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【摘 要】注水开发油田水井套管损坏会直接导致注采关系不完善、油井套管损坏导致无法生产，严重制约了油田的稳产，降低油田采收率。本文通过对葡西油田X区块套损井进行基本特征分析，研究了该区块套损机理，并提出了预防套损的针对性措施。
【关键词】套管损坏;套损机理;预防套损
1 葡西油田X区块套损井概况
葡西油田X区块部共有油水井134口井，其中油井106口，水井28口，截至2019年2月，共发现套管损坏井13口，占总井数的9.7%，其中采油井5口，占油井井数的4.7%;注水井8口，占注水井数的28.6%，共计修复3口井，9口井未修复，报废1口井。另有3口井拔不动，待落实是否套损。水井套损井比例大，严重制约了油田的稳产。
2 套管损坏井基本特征
2.1 套损井类型分析
葡西油田X区块套损形式主要为套管变形、套管外漏和套管破裂。其中，套管变形10口，占套损总数的76.9%。
2.2 套损寿命分析
将发现套损时间与完钻时间（投产时间）之差定义为油水井套损名义寿命。统计13口套损井，套损名义寿命1～5年井为11口，6～10年为2口，其中1-5年区间，套损的高峰期主要集中在3-4年，占套损井的84.6%。
2.3 套损深度分析
统计葡西油田X区块13口井24個套损点，葡西油田X区块在1800m-1900m为套损深度高峰，占所有套损点的41.7%。主要对应层段为葡萄花油层射孔段。
2.4 套损岩性分析
葡西油田X区块葡萄区层以泥质胶结的粉砂岩和细粉砂岩为主，平均泥质含量23.1%。通过分析套损所对应的岩性，泥岩对应7个套损点，占29.2%，砂泥界面12个，占50.0%，砂岩对应5个，占20.8%，可见套损对应的岩体主要是泥岩层。
2.5 套损平面分布分析
从平面上分布看，葡西油田X区块南北部套损井数基本一致，不存在成片套损的情况;套损以套损水井为主;从构造看，套损井主要分布在断层附近。
3 套损影响因素分析
3.1 泥岩吸水与套损
注水开发油田套管变形多数是注入水产生的，注入水进入泥岩层，会改变泥岩的力学性质及应力状态，泥岩吸水膨胀、蠕变，导致套管外部负荷增加，随着时间的增长，负荷增大，当套管的抗压强度低于该负荷时，套管就会被挤压、挤扁甚至错断。实验表明，当泥岩吸水大于10%时，泥岩具有较高的塑性，几乎将全部上覆岩压都转移至套管，使其变形损坏。
葡西油田X区块葡萄花油层属下白垩统姚家组一段地层，受北部和西北部物源控制，岩性主要为长石岩屑粉砂岩或细粉砂岩。统计24个套损点，7个点位于泥岩层，12个点位于泥砂界面。分析主要是高压注水使部分注入水沿孔隙和裂缝进入泥岩层，导致泥岩吸水蠕变引起套损。
3.2 注水与套损
3.2.1 高强度注水
该区块砂体发育零散，储层非均质性严重，造成局部注采不平衡，部分井组注水压力高、注水量高，但采油井流动压力低、产液量低，这就形成了注水强度大、注采不平衡、注大于采、甚至有注无采的现象[1]。随着注水时间的增长，压力逐渐积累起来形成了异常高压层，从而导致套管损坏。统计8口套变水井累计注采比，平均为3.6，远高出区块累计注采比1.8。分析认为高强度注水是该区块套损的主要原因之一。
3.2.2 高压注水
高压注水将改变原有地层压力的平衡，导致地层应力场的改变和重新分布。理论计算表明：地层在水平方向产生挤压变形，在竖向方向产生明显的张拉，整个地层发生隆起变形，地层的变形导致套管损坏。统计在射孔井段套的7口井，注水压力在16.1MPa～20.0MPa之间，平均为18.7MPa，注水井压力高。分析认为高压注水是该区块套损的主要原因之一。
3.3 断层与套损
该区块三条规模较大的断层将井区切割成东西两个完整的断块。在靠近断层区域，地应力方向复杂，高压注水开发过程中使注入水易沿着空隙和裂缝窜到泥岩，软弱夹层，使之吸水，使其内摩擦力变小，就会破坏原有的应力场平衡，当达到一定程度时，断层内的泥岩层会发生局部滑动，作用于套管，使其被挤扁或错断。统计13口井中，7口井距离断层在200m以内，可见断层是该区块套损的主要原因之一。
3.4 其它因素与套损
3.4.1 浅层套管腐蚀
大庆油田地层水中含有盐、O2、CO2以及硫酸盐还原菌，将在穿越其中的套管壁上形成氧浓差电池和盐份浓差电池等宏电池腐蚀。同时由于套管表面组织及物理状态不均匀，将形成微电池腐蚀。古83-58水井2006年12月发现套管90.5～95.5m处有漏点，说明该区块套管损坏和腐蚀有一定关系。
