注水井套损原因及预防治理

大陆桥视野·２０１６年第１６期 103一、油田开发简介油砂山构造位于柴达木盆地英雄岭冲断隆起带南缘、油狮大断裂东端的上盘，是柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟—油砂山二级构造带东段的一个三级构造，重叠在尕斯库勒油田之上。

共经历五个开发阶段：天然能量试油试采阶段（１９５６～１９８１年）、试验区试注试采阶段（１９９２—１９９６年）、试注水滚动开发上产阶段（１９９７—２００２年）、开发调整产能扩建阶段（２００３—２００６年）及细分层系开发阶段（２００７—目前）。

二、水井套损情况介绍２００８年以来油田套损水井逐年增多，而近年来油田水井套损情况有进一步恶化的趋势，截止２０１６年３月底油田套损井４１口，其中填封１口、停注１４口、层调１口，大修成功３口，带病注水２２口（见表１）。

表１ 油砂山油田套损水井统计数据表年度套损井数新增套损井数历年新增套损井统计２００２１１新中１６２２００３１０２００４２１新中１６２、中２２０、２００５３１新中４７２００６７４中１２１－３、新中１３、中２８３－３、新中８９２００７１１４西１－７、油砂１、中１７７－３、中１０２００８１８７中２２６、中４－３、中８７－３、中２７７、中１２６－２、新中８９－３、新中１６３２００９１９１中２８３－１２０１０２４５中１２１－２、中１７７－２、中１４９、中１７７－１、中４７－３２０１１２６２中６２８、中１１９２０１２２８２中３１１、中４６－３２０１３３３５中２８３、中１００２－１、中１７７－３下、中６０６、中４０６、中１７７－３下、中２８３２０１４３４１中２１５２０１５４１８中１４７、中１７７－１下、中９２－３下、新中９２－３、中８７－１下、中２２６－２、中１１９－１　２０１６．３４１８　三、水井套损原因分析（一）套损水井分布状况平面上看、套损水井主要集中在主力产油区Ⅰ、Ⅱ断块内部小断层附近；纵向来看套变深度主要分布在３００～６００ｍ生产生产层段（见图１）图１ 油田２０００年以来套损水井纵向位置分布（二）套损原因及类型通过归纳整理油砂山油田水井套损的主要类型为变形、缩径，２６井次，占总套损水井数的６２％；其次为错断、破裂，６井次，占总套损水井数的１４％；遇卡７井次，总套损水井数的１７％；井内有落鱼３井次，总套损水井数的７％。

三元套损分析及预防摘要:分析了A区三元复合驱的套损规律，并且概况了A区三元套管损坏的类型及原因，并提出了治理及建议。

关键词：套损；三元复合驱；治理；防治一、套损概况A区水驱区块1970年投产，截止到目前共有油水井435口，其中采油井295口，注水井140口，共发现套损井154口，套损井占总井数的35.40%。

其中采出井套损108口，注入井套损46口，拔不动待大修井4口。

A区三元复合驱目前共有注入采出井304口，采出井160口，注入井144口。

2006年8月投产投注，截止到2011年9月，共发现套损井23口，拔不动待大修采油井4口，套损井占总井数的7.57%，其中采出井套损19口，已修复7口，注入井套损4口，已修复4口。

见表1。

表1A区套损时间统计表二、套管损坏分布规律（1）从开发时间上分析。

A区三元复合驱在开发过程中，随着开采时间的延长，套损井逐年上升。

目前A区三元共发现套损井23口，占总井数的7.57%。

其中2006-2008年并未发现套损井，2009年发现4口，占总套损井数的17.39%，2010年发现13口占总套损井数的26.09%，2011年发现13口，占总套损井数的56.56%。

