套损井预防与治理技术
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套损井预防与治理技术
套损井预防与治理技术
摘 要：垦东12区块位于新滩油田东部，山东省东营市垦利县黄河入海口处，为海陆相连的潮间带，构造上位于垦东凸起东部的斜坡带，受出砂、泥岩吸水蠕变等因素影响，截至2013年底已发现套损井19口，其中带病生产、停产的油水井有15口，面对严峻形势，一方面深入调查、研究分析套损特征及原因，另一方面综合创新配套技术开展治理工作，力求前期预防与套损治理同步推进，取得了一定效果。
关键词：套损原因 套损特征 预防 治理技术
一、套损特征及原因分析
1.套损特征
1.1套变井与射孔井段相对位置
从上表看出，油井套漏主要发生在水泥返高以上和泵口以下。
2.套损原因
2.1出砂影响
出砂形成空洞后的套管工作应力是地层骨架较完好时的1.5-2.0倍。
当井筒内压较高或较低时，出砂后套管不能满足工作应力要求。
2.2泥岩吸水蠕变
当注入水压力较高时，注入水可沿砂泥岩的界面侵入泥岩，造成泥岩吸水膨胀。泥岩吸水膨胀后，几乎将全部上覆岩压都转移至套管，使套管所受挤压应力增大，发生长井段弯曲，如上图所示。
二、套损井预防做法
1.完井过程套损预防做法
对出砂油藏，通过：（1）完井套管射孔井段上、下100m套管壁厚由7.72mm增加到9.17mm，套管钢级由J55或N80钢级增加到P110级。（2）采取先期防砂，增加地层胶结强度，降低套管有效工作应力。（3）射孔工艺采用有枪身射孔弹，60度相位角孔密小于16孔/m ，最新【精品】范文 参考文献 专业论文
三种措施预防出砂。
2.生产过程套损预防做法
对油井，采取：（1）高矿化度油井采用自动加药箱环空加药、缓蚀剂吞吐、牺牲阳极等多种防腐方式，减缓腐蚀。（2）使用油管扶正器 、减少油套管磨损，两种措施预防套损。
对水井，采取：（1）推广水质改性技术、减缓腐蚀。（2）提升地层压力、降低套管工作应力。（3）出台相关规定、强化制度执行落实，三种措施预防套损。
3. 作业过程套损预防做法
（1）压裂、酸化、挤注等高压施工采用封隔器保护套管。（2）进入斜井段工具、油管倒角处理，使用扶正器使下井工具或油管在井筒居中。（3）各项磨、铣、钻施工在定点停留时间不能超过20min。（4）起下管柱速度平稳。 （5）严格控制充填防砂施工压力。（6）油井套管各种试压等级控制在不高于生产压差5MPa以内。
三、套损井治理技术研究与应用
在套损井治理过程中，逐渐形成了六类技术：封隔器隔采技术、挤灰封堵技术、套管内侧钻技术、套管补贴技术、取套换套技术、小套管二次固井技术，其中前三项技术应用最广泛。
1. 隔采工艺技术
采用不同规格的封隔器对套损段进行封堵，维持正常生产。该技术适应井况：长井段腐蚀、套破，封堵段以上套管无变形；破点不吐砂和灰浆。缺点：不能洗井、加药，管柱易受偏磨周期的影响，封隔器在井下时间过长有卡管柱的风险。
2. 挤灰封漏工艺技术
将封堵堵剂挤注到套破段凝固后封堵破点，具有较好的承压能力和较大的通径。适应井况：适合套破段较短，挤灰段及以上套管无变形，且挤灰段井斜不宜超过45度。
缺点：施工压力高、风险高，有可能造成“插旗杆”、二次套损、灰面无法处理等事故。
3. 套管内侧钻工艺
利用上部完好套管，下部开窗侧钻，下入小套管并管外固井治理最新【精品】范文 参考文献 专业论文
套损。适应井况：适合套损段以上套管良好，潜力较大的井。 缺点：套管内径缩小，影响后期油层改造、分采、修井等措施；侧钻段及以上异常，后期处理难度大；成本高。
4. 套管补贴技术
通过大通径悬挂密封装置将补贴管悬挂在套损段，从而对套损段封堵。适应井况：适合长井段腐蚀、套破，封堵段以上套管良好，破点不吐砂、灰浆；套管处理以后的内通径不小于118mm 。缺点：套管内径缩小；补贴管损坏后处理难度大；成本高。
