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摘 要：随着油田开发日益艰难，注水井浅层套漏问题越来越严重，这从根本上加剧了油田注采井网的不完善程度，影响油田开发效果。本文以锦7-25-7为例分析了注水井浅层套漏的原因，并简要介绍了处理过程及结果，为套漏治理提供依据。
关键词：浅层;套漏;治理技术
一、基本概况
锦7-25-7井为锦612块2016年4月投产的一口高产油井，截止2017年1月29日共计完成2个热采周期，累计注汽2891吨，产油1470吨，产水1349。在第二周期末含水由18%突然上升到97%，日产油由16.4吨降至0.7吨，小修作业验窜证实油层套管在197m漏失，由于本井7寸套管，深度已经超过表层套管底界，根据目前大修技术设备现状，不能完成取换套施工，只能对该浅部位套管漏点实施堵漏措施。
1、油井数据
2、措施效果预测
预计措施实施后日产液20t，日产油10t。具体堵漏经历如下：
措施一，起先考虑到不缩小修复后套管内径，挤灰封堵两次，因浅层段状况复杂封堵措施均未成功。
措施二，实施膨胀管补贴（补贴段内径140mm），156mm模拟通井规未通过，154mm铅模打印通过无明显刮痕，153mm通井规加压3t通过，液压胀套后，长度8m和4m模拟156mm通井规均未通过，156mm通井环加压2t未通过。膨胀管补贴不成。
三次封堵失败后，又组织进行技术论证，确定采取对全井下51/2”无接箍套管进行加固的治理方案，但该方案遇到无法解决热膨胀预应力、漏点套管外窜漏发生井控险情无法控制的难题。该井的修复问题陷入僵局，且准备放弃修复，做好封井报废处理的打算。
三、治理技术方案
打破常规思维定式，套管补贴和衬管加固技术相融合。创新性地提出了实施膨胀管悬空悬挂+无接箍套管加固的技术方案，加固后的井眼内径121.3mm，该方案最终完美解决了漏点外窜和注汽热膨胀问题。
全井段悬挂51/2”无接箍套管总长度853m并实施全段固井，同时全井段承压补贴悬挂器，直井眼加固悬挂套管长度达到辽河油田历史之最。该技术方案具有类似井堵漏治理的推广性价值。
四、创新点
该方案在多项措施不成的情况下解决了该井的修套堵漏。在套损位置以上进行膨胀管悬挂小套管，仍然使用原井上部完好套管，杜绝了下小套管至井口套管外窜漏风险，小修作业队即可施工。施工完成后成为一口完好的油井，尤如一口新井。
五、施工步骤
1.冲砂：下89mm油管冲砂至井底。
2.通井：下φ139.7mm引鞋×0.6m+φ139.7mm阻流环×0.7m+φ139.7mm套管1根×10.62m+变扣+φ73mm加厚管106根，深度1026.0m。起φ73mm加厚管106根+φ139.7mm套管1根+阻流环+引鞋（无异常）。
3.下套管：下φ139.7mm引鞋×0.6m+φ139.7mm阻流环×0.7m+φ139.7mm套管80根（壁厚9.19mm）+膨胀式悬挂器×2.09m+φ73mm加厚管17根。
4.固井：下套管至预定深度，挤水泥固井（挤入G级水泥5540Kg，消泡剂80Kg，降失水剂60Kg）。
5.膨胀悬挂器补贴：700型水泥车配合，打压23MPa，悬挂器膨胀，坐封成功。坐封深度167.68m，全井筒试压15MPa，稳压30min，压力不降，试压合格。
6.钻塞：下φ116mm平磨×0.3m+螺杆钻×5.3m+φ73mm加厚管105根，深度1002.69m。水泥车配合，用密度为1.0g/cm3污水60m3正循环磨钻，排量500L/min，泵压4.0MPa，出口返灰浆，磨钻井段1002.69-1022.69m，进尺20.0m，之后进尺缓慢。起出。
7.通井：下φ114mm通井规×1.2m+φ73mm加厚管108根，深度1022.69m。起φ73mm加厚管108根+通井规（无异常）。收尾交井。
六、取得成效
针对该井特别加工制作了膨胀管悬挂器和阻流环，达到高温密封和固井要求。该井2017年12月11日按此建議方案进行小修作业修复成功，节省大修费用50万元。该技术的成功实施开创了辽河油田此种疑难井况治理先河，为下步浅层套漏治理积累了宝贵经验。
该井在“躺倒”300天后重新获得较高产能，2018年1月3日下泵开井，目前日产液18吨，日产油6.8吨，含水62.2%，
参考文献：
[1]聂海光 王新河.油气田井下作业修井规程.