（2）从平面上分析。

A区三元复合驱套损井从平面上看主要集中在西块。

A区西块共套损17口井，占套损井数的73.91%，与A区东块对比，高出47.83个百分点。

其中西1#站目前共套损7口井，占A区套损井数的30.43%，X#站目前共套损10口井，占A区套损井数的43.48%。

（3）从纵向上分析。

A区三元复合驱套损井从纵向上看套损层位分别在嫩Ⅰ、嫩Ⅱ、葡Ⅰ、葡Ⅱ、萨0、萨Ⅰ、萨Ⅱ、萨Ⅲ。

其中主要的套损层位是嫩Ⅱ、葡Ⅰ，共有17口井20个层段，占套损层段的66.67%。

在射孔层段发现套损井有8口井8个层段，占套损层段的26.67%，这说明A区三元套损井套损的层段主要在非射孔层段。

从A区三元套损层位岩性统计表可以看出套损层段在泥岩部位的有20口井22个层段，占73.33%，套损层段在砂岩的有7口井8个层段，占26.67%。

南三区油水井套损原因分析及预防措施南三区油水井是我国石油勘探生产的关键设施，其安全稳定运行对于保障国家能源安全和经济发展至关重要。

在油水井的运营过程中，由于各种原因导致的套损问题一直是一个较为常见的难题。

为了有效预防和减少南三区油水井套损问题的发生，有必要对套损问题的原因进行深入分析，并制定相应的预防措施。

1. 接口腐蚀在油水井的运行过程中，由于介质的腐蚀作用，套管与管接头之间的接口易受到腐蚀，导致接口腐蚀而套损。

2. 井温井压在井温井压的作用下，套管材料易受到相应的压力和温度影响，容易产生蠕变和疲劳破坏，从而导致套损问题的发生。

3. 钻井施工质量钻井施工过程中，操作人员的技术水平、设备的质量、施工操作是否规范等因素都会直接影响到套管的质量和使用寿命。

4. 井下工艺操作井下工艺操作不当、操作人员经验不足、设备老化等因素也会导致油水井套损问题的发生。

5. 环境因素南三区油水井所处的地理环境、气候条件、地质构造等因素也会对套管材料产生一定的影响，从而引发套损问题。

6. 维护管理不到位油水井的维护管理不到位、检修周期不合理、维修材料质量问题等因素也会间接导致套损问题的发生。

二、南三区油水井套损预防措施1. 优化套管材料选用高强度、抗腐蚀、耐高温的套管材料，并加强对材料的质量控制，提高套管的抗腐蚀性和耐热性。

2. 定期检测和评估定期对井下套管进行检测和评估，及时发现套损隐患，加强对井下环境的监测，有效预防套损问题的发生。

3. 加强施工质量管理提高施工人员的技术水平，加强对施工设备的管理和维护，确保施工过程中的质量和规范。

4. 优化井下工艺操作加强对井下工艺操作的管理和规范，提高操作人员的操作水平和经验，确保井下工艺操作的安全可靠。

6. 完善维护管理体系建立健全的油水井维护管理体系，制定合理的维护周期和维护计划，确保油水井的安全稳定运行。

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。

管理学家2014.03283一、前言随着油田开发的不断深入，油井套管损坏逐年增加，给油田的挖潜和治理带来更大的困难。

目前辽河油田已经开展套管损的综合治理工作。

一是推进水平井修井配套技术升级。

重点完成钻磨铣、液力切割、液力解卡、复合防砂、找堵水等关键技术研究和应用。

二是推进大修提速工作。

按照“先易后难”的要求，先从生产运行、施工组织、考核机制等方面进行调整和完善，再逐步解决工艺技术、人员素质、设备配套等关键问题；继续加强大修运行管理，做到均衡计划、优化配置，保障重大生产项目的顺利实施。

三是加强采油作业协同攻关，定型作业配套技术，加大新工艺、新技术应用。

有效控制混用造成的疲劳倒井；加强下井工具的监管和效果评价，逐步淘汰落后技术。

四是推广低压可控不压井作业技术。

重点在稀油区块、维护性作业井上推广应用，不断提高作业速度和效率。

二、套管损坏原因（一）长期注水导致套坏目前辽河主力油层开始面积注水，长期注水使注入水通过裂缝、套管破漏处窜入泥岩层而导致套损。

套管损坏主要集中在泥质岩含量高的L 、M 层顶部及其盖层部位(BC 、L1、L —M)，据统计截至目前L 、M 层共计套坏井485口，出现在BC 、L1、L —M 部位的就有167口，占34.5%。

