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南三区油水井套损原因分析及预防措施【摘要】南三区油水井套损是一个常见的问题，主要原因包括腐蚀、磨损和挤压变形。
为了预防这些问题的发生，可以采取定期检测和维护、优化注水工艺以及选择优质材料的预防措施。
这些措施可以有效提高井套的使用寿命，减少维修成本。
通过分析这些问题的原因和预防措施，可以更好地保护油水井的安全性和稳定性。
未来可以进一步研究和改进预防措施，提高油水井的整体效率和稳定性。
【关键词】南三区、油水井、套损、原因分析、预防措施、腐蚀、磨损、挤压变形、定期检测、维护、优化注水工艺、优质材料、总结分析、展望未来1. 引言1.1 背景介绍南三区是中国的一个重要石油开发区域，拥有丰富的油田资源。
在南三区的油田开发过程中，油水井套是一个至关重要的组成部分。
油水井套是保证油水气井正常生产和运行的关键设备，其损坏将直接影响到油田生产效率和安全运行。
随着油水井开采深度的增加和作业条件的复杂化，南三区油水井套损的问题日益凸显。
井套损不仅会造成生产中断和生产效率降低，还会带来油井渗漏、井下环境污染等严重问题。
深入分析南三区油水井套损原因，并采取有效的预防措施，对保障油田生产和环境保护具有重要意义。
本文将从腐蚀、磨损和挤压变形等方面分析南三区油水井套损的原因，同时对定期检测和维护、优化注水工艺以及采用优质材料等预防措施进行探讨。
希望通过本文的研究，能够为南三区油水井套的保护和管理提供参考和借鉴。
1.2 研究目的研究目的是为了深入分析南三区油水井套损的原因，探讨可能的预防措施，以提高油水井的可靠性和稳定性。
通过对腐蚀、磨损和挤压变形等井套损原因进行详细分析，可以为相关企业制定有效的维护计划和技术改进方案提供参考。
通过预防措施的探讨，可以有效降低井套损失带来的经济损失，提高油水井的生产效率和安全性。
本研究旨在为南三区油水井的运营管理提供科学依据，推动油田开发工作的健康发展。
通过对井套损原因和预防措施的分析，可以为未来的研究和实践提供重要参考，促进油水井设备的长期稳定运行和生产效益的提升。
油田套损井机理分析与预防措施研究随着油井使用时间的变长，套损问题对油田产能的影响变得更为突出。
本文对套管损坏机理進行深入的分析，并提出了相应的预防措施。
标签：套管损坏机理;预防措施;工艺技术某油田区块油井套管损坏问题比较严重，直接影响到正常的原油开采，很多油井由于套管损坏而被迫停井，油井和集输管线的维护工作量变多。
特别是储量大、开采效率高的区块出现套管损坏，会给油田企业稳产带来不利影响，需要对套管损坏的机理进行分析，并采取有效预防措施。
1套管损坏机理分析1.1套管材料和固井质量如果套管加工制造过程中存在微缝或者螺纹不符等质量问题，就会使套管的抗剪和抗拉强度变弱，采用该套管的油井经过长时间的原油生产之后，会逐渐出现套管损坏问题。
固井作业过程中没有进行有效的质量控制，导致井眼不规则或井斜问题，采取的水泥浆达不到设计标准，水泥和井壁间没有产生很好地胶结，注水泥之后套管拉伸负载不合理等，都会对套管使用寿命产生影响。
1.2射孔对套管造成的损伤射孔作业引起套管损坏的原因主要有：1）使套管外的水泥环产生破裂，严重情况下使套管产生破裂，尤其是采用无枪身射孔会对套管产生很大的损伤。
2）射孔作业过程中存在着较大的深度误差，特别对加密油井中的薄互层进行射孔时错把隔层泥央、页岩射穿，使得泥页岩受到注水增产措施的影响，使地层应力产生改变而使套管损坏。
3）没有选取合理的射孔密度，会对套管强度产生影响。
1.3出砂对套管产生的损伤在地下储层形成大量的出砂，上部岩层会由于失去支撑而形成垂直方面的变形，如果上部地层压力大于油气储层孔隙压力和结构应力，会把部分地层应力传递到套管，超过套管具备的极限强度时会出现变形和错断问题。
1.4地质因素对套管产生的损伤随着国内很多油田都进入到开采中后期，出现套损的油井数量会不断变多，由于地层水及注入水流通速度的提升，使得地层胶结物质产生水化，使得断层及破碎带变得更为活跃，如果地下储层地质情况不稳定，会使套管受损产生破坏。
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。
