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【摘要】油水井套管损坏是石油开发中的一大技术难题。随着南翼山油田大面积开发和油水井服役时间的延长，油水井套管损坏在不断的增加。越来越严重的套管损坏现象导致了油水井的报废，破坏了正常的注采井网、层系，影响了油田的正常开发，给企业造成严重的经济损失。因此，进行油水井套管损坏的机理研究及成因分析，优化套管损坏井的修复技术，有助于预防和延缓套管损坏现象的发生，延长油水井使用寿命，增加原油产量，对油田的高效开发有着重要的意义。
【关键词】套管损坏；机理研究；成因分析；修复技术；高效开发
1、油田套损现状
南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是在一种缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。储层主要发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98mD，储层排驱压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1].
南翼山油田于2002年全面注水开发以来，套损井逐年增多，严重影响了油田注水结构调整和注水开发效果。2012年新增套损井9口，累计套损井34口，占油水井总数的9.74%，修复11口井，报废23口井。套损类型主要以套管错段、变形为主。其中套管错断21口井，套管变形11口井，管柱遇卡5口井。在纵向上套损部位主要集中在井深200米至300米，并以射孔部位为主。平面分布上套损井主要集中在构造高部位油层发育有利的区块，其中10口套损井在距离东北-西南走向的正断层200米以内，断层附近是形成套损的密集区。
2、套损原因分析
当外力超过套管承载极限时，套管就会损坏。油水井套损受地质因素、工程技术因素和油层开发方式等的影响[3]。
2.1地质因素的影响
导致套损的地质因素主要有地层围压对套管的挤压破坏；泥岩吸水膨胀和蠕变引起套损；盐岩的蠕变和滑移对套管的破坏；地层下沉及油层压实对套管的破坏；油层出砂对套管的破坏；现代地壳运动、地震和滑坡对套管的破坏；断层活动和地层倾角对套管的破坏。在发生套损时，主控因素可能是上述因素之一，也可能是多重因素综合作用的结果。
2.2高压注水的影响
油层高压注水后，油层孔隙压力普遍提高，使得地应力集中于井壁上，套管承受地应力的作用，而地应力的增加使得套管抗挤压强度降低，在平面差异应力作用下使得套管受到剪切损坏、倾斜的地层发生滑动，造成套管变形乃至错段。高压注水引起地应力的增加，使砂岩岩层发生垂向膨胀，套管抗挤压能力下降，易发生挤压变形；注水压力超过地层上覆压力，吸水泥岩层产生位移破坏套管；注入水窜入断层面破碎带，当超过地层上覆压力时外力作用下使断层上升盘复活，挤坏套管[3]。
2.3埋藏深度影响因素
南翼山油田储层埋藏浅（100-500米），胶结及压实作用较差。生产层段上部吸水启动压力较低，吸水层段主要集中在上部疏松层位，且极易导致单层突进及水窜现象发生。套损井套损位置恰好也集中在储层渗透性较高的生产层段。油田储层发育原生粒间孔，次生溶孔、次生溶蚀扩大孔及异常高压形成的裂缝，岩石更易发生蠕动，当作用在套管壁上的载荷超过钢材的极限抗压强度时发生套损。
2.4工程因素的影响
南翼山油田普遍存在封固段固井质量差，套管外水泥返高不够等现象，当注入水窜入泥岩层，泥岩膨胀挤压套管，导致套损；套管质量不合格或技术规范不适用，套管受挤压能力达不到技术要求，造成套损；井眼不规则造成套管弯曲，影响固井质量，在高压注水、断层蠕动等影响下，更易发生套损；注水水质不达标，注入水中的氧、二氧化碳、悬浮物、SRB菌、FB菌、TGB菌等含量超标以及地层酸化解堵过程中的残留酸液，造成套管的腐蚀。
3、套损井的修复技术方法
