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摘要：分析了影响固井质量变差以及导致套管变形的各种因素，并提出了开展顶部固井质量调查，完善顶部油层注采关系，避免顶部固井质量差井段增注措施，合理控制注水压力等防治方法，对控制固井质量差套管损坏起到一定的积极作用。研究表明，套管固井质量差是非油层部位套变的重要原因之一。
关键词：固井质量；套管；方法
中图分类号：F253.3 文献标识码：A
2000年~2003年A西部过渡带集中发现套损井56口，二次声变测井结果显示固井胶结差井段比例明显增加。该区在2002年以来陆续投产了二次加密新井，且存在部分未套损井区，如何保证该区正常开发效果、有效降低套损率已成为当务之急。A西部过渡带位于某背斜构造北部的西翼，地层北陡南缓，地层倾角在3.5°~4.5°之间。该区断层分布与纯油区基本一致，多而复杂，已钻井证实的14条断层均为正断层，大多数断层为北西走向。油田套管损坏情况分析表明，造成套管损坏的因素大多与油、水井固井质量不好有关[1]，因此在开展提高固井质量研究的同时，进行固井质量差井套管防护方法研究是非常有必要的。
一、导致固井质量差井形成套变原因分析
在套管防护工作中，从影响固井质量差井最终导致套变的不利因素以及未形成套变的有利因素入手，研究发现导致固井质量差井形成套变原因：
1.1导致固井质量差井形成套变主要原因首先是不了解这部分井的固井质量真实情况
固井质量的好坏直接影响到井的使用寿命，如果固井质量不好导致井下油、水窜槽，不但影响注、采效果，还将破坏一个区域的地应力平衡，引起大面积的套管损坏，因此进行固井质量检测是非常必要的。以往在固井质量检测方面存在两个方面隐患不能真实的反映固井质量：
（1）以往采用声幅检测固井质量，反映不出水泥胶结的真实情况。
（2）复测声变资料反映部分井段水泥胶结指数随着时间的延长而下降，这使预防非油层部位套损难度加大。由于不清楚固井质量的真实情况，未能及时采取有效预防措施，导致数十口井在非油层部位发生套变。
1.2 超压注水是导致固井质量差井形成套变的关键
在注水井超压注水的情况下，注入水沿固井质量差的井段窜入非油层部位诱发套损，特别是外扩注水井吸水能力较低，多数注水井顶压注水，在泵压波动时，容易超过破裂压力导致射孔顶部油层套损。
1.3 注采关系失衡形成异常高压也是导致该区新井固井质量变差原因之一
从高压普查结果来看，2002年异常高压普查证实西部过渡带共有42口井、82个层存在异常高压。从高压区在油层组的分布看，高压区主要集中在萨二组，占全区的72.0%，研究表明部分固井质量差井由于注采关系不协调导致萨II组发生套变。
1.4 固井质量差井上增注措施极易导致固井质量差层窜槽，最终导致套变
固井质量差井胶结不好的部分很容易出现套管弯曲，如果对该井段实施压裂、强排酸等增注措施，在强压状态下极易窜槽而最终形成套变。研究表明非油层部位套损集中井区主要是由于固井质量差井频繁作业导致套变。
二、防护措施及效果
2.1 严格钻关管理，提高新井固井质量
调控地层压力剖面，改善地下环境，是提高固井质量的关键因素。钻井施工过程中为降低地层压力改由放溢调整为控注调整，以注水井各个小层系压力为依据，对高压层停注，对低压层根据压力状况适当控注。在保证油水正常生产的同时，为钻井和固井提供施工创造良好的地下条件。由于西部过渡带新钻二次加密调整井区成一窄条状分布，并且由10条大小断层分割成10块，钻关分布范围较大。为了确保钻井进度和新井的固井质量，根据该区的地质条件等因素制定新的钻关方案。
（1）采取特殊压力异常井特殊对待，提前高压层停注，投死咀子等方法执行钻关。为了避免由于钻关井区域内个别注水井压力降不下来而影响到所有钻关水井的水量及钻井速度，通过小层孔隙压力计算数据，將小层压差大于2MPa的注水井进行了逐层的分析，并对降压缓慢的井、层进行了分类，分别对因断层遮挡、单砂体上有注无采、单砂体上注多采少而导致注水井关井压力下降速度较慢井区采取了停注或提前钻关的方法，保证了该区钻关的正常进行。
（2）制定执行新的钻开井恢复注水方法。钻开井如果立即上限注水快速恢复地层压力，必然会使注水井压力猛升，造成油水之间油层岩石骨架短时间内不均匀胀缩，增加套损的危险性[2]。在钻开恢复上根据该区块特点采取了新的钻开恢复注水方式，将配注分5个级别，按配注的不同比例分4个阶段逐步提水，防止出现注入压力波动大发生套损。