油井套损原因及治理研究作者：刘洋来源：《科学与财富》2018年第27期摘要：通过对油田套损井的原因分析、后果评价以及治理方法的研究，总结了油田套损井的治理实施方案。
关键词：套损井；治理一、油井套损原因1）外部因素所谓外部因素就是指油气井投产以后，由于油气井增产措施、修井等造成套管损坏的原因。
中国的大部分油气井在投产之前都需要进行压裂或酸化等增产措施，甚至在生产一段时间后进行压裂、酸化，有些井还进行了重复压裂改造，而且随着工艺技术的不断提高，改造规模也越来越大，这些改造措施在很大程度上会影响套管的使用寿命[1]。
（1）射孔作业。
射孔作为压裂、酸化改造之前的一项必不可少的工作，其不适当的工程设计或操作也会造成套管损坏，例如孔密太大降低套管强度，射孔导致套管外水泥环破裂，致使套管破裂，射孔深度过大或设计不精确，错误的将隔夹层泥岩射穿，导致泥岩水花膨胀，导致地应力发生变化，导致套管变形或错断[6]。
（2）压裂酸化作业。
近十几年来，人们从改造低渗透油层效果考虑，油井多采用大型压裂措施，井口压力可达到50～70MPa，油层部位套管压力已达70～100MPa。
常用的N-80套管抗内压强度设计为64.6MPa，而J-55型套管强度仅为21.93～28.4MPa。
这样，套管接箍和丝扣部位以及固井质量差的井段很容易产生破裂。
此外，油井酸化时由于排酸不及时造成套管腐蚀，有部分井因多次进行酸化施工，从而加快了套管的腐蚀速度，使套管穿孔、漏失。
（3）油井转注及井下工具。
当油井生产到后期，部分油井会转为注水井，而原来的油井水泥返高仅在油层上部200m左右的位置，而正常的注水井水泥返高要求至井口，转注井相对于正常的注水井水泥上返高度不够，上部的套管没有水泥环的保护，全部浸泡在上部的浅层水中。
一方面管外腐蚀严重，另一方面转注后上部套管承受注水压力，与管外腐蚀相互促进，使套管损坏程度加剧。
另外，井下工具对套管内壁的磕碰损伤也会加剧腐蚀，尤其是在井下有封隔器时，封隔器对套管内壁的损坏极其严重。
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。
蒸汽驱区块油井套损原因分析针对蒸汽驱油藏开发过程中油井套损不断加剧现象，从地质、开发、工程等多方面分析了深入分析了套损产生的原因，并提出了针对性的预防治理措施，为提高蒸汽驱油井开井率及开发效果提供了技术借鉴。
标签：蒸汽驱;套损原因;高温;硫化氢腐蚀;防治措施1基本情况油田开发过程中，由于地应力、频繁作业、硫化氢腐蚀等原因，油井套管发生变形、破裂以及错断是普遍现象。
油田也常常采取大修、注灰上返、套管补贴，以及侧钻和更新等措施对套管损坏井进行治理，以恢复油井产能。
2 套损原因分析油井套管损坏并不是单一因素影响，往往是多种因素相互影响、综合作用的结果。
对于蒸汽驱油藏来说，由于蒸汽驱高温特点，以及次生硫化氢的含量高，使套管损坏的因素较其它方式开发油藏要高。
2.1泥岩吸水膨胀一般稠油储层岩石以泥质胶结为主，粘土矿物相对含量以蒙脱石为主，其次是高岭石、伊利石。
这类粘土矿物吸水后会软化、膨胀，造成的压力变化对套管的外部增加压力，并且随着时间的推移，压力越来越大，当压力增加到套管所能承受的能力时，就会发生套损现象[1]。
2.2地层出砂影响随着汽驱采出程度的增加，储层砂岩体承载砂粒的负荷增加，砂粒间的应力遭受破坏，胶结疏松，极易出砂。
边部油藏由于胶结弱，本身就出砂;主体部位由于采出程度高，砂岩骨架破坏，导致出砂。
同时，套管破裂后又加剧了出砂，而出砂又对已破坏的套管产生更大破坏，二者相互影响。
统计数据显示，套损井中24%都有不同程度的出砂。
2.3 硫化氢腐蚀影响高温蒸汽作用下，油藏中的硫化物极易发生化合作用而产生大量H2S。
H2S 极易溶于水后形成弱酸，对金属有腐蚀作用[2]。
随着汽驱受效，区块块油井H2S 含量逐渐增加，目前有95%的油井H2S含量超标，其中64%的含量在1500 mg/m3以上。
H2S在水中溶解度随温度增加溶解度逐步降低，在55℃～70℃，随着温度的增加，腐蚀程度加剧。
2.4 固井差影响固井质量差直接造成部分套管没有支撑点，套管受力不均匀，产生应力集中，最终会导致套管弯曲变形、错断。