BC 层套坏几乎全在泥岩夹层的高渗透性部位，BC 层、L1部位处于井的上部、咽喉要害之处，套坏类型多属恶性错断、弯曲或严重变形。

此部位套坏对油田的危害最大，其套坏井数最多，占总套坏井近27.5%。

L —M 层的岩性不同于BC 层，是泥质砂岩或含钙质结核，泥质粉细砂岩，故L —M 层部位套坏井数仅占M 层套坏井11.4%，多数井坏在L —M 底部以上12—20m ，即接近中部。

M 层套坏井套坏部位不象L 层明显集中，这与M 层垂直裂缝比较发育有关。

M 层套坏部位在剖面上，还有一个特点，即高压注水造成注采窜通后，注水井在窜通部位的上下层套坏，油井在窜通的同层或上层套坏。

套损井形成原因及综合预防措施作者：张亮来源：《管理观察》2010年第03期摘要:分析了套损井产生的原因及分布特点,并采取了相应防护措施和今后套管保护建议。

结合套损井综合预防措施和方法,油水井套损率下降了1.05个百分点,年套损率下降0.66个百分点。

抓好油层和套管保护,搞好套损井的综合治理工作,是油田开发的主要内容,是实现油田可持续发展的战略目标。

关键词:套损井分布原因综合治理一、套损井分布特点及产生原因1.1分布特点一是在时间上,统计2000以来某厂油水井的套损情况,2005年套损井数已经达到79口井,是“十五”以来套损形势最严峻的一年。

二是从纵向上分布看,主要集中在萨Ⅱ5及以上以及萨Ⅱ9-11井段为主,从岩性上看主要发生在未射孔的非油层部位。

统计套损比较严重的XN开发区萨Ⅱ5及以上以及萨Ⅱ9-11的地层压力已经达到16.96MPa和17.21MPa,分别高于平均地层压力1.28 MPa和1.53Mpa。

三是从平面分布看,主要集中部位在部分断层及井排。

1.2产生原因(1)油层部位及夹层、泥岩部位浸水导致套损。

由于注水开发后,注入水浸入泥岩,泥岩浸水后,其岩石力学性质将发生明显的变化,随着泥岩中含水量的增加,岩石的抗剪切强度降低,在剪切地应力及区域压差不均匀衡等因素影响下,造成水浸域上下界面的相对位移,使套管损坏。

