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摘 要：油水井是油田生产的基本单元，其套管损坏不但使原有的注采系统受到破坏，影响产量，同时，修复已损坏的又将投入更多的成本。因此，随着油田开发的深入，套损预防技术的研究已经成为油田开发的一项重要课题。
关键词：辽河油田;油水井;套管损坏;防治
1.油水井套管损坏的成因
油水井套管损坏的分析资料表明，导致套管损坏的原因是多方面的。
1.1非油层部位套损成因
形成套损的原因主非油层部位套损主要集中在油层以上部位，要是注人水通过固井质量差的井段窜入泥岩中形成浸水域引发的。从标准层结构看，其层理面发育，有助于注人水的迅速浸人，形成不断扩大的浸水域。
1.2油层部位套损成因
超压注水是油层部位套损的主要因素之一：合理的注水压力：指在套管和水泥环以及油层不受伤害的情况下，为保证地质方案配注量的完成，注水井允许达到的最高井口压力。在油田开发初期，为了满足产液量不断增长的需要，在计算最高允许注水压力时，在上覆岩压的基础上又加上了嘴损、管损等来提高吸水能力，使注水压力普遍超过上覆岩压。辽河油田某区块采用以下的注水压力计算公式来确定注水井允许的最高注水压力，使注水压力普遍超过上覆岩压0.29-0.89MPa。
P=[0.13xA+（3.22043+1.543x10-3.X（A-1000））xB2x10-5+C]x0.098
P—射孔顶界允许的最高注水压力（MPa）
A—射孔顶界深度（m）
B—配注水量（m3）
C—第一层段水嘴压力损失
近几年的研究结果表明：合理的注水压力不应超过上覆岩压，即P=0.13xAx0.098。超合理注水压力幅度越大套管损坏的越快压差越大，套损井数越多;距射孔顶界深度越大套损井数越少。
异常高压是油层部位套损的主要因素之一：异常高压层是由于部分井层注采关系不协调，致使“渗流能力低、连通状况差的油层”憋压引起的。
2.异常高压层形成的因素分析
2.1与储层储渗能力和储层平面非均质性有关
从主、非两类油层异常高压层特点看，主力油层渗流能力好，憋压现象较少;非主力油层渗流能力差，易于憋压，由北向南油层发育逐渐变差，异常高压层比例升高。平面上，不同岩相单元油层物性存在差别，在井网和水驱控制程度一定的条件下，储层平面非均质性越强，异常高压层比例越高。河流相储层内部不同沉积微相异常高压层比例不同。其平面上随岩相变差异常高压层比例增高。
2.2与区块的注采压差有关
注采压差的大小与注水井、采油井径向流区的压降以及与注采平行渗流区压降有关，实质取决于油层性质和井距大小。
2.3与井网部署方式有关
由于行列注水有一定的局限性，造成在注水井排上形成条带状的高压区，行列井网的异常高压比例要比面积井网;一次井网反九点法布井方式，从二次井网钻井后资料反映高压层比例仅为5.9%。井网部署方式及断层分布导致区块压力失衡，对于基础井网和一次加密井而言，由于行列注水有一定的局限性，且受断层遮挡影响，造成区块内部有注水井排注水的形成高压区，受断层遮挡影响没有注水井排注水的形成低压区，区块间压力失去平衡，导致成片套损。
2.4套管损坏易发生的主要部位
通过加强套损成因机理研究，套损成因的认识越来越清楚证实套管损坏主要发生在岩性明显变化的交界面上通过分析，套管损坏主要是剪切力作用下形成的剪切套损，从剪切套损的形态上看，套损部位是由多个剪切面构成的剪切带，在多组剪切面组成的剪切带中，存在应力作用最集中的主剪切面。
3.套管损坏的防护技术