5. 取套换套工艺
是针对浅层套管破损的最有效治理办法，600m以内都可以通过这种办法解决。特点：可以在不减少套管的内径和套管的密封承压能力的情况下根治套损。缺点：选井条件严格，实施难度大，设备要求高，成本投入高。
6.小套管二次固井工艺技术
是将低一内径级别的套管下入原破损段进行固井完井的工艺。适应井况：油水井大段或全井套管腐蚀、弯曲变形损坏的情况。缺点：内径缩减，增大后期的分采、分注、油层改造等措施难度。
通过在实践中总结出：小套管固井工艺整体适应井筒条件最强，其次是侧钻技术、取套换套、套管补贴，较差的是封隔器隔采、挤灰封堵。
四、取得的认识
认识一：为降低套损对开发的影响，必须坚持“防治结合，预防为主”的思路，预防需从完井、生产、作业全过程覆盖。
认识二：针对不同套损特征及类型，综合油藏潜力、井筒复杂程度和治理费用等方面，分类治理，实现效益最大化。
认识三：小套管二次固井技术治理疑难套损井，有效解决了重复修井投入大、效益差的矛盾，并利于后期实施注采调整，提高采收率。
参考文献
[1] 杨斌. 套损井修复配套技术研究 2007.4
[2]郝龙岗.套损井分层压裂改造技术 2011.4
[3] 汪永利.重复压裂技术研究与应用[J]. 油气采收率技最新【精品】范文 参考文献 专业论文
术.2007（3）
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油水井套管损坏的原因及预防措施
第３０卷第２期（２０１１．０２）（技术纵横）
油水井套管损坏的原因及预防措施
张清兵 赫娟 任强燕 刘康 杨鲜鲜 青海油田采油三厂
摘要：油水井套管损坏是由多种因素共同作用的结果。高压注水引起泥岩吸水膨胀和蠕
变、局部岩层失稳滑移和注水层地层变形等是导致花土沟油田套管损坏的主要原因。根据花土 沟油田目前的生产状况和套管损坏的实际情况，采用两套注水系统，分层系注水；针对储层具
有薄、多、散、杂的特点，在射孔时一定要考虑夹层的影响，严格控制射孔层段，把好射孔质 量关；在今后的井网完善过程中，考虑套损的影响，采取提高套管钢级和壁厚等措施来预防套 管的损坏。
关键词：花土沟油田；套管损坏；高压注水；原因分析；预防措施 ｄｏｉ：ｌＯ．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６８９６．２０１１．２．０４６ ．
１套损井的分布特征
（１）时间分布特征。从发现时间上可以看出，
套损井大部分集中在２００４～２００８年，套损井的工 作寿命各不相同，早期完井的套损井寿命长，而后
期完井的套损井寿命短。１９９９～２００９年共钻井３０６ 口，已发现套损井７５口（其中采油井套损２４口，
注水井套损５１口），套损比例为２４．５％。
（２）剖面分布特征。从纵向上的分布可以看 出，如果按射孔层段和非射孔层段来划分，套损点
位于射孑Ｌ层段的占３９％，位于非射孑Ｌ层段的占 ４９．２％，套损点位置不详的占１１．８％。从岩性剖面
上可看出，套损点主要集中在与注水井射孔层段相 对应的泥岩层段或砂泥岩层问交界部位。
（３）平面分布特征。从平面上的分布可以看
出，套损井主要分布在注水井周围或本身就是注水 井，相邻的几口井同时套损的情况比较普遍；从构
造上看，构造核部及断层附近套损井较多，套损井 主要集中在西５断层以西。
２ 套管损坏的原因分析
２．１ 泥岩吸水膨胀和蠕变
理论研究表明，很多注水开发的油田其套管变 形是由注入水诱发造成的。注入水如果进人泥岩
井楼油田套损机理研究与防治对策
２０１１年１月 石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２５卷 第１期
文章编号：１６７３—８２１７（２０１１）０１—０１２８—０３
井楼油田套损机理研究与防治对策
