費成俊

（中國石化江漢油田分公司采油工藝研究院，湖北 武漢 430035）

統(tǒng)計分析表明，造成八面河油田油水井套管損壞的主要因素有井身結(jié)構(gòu)、固井質(zhì)量、地層出砂、高壓注水、注蒸汽開采等，具體到某區(qū)塊某口井，套管損壞不是單一原因而是多種原因綜合作用的結(jié)果。從下套管固井到射開套管完井再到作業(yè)、生產(chǎn)使用，時間跨度長，涉及環(huán)節(jié)多，使用工況復(fù)雜多變，在套管使用過程中任何一個環(huán)節(jié)出問題皆可影響到其使用壽命。因此，在制定預(yù)防套管損壞措施時，考慮主要因素的同時，不能忽略各個次要因素，采取綜合預(yù)防措施，降低油水井套管的不正常損壞，減少因套管損壞給八面河油田生產(chǎn)帶來的損失。

套管損壞一直是困擾油田開發(fā)最重要的問題之一，它直接影響油田的開發(fā)水平和經(jīng)濟效益。當(dāng)一口井套管損壞后，不僅造成該井的壓裂、防砂、注汽、分采等工藝措施無法實施，同時還可能導(dǎo)致油水井報廢，使油田完整的注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)遭到破壞，儲量控制程度變差，進(jìn)而造成油田水驅(qū)儲量、可采儲量下降，影響了油田開發(fā)方案的實施。

位于山東壽光的八面河油田經(jīng)過長期的注水開發(fā)，加上頻繁的措施作業(yè)等諸多因素的影響，油水井套管損壞情況比較嚴(yán)重。截至2012 年底，八面河油田總井?dāng)?shù)2 495口，生產(chǎn)井1 645口。套管損壞井累計達(dá)411口，其中油井套管損壞317口，水井套管損壞94口，占八面河油田總井?dāng)?shù)16.5%、生產(chǎn)井?dāng)?shù)的24.9%。套管損壞嚴(yán)重影響了八面河油田的生產(chǎn)開發(fā)，降低了油田的產(chǎn)量，目前油田老區(qū)產(chǎn)量呈逐年下降之勢。加強套管損壞原因分析，提出套管損壞預(yù)防的措施與技術(shù)規(guī)范，不僅能降低油田開發(fā)成本，對穩(wěn)定油田老區(qū)產(chǎn)量也是十分必要的。

1 套管損壞類型及特點

1.1 套管損壞類型分析

套管損壞類型多種多樣，通過八面河油田套損井的統(tǒng)計分析，其套管損壞類型主要有套管變形、套管破漏和套管錯斷三類。截至2012 年12月，套管損壞井總井?dāng)?shù)為411 口（見表1），其中套管變形239 口、套管破漏123 口、套管錯斷49 口。

表1 八面河油田套管損壞井類型統(tǒng)計表

套管變形主要包括套管縮徑、套管彎曲變形與套管擠扁。套管產(chǎn)生變形后將導(dǎo)致壓裂、防砂等措施管柱難以下入。套管破漏主要體現(xiàn)在套管絲扣漏失、套管穿孔和套管破裂等方面。套管破漏后一方面造成地層砂進(jìn)入套管，影響油井的正常開采，另一方面將導(dǎo)致壓裂、防砂等措施工藝無法實施。套管錯斷主要是指套管軸向發(fā)生斷裂，而徑向發(fā)生位移的套管損壞。套管斷錯使得油水井無法進(jìn)行正常的注采，嚴(yán)重時將導(dǎo)致油水井報廢，對油田的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)造成破壞，影響區(qū)塊儲量的開發(fā)。

1.2 套管損壞井分布規(guī)律及特點

1.2.1 套管損壞與油田開發(fā)階段緊密相關(guān)

套管損壞與油田開發(fā)階段有重要的關(guān)系。1986－1992年油田開發(fā)初期，油井套管完好，套管損壞率低。1993－1998年油田進(jìn)入注水開發(fā)階段，套管損壞井逐漸增加。1999－2004 年油田采用高壓注水，油井進(jìn)入高含水、高液量開采階段，套管損壞井迅速增加。2005－2012年，隨著M120、M138稠油區(qū)塊實施規(guī)模注汽開發(fā)，套管損壞井大幅度上升，年平均套管損壞井?dāng)?shù)增加到44.3口，各個開發(fā)階段套管損壞井?dāng)?shù)統(tǒng)計結(jié)果（見表2）。