几种高难套损井的套损形态及修井工艺xx年xx月xx日CATALOGUE 目录•几种高难套损井的套损形态•套损原因分析•修井工艺•工程实例01几种高难套损井的套损形态套管材质问题、固井质量差、地层应力变化等。
套管破裂原因分析多发生在套管接箍、丝堵及光管等位置。
破裂位置根据破裂程度和位置，可采用补贴、换管、挤水泥等工艺。
修复方法地层应力变化、外力压迫、腐蚀等。
原因分析变形类型修复方法包括椭圆变形、弯曲变形等。
根据变形程度和类型，可采用整形、磨铣、换管等工艺。
03套管变形0201封隔器质量问题、坐封不准确、胶筒损坏等。
原因分析包括坐封不严、胶筒漏失等。
失效类型根据失效类型和程度，可采用重新坐封、更换封隔器等工艺。
修复方法封隔器失效02套损原因分析1地层应力23在水平地层中，地层应力会导致套管发生横向变形，进而产生套损。
水平地层应力在垂直地层中，地层应力会导致套管发生轴向变形，进而产生套损。
垂直地层应力地层之间存在应力差异，会导致套管在应力变化处发生变形，进而产生套损。
地层应力差异03钻井液性能钻井液性能不佳，如pH值过低、含盐量过高，会加速套损。
钻井液浸泡01浸泡时间钻井液浸泡时间过长，会使套管与地层之间产生化学腐蚀和电化学腐蚀，导致套损。
02钻井液类型不同类型的钻井液对套管的腐蚀程度不同，选择不当的钻井液会加速套损。
射孔质量射孔深度射孔深度过浅或过深都会影响套管的抗拉强度和抗压强度，导致套损。
射孔孔眼方向射孔孔眼方向与地层应力方向不匹配，会导致套管在射孔处发生扭曲变形，进而产生套损。
射孔密度射孔密度过高，会导致地层破裂压力与射孔孔眼之间的压力差增大，进而使套管承受更大的横向和轴向应力，导致套损。
03修井工艺使用铣锥、磨鞋等工具，通过钻压、转速和泵速的控制，将套损段修复整直。
机械打通道利用化学剂的腐蚀作用，清除套损段内部的杂质和污染物，为后续修复工作创造条件。
化学打通道通过磨铣工具将套损段修复整直，适用于修复弯曲度较大的套损井。
套管损坏原因及修井作业技术简介引言在油田正常生产过程中，一旦油水井发生套管损坏，就会导致注采井网被破坏，给油田的正常生产带来了严重的影响。
为了恢复油水井正常生产，通常需要对破损套管进行修复，从而有效地避免油水井因套管损坏而导致停产问题的发生。
对油水井的正常生产，提升油田开发经济效益具有十分重要的现实意义。
套管损坏的原因多种多样,套管损坏的原因不同，其采用的修复技术也不同，因此，需要针对套管损坏程度，合理选择修复工艺技术。
1套管损坏原因分析1.1物理因素套管在井下服役过程中会受到多种力的作用，并且作用力来自不同的方向，如果作用力超过了套管允许的极限强度，套管就会发生损坏，所以，在进行下套管设计的过程中，需要对套管的材料及其强度进行合理的选择。
但是，由于我国大多数油田地质情况复杂，套管在井下的情况难以预测，另外，油水井在井下作业的过程中，有些井下工具在起下的时候经常会与套管发生碰撞或者刮擦，也会对套管质量造成一定的损坏。
综合而言，套管损坏的物理影响因素主要有地层运动产生的力对套管的破坏和套管在外加力的作用下造成的损坏，其中，地层力对套管的损坏程度较为严重。
地层力对套管产生的破坏主要有以下几种情况：1.1.1岩层产生塑性流动对套管的破坏。
如果地层中的岩层发生塑形流动就会对井下套管产生一定的破坏作用，轻则使套管变形，严重时可导致套管损坏，甚至发生断裂。
例如，地层中如果发育盐膏层或者盐层，这些地层一旦受到外力的作用，或者在高温高压的情况下就会发生塑性流动，并对套管形成挤压，通常套管在完井的过程中会采用水泥固井，对油层套管段进行封固，其目的主要是防止套管外壁受到外力的挤压，但是如果由于盐膏层或者盐层发生塑性变形产生的地层力远大于固井水泥承受的最大压力时，不均匀分布的载荷就会通过固井水泥外壁传递到套管中，进而对套管进行挤压，造成套管破坏。
1.1.2盐层坍塌对套管的破坏。
地层中的盐层遇水后会发生溶解，随着溶解的不断进行，井径也会不断地增加，当溶解达到一定程度时，就会发生盐层坍塌，从而对套管形成挤压和冲击，造成套管损坏。
