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[摘 要]随着油田开发时间的不断延长，套损井数越来越多，油水井利用率降低，严重影响了油田的正常生产，同时也增加了油田的开发成本。因此，深入分析套损原因、合理调整压力系统，是有效减少套损的重要手段。本文通过结合近些年某采油队实际套损情况，归纳总结了区域套损原因，对套损防控及相关的油藏开发提出建议，为今后的套管防护工作指明了方向。
[关键词]套损 油藏开发
中图分类号：TE331 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）24-0010-01
1 套损基本概况
某采油队累计发现套损井及井况问题井28口（含拔不动），其中采油井18口，注水井10口。其中调查已落实套损井18口。从套损井套损层位来看，油层部位套损井数占总套损井数的67%，是套损治理防治的重点层位。
2 套管损坏机理分析
通过对油层套损特点、油层性质及压力分布的分析认为：套损原因主要有两点，一是由于泥岩吸水蠕变造成套管损坏，二是由于套管内外压差不均衡引起的套管损坏。
2.1 泥岩吸水蠕变造成套管损坏
某油层的地质特点给泥岩进水、产生较大的非均匀蠕变提供了条件；而高注采比、高压注水、管外窜槽等使泥岩进水成为可能。该套层系投产后，为了保持产能，降低油田综合含水，在初期对油层进行了压裂、提高注水强度、注水压力等增注措施，使注采比及注水压力不断上升。高注采比、高压注水方式加剧了隔（夹）层进水，发生蠕变，造成套管损坏。如开采该层系的一口注水井甲井，顶破裂压力13.0Mpa注水，实注强度达到44.3m3/d·m。造成该井在910.2米处套管变形，最小通径116mm。
2.2 套管内外压差不均衡引起套管损坏
对于套管内外压差不均衡引起套管损坏的机理没有做过实验进行验证，分析认为主要由于该油层渗透率较低，油层发育差，压力传导慢，与其它油层相比，在注同样多的水时，注水压力相对较高，注水后与储层相邻的泥岩夹层强度变低，变形不能协调，发生错位，引起套管损坏。另一方面，如果水井注不进去水，那么对应连通的油井则由于供液不足，井筒内在不断抽吸过程中降低套管内压力，增大套管内外压差，从而造成套损。
注水井乙井所在井区套损是典型的超压注水，注采不完善引起套损的例子。该井区位于纯油区与过渡带间的变差部位。乙井于2015年作业时下Ф114mm铅模打印证实：深度1024.3m印痕为套管变形，鉴定认为该井在油层部位套管变形。
3 套损治理的原则及做法
套損治理和预防的主要方法是：调整目前注水井的注入压力和注水强度，防止注入水窜入相对软弱的泥页岩层中。同时对已形成的异常压力层进行“泄压”治理。
3.1 对已确定的“异常”压力层位采取泄压治理
1）、水井异常压力层治理
a、异常压力层治理原则
（1）、对于油层发育差、平面非均质严重，或由于断层影响造成的注采不完善形成的高压层采取停注。
（2）、油层发育较好，油层分布均匀，井组注采完善，由于井网或油层低渗影响，造成注水井端注水压力高，油层吸水差，同时采出井端压力水平低，可以在采出井采取压裂措施同时在注入井采取适当降低注水强度。
（3）、油层发育好，井组注采完善，由于周围采出井压力水平高造成的憋压，应对采出井提液，对于长时间不能提液的井组，注入井应适当下调水量。。
b、治理措施的组合优化原则
在异常压力层治理上应根据井组的实际情况，最大限度的利用目前的井网及措施条件，以最简洁的手段达到最大程度降压的目的。常规的组合方式有：①在采出井有提液潜力的情况下，注入井降水的同时可以考虑采出井提液；②在井网完善条件下，降水的同时对有补孔潜力的油层可以考虑补开对应的高压层位泄压。
2）、油井异常压力的治理原则
在油井高压及异常高压井治理上主要是根据采油井射孔及环空等资料来判断主产层和主要的来水层位。主要的来水层位也是主要的压力反映层位。对主要来水层进行控水，对于有提液潜力的油井在降水的同时油井采取压裂、调参的方式提液、降压。在油井低压情况下，对有提液潜力的水井提水的同时，降低油井抽吸参数，如果压力没有上升趋势，则对应低产液层段进行封堵或实施周期采油以保证套管内外的合理压差。
3.3 易发生套损油层水井不压裂增注，在射孔时不扩射。对已扩射注水的油层及时分析注水状况，能单卡注水的层单卡停注，避免由于扩射造成的泥岩吸水。
4 结论及认识
1、在油层套损治理上应变“被动”为“主动”。一是由被动发现进水点转到主动寻找进水点。二是主动监测异常压力层段，及时治理。
2、在异常压力层泄压方面要充分利用现有的压力监测手段，结合精细地质研究成果，优化水井方案调整，优化油井措施及时跟踪治理，做好层间、平面压力调整。
参考文献
[1] 金毓节.采油地质工程.石油工业出版社，2006.
[2] 赵永胜.大庆油田合理注水压力与套管损坏的关系[J].大慶石油地质与开发，1996.
