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【摘要】本文从喇嘛甸油田北北块套管损坏状况及分布特征入手，深入分析油水井套损原因，通过对油水井套管损坏区域实行确定注采比、套损区停注控注、抓好日常管理等综合治理方法，有效控制了套管损坏的增长趋势，改善油水井的开发效果，为今后治理套管损坏提供思路。
【关键词】套管损坏 分布特征 注采比 控注
1 喇嘛甸油田北北塊套损状况及分布特征1.1 套管损坏状况
喇嘛甸油田北北块从1981年发现1口注水井套管损坏，到2012年12月累计发现套管损坏井219口，占投产井数的15.28%。油井套损94口，占投产油井的8.88%；水井套损125口，占投注水井数的33.42%。
1.2 空间上分布特点
从纵向上看，套损井浅部油层主要集中在嫩二段以上和S0-SⅡ4危险段，深部油层零散分布在PⅡ组下部和GⅠ组上部。从平面上看，套损井主要集中在气顶外纯油区和过渡带。
从历年套损层位纵向变化趋势看，浅表层套损井持续存在，所占比例近40%，而2000年以后S0-SⅡ4危险段套损井明显上升，所占比例在42.5%以上，同时深部油层套损井也明显增多。
1.3 套管损坏趋势及两个主要套损井区
1995年后套损速度有加快的趋势，2006年套损井数达到28口。并且套损井成片发生，形成了L5-15、L10-14两个比较集中且具有一定规模的套损区。L5-15井区处在14号、141号和17号断层附近，共有套损井32口，其中油井13口，水井19口。L10-14井区处在7号和10号断层附近，共有套损井23口，其中油井12口，水井11口。
2 油水井套损原因分析
套管损坏的原因比较复杂，主要原因有：高压水进入泥岩层，使泥岩膨胀，造成套管损坏；超破裂压力注水使岩层产生微裂缝，高压水沿微裂缝注入泥页岩中，形成“浸水域”，造成套管损坏；电化学腐蚀；断层两侧压力不平衡。套管损坏可能是其中一项或多项因素共同影响所致。2.1 高压注水，形成“浸水域”
在萨零～萨二组之间有两段泥岩，该段泥岩中膨润土含蒙脱石81%、高岭石19%，微层理发育，能使大量的吸附水和孔隙水存于泥岩中。在高压注水过程中会使岩层产生裂缝，形成非油层进水通道，泥岩吸水后，极易形成“浸水域”，使泥岩膨胀并发生蠕动从而造成套管损坏。萨一组套损区浸水域形成以后，由于封隔器失效，使萨一组停注层继续进水，“浸水域”继续扩大，从而造成套管继续损坏。
葡二组底界有一段分布稳定的泥岩段，遇水后急剧膨胀。注聚后三类油层导压能力差，迫使注入压力过高，高压水经由注水井的通道进入泥页岩中，形成“浸水域”，憋高压，三项地应力失去平衡，挤压套管，引起套管损坏。
2.2 套管腐蚀是浅表层套损的重要原因
由于注入水质差、油层污染，造成油管和套管腐蚀、结垢严重。对5年以上未作业井进行作业调查及跟井落实情况发现，有90%以上的井管柱均有不同程度的腐蚀、结垢现象，卡距部位尤其严重，个别油管已腐蚀穿孔。另外当套管腐蚀达到一定程度时，套管的抗压能力及抗争轻度都大为降低，在外力作用下，极易造成浅表层套管的损坏。2.3 断层两侧压力不平衡
当断层两侧压力不平衡，且局部憋高压，套管周围受力不均，同一深度两侧应力变化大，易形成套损。L5-15井区处在14号、141号和17号断层附近，而L10-14井区处在7号和10号断层附近，都有断层的影响。
3 油水井套损综合治理方法
套管损坏给油田开发工作和原油稳产造成严重影响，我们在严格执行有关套管保护各项法规的基础上，总结出了“一个确定，两个停注、三个控制、三个抓好”的综合治理方法。
3.1 一个确定
确定合理的注采比和地层压力。根据有关研究成果，喇嘛甸油田北北块将套损区的注采比由2010年的1.24下调至2012年的1.21，套损区的总压差由0.11 MPa下降到-0.32MPa，各类油层压力水平合理调整到原始压力附近。3.2 两个停注
一是为了防止萨一组套损区的外扩，对萨一组套损井及600m内的相关水井采取停注措施，共停注18口井，少注水705m3；二是对注水井异常井和井况有问题井坚决采取停注措施，待落实清楚后恢复注水。2012年停注该类井29井次。
3.3 三个控制