这类井共63口,占套损井数的35.6%。

(2)高腐蚀地表层导致浅部外漏。

由于存在着高腐蚀地表层,大量的浅部套管外漏是由于套管外没有固井水泥,套管受地表水腐蚀作用的结果。

因地表水含有一定的溶解氧、二氧化碳、硫化氢、各种无机盐和细菌,与套管共存在浅表层湿度较大的地层中,形成了良好的化学、电化学腐蚀环境,使套管逐渐腐蚀穿孔外漏。

这类井共有46口,占套损井数的26.0%。

(3)嫩二段标准层出现水浸域导致套损。

由于嫩二段泥、页岩浸水,注入水沿层理面形成一定范围的水浸域,使岩层抗剪切强度和摩擦系数大幅度降低,在重力的水平分力和区域压差的影响下,形成成片套损。

243近年来，国内很多大型油田几乎都出现过水井套损所引发的事故。

在一些过度注水的老油田之中，套损已经影响到了正常的开采活动。

修复套损会给石油企业的运行带来巨大的经济压力，但是不采取措施又会影响到正常的开采。

综上，在国内石油工业面临转型的今天，解决好这类问题有着非常重要的意义。

本文结合日常工作经验，对此类问题进行了总结。

1 油田水井套损的基本原因油田水井套损是多重因素共同作用下的结果，具体来说，主要包括以下几部分内容。

1.1 地层因素地层因素是油田水井套损的重要原因，其主要是指的构造应力的变化，注水后引起的地应力变化，层间蠕动、滑动以及腐蚀因素的等等。

处在开发初期的油田，加之其没有受到地震以及地壳活动的影响，其地应力处在相对平衡的状态之下。

此种状态之下，地层接近于休眠状态，而长时间的高压注水会导致地应力发生改变，这会出现局部的压力不平衡。

如果地层存在不封闭的断层，注水之后水会沿着不封闭的断层面流动，这时断层的上下盘抗剪应力就会大幅度降低，如果上下盘抗剪应力不能处在一个相对平衡的状态，断层就有可能重新复活。

此种状态下，断层处会出现滑动，此时断层周围的套管就会出现不同程度的损坏。

此外，吸水膨胀以及泥岩蠕变也能够对水井套管造成不可逆转的损害。

注水开发之后的油田，注入的水会进入泥页岩，因此泥页岩就会出现吸水软化的现象。

成岩的胶结力会逐渐丧失，其蠕动的速度会增加。

一旦出现这一问题，井眼周围周围就会产生非均匀的压力分布，而在末射孔井段，这种非均匀的压力分布会直接作用于套管。

一旦内外压力差超过套管的屈服强度，套管就会发生形变。

日常开采中，一定要对泥岩的蠕变作用进行综合分析，必要时应该采取相对应的措施缓解其对水井套管的影响。

1.2 工程因素工程因素中主要包括注水井操作因素以及钻井因素两部分内容：首先在注水井操作中，射孔、高压作业等工序其实都会产生不同程度的套管损坏。

修井时需要对套管进行射孔作业，套管在经过射孔之后其周围会产生不同程度的裂纹，而裂纹周围非均匀应力的影响，会加速这种裂纹变化。

油田套损井分析及预防措施摘要：分析套管损坏原因。

研究表明，地质因素和工程因素是造成油、水井套管损坏的主导因素。

采油工程中的洼水。

油层改造中的压裂、酸化，钻井过程中的套管本身材质、固井质量，固井过程中的套管串拉伸、压缩等等因素，是引发诱导地质因素产生破坏性地应力的主要因素。

加强套变井的跟踪分析。

注入压力应限制在地层破裂压力以下，尽量比破裂压力低1MPa左右。

对于顶破裂压力注水的井。

观察一段时间后，建议尽快制定相应措施。

关键词：套变机理影响预防措施一、套管损坏原因1.1地质因素地层(油层)的非均质性、油层倾角、岩石性质、地层断层活动、地下地震活动、地壳运动、地层腐蚀等情况是导致油水井套管技术状况变差的客观存在条件，这些内在因素一经引发。

产生的应力变化是巨大的、不可抗拒的，将使油、水井套管受到严重损害，导致成片套管损坏区的出现。

(1)区域间压力升降差异、地层的非均质性、地层(油层)倾角、岩石性质。

一般在相同条件下，受岩体重力的水平分力的影响，地层倾角较大的构造轴部和陡翼部比倾角较小的部位更容易出现套损；注入水长期作用在泥岩、页岩上，使之膨胀，地应力变化将套管挤压变形。

(2)断层活动。

地壳岩层因受力达到一定强度而发生破裂，并沿破裂面有明显相对移动的构造称断层。

使上下盘产生相对滑移，剪挤套管，从而导致套管严重损坏。

(3)地壳运动、地震活动。

地壳缓慢的升降运动产生的应力可以导致套管被拉伸损坏，而损坏的程度和时间则取决于现代地壳运动升降速度和空间上分布的差异，地壳运动不仅能损坏套管，而且升降运动的速度也直接影响套管损坏的速度。

