浅谈套损成因
港西油田套损主要原因分析及解决对策
港西油田套损主要原因分析及解决对策摘要：套损已经成港西油田目前影响油田正常开发的重要因素，套管损坏使得油藏井网不完善，严重影响了港西油田开发效果。
基于此，开展了港西油田套损机理及预防对策研究，在对导致港西油田套损主要因素进行详细分析基础上，明确了当前港西油田套损研究存在的问题，并据此提出了针对性的应对策略。
关键词：港西油田；套损；主要原因；解决对策1港西油田套损主要因素1.1断层活动是引起套变的主要因素断层活动必须具备两个条件：一是断层面充分产生“润滑”，有利于岩性活动，比如注入水进入断层面；二是断层两侧地应力不均，使岩块移动，比如断层两侧开采程度不同，地层压力不均等，其主要表现为断层附近井套变或生产井自喷，断层延伸至地表处冒砂冒水。
目前套损成片区也主要分布在5、7、8、9号断层附近。
港西油田有75口套管损坏位置距断层30米以内，且大多数在断层点上。
1.2油层出砂是造成油层段套损的主要原因港西油田含砂井占87.3%，年检泵返砂420m3/d，年大罐清砂6000-8000m3，出砂非常严重。
其主要原因在于港西油田的储层是一套泛滥平原上的蛇曲河流相沉积，主要岩性为泥质粉砂岩，胶结物以泥质为主，胶结疏松，类型为孔隙--接触型。
胶结物为碳酸盐和粘土，其含量为12.57-24.8%,平均为19.58%,粘土含量为0.67-21.43%,平均为13.75%。
在注水加机械采油的开发条件下，由于工作制度的变更和管理不当，加大了地层与井筒的压力梯度，导致油井出砂，破坏了地层结构，改变了井筒附近地应力的均衡性，引起套损。
1.3高压注水及井筒漏失造成泥岩膨胀，引起套变注入水或压井水沿第二界面侵入泥岩段，促使泥岩膨胀。
通过岩心试验表明，泥岩膨胀倍数最大达到1.5倍，最小达到1.22倍，因此未射泥岩段套变大多属于这种类型。
1.4频繁修井作业和施工不当也是导致套变的因素之一修井作业是恢复停产井，增加产量的有效手段，但是过于频繁的作业，特别是特殊的作业如重复补孔、压裂、防砂、强化提液、大修、卡堵等，直接造成了套管的疲劳损伤，修井过程中的工艺不完善，措施不当也可能导致套管损坏。
闵桥油田油水井套损原因分析及治理建议
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。
胜采老油田作业区油水井套损分析与研究
胜采老油田作业区油水井套损分析与研究胜采老油田作业区是中国一个重要的油田作业区之一，油田开采的重要设施之一就是油水井套。
油水井套是指利用地下油气资源进行采收的工程设备，其作用是为了提高油田生产能力和开发效益。
在长期的使用中，油水井套也会出现各种问题，如套损。
套损是指油水井套在使用过程中由于各种原因而受到损坏或失效，导致油田生产能力下降，甚至造成安全生产事故。
对胜采老油田作业区油水井套的套损进行分析与研究具有重要意义。
一、套损的原因油水井套的套损主要是由于以下原因导致的：1. 物质磨损油水井套处于地下，长期暴露在高温、高压、高含水量、酸性环境下，易受物质磨损的影响，尤其是常年运转的注水、采油井套，其套管和管线物质磨损更加明显。
2. 腐蚀地下水含有各种化学物质，如硫化物和氯化物等，会发生腐蚀作用，导致套管和管线的腐蚀损伤。
3. 沉积物在注水、采油过程中，地层中的杂质、沉积物会进入管道和井筒中，导致套管和管线被阻塞，甚至损坏。
4. 设备老化油水井套处于高温、高压环境中，长期运转会导致设备老化，出现裂纹、变形等问题，影响其正常使用。
二、套损的影响油水井套损会对胜采老油田作业区的生产、安全和环境造成严重的影响：1. 生产能力下降套损会导致油田的采收能力下降，影响油田的产量和开发效益。
