油水井套损原因及治理优化策略分析
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。
辽河油田套损原因分析与预防措施
管理因素
监测不到位
对套管的监测不到位，不能及时 发现套损的迹象，导致套损进一
步发展。
维护不及时
对套管的维护不及时，不能及时 修复套损部位，导致套损加重。
不规范操作
操作人员不规范的操作会对套管 造成损坏，增加套损的风险。
03 预防措施
加强注水设备维护
对注水设备进行定期维护和保养， 确保设备的正常运行，以避免因设 备故障导致的套损问题。
加强生产管理
建立健全套损管理制度
制定套损管理制度和标准，明确套损预防和治理的责任和流程， 以确保及时发现和处理套损问题。
加强井筒管理
定期对井筒进行检查和维护，包括井筒腐蚀、变形、破裂等情况的 监测和处理，以避免因井筒问题导致的套损。
等参数的监测，以及防砂设备的维护和更换，以确保防砂系统的正常运
行。
优化注水方案
合理规划注水方案
根据油藏特点、地层条件等因素 ，制定合理的注水方案，包括注 水时间、注水量、注水压力等参 数的优化，以减少套损的发生。
定期监测地层压力
通过地层压力监测系统，实时监测 地层压力变化，为优化注水方案提 供依据。
辽河油田套损的主要原因是地层 压力分布不均衡、施工工艺不合
理、井身结构缺陷等。
针对不同的原因，采取了相应的 预防措施，包括优化施工工艺、 改善井身结构、加强质量控制等
。
研究不足与展望
虽然本文对辽河油田套损的原因进行 了深入分析，并提出了相应的预防措 施，但仍存在一定的不足之处。
其次，在预防措施方面，虽然本文提 出了一些建议，但仍需进一步优化和 完善。
提高员工素质和技能
对员工进行专业培训和教育，提高员工对套损问题的认识和技能水 平，以确保及时发现和处理套损问题。
胜利油田油水井套损原因分析
坏，原来由油层承担的重力除一部分由空隔器对套管的挤胀作用，也极易使套管在油田开发中后期，套损问题日益突洞中的流体承担外，相当一部分转嫁给了封隔器坐封位置发生损坏，因此，压裂酸出，对储量控制及可持续稳产构成威套管，挤压套管使其发生屈曲变形。
化工艺的实施对套损的产生会产生较大的胁。
套损原因研究一般着眼于油藏类型促进作用。
2 工程因素及开发方式，套损的产生是生产周期、 2.1 稠油热采开发2.4 固井质量套管质量、固井质量、增产措施、油藏热采井高温及温度剧烈变化是套管损由于井眼不规则使得水泥环厚薄不地质条件等多种因素综合作用的结果。
坏的主要原因，高温注气加剧了套管的损均、套管居中度不高，以及固井时存在混坏。
套管因高温屈服强度、弹性模量、抗浆井段，在封固井段内，水泥浆候凝期间在油田开发生产过程中，随着时间延拉强度均降低，套管基本处于屈服状态。
放热不均匀，温度的变化使套管热胀冷长，油水井措施不断增加，大量套管发生同时，由于固井水泥与套管的的线膨胀系缩，也易导致套管变形损坏。
损坏，严重影响了油田的正常生产。
套损 2.5 地层出砂数及弹性模量不同，在高温高压环境下膨原因是多方面的，通过对多个套损情况的在出砂过程中，地层砂会对套管造成胀、收缩不协调，在套管柱内产生内应调查分析，套损因素可分为地质、工程和冲刷、挤压与碰撞，另外，严重出砂井在力，导致套管损坏。
其次，高温高压下，腐蚀三大类。
油水井的套管损坏，基本都生产若干周期后，由于油井的严重出砂，套管接箍密封性能下降，导致套管内外及是主要因素和次要因素综合作用的结果。
造成处于射孔井段的套管周围严重亏空，地层窜槽严重，加剧套损损坏。
1 地质因素使此处的套管周围因缺少支撑而极易错断2.2 注水注聚开发1.1 断层滑移变形。
注水开发可补充地层能量，但不恰当随着油田开发时间延长，采出程度不 3 腐蚀因素的注水开发方式也会对套管产生破坏影断提高，地层原始压力逐渐降低，伴随着套管腐蚀是套管损坏的一种主要诱响。
套损井的形成原因及防范措施
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。