表2 八面河油田各開發(fā)階段套管損壞井?dāng)?shù)統(tǒng)計表

1.2.2 套管損壞部位主要集中在射孔段附近

八面河油田套管損壞部位主要集中在射孔段附近，射孔段附近共計損壞305口，占總損壞井?dāng)?shù)的74.4%。其次主要分布在措施工具卡封處與造斜點附近，占總井?dāng)?shù)的17.2%。其余的位置損壞井?dāng)?shù)較少，總共只占8.4%（見表3）。

表3 八面河油田套管損壞部位位置分布統(tǒng)計表

2 套管損壞主要原因分析

造成套管損壞的原因很復(fù)雜，各個油田由于開發(fā)情況與地質(zhì)構(gòu)造不同，套管損壞原因也各不相同。油水井套管損壞也不是由單一因素造成的，而是由多種因素共同作用的結(jié)果。就八面河油田而言，因其地質(zhì)上屬于疏松砂巖淺層地層，開發(fā)方式上主要采用注水與注蒸汽工藝，因此，造成套管損壞的因素主要有出砂、熱采、固井、注水、措施作業(yè)等幾方面。

2.1 地層出砂對套管損壞的影響

油層出砂后，首先在炮眼附近形成空洞或坑道，一旦空洞形成，將會造成局部應(yīng)力集中，對油層結(jié)構(gòu)造成進(jìn)一步的破壞。當(dāng)油層大量出砂后，空洞進(jìn)一步擴大，上覆巖層失去支撐，打破了原有平衡，將產(chǎn)生垂向變形，使上覆層產(chǎn)生拱形剖面。當(dāng)上覆地層壓力大大超過油層孔隙壓力和巖石骨架結(jié)構(gòu)應(yīng)力時，相當(dāng)一部分應(yīng)力將傳給套管，傳到套管的地層壓力大于套管的極限強度時，套管失穩(wěn)，直至出現(xiàn)變形或錯斷。

出砂對套管應(yīng)力變化影響規(guī)律見圖1。從圖可知，沿井深方向，套管的應(yīng)力出現(xiàn)兩個明顯增大區(qū)域，分別位于油層與上下夾層交界面附近，這主要是由于出砂引起油層部位套管周圍出現(xiàn)空洞，從油層到夾層的套管外部條件發(fā)生突變，在套管內(nèi)壓力作用下使得該位置套管存在附加彎矩，并導(dǎo)致應(yīng)力劇增。射孔段附近的套管應(yīng)力與地層的出砂量有很大關(guān)系，出砂量越大，地層形成的空洞越大，射孔段附近的套管應(yīng)力就越高，套管損壞的可能性就越大。

圖1 出砂對套管應(yīng)力變化的影響

八面河油田屬于疏松砂巖地層，油層埋藏淺，地層平均深度在900m～1 300m 之間，壓實程度差；巖性為泥質(zhì)膠結(jié)的細(xì)砂巖，膠結(jié)程度弱，粘土膠結(jié)物容易水化膨脹；油井在注水、注蒸汽、高含水的開發(fā)條件下，普遍出砂。據(jù)統(tǒng)計，在套管損壞的411 口井中，92%的井存在不同程度的出砂情況。

2.2 固井質(zhì)量對套管損壞的影響

固井質(zhì)量差的具體表現(xiàn)，一是竄槽；二是套管與水泥環(huán)、水泥環(huán)與地層之間膠結(jié)不牢固；三是水泥環(huán)固后強度低；四是水泥環(huán)厚薄不均，不連續(xù)。對于八面河疏松砂巖油藏，由于巖層易坍塌，導(dǎo)致鉆井時井眼規(guī)則性差。固井后水泥環(huán)與井眼膠結(jié)性能差，水泥漿膠結(jié)不均，形成環(huán)狀段塞，直接造成部分套管沒有支撐點，套管受力不均后產(chǎn)生應(yīng)力集中，最后發(fā)生錯斷、彎曲變形。另外，油層與水泥環(huán)之間很容易形成水泥漿與泥漿混合的過渡帶，投產(chǎn)以后，一旦泥漿排出，套管部分位置將連通地層，地層水長期浸泡套管而產(chǎn)生腐蝕傷害。

