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摘要：江汉油田开发中、后期，受套管工作年限、含水上升、高矿化度及地层出砂影响，套管损坏已经成为影响油田持续稳定开采的一大难题。本文通过对大量套管损坏数据统计分析，确定造成江汉油田套管损坏的主要原因，为套管损坏预防提供对策。
关键词：江汉油田;套管;损坏原因;预防对策
1 概况
潜江凹陷属典型的内陆断陷盐湖盆地，区内构造发育，地质情况复杂，地层水矿化度极高。随着油田开发进入中、后期阶段，储层渗透性差、能量下降，油井动液面深，套管变形、腐蚀损坏严重。通过对江汉油田近年来96口套管损坏井统计发现，损坏量呈逐年增加趋势，套管损坏又引发井筒出砂、水淹、卡管柱等问题，套损井治理非常复杂，平均作业时间超过15天，消耗大量资源，对油田高效开发和降本增效带来巨大挑战。
2.江汉油田油井套管损坏的主要原因
一般研究认为，形成套管损坏的因素有地层胶结差、泥岩膨胀、套管强度低、增产措施不当、井液腐蚀、地震、固井质量不合格等。在对江汉油田套管损坏状况进行统计分析过程中，发现固井质量、套管质量、井液腐蚀是造成该区域套管损坏的主要原因。
2.1 固井质量影响
固井质量是造成油井套管损坏的主要原因。通过对江汉油田套管损坏井固井质量统计情况看（见图1），套管损坏位置发生在固井水泥环以上的占97.9%。固井质量差主要表现在水泥胶结质量差、水泥环连续性不好，水泥固井质量不良等。使套管与地层井壁之间没有形成可靠封隔和牢固支撑，套管受到非均匀载荷，局部应力集中变形;或地层流体直接接触套管外壁，腐蚀损坏。江汉油田生产井固井水泥返高普遍未达到地面，多数仅满足封隔生产层位的基本要求，统计套管损坏井的平均水泥返高在1546米，平均套管损坏深度在898米。
2.2套管质量影响
钢级低、管壁薄造成套管损坏的又一主要原因。通过对江汉油田套管损坏井套管情况统计看，发生损坏的套管中，钢级全部为N80/J55，壁厚7.72mm的套管占94.8%，9.17mm壁厚的套管段很少发生损坏。江汉油田开发井使用的油层套管中，钢级主要有J55、N80、P110三种，壁厚主要有7.72mm、9.17mm两种。在采用单轴压力设计套管结构时，管柱强度上下两头高、中间低。江汉油田潜江组沉积了大量巨厚的盐岩地层，其埋藏深度在767-2145m之间[1]，套管损坏深度在600-1200米井段的占78.1%。受泥岩、盐岩地层的塑性流动和固井质量差对套管损壞的影响，这一管柱结构显然不适合。
2.3井液腐蚀影响
井液高矿化度腐蚀是造成套管损坏的重要原因。通过对江汉油田套管损坏类型统计看，套管腐蚀穿孔且未发生明显变形的占87.5%。潜江凹陷地下盐层发育，高矿化度井液中的溶解氧、C02、H2S、措施增产的残留酸液以及微生物的作用下，套管内、外壁表面发生电化学腐蚀，特别是在水泥环以上的套管，内、外表面腐蚀同时作用，更容易造成套管穿孔损坏。
3.套管损坏的预防对策
3.1提高固井质量
优化固井设计，根据地层特性通过优化钻井液性能和水泥浆体系，加强固井施工过程管控，使固井水泥浆返至地面，提高水泥环第二界面胶结质量。确保水泥环有效封隔泥岩层和盐层，消除套管外壁腐蚀，减小套管受力不均。
3.2优化套管结构
加强地应力分布状态研究，根据盐岩、泥岩的分布，合理设计井身结构和套管柱结构，提高盐岩、泥岩井段的套管钢级和壁厚，推荐使用N80/9.17mm以上强度的套管。
3.3应用防腐保护技术
应用防腐新工艺、新技术。完善油井加药工艺，使用套管加药或井下点滴加药技术，改善井液PH值;提高注水水质，开展区块防腐综合治理;套管环空注入保护液;实施阴极或阳极保护技术等。
4.结论
4.1 受井液高矿化度影响，套管内、外表面腐蚀穿孔是造成江汉油田套管损坏的主要形式，套管损坏主要集中在600-1200米，固井水泥返高以上，对应地层主要为盐层和泥岩层。
4.2 单轴压力设计的套管结构不适用于江汉油田，应根据地层特性，提高盐岩-泥岩段套管钢级和壁厚是预防套管损坏的重要途径。
4.3 预防套管损坏要注重套管防腐保护技术的研究和应用。
参考文献：
[1] 谢国民，等.江汉油田盐膏层套管损坏原因分析[J].石油钻采工艺2001年（第23卷）第4期.
