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摘要：目前钻井工程中的套管设计主要参照SY/T5724-2008套管柱结构与强度设计标准，考虑套管的抗拉强度，抗内压强度和抗外挤强度三种条件。但忽略了在下完套管之后的开发过程中，地应力对套管的力学作用。港西油田自2010年起在套管强度设计上考虑了地应力的影响，提高易套损部位的钢级和壁厚，目前在100余口井上进行了应用，已初步见到了较好的效果。
关键词：套管强度 泥岩水化 套管损坏 地应力 力学作用 套管钢级
港西油田是1964年开发的老油田，位于黄骅凹陷中部，北大港潜山构造带上，是港西凸起基底上由第三系地层组成的并被断块复杂化的长轴背斜构造，共发现套损井578口，在册套损井245口，占在册井数的30.1%。
通过研究港西油田二区和五区的套损情况，发现有近一半的套损井服役小于10年。有55.07%套损点位于泥岩部位，套损的形态主要是缩径。而处于油层和泥岩井段的套管之所以具有与其他岩性井段不同的套变特征，是由岩石特有的水化特性所决定的。
泥岩井段中的套管，除受固井水泥环对其均匀支撑作用以外，还受到由于泥岩水化而产生的作用于套管外壁上的非均匀载荷。由于这种非均匀载荷的存在，在套管上产生了附加的切向应力。而这种切向应力成为判断套管是否失稳的重要依据。以此理论为基础，提出油层和泥岩井段套管设计思路如下：
在API套管强度设计基础上，附加港西油田地应力作用，选择套管上作用力最大的点为研究对象，计算套管实际承受的Van Miss复合作用力（ ） ，采用Van Miss 强度准则，比较套管本身固有的抗外挤强度（ ），建立套管抗外挤安全系数（f）：即 ，优化设计油层段和泥岩段套管。
一、港西油田地应力研究
1.地应力方向
根据港西油田测井资料采用XmacII 仪器测量得到的快波方位分析地应力方向。横波各向异性分析表明，水平最大主应力方向为北东56度，水平最小主应力方向为北东146度；井筒崩落分析表明，水平最大主应力方向为北东55度，水平最小主应力方向为北东145度。因此，港西油田的水平最大主应力方向为北东55～56度，水平最小主应力方向为北东145～146度。
2.地应力数值
由于港西油田岩心胶结差，钻井取心非常困难，因此不能开展岩心测量工作，本次采用水力压裂分析的方法分析港西油田地应力数值。
港西油田水平主应力分析结果，结果表明，港西油田平均水平最小主应力梯度为0.019MPa/m，水平最大主应力梯度为0.022MPa/m。
二、港西油田在地应力影响下的套管受力分析
1.泥岩水化套损力学模型
为了正确地认识套管挤毁的力学机制，建立合理的有限元计算模型。在计算模型中，根据对称原理并考虑到尽量减小计算量，建立了和实际结构相对应的1/4计算模型。其中，A5代表围岩介质材料（泥岩），A1代表水泥环，A4代表套管。具体尺寸为：AB=BC=800mm， DE=38.15mm（代表水泥环的厚度）EF=7.72mm（套管壁厚）。将以上三种材料定义为弹塑性介质，其中围岩和水泥环为DP材料（弹塑性行为遵从德鲁克-普拉格准则），套管假设为双线性等向强化模型材料[4]。
2.岩石力学性质
采用测井资料计算储层岩石力学性质。泥岩层弹性模量E=1×104MPa，泊松比v=0.3
套管弹性模量Ecsg=2×105MPa，泊松比vcsg=0.3；水泥环弹性模量Ecmt=4～0.05×104MPa，泊松比vcst=0.25，水泥固井质量好，水泥环弹性模量Ecmt=4×104MPa，水泥环固井质量差，水泥环弹性模量Ecmt=0.05×104MPa，泊松比变化对模拟影响不大。
3.泥岩水化套损影响因素分析
根据泥岩水化力学模型，变化模型中的各种参数，具体研究套管上Von mise应力的变化。当套管Von mise应力超过套管的屈服强度后，套管发生塑性变形，套管变得不安全，称之为Von mise强度准则（第四强度准则）。Von mise应力表达为：
σe-Von mise应力，MPa
σ1-最大主应力，MPa
σ2-中间主应力，MPa
σ3-最小主应力，MPa
3.1泥岩水化程度与套管受力变化规律