喇嘛甸油田北北块在注采比和注水总量调整中，将工作重点落实到高压注水的“三个控制”上，从方案到管理进行了全面的治理。一是控制高压井的注水。针对注水井超、顶破裂压力注水的问题，共调整方案7口，日注水减少260m3；并对9口高压注水井降压测试，测试压力控制在低于破裂压力0.5MPa以下，平均日降水180m3。二是控制高压油层的注水。针对强度高、物性差的油层进行细分单卡43口井，日注水减少1210 m3；对高压高含水井层调整注水方案3口，日注水减少120m3。三是控制断层两翼的压力平衡。正常情况下应保持在±0.8MPa，特别是钻控期间，井队应沿着断层两侧运行，断层两侧同时停注和恢复注水。通过调整，高压井点的比例由13.2%下降到8.7%，下降了4.5个百分点。3.4 三个抓好
一是抓好注水井的日常管理工作。坚决杜绝超破裂压力注水，防止长期高压注水，发现注水异常及时上报。同时加大对注水井的检查力度，严格按照定压定量注水。二是抓好洗井质量，严格按操作规程实施，避免井壁附近受力严重不均衡而导致腐蚀较严重的井段套管变形。三是抓好对水井测试的监督和管理。在季度检配验封过程中，发现不密封井，上作业或重新释放封隔器。在测试资料验收过程中，对压力变化大的注水井，或停注层见水的井，重点跟踪测试。
4 效果分析
通过对油水井套损井区的综合治理，套损井从2010年的10口下降到2012年的1口（L5-1326），套损增加趋势得到有效控制。注水井每百口作业井发现套损井比例由2010年5.92%降低到2012年0.89%，降低了5.03个百分点。
5 结论和认识
（1）由于高压水沿微裂缝进入泥岩、泥页岩中，形成“浸水域”，使泥岩膨胀从而造成套管损坏，应保持合理注水压力、保持层间和平面压力平衡来控制套损。同时加大浸水域监测和控制力度，及时发现和处理套损停注层吸水井和套损段进水井，治理套损区外扩。
（2）对套损井周围水井的相应层段进行停注，对套损井区高压层段进行控注，保持断层两侧的压力平衡，可以有效地控制油水井套管损坏的增长趋势，改善油水井的开发效果。
（3）随着开采时间的延长，套管腐蚀将逐步成为影响浅表层套损的主要因素。加强套管腐蚀控制方法的研究，加大治理力度，加强各项施工过程的精细管理，可以减少套管腐蚀的发生。
参考文献
[1] 宋治，崔孝秉·延长石油套管寿命研究·华东石油学院，1987
[2] 王仲茂，卢万恒·油田套管损坏的机理及防治.石油工业出版社，1994t
【关键词】套管损坏 分布特征 注采比 控注
1 喇嘛甸油田北北塊套损状况及分布特征1.1 套管损坏状况
喇嘛甸油田北北块从1981年发现1口注水井套管损坏，到2012年12月累计发现套管损坏井219口，占投产井数的15.28%。油井套损94口，占投产油井的8.88%；水井套损125口，占投注水井数的33.42%。
1.2 空间上分布特点
从纵向上看，套损井浅部油层主要集中在嫩二段以上和S0-SⅡ4危险段，深部油层零散分布在PⅡ组下部和GⅠ组上部。从平面上看，套损井主要集中在气顶外纯油区和过渡带。
从历年套损层位纵向变化趋势看，浅表层套损井持续存在，所占比例近40%，而2000年以后S0-SⅡ4危险段套损井明显上升，所占比例在42.5%以上，同时深部油层套损井也明显增多。
1.3 套管损坏趋势及两个主要套损井区
1995年后套损速度有加快的趋势，2006年套损井数达到28口。并且套损井成片发生，形成了L5-15、L10-14两个比较集中且具有一定规模的套损区。L5-15井区处在14号、141号和17号断层附近，共有套损井32口，其中油井13口，水井19口。L10-14井区处在7号和10号断层附近，共有套损井23口，其中油井12口，水井11口。
2 油水井套损原因分析
套管损坏的原因比较复杂，主要原因有：高压水进入泥岩层，使泥岩膨胀，造成套管损坏；超破裂压力注水使岩层产生微裂缝，高压水沿微裂缝注入泥页岩中，形成“浸水域”，造成套管损坏；电化学腐蚀；断层两侧压力不平衡。套管损坏可能是其中一项或多项因素共同影响所致。2.1 高压注水，形成“浸水域”
在萨零～萨二组之间有两段泥岩，该段泥岩中膨润土含蒙脱石81%、高岭石19%，微层理发育，能使大量的吸附水和孔隙水存于泥岩中。在高压注水过程中会使岩层产生裂缝，形成非油层进水通道，泥岩吸水后，极易形成“浸水域”，使泥岩膨胀并发生蠕动从而造成套管损坏。萨一组套损区浸水域形成以后，由于封隔器失效，使萨一组停注层继续进水，“浸水域”继续扩大，从而造成套管继续损坏。
