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摘要：通过对商河油田套损井的调查分析，总结出套损井的主要类型是以套变为主，套漏为辅，且套损井主要以水井为主，油井也有上升趋势，并对套损机理从五个方面进行分析。对商河油田套损井异常现象及确定方法进行了阐述，尤其对作业封隔器找漏及监测找漏进行了重点论述，确定今后对漏失井段的确定要以作业结合测井方法相互补充以提高找漏资料的准确性。对套损井的治理方面结合商河油田的近两年的施工经验从八个方面进行了总结并对今后的防治工作提出了建议。
关键词：油田；套损；机理；修复治理
前 言
商河油田属层状复杂小断块油田，断层发育多，储层类型复杂，加之开发过程中的出砂、腐蚀、高压注水和频繁作业等因素影响，使已开发30多年的商河油田油水井套损井日益增多，严重影响了油田的正常开发。目前已达到87口套损井，上升速度在不断加快，严重制约了油田的稳产，对此，采油厂展开了套损井调查工作，成立了套损防治项目组，建立了套损井损坏及修复数据库，并根据油田实际情况，内引外联，开展对套损井的治理及预防工作，在取得较好效果的同时为下步防治工作积累了经验。
1`商河油田套损井状况
商河油田油水井总数共计602口，其中油井420口，水井总数182口。套损井87口，占油水井总数的14.5%。套损井中油井30口，占油井总数的7.1%，水井57口，占水井总数的31.3%。套损井按套管损坏的几何形态可分为套管变形和套管漏失两大类，在87口套损井中，套管变形井65口，占套损井总数的74.7%，套管漏失井22口，占套损井总数的25.3%。可以看出，商河油田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左右。以套损井中油水井分类，商河油田油井发生套损比例为油井总数的7.1%，水井发生套损的比例为水井总数的31.3%，二者的比例在4：1以上。水井比油井更易发生套损。
2 商河油田套管损坏井机理剖析
2.1 疏松砂岩油藏的套管损坏特征及损坏原因 。（1）套管管体承受的有效应力增大；（2）出砂后形成空洞后，套管发生失稳变形。地层开始出砂到因出砂量的增多在射孔井段形成空洞，
2.2 高矿化度油藏套管损坏特征及损坏原因。由于CO2的电化学腐蚀作用及地表注入水及地表水中硫酸还原菌的存在，使油水井套管出现漏失及试压不合格。从对商油田套漏井调查中发现套漏井主要发生在水泥返高以上且浅层较多，该位置位于井筒内油、气、水混相段，且管外与地层水接触，腐蚀原因较复杂。
2.3 受断层影响的油水井套损特征及原因。商河油田28口钻遇断层的套损井，其中套损位置与断点距离在100米以内的井有23口，套管弯曲或缩径的有21口，占91.3%。。
2.4 非均匀地应力影响套管损坏特征及损坏原因。 （1）非均匀地应力对断层附近的井影响严重，离断层越近，非均匀系数越大。（2）、断块越小，非均匀性越严重，小断块油田，非均匀系数不会小于1.3。（3）、套管受非均匀地应力作用后，承受的抗挤应力明显增加。
2.5 高压低渗透地区造成泥岩吸水蠕变的套管损坏特征及损坏原因。 （1）注入水沿管外窜入泥岩，这个界面是泥岩和套管直接接触的第一界面。（2）当注入水压力较高，超过泥岩的破裂压力时，注入水可沿沙泥岩的界面侵入泥岩，造成泥岩吸水膨胀。泥岩吸水膨胀后，套管所受挤压应力增大，容易发生缩径变形。高压注水会造成注入水窜至泥岩层，导致泥岩吸水膨胀，造成蠕变。泥岩的主要成份蒙脱石因其分子结构特性，吸纳注入水后，会激发其内部结构离解，内聚胶结力消失导致体积膨胀，产生巨大内力，并沿软弱界面塑性剪切滑移，对套管形成外部载荷。