3.4.2 不同的套管钢级，其强度也不同，J55的屈服强度最低，P110的强度最高。古137区块主要采用J55、N80、P110套管。统计古137区块套损井，J55套管6口，N80套管1个，P100套管5个。可见该区块套损主要原因并非套管钢级问题。
3.4.3 地层出砂、固井质量等
固井质量不好，注入水窜入软弱的夹层中，降低套管抗外挤能力，从而发生套损。通过统计套损的13口井，固井质量合格井9口井，优秀井4口，说明固质井量影响小;统计13口套损井作业时未出现严重出砂问题，说明出砂情况对套损影响小。
4 预防套损措施
4.1 防止泥岩层进水
防止射孔井段内泥岩夹层部位和射孔井段以上泥页岩地层中进水，以避免发生泥岩膨胀、蠕变及岩体局部滑动[2]。采取的主要措施一是控制好注水压力，减少高压注水对地层造成的伤害;二是确保新井固井质量，防止层间相窜引起注入水进入泥岩层。
4.2 部分井组控制好注采比
针对区块砂体分布零散、储层发育差的情况，对油藏进行精细地质研究，结合生产动态分析，进一步完善单砂体注采关系。合理调整注水方案，对注采比高的井组适当降低配注强度、对无效注水憋压区停注，防止有注无采产生的高压。
4.3 其它方面
一是加强水井管理，特别是断层附近注水井，防止注水压力波动，做到平稳注水，定期对注水井洗井;二是在以后井网完善中，分析研究区和邻井的套损情况，分析套损的危险层段，以提高套管钢级和壁厚。
5 结论
1、葡西油田X区块套损主要是变形，以泥岩体为主，多分布在断层附近。
2、区块套损因素主要是高压注水引起断层周围井套损和部分井组注采不完善形成局部高压区引起的套损。
3、预防套损主要措施重点是控制注水压力防止泥岩层进水，同时在精细地质描述基础上，完善单砂体注采关系，控制部分井组注水压力和注采比。
参考文献：
[1]郭立波，凌云，王新海，焦成钢.零散分布小油砂体水驱开发效果评价[J].石油天然气学报，2012，34（04）：124-125+169
[2]万仁薄.现代完井工程.北京：石油工业出版社，2000-05
作者简介：
刘涛，男，1988年生。南京大学地球科学与工程学院研究生，专业矿物学、岩石学、矿床学。大庆方兴油田开发有限责任公司地质研究所技术员，主要从事方向为油气田开发。
（作者单位：1南京大学地球科学与工程学院;2大庆方兴油田开发有限责任公司）
【关键词】套管损坏;套损机理;预防套损
1 葡西油田X区块套损井概况
葡西油田X区块部共有油水井134口井，其中油井106口，水井28口，截至2019年2月，共发现套管损坏井13口，占总井数的9.7%，其中采油井5口，占油井井数的4.7%;注水井8口，占注水井数的28.6%，共计修复3口井，9口井未修复，报废1口井。另有3口井拔不动，待落实是否套损。水井套损井比例大，严重制约了油田的稳产。
2 套管损坏井基本特征
2.1 套损井类型分析
葡西油田X区块套损形式主要为套管变形、套管外漏和套管破裂。其中，套管变形10口，占套损总数的76.9%。
2.2 套损寿命分析
将发现套损时间与完钻时间（投产时间）之差定义为油水井套损名义寿命。统计13口套损井，套损名义寿命1～5年井为11口，6～10年为2口，其中1-5年区间，套损的高峰期主要集中在3-4年，占套损井的84.6%。
2.3 套损深度分析
统计葡西油田X区块13口井24個套损点，葡西油田X区块在1800m-1900m为套损深度高峰，占所有套损点的41.7%。主要对应层段为葡萄花油层射孔段。
2.4 套损岩性分析
葡西油田X区块葡萄区层以泥质胶结的粉砂岩和细粉砂岩为主，平均泥质含量23.1%。通过分析套损所对应的岩性，泥岩对应7个套损点，占29.2%，砂泥界面12个，占50.0%，砂岩对应5个，占20.8%，可见套损对应的岩体主要是泥岩层。
2.5 套损平面分布分析
从平面上分布看，葡西油田X区块南北部套损井数基本一致，不存在成片套损的情况;套损以套损水井为主;从构造看，套损井主要分布在断层附近。
3 套损影响因素分析
3.1 泥岩吸水与套损
注水开发油田套管变形多数是注入水产生的，注入水进入泥岩层，会改变泥岩的力学性质及应力状态，泥岩吸水膨胀、蠕变，导致套管外部负荷增加，随着时间的增长，负荷增大，当套管的抗压强度低于该负荷时，套管就会被挤压、挤扁甚至错断。实验表明，当泥岩吸水大于10%时，泥岩具有较高的塑性，几乎将全部上覆岩压都转移至套管，使其变形损坏。