如大庆2005年的地震影响，加之某队处在断层区，对井下油套管损害也造成了一定影响。

(4)地面腐蚀。

因为浅层水(300m以上)在硫酸盐还原菌的作用下产生硫化氢，将严重腐蚀套管。

1.2工程因素(1)套管材质问题。

套管本身存在微孔、微缝，螺纹不符合要求及抗剪、抗拉强度低等质量问题，在完井以后的长期注采过程中，将会出现套管损坏现象。

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。

浅谈套损成因[摘要]套管损坏机理及预防对策研究涉及到油田开发、油藏工程、材料力学、固体力学、塑性力学、流体力学、地球化学、油层物理学、测井工程学、试井工程学等许多技术学科。

这里所介绍的基本术语隶属于上述学科范畴并与套损研究、检测、分析、治理等方面密切关联。

[关键词]套管损坏机理；泥页岩‘浸水域’引发套损；油层部位套损套损机理：是指油水井套管损坏的成因和力学机制，研究套损作用机理是了解套损发生、发展和演化的技术前提，是进一步指导套管防护工作和套损治理工作的技术依据。

不同地区、不同开发阶段、不同技术研究条件下提出的套损机理学说是有差异的，套损机理随着开发过程的深入、地下检测手段的提高套损机理将得到进一步发展和完善。

也就是说套损机理不仅不是唯一的和一成不变的，而是不断创新、层出不穷、日臻完善的。

套损原因：是指单井或局部地区套损发生的具体原因，它可以具体到某种因素造成的、也可以是多种因素的综合结果。

套损原因分析往往只是对宏观上的可控因素进行分析，还无法达到套损机理研究那样的精细和微观程度，它是套损机理研究的技术基础。

“泥页岩‘浸水域’引发套损”在注水压力较高条件下，注入水可从泥岩的原生微裂缝和节理浸入，也可沿砂泥岩界面处浸入。

对页岩而言，注入水通过管外窜槽沿其层理面浸入。

当泥页岩含水后，其抗剪强度和摩擦系数大幅度降低，而且由于泥页岩中富含蒙脱石等吸水矿物，会使泥岩发生体积膨胀，此时泥岩往往处于塑性状态，当具备一定倾角时便会发生塑性流动或蠕动，从而对套管产生挤压，导致套管损坏。

“流固--耦合作用引发套损”流固耦合作用是指渗透性岩石中的流体与岩石骨架之间的相互作用。

岩石中流场或孔隙压力的改变，必然引起储层力学性质和应力场的改变，而应力场的改变又会使流场特征发生进一步变化。

当流体在岩石中流动时，孔隙压力的改变即孔隙压力的增加或减小，将导致岩石骨架应力减小或增加，引起地层的压实或膨胀，进而导致岩石的孔隙性和渗透性改变，使表征岩石孔隙性和渗透性的参数--孔隙度和渗透率等参数增大或降低。

辽河油田油水井套管损坏的研究和防治作者：薛磊来源：《科学与财富》2020年第12期摘要：油水井是油田生产的基本单元，其套管损坏不但使原有的注采系统受到破坏，影响产量，同时，修复已损坏的又将投入更多的成本。

因此，随着油田开发的深入，套损预防技术的研究已经成为油田开发的一项重要课题。

关键词：辽河油田;油水井;套管损坏;防治1.油水井套管损坏的成因油水井套管损坏的分析资料表明，导致套管损坏的原因是多方面的。

1.1非油层部位套损成因形成套损的原因主非油层部位套损主要集中在油层以上部位，要是注人水通过固井质量差的井段窜入泥岩中形成浸水域引发的。

从标准层结构看，其层理面发育，有助于注人水的迅速浸人，形成不断扩大的浸水域。

1.2油层部位套损成因超压注水是油层部位套损的主要因素之一：合理的注水压力：指在套管和水泥环以及油层不受伤害的情况下，为保证地质方案配注量的完成，注水井允许达到的最高井口压力。