2.3 井身結(jié)構(gòu)對套管損壞的影響

由于地面關(guān)系復(fù)雜，八面河油田油井結(jié)構(gòu)以斜井居多，水平井、大斜度井也逐年增多。受儲層深度和地面條件限制，油井造斜率高，井眼曲率大，使套管彎曲變形嚴(yán)重，下入困難。目前，八面河油田斜井的造斜率在（16°～20°）／100m，水平井的造斜率在（20°～25°）／100m，水平井造斜率幾乎達(dá)到地層造斜能力極限。另外，為提高油層鉆遇率，施工中經(jīng)常調(diào)整井身軌跡，導(dǎo)致井身軌跡不平滑，特別是水平井的水平段，為了能保證水平穿越油層，井斜角始終要保持在90°上下波動，有時增斜，有時降斜，井眼軌跡成蛇形波浪起伏，這必然造成套管在入井之初就產(chǎn)生了應(yīng)力集中。同時，八面河油田地層出力程度差，需要靠壓裂、防砂、熱采等措施工藝提高產(chǎn)量。在頻繁的作業(yè)過程中，由于油井造斜率高、井眼軌跡不平滑，起下管柱時容易對套管產(chǎn)生劇烈碰撞、摩擦。長期碰撞一方面會使套管輕微擺動，導(dǎo)致套管外水泥環(huán)松動，影響固井質(zhì)量；另一方面會使套管壁厚變薄，產(chǎn)生應(yīng)力集中，加速套管損壞。

2.4 射孔完井對套管損壞的影響

八面河油田由于地層的原因，完井方式主要采用射孔完井。而射孔必然要降低套管的強度。射孔以后在套管上將出現(xiàn)微裂紋，并在長期應(yīng)力作用下導(dǎo)致裂紋開裂和疲勞擴展。在射孔段，套管將產(chǎn)生應(yīng)力集中，并加快裂紋發(fā)展。套管裂紋部位在地層液體的浸泡作用下，產(chǎn)生快速腐蝕傷害。壓裂、地層充填防砂作業(yè)時，高速石英砂顆粒作用于套管射孔孔眼處，對孔眼進(jìn)行沖刷與磨蝕，孔眼逐漸變大，套管處于應(yīng)力高度集中，抗擠壓強度降低，套管損壞加速。

2.5 采油及井下措施作業(yè)對套管損壞的影響

八面河以南區(qū)為主的老區(qū)地層，目前已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，采液平均含水率高達(dá)93%。為了提高產(chǎn)量，大部分油井采油大泵、電潛泵進(jìn)行放差提液，導(dǎo)致采液強度高，生產(chǎn)壓差大，油井套管長期承受較大的負(fù)載而產(chǎn)生疲勞損壞。八面河?xùn)|、西區(qū)稠油地層，地層天然產(chǎn)能低，油井普遍低產(chǎn)低液，需要進(jìn)行注汽、壓裂、防砂等措施來增產(chǎn)。這些措施管柱往往帶有水力錨、錨定器等錨瓦類井下工具，這些工具坐卡后，卡瓦牙嵌入套管內(nèi)壁，對套管造成物理傷害，同時也加速了液體對套管的腐蝕。頻繁的井下作業(yè)，也增加了作業(yè)管柱被套管卡住的風(fēng)險，一旦管柱卡死套管內(nèi)后，需要進(jìn)行套洗、打撈、鉆銑、磨銑等大修作業(yè)，大修過程中，鉆柱控制不好，很容易鉆銑壞套管，導(dǎo)致套管壁厚變薄或者穿孔破裂。

2.6 注汽開采對套管損壞的影響

八面河油田M120、M138 稠油地層主要采用熱采開發(fā)，在注蒸汽過程中，溫度高達(dá)350℃～370 ℃。高溫下套管屈服強度降低約16%，彈性模量降低約35%，抗拉強度降低約8%，使套管基本處于屈服狀態(tài)。注蒸汽時，套管受熱產(chǎn)生膨脹，由于水泥環(huán)的線膨脹系數(shù)和套管的線膨脹系數(shù)及彈性模量均不同，必然束縛套管的膨脹和收縮，在套管柱內(nèi)產(chǎn)生內(nèi)應(yīng)力（即熱應(yīng)力），在持續(xù)的高溫和熱應(yīng)力作用下，套管將產(chǎn)生彎曲變形。