浅析注水井套损原因及预防治理浅析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防止上部套管腐蚀漏失的方法，防止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;腐蚀1、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甚至破裂，部分井还出现了浅层套管漏失窜槽的情况。
为此迫切需要找出引起这些油田套管损坏的主要原因，并采取相应的措施，防止或减少高压注水井的套管损坏，这对今后低渗透油田正常的注水开发具有着重要意义。
2、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，变形严重的发生破裂现象。
经统计，86.2%的套管损坏井套损出现的时间一般在转注后5年以内。
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附近的夹层及射孔井段，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大都存在出砂情况。
3、高压注水井套管损坏原因分析对套管损坏问题，国内外不少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、注水后引起地应力变化等；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；腐蚀因素：主要有高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化学腐蚀等；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。
3.1套管缩径变形损坏机理分析3.1.1泥岩段套管损坏机理注水诱发泥岩段套管损坏的基本原因是：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。
油水井完井一段时间内，套管通过水泥环与地层紧紧结合为一体，套管不受地应力作用，仅承受管外水泥浆柱压力。
套损井的形成原因及防范措施摘要：随着开发时间的延长，套损井所占比例越来越高，成为制约油田稳产和高效开发的不利因素。
因此我们在对套管损坏机理原因分析以及研究的基础上，结合井筒现状、剩余地质储量和井网完善程度，合理优化和配套套损井治理和维护技术，树立了治理和维护相结合的操作办法，采取调整维护方式、合理设计泵挂深度、合适井下工具选择等方式多元化的维护治理套损井，使得套损井的免修期有了不同程度的提高。
关键词：套损井；维护方式调整；泵挂深度；免修期1.前言油水井投产后随着井的生产时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是实施注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。
截止2018年12月份，我厂累计发现套管损坏井1237口，占投产总井数的19.7%，其中油井套损627口，占油井总数的14.4%；水井套损610口，占水井总数的31.7%。
通过对近些年油田开发资料统计、分析、研究表明：导致油水井套管损坏的因素概括为地质因素和工程因素两类，其中地质因素有以下七种：泥岩吸水蠕变和膨胀、油层出砂、岩层滑动、断层活动、盐岩坍塌和塑性流动、地震活动、油层压实；工程因素有五种：套管材质问题、固井质量问题、射孔对套管损坏的影响、井位部署的问题、高压注水。
其中地质因素是导致油水井套管技术状况变差的客观条件，这些内在因素一经外部因素（比如：注入的高压水窜入泥页岩层）引发，使局部地区应力产生巨大变化，区块间产生较大压差，转移到套管上，使之受到严重损坏，导致成片套管损坏区的出现及局部小区块套管损坏区的出现，严重干扰油田开发方案的实施，威胁油田生产，给作业、修井、修井施工增加极大的难度。
当今，越来越多的的强化采油措施应用于油田生产，如高压注水、压裂、大型酸化、注蒸气等工程技术措施。
这些强化采油措施一方面提高油田产量，取得了明显的经济效益，另一方面也使油水井套管的工作环境不断恶化，诱发各种地质因素对套管的破坏作用。
套管所受的外部载荷不断增加，直至套管损坏。