陈义发
（１．长江大学，湖北荆州４３４０２３；２．中国石化河南油田分公司第二采油厂）
摘要：井楼油田在稠油热采蒸汽吞吐生产过程中，出现了套管错断、断脱、漏失、变形等故障，而且具有区域性成片 套损的特点。从套损规律统计入手，分析该区块套损主要原因是风化壳地质薄弱带的存在和开发过程中注蒸汽造 成的，根据发现的套损发生的机理提出下一步的预防措施。 关键词：井楼油田；套损机理；防治对策 中图分类号：ＴＥ８３４ 文献标识码：Ａ
井楼油田为一东南一西北走向的长条状，是一
北北西走向的复式背斜，西南翼被断层切割，呈长轴
双高点半片鞍形，背斜由东南向西北抬起，在构造上
属于南襄盆地的一部分。盆地内主要目的段自上而
下发育的地层有：第四系平原组，新近系上寺组、古 近系廖庄组、核桃园组与大仓房组。核桃园组共分
三段，即核一段、核二段和核三段，其中核三段又分
出８个砂组。成岩作用上，由于油层埋藏浅，压实及
胶结成岩作用差，因此，储层岩性疏松，显示出高孔 低渗的物性条件。
１ 井楼油田套损基本特征＿１］
１．１井楼油田套损形态特征 井楼油田套损井集中发育在井楼一区，即井楼
背斜东南部构造高点部位，井楼背斜构造走向受断
层控制呈Ｎｗｗ向，东北翼构造先平缓、规则，而在
靠近西南部的断层附近地层较陡，构造线密集。 井楼一区共有套损井２７口，占总井数的１１ ９／６，
套损的主要类型有错断、断脱、剪切变形等类型，其
中错断井１９口，断脱井５口，变形井２口，套管破裂
井１口。 １．２套损井的分布规律
（１）套损点在深度上分布规律。套损井的套损
点在深度上多分布在１００ １４０ ｍ之间，在２７口套
损井中有１９口井分布在这一深度范围，占总套损井
张天渠油田套损机理分析及治理技术
２０１０年第２３期 内蒙古石油｛Ｌ＿ｒ－ ８３
张天渠油田套损机理分析及治理技术
张贺敏
（中国石油化工股份有限公司华北分公司盐池采油厂，宁夏盐池７５１５００）
摘要：张天渠油田已经进入开发中后期，油井含水不断上升，井筒状况日趋恶化，受地面下沉及油
层压实等地质因素和油田注水、酸化、压裂、固井等工程因素以及油田生物、化学腐蚀的影响，形成了套
损井大量出现的局面，给油田的持续稳产造成了极大的负面影响。本文主要对张天渠油田套损井特点、
套损机理、套损井现场治理措施进行深入分析，并提出了套损井治理管理的技术措施。
关键词：张天渠；套损机理；治理；现场应用
中图分类号：ＴＥ３５８＋．４ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２Ｏ１Ｏ）２３一ｏｏ８３一Ｏ２
１张天渠油田套损井现状
截至２０１０年４月底张天渠油田共有套损井１７
口，平均井深２０５０ｍ左右（白垩系洛河水层约在４００ －－－，８００ｍ左右），占总井数的３９ 。
由于油井含水高井筒状况恶化，自２００６年后套 损井以每年４．５ 的速率急剧增加，严重影响油井产
能，给老油田后期稳产开发带来了困难，治理套损井
势在必行。
２套损井特点
２．１从完井到套损的年限相差不大，一般在开采十
年左右 张天渠油田现有套损井１７口，其每年套损井数
如表１：
表１ 各年出现套损井情况
２．２套损井治理难度大
一是油水井发现套损，工程测井资料显示从井 口３００ｍ以下至射孔段以上３００ｍ全段腐蚀或穿孔，
很难选择合适的座封位置；二是在伴随着射孔段以
上大段腐蚀穿孔的同时洛河层水的漏失加剧了套管
的腐蚀。
２．３套损段表现为以水泥返高为界 油水井套损的特点是从油井射孔段至水泥返高
一般不存在腐蚀穿孔，而水泥返高以上均有腐蚀和 穿孔的现象存在。
２．４ 区块套损严重，储量失控
ＨＫ２５注采井组总井数为５口，套损井２口，占
总井数的４ｏ 。目前开采井集中在油藏的西北部，其
老油田套返治理技术浅析
老油田套返治理技术浅析