套损从破坏力学原因上分为挤压、拉伸、剪切等损坏，从破坏形式上分为错断、缩径、变形、腐蚀、外漏等损坏。套损井的修复是一项高成本、高风险的工程，针对不同原因造成的不同类型的套损采用不同的套管修复措施[5]。
3.1套管補贴技术。套管修复中的主要技术之一。套管补贴技术主要有两种，一种是波纹管补贴技术，二是液压胀管式补贴技术。套管补贴后耐高温，耐高压，内通径基本不变，缩径甚微，强度高，能适应热采井要求。
3.2套损井液压密封加固技术。液压密封加固器结构：液压密封加固装置由动力装置和丢手装置组成。
在通井合格的套损井段，将加固器总成下至打开通道处，在液压作用下，中心管活塞向上运动，钢体活塞向下运动，向上的力通过加固装置的拉杆和丢手装置作用于加固装置的下锥体，向下的力通过座封套作用于加固装置的上锥体，锥体锥涨加固锚使之挤贴在套管内壁上达到密封加固的目的。当压力达一定值时，丢手拉断套被拉断，爪芯随底部拉杆向上移动，弹簧爪失去内支撑而收拢，从而失去定位作用，完成丢手动作，从而完成套损井液压密封加固。
3.3套管回接、取套换套技术
取套换套工艺技术是套管修复工艺中最为彻底的一种有效措施，其优点是修复彻底，有效期长，不需要复杂的修井工具，修复后的套管不缩径。对于浅层套管取套方法，采用套铣、倒扣取套法，利用封隔器、打印等方法确定套管损坏的位置、形状，综合地质、油井相关信息，用套铣筒配合割刀取出损坏套管，根据鱼顶类型下相应的接头，选择合理的对扣参数进行对扣，取出套损部位及以上的套管串，找修断口，下新套管补接或对扣，试压完井。
4、结论与认识
4.1南翼山油田套损不仅与泥岩含量、断层及裂缝、高压注水有关， 与其埋藏深度及构造位置更为密切。套管固井质量、套管技术规范、井眼规则程度以及注入水水质等人为工程因素也导致套损的重要因素。
4.2分析总结出诱发南翼山油田套损的主要地质因素有围岩压力、泥岩蠕变、油层出砂、岩层滑动、地层活动和油层压实等地质作用。为现场套管保护提供了理论指导。
4.3对南翼山构造高部位及断层附近、泥岩裂缝发育的注水井，井组注采比控制在1.5以下， 保持单砂体注采平衡， 防止注水井蹩压， 防止和减少产生新的套损井。
4.4套损井的修复以“预防为主、防治并重”的原则，依据地质条件及开采方式，针对不同原因引起的的套管损坏，采取相应的修复措施。尽量降低工程因素导致的套管损坏情况发生，在工程设计及新技术应用方面加大研究力度。
【关键词】套管损坏；机理研究；成因分析；修复技术；高效开发
1、油田套损现状
南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是在一种缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。储层主要发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98mD，储层排驱压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1].
南翼山油田于2002年全面注水开发以来，套损井逐年增多，严重影响了油田注水结构调整和注水开发效果。2012年新增套损井9口，累计套损井34口，占油水井总数的9.74%，修复11口井，报废23口井。套损类型主要以套管错段、变形为主。其中套管错断21口井，套管变形11口井，管柱遇卡5口井。在纵向上套损部位主要集中在井深200米至300米，并以射孔部位为主。平面分布上套损井主要集中在构造高部位油层发育有利的区块，其中10口套损井在距离东北-西南走向的正断层200米以内，断层附近是形成套损的密集区。
2、套损原因分析
当外力超过套管承载极限时，套管就会损坏。油水井套损受地质因素、工程技术因素和油层开发方式等的影响[3]。
2.1地质因素的影响
导致套损的地质因素主要有地层围压对套管的挤压破坏；泥岩吸水膨胀和蠕变引起套损；盐岩的蠕变和滑移对套管的破坏；地层下沉及油层压实对套管的破坏；油层出砂对套管的破坏；现代地壳运动、地震和滑坡对套管的破坏；断层活动和地层倾角对套管的破坏。在发生套损时，主控因素可能是上述因素之一，也可能是多重因素综合作用的结果。