葡二组底界有一段分布稳定的泥岩段，遇水后急剧膨胀。注聚后三类油层导压能力差，迫使注入压力过高，高压水经由注水井的通道进入泥页岩中，形成“浸水域”，憋高压，三项地应力失去平衡，挤压套管，引起套管损坏。
2.2 套管腐蚀是浅表层套损的重要原因
由于注入水质差、油层污染，造成油管和套管腐蚀、结垢严重。对5年以上未作业井进行作业调查及跟井落实情况发现，有90%以上的井管柱均有不同程度的腐蚀、结垢现象，卡距部位尤其严重，个别油管已腐蚀穿孔。另外当套管腐蚀达到一定程度时，套管的抗压能力及抗争轻度都大为降低，在外力作用下，极易造成浅表层套管的损坏。2.3 断层两侧压力不平衡
当断层两侧压力不平衡，且局部憋高压，套管周围受力不均，同一深度两侧应力变化大，易形成套损。L5-15井区处在14号、141号和17号断层附近，而L10-14井区处在7号和10号断层附近，都有断层的影响。
3 油水井套损综合治理方法
套管损坏给油田开发工作和原油稳产造成严重影响，我们在严格执行有关套管保护各项法规的基础上，总结出了“一个确定，两个停注、三个控制、三个抓好”的综合治理方法。
3.1 一个确定
确定合理的注采比和地层压力。根据有关研究成果，喇嘛甸油田北北块将套损区的注采比由2010年的1.24下调至2012年的1.21，套损区的总压差由0.11 MPa下降到-0.32MPa，各类油层压力水平合理调整到原始压力附近。3.2 两个停注
一是为了防止萨一组套损区的外扩，对萨一组套损井及600m内的相关水井采取停注措施，共停注18口井，少注水705m3；二是对注水井异常井和井况有问题井坚决采取停注措施，待落实清楚后恢复注水。2012年停注该类井29井次。
3.3 三个控制
喇嘛甸油田北北块在注采比和注水总量调整中，将工作重点落实到高压注水的“三个控制”上，从方案到管理进行了全面的治理。一是控制高压井的注水。针对注水井超、顶破裂压力注水的问题，共调整方案7口，日注水减少260m3；并对9口高压注水井降压测试，测试压力控制在低于破裂压力0.5MPa以下，平均日降水180m3。二是控制高压油层的注水。针对强度高、物性差的油层进行细分单卡43口井，日注水减少1210 m3；对高压高含水井层调整注水方案3口，日注水减少120m3。三是控制断层两翼的压力平衡。正常情况下应保持在±0.8MPa，特别是钻控期间，井队应沿着断层两侧运行，断层两侧同时停注和恢复注水。通过调整，高压井点的比例由13.2%下降到8.7%，下降了4.5个百分点。3.4 三个抓好
一是抓好注水井的日常管理工作。坚决杜绝超破裂压力注水，防止长期高压注水，发现注水异常及时上报。同时加大对注水井的检查力度，严格按照定压定量注水。二是抓好洗井质量，严格按操作规程实施，避免井壁附近受力严重不均衡而导致腐蚀较严重的井段套管变形。三是抓好对水井测试的监督和管理。在季度检配验封过程中，发现不密封井，上作业或重新释放封隔器。在测试资料验收过程中，对压力变化大的注水井，或停注层见水的井，重点跟踪测试。
4 效果分析
通过对油水井套损井区的综合治理，套损井从2010年的10口下降到2012年的1口（L5-1326），套损增加趋势得到有效控制。注水井每百口作业井发现套损井比例由2010年5.92%降低到2012年0.89%，降低了5.03个百分点。
5 结论和认识
（1）由于高压水沿微裂缝进入泥岩、泥页岩中，形成“浸水域”，使泥岩膨胀从而造成套管损坏，应保持合理注水压力、保持层间和平面压力平衡来控制套损。同时加大浸水域监测和控制力度，及时发现和处理套损停注层吸水井和套损段进水井，治理套损区外扩。
（2）对套损井周围水井的相应层段进行停注，对套损井区高压层段进行控注，保持断层两侧的压力平衡，可以有效地控制油水井套管损坏的增长趋势，改善油水井的开发效果。
（3）随着开采时间的延长，套管腐蚀将逐步成为影响浅表层套损的主要因素。加强套管腐蚀控制方法的研究，加大治理力度，加强各项施工过程的精细管理，可以减少套管腐蚀的发生。
参考文献
[1] 宋治，崔孝秉·延长石油套管寿命研究·华东石油学院，1987
[2] 王仲茂，卢万恒·油田套管损坏的机理及防治.石油工业出版社，1994t