2. 安全生产事故套损会导致油井的泄漏和爆炸事故，对油田作业区的安全生产构成威胁。
3. 环境污染套损会导致地下水、土壤和空气的污染，对周围的自然环境造成影响。
三、套损的解决办法针对胜采老油田作业区油水井套的套损问题，可以采取以下措施来加以解决：1. 加强维护保养定期对油水井套进行检修、更换设备，确保设备的正常运行。
2. 加强防腐蚀措施通过涂层、阴极保护等方法，减少套管和管线的腐蚀损伤。
4. 提高设备质量采用高品质的材料和先进的工艺，提高油水井套的耐用性和抗腐蚀性。
四、结语胜采老油田作业区油水井套的套损问题是一个复杂的工程问题，需要全面的分析和研究。
套损因素分析及防护对策
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
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。
蒸汽驱区块油井套损原因分析
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。
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。
南三区油水井套损原因分析及预防措施
南三区油水井套损原因分析及预防措施分析了油水井套损原因和套管损坏类型，即地质条件、地层出砂、各类大型措施增多、井深质量以及注水开发导致的腐蚀、结垢等诸多因素，使得油水井套管技术状况变差，造成套管损坏。
按着“预防为主防修结合”的方针，研究套管损坏的机理和套损井修复技术，并制定配套的防护措施，增强大修作业修复能力，可减缓套管损坏速度，延长了油水井的使用寿命，提高油田后期开发的经济效益。
标签：套损原因;损坏类型;预防措施1.套损原因造成油、水井套管损坏的因素是多方面的，概括性地分为地质因素和工程因素两大类。
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、水井套管受到损害，甚至导致成片套管损坏，严重地干扰开发方案的实施，影响油田的稳产。
1.2工程因素地质因素是客观存在的因素，往往在其它因素引发下成为套损的主导因素。
采油工程中的注水，地层改造中的压裂、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、压缩等因素，是引发诱导地质因素产生破坏性地应力的主要原因。
套管材质、固井质量、完井质量、井位部署、开发单元内外地层压力大幅度下降、注入水浸入泥页岩、注水不平稳和注水井日常管理等问题。
2.套管损坏类型2.1径向凹陷变形由于套管本身局部位置质量差，强度不够，固井质量差及在长期注采压差作用下，套管局部处产生缩径，使套管在横截面上呈内凹椭圆形，据资料统计，一般长短轴差在14mm以上，当此值大于20mm以上时，套管可能发生破裂。
2.2多点变形由于套管受水平地应力作用，在长期注采不平衡条件下，地层滑移迫使套管受多向水平力剪切，致使套管径向内凹形多点变形。
多点变形井是一种极其复杂的套损井况。
2.3严重弯曲变形由于泥岩、页岩在长期水浸作用下，岩体发生膨胀，产生巨大地应力变化，岩层相对滑移剪切套管，使套管按水平地应力方向弯曲，并在径向上出现严重变异。
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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。
石油套管的损坏变形正是地下流体、地应力、岩体性质三个因素综合作用的结果。
“区块间孔隙压力差异引发成片套损”平面上不均衡注水及钻井调整往往造