由于二区和五区泥岩进水，随着泥岩逐步软化，泥岩支撑应力的能力下降，应力逐步转嫁到套管和水泥环上，当套管上的Von mise 应力超过套管的屈服强度后，套管发生塑性变形，下面分以下几种情况讨论。
3.1.1固井质量好的情况
如果油水井固井质量好，水泥环弹性模量Ecmt=4×104MPa，泥岩水化后，分析泥岩强度降低50%，60%，70%，80%，90%，95%，99%的情况，对应的地层弹性模量为1、0.5、0.4、0.3、0.2、0.1、0.05、0.01×104Mpa。
3.1.2固井质量很差的情况
如果油水井固井质量很差，水泥环弹性模量Ecmt=0.05×104MPa，泥岩水化后，分析泥岩强度降低50%，60%，70%，80%，90%，95%，99%的情况，对应的地层弹性模量为1、0.5、0.4、0.3、0.2、0.1、0.05、0.01×104Mpa。
对于钢级为J55，壁厚为7.72mm的套管（最小屈服强度379MPa），地层强度下降70%时，套管上最大Von mise应力为397.13Mpa（图2），套管屈服损坏。钢级为N80，壁厚为9.17mm的套管（最小屈服强度552MPa），泥岩完全水化90%后，套管上最大Von mise应力为546.91Mpa，超过了屈服强度。对于对于钢级为P110，壁厚为9.17mm的套管（最小屈服强度758MPa），地层强度下降95%时，套管上最大Von mise应力没有超过屈服强度，但强度下降100%后，则超过了套管的屈服强度。对于钢级为J55，壁厚为10.54mm的套管（最小屈服强度758MPa），泥岩强度降低到100%，套管也不会发生损坏。 3.2固井质量对套管损坏的影响
通过泥岩水化程度与套管受力变化规律分析，可以看出固井质量好坏对套管的最大Von mise应力影响很大，固井质量不好，套管要分担更多的应力，以钢级为P110，壁厚9.17mm的套管为例，泥岩完全水化后，固井质量好时套管上最大Von mise应力为439MPa，固井质量很差时套管上最大Von mise应力为909MPa，在相同条件下，好的水泥环分担了近50%的套管载荷，这是一种极端的情况，但在一般情况下，好的水泥环可以分担20～30%的套管载荷，因此在钻井过程中应尽量提高固井质量。
三、港西油田套管强度设计
影响泥岩水化套管损坏的因素有固井质量、泥岩水化强度降低程度以及套管的钢级和壁厚等，由于港西油田长期注水开发，泥岩水化后地层强度降低是不可避免的影响因素，因此，选择安全系数较高的套管钢级和壁厚。
采用泥岩水化力学模型设计套管时采取水泥环弹性模量为1×104MPa（比较适中的选择），泥岩完全水化的情况。表2为港西二区和五区套管设计结果，钢级为P110，壁厚为7.72mm和9.17mm、10.54mm的套管均满足泥岩水化对套管的要求，但考虑到增加套管壁厚，可有效应对出砂对套管的影响，但10.54mm的套管又会影响后期作业管柱工具的下入。因此综合考虑出砂套损条件，考虑后期作业对套管内通径的要求，推荐油层部位使用钢级P110、壁厚9.17mm的套管。
从节省投资，经济可行的方面考虑，油层顶部以上部分使用钢级N80、壁厚9.17mm的套管。原油层套管结构：139.7×J55（或N80）×7.72×（设计井深-3～5m），优化组合后：139.7×（N80×9.17×油顶 +P110×9.17 ×目的层）
表1港西二区和五区套管设计结果
四、现场应用情况分析
港西油田2010年初在新建产能井上增强套管的设计强度，尤其是油层段套管使用了钢级P110、壁厚9.17mm的套管。到目前已应用101口井，下入的组合套管应用3年多未发现套变情况。对比该油田没有采取过预防措施的井，套管寿命在3年内的有42口井，可见在港西油田提高套管钢级壁厚对预防套损是有效果的。在港西油田提高套管钢级壁厚以后，平均单井增加成本4.6万元，一小部分的投入带来的是井网层系的完善、修井费用的节约。
参考文献
[1]闫建文， 张玉荣， 刘建东，韩岐清 王凤祥 李学艺.大港复杂断块油藏港西油田套损机理及预防对策[J].大庆石油地质与开发，2010，29（1）：99-104.
[2] 管磊磊.高霞.肖国章.深井超深井套管选择中的若干问题[J] .石油矿场机械，2008，37（2）.