认真分析和研究油水井套管损坏的各种原因和机理，即可根据原因制定和采取有效的维护和防治方法，满足油田长期采油的需要，具有重大的现实意义。
2 套损井分布特点2.1套损井平面分布特点从近三年的套损井在各类区块分布来看，一类区块套损井分布有71口，占区块总井数的29.3%；二类区块套损井分布有96口，占区块总井数的39.7%；三类区块套损井75口，占区块总井数的31.0%。
对比各类区块总井的比例，可以看出油田一、二、三类区块套损井都比较高。
（表-1）我厂近三年发生套损井区块分类统计表表-1分类时间 2016 2017 2018 合计一类区块油井 14 13 8 35水井 12 9 15 36小计 26 22 23 71二类区块油井 13 14 16 43水井 18 16 19 53小计 31 30 35 96三类区块油井 10 11 11 32水井 15 12 16 43小计 25 23 27 75合计油井 37 38 35 110水井 45 37 50 132合计 82 75 85 2422.2纵向上变点分布情况统计1237个变点，变点在纵向分布上以扶余油层一、二油层组和青山口地层为套损点的主要位置。
其中青山口地层的变点占38.0 %，扶余1油层组的变点占33.5%，其它位置均少于8.0%。
（表-2）变点分布位置统计表表-2位置表层-姚家青山口扶I组扶Ⅱ组扶Ⅲ组杨大城子油层底界以下葡萄花合计油井 52 210 219 55 15 40 25 11 627水井 40 260 195 43 8 39 18 7 610合计 92 470 414 98 23 79 43 18 1237比例 7.4 38.0 33.5 7.9 1.9 6.4 3.5 1.5 1003 造成套管损坏的原因分析根据套管损坏井的分布特点，结合套管损坏机理，对油田套管损坏原因进行分析。
3.1 泥岩吸水蠕变和膨胀造成套管损坏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。
我们所在的油田是一个低-特低渗透油藏，地质特点为泥岩进水，产生较大的非均匀蠕变载荷提供了条件。
发生进水的情况主要有：一是断层、裂缝发育。
据统计，油田断层密度为0.74条/Km2，裂缝密度为0.13条/m。
裂缝在各构造的高点和靠近断层的部位相对发育。
一般缝长20-40cm，最长达160cm，裂缝形态多样，包括斜交、直劈多层、网状交叉、成组平行等。
储层裂缝通常情况下是闭合的，导流能力与孔隙相比差异不大，且相当一部分为隐裂缝或被充填的缝。
但是在较高注水压力下裂缝开启，注入水可以通过开启的裂缝窜入泥岩。
二是油层非均质性严重。
由于油田油层的非均质性严重，在油田注水开发时，平面、层间矛盾突出。
一方面由于裂缝具有明显的方向性，注入水首先沿东西向渗流，另一方面由于层间差异及隐裂缝在高压注水下开启发生窜流，注水井吸水状况逐年变差。
3.2 油层出砂造成套管损坏在油田生产过程中，出砂油层一般为弱胶结的疏松砂岩层。
对于这类油层出砂，在不考虑水对结构破坏的情况下，从力学上讲其出砂原因是油流的机械力先将油层局部结构破坏，变成无胶结的散砂，油流将散砂携带走，造成油井出砂。
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。
在出砂层段会产生空洞，如果空洞较大，其产生的拱顶不能支持上覆岩层压力时，上覆岩层压力就会部分转移到套管上，使套管损坏。
3.3 大型增产措施造成的套管损坏油井压裂和酸化是油田开发中用以改善低渗透、解除油层污染、提高油层有效渗透率和提高单井生产能力的重要措施。
压裂施工时，压裂液中的石英砂或陶粒砂等支撑剂在强大压力的驱动下通过套管孔眼进入地层，从而使孔眼不规则扩大，降低套管抗挤压强度。
油井酸化腐蚀主要是套管与腐蚀性液体之间的直接发生化学反应的结果，这种腐蚀基本上发生在套管内壁上，用来酸化的酸一般浓度为10%-18%盐酸与土酸结合，用高压设备通过油管和套管射孔部位挤入地层，射孔部位的套管强度本身较弱，若射孔套管部分发生酸蚀，将更进一步降低套管强度，在外力作用下很容易发生损坏。
