套损井的形成原因及防范措施

套损井的形成原因及防范措施摘要：随着开发时间的延长，套损井所占比例越来越高，成为制约油田稳产和高效开发的不利因素。

因此我们在对套管损坏机理原因分析以及研究的基础上，结合井筒现状、剩余地质储量和井网完善程度，合理优化和配套套损井治理和维护技术，树立了治理和维护相结合的操作办法，采取调整维护方式、合理设计泵挂深度、合适井下工具选择等方式多元化的维护治理套损井，使得套损井的免修期有了不同程度的提高。

关键词：套损井；维护方式调整；泵挂深度；免修期1.前言油水井投产后随着井的生产时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是实施注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。

截止2018年12月份，我厂累计发现套管损坏井1237口，占投产总井数的19.7%，其中油井套损627口，占油井总数的14.4%；水井套损610口，占水井总数的31.7%。

通过对近些年油田开发资料统计、分析、研究表明：导致油水井套管损坏的因素概括为地质因素和工程因素两类，其中地质因素有以下七种：泥岩吸水蠕变和膨胀、油层出砂、岩层滑动、断层活动、盐岩坍塌和塑性流动、地震活动、油层压实；工程因素有五种：套管材质问题、固井质量问题、射孔对套管损坏的影响、井位部署的问题、高压注水。

其中地质因素是导致油水井套管技术状况变差的客观条件，这些内在因素一经外部因素（比如：注入的高压水窜入泥页岩层）引发，使局部地区应力产生巨大变化，区块间产生较大压差，转移到套管上，使之受到严重损坏，导致成片套管损坏区的出现及局部小区块套管损坏区的出现，严重干扰油田开发方案的实施，威胁油田生产，给作业、修井、修井施工增加极大的难度。

当今，越来越多的的强化采油措施应用于油田生产，如高压注水、压裂、大型酸化、注蒸气等工程技术措施。

这些强化采油措施一方面提高油田产量，取得了明显的经济效益，另一方面也使油水井套管的工作环境不断恶化，诱发各种地质因素对套管的破坏作用。

套管所受的外部载荷不断增加，直至套管损坏。

认真分析和研究油水井套管损坏的各种原因和机理，即可根据原因制定和采取有效的维护和防治方法，满足油田长期采油的需要，具有重大的现实意义。

2 套损井分布特点2.1套损井平面分布特点从近三年的套损井在各类区块分布来看，一类区块套损井分布有71口，占区块总井数的29.3%；二类区块套损井分布有96口，占区块总井数的39.7%；三类区块套损井75口，占区块总井数的31.0%。

对比各类区块总井的比例，可以看出油田一、二、三类区块套损井都比较高。

（表-1）我厂近三年发生套损井区块分类统计表表-1分类时间 2016 2017 2018 合计一类区块油井 14 13 8 35水井 12 9 15 36小计 26 22 23 71二类区块油井 13 14 16 43水井 18 16 19 53小计 31 30 35 96三类区块油井 10 11 11 32水井 15 12 16 43小计 25 23 27 75合计油井 37 38 35 110水井 45 37 50 132合计 82 75 85 2422.2纵向上变点分布情况统计1237个变点，变点在纵向分布上以扶余油层一、二油层组和青山口地层为套损点的主要位置。

其中青山口地层的变点占38.0 %，扶余1油层组的变点占33.5%，其它位置均少于8.0%。

（表-2）变点分布位置统计表表-2位置表层-姚家青山口扶I组扶Ⅱ组扶Ⅲ组杨大城子油层底界以下葡萄花合计油井 52 210 219 55 15 40 25 11 627水井 40 260 195 43 8 39 18 7 610合计 92 470 414 98 23 79 43 18 1237比例 7.4 38.0 33.5 7.9 1.9 6.4 3.5 1.5 1003 造成套管损坏的原因分析根据套管损坏井的分布特点，结合套管损坏机理，对油田套管损坏原因进行分析。