[3] 李茂华，徐守余、牛卫东.套管损坏建模方法简述[J].石油机械，2008，36（4）：77-78.
[4] 陈子光编，岩石力学性质与构造应力场[M]，1986.
关键词：套管强度 泥岩水化 套管损坏 地应力 力学作用 套管钢级
港西油田是1964年开发的老油田，位于黄骅凹陷中部，北大港潜山构造带上，是港西凸起基底上由第三系地层组成的并被断块复杂化的长轴背斜构造，共发现套损井578口，在册套损井245口，占在册井数的30.1%。
通过研究港西油田二区和五区的套损情况，发现有近一半的套损井服役小于10年。有55.07%套损点位于泥岩部位，套损的形态主要是缩径。而处于油层和泥岩井段的套管之所以具有与其他岩性井段不同的套变特征，是由岩石特有的水化特性所决定的。
泥岩井段中的套管，除受固井水泥环对其均匀支撑作用以外，还受到由于泥岩水化而产生的作用于套管外壁上的非均匀载荷。由于这种非均匀载荷的存在，在套管上产生了附加的切向应力。而这种切向应力成为判断套管是否失稳的重要依据。以此理论为基础，提出油层和泥岩井段套管设计思路如下：
在API套管强度设计基础上，附加港西油田地应力作用，选择套管上作用力最大的点为研究对象，计算套管实际承受的Van Miss复合作用力（ ） ，采用Van Miss 强度准则，比较套管本身固有的抗外挤强度（ ），建立套管抗外挤安全系数（f）：即 ，优化设计油层段和泥岩段套管。
一、港西油田地应力研究
1.地应力方向
根据港西油田测井资料采用XmacII 仪器测量得到的快波方位分析地应力方向。横波各向异性分析表明，水平最大主应力方向为北东56度，水平最小主应力方向为北东146度；井筒崩落分析表明，水平最大主应力方向为北东55度，水平最小主应力方向为北东145度。因此，港西油田的水平最大主应力方向为北东55～56度，水平最小主应力方向为北东145～146度。
2.地应力数值
由于港西油田岩心胶结差，钻井取心非常困难，因此不能开展岩心测量工作，本次采用水力压裂分析的方法分析港西油田地应力数值。
港西油田水平主应力分析结果，结果表明，港西油田平均水平最小主应力梯度为0.019MPa/m，水平最大主应力梯度为0.022MPa/m。
二、港西油田在地应力影响下的套管受力分析
1.泥岩水化套损力学模型
为了正确地认识套管挤毁的力学机制，建立合理的有限元计算模型。在计算模型中，根据对称原理并考虑到尽量减小计算量，建立了和实际结构相对应的1/4计算模型。其中，A5代表围岩介质材料（泥岩），A1代表水泥环，A4代表套管。具体尺寸为：AB=BC=800mm， DE=38.15mm（代表水泥环的厚度）EF=7.72mm（套管壁厚）。将以上三种材料定义为弹塑性介质，其中围岩和水泥环为DP材料（弹塑性行为遵从德鲁克-普拉格准则），套管假设为双线性等向强化模型材料[4]。
2.岩石力学性质
采用测井资料计算储层岩石力学性质。泥岩层弹性模量E=1×104MPa，泊松比v=0.3
套管弹性模量Ecsg=2×105MPa，泊松比vcsg=0.3；水泥环弹性模量Ecmt=4～0.05×104MPa，泊松比vcst=0.25，水泥固井质量好，水泥环弹性模量Ecmt=4×104MPa，水泥环固井质量差，水泥环弹性模量Ecmt=0.05×104MPa，泊松比变化对模拟影响不大。
3.泥岩水化套损影响因素分析
根据泥岩水化力学模型，变化模型中的各种参数，具体研究套管上Von mise应力的变化。当套管Von mise应力超过套管的屈服强度后，套管发生塑性变形，套管变得不安全，称之为Von mise强度准则（第四强度准则）。Von mise应力表达为：
σe-Von mise应力，MPa
σ1-最大主应力，MPa
σ2-中间主应力，MPa
σ3-最小主应力，MPa
3.1泥岩水化程度与套管受力变化规律
由于二区和五区泥岩进水，随着泥岩逐步软化，泥岩支撑应力的能力下降，应力逐步转嫁到套管和水泥环上，当套管上的Von mise 应力超过套管的屈服强度后，套管发生塑性变形，下面分以下几种情况讨论。
3.1.1固井质量好的情况