3.4 结垢腐蚀结垢腐蚀是指腐蚀产物如FeS、FeCO3、FeO等铁化物，及通常所指的在钢铁表面的沉积物如CaCO3、MgCO3、CaSO4、BaSO4及硅垢污泥等，这些结垢很不均匀，不但起不到保护作用，相反会增加腐蚀。
其腐蚀均为孔蚀，严重时穿孔，穿孔的速度除同Cl-含量有关外，还同介质中的O2、H2S、CO2及SRB的繁殖有关。
由于套管本身是由含Fe原子的金属构成，由于Fe原子失去电子变成离子而与介质发生化学反应，而地层水中含有的各种盐类离子和结垢、溶解氧等，它们均以离子的形式长期作用于套管表面，进而腐蚀管体。
4 套损井维护方式摸索和效果4.1 井下工具合理运用随着开发时间的延长，对于已经发生套管变形和损坏的油井，在日常生产过程中我们发现会造成油井不同程度的偏磨和卡泵，追其原因是因为套管损坏后，套管发生变形，侵占油套环形空间，通过外力增加油管和抽油杆的接触面积和次数以及油层内疏松的弱胶结砂岩层随油流进入泵筒内，造成油井发生卡泵，出砂和出泥浆的情况。
近年来，管杆偏磨和卡泵一直是造成我工区油井检泵的主要原因，以2018年为例，我工区共检泵33井次，其中偏磨造成的管漏18井次，占检泵井次的54.5%，卡检2井次，所占比例为6.1%。
通过对这些井进行查套发现，其中有6口井发生套变，记录这6口井的变点和变径我们发现，其中3口井的偏磨管漏点深度正对应在该变点深度，即可以认为套管损坏造成的偏磨。
针对这一情况，我们结合现有井下工具，对这3口对应井采用在变点对应深度上下2米处的抽油杆上各安装一个限位扶正器，大过拐点位置，对于变点深度较深的采取合理上提泵挂深度，另外因套损出砂和泥质的，采取了2口井使用双防砂筛管来应对套损出砂情况，1口井采取长柱塞泵防治泥质。
通过对这6口井的治理，该井的平均检泵周期由治理前的375天延长到482天，目前有4口井仍然正常生产，大大的提高了油井的生产时率。
4.2 及时调整维护周期和药量为了改善低渗透、解除油层污染、提高油层有效渗透率和提高单井生产能力，酸化解堵技术应用作为一项重要的手段，即可达到增产增注的目的，亦能减少施工费用，成为了很重要的一项技术。
由于酸液是用高压设备通过油管和套管射孔部位挤入地层，而套管内壁主要为含Fe的金属，从而产生的酸腐蚀和结垢腐蚀对套管有着很大的伤害。
措施不能不上，套管也要保护。
因此我们通过采用地面维护方式调整来减少酸液和结垢对套管的损坏进度。
在以往的情况下，酸化完不会对井进行高压热洗处理，我们通过对酸液性质的研究发现，酸液的反应时间为10天左右即可见效，因此我们尝试在进行酸化解堵后15天对该井进行大排量高压热洗，并且更改热洗计划为15天，这样持续2个月，通过对电流的录取和对功图的分析以及对井口产出液酸性的检测，我们发现电流明显变小，功图载荷变小，井口产出液的酸液浓度减少，产油量有所增加，可见该方式起到了很好的作用，因为减少了酸液和套管内壁的接触时间，在很大程度上也减少了套管的损坏速度。
4.3 合理上提泵挂深度低渗砂岩油藏在开采时，以有杆泵抽油为主要的机械采油方式，因此最低流压与抽油泵下入深度有关。
当液面低于泵下入深度，油井产油量为零，所有，此时流压为最低流压。
因为每口采油井泵下入深度及油层中深不同，因此各井均有自己的最低流压值。
对于目前的检泵井经验，在选取抽油机井下泵深度时多数沿用以前的泵深，不轻易更改泵的下入深度，但对于一些特殊井点则需要计算和根据实际情况进行调整。
例如我工区的A井，该井2018年7月检泵，免修期仅为150天，该井泵深为790.1米，沉没度23.7米，作业过程中发现该井出砂，对该井查套发现在770米处套变。
由于变点就在泵上部，按照原起原下显然会埋下隐患，通过对该区域流压等计算，最后决定将泵挂深度上提50米，避开套变点，并采用下双防砂筛管的方式来防止砂卡。
为持续对该井进行检测，我们发现，检泵后该井生产状况良好，日产液保持稳定，连续6个月液面测试发现沉没度均有不同程度的增加，目前为32.5米，较以前有所上涨。
该井到目前已正常生产405天，很好的避免了因套变带来的返工井的产生。
5 结论1、对低渗透油田，断层发育，非均质性严重等地质特点，在注水开发时，应避免因高压注水和减少大规模增产措施对套管的损坏，研究合理的注水压力和进行压裂前的地应力水平测试，确保套管受损程度有所降低。