摘 要：林油田扶余采油厂经过几十年的开采，部分油水井不同程度的出现套返，套返井直接影响邻近井的正常注采生产，并对周围的环境造成严重污染，严重制约着油田的持续发展。彻底治理套损的油水井是解决套返的根本原因,也是保证二次开发效果的前提;逐步封堵井网上不用的报废井是控制套返的有效手段;报废井的封堵不应是简单地封堵井筒和油层,而应是解决层间封窜问题;通过采取有效手段,部分套返井是可以预防的，因此套返井综合治理工艺技术成为老区注采生产的一项新的技术支持，本文着重介绍了油、水套返井大修综合治理工艺技术在实际施工中的应用，并着重简明阐述了套返综合治理工艺技术在油田大修作业领域所起到的重要作用及应用前景，为老区油、水井大修工作指引了鲜明的技术思路。
关键词：套返井 综合治理 取换套 封堵 环境污染
1 套返井大修工艺技术研究
套返指油气水不受控制的从油井、水井或气井的油层套管外返至地面。吉林油田扶余地区地质构造的特殊性和地层情况的复杂性等诸多因素，使得部分油水井存在着不同程度的套管变形、套管错断和套管腐蚀。套管错断和套管腐蚀后往往直接导致套返，套管变形通过治套、或整形处理后容易形成套管错断，也间接的导致套返。还有部分井因为固井质量不合格，正常生产一段时间后或进行热采、压裂等增油措施时造成套返。套返影响正常注采生产、影响增油措施效果、破坏地层压力、污染周围的环境。这些问题都影响着油田的增油上产，特别是环境污染，已经成为制约油田持续发展的大问题。
为了解决油水井套返这一问题，首先对扶余地区的套返井进行了治理，采用的技术主要是根据吉林油田套返井井况，综合应用解卡、打捞、治套、验窜找漏、套外套铣封固、取换套、封堵、工程报废等多种大修工艺技术达到对套返井进行综合治理，杜绝套管外返油气水的目的。 1.1套返井的危害
套返井综合治理工艺技术是一项处理油、水井井下复杂技术状况，融合解卡打捞、治套、取换套、补贴、封堵等技术于一体的一项综合性工艺技术。套返类井除本井外，还与周围油、水井关联，破坏了本区块的注、采平衡，严重污染井场周边环境及地下水系，对油田正常开采及附近居民的生活环境造成很大的威胁。
套损井形成原因及综合预防措施
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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%。
套管损坏特点及防控对策
套管损坏特点及防控对策
摘 要：分析了套管损坏特点，并提出了防控风险及对策。即风险区域平衡区域压力，保持注采平衡；风险井排查注水异常，优化注入强度；风险层强化地质分析，及时动态调整。提高固井质量，防止注入水上窜标准层。既能保护套管不受损坏，又能保证原油产量不受损失，并且大大减少套损修复投入资金费用。
关键词:套管损坏特点，预防措施
一、套损特点
（1）从区域分布上看：标准层主要集中在北一区断东，S0至S2_4油层部位套损主要集中在东区及南一区东部。北一区断东：标准层老套损区，封堵、补孔工作量大，发现套损井数增多。东区：注三元压力上升后，采油井泄压不及时，萨Ⅱ1-4憋压套损。南一区东块：注采速度高、变化幅度大导致油层部位套损井数增多。
（2）从套损程度上看：主要套损层位为萨0-II4及标准层，标准层相对稳定，萨0-II4比例逐年下降; 主要套损类型为变形及错断，错断比例明显降低。
二、主要做法
（1）查隐患、防憋压，平衡压力系统。东区二类为控制油层部位套损，萨Ⅱ4以上停控119口井，占开井数的58.6%，油井压裂泄压67井次。水驱治理SII4及以上套损，单层停、控51口。水驱治理油层部位套损，单层停、控58口。建立异常注水井强化执行四级报警制度。治理标准层套损井，“关控查”169口。
（2）积极治理套损井，完善注采关系。2016-2018年共修复水井274口，累计恢复注水量284*104m3；修复油井192口，恢复产油7.8*104t，注水井大修后，多向连通比例提高25.8个百分点。通过套损综合防治，年套损率和作业套损率均呈下降趋势。
