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本周话题：低渗油藏注水井套损机理及治理措施

在注水条件下，非均质油层使层间差异增大，高渗透区的吸水能力高成为高压区，低渗透区的吸水能力低成为低压区，层间压差增大。分层注水的层间压差也较大，在层间、区块之间注水不平衡，有的超压超注或低压欠注，超压注水区将促使进水域扩大，增大岩体不稳定性，造成区块多口井套管损坏。
注水井开发的油田，由于开采方式的转变，加密、调整井网的增多，以及对低渗透、特低渗透油层提高压力注水等等，以及注水井提压注水、控制注水、停注、防溢流降压等措施，使地层孔隙压力大起大落，岩体出现大幅度升降。如新钻调整井、加密井须在同一区块内停注、防溢流降压等，由于地层孔隙骨架是弹性体，在恒定的上覆岩层压实作用下，其体积随油层孔隙压力大小而变化，当长期大量注水使油层孔隙压力增高时将引起孔隙骨架膨胀；当长期停注、欠注、大量防溢流等引起孔隙压力降低时，将引起孔隙骨架的收缩。
在同一区块内，因油层的非均质性和井网部署的影响，使油层孔隙压力分布不均匀，从而引起孔隙骨架不均匀缩胀，导致局部地面升降，造成局部应力集中而导致个别井套管损坏。当区块之间形成足够大的孔隙压差时，特别在行列注水开发条件下，泥页岩和断层面大面积水侵时，将导致区块内多口井套管损坏。

1、低渗油藏吸水能力低，表现为注水压力高，在高压注水条件下，高压注入水进入泥岩层形成水浸后，由于裂缝充水和岩层泥化，其岩层物理性质将发生变化，在压力差的作用下产生滑移。
2、多采少注造成的纵向压力不平衡及区块两端注采压力不一致造成的横向压力不平衡引起套管损坏。
3、岩层之间的水串使套管受力不均匀性增加套管发生变形。
4、低渗油藏普遍油水量低，导致管线中细菌等杂质含量增加，引发套损。
5、低渗油藏吸水能力低，表现为注水压力高，引发丝扣漏水。

超破裂压力注水是引起套损的直接原因，对于任何类型套损井分析，第一步就是检查注水压力，套损层位在射孔顶界附近的井，检查注水压力尤为重要。   除超破裂压力注水因素外，对于发生在油层部位的套损，还要考虑因孔隙压力差别大引起孔隙骨架非均匀涨缩形成的套损。 
   1、断层面上套损井的分析
   断层面上套损形成的原因有两点：一是断层面进水软化产生滑移；二是断层两侧油层孔隙压力差异过大引起断层活动。它的特点是井下发现的套损点与断点大体重合，套损井的平面分布不受油层限制，而是顺着断层面延伸。对这类套损井的分析，应以断层面图为主要依据，把属于同一断层、不同油层、不同海拔深度的套损点，落实到断层面图上，用这些井点组合成一个分析单元，分析注采井的关系。 
   2、进水通道有三种类型
第一种是油层顶界以上固井质量差，大段窜槽造成的进水通道。在注水压力超过上覆岩压时，注入水即可沿此通道进入标准层，对这类通道的判断主要借助对声波变密度测井曲线、同位素测井曲线、井温、噪声、封隔器验封等资料的综合分析。
第二种是套管错断漏水造成的通道，这一类通道更具有危害性，必须及时发现，对可疑井安排井况调查，利用铅模、井径、吸水剖、连续流量计、封隔器找漏及其它测井、试井资料进行综合判断。
第三种是断层形成的通道，利用断层面上的套损分析确定。
    治理措施
    1、套损井一旦形成，就会自动向邻井蔓延扩展，发展成为成片套损区，因此，要求做到及时发现、及时分析、及时治理。
    2、加强注水井监测工作，所有注水井每月测一次全井指示曲线，每月检查一次保护封隔器的密封情况，发现注水异常，必须立即关井，再作调整。
    3、一是要把全区注水井的注水压力控制在一个合理范围内；二是调整注采比，努力减少注采失衡、压力失衡，治理高压区和低压区，使油层达到相对稳定的状态。
    4、 套损井分析不应局限于少数人员，应是整个开发系统的工作内容。

前面楼主解释得很清楚了，我只想提几点想法：
1、首先控制好注水压差，协调好配注量。压差不能太大，以致于把水井套管挤坏。
2、解决好三大矛盾，减少水井套管损坏的几率。
3、在已经损坏的套管中进行分析研究，总结出该区块防水井套损的方法。

