文重点分析了安塞油田XN区套损井分布、套损井常见特征、套损对生产影响以及下步套损问题治理对策，对今后区块开发中井筒套损治理具有一定借鉴意义。

一、XN区基本概况1.XN区开发现状目前全区油井开井384口，单井日产液4.30m3/d，日产油2.13t/d，综合含水41.0%，平均动液面1264m，沉没度90m。

结合区块油藏特性及开发特将XN区大致划分为4个开发单元（图1所示）：北部开发单元、中西部开发单元、塞158开发单元、塞158南部开发单元，其中塞158开发单元与塞158南部开发单元油水井多为2000-2001年产建井，部分井生产时间已逾10年，为XN老区。

2.XN区套损现状全区共计油井开井384口，其中套损井33口，平均套损年限为3218天（8.82年），目前套损油井生产动态：4.55m3/d、1.23t/d、63.1%；水井开井149口，其中套损井4口；根据XN区套损井统计数据显示套损井多分布塞158南部、塞158北部开发单元，多为2000、2001年产建井，属于XN老区，油井具有高含水、生产周期长、井筒情况复杂等特点。

二、XN区套损特征结合历年油井套损情况，XN区套管损坏主要有以下两种特征：1.特征Ⅰ：套损后日产液上升、含水急剧上升（部分井套损后含水突变至100%），日产油下降。

全区34口套损井中，有26口属于此类，占全区76.5%。

典型井分析：X8-04井，生产注采曲线如图3所示。

初期产能：7.13m3/d，6.13t/d，含水1.81%，自投产后产液、产油、含水平稳，2008-10-16含水由5.6%↑87.5%，日产液、日产油、动液面急剧上升，分析化验水样含SO42-浓度为14178mg/L，分析认为该井套损，下入封隔器隔套损后含水有所下降（87.5%↓23.2%），目前生产动态平稳。

油水井套损原因及治理优化策略分析摘要：近年来，随着国家项目建设越来越多，对油田细分层系以及注水开发规模逐渐扩大，使得油水丼套损日益加重，对井网的正常注采造成一定影响的同时吗，也会影响到油田最终采收率。

本文主要分析油井套损的相关原因，探讨一些治理优化策略。

关键词：油水丼套损；原因；治理优化1.油井套损的相关原因分析首先，外部因素。

针对油井套损，在油气井投产后，因油气井修井或增产原因，导致套管损坏。

而我国许多油气井进行投产前，需开展酸化、压裂增产措施，部分丼还开展重复压裂改造。

同时，因工艺技术日益更新，使得油气井改造规模逐渐扩大，进而影响到套管使用时间。

1）射孔作业分析。

在酸化改造及压裂前，射孔是基础性工序，如果项目设计、操作不合理，极易引起套管损坏。

如孔密较大，使得套管强度下降，而射孔会引起套管外水泥破裂，使得套管出现破裂，因射孔深度设计不够准确，深度过大，射穿隔夹层泥岩，引起泥岩水花产生膨胀，致使地应力出现变化，进而引起套管错断、变形；2）酸化压裂。

针对低渗透油层，一般会进行大型压裂处理，井口压力能超过60Mpa，套管压力超过80Mpa。

在套管丝扣、接箍位置，如果固井质量较差，极易出现破裂。

同时，在油井酸化过程中，如果排酸不够及时，极易产生套管腐蚀，一些丼如果开展多次酸化施工，提升套管腐蚀速度，导致套管漏失或穿孔；3）井下工具、油井转注。

针对油井生产，一直到后期以后，一些油井会逐渐转化为注水井，由原油井水泥返高，处于油层上部200m位置，开展注水井水泥返高到井口，上部套管缺少水泥环保护，在上部浅层上全部浸泡。

第一是管外腐蚀较为严重，在转注以后，上部套管需承载注水压力，和管外腐蚀进行互相促进，进而加重了套管损坏程度。

同时，针对井下工具，如果套管内壁出现磕碰损伤，就会加重腐蚀程度，特别是井下存在封隔器，就会严重损害套管内壁。

如果封隔器在座封过程中，产生应力膨胀，就会损坏套管内壁。

同时，因封隔器阻挡原因，在封隔器附近就会聚集污垢，产生垢下腐蚀作用。

套损井机理研究及治理措施摘要：纯梁采油一矿纯化油田除C62以外的10个区块以及梁家楼油田的5个区块C47、C56、C41、T84和梁南S2，目前共开油水井437口。

统计1982-2009年5年期间，套管损坏油水井238井次。

套损形式十分严峻，套管损坏不仅造成注采失衡，而且大大降低了套损区井的措施增油效果，通过不断完善套损井治理措施和防治对策，提高了修井质量，对套损井增产增注措施提供了技术保障。

关键词：套损井治理措施防治对策增产增注一、套损井情况分析从历年来采油一矿套损井分布图分析，1982～1996年套损井年出现井次在8口以下，套损问题表现尚不突出，1997～2008年，套损井数量逐渐增多，特别是2006～2008年，年套损井数在20口以上，套损井问题逐渐成为制约油田开发的关键问题。

1.套损类型分析在建立2010年至2012年一矿套损井数据库的基础上，对套损形态进行了分析。

统计套损数据记录详细的71口套损井，发现一矿套管损伤井往往不是一处变形，而是多处变形，变形形式也是多种形态组合。

套损形态以套管漏失、变形为主，兼有套管错断。

2.套损深度分析在深度上大致可分为三个套损频发段，0-300m、1300～1900m、2200～2500m。

下面分别对不同类型的套损进行套损深度分析。

二、套损原因分析1.腐蚀统计的71口套损井，有46口漏失，水泥返高之上的漏失井有35口（包括3口返高上下都漏失的井），占总套损井数的49%。

说明浅层水的腐蚀也是该油田套损的一大重要原因。

套管腐蚀的原因是多方面的，以土壤腐蚀为主，由于土壤是多相物质组成的复杂混合物，颗粒间充满空气、水和各种盐类，使土壤具有电解质的特征。

2.泥岩膨胀导致套管变形纯化油田具有油层多，单层薄的特点，平均单层厚仅为1.3米，泥岩、砂岩间互，泥岩是一种不稳定的岩类，当温度升高或注入水进入泥岩层时，将改变泥岩的力学性质和应力状态，使泥岩产生位移、变形和膨胀，增加对套管的外部载荷，当套管的抗压强度低于外部载荷时，套管就会被挤压变形乃至错断。