关键词：江汉油田;套管;损坏原因;预防对策
1 概况
潜江凹陷属典型的内陆断陷盐湖盆地，区内构造发育，地质情况复杂，地层水矿化度极高。随着油田开发进入中、后期阶段，储层渗透性差、能量下降，油井动液面深，套管变形、腐蚀损坏严重。通过对江汉油田近年来96口套管损坏井统计发现，损坏量呈逐年增加趋势，套管损坏又引发井筒出砂、水淹、卡管柱等问题，套损井治理非常复杂，平均作业时间超过15天，消耗大量资源，对油田高效开发和降本增效带来巨大挑战。
2.江汉油田油井套管损坏的主要原因
一般研究认为，形成套管损坏的因素有地层胶结差、泥岩膨胀、套管强度低、增产措施不当、井液腐蚀、地震、固井质量不合格等。在对江汉油田套管损坏状况进行统计分析过程中，发现固井质量、套管质量、井液腐蚀是造成该区域套管损坏的主要原因。
2.1 固井质量影响
固井质量是造成油井套管损坏的主要原因。通过对江汉油田套管损坏井固井质量统计情况看（见图1），套管损坏位置发生在固井水泥环以上的占97.9%。固井质量差主要表现在水泥胶结质量差、水泥环连续性不好，水泥固井质量不良等。使套管与地层井壁之间没有形成可靠封隔和牢固支撑，套管受到非均匀载荷，局部应力集中变形;或地层流体直接接触套管外壁，腐蚀损坏。江汉油田生产井固井水泥返高普遍未达到地面，多数仅满足封隔生产层位的基本要求，统计套管损坏井的平均水泥返高在1546米，平均套管损坏深度在898米。
2.2套管质量影响
钢级低、管壁薄造成套管损坏的又一主要原因。通过对江汉油田套管损坏井套管情况统计看，发生损坏的套管中，钢级全部为N80/J55，壁厚7.72mm的套管占94.8%，9.17mm壁厚的套管段很少发生损坏。江汉油田开发井使用的油层套管中，钢级主要有J55、N80、P110三种，壁厚主要有7.72mm、9.17mm两种。在采用单轴压力设计套管结构时，管柱强度上下两头高、中间低。江汉油田潜江组沉积了大量巨厚的盐岩地层，其埋藏深度在767-2145m之间[1]，套管损坏深度在600-1200米井段的占78.1%。受泥岩、盐岩地层的塑性流动和固井质量差对套管损壞的影响，这一管柱结构显然不适合。
2.3井液腐蚀影响
井液高矿化度腐蚀是造成套管损坏的重要原因。通过对江汉油田套管损坏类型统计看，套管腐蚀穿孔且未发生明显变形的占87.5%。潜江凹陷地下盐层发育，高矿化度井液中的溶解氧、C02、H2S、措施增产的残留酸液以及微生物的作用下，套管内、外壁表面发生电化学腐蚀，特别是在水泥环以上的套管，内、外表面腐蚀同时作用，更容易造成套管穿孔损坏。
3.套管损坏的预防对策
3.1提高固井质量
优化固井设计，根据地层特性通过优化钻井液性能和水泥浆体系，加强固井施工过程管控，使固井水泥浆返至地面，提高水泥环第二界面胶结质量。确保水泥环有效封隔泥岩层和盐层，消除套管外壁腐蚀，减小套管受力不均。
3.2优化套管结构
加强地应力分布状态研究，根据盐岩、泥岩的分布，合理设计井身结构和套管柱结构，提高盐岩、泥岩井段的套管钢级和壁厚，推荐使用N80/9.17mm以上强度的套管。
3.3应用防腐保护技术
应用防腐新工艺、新技术。完善油井加药工艺，使用套管加药或井下点滴加药技术，改善井液PH值;提高注水水质，开展区块防腐综合治理;套管环空注入保护液;实施阴极或阳极保护技术等。
4.结论
4.1 受井液高矿化度影响，套管内、外表面腐蚀穿孔是造成江汉油田套管损坏的主要形式，套管损坏主要集中在600-1200米，固井水泥返高以上，对应地层主要为盐层和泥岩层。
4.2 单轴压力设计的套管结构不适用于江汉油田，应根据地层特性，提高盐岩-泥岩段套管钢级和壁厚是预防套管损坏的重要途径。
4.3 预防套管损坏要注重套管防腐保护技术的研究和应用。
参考文献：
[1] 谢国民，等.江汉油田盐膏层套管损坏原因分析[J].石油钻采工艺2001年（第23卷）第4期.