目前，M120、M138稠油油井已進(jìn)入多輪次注蒸汽開采階段，單井年均吞吐2～3 井次，使油層套管反復(fù)承受高溫差變化，套管不斷進(jìn)行熱脹冷縮，造成水泥環(huán)與套管松脫，在熱應(yīng)力與地應(yīng)力不斷變化與反復(fù)作用下，套管始終處在一種伸、縮的“動態(tài)”之中，久之造成疲勞損壞。

2.7 注水開發(fā)對套管損壞的影響

2008年以前，八面河油田注入水采用緩沖－沉降－除油三段式污水未加藥處理，注入水水質(zhì)較差，達(dá)標(biāo)率低，特別是腐蝕達(dá)標(biāo)率遠(yuǎn)低于標(biāo)準(zhǔn)值。由于注入水的水質(zhì)復(fù)雜，且含有H2S、CO2、O2等多種有害氣體，注水井套管長期受到腐蝕傷害。

受各種因素的影響，八面河油田地層吸水情況較差，大部分井需采用增壓注水，在高壓下部分注入水進(jìn)入泥巖層，引起泥巖吸水膨脹，進(jìn)而導(dǎo)致蠕變，使泥巖層產(chǎn)生塑性流動。并在上覆地層壓力的作用下產(chǎn)生層間滑移，層間滑移使套管受到擠壓變形，甚至錯斷。

3 套管損壞預(yù)防措施

由前述可知，地層出砂是造成套管損壞的主要原因，射孔完井是導(dǎo)致套管損壞的外在因素，套管腐蝕降低了套管的強度，注蒸汽開采、注水開發(fā)誘發(fā)了套管的損壞。因此，八面河油田套管的損壞是各種因素共同作用的結(jié)果，必須制定綜合的預(yù)防措施，以延長套管的使用壽命。八面河油田主要采用三種方式來預(yù)防套管損壞：第一在鉆井完井設(shè)計時采取應(yīng)對措施；第二減少生產(chǎn)中各類不利因素對已投產(chǎn)套管的傷害；第三減少施工作業(yè)時對套管的傷害。

3.1 在鉆井完井設(shè)計時采取應(yīng)對措施

1）在鉆井、完井設(shè)計時要考慮出砂等地層特性對套管的影響，分析套管在完井、作業(yè)、生產(chǎn)過程中所受的拉伸、內(nèi)壓和外擠載荷，針對水層、泥質(zhì)夾層、射孔層等套管易損壞的部位，采用N 80×9.17mm 加厚套管，提高套管強度，延長套管壽命。

2）在設(shè)計中參考各區(qū)塊儲層的動液面，在井身軌跡允許情況下，將定向點下移到動液面之下，確保抽油泵安裝在直井段或井斜較小的斜井段，以減少后期的管桿偏磨和套損，利于降低后期的開發(fā)成本。

3）降低造斜率，提高井身軌跡的平滑度。具體措施是增大靶前距，定向井的靶點位移控制在300m 以內(nèi)，造斜率由目前普通定向井的（16°～20°）／100m 降低到（12°～16°）／100m；水平井的靶前距控制在320m～400m 之間，造斜率由目前的（20°～25°）／100m 下降（16°～20°）／100m，避免套管應(yīng)力集中。

4）對于熱采井，采用預(yù)應(yīng)力完井，以抵消注蒸汽過程中套管產(chǎn)生的過大熱應(yīng)力。固井時，水泥返高至地面，使用鋼級為TP110H 的加厚套管，并采用熱力補償技術(shù)，降低套管在熱應(yīng)力狀態(tài)下的伸縮傷害。

3.2 減少施工作業(yè)時對套管的傷害

1）作業(yè)前認(rèn)真查閱施工井的井史資料，要清楚井筒的造斜位置、油層深度、套變位置、掛小套位置。在這些部位控制下管速度，切忌盲目施工對井筒造成傷害。

2）磨、套、鉆銑施工嚴(yán)格按照操作規(guī)程，要根據(jù)套管的尺寸、井筒狀況選取大小合適的鉆頭組合。鉆柱不易很復(fù)雜，為保證鉆頭垂直鉆進(jìn)，磨、套、鉆銑鉆柱應(yīng)該加扶正器確保套管不會受到磨損。