3.1 泥岩吸水蠕变和膨胀造成套管损坏泥岩是一种不稳定的岩类，当温度升高或注入水进入泥岩层时，将改变泥岩的力学性质和应力状态，使泥岩产生位移、变形和膨胀，增加对套管的外部载荷，当套管的抗压强度低于外部载荷时，套管就会被挤压变形乃至错断。

我们所在的油田是一个低-特低渗透油藏，地质特点为泥岩进水，产生较大的非均匀蠕变载荷提供了条件。

发生进水的情况主要有：一是断层、裂缝发育。

据统计，油田断层密度为0.74条/Km2，裂缝密度为0.13条/m。

裂缝在各构造的高点和靠近断层的部位相对发育。

一般缝长20-40cm，最长达160cm，裂缝形态多样，包括斜交、直劈多层、网状交叉、成组平行等。

储层裂缝通常情况下是闭合的，导流能力与孔隙相比差异不大，且相当一部分为隐裂缝或被充填的缝。

但是在较高注水压力下裂缝开启，注入水可以通过开启的裂缝窜入泥岩。

二是油层非均质性严重。

由于油田油层的非均质性严重，在油田注水开发时，平面、层间矛盾突出。

一方面由于裂缝具有明显的方向性，注入水首先沿东西向渗流，另一方面由于层间差异及隐裂缝在高压注水下开启发生窜流，注水井吸水状况逐年变差。

3.2 油层出砂造成套管损坏在油田生产过程中，出砂油层一般为弱胶结的疏松砂岩层。

对于这类油层出砂，在不考虑水对结构破坏的情况下，从力学上讲其出砂原因是油流的机械力先将油层局部结构破坏，变成无胶结的散砂，油流将散砂携带走，造成油井出砂。

在注水开发油田，在水驱油过程中，砂岩岩层胶结物易吸水膨胀和水解，在高的采液强度下，产生压差较大，从而使油层岩石骨架结构破坏，形成油井附近地带出砂。

在出砂层段会产生空洞，如果空洞较大，其产生的拱顶不能支持上覆岩层压力时，上覆岩层压力就会部分转移到套管上，使套管损坏。

3.3 大型增产措施造成的套管损坏油井压裂和酸化是油田开发中用以改善低渗透、解除油层污染、提高油层有效渗透率和提高单井生产能力的重要措施。

压裂施工时，压裂液中的石英砂或陶粒砂等支撑剂在强大压力的驱动下通过套管孔眼进入地层，从而使孔眼不规则扩大，降低套管抗挤压强度。

油井酸化腐蚀主要是套管与腐蚀性液体之间的直接发生化学反应的结果，这种腐蚀基本上发生在套管内壁上，用来酸化的酸一般浓度为10%-18%盐酸与土酸结合，用高压设备通过油管和套管射孔部位挤入地层，射孔部位的套管强度本身较弱，若射孔套管部分发生酸蚀，将更进一步降低套管强度，在外力作用下很容易发生损坏。

3.4 结垢腐蚀结垢腐蚀是指腐蚀产物如FeS、FeCO3、FeO等铁化物，及通常所指的在钢铁表面的沉积物如CaCO3、MgCO3、CaSO4、BaSO4及硅垢污泥等，这些结垢很不均匀，不但起不到保护作用，相反会增加腐蚀。

其腐蚀均为孔蚀，严重时穿孔，穿孔的速度除同Cl-含量有关外，还同介质中的O2、H2S、CO2及SRB的繁殖有关。

由于套管本身是由含Fe原子的金属构成，由于Fe原子失去电子变成离子而与介质发生化学反应，而地层水中含有的各种盐类离子和结垢、溶解氧等，它们均以离子的形式长期作用于套管表面，进而腐蚀管体。