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
胜采老油田作业区位于中国的一个油田，其中的油水井是该地区主要的生产设备之一。
在油水井的运营过程中，时常会发生套损的情况，这给油田的生产带来了一定的影响。
对
于胜采老油田作业区油水井套损的分析与研究显得尤为重要。
套损是指油水井套管在生产过程中存在的一种破裂、漏油、孔洞等问题。
套损的发生
形式多种多样，可以是由于地层压力过高导致套管断裂，也可以是由于操作不当引起井下
工具停滞导致套管破裂等。
对于套损进行分析与研究，可以帮助工作人员更好地了解套损
的原因和发生机制，制定出相应的修复措施。
对于套损的类型进行分析。
套损分为两种主要类型，即静态套损和动态套损。
静态套
损是指在油井停产或者不作业的情况下，套管发生破裂或者漏油等问题。
动态套损是指在
油井正常运作的过程中，套管发生破裂或者漏油等问题。
针对不同类型的套损，需要采取
不同的修复措施。
对于套损的修复措施进行研究。
套损发生后，需要及时采取修复措施，以保证油水井
的正常生产。
修复措施可以包括临时修复和永久修复两种方式。
临时修复是指在套损发生后，及时采取一些临时的措施，以保证油井的正常生产。
永久修复是指对套损进行彻底的
修复，以消除套损隐患，从而使油井能够长期稳定地运转。
胜采老油田作业区油水井套损的分析与研究对于提高油水井的生产效率和保证油田的
稳定生产非常重要。
通过对套损的分析，可以了解套损的类型、原因和修复措施，从而制
定出相应的预防和修复措施，为胜采老油田作业区的生产提供有力的支持。
吉林油田油水井套损规律及对策
2018年10月吉林油田油水井套损规律及对策王宝鑫杜洪印刘石楠孙国栋谢婧（吉林油田红岗采油厂,吉林白城131301）摘要：套管损坏会严重影响油田的开发力度，若是大量的油田油水井套管出现损毁现象，会使得注采井网遭到破坏，注采失衡，进而导致油田的经济遭受严重损失。
吉林省是典型的低渗透注水油田开发区，套管损坏尤为突出。
本文针对吉林省油田油水井套损的规律，提出相应的解决政策。
以期促进吉林油田良好的开发。
关键词：油田；吉林；套损规律1套管损害的规律从套损井的区域分布上看，吉林省的扶余、新木、新立等地区是套管损毁的高发区，套损井数占吉林总数的84.3%，其原因是因为开发时间较早，套管使用年限长。
从套管损坏井型上看，扶余、新木、新立等地区的水井与油井套管损毁相当，乾安地区水井的套管损毁率高于油井，这是因为注水使得井筒对于周围环境产生了集中地应力，进而发生套损现象。
从套管损害的时间上看，吉林油田套管损害时间平均为10.21年。
另外注水潜层区套损井平均时间高于注水中深层的套损井[1]。
从套管损坏的形态及层段上看，吉林大部分油田套管损害为套管变形，形态上大多以缩径变形为主，有少部分的套管错断、腐蚀等损毁现象。
2防止套管损害的对策2.1提高油田套管的强度首先，要对油田进行地应力测试。
吉林省新民地区在油田开发前期，根据地应力测试的结果设计了油层段套管。
该测试是利用储层地应力以及岩石力学参数进行研究，进而求出井筒的最大周向应力与应力剖面，运用井筒最大周向力小于套管向外挤强度的规则选取合理的油层段套管，以此为套管管柱的优化提供有效数据。
其次，要按照断层的性质选择套管材质。
对于那些极其容易发生套管损毁的区域，要选择较高强度的、管壁厚的套管，从而保证其具有较高的抗外挤强度。
此外，对于极易发生套管损毁的层段要使用双层组合套管，以此增加固井的质量以及套管强度，进而实现防止套管出现损毁现象。
根据数据表明，扶余地区在1984年-1991年间，利用此方法开采了约300口油井，并且这些油井并未出现套管损坏现象，因此可知该方法能够有效的防止套管出现破损。
油田油水井套损规律及对策
78油田作为我国能源供应的重要场所，在国家能源供需紧张的情况下，极大增加了油田设备的运行压力，长时间、高荷载的工作机制，必然令设备的磨损程度增加，降低机械采集设备的生命周期。
套管作为油田采集的重要连接环节，一旦套管发生损坏，油井将难以正产生产。