2.2高压注水的影响
油层高压注水后，油层孔隙压力普遍提高，使得地应力集中于井壁上，套管承受地应力的作用，而地应力的增加使得套管抗挤压强度降低，在平面差异应力作用下使得套管受到剪切损坏、倾斜的地层发生滑动，造成套管变形乃至错段。高压注水引起地应力的增加，使砂岩岩层发生垂向膨胀，套管抗挤压能力下降，易发生挤压变形；注水压力超过地层上覆压力，吸水泥岩层产生位移破坏套管；注入水窜入断层面破碎带，当超过地层上覆压力时外力作用下使断层上升盘复活，挤坏套管[3]。
2.3埋藏深度影响因素
南翼山油田储层埋藏浅（100-500米），胶结及压实作用较差。生产层段上部吸水启动压力较低，吸水层段主要集中在上部疏松层位，且极易导致单层突进及水窜现象发生。套损井套损位置恰好也集中在储层渗透性较高的生产层段。油田储层发育原生粒间孔，次生溶孔、次生溶蚀扩大孔及异常高压形成的裂缝，岩石更易发生蠕动，当作用在套管壁上的载荷超过钢材的极限抗压强度时发生套损。
2.4工程因素的影响
南翼山油田普遍存在封固段固井质量差，套管外水泥返高不够等现象，当注入水窜入泥岩层，泥岩膨胀挤压套管，导致套损；套管质量不合格或技术规范不适用，套管受挤压能力达不到技术要求，造成套损；井眼不规则造成套管弯曲，影响固井质量，在高压注水、断层蠕动等影响下，更易发生套损；注水水质不达标，注入水中的氧、二氧化碳、悬浮物、SRB菌、FB菌、TGB菌等含量超标以及地层酸化解堵过程中的残留酸液，造成套管的腐蚀。
3、套损井的修复技术方法
套损从破坏力学原因上分为挤压、拉伸、剪切等损坏，从破坏形式上分为错断、缩径、变形、腐蚀、外漏等损坏。套损井的修复是一项高成本、高风险的工程，针对不同原因造成的不同类型的套损采用不同的套管修复措施[5]。
3.1套管補贴技术。套管修复中的主要技术之一。套管补贴技术主要有两种，一种是波纹管补贴技术，二是液压胀管式补贴技术。套管补贴后耐高温，耐高压，内通径基本不变，缩径甚微，强度高，能适应热采井要求。
3.2套损井液压密封加固技术。液压密封加固器结构：液压密封加固装置由动力装置和丢手装置组成。
在通井合格的套损井段，将加固器总成下至打开通道处，在液压作用下，中心管活塞向上运动，钢体活塞向下运动，向上的力通过加固装置的拉杆和丢手装置作用于加固装置的下锥体，向下的力通过座封套作用于加固装置的上锥体，锥体锥涨加固锚使之挤贴在套管内壁上达到密封加固的目的。当压力达一定值时，丢手拉断套被拉断，爪芯随底部拉杆向上移动，弹簧爪失去内支撑而收拢，从而失去定位作用，完成丢手动作，从而完成套损井液压密封加固。
3.3套管回接、取套换套技术
取套换套工艺技术是套管修复工艺中最为彻底的一种有效措施，其优点是修复彻底，有效期长，不需要复杂的修井工具，修复后的套管不缩径。对于浅层套管取套方法，采用套铣、倒扣取套法，利用封隔器、打印等方法确定套管损坏的位置、形状，综合地质、油井相关信息，用套铣筒配合割刀取出损坏套管，根据鱼顶类型下相应的接头，选择合理的对扣参数进行对扣，取出套损部位及以上的套管串，找修断口，下新套管补接或对扣，试压完井。
4、结论与认识
4.1南翼山油田套损不仅与泥岩含量、断层及裂缝、高压注水有关， 与其埋藏深度及构造位置更为密切。套管固井质量、套管技术规范、井眼规则程度以及注入水水质等人为工程因素也导致套损的重要因素。
4.2分析总结出诱发南翼山油田套损的主要地质因素有围岩压力、泥岩蠕变、油层出砂、岩层滑动、地层活动和油层压实等地质作用。为现场套管保护提供了理论指导。
4.3对南翼山构造高部位及断层附近、泥岩裂缝发育的注水井，井组注采比控制在1.5以下， 保持单砂体注采平衡， 防止注水井蹩压， 防止和减少产生新的套损井。
4.4套损井的修复以“预防为主、防治并重”的原则，依据地质条件及开采方式，针对不同原因引起的的套管损坏，采取相应的修复措施。尽量降低工程因素导致的套管损坏情况发生，在工程设计及新技术应用方面加大研究力度。