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摘要：分析了套管损坏形成的原因，对套管损坏预防及套损治理起到一定的指导作用。老区油水井的套管由于长期接受高压，套损比较严重。AB区二次加密新井位于纯油区与AB区接壤处，采取高压层治理措施，同时做好新高压层形成的预防工作，以消除两区连片套损的直接隐患。
关键词：新钻井区；套损井；防护治理
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
一、新钻井区高压层及套损现状
（1）高压层和油层部位套损层位。2009年底AB区井区二次加密井投产后油层注采关系必将发生很大变化，从静态角度详细调查每一单砂体注采对应状况，对易于引发高压的砂体类型进行重点跟踪观察。通过对新钻井区注采关系的调查，已明确高压层和油层部位套损层位主要集中在A和AI组，并对此提出了有针对性的防治方案，从中也发现了新的套损隐患，部分井在DI组注采失衡极易形成高压层，并对此制定了相应的防套方案，防止了新的高压层的形成。
（2）套损现状。AB区目前共有油水井370口，其中油井235口，水井135口。截止目前该区共发现套变井112口（拔不动关井4口），套损率29.7%。套损层位主要集中在非油层部位共84口井，占套损总层数的79.2%，油层部位共25口井，占套损总层数的20.7%。
二、该区套损现状几个问题
（1）油层部位套损井。由历年油层部位套损数据可知，虽然以往发现井数较少，但近两年发现井数较多，尤其是今年截止目前已发现8口油层部位套变井，油层部位套损井正在呈递增状态出现。
（2）高压普查。2009年异常高压普查证实AB区共有42口井、82个层存在异常高压，极易形成油层部位套损。
（3）调整主要对象。AB区2009年投产二次加密新井88口，其中油井51口，水井37口，二次加密调整的主要对象是薄有效层和表外储层，平面上油层发育状况和连通状况进一步变差，新井投产投注后单层注采关系发生变化。
分析表明，AB区油层部位防套工作已成为当务之急，因此在进行AB区二次加密井区单砂体注采关系调查时，主要围绕以上三方面来展开调查。在调查过程中做到技术人员按照与静态发育连通状况相结合、与动态生产数据相结合、与异常高压综合判断相结合、与套损层位对应分析相结合的原则，逐井逐层进行了分项研究，分类治理。
三、防套方案制定
（1）已发现油层部位套损井。调查表明该区已有25口油层部位套损井，套损层位主要集中在A5-11层，分析套变原因主要是由于注大于采导致异常高压层的形成，最终导致套变。调查过程中重点调查二次井投产投注后在油层部位套损井区的射孔对应状况，调查表明有23口井位于油层部位套损井分析，其中油井15口，射孔3口，发育较差均为表外；水井8口，套变层位均未射孔。调查表明25口套变井在以往治理上实施了大量的防护措施，其中大修后套变层光过6口井；防套关井2口；报废3口井；在上增产措施的同时对应层压裂泄压20口井，通过实施截止目前该区未出现1个成片的高压砂体，原油层部位套损井区得到了较好的控制。
（2）高压普查结果。2009年异常高压普查证实AB区共有42口井、82个层存在异常高压。从高压区在油层组的分布看，高压区主要集中在A组，占全区的72.0%。而从层位分布上看，CII组主要集中在A11，8，111，112，14，151，AI组主要集中在AI7；从高压层成因类型上看，主要有两种：一是油水井射孔层位对应状况差，导致的注大于采或有注无采；二是油水井射孔对应层发育状况为厚注薄采或高注低采。调查表明42口存在异常高压层井区以往治理上实施了大量的防护措施，其中对应层停注4口井，控制注水2口；在上增产措施的同时对应层压裂泄压35口井；对应层3口。调查过程中重点调查二次井投产投注后在存在高压层井区的射孔对应状况，调查表明有23口井位于高压层附近，其中油井9口，射孔5口，发育较差均为表外；水井14口，射孔4口，发育较差均为表外。通过同位素连续性对比调查发现有7口井证实已成高压层。
（3）二次水井与周边井连通状况。调查该区新投二次加密水井37口与周边121口油井205个小层射孔对应状况，并结合同位素、环空资料分析是否存在注采失衡砂体。通过调查发现有6口井不吸水关井，测回同位素16口，从射孔对应状况看：射孔对应状况差存在隐患井9口井27个小层，待吸水剖面返回后结合分析制定防套方案； 从存在隐患井层上看，二次加密新井由于位于AB区与纯油区交界处，开采层位C+D差油层，调查中发现部分新投二次加密水井DI组发育较好为表内主体薄层砂，而与其连通油井发育较差，甚至部分连通油井该层均未射孔，从吸水剖面上看有4口井DI组吸水异常，均是在DI组发育较好，二次加密水井为表内主体薄层砂，而连通油井均未射孔，在DI组相对吸水量均占全井吸水比例的50%左右，极易造成注采失衡最终形成高压层导致套变。