当套管内部压力与外部压力相差较大时，将产生区域泄漏、低渗水的严重现象。
为此，必须找寻出油田系统中套管损坏的相应规律，然后制定出相应的解决方案，为油井正常生产提供有力保障。
一、套损规律解析套损是油田生产质量降低的重要因素，按照套管性能与变化程度来看，大致可分为变形期、破裂期、错段期与破漏期四种。
变形期主要是指套管的形状超出预设的弹性范围，如长时间维系变形状态，极易造成区域大面积破损的严重现象；破裂期是一种基于变形期的突发性状态，当套管无法承受住形变压力，则将令套管设施产生损坏；错段期是指套管本身受到较大的形变力，如水平方向所受到的剪力，套管易形成水平错段，当然也伴随着一定的形变效应；破漏期则是由套管自身质量问题所引起的破漏现象。
套损井与油田内所处的土壤性质也具有较大的关联现象，在套管使用年限的基础上，土壤将对套管设施造成严重的侵蚀现象，如塔里木油田所处地基的碳酸盐地质、吉林油田的偏碱性地质等，都将对套管的外部形成一定侵蚀作用。
为此，必须针对套管所处的工作环境制定详尽的解决方案，依据地质环境、工作特性等找寻套损井的破损规律，然后制定出相应的管控对策，提高油田丼的工作性能与产量，为企业及社会供应提供基础保障。
二、油田油水井套损问题的解决对策1.加强套管设施的硬度。
套损井属于地下类机械设备，在油田前期开发设计中，应先对地质特性以及机械结构在地表环境中所受的作用力进行分析与核定，然后在依据相应的受力参数，设计出合理的油层段套管。
在实际测试过程中，是以力学参数为重要载体，对套管井筒在地质中的聚合力及内应力进行逐项测定，当管体表面的应力与外挤强度呈现出均衡状态时，才可保证套管设备本身的受力处于相对稳定的情况，进而依据参数信息制定出完整的解决对策。
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。
东辛油区套损现状分析及治理对策
东辛油区套损现状分析及治理对策【摘要】本文结合东辛油田的油藏特点，从地质、工程两方面对造成套管损坏的原因进行了分析，东辛油田的套损类型主要以套管弯曲、缩径、错断、套破等四种形式为主。
分布规律上主要表现为断层两侧及附近、泥岩层段的套损井比较集中，而油井的套损主要集中在油层部位，水井主要集中在水泥返高以上。
根据原有提出了相应的防治措施。
【关键词】套损复杂断块油田腐蚀断层东辛油田属典型的复杂断块油气藏类型，经过40余年的开发，已经进入油田开发中后期。
由于长期采油、注水和频繁修井，油水井套管损坏急剧增加，套损井已成为严重制约油田开发的主要因素。
截止2012年底，因套损导致停产井573口，开井中有690口套损井，并且每年以100多口井的速度增加。
因套损损失动用储量5521万吨，损失水驱控制储量3120万吨。
1 东辛油田套损井类型及分布规律1.1 套损井类型对2004-2012年新增的1535口套损井进行了调查分析，套损类型主要以套管弯曲、缩径、错断、套破等四种形式为主。
其中套管弯曲31口，套管缩径383口，套管错断159口，套管破漏962口，分别占总套损井的1.9%、25%、10.4%、62.5%。
1.2 套损井的分布规律东辛油田套损井在分布规律上有以下几方面特征：在平面上断层两侧及附近的套损井较集中；在纵向上油气储层之上或内部的泥岩层中套损井较集中；油井的套损主要集中在油层部位，水井主要集中在水泥返高以上。
2 套管损坏原因分析通过调查分析，东辛油田地质构造复杂，套损原因复杂多样，通过总结、分类，主要有以下几方面主要原因：2.1 地质原因2.1.1 断层活动造成套管损坏东辛油田共有各级断层254条，断点数共7000多个，有93.7%的井钻遇断点。
断层的发育是诱发套损的主要因素。
由于注入和采出比例的失衡等原因，使原始地层压力发生变化，将引起岩石力学性质和地应力的改变，使原来处于静止的断层被诱发复活。
一旦断层复活，将形成断层附近的井套管出现成片损坏。
油田套损井分析及预防措施
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。