在上覆岩压作用下产生巨大的挤向套管的力，当它高于套管本身的抗挤强度时，套管会产生变形甚至错断。据相关试验资料分析，泥岩浸水超过5%时，杨氏模量将下降一个数量级，泊松比将上升，从而改变岩体边界条件，为“块本”沿软化结构面产生滑移性蠕动提供了基本条件。试验表明，当泥岩含水达10%以上时，就会激发其体积膨胀并拥有较高的塑性，而对于注水开发油田泥岩含水极易超过10%。因此，泥岩吸水膨胀后导致套管、水泥环与岩层应力再分配，套管所受挤压应力显著增大。
3 井的确认
3.1 验证方法（1）打铅印验套。（2）薄壁管验套：利用薄皮管易变形的特点来验证上套管的弯曲变形、扭曲变形、具有施工简单、结果直观的特点。（3）利用测进方法确定套损部位。（2）水井注水压力突降，套管破漏，可采用井温、同位素组合。（3）作业井套管外漏，可采用井温-井径-磁测井，或井温-流量的组合方式一般可以准确定位漏失点，使用于漏失点位于套管接箍处情况。（4）封隔器找漏技术：利用封隔器确定漏失井段是商河油田目前常用的方法，它具有效果直观、数据准确的优点，但效率效低。
4套损井的修复及治理
4.1 常规整形法：主要是通过使用常规的套管整形工具，包括胀管器、整形器等工具对套损部位进行复位整形，使套损部位恢复到原来的形状，以满足生产的需要；但此方法只适用于套变轻微、易于复位的套变井，而对于一些套变较严重的井则无法修复且修复后的井因其套管强度降低易反复。商河油田近两年通过大修或小修对套管进行整形修复的井有7口。
4.2 小套管加固技术：在原套损井眼内下入小尺寸套管，再实施二次固井作业完井。完井后因套管内径变小，因此限制了井下常规工具的使用，有的井需复新射孔，一般只限于注水井的修复。共实施4口井，效果良好，但成本较高。
4.3 套管补贴技术：该技术是在衬管的两端加装密封支撑体，通过液压方式挤涨密封支撑体，使衬管密封镶嵌在原井套管破损上、下部位，以达到修复套管的目的。该技术施工简单，成本较低，但会对井筒内径造成损失，而且补贴后衬管的牢固性不是很好。商23-11井，该井通过验套发现1434.8-1451.0米漏失，决定对该井段进行套管补贴，施工后补贴管内通径100㎜，试压20Mpa合格，注水生产。
4.4 取套换套技术：其技术关键是破口以下套管及灰塞试压必须达到套管试压标准，套管对扣采用内、外扶正结合，下入套管后直接进行套管对扣，严禁探鱼头，防止探伤套管，争取对扣一次成功。商河油田共实施取套换套进两口，分别为S13-7井及S13-18井，换套后生产正常。
4.5 水泥浆堵漏工艺。（1）挤水泥堵漏技术。商河油田近两年共实施6口井，有效井4口，有效率70%。（2）砂浆堵漏技术：水泥砂浆堵漏技术是以水泥为胶结剂的携砂液，以石英砂为充填剂，在挤一定水灰比灰浆的同时，混入一定规格、一定比例的石英砂，挤入套管外，凝结后形成具有一定强度和抗渗性的水泥环，阻止浅层水、流砂流入井筒。 （3） GSY高水膨胀剂堵漏技术：GSY高水膨胀剂是由铝酸盐、硫铝酸盐、铁铝酸盐等矿物成分有关促凝剂共同磨细成的粉状粉状物料组成。能在水灰比1-3范围内凝固，不脱水凝结成一定强度的固态充填剂，商河油田共施工6井次，成功5口。（4） 带封挤灰工艺：将Y531压裂封隔器应用于带封挤灰中，能有效保护上部套管和已灰封井段，控制井筒塞面，多次座封，可一次分层堵漏多个点，成功率较高。
5 总 结