三、防控风险及对策
（1）因素一：连续五年新井投产，连续三采投注，增加了新井1460口，新投注三采区块4个，水驱萨葡配合封堵，生产规模、工作量逐年加大。
（2）因素二：产量压力大，连年上产注采速度高；且水驱注采比、地层压力、沉没度较低，套损防控难度大。
（3）因素三：长期关控井多，注采关系失衡，主要受套损和高含水影响，多向连通比例较低，其中采出井长关井占比15.8%，注入井占比14.2%。
注水井套损原因、检测手段及治理对策研究
设备运维148 | 2018年2月随着油田开发的进展，传统油田注水启动压力逐渐增高，高温高压情况下注水井套管损坏是普遍存在的现象，套管损坏严重影响了油田注好水、注够水，给油田稳产带来极大难度。通过对注水井套损套变产生原因分析整理，总结归纳治理对策，这对油田正常的注水开发具有重要意义。1 注水井套损分析1.1 套损特征高压注水井套损以漏失、缩径、弯曲变形为主，弯曲严重的发生破裂现象。经统计，82%的注水井套损一般发生在转注后5年以内。 套管漏失主要发生在水泥返高以上井段，缩径和弯曲变形大多位于射孔段及其附近的夹层，且注水压力较高时易发生弯曲变形，射孔段出现弯曲变形的注水井还存在出砂情况。1.2 套损原因分析注水井套损是由地质、工程等多种因素共同作用的结果，归纳总结主要有地质因素、钻完井因素、开发因素、腐蚀因素以及出砂等。(1)地质因素。地质因素主要包括构造应力、层间滑动、注水后引起地应力变化以及断层活动等。地球不断运动，各地区地壳沉降速度不同，在地层沉降速度高的地区和断层本身所处的构造位置，均会促进断层活动，注入水进入断层面，断层面产生“润滑”，加剧对套管的破坏作用，造成成片套损区的发生。(2)钻完井因素。主要包括井眼轨迹、套管设计强度、狗腿度、固井质量、水泥返高等。(3)开发因素。开发因素主要包括注水因素、作业因素。其中注水因素主要是指注水压力过高可能造成地层压力的剧烈波动，进而造成套管损坏。作业因素主要有修井作业时活动管柱、通井、刮削、打捞落物以及打压作业时都会对套管造成磨损和损害。(4)腐蚀因素。对套管造成腐蚀的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。(5)出砂因素。出砂引起套变现象经常发生，随着注水时间的延长，地层孔道的骨架结构在长期水力冲刷下发生坍塌，造成孔道大片连通，大量出砂。随着出砂量的增加，油层部位套管周围被掏空，从而套管失去侧向约束力，原来作用在地层上的上覆地层压力作用在套管轴向之上，从而使得套管轴向上的载荷猛增，当超过此段套管临界屈曲载荷后，套管发生屈曲，即套管弯曲损坏。2 套损检测技术套损井检测技术为套损井修复提供科学依据，主要分为四大类：常规检测技术、套管质量检测技术、固井质量检测技术、套管找漏技术。常规检测技术主要依靠铅印和薄皮管验证套管是否损坏。套管质量检测技术包括多臂井径测量技术、光纤电视成像技术和电磁探伤技术，能够有效识别套损套变形态形成一系列套管内壁表面图像，具有较高的检测精度。固井质量检测技术是指声波变密度的方式检测固井好坏。套管找漏技术主要包括井温找漏、流量计找漏、封隔器找漏。3 注水井套损的治理对策3.1 套管损坏的预防措施(1)在钻完井设计中针对易漏失、高压地层应用防漏钻井体系，防止套管损坏。(2)预计易发生套损部位要加强套管保护，如优化应力斜坡井眼轨迹、提高应力斜坡区域套管钢级以及采用三开钻完井等。(3)储层水窜、水侵严重时，地层流体将会以溶解迁移的方式破坏水泥环的结构和胶结质量，因此，提高固井质量防止管外窜是预防水井套损的有效手段。(4)水泥返高到井口，可以同时解决上覆层套管弯曲损坏和套管外腐蚀两方面的问题，已达到预防浅层套损发生。(5)加强注水管理、强化套保制度。