[3] 蒋德珍主编.萨尔图油田北部开发区油藏工程论文集.北京：石油工业出版社，1996.
[4] 陆蔚刚.多层砂岩油田水驱开发的合理注水压力[J].大庆石油地质与开发，2000.
[关键词]套损 油藏开发
中图分类号：TE331 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）24-0010-01
1 套损基本概况
某采油队累计发现套损井及井况问题井28口（含拔不动），其中采油井18口，注水井10口。其中调查已落实套损井18口。从套损井套损层位来看，油层部位套损井数占总套损井数的67%，是套损治理防治的重点层位。
2 套管损坏机理分析
通过对油层套损特点、油层性质及压力分布的分析认为：套损原因主要有两点，一是由于泥岩吸水蠕变造成套管损坏，二是由于套管内外压差不均衡引起的套管损坏。
2.1 泥岩吸水蠕变造成套管损坏
某油层的地质特点给泥岩进水、产生较大的非均匀蠕变提供了条件；而高注采比、高压注水、管外窜槽等使泥岩进水成为可能。该套层系投产后，为了保持产能，降低油田综合含水，在初期对油层进行了压裂、提高注水强度、注水压力等增注措施，使注采比及注水压力不断上升。高注采比、高压注水方式加剧了隔（夹）层进水，发生蠕变，造成套管损坏。如开采该层系的一口注水井甲井，顶破裂压力13.0Mpa注水，实注强度达到44.3m3/d·m。造成该井在910.2米处套管变形，最小通径116mm。
2.2 套管内外压差不均衡引起套管损坏
对于套管内外压差不均衡引起套管损坏的机理没有做过实验进行验证，分析认为主要由于该油层渗透率较低，油层发育差，压力传导慢，与其它油层相比，在注同样多的水时，注水压力相对较高，注水后与储层相邻的泥岩夹层强度变低，变形不能协调，发生错位，引起套管损坏。另一方面，如果水井注不进去水，那么对应连通的油井则由于供液不足，井筒内在不断抽吸过程中降低套管内压力，增大套管内外压差，从而造成套损。
注水井乙井所在井区套损是典型的超压注水，注采不完善引起套损的例子。该井区位于纯油区与过渡带间的变差部位。乙井于2015年作业时下Ф114mm铅模打印证实：深度1024.3m印痕为套管变形，鉴定认为该井在油层部位套管变形。
3 套损治理的原则及做法
套損治理和预防的主要方法是：调整目前注水井的注入压力和注水强度，防止注入水窜入相对软弱的泥页岩层中。同时对已形成的异常压力层进行“泄压”治理。
3.1 对已确定的“异常”压力层位采取泄压治理
1）、水井异常压力层治理
a、异常压力层治理原则
（1）、对于油层发育差、平面非均质严重，或由于断层影响造成的注采不完善形成的高压层采取停注。
（2）、油层发育较好，油层分布均匀，井组注采完善，由于井网或油层低渗影响，造成注水井端注水压力高，油层吸水差，同时采出井端压力水平低，可以在采出井采取压裂措施同时在注入井采取适当降低注水强度。
（3）、油层发育好，井组注采完善，由于周围采出井压力水平高造成的憋压，应对采出井提液，对于长时间不能提液的井组，注入井应适当下调水量。。
b、治理措施的组合优化原则
在异常压力层治理上应根据井组的实际情况，最大限度的利用目前的井网及措施条件，以最简洁的手段达到最大程度降压的目的。常规的组合方式有：①在采出井有提液潜力的情况下，注入井降水的同时可以考虑采出井提液；②在井网完善条件下，降水的同时对有补孔潜力的油层可以考虑补开对应的高压层位泄压。
2）、油井异常压力的治理原则
在油井高压及异常高压井治理上主要是根据采油井射孔及环空等资料来判断主产层和主要的来水层位。主要的来水层位也是主要的压力反映层位。对主要来水层进行控水，对于有提液潜力的油井在降水的同时油井采取压裂、调参的方式提液、降压。在油井低压情况下，对有提液潜力的水井提水的同时，降低油井抽吸参数，如果压力没有上升趋势，则对应低产液层段进行封堵或实施周期采油以保证套管内外的合理压差。
3.3 易发生套损油层水井不压裂增注，在射孔时不扩射。对已扩射注水的油层及时分析注水状况，能单卡注水的层单卡停注，避免由于扩射造成的泥岩吸水。
4 结论及认识
1、在油层套损治理上应变“被动”为“主动”。一是由被动发现进水点转到主动寻找进水点。二是主动监测异常压力层段，及时治理。
2、在异常压力层泄压方面要充分利用现有的压力监测手段，结合精细地质研究成果，优化水井方案调整，优化油井措施及时跟踪治理，做好层间、平面压力调整。
参考文献
[1] 金毓节.采油地质工程.石油工业出版社，2006.
[2] 赵永胜.大庆油田合理注水压力与套管损坏的关系[J].大慶石油地质与开发，1996.
[3] 蒋德珍主编.萨尔图油田北部开发区油藏工程论文集.北京：石油工业出版社，1996.
[4] 陆蔚刚.多层砂岩油田水驱开发的合理注水压力[J].大庆石油地质与开发，2000.