例如：在二次加密水井E井区，该井于2010年5月投注，从射孔对应状况来看：周围连通油井4口，DI1组以上连通较好，该井DI1-4层射孔，周围连通油井该层均未射孔，且该层发育为主体薄层砂，分析该层极易形成异常高压层，同位素资料显示该层吸23方，占全井水量的49%，吸水量较多，目前该层仍加强注水，是形成高压层的诱因，目前该井区1口水井某F井已于2010年5月在DI组发现套变，因此建议该层立即单卡停注。AB区地区隐性高压区较多，必须加强动态跟踪，适时调整，防止注采矛盾激化转变为显性高压区。因此我们结合注采状况调查结果，针对目前存在的隐患下步将采取以下相应的防套措施：一是对已存在高压层和套变井区实施控制注水2口；6口拔不动井大修后对高压层实施控注；对应层压裂、补孔9口；对因异常高压而导致不吸水的13个层不采取增注措施。由于新投二次加密井在高壓层附近和油层套变井附近射孔井较少，且发育较差，从目前各项资料来看并未加剧注采不平衡状况，因此目前对这部分井实施随时跟踪方法进行预防；二是为了预防在DI组新的高压层的出现，建议实施单卡停注4口。
四、几点认识
（1）AB区二次加密新井地处较为特殊，位于纯油区与AB区接壤处，在做好治理高压层的同时，必须做好新高压层形成预防工作，否则将成为导致两区连片套损的直接隐患。
（2）由治理套损井向高压层砂体转移是油层部位防套工作的重点。通过调查发现AB区虽然油层部位套损隐患较多，但只要高压层、合理匹配好各套井网之间的注采强度，完善单砂体注采关系，应用精细地质研究成果，科学提出治理方案，AB区油层部位的套损是可以预防和治理的。
（3）对重点区块加强监测，及时掌握套损的变化趋势。通过加大同位素测试，为套损预测提供依据。一是不吸水井进行重点分析是否由于憋压导致，作为判断是否形成高压层的重要依据之一；二是通过吸水状况对已证实的高压层进行调整；三是对异常井层及时分析进行治理，消除套损隐患。对存在套损隐患井必须实施严格管理，尤其是高压普查存在高压层井和已发生油层部位套损井，避免实施各种增注措施。普查结果表明，过去有些井发现不吸水即上酸化、压裂等增注措施，发现这部分井是由于异常高压而导致不吸水，如果继续实施增注措施，无疑是加剧套变的形成。因此该类井应严格实施监测，在实施增注措施时不宜考虑。重视并应用精细地质研究成果，对针对高压普查结果制定的防套方案应尽快执行，避免由于异常高压的不及时而形成套变。
参考文献：
[1] 张万选，张厚福.采油地质学[M].北京：石油工业出版社，1981.
[2] 刘春发.砂岩油田开发成功实践[M].北京：石油工业出版社，1996.
关键词：新钻井区；套损井；防护治理
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
一、新钻井区高压层及套损现状
（1）高压层和油层部位套损层位。2009年底AB区井区二次加密井投产后油层注采关系必将发生很大变化，从静态角度详细调查每一单砂体注采对应状况，对易于引发高压的砂体类型进行重点跟踪观察。通过对新钻井区注采关系的调查，已明确高压层和油层部位套损层位主要集中在A和AI组，并对此提出了有针对性的防治方案，从中也发现了新的套损隐患，部分井在DI组注采失衡极易形成高压层，并对此制定了相应的防套方案，防止了新的高压层的形成。
（2）套损现状。AB区目前共有油水井370口，其中油井235口，水井135口。截止目前该区共发现套变井112口（拔不动关井4口），套损率29.7%。套损层位主要集中在非油层部位共84口井，占套损总层数的79.2%，油层部位共25口井，占套损总层数的20.7%。
二、该区套损现状几个问题
（1）油层部位套损井。由历年油层部位套损数据可知，虽然以往发现井数较少，但近两年发现井数较多，尤其是今年截止目前已发现8口油层部位套变井，油层部位套损井正在呈递增状态出现。
（2）高压普查。2009年异常高压普查证实AB区共有42口井、82个层存在异常高压，极易形成油层部位套损。
（3）调整主要对象。AB区2009年投产二次加密新井88口，其中油井51口，水井37口，二次加密调整的主要对象是薄有效层和表外储层，平面上油层发育状况和连通状况进一步变差，新井投产投注后单层注采关系发生变化。
分析表明，AB区油层部位防套工作已成为当务之急，因此在进行AB区二次加密井区单砂体注采关系调查时，主要围绕以上三方面来展开调查。在调查过程中做到技术人员按照与静态发育连通状况相结合、与动态生产数据相结合、与异常高压综合判断相结合、与套损层位对应分析相结合的原则，逐井逐层进行了分项研究，分类治理。
三、防套方案制定