如果油水井固井质量好，水泥环弹性模量Ecmt=4×104MPa，泥岩水化后，分析泥岩强度降低50%，60%，70%，80%，90%，95%，99%的情况，对应的地层弹性模量为1、0.5、0.4、0.3、0.2、0.1、0.05、0.01×104Mpa。
3.1.2固井质量很差的情况
如果油水井固井质量很差，水泥环弹性模量Ecmt=0.05×104MPa，泥岩水化后，分析泥岩强度降低50%，60%，70%，80%，90%，95%，99%的情况，对应的地层弹性模量为1、0.5、0.4、0.3、0.2、0.1、0.05、0.01×104Mpa。
对于钢级为J55，壁厚为7.72mm的套管（最小屈服强度379MPa），地层强度下降70%时，套管上最大Von mise应力为397.13Mpa（图2），套管屈服损坏。钢级为N80，壁厚为9.17mm的套管（最小屈服强度552MPa），泥岩完全水化90%后，套管上最大Von mise应力为546.91Mpa，超过了屈服强度。对于对于钢级为P110，壁厚为9.17mm的套管（最小屈服强度758MPa），地层强度下降95%时，套管上最大Von mise应力没有超过屈服强度，但强度下降100%后，则超过了套管的屈服强度。对于钢级为J55，壁厚为10.54mm的套管（最小屈服强度758MPa），泥岩强度降低到100%，套管也不会发生损坏。 3.2固井质量对套管损坏的影响
通过泥岩水化程度与套管受力变化规律分析，可以看出固井质量好坏对套管的最大Von mise应力影响很大，固井质量不好，套管要分担更多的应力，以钢级为P110，壁厚9.17mm的套管为例，泥岩完全水化后，固井质量好时套管上最大Von mise应力为439MPa，固井质量很差时套管上最大Von mise应力为909MPa，在相同条件下，好的水泥环分担了近50%的套管载荷，这是一种极端的情况，但在一般情况下，好的水泥环可以分担20～30%的套管载荷，因此在钻井过程中应尽量提高固井质量。
三、港西油田套管强度设计
影响泥岩水化套管损坏的因素有固井质量、泥岩水化强度降低程度以及套管的钢级和壁厚等，由于港西油田长期注水开发，泥岩水化后地层强度降低是不可避免的影响因素，因此，选择安全系数较高的套管钢级和壁厚。
采用泥岩水化力学模型设计套管时采取水泥环弹性模量为1×104MPa（比较适中的选择），泥岩完全水化的情况。表2为港西二区和五区套管设计结果，钢级为P110，壁厚为7.72mm和9.17mm、10.54mm的套管均满足泥岩水化对套管的要求，但考虑到增加套管壁厚，可有效应对出砂对套管的影响，但10.54mm的套管又会影响后期作业管柱工具的下入。因此综合考虑出砂套损条件，考虑后期作业对套管内通径的要求，推荐油层部位使用钢级P110、壁厚9.17mm的套管。
从节省投资，经济可行的方面考虑，油层顶部以上部分使用钢级N80、壁厚9.17mm的套管。原油层套管结构：139.7×J55（或N80）×7.72×（设计井深-3～5m），优化组合后：139.7×（N80×9.17×油顶 +P110×9.17 ×目的层）
表1港西二区和五区套管设计结果
四、现场应用情况分析
港西油田2010年初在新建产能井上增强套管的设计强度，尤其是油层段套管使用了钢级P110、壁厚9.17mm的套管。到目前已应用101口井，下入的组合套管应用3年多未发现套变情况。对比该油田没有采取过预防措施的井，套管寿命在3年内的有42口井，可见在港西油田提高套管钢级壁厚对预防套损是有效果的。在港西油田提高套管钢级壁厚以后，平均单井增加成本4.6万元，一小部分的投入带来的是井网层系的完善、修井费用的节约。
参考文献
[1]闫建文， 张玉荣， 刘建东，韩岐清 王凤祥 李学艺.大港复杂断块油藏港西油田套损机理及预防对策[J].大庆石油地质与开发，2010，29（1）：99-104.
[2] 管磊磊.高霞.肖国章.深井超深井套管选择中的若干问题[J] .石油矿场机械，2008，37（2）.
[3] 李茂华，徐守余、牛卫东.套管损坏建模方法简述[J].石油机械，2008，36（4）：77-78.
[4] 陈子光编，岩石力学性质与构造应力场[M]，1986.