（3）实施效果。一是与普通钻关相比少影响水量44146m3；二是钻关井区未出现套损井；三是通过对新井固井质量调查，合格率在96%以上，固井胶结质量达到了预期的标准。
2.2 为了了解该区固井质量的真实情况， 开展油层顶部固井质量调查
重点进行了二次声变测试，2003年出测二次声变方案32口，已测回的8口井二次声变资料显示固井质量变差，对比前后声变结果胶结中等和胶结不好的厚度比例由5.5%上升到37.9%。据此实施了5口顶部油层停注方案，消除了套损隐患。
3.3 防止因异常高压层诱发套变，进而损坏固井水泥环，引发非油层部位进水，开展顶部油层即A1油层组注采状况调查
针对注水压力高的状况，开展了A1层套损隐患普查工作。统计调查了全区379口油水井A1层的射孔数据，套变数据，监测资料，结合历年注水状况及套损变化特点，从导致该区非油层部位形成的各种因素入手，逐一查找套损隐患，普查结果表明，目前该区注水井118口中有43口井A1层未射孔，射孔水井A1油层段占该区油层发育厚度的15.3%，是西过地区的主要调整对象。射孔A1组停注27口井，已套损井A1层段均严格实施停注，停掉砂岩厚度162.1m，有效厚度42m，分别占射开总厚度的15.3%和16.9%。通过分析有41口井不存在套损隐患不需停注，但需建立档案监控注水状况。全年发现8口非油层部位套损井均出现在原套损井区内，未出现新的成片套损区。2002年底西部过渡带井区二次加密后油层注采关系必将发生很大变化，因此从静态角度详细调查每一单砂体注采对应状况，对易于引发高压的砂体类型进行重点跟踪观察。从动态角度对油水井注入、产出剖面调查，及时理顺供排关系。结合注采状况调查结果，针对目前存在的隐患，下步将采取相应的防套措施：一是对已存在高压层和套变井区实施控制注水2口；6口拔不动井大修后对高压层实施控注；对应层压裂、补孔9口。由于及时协调该区注采关系，有效的控制了油层部位套损的发生。
3.4 避免顶部固井质量差井段增注改造措施
2003年对存在套损隐患井实施严格管理，尤其是高压普查存在高压层井和已发生油层部位套损井，避免实施各种增注措施。过去有些井发现不吸水即上酸化等增注措施，通过高压普查发现这部分井是由于异常高压而导致不吸水，如果继续实施增注措施，无疑是加剧套变的形成，因此该类井应严格实施监测，在实施增注措施时不宜考虑，避免这部分井由于外力作用形成套变，目前已对因异常高压而导致不吸水的13个层停止采取增注措施。并对窜槽井果断采取治理措施，避免形成套变。发现异常后及时采取了封窜措施，目前该井已恢复正常注水。
3.5 合理固井质量差井区注水压力，进一步降低顶部固井质量差井注水压力
泥岩失效使应力与变形增加加快，是引起套管损坏的主要原因；注水压力越高，注水速度越快，泥岩失效的范围就越大，引起的应力与变形也越大，套管损坏的概率也增大。地层倾角增加使套管应力变形增加加快[3]。当井口注入压力为10MPa时，地层位移性载荷很小，不足引起套损；当井口注入压力为12MPa时，在构造轴部足以引起套变甚至错断；当注入压力升至14.0MPa时，拉伸位移达5.7-9.6cm，横向错切位移1.5—6.4cm，导致套损是必然的。注水压力应低于地层破裂压力，尤其在地层倾角大、断层区、泥岩进水等特殊条件下允许的注水压力应小于正常注水压力。在注水压力比较高的情况下注水，一方面容易导致注入水上窜到油层上部的泥岩中引起套损，另一方面还会形成异常高压层，因此合理该区注水压力是十分必要的。统计表明，A区平均破裂压力均在12MPa以上，且顶压注水井较多，针对西部过渡带地区断层分布较多，且地层倾角较大，对该井区井尤其是固井质量差井采取了降压注水，防止固井质量差井由于压力高而形成套变。
4 结论及认识
（1）研究表明，固井质量差只是主要导致套损的重要因素之一，是可以控制和预防的，固井质量差井套管防护方法研究将从一定程度上改变西部过渡带非油层部位集中套损的局面。
（2）进行套损预防首先必须了解套管固井质量的真实情况。通过二次声变测试证实固井质量变差井比例较高，因此必须加大二次声变测试力度，便于及时采取相应的防套措施。
参考文献：
[1] 刘继生，谢荣华.套管损坏检查与地应力测井方法研究[C].大庆油田开发论文集，2000：657.