[2]吴奇.井下作业工程师手册[M].北京：石油工业出版社
关键词：浅层;套漏;治理技术
一、基本概况
锦7-25-7井为锦612块2016年4月投产的一口高产油井，截止2017年1月29日共计完成2个热采周期，累计注汽2891吨，产油1470吨，产水1349。在第二周期末含水由18%突然上升到97%，日产油由16.4吨降至0.7吨，小修作业验窜证实油层套管在197m漏失，由于本井7寸套管，深度已经超过表层套管底界，根据目前大修技术设备现状，不能完成取换套施工，只能对该浅部位套管漏点实施堵漏措施。
1、油井数据
2、措施效果预测
预计措施实施后日产液20t，日产油10t。具体堵漏经历如下：
措施一，起先考虑到不缩小修复后套管内径，挤灰封堵两次，因浅层段状况复杂封堵措施均未成功。
措施二，实施膨胀管补贴（补贴段内径140mm），156mm模拟通井规未通过，154mm铅模打印通过无明显刮痕，153mm通井规加压3t通过，液压胀套后，长度8m和4m模拟156mm通井规均未通过，156mm通井环加压2t未通过。膨胀管补贴不成。
三次封堵失败后，又组织进行技术论证，确定采取对全井下51/2”无接箍套管进行加固的治理方案，但该方案遇到无法解决热膨胀预应力、漏点套管外窜漏发生井控险情无法控制的难题。该井的修复问题陷入僵局，且准备放弃修复，做好封井报废处理的打算。
三、治理技术方案
打破常规思维定式，套管补贴和衬管加固技术相融合。创新性地提出了实施膨胀管悬空悬挂+无接箍套管加固的技术方案，加固后的井眼内径121.3mm，该方案最终完美解决了漏点外窜和注汽热膨胀问题。
全井段悬挂51/2”无接箍套管总长度853m并实施全段固井，同时全井段承压补贴悬挂器，直井眼加固悬挂套管长度达到辽河油田历史之最。该技术方案具有类似井堵漏治理的推广性价值。
四、创新点
该方案在多项措施不成的情况下解决了该井的修套堵漏。在套损位置以上进行膨胀管悬挂小套管，仍然使用原井上部完好套管，杜绝了下小套管至井口套管外窜漏风险，小修作业队即可施工。施工完成后成为一口完好的油井，尤如一口新井。
五、施工步骤
1.冲砂：下89mm油管冲砂至井底。
2.通井：下φ139.7mm引鞋×0.6m+φ139.7mm阻流环×0.7m+φ139.7mm套管1根×10.62m+变扣+φ73mm加厚管106根，深度1026.0m。起φ73mm加厚管106根+φ139.7mm套管1根+阻流环+引鞋（无异常）。
3.下套管：下φ139.7mm引鞋×0.6m+φ139.7mm阻流环×0.7m+φ139.7mm套管80根（壁厚9.19mm）+膨胀式悬挂器×2.09m+φ73mm加厚管17根。
4.固井：下套管至预定深度，挤水泥固井（挤入G级水泥5540Kg，消泡剂80Kg，降失水剂60Kg）。
5.膨胀悬挂器补贴：700型水泥车配合，打压23MPa，悬挂器膨胀，坐封成功。坐封深度167.68m，全井筒试压15MPa，稳压30min，压力不降，试压合格。
6.钻塞：下φ116mm平磨×0.3m+螺杆钻×5.3m+φ73mm加厚管105根，深度1002.69m。水泥车配合，用密度为1.0g/cm3污水60m3正循环磨钻，排量500L/min，泵压4.0MPa，出口返灰浆，磨钻井段1002.69-1022.69m，进尺20.0m，之后进尺缓慢。起出。
7.通井：下φ114mm通井规×1.2m+φ73mm加厚管108根，深度1022.69m。起φ73mm加厚管108根+通井规（无异常）。收尾交井。
六、取得成效
针对该井特别加工制作了膨胀管悬挂器和阻流环，达到高温密封和固井要求。该井2017年12月11日按此建議方案进行小修作业修复成功，节省大修费用50万元。该技术的成功实施开创了辽河油田此种疑难井况治理先河，为下步浅层套漏治理积累了宝贵经验。
该井在“躺倒”300天后重新获得较高产能，2018年1月3日下泵开井，目前日产液18吨，日产油6.8吨，含水62.2%，
参考文献：
[1]聂海光 王新河.油气田井下作业修井规程.
[2]吴奇.井下作业工程师手册[M].北京：石油工业出版社