4 套损井维护方式摸索和效果4.1 井下工具合理运用随着开发时间的延长，对于已经发生套管变形和损坏的油井，在日常生产过程中我们发现会造成油井不同程度的偏磨和卡泵，追其原因是因为套管损坏后，套管发生变形，侵占油套环形空间，通过外力增加油管和抽油杆的接触面积和次数以及油层内疏松的弱胶结砂岩层随油流进入泵筒内，造成油井发生卡泵，出砂和出泥浆的情况。

近年来，管杆偏磨和卡泵一直是造成我工区油井检泵的主要原因，以2018年为例，我工区共检泵33井次，其中偏磨造成的管漏18井次，占检泵井次的54.5%，卡检2井次，所占比例为6.1%。

通过对这些井进行查套发现，其中有6口井发生套变，记录这6口井的变点和变径我们发现，其中3口井的偏磨管漏点深度正对应在该变点深度，即可以认为套管损坏造成的偏磨。

针对这一情况，我们结合现有井下工具，对这3口对应井采用在变点对应深度上下2米处的抽油杆上各安装一个限位扶正器，大过拐点位置，对于变点深度较深的采取合理上提泵挂深度，另外因套损出砂和泥质的，采取了2口井使用双防砂筛管来应对套损出砂情况，1口井采取长柱塞泵防治泥质。

通过对这6口井的治理，该井的平均检泵周期由治理前的375天延长到482天，目前有4口井仍然正常生产，大大的提高了油井的生产时率。

4.2 及时调整维护周期和药量为了改善低渗透、解除油层污染、提高油层有效渗透率和提高单井生产能力，酸化解堵技术应用作为一项重要的手段，即可达到增产增注的目的，亦能减少施工费用，成为了很重要的一项技术。

由于酸液是用高压设备通过油管和套管射孔部位挤入地层，而套管内壁主要为含Fe的金属，从而产生的酸腐蚀和结垢腐蚀对套管有着很大的伤害。

措施不能不上，套管也要保护。

因此我们通过采用地面维护方式调整来减少酸液和结垢对套管的损坏进度。

在以往的情况下，酸化完不会对井进行高压热洗处理，我们通过对酸液性质的研究发现，酸液的反应时间为10天左右即可见效，因此我们尝试在进行酸化解堵后15天对该井进行大排量高压热洗，并且更改热洗计划为15天，这样持续2个月，通过对电流的录取和对功图的分析以及对井口产出液酸性的检测，我们发现电流明显变小，功图载荷变小，井口产出液的酸液浓度减少，产油量有所增加，可见该方式起到了很好的作用，因为减少了酸液和套管内壁的接触时间，在很大程度上也减少了套管的损坏速度。

4.3 合理上提泵挂深度低渗砂岩油藏在开采时，以有杆泵抽油为主要的机械采油方式，因此最低流压与抽油泵下入深度有关。

当液面低于泵下入深度，油井产油量为零，所有，此时流压为最低流压。

因为每口采油井泵下入深度及油层中深不同，因此各井均有自己的最低流压值。

对于目前的检泵井经验，在选取抽油机井下泵深度时多数沿用以前的泵深，不轻易更改泵的下入深度，但对于一些特殊井点则需要计算和根据实际情况进行调整。

例如我工区的A井，该井2018年7月检泵，免修期仅为150天，该井泵深为790.1米，沉没度23.7米，作业过程中发现该井出砂，对该井查套发现在770米处套变。

由于变点就在泵上部，按照原起原下显然会埋下隐患，通过对该区域流压等计算，最后决定将泵挂深度上提50米，避开套变点，并采用下双防砂筛管的方式来防止砂卡。

为持续对该井进行检测，我们发现，检泵后该井生产状况良好，日产液保持稳定，连续6个月液面测试发现沉没度均有不同程度的增加，目前为32.5米，较以前有所上涨。

该井到目前已正常生产405天，很好的避免了因套变带来的返工井的产生。

5 结论1、对低渗透油田，断层发育，非均质性严重等地质特点，在注水开发时，应避免因高压注水和减少大规模增产措施对套管的损坏，研究合理的注水压力和进行压裂前的地应力水平测试，确保套管受损程度有所降低。