[2] 刘春发主编.砂岩油田开发成功实践[M].石油工业出版社，1996：293.
关键词：固井质量；套管；方法
中图分类号：F253.3 文献标识码：A
2000年~2003年A西部过渡带集中发现套损井56口，二次声变测井结果显示固井胶结差井段比例明显增加。该区在2002年以来陆续投产了二次加密新井，且存在部分未套损井区，如何保证该区正常开发效果、有效降低套损率已成为当务之急。A西部过渡带位于某背斜构造北部的西翼，地层北陡南缓，地层倾角在3.5°~4.5°之间。该区断层分布与纯油区基本一致，多而复杂，已钻井证实的14条断层均为正断层，大多数断层为北西走向。油田套管损坏情况分析表明，造成套管损坏的因素大多与油、水井固井质量不好有关[1]，因此在开展提高固井质量研究的同时，进行固井质量差井套管防护方法研究是非常有必要的。
一、导致固井质量差井形成套变原因分析
在套管防护工作中，从影响固井质量差井最终导致套变的不利因素以及未形成套变的有利因素入手，研究发现导致固井质量差井形成套变原因：
1.1导致固井质量差井形成套变主要原因首先是不了解这部分井的固井质量真实情况
固井质量的好坏直接影响到井的使用寿命，如果固井质量不好导致井下油、水窜槽，不但影响注、采效果，还将破坏一个区域的地应力平衡，引起大面积的套管损坏，因此进行固井质量检测是非常必要的。以往在固井质量检测方面存在两个方面隐患不能真实的反映固井质量：
（1）以往采用声幅检测固井质量，反映不出水泥胶结的真实情况。
（2）复测声变资料反映部分井段水泥胶结指数随着时间的延长而下降，这使预防非油层部位套损难度加大。由于不清楚固井质量的真实情况，未能及时采取有效预防措施，导致数十口井在非油层部位发生套变。
1.2 超压注水是导致固井质量差井形成套变的关键
在注水井超压注水的情况下，注入水沿固井质量差的井段窜入非油层部位诱发套损，特别是外扩注水井吸水能力较低，多数注水井顶压注水，在泵压波动时，容易超过破裂压力导致射孔顶部油层套损。
1.3 注采关系失衡形成异常高压也是导致该区新井固井质量变差原因之一
从高压普查结果来看，2002年异常高压普查证实西部过渡带共有42口井、82个层存在异常高压。从高压区在油层组的分布看，高压区主要集中在萨二组，占全区的72.0%，研究表明部分固井质量差井由于注采关系不协调导致萨II组发生套变。
1.4 固井质量差井上增注措施极易导致固井质量差层窜槽，最终导致套变
固井质量差井胶结不好的部分很容易出现套管弯曲，如果对该井段实施压裂、强排酸等增注措施，在强压状态下极易窜槽而最终形成套变。研究表明非油层部位套损集中井区主要是由于固井质量差井频繁作业导致套变。
二、防护措施及效果
2.1 严格钻关管理，提高新井固井质量
调控地层压力剖面，改善地下环境，是提高固井质量的关键因素。钻井施工过程中为降低地层压力改由放溢调整为控注调整，以注水井各个小层系压力为依据，对高压层停注，对低压层根据压力状况适当控注。在保证油水正常生产的同时，为钻井和固井提供施工创造良好的地下条件。由于西部过渡带新钻二次加密调整井区成一窄条状分布，并且由10条大小断层分割成10块，钻关分布范围较大。为了确保钻井进度和新井的固井质量，根据该区的地质条件等因素制定新的钻关方案。
（1）采取特殊压力异常井特殊对待，提前高压层停注，投死咀子等方法执行钻关。为了避免由于钻关井区域内个别注水井压力降不下来而影响到所有钻关水井的水量及钻井速度，通过小层孔隙压力计算数据，將小层压差大于2MPa的注水井进行了逐层的分析，并对降压缓慢的井、层进行了分类，分别对因断层遮挡、单砂体上有注无采、单砂体上注多采少而导致注水井关井压力下降速度较慢井区采取了停注或提前钻关的方法，保证了该区钻关的正常进行。
（2）制定执行新的钻开井恢复注水方法。钻开井如果立即上限注水快速恢复地层压力，必然会使注水井压力猛升，造成油水之间油层岩石骨架短时间内不均匀胀缩，增加套损的危险性[2]。在钻开恢复上根据该区块特点采取了新的钻开恢复注水方式，将配注分5个级别，按配注的不同比例分4个阶段逐步提水，防止出现注入压力波动大发生套损。
（3）实施效果。一是与普通钻关相比少影响水量44146m3；二是钻关井区未出现套损井；三是通过对新井固井质量调查，合格率在96%以上，固井胶结质量达到了预期的标准。