商河油田套损井数量已达油水井总数的14.5%，套损井中以套变为主，套漏为辅；套损井中油水井比例约为1：2。引起套损的因素较多，套损部位集中在射孔井段以上。确定套损井的方法较多但对套漏井段的确定上是以监测配合封隔器找漏为主。在套损井的治理上，在做好选井工作的基础上，推广运用了取套换套、下小套管及套管补贴等技术，收到了明显较果；水泥浆堵漏工艺得到较快发展，在传统的油井水泥堵漏的基础上广泛运用了GSY高水膨胀剂堵漏及带封挤灰工艺，经济效益顯著。
关键词：油田；套损；机理；修复治理
前 言
商河油田属层状复杂小断块油田，断层发育多，储层类型复杂，加之开发过程中的出砂、腐蚀、高压注水和频繁作业等因素影响，使已开发30多年的商河油田油水井套损井日益增多，严重影响了油田的正常开发。目前已达到87口套损井，上升速度在不断加快，严重制约了油田的稳产，对此，采油厂展开了套损井调查工作，成立了套损防治项目组，建立了套损井损坏及修复数据库，并根据油田实际情况，内引外联，开展对套损井的治理及预防工作，在取得较好效果的同时为下步防治工作积累了经验。
1`商河油田套损井状况
商河油田油水井总数共计602口，其中油井420口，水井总数182口。套损井87口，占油水井总数的14.5%。套损井中油井30口，占油井总数的7.1%，水井57口，占水井总数的31.3%。套损井按套管损坏的几何形态可分为套管变形和套管漏失两大类，在87口套损井中，套管变形井65口，占套损井总数的74.7%，套管漏失井22口，占套损井总数的25.3%。可以看出，商河油田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左右。以套损井中油水井分类，商河油田油井发生套损比例为油井总数的7.1%，水井发生套损的比例为水井总数的31.3%，二者的比例在4：1以上。水井比油井更易发生套损。
2 商河油田套管损坏井机理剖析
2.1 疏松砂岩油藏的套管损坏特征及损坏原因 。（1）套管管体承受的有效应力增大；（2）出砂后形成空洞后，套管发生失稳变形。地层开始出砂到因出砂量的增多在射孔井段形成空洞，
2.2 高矿化度油藏套管损坏特征及损坏原因。由于CO2的电化学腐蚀作用及地表注入水及地表水中硫酸还原菌的存在，使油水井套管出现漏失及试压不合格。从对商油田套漏井调查中发现套漏井主要发生在水泥返高以上且浅层较多，该位置位于井筒内油、气、水混相段，且管外与地层水接触，腐蚀原因较复杂。
2.3 受断层影响的油水井套损特征及原因。商河油田28口钻遇断层的套损井，其中套损位置与断点距离在100米以内的井有23口，套管弯曲或缩径的有21口，占91.3%。。
2.4 非均匀地应力影响套管损坏特征及损坏原因。 （1）非均匀地应力对断层附近的井影响严重，离断层越近，非均匀系数越大。（2）、断块越小，非均匀性越严重，小断块油田，非均匀系数不会小于1.3。（3）、套管受非均匀地应力作用后，承受的抗挤应力明显增加。
2.5 高压低渗透地区造成泥岩吸水蠕变的套管损坏特征及损坏原因。 （1）注入水沿管外窜入泥岩，这个界面是泥岩和套管直接接触的第一界面。（2）当注入水压力较高，超过泥岩的破裂压力时，注入水可沿沙泥岩的界面侵入泥岩，造成泥岩吸水膨胀。泥岩吸水膨胀后，套管所受挤压应力增大，容易发生缩径变形。高压注水会造成注入水窜至泥岩层，导致泥岩吸水膨胀，造成蠕变。泥岩的主要成份蒙脱石因其分子结构特性，吸纳注入水后，会激发其内部结构离解，内聚胶结力消失导致体积膨胀，产生巨大内力，并沿软弱界面塑性剪切滑移，对套管形成外部载荷。在上覆岩压作用下产生巨大的挤向套管的力，当它高于套管本身的抗挤强度时，套管会产生变形甚至错断。据相关试验资料分析，泥岩浸水超过5%时，杨氏模量将下降一个数量级，泊松比将上升，从而改变岩体边界条件，为“块本”沿软化结构面产生滑移性蠕动提供了基本条件。试验表明，当泥岩含水达10%以上时，就会激发其体积膨胀并拥有较高的塑性，而对于注水开发油田泥岩含水极易超过10%。因此，泥岩吸水膨胀后导致套管、水泥环与岩层应力再分配，套管所受挤压应力显著增大。
