張景皓，李奎霖，楊延偉

（延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西 安塞 717400）

國內外各大油氣田一直以來都存在套管損壞的問題，給油田企業(yè)造成了巨大的經濟損失［1］。隨著深入開發(fā)，套管損壞速度會出現(xiàn)加快現(xiàn)象，甚至出現(xiàn)底部成片套損問題［2］。坪南油田由于開發(fā)年限較早，已屬于老油田開發(fā)，近年來，套損井逐漸增多，這不僅影響了油井的產量，同時增加了油田的開發(fā)成本，還將給后期開發(fā)帶來隱患。因此，分析套損成因機理及治理優(yōu)化方法，形成針對性預防措施，延長開發(fā)井壽命，對油田效益開采、可持續(xù)發(fā)展具有重要的作用。

1 套損現(xiàn)狀及特點

1.1 套損現(xiàn)狀

坪南油田位于陜西省安塞區(qū)坪橋鎮(zhèn)，屬于典型的黃土高原丘陵溝壑區(qū)，屬于特低滲透油田，研究區(qū)具有滲透率低、油層薄、地質構造復雜等特點。由于坪南油田開發(fā)時間早，注水初期井網不完善、注采對應率低、注水壓力不穩(wěn)定等因素影響，油水井套損數(shù)量越來越多，因套損停采停注現(xiàn)象增多，同時增加了井筒維護、管線維護的工作量，嚴重影響到油水井的正常生產，極大地影響了研究區(qū)的生產任務，不利于油田的高效開發(fā)。同時，每年投入到套損井維修的費用也在不斷增加，2021年該區(qū)套損治理費用高達100萬元，是2016年治理費用的5倍（圖1）。

圖1 坪南油田近年套損治理費用及誤產圖

1.2 套損特點

1.2.1 套管損壞識別方法

取套觀察法是最直接了解套管變形的一種方法，就是把變形的套管取出地面進行分析。目前在生產現(xiàn)場大量應用的是通徑規(guī)和打鉛印方法，多用通徑規(guī)可以得到變形的位置和大致最小內徑，再利用打鉛印即可得到變形形態(tài)和基本準確的最小內徑。另外還有微井徑儀測量套管內徑、電磁探傷儀測壁厚變化、裂縫和內徑變化以及井壁超聲彩色成像測井儀檢測套損等方法［3-4］。

1.2.2 套管損壞的位置和形態(tài)

1）套損位置

2016年至2021年坪南油田共治理26口套損井，其中位于油層上部套損的井有15口，位于油層中部的井有5口，油層底部套損井有3口，與射孔段串通的井有3口（圖2）。

圖2 坪南油田套損井套損位置分布柱狀圖

2）套管損壞的形態(tài)

造成油水井套管損壞的原因復雜多樣，且每口井的具體情況不盡相同，根據生產現(xiàn)場常見的類型，可以簡單地將套損形態(tài)分為：套管變形、套管破裂、套管錯斷和套管外漏［5］（圖3）。

圖3 套管損壞形態(tài)實物圖（A.變形套管；B.破裂套管；C.錯斷套管；D.外漏套管）

套管變形，又稱套管徑向塑性形變，凡是由于地應力軸向應力變化，以及套管外擠壓力大于內壓力等因素所造成的套管一處或多處縮徑，擠扁或彎曲等變化，統(tǒng)稱為套管變形損壞。

套管破裂主要指套管在軸向上發(fā)生破孔或縫洞的現(xiàn)象。造成套管破裂的原因很多，除了套管本身質量差之外，還有內應力和內擠壓、地層嚴重出砂及地下液體長期腐蝕、射孔及水力噴射作用等原因。

套管錯斷，又稱套管徑向斷裂并錯開，是指套管在軸向（即鉛垂方向）發(fā)生斷裂、在徑向發(fā)生位移的雙向疊加變形，簡稱套管錯斷。

套管外漏，又稱套管本體穿孔，一般指井口周圍一定范圍內，地面不斷滲漏出油、氣、水等流體，套管外漏多發(fā)生在井的淺層，離地面幾米到幾十米處。

2 套損的成因機理

該區(qū)套損的影響因素包括地質因素、工程因素、腐蝕因素等多個方面。隨著坪南油田注水開發(fā)年限的延長且油水井套管使用年限長，加上注水壓力、地層孔隙壓力、圍巖應力等外力的影響，地層水礦化度高，流體的腐蝕作用等，導致研究區(qū)內油水井套管出現(xiàn)不同程度的損壞［6-7］。

2.1 不合理注水開發(fā)

不合理注水開發(fā)是誘發(fā)套管損壞的直接原因。坪南油田開發(fā)較早，注采關系不完善，有采無注現(xiàn)象突出，而全區(qū)注采對應率也僅為61%，注采不對應現(xiàn)象突出，因此全區(qū)水驅控制程度較低，注水開發(fā)水平低。由于有注無采、注大于采，厚注薄采或高注低采，水驅效果差，直接導致該區(qū)地層能量虧空嚴重，地層壓力失衡，形成壓力差，壓力差造成的應力作用于油層套管部位，致使油層部位套損嚴重［7-9］。例如坪196-1井組（圖4），該井組坪196-7和坪300-5有長612和長621兩個射孔段，但注水井坪196-1只在長612層注水，如此造成采油井在上下兩個層段的壓力失衡，坪300-5井于2021年發(fā)現(xiàn)套損，并在該井兩個射孔段附近找到漏點。