在油田开发初期，为了满足产液量不断增长的需要，在计算最高允许注水压力时，在上覆岩压的基础上又加上了嘴损、管损等来提高吸水能力，使注水压力普遍超过上覆岩压。

辽河油田某区块采用以下的注水压力计算公式来确定注水井允许的最高注水压力，使注水压力普遍超过上覆岩压0.29-0.89MPa。

P=[0.13xA+（3.22043+1.543x10-3.X（A-1000））xB2x10-5+C]x0.098P—射孔顶界允许的最高注水压力（MPa）A—射孔顶界深度（m）B—配注水量（m3）C—第一层段水嘴压力损失近几年的研究结果表明：合理的注水压力不应超过上覆岩压，即P=0.13xAx0.098。

超合理注水压力幅度越大套管损坏的越快压差越大，套损井数越多;距射孔顶界深度越大套损井数越少。

异常高压是油层部位套损的主要因素之一：异常高压层是由于部分井层注采关系不协调，致使“渗流能力低、连通状况差的油层”憋压引起的。

2.异常高压层形成的因素分析2.1与储层储渗能力和储层平面非均质性有关从主、非两类油层异常高压层特点看，主力油层渗流能力好，憋压现象较少;非主力油层渗流能力差，易于憋压，由北向南油层发育逐渐变差，异常高压层比例升高。

高压注水井的原因分析及治理【摘要】伴随着高压注水井环境的恶化、负荷不断增加，管套出现了不同程度的损坏。

通过各种原因的分析，找出预防和治理的方法。

防止和减少高压注水井管套的损坏，为低渗透油田打好牢固的基础。

【关键词】高压注水井管套损坏随着科技的不断发展，高压注水成了低渗透油田的一种新形式，这种新形式虽然有明显的经济效益，但是伴随而来的环境恶化、负荷的增加，致使套管出现变径甚至破裂等情况。

因此急需找到套管损坏的原因，采取奏效的方法，预防和减少套管的损坏，对低渗透油田有重要的意义。

损坏特征：经调查研究高压注水井套管的损坏主要表现为套管漏失和缩径变形，变形严重的会发生破裂的现象。

经过多年的工作经历发现，转注5年之内套管就会发生不同程度的损坏情况，比率占86.2%。

原因分析：近几年不少的工作者对套管的损坏进行了研究，总结如下：（1）地质因素：包含构造应力、注水后引起地应力变化、蠕变等。

（2）钻井因素：主要有井眼质量、管材质量等；（3）腐蚀因素：高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化学腐蚀等；（4）操作因素：包含下套管时损坏套管、作业磨损、高压作业、掏空射孔等。

1 对套管缩径和变形的分析1.1 泥岩层的损坏原因：泥岩的力学性质和应力状态的改变，泥岩在力学性质和应力状态的改变的情形下，发生位移和变形，致使套管受到挤压而损坏。

低渗透油田高压注水水井完井时，管套只受到单方面水泥浆柱的压力，管套不会轻易的发生损坏，但是在开始高压注水进入泥岩层时，这样会使地层经常性的张合，从而地层界面引起了地质、地层因素的变化。

同时破坏了地层原始的含水量，从而使泥岩层出现了软化、产生了蠕变。

这样就使得套管承受了径向挤压载荷。

1.2 砂岩层的损坏高压注水井进行注水时如果出现油层物性差、油井之间连通差的情况，油层附近就会出现高压，这样就会致使砂岩层的岩石膨胀、砂岩层的吸水层厚度不断增加，从而引起砂岩层的局部出现垂向的膨胀。

这样大大降低了套管的抗挤压强度，使得承受径向挤压载荷的套管发生了变形。

油田注水井套损原因与治理对策作者：靳玉权支佳人肖斌来源：《中国科技博览》2017年第26期[摘要]在使用油田注水井的井套时，由于对套管所施加的压力有时候会很大，这就会导致套管可能会发生损害，这是一个很严重的问题和事故，因为套管的损害会阻碍油田的正常运转和工作。

本文在对油田注水井井套的多年使用的经验上，剖析总结了套管损害的具体原因以及相应的有效治理对策，希望能够有关人员和单位有提供参考。

[关键词]油田；注水井；套损；治理对策；原因中图分类号：R762 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）26-0375-01前言：油田注水井套如果发生了损害现象，会对石油产业的正常运转产生很大的负面影响，目前油田的套损的普遍情况是，套损的损坏的普遍程度变得越来越严重，由此导致的油田注水井发生问题、故障甚至被迫停止生产的例子很多很多，由于这样的现象会产生严重的后果，所以逐渐受到人们的关注和注意。