葡西油田X区块葡萄花油层属下白垩统姚家组一段地层，受北部和西北部物源控制，岩性主要为长石岩屑粉砂岩或细粉砂岩。统计24个套损点，7个点位于泥岩层，12个点位于泥砂界面。分析主要是高压注水使部分注入水沿孔隙和裂缝进入泥岩层，导致泥岩吸水蠕变引起套损。
3.2 注水与套损
3.2.1 高强度注水
该区块砂体发育零散，储层非均质性严重，造成局部注采不平衡，部分井组注水压力高、注水量高，但采油井流动压力低、产液量低，这就形成了注水强度大、注采不平衡、注大于采、甚至有注无采的现象[1]。随着注水时间的增长，压力逐渐积累起来形成了异常高压层，从而导致套管损坏。统计8口套变水井累计注采比，平均为3.6，远高出区块累计注采比1.8。分析认为高强度注水是该区块套损的主要原因之一。
3.2.2 高压注水
高压注水将改变原有地层压力的平衡，导致地层应力场的改变和重新分布。理论计算表明：地层在水平方向产生挤压变形，在竖向方向产生明显的张拉，整个地层发生隆起变形，地层的变形导致套管损坏。统计在射孔井段套的7口井，注水压力在16.1MPa～20.0MPa之间，平均为18.7MPa，注水井压力高。分析认为高压注水是该区块套损的主要原因之一。
3.3 断层与套损
该区块三条规模较大的断层将井区切割成东西两个完整的断块。在靠近断层区域，地应力方向复杂，高压注水开发过程中使注入水易沿着空隙和裂缝窜到泥岩，软弱夹层，使之吸水，使其内摩擦力变小，就会破坏原有的应力场平衡，当达到一定程度时，断层内的泥岩层会发生局部滑动，作用于套管，使其被挤扁或错断。统计13口井中，7口井距离断层在200m以内，可见断层是该区块套损的主要原因之一。
3.4 其它因素与套损
3.4.1 浅层套管腐蚀
大庆油田地层水中含有盐、O2、CO2以及硫酸盐还原菌，将在穿越其中的套管壁上形成氧浓差电池和盐份浓差电池等宏电池腐蚀。同时由于套管表面组织及物理状态不均匀，将形成微电池腐蚀。古83-58水井2006年12月发现套管90.5～95.5m处有漏点，说明该区块套管损坏和腐蚀有一定关系。
3.4.2 不同的套管钢级，其强度也不同，J55的屈服强度最低，P110的强度最高。古137区块主要采用J55、N80、P110套管。统计古137区块套损井，J55套管6口，N80套管1个，P100套管5个。可见该区块套损主要原因并非套管钢级问题。
3.4.3 地层出砂、固井质量等
固井质量不好，注入水窜入软弱的夹层中，降低套管抗外挤能力，从而发生套损。通过统计套损的13口井，固井质量合格井9口井，优秀井4口，说明固质井量影响小;统计13口套损井作业时未出现严重出砂问题，说明出砂情况对套损影响小。
4 预防套损措施
4.1 防止泥岩层进水
防止射孔井段内泥岩夹层部位和射孔井段以上泥页岩地层中进水，以避免发生泥岩膨胀、蠕变及岩体局部滑动[2]。采取的主要措施一是控制好注水压力，减少高压注水对地层造成的伤害;二是确保新井固井质量，防止层间相窜引起注入水进入泥岩层。
4.2 部分井组控制好注采比
针对区块砂体分布零散、储层发育差的情况，对油藏进行精细地质研究，结合生产动态分析，进一步完善单砂体注采关系。合理调整注水方案，对注采比高的井组适当降低配注强度、对无效注水憋压区停注，防止有注无采产生的高压。
4.3 其它方面
一是加强水井管理，特别是断层附近注水井，防止注水压力波动，做到平稳注水，定期对注水井洗井;二是在以后井网完善中，分析研究区和邻井的套损情况，分析套损的危险层段，以提高套管钢级和壁厚。
5 结论
1、葡西油田X区块套损主要是变形，以泥岩体为主，多分布在断层附近。
2、区块套损因素主要是高压注水引起断层周围井套损和部分井组注采不完善形成局部高压区引起的套损。
3、预防套损主要措施重点是控制注水压力防止泥岩层进水，同时在精细地质描述基础上，完善单砂体注采关系，控制部分井组注水压力和注采比。
参考文献：
[1]郭立波，凌云，王新海，焦成钢.零散分布小油砂体水驱开发效果评价[J].石油天然气学报，2012，34（04）：124-125+169
[2]万仁薄.现代完井工程.北京：石油工业出版社，2000-05
作者简介：
刘涛，男，1988年生。南京大学地球科学与工程学院研究生，专业矿物学、岩石学、矿床学。大庆方兴油田开发有限责任公司地质研究所技术员，主要从事方向为油气田开发。
（作者单位：1南京大学地球科学与工程学院;2大庆方兴油田开发有限责任公司）