胜采老油田作业区油水井套损分析与研究

肖毅

摘 要：目前，对老油田胜采作业区套损的研究仍有许多细致的研究工作要做，以减少套损带来的产能损失。文章针对胜采老油区油水井套损严重情况，细分套损机理，加强泥质岩夹层的防护、优化注水节点、精准射孔轨迹等技术措施，有效地提升油水井作业修复的整体生产效益，减少因为作业导致的油井停產，对胜采老油田同类井套损防治具有指导意义。

关键词：套损机理 修复技术 一体化管理 油水井作业

胜采油区经过50多年的开发，已进入中后期。随着油田生产时间的延长，开发方案的不断调整以及实施，由于不断演变的地质、开发等管理条件，油水井的套管状况逐渐变差，甚至损坏，油水井套管损坏是油田普遍存在的问题，大量套损井将导致经济损失、人员伤亡、打乱原油生产部署。由于地层断层、层位穿越、储层物性、注入水及地层水的腐蚀、频繁的措施作业等各种因素造成套损现象日趋严重，严重制约了老油田的稳产突围，还加大了井下作业维修工作量和劳动强度。

一、胜采油区套管破损现状

通过多年的作业资料积累，在胜采老油田开采过程中，由于胜采老油田套管破损井的数量逐年上升，套损井中以套变为主，套漏为辅。套变井与套漏井的比例在3∶1，水井比油井更易发生套损，同时有的发生套管变形井已经接近作业施工总数的5%，区块产量难以提升，套管井损坏问题不仅成为困扰胜坨油田稳产的难题，还大大增加了专业化队伍井下作业维修工作量和成本支出。

二、套管损坏机理研究

造成套管损坏的原因很多，也很复杂。主要有井身因素、地质因素、工程技术因素、腐蚀等，但绝大多数套管损坏是由综合因素导致。

（一）注水井操作因素

注水井操作因素主要有作业磨损、高压作业、射孔，井筒除垢。由于修井时管柱起下、刮削、并筒除垢（化学作用）等井下作业过程，由于均会作用于套管，对套管造成不同程度的磨损、破坏或腐蚀，无形中降低了套管的强度，对套管变形造成了潜在影响。需要对套管如射孔作业，套管射孔后孔眼周围将产生不同长度的裂纹，而裂纹周围的非均匀应力，又会加速这种裂纹变化，注入水又会加速腐蚀这部分套管。在长时间注水后（例如注水井不平衡注水，特别是高压注水时），射孔段由于长期受高压水流的冲刷，导致射孔孔眼逐渐扩大，从而降低了套管抗挤压强度，此处的套管更加发生套损。

（二）套管材质缺陷

材质缺陷是指在套管加工制造时存在微孔、微缝、抗挤、机械强度低、壁厚不均匀等质量问题。这种套管下入井后，可能发生连接不好、密封不严、管柱失稳、渗漏等问题，严重者会发生脱扣和断裂。

三、注水井预防套损的几种措施

（一）做好泥质岩夹层的防护工作

对于含泥质岩夹层比较多的地层区域，射孔方案编制时，要注意尽量地使得射孔位置远离泥岩夹层，对于射孔位置距离泥岩夹层比较近的，需要做好夹层保护工作，最重要的还是要提高固井质量，保证层间互不相窜，达到防止注入水沿水泥胶结不好层带窜入泥岩层。在生产中，给地层中注水时，注水井的注入压力不得高于地层最小破裂压力，以免注入水窜基质疏松砂层或者泥质岩夹层，造成套管近地应力分布不平，使得套管发生套损。

（二）提高套管抗挤压和抗腐蚀性强度

完井采用高钢级、大壁厚的套管。采用泥页岩蠕变形成不均匀“等效外挤应力”作为套管最大抗挤强度。油田开发前不但要准确的测定地应力值，选择合适的套管等级和壁厚，还要在注水时严格计算得到的注水量，不能超过极限注水压力进行注水。

四、结论

由于油层有注无采、注大于采、注多采少、非油层浸水、断层局部进水等因素致使高压异常区域普遍存在。这些套损井在钻井过程中，曾发生过各种较大事故，例如井喷、报废、井漏、井涌、油气浸和固后管外冒等。在开发过程中，由于对套损井综合治理不及时，致使破坏范围扩大，发生过很多作业事故和开发事故，例如油管喷出、井底吐沙、套管变形、套管错断、套管冒油等。这些问题的出现，直接造成了油气田企业财产的重大损失，甚至危及人身安全和周边环境，严重影响了油田整体开发效果和经济效益，甚至会给油气田企业带来不利的社会影响。

套管井损坏问题一直是困扰胜采老油田稳产的难题，也是井下重复作业维修的原因，并且大多数套管损坏是由综合因素导致。要采取“一体化”治理的措施，细分套损机理，采取封隔器暂闭、科学部署注水以及强化管材的采购监督等技术措施，以减少套管损的发生，为提高采收率打下基础。

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