成有的区块处于高孔隙压力状态、有的区块处于低孔隙压力状态，造成区域间平面压力差异。
高孔隙压力区有效地应力趋于减小，低孔隙压力区有效地应力趋于减少，从而形成了较大范围的差异应力场。
在水平差异主应力的作用下，标准层油页岩将发生较大规模滑动而引发套损。
大庆萨中地区共有6个成片套损区，都与区域间地层压力差异过大有关。
“高压注水时砂岩垂向形变导致油层部位套损”基于对高压注水时砂岩的垂向形变特征和拉应力作用下套管强度、性能的理论研究和计算，得出了高压注水时砂岩层套管损坏的作用机理。
在砂岩层段，由于高压注水引起砂岩垂向膨胀，使套管承受附加拉应力，而附加应力的增加使得套管抗挤毁强度降低，在平面差异应力作用下使得套管受到剪切损坏。
“注水条件下有效地应力减少导致套损”对于砂岩油层而言，注水、注聚会使孔隙压力增加，而流体孔隙压力越大，作用在岩石骨架上的有效应力越小，岩石抗剪切强度就越低，油层发生局部滑动的可能性就越大，套管损坏的危险性就越大。
如果注入水沿裂缝浸入到泥岩或泥岩严重吸水造成憋压，则不仅会使泥岩骨架的有效应力减少，而且会使泥岩内摩擦系数和内聚力大幅减小，使得泥岩层抗剪切强度下降幅度更大，更容易发生剪切滑动导致套损。
“地应力集中导致套管损坏”萨中地区套损层位主要集中在岩石间界面部位或岩石密度变异部位，即油页岩与泥岩层之间界面位置、砂岩与泥岩之间界面位置、厚油层内夹层部位、厚泥岩层页理发育部位等。
由于这些部位力学强度都比较弱，因此最容易产生应力集中，发生套损的可能性最大。
统计表明，岩性为页岩、泥岩层套损井数大约占了套损层总数的90%，只有10%左右的套损井的套损层位岩性隶属于砂岩，但多半处于砂岩内部物性夹层部位。
可见，应力集中主要产生在泥页岩部位或油层物性夹层部位。
如果区块内应力集中面积比较小且比较分散则会造成零散套损，如果地应力集中面积比较广泛则会发生成片套损。
油页岩标准层页理发育，抗张强度和抗剪强度都比较弱，所以更容易产生应力集中，而且由于其平面分布广泛，所以易发生较大面积应力集中，当应力集中达到一定程度会产生成片套损。
套管发生变形、剪断、张裂的应力极限约为40Mpa以上。
而大庆油田砂泥岩地层内形成的水平应力集中不可能直接达到40Mpa。
套管之所以最终发生损坏是因为在套管外壁又产生了新的更强的应力集中现象。
如果把地层骨架中的应力集中称作一次应力集中，那么套管周围产生的应力集中可称为二次应力集中。
二次应力集中是岩石、套管及管外水泥环三者之间的力学性质差异造成的，是地应力经过不断传导、加强最终作用于套管外壁上的必然结果。
“孔隙压力差作用导致套管损坏”通常注水井的井底周围孔隙压力要高于生产井的压力而形成孔隙压力差。
对于低渗透油田或注水井周围孔隙堵塞，注入水不能很好的渗透到油井中，致使注水井井底压力高于油井很多，从而产生了从注水井指向油井的很大孔隙压差，这个力作用在岩石骨架上，当在孔隙压力与上覆层压力接近时，这个作用力一旦大于岩石剪切强度时，局部的地层将在孔隙压力差的推动下从注水井或高压块向着低压块或油井方向滑动，处于滑动地层中的那
部分套管将被推挤损坏。
若岩层发生滑动，其造成套管损坏有三个特征：一是注水井(高压块)先于油井(低压块)发生套管损坏；二是邻井变点位置在同一层上；三是相邻井(低压排的井)同时发生套管损坏。
“层间滑动导致套管损坏”油水井套管损坏以剪切型式为主。
国内外有关研究表明，剪切滑动引起套管损坏是由成层岩体的自身力学结构所决定的，变形、破坏往往发生在岩体中强度最薄弱的部位，而且这个部位不一定是载荷最大的地方，而是软弱力学结构面发育的地方。
萨中油田每个油层组都是砂泥岩互层结构，油层组内的砂泥界面、页岩页理面、裂缝、微裂缝、薄夹层等都是软弱力学结构面。