一是加强钻井的全程动态管理，提高新井固井质量，固井质量差为注人水窜进提供了通道，在套损上，首先要在提高新井固井质量上下功夫。二是使用水泥面控制工具，严格控制固井水泥返高。三是使用高强度套管。要加大套管自身的“抗"挤强度，做到“能让则让，让不了则抗”。四是利用新钻井测井曲线普查“浸水域”，指导新出现“浸水域”井区的找漏工作。用新出现的套损点和相关的注水井圈出危险范围，利用干扰试井资料、新钻井标准层电测曲线、油水井的动态监测资料，圈出浸水域范围。勾绘出浸水域范围后，及时在其周围加大井况调查力度并进行分析，查找并切断进水源头。五是落实浸水域内有无报废失效井，对油层底部错断注水井要及时采取工程报废，防止浸水域扩大。六是对已成片套损区，进行综合治理。
4.油田开发套管保护措施
4.1编制方案时的套管保护
在编制油田开发方案、加密调整方案时，沿断层两侧第一排井原则上应不布或尽量少布注水井，断层附近的注水井注水时，要搞好注水压力控制，以防止注人水窜人断层。在编制、实施油田综合调整方案过程中，必须认真研究油层压力下降的幅度、恢复的速度以及应保持的水平，在开采方式不变的前提下，区块平均地层压力年升降幅度应不超过0.5MPa，要严格防止出现油层压力猛升猛降的现象：要保持开发层系、井组和不同驱替方式的油层压力相对平衡，相鄰开发区块尤其是断层两侧区块油层压力差原则不超过0.8MPa，油层压力不得超过原始地层压力。
4.2钻井过程中套管保护
一是钻井前需要注水井关井降压时，采油单位应结合钻井区块的实际情况编制钻井运行方案，确定关井时间以及恢复注水的步骤，防止压力猛升猛降。如果在断层两侧都要钻井的区块要尽可能同步进行，合理安排钻井运行计划，钻井公司要严格执行。完钻后采油单位要做到同步恢复注水。
二是新钻井必须在套损危险井段下人高强度套管，在浅表层下人领在阳极防腐套管。采油单位根据钻井地区的实际情况给出高强度套管下人位置和水泥返高的控制深度，有关钻井单位必须按方案执行。
三是采取有效措施提高固井质量。固井时：停采新井周围100m范围内采油井，保证新井的固井质量。利用监测资料，计算新井周围100m范围内生产井的平均采液强度，采液强度小于3.0t/dm的生产井在周围新井固井时，不需要停采;大于该值的周围采油井应在固井前16小时提前关井，固井后48小时开井。
参考文献：
[1]谢国民张良万，张正禄，何开平.江汉油田盐膏层套管损坏原因分析[J].石油钻采工艺.2001（04）
关键词：辽河油田;油水井;套管损坏;防治
1.油水井套管损坏的成因
油水井套管损坏的分析资料表明，导致套管损坏的原因是多方面的。
1.1非油层部位套损成因
形成套损的原因主非油层部位套损主要集中在油层以上部位，要是注人水通过固井质量差的井段窜入泥岩中形成浸水域引发的。从标准层结构看，其层理面发育，有助于注人水的迅速浸人，形成不断扩大的浸水域。
1.2油层部位套损成因
超压注水是油层部位套损的主要因素之一：合理的注水压力：指在套管和水泥环以及油层不受伤害的情况下，为保证地质方案配注量的完成，注水井允许达到的最高井口压力。在油田开发初期，为了满足产液量不断增长的需要，在计算最高允许注水压力时，在上覆岩压的基础上又加上了嘴损、管损等来提高吸水能力，使注水压力普遍超过上覆岩压。辽河油田某区块采用以下的注水压力计算公式来确定注水井允许的最高注水压力，使注水压力普遍超过上覆岩压0.29-0.89MPa。
P=[0.13xA+（3.22043+1.543x10-3.X（A-1000））xB2x10-5+C]x0.098
P—射孔顶界允许的最高注水压力（MPa）
A—射孔顶界深度（m）
B—配注水量（m3）
C—第一层段水嘴压力损失
近几年的研究结果表明：合理的注水压力不应超过上覆岩压，即P=0.13xAx0.098。超合理注水压力幅度越大套管损坏的越快压差越大，套损井数越多;距射孔顶界深度越大套损井数越少。
异常高压是油层部位套损的主要因素之一：异常高压层是由于部分井层注采关系不协调，致使“渗流能力低、连通状况差的油层”憋压引起的。
2.异常高压层形成的因素分析
2.1与储层储渗能力和储层平面非均质性有关