2.2 为了了解该区固井质量的真实情况， 开展油层顶部固井质量调查
重点进行了二次声变测试，2003年出测二次声变方案32口，已测回的8口井二次声变资料显示固井质量变差，对比前后声变结果胶结中等和胶结不好的厚度比例由5.5%上升到37.9%。据此实施了5口顶部油层停注方案，消除了套损隐患。
3.3 防止因异常高压层诱发套变，进而损坏固井水泥环，引发非油层部位进水，开展顶部油层即A1油层组注采状况调查
针对注水压力高的状况，开展了A1层套损隐患普查工作。统计调查了全区379口油水井A1层的射孔数据，套变数据，监测资料，结合历年注水状况及套损变化特点，从导致该区非油层部位形成的各种因素入手，逐一查找套损隐患，普查结果表明，目前该区注水井118口中有43口井A1层未射孔，射孔水井A1油层段占该区油层发育厚度的15.3%，是西过地区的主要调整对象。射孔A1组停注27口井，已套损井A1层段均严格实施停注，停掉砂岩厚度162.1m，有效厚度42m，分别占射开总厚度的15.3%和16.9%。通过分析有41口井不存在套损隐患不需停注，但需建立档案监控注水状况。全年发现8口非油层部位套损井均出现在原套损井区内，未出现新的成片套损区。2002年底西部过渡带井区二次加密后油层注采关系必将发生很大变化，因此从静态角度详细调查每一单砂体注采对应状况，对易于引发高压的砂体类型进行重点跟踪观察。从动态角度对油水井注入、产出剖面调查，及时理顺供排关系。结合注采状况调查结果，针对目前存在的隐患，下步将采取相应的防套措施：一是对已存在高压层和套变井区实施控制注水2口；6口拔不动井大修后对高压层实施控注；对应层压裂、补孔9口。由于及时协调该区注采关系，有效的控制了油层部位套损的发生。
3.4 避免顶部固井质量差井段增注改造措施
2003年对存在套损隐患井实施严格管理，尤其是高压普查存在高压层井和已发生油层部位套损井，避免实施各种增注措施。过去有些井发现不吸水即上酸化等增注措施，通过高压普查发现这部分井是由于异常高压而导致不吸水，如果继续实施增注措施，无疑是加剧套变的形成，因此该类井应严格实施监测，在实施增注措施时不宜考虑，避免这部分井由于外力作用形成套变，目前已对因异常高压而导致不吸水的13个层停止采取增注措施。并对窜槽井果断采取治理措施，避免形成套变。发现异常后及时采取了封窜措施，目前该井已恢复正常注水。
3.5 合理固井质量差井区注水压力，进一步降低顶部固井质量差井注水压力
泥岩失效使应力与变形增加加快，是引起套管损坏的主要原因；注水压力越高，注水速度越快，泥岩失效的范围就越大，引起的应力与变形也越大，套管损坏的概率也增大。地层倾角增加使套管应力变形增加加快[3]。当井口注入压力为10MPa时，地层位移性载荷很小，不足引起套损；当井口注入压力为12MPa时，在构造轴部足以引起套变甚至错断；当注入压力升至14.0MPa时，拉伸位移达5.7-9.6cm，横向错切位移1.5—6.4cm，导致套损是必然的。注水压力应低于地层破裂压力，尤其在地层倾角大、断层区、泥岩进水等特殊条件下允许的注水压力应小于正常注水压力。在注水压力比较高的情况下注水，一方面容易导致注入水上窜到油层上部的泥岩中引起套损，另一方面还会形成异常高压层，因此合理该区注水压力是十分必要的。统计表明，A区平均破裂压力均在12MPa以上，且顶压注水井较多，针对西部过渡带地区断层分布较多，且地层倾角较大，对该井区井尤其是固井质量差井采取了降压注水，防止固井质量差井由于压力高而形成套变。
4 结论及认识
（1）研究表明，固井质量差只是主要导致套损的重要因素之一，是可以控制和预防的，固井质量差井套管防护方法研究将从一定程度上改变西部过渡带非油层部位集中套损的局面。
（2）进行套损预防首先必须了解套管固井质量的真实情况。通过二次声变测试证实固井质量变差井比例较高，因此必须加大二次声变测试力度，便于及时采取相应的防套措施。
参考文献：
[1] 刘继生，谢荣华.套管损坏检查与地应力测井方法研究[C].大庆油田开发论文集，2000：657.
[2] 刘春发主编.砂岩油田开发成功实践[M].石油工业出版社，1996：293.