为防止高压注水引起套损，应定期对高压注水井实施洗井、防膨及解堵作业，防止地层污染；需要作业的注水井作业前要逐步关井降压方能施工作业；应用套保封隔器、水力卡瓦等防护性工具预防套管在高压下发生弯曲变形。(6)针对压力高、易出砂的水井，采用带压作业施工，防止因放压回吐间接导致的套损情况发生。(7)压裂作业时全部采用卡封护套方式施工，酸化、挤注等高压施工时使用带封隔器施工管柱，避免油层套管长时间承受高压发生套损。(8)起下作业施工时，要求平稳操作并根据管柱所携带工具情况，严格执行操作规范所规定的起下速度，以此来减少起下作业时所产生的抽汲负压和磨阻对套管的损伤，同时避免起下管柱速度过快造成卡钻或加剧套管损坏程度。3.2 套管损坏的修复技术(1)液压整形技术。液压整形技术是采用分瓣式胀头为胀管工具，利用地面液压作为动力，准确控制胀头膨胀力的大小达到恢复套管原形的技术。该技术利用液压对设备要求低，可连续整形效率高风险小，但实践证明液压整形技术适用于变形量较小的套损井。(2)套管补贴技术。套管补贴技术是利用膨胀锥的机械推拉力使膨胀套管变形，超过弹性屈服强度，达到塑性变形区。膨胀后内径增加10%～15%，能够有效封堵漏失部位并加固老井套管，提高套管的抗外挤强度。(3)取换套技术。取换套技术利用套铣钻头、套铣筒、套铣方钻杆等配套钻具，在钻压、转数、循环排量三参数合理匹配的情况下，以优质取套工作液造壁防塌、防喷、防卡完成对套管外水泥帽、水泥环、岩壁及管外封隔器等的分级套铣；运用分段切割、倒扣等工艺适时取出被套铣旧套管；下入新套管对扣完井或补接固井完井。4 结语注水井发生套损套变是多种因素共同作业的结果，做好先期预防工作，优化井身结构，增加套管设计强度，采用合理的工作制度，可以多方面有效地减缓套损套变发生情况。参考文献：[1]官敬涛.注水井套变分析与治理.东营.胜利油田职工大学学报.[2]邹艳霞.采油工艺技术[M].北京:石油工业出版社.2006.注水井套损原因、检测手段及治理对策研究师坤坤(大港油田第五采油厂，天津 300280))摘要：系统分析注水井套损套变原因，应用较为先进套损套变检测方法，归纳总结预防套损的措施及治理手段，为注水井开发提供参考。关键词：注水井；套损原因；检测技术；预防措施；修复技术
针对注水井套损原因及预防治理的探讨
２０１１年第２Ｏ期 内蒙古石油化工 ７９
针对注水井套损原因及预防治理的探讨
单国飞，王双红，吴连营，李军，周益平，李明强
（中原油田采油二厂）
摘要：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。
关键词：套损；机理分析；防治；认识
中图分类号：ＴＥ３５８＋．４ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２０１１）２Ｏ—Ｏｏ７９～Ｏ１
对套管损坏问题，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、拇空射孔等。
１套管缩径变形损坏机理分析
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。这对于一般按水泥浆柱设计下入的套
管，不会发生套变。但油田注水开发后，情况发生了
变化。当注入水进入砂岩层时，水在孔隙中渗流，岩
石骨架没有软化，地应力作用也没有变化。当注水井
在接近或超过地层破裂压力注水时，大量高压水便
窜入泥岩隔层、地层界面引起地质、地层因素变化，
对套管产生破坏力。不平稳注水使地层经常性张合，
导致套管周围的水泥环松动、破裂，注入水得以沿破
裂的水泥环窜至泥岩层，使注入水与损坏段外泥岩
港东油田套损机理及预防对策研究
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港东油田套损机理及预防对策研究