3）井下措施管柱配套工具優(yōu)先使用無卡瓦井下工具，同口井多次作業(yè)時調(diào)整卡封位置，降低卡封處對套管的累積傷害。

4）壓裂、防砂等高壓措施施工時采用封隔器對上部套管進(jìn)行保護(hù)，根據(jù)油井套管情況控制施工參數(shù)，降低施工壓力，壓裂返排時控制返排速度。

5）進(jìn)行分層、分段措施工藝時，優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)，管柱設(shè)計要充分考慮下入與起出安全性能，避免管柱卡死，造成大修。

6）酸化施工中采用緩蝕劑、殺菌劑和除氧劑保護(hù)套管，避免腐蝕損壞。返排殘酸要及時、干凈徹底，以免套管在酸液中浸泡時間過長而造成腐蝕損壞。

3.3 減少生產(chǎn)中對套管的傷害

其原則是從延長套管使用壽命方面對采油井、注水井加強日常管理，出砂井、熱采井進(jìn)行重點管理。

1）采油井：產(chǎn)液速度必須控制在出砂臨界流速以下，易出砂油井上慎用電泵進(jìn)行強采；針對套管腐蝕較嚴(yán)重的區(qū)塊，開展緩蝕阻垢劑投加工作，減緩井筒液對套管的腐蝕。

2）注水井：定期對高壓注水井采取洗井、防膨、解堵措施，防止各種因素造成地層污染，避免注入水壓力超高。提高注入水水質(zhì)，對注入水進(jìn)行殺菌、除氧處理，降低套管腐蝕傷害。采用環(huán)空保護(hù)技術(shù)提高套管壽命，通過對注水井實施環(huán)空軟密封技術(shù)隔離上部套管，避免上部套管長期處于高壓狀態(tài)下。

3）易出砂井改變防砂時期，油井投產(chǎn)前進(jìn)行先期防砂，注重保護(hù)井筒附近油層，采用地層預(yù)充填＋井筒循環(huán)充填的復(fù)合防砂工藝，提高防砂強度，防止地層形成虧空帶，已保持對上覆巖層的支撐力。對已出砂油井可采用化學(xué)防砂工藝，在井筒附近形成高強度礫石固結(jié)層，恢復(fù)油層支撐能力，杜絕上覆巖層因虧空造成的應(yīng)力集中。

4）熱采井：采用注采一體化隔熱管柱與環(huán)空充液氮技術(shù)，盡最大可能降低注蒸汽過程中對油層上部套管的傷害。注汽時控制注汽速度，降低注汽壓力。

4 結(jié)束語

統(tǒng)計分析結(jié)果表明，造成八面河油田油水井套管損壞的主要因素有井身結(jié)構(gòu)、固井質(zhì)量、地層出砂、高壓注水、注蒸汽開采等，具體到某區(qū)塊某口井，套管損壞不是單一原因而是多種原因綜合作用的結(jié)果。從下套管固井到射開套管完井再到作業(yè)、生產(chǎn)使用，時間跨度長，涉及環(huán)節(jié)多，使用工況復(fù)雜多變，在套管使用過程中任何一個環(huán)節(jié)出問題皆可影響到其使用壽命。因此，在制定預(yù)防套管損壞措施時，考慮主要因素的同時，不能忽略各個次要因素，采取綜合預(yù)防措施，降低油水井套管的不正常損壞，減少因套管損壞給八面河油田生產(chǎn)帶來的損失。

［1］凌建軍.吐哈油田套管損壞機理分析及套管保護(hù)技術(shù)［J］.石油天然氣學(xué)報，2005，27（5）：666－669.

［2］陳論韜.溫米油田套損原因分析及預(yù)防措施［J］.石油鉆采工藝，2008，30（2）：118－121.

［3］劉偉.中原油田高壓注水誘發(fā)的油水井套管損壞原因分析［J］.中國地質(zhì)災(zāi)害與防治學(xué)報，2010，21（2）：94－99.