从主、非两类油层异常高压层特点看，主力油层渗流能力好，憋压现象较少;非主力油层渗流能力差，易于憋压，由北向南油层发育逐渐变差，异常高压层比例升高。平面上，不同岩相单元油层物性存在差别，在井网和水驱控制程度一定的条件下，储层平面非均质性越强，异常高压层比例越高。河流相储层内部不同沉积微相异常高压层比例不同。其平面上随岩相变差异常高压层比例增高。
2.2与区块的注采压差有关
注采压差的大小与注水井、采油井径向流区的压降以及与注采平行渗流区压降有关，实质取决于油层性质和井距大小。
2.3与井网部署方式有关
由于行列注水有一定的局限性，造成在注水井排上形成条带状的高压区，行列井网的异常高压比例要比面积井网;一次井网反九点法布井方式，从二次井网钻井后资料反映高压层比例仅为5.9%。井网部署方式及断层分布导致区块压力失衡，对于基础井网和一次加密井而言，由于行列注水有一定的局限性，且受断层遮挡影响，造成区块内部有注水井排注水的形成高压区，受断层遮挡影响没有注水井排注水的形成低压区，区块间压力失去平衡，导致成片套损。
2.4套管损坏易发生的主要部位
通过加强套损成因机理研究，套损成因的认识越来越清楚证实套管损坏主要发生在岩性明显变化的交界面上通过分析，套管损坏主要是剪切力作用下形成的剪切套损，从剪切套损的形态上看，套损部位是由多个剪切面构成的剪切带，在多组剪切面组成的剪切带中，存在应力作用最集中的主剪切面。
3.套管损坏的防护技术
一是加强钻井的全程动态管理，提高新井固井质量，固井质量差为注人水窜进提供了通道，在套损上，首先要在提高新井固井质量上下功夫。二是使用水泥面控制工具，严格控制固井水泥返高。三是使用高强度套管。要加大套管自身的“抗"挤强度，做到“能让则让，让不了则抗”。四是利用新钻井测井曲线普查“浸水域”，指导新出现“浸水域”井区的找漏工作。用新出现的套损点和相关的注水井圈出危险范围，利用干扰试井资料、新钻井标准层电测曲线、油水井的动态监测资料，圈出浸水域范围。勾绘出浸水域范围后，及时在其周围加大井况调查力度并进行分析，查找并切断进水源头。五是落实浸水域内有无报废失效井，对油层底部错断注水井要及时采取工程报废，防止浸水域扩大。六是对已成片套损区，进行综合治理。
4.油田开发套管保护措施
4.1编制方案时的套管保护
在编制油田开发方案、加密调整方案时，沿断层两侧第一排井原则上应不布或尽量少布注水井，断层附近的注水井注水时，要搞好注水压力控制，以防止注人水窜人断层。在编制、实施油田综合调整方案过程中，必须认真研究油层压力下降的幅度、恢复的速度以及应保持的水平，在开采方式不变的前提下，区块平均地层压力年升降幅度应不超过0.5MPa，要严格防止出现油层压力猛升猛降的现象：要保持开发层系、井组和不同驱替方式的油层压力相对平衡，相鄰开发区块尤其是断层两侧区块油层压力差原则不超过0.8MPa，油层压力不得超过原始地层压力。
4.2钻井过程中套管保护
一是钻井前需要注水井关井降压时，采油单位应结合钻井区块的实际情况编制钻井运行方案，确定关井时间以及恢复注水的步骤，防止压力猛升猛降。如果在断层两侧都要钻井的区块要尽可能同步进行，合理安排钻井运行计划，钻井公司要严格执行。完钻后采油单位要做到同步恢复注水。
二是新钻井必须在套损危险井段下人高强度套管，在浅表层下人领在阳极防腐套管。采油单位根据钻井地区的实际情况给出高强度套管下人位置和水泥返高的控制深度，有关钻井单位必须按方案执行。
三是采取有效措施提高固井质量。固井时：停采新井周围100m范围内采油井，保证新井的固井质量。利用监测资料，计算新井周围100m范围内生产井的平均采液强度，采液强度小于3.0t/dm的生产井在周围新井固井时，不需要停采;大于该值的周围采油井应在固井前16小时提前关井，固井后48小时开井。
参考文献：
[1]谢国民张良万，张正禄，何开平.江汉油田盐膏层套管损坏原因分析[J].石油钻采工艺.2001（04）