郑中红１王冬梅２王凤祥ｓ
（１．大港油田勘探开发研究院：
２．大港油田第五采油厂；
３．大港油田采油工艺研究院）
摘要：港东油田位于黄骅凹陷中区北大港二级断裂构造带的东南部，是北大港油田的主要开发区之一。自１９６５年起勘探开发近４Ｏ年，目前共
有钻探井１０８４口，其中港东一区有５２４口，港东二区有５６０口。港东油田套损井共有有２９８口，其中一区有１４３ ｉ：２，套损率为２７．３％；港东二区有套损
井１５５口，套损率为２７．７％。本文结合港东油田实际，就套损原因及预防技术展开论述，具有一定的现实意义。
一、港东油田套损特点
１．套损类型（见下表）
一区和二区套损类型表
２．套损特点
通过套损基本情况、套损形态特征以及套损统计特征分析，总结
出以下五个特点： ２．１套损严重，套损比例达到了２７．５％。
２．２套损分为四种类型，以缩径为主。
２．３套损名义寿命短，套损高峰期分别为８～１ｏ年、１２～１５年、
２６～３４年。
２．４套损是渐近发生的。
２．５套损深度在１２００～１７００米占到３／４。
二、港东油田套损机理研究
１．地质因素分析
１．１地质层位分析 通过套损分析（２９８口井，３１９个套损点），港东油田上覆层套损
点共有３ｏ个，占９．４％，油层部位２８９个套损点，占９０．９％。由此可 见，港东油田油层部位套损占主体。其中油层部位套损在Ｎｍ３的占
３６．７％，其次是Ｎｍ２，占２６．３％，Ｎｍ４占２２．５％，馆陶组油层段共
占５．２％，其它只占９．３％。 １．２岩性分析
通过套损综合图分析，港东油田套损部位所对应的岩性，泥岩对
应１６３个套损点，占５６．６％；砂岩对应７９个套损点，占２７．４％；砂
泥界面４６个套损点，占１６．０％。统计表明，港东油田泥岩对应套损 占主体，其次为砂岩，砂泥界面最少。此结论预示港东油田套损机理
套损井治理技术方案研究及矿场应用
第３３卷第３期 西安科技 大 学 学报 ２０１３年０５月 Ｊ０ＵＲＮＡＬ ＯＦ ＸＩ’ＡＮ ＵＮＩＶＥＲＳＩＴＹ ＯＦ ＳＣＩＥＮＣＥ ＡＮＤ ＴＥＣＨＮ０ＬＯＧＹ Ｖｏ１．３３ Ｎｏ．３ Ｍａｖ．２０１３
文章编号：１６７２—９３１５（２０１３）０３—０３７２—０７
套损井治理技术方案研究及矿场应用
贺亚维 ，宋显民
（１．延安大学能源与环境工程学院，陕西延安７１６０００；２．冀东油田钻采工艺研究院，河北唐山０６３０００）
摘要：套管损坏对油田的生产影响非常大，根据损坏的程度，可以采取相应的修复方法，最常见
的方法是铣套。常规铣套工作只是实现了打通路径的目的，并不能保证通道的稳定性，可能出现 通道在短期内出砂或坍塌的现象。为了实现既可以打通通道，又可以避免引起井壁进一步变形
和损坏，保障后期油井的正常生产，提出了铣套后防砂、加固一体化技术方案；铣套后悬挂尾管固
井加固技术方案；铣套后实体膨胀管补贴技术方案和铣套后堵剂加固四种新的技术思路。通过
这些措施，最终能够实现既打通通道，又加固了井壁，保障了浅层套损井既需加固又需防砂的要
求，解决了长井段多点套损井段需最大限度地增大处理后内通径的难题，该方案已通过现场试验
取得成功，证明该方案科学有效。
关键词：套损井治理；防砂加固一体化；堵剂加固；悬挂尾管固井加固；膨胀管补贴
中图分类号：ＴＥ ２５ 文献标志码：Ａ
０ 引 言
随着油田开发时间的延长和强化采油措施的使用，套管变形及损坏现象会越来越严重。套管损坏会
在不同程度上影响油水井的正常生产，严重时会直接导致油水井的报废。套管损坏表现的形态多种多
样，主要可以分为如下４种类型：套管变形，即变形没有超过套管塑性范围，包括椭圆变形、弯曲变形、单
面挤扁变形、缩或扩径变形；套管错断，即套管发生轴向断裂，包括无错位折断、错位折断和严重错位折
断；套管破裂，即管壁上发生穿孔或缝洞现象，包括纵向开裂、四周开裂、腐蚀穿孔等；套管外漏，多在井口