具体问题
(1)注水水质要影响油水井的生产能力，尤其在低渗透油藏中，不同的注水水质下，油水井的采油、吸水能力差别可能很大，但其变化具有一定的规律性。
(2)渗透率级差的大小影响着油井含水上升的速度，而且主侧向不同，主向上级差大于7时，含水明显上升。侧向上大于8时含水上升较快。剖面上吸水状况差的井主水锥进容易导致油井含水上升，尤其是在锥进的同时保持高强度注水，特别容易发生暴性水淹。过大的采液强度易导致含水上升。
（3）低渗透油藏普遍存在着孔喉细小、渗流阻力大，只有较大的驱替压力液体才能流动。为提高注水开发效果而增加注人压力，但注水压力高，易造成微裂缝开启，水沿裂缝突进，造成驱油效率低，波及体积小，且套损严重。
(4)低渗透油藏含水在40 ～ 60 期间含水上升速度最快，需要采取控制生产压差的手段延缓含水上升率。
主要措施
( 1 ) 继续优化区块， 整体加密调整，进一步完善注采井网。进一步搞好小井距高压注水试
验， 寻找低渗油田注水开发的有效途径。低渗透油藏注采井距大，油水井间存在不易流动带，通过加密调整，能提高水驱动用程度。
(2) 将已成熟的配套工艺技术逐步推广，形成规模。及时进行各项技术的应用监测及评价工作， 确保先进开采工艺技术的应用具有良好的开发效益和经济效益。
（3）在深化油藏地质基础研究的基础上，精细注采结构调整与剩余油挖潜，循序渐进地推进滚动勘探开发一体化，实施“点弱面强、温和注水”与逐层上返注水开发相结合的注水开发调整思路，在相控剩余油研究的基础上强化工类层侧翼Ⅱ、Ⅲ类相带薄差层压裂引效和实施一对一完善注采井网工作
（4）采用超前注水方式时，能保持注采平衡，地层压力就基本保持在原始地层压力附近，这可以避免原油物性的变差，有利于油井有较高的产量。
(5)针对低渗透油藏注水难的问题，结合油藏地质特征，通过开展注水过程中储层潜在伤害因素研究，搞好注水过程中的油层保护，制定注入水水质标准，建立水质处理技术体系、活动洗井车洗井技术和油层改造增注酸液新配方研究及应用，达到油田注好水注够水的目的。
（6)表面活性剂作用后，储层润湿性向亲水方向偏移；相渗曲线明显改变，两相流动范围变宽，残余油饱和度降低，油、水的相对渗透率都上升，能够降低注水压力，从而避开高压注水带来的微裂缝开启导致的油层暴淹、油井套损等一系列问题，改变低渗油藏的注水开发效果。

低渗透油藏普遍注采井距过大，注水见效困难。例如梁4块渗透率2md，计算技术井距52m，而实际注采井距达310m，由于井距过大，油水井之间难以建立起有效驱替，导致注水困难，注水压力高达40MPa。注水压力高是套损的主要原因。
高压注水开采,在多孔介质中形成渗流场,使钻井后储层的固体骨架应力重新分布,通过有效应力改变储层岩体的渗流参数,影响渗流场与岩体应力场两者的平衡。高围压下的井眼附近容易产生应力集中和塑性屈服,储层经过上述流固耦合作用后,由于储层多为砂岩、泥岩等不同岩性、不同厚度岩层相互分层夹杂,各层间力学参数对注水干扰和应力重新分布的敏感性都有较大差异,井眼作为唯一较大的储层应力和位移释放的空间,周围储层产生的应力重新分布结果会直接对套管、固井水泥环和周围储层岩体这一组合体系产生弹塑性应力作用,产生新的应力集中,并伴随各部位应变的差异,从而导致套管破坏。

大家的理论和实际都说的太好了，我就不再说了，我就补充一句，别经常开关井，低渗油藏注水压力较高，经常的井筒激动容易导致长期高压的套管发生蠕动和破裂

套馆损坏机理包括以下几方面：
     1. 地质因素
        1.1 泥岩吸水蠕变和膨胀造成套管损坏
        1.2 油层出砂造成套管损坏
        1.3 岩层滑动造成套管损坏
        1.4 断层活动造成套管损坏
     2. 工程因素
        2.1 固井质量问题
                2.2 射孔对套管损坏的影响
                2.3 注水引起套管损坏的机理
        2.4 井位部署的问题
        2.5 大型增产措施造成套管损坏
     3.  腐蚀因素
        3.1  电化学腐蚀
                3.2  化学腐蚀
                3.3  细菌腐蚀
                3.4  结垢腐蚀
处理措施：主要就是注意以上三方面的因素影响，工程质量要过关，减少腐蚀等。

俺分析发生套损的主要因素：一是低渗油层注入压力高，地层能量不能得到有效补充，二是油管注入压力高，套管相应承受压力也高，时间长了，发生套损的也就多了。所以控制注水压力，尽量减少注入压力的波动，是减少套损井的关键。