（1）已发现油层部位套损井。调查表明该区已有25口油层部位套损井，套损层位主要集中在A5-11层，分析套变原因主要是由于注大于采导致异常高压层的形成，最终导致套变。调查过程中重点调查二次井投产投注后在油层部位套损井区的射孔对应状况，调查表明有23口井位于油层部位套损井分析，其中油井15口，射孔3口，发育较差均为表外；水井8口，套变层位均未射孔。调查表明25口套变井在以往治理上实施了大量的防护措施，其中大修后套变层光过6口井；防套关井2口；报废3口井；在上增产措施的同时对应层压裂泄压20口井，通过实施截止目前该区未出现1个成片的高压砂体，原油层部位套损井区得到了较好的控制。
（2）高压普查结果。2009年异常高压普查证实AB区共有42口井、82个层存在异常高压。从高压区在油层组的分布看，高压区主要集中在A组，占全区的72.0%。而从层位分布上看，CII组主要集中在A11，8，111，112，14，151，AI组主要集中在AI7；从高压层成因类型上看，主要有两种：一是油水井射孔层位对应状况差，导致的注大于采或有注无采；二是油水井射孔对应层发育状况为厚注薄采或高注低采。调查表明42口存在异常高压层井区以往治理上实施了大量的防护措施，其中对应层停注4口井，控制注水2口；在上增产措施的同时对应层压裂泄压35口井；对应层3口。调查过程中重点调查二次井投产投注后在存在高压层井区的射孔对应状况，调查表明有23口井位于高压层附近，其中油井9口，射孔5口，发育较差均为表外；水井14口，射孔4口，发育较差均为表外。通过同位素连续性对比调查发现有7口井证实已成高压层。
（3）二次水井与周边井连通状况。调查该区新投二次加密水井37口与周边121口油井205个小层射孔对应状况，并结合同位素、环空资料分析是否存在注采失衡砂体。通过调查发现有6口井不吸水关井，测回同位素16口，从射孔对应状况看：射孔对应状况差存在隐患井9口井27个小层，待吸水剖面返回后结合分析制定防套方案； 从存在隐患井层上看，二次加密新井由于位于AB区与纯油区交界处，开采层位C+D差油层，调查中发现部分新投二次加密水井DI组发育较好为表内主体薄层砂，而与其连通油井发育较差，甚至部分连通油井该层均未射孔，从吸水剖面上看有4口井DI组吸水异常，均是在DI组发育较好，二次加密水井为表内主体薄层砂，而连通油井均未射孔，在DI组相对吸水量均占全井吸水比例的50%左右，极易造成注采失衡最终形成高压层导致套变。例如：在二次加密水井E井区，该井于2010年5月投注，从射孔对应状况来看：周围连通油井4口，DI1组以上连通较好，该井DI1-4层射孔，周围连通油井该层均未射孔，且该层发育为主体薄层砂，分析该层极易形成异常高压层，同位素资料显示该层吸23方，占全井水量的49%，吸水量较多，目前该层仍加强注水，是形成高压层的诱因，目前该井区1口水井某F井已于2010年5月在DI组发现套变，因此建议该层立即单卡停注。AB区地区隐性高压区较多，必须加强动态跟踪，适时调整，防止注采矛盾激化转变为显性高压区。因此我们结合注采状况调查结果，针对目前存在的隐患下步将采取以下相应的防套措施：一是对已存在高压层和套变井区实施控制注水2口；6口拔不动井大修后对高压层实施控注；对应层压裂、补孔9口；对因异常高压而导致不吸水的13个层不采取增注措施。由于新投二次加密井在高壓层附近和油层套变井附近射孔井较少，且发育较差，从目前各项资料来看并未加剧注采不平衡状况，因此目前对这部分井实施随时跟踪方法进行预防；二是为了预防在DI组新的高压层的出现，建议实施单卡停注4口。
四、几点认识
（1）AB区二次加密新井地处较为特殊，位于纯油区与AB区接壤处，在做好治理高压层的同时，必须做好新高压层形成预防工作，否则将成为导致两区连片套损的直接隐患。
（2）由治理套损井向高压层砂体转移是油层部位防套工作的重点。通过调查发现AB区虽然油层部位套损隐患较多，但只要高压层、合理匹配好各套井网之间的注采强度，完善单砂体注采关系，应用精细地质研究成果，科学提出治理方案，AB区油层部位的套损是可以预防和治理的。
（3）对重点区块加强监测，及时掌握套损的变化趋势。通过加大同位素测试，为套损预测提供依据。一是不吸水井进行重点分析是否由于憋压导致，作为判断是否形成高压层的重要依据之一；二是通过吸水状况对已证实的高压层进行调整；三是对异常井层及时分析进行治理，消除套损隐患。对存在套损隐患井必须实施严格管理，尤其是高压普查存在高压层井和已发生油层部位套损井，避免实施各种增注措施。普查结果表明，过去有些井发现不吸水即上酸化、压裂等增注措施，发现这部分井是由于异常高压而导致不吸水，如果继续实施增注措施，无疑是加剧套变的形成。因此该类井应严格实施监测，在实施增注措施时不宜考虑。重视并应用精细地质研究成果，对针对高压普查结果制定的防套方案应尽快执行，避免由于异常高压的不及时而形成套变。
参考文献：
[1] 张万选，张厚福.采油地质学[M].北京：石油工业出版社，1981.
[2] 刘春发.砂岩油田开发成功实践[M].北京：石油工业出版社，1996.