这样的故障会妨碍石油的正常生产工作，同时重新购买新设备也增加了生产的成本。

因此，探究注水井套损法原因就显得尤为重要，积极进行预防和治理，将这样的故障扼杀在初期，确保对石油的生产和开采的影响降到最低，从而提高生产效率，促进工作的顺利进行。

一、注水井套管发生损坏的特点注水井套管的损坏现象一般有三种主要的形式，分别为破漏、断错、变形。

由于任何东西使用的时间过长，都会出现问题和故障，套管也不例外。

大约在使用套管5到6年以后，套管会发生损坏的迹象，出现最高频率的问题就是破漏，发生率百分之六十以上，错段和变形的发生几率大约在百分之四十[1]。

以下图1和图2是油田注水井套的图片。

二、注水井套损的原因1.地质因素分析（1）由于注水井周边岩层施加的压力导致的在开发油井前，油井所在的地层应力场应该是处于平衡状态的。

开发油井时会使得井眼部位的平衡应力被释放出来，从而致使所在的岩层出现漏空，失去平衡状态，从而必须要重新对应力结构进行调节，钻井处所承受的压力是大于之前的压力的，当压力太大达到所承受的最大压力时，就会发生断裂或者变形的现象，如果岩层应力向井眼处集中所施加的压力达到岩层极限，那么就容易出现地层变形或断裂的问题，套管外部的水泥环正好控制着变形方面，当发生变形或者断裂问题时，就会对套管产生严重的伤害，影响不可忽视。

坨21断块注水井套损原因分析及预防措施郭海燕　周国莹　杜娟　胡静　李恒东（胜利采油厂采油管理五区　山东　东营　257000）[摘要]胜坨油田坨21断块注水井发生套管弯曲、套管变形、破损率较高，在目前低油价情况下，套管治理成本居高不下。

本文从坨21断块的地质特征，结合工程施工、日常注水及管理三个方面，分析该断块注水井套管损坏的原因，通过加强作业施工管理、改善注水水质等预防措施，延长套管使用寿命，为断块稳产开发打好基础。

[关键词]坨21断块；注水井；套损；原因；措施[中图分类号]TE983 [文献标识码]A引言坨21断块于1968年进入全面注水开发阶段，该断块共有11个砂层组，52个小层，平面上渗透率在200-9000毫达西。

纵向上渗透率在200-1200毫达西，平面及纵向上渗透率级差均较大。

统计近几年坨21断块新增停注井及扶长停的情况，每年扶停井数赶不上新增停注井数，注水有效率受到制约，开发效果受到严重影响。

1 坨21断块注水井套损情况调研坨21断块共有注水井107口，目前由于套漏、缩径、套管弯曲、井内落物或者地层出砂等原因造成的停注井共计47口，带病注水共计13口，根据套管损坏特征对60口套损井进行分类：套管弯曲变形、套漏小计43口，占比71.7%。

井筒带有落物的共计23口井，占比38.3%。

一口套损井一般是多个套损特征同时存在：例如ST3-12-171井于2007年地面返水关井。

该井套管缩径、浅层套漏、贴堵失效且打捞复杂等原因工程报废，于2013年封井。

2 套损原因分析在井年限较长或者累计注水量较高的情况下，套管不可避免的发生损坏。

另油层套管在固井、射孔、开采等作业过程中，地下环境复杂、受力条件不均匀，是导致套管损坏的重要原因[1]。

2.1 地质因素影响套损井的地质因素主要包括断块内断层的分布状况、泥质含量、油层的压实程度、地层倾角、地震活动等[2]。

2.1.1 断层分布对注水井的影响坨21断块的套损井在断层附近比例高，65%的套损井分布在距离断层100m以内的位置。