3 井的确认
3.1 验证方法（1）打铅印验套。（2）薄壁管验套：利用薄皮管易变形的特点来验证上套管的弯曲变形、扭曲变形、具有施工简单、结果直观的特点。（3）利用测进方法确定套损部位。（2）水井注水压力突降，套管破漏，可采用井温、同位素组合。（3）作业井套管外漏，可采用井温-井径-磁测井，或井温-流量的组合方式一般可以准确定位漏失点，使用于漏失点位于套管接箍处情况。（4）封隔器找漏技术：利用封隔器确定漏失井段是商河油田目前常用的方法，它具有效果直观、数据准确的优点，但效率效低。
4套损井的修复及治理
4.1 常规整形法：主要是通过使用常规的套管整形工具，包括胀管器、整形器等工具对套损部位进行复位整形，使套损部位恢复到原来的形状，以满足生产的需要；但此方法只适用于套变轻微、易于复位的套变井，而对于一些套变较严重的井则无法修复且修复后的井因其套管强度降低易反复。商河油田近两年通过大修或小修对套管进行整形修复的井有7口。
4.2 小套管加固技术：在原套损井眼内下入小尺寸套管，再实施二次固井作业完井。完井后因套管内径变小，因此限制了井下常规工具的使用，有的井需复新射孔，一般只限于注水井的修复。共实施4口井，效果良好，但成本较高。
4.3 套管补贴技术：该技术是在衬管的两端加装密封支撑体，通过液压方式挤涨密封支撑体，使衬管密封镶嵌在原井套管破损上、下部位，以达到修复套管的目的。该技术施工简单，成本较低，但会对井筒内径造成损失，而且补贴后衬管的牢固性不是很好。商23-11井，该井通过验套发现1434.8-1451.0米漏失，决定对该井段进行套管补贴，施工后补贴管内通径100㎜，试压20Mpa合格，注水生产。
4.4 取套换套技术：其技术关键是破口以下套管及灰塞试压必须达到套管试压标准，套管对扣采用内、外扶正结合，下入套管后直接进行套管对扣，严禁探鱼头，防止探伤套管，争取对扣一次成功。商河油田共实施取套换套进两口，分别为S13-7井及S13-18井，换套后生产正常。
4.5 水泥浆堵漏工艺。（1）挤水泥堵漏技术。商河油田近两年共实施6口井，有效井4口，有效率70%。（2）砂浆堵漏技术：水泥砂浆堵漏技术是以水泥为胶结剂的携砂液，以石英砂为充填剂，在挤一定水灰比灰浆的同时，混入一定规格、一定比例的石英砂，挤入套管外，凝结后形成具有一定强度和抗渗性的水泥环，阻止浅层水、流砂流入井筒。 （3） GSY高水膨胀剂堵漏技术：GSY高水膨胀剂是由铝酸盐、硫铝酸盐、铁铝酸盐等矿物成分有关促凝剂共同磨细成的粉状粉状物料组成。能在水灰比1-3范围内凝固，不脱水凝结成一定强度的固态充填剂，商河油田共施工6井次，成功5口。（4） 带封挤灰工艺：将Y531压裂封隔器应用于带封挤灰中，能有效保护上部套管和已灰封井段，控制井筒塞面，多次座封，可一次分层堵漏多个点，成功率较高。
5 总 结
商河油田套损井数量已达油水井总数的14.5%，套损井中以套变为主，套漏为辅；套损井中油水井比例约为1：2。引起套损的因素较多，套损部位集中在射孔井段以上。确定套损井的方法较多但对套漏井段的确定上是以监测配合封隔器找漏为主。在套损井的治理上，在做好选井工作的基础上，推广运用了取套换套、下小套管及套管补贴等技术，收到了明显较果；水泥浆堵漏工艺得到较快发展，在传统的油井水泥堵漏的基础上广泛运用了GSY高水膨胀剂堵漏及带封挤灰工艺，经济效益顯著。