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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。
如果封隔器失效解封以后，会严重损害卡封位置，通过多年实践表明，在封隔器解封过程中，就会损坏套管。
其次，内部因素。
1）产生管内腐蚀。
因管内腐蚀，在油套环空流体，对套
管产生腐蚀，由于天然气以及原油含量中，包含了SO1、SO2以及硫化氢、氯离
子等气体，腐蚀性较强，在油套环空之后，与水进行混合，就会不同程度腐蚀套管。
在注水井内，也包含腐蚀性物质，一般包含细菌。
针对生产井而言，入丼流
体能够进行地面处理，可防止管柱腐蚀；2）管外腐蚀。
针对管外腐蚀，因油井
上部缺乏水泥环，或水泥环出现破损，使得地层水、套管之间出现直接接触，在
地层水内，硫化氢、SO2等气体，会腐蚀套管，如果出现结垢问题，就会产生电
偶电池腐蚀。
2.油井套损的的特征分析
首先，注水井出现套损。
如果注水井出现套损问题，使得原本不吸水层段发
生吸水行为，就会增大吸水层，在注入压力恒定状态下，会增加注入量。
当注入
量达到一定值时，会逐渐降低注入压力，达到地面指示曲线后，就会产生曲线下移，或者向右移动问题。
其次，生产井套损问题。
对于生产井套损程度，是根据油井产出流体性质进
行判断。
针对注水井而言，特点较多：①油井含水率逐渐上升。
在套管损坏之前，会使得含水率明显增加，特别是上部套管发生损坏后，使得浅层水出现显著倒灌
问题，进而增加了井底压力，减小了生产压，使得浅层水进入到油层，部分套损
井的含水率超过95%；②矿化度逐渐降低。
因油层水、水层之间矿化度存在差异，特别是浅层矿化度比油层水要低，如果套管出现损坏，浅层水就会进入到井筒，
使得出水矿化度逐渐降低；③动液面逐渐增加。
如果出现套损之后，使得原本不
产液体地层渗水，特别是油井上部套损之后，在套管之外浅层水，就会迅速进入
到井筒内，因泵排量较为固定，使得油井动液面逐渐增加；④水型变化。
由于不
同层位水，包含有不同矿物离子类型，如果出现套损之后，不同层位水有机混合，使得出水矿物离子成分逐渐发生改变，进而影响到出水水型。
第三，危害。
在作业、油气流体传输过程中，套管作为主要通道，对油气井生产具有关键性作用，不管是采出油气，或是作业流体，均需通过套管，进而损坏套管，特别是入丼流体，严重损坏套管，加上注入流体压力影响，进而造成应力破坏。
特别是油气开发一段时间之后，逐渐进入到油气井生产后期阶段，套损问题就会逐渐加重。
3.油井套损的治理对策分析
首先，筛管修复技术。
使用筛管修复，主要运用全井防砂方式，通过筛管以及封隔器，建立防砂管柱，通过一次性下入井，建立砂管柱结构系统，利用割缝缝宽以及筛网网径，对井筒砂粒粒径进行控制，进而达到防砂效果。
其次，内衬套管固井修复。
采取该技术，主要是对上部套变部位进行修复，在固井之后，通过后射开下层进行双层套管投产，可解决高部位套变问题，又有效提升套管强度，促使油井寿命的有效提升。
第三，套管侧钻技术。
针对老井套管损伤，可通过开窗方式，钻出新井眼，预定目的层之后，设定下尾管固井。
第四，套管整形技术。
按照套管缩径变形状况，选择爆炸整形，或机械整形技术。
如果套管的缩径变形较为轻微，可采取机械整形方式进行修复。
如果套管变形十分严重，大于15%的套管内径，可运用爆炸整形技术。
第五，小位移出套固井修复工艺。
使用该工艺，主要运用于油层段的套坏油井，如果原套管修复效果较差，或无法修复，可建立小位移钻眼，待进入到尾管固井之后，进行射孔生产。
4.结束语
综上所述，近年来，随着油井生产的不断扩大，如果出现油井套管损问题，必然会影响到实际生产效率、质量。
为此，我们必须进一步加大油水井套损原因分析，做到仔细分析、科学论证，再运用修复技术，有效解决套损问题，满足套管生产的实际需求。
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