圖4 注水井及其受益砂體連通剖面圖

2.2 套管腐蝕

套管腐蝕是造成坪南油田套管損壞的主要原因。研究區(qū)域內地層流體呈弱酸性，礦化度較高，一般為（6~11）×104mg/L（表1），在實際生產過程中會對套管產生一定的腐蝕，隨著開采年限越久，導致套管破損，主要以穿孔漏失或破裂漏失為主。

表1 坪南油田水型化驗統(tǒng)計表

2.3 措施作業(yè)

增產增注措施是導致坪南低滲透油田套管損壞的重要原因。在生產過程中，為了增產增注，研究區(qū)域內大部分井都進行了二次壓裂或者酸化解堵，若開發(fā)管理不當?shù)戎T多因素［5］，作業(yè)中套管反復承受高壓，容易造成套管彎曲變形、變徑或折斷，所以仍應加強套管保護［10］。修井作業(yè)時，打撈或其他施工時，下井工具被擠在油層套管的環(huán)形空間中，套管在該部位會受到變形損傷。

2.4 固井、套管質量差

固井質量對油水井套管損壞的影響較大，而使用套管的材質，套管管柱的強度以及不合理的設計等，都會對套管的使用時間造成嚴重的影響。坪南油田開發(fā)初期，以個人鉆井為主要開發(fā)模式，部分井的固井質量差，水泥漿竄槽，套管與水泥環(huán)、水泥環(huán)與地層之間膠結不牢固，水泥凝固后強度低為普遍現(xiàn)象，同時為了節(jié)約成本，套管材質不良，管體圓度、壁厚均勻度達不到要求，在后期生產過程中很容易出現(xiàn)套損。

在日常注水的過程中，初期固井質量差的注水井，更容易造成注入水竄入底部油頁巖中（圖5），以至于形成浸水域，進一步導致該井套損。

圖5 套損成因示意圖

3 套損井預防治理方法

3.1 套損預防措施

3.1.1 控制異常高壓層

異常高壓的成因和特點，決定了治理防護措施必須及時準確，必須對相鄰多口注水井同時進行控注，果斷實施油井補孔、壓裂進行泄壓。對有注無采造成的套損，應及時的對注水層段進行停注，然后分析采油井有無補孔泄壓潛力，如果有對油井進行補孔泄壓，泄壓后可將注水層段打開注水。對注大于采造成的套損，應及時分析注水層段，對同位素資料進行歷史吸水狀況分析，對初次相對吸水大于30%，而后逐次吸水量下降的層段，要及時進行控制注水或單卡停注。

3.1.2 預防套管腐蝕

套管腐蝕是造成坪南油田套管損壞的主要原因之一，研究區(qū)域內地層流體呈弱酸性，所以在注水井中使用防腐蝕管柱［11］，可以有效預防注水井管柱腐蝕。

3.1.3 加強作業(yè)質量監(jiān)督

在現(xiàn)場作業(yè)時，加強固井質量監(jiān)督，確保固井質量合格，檢查入井套管質量，避免因管柱質量差出現(xiàn)的套管破損。

3.2 套損井治理方法

3.2.1 重新固井

對于“三權”回收井和早期投產的老井，因當時技術不成熟和固井質量不合格，導致套損嚴重，且現(xiàn)仍有開采價值的油水井，就需要采取重新固井，即將未封固的目的層套管外環(huán)空封固，阻斷套管外竄通道，通常是利用補孔炮眼作為注入孔，將水泥擠注到套管外裸眼井段的環(huán)形空間，完成重新固井［12-13］。但是這種方法作業(yè)成本高，操作困難，研究區(qū)域內目前僅對少數(shù)幾口井進行了重新固井。

3.2.2 找漏補漏

研究區(qū)域內套損治理方法主要以機械找漏補漏為主，有單封和雙封2種找漏方法，就是通過由下自上分段找漏，確定滲漏點，再進行擠水泥封堵補漏。這種方法可以從根本上解決該井的套損問題，作業(yè)成本適中，目前坪南油田多數(shù)套損井都是使用該方法進行作業(yè)。

3.2.3 安裝封隔器

近些年，坪南油田大部分套損井治理主要采取座封生產，即在油井抽油泵上方20 m左右的油管處安裝封隔器，將套損部位和生產層位分開，注水井在射孔段以上20~30 m處進行座封，保證油水井能夠正常運行。該方法雖不能徹底解決套損問題，但能在一段時間內避免水竄對地層產液的影響，保護了油管，保證了油水井正常運行，且成本低，操作簡單。

4 結論及建議

1）導致坪南油田套損井數(shù)增多的原因包括不合理的注水開發(fā)、套管腐蝕、增產增注措施、修井作業(yè)、固井質量差、套管材質不良等。

2）套損井可以利用重新固井、找漏補漏、座封隔器等方法進行治理，通過控制異常高壓層、使用防腐蝕管柱、加強作業(yè)質量監(jiān)督等方法進項預防。

3）套損井綜合治理工作從整體到細節(jié)調整，是一項長期可持續(xù)的工作，可以通過開展套損監(jiān)測和跟蹤工作，全面掌握油田套損動態(tài)，并按照“預防為主、防治結合”的方針，進一步提高油氣開采潛能，促進油田的持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。