注水井对于油田的稳定和高效生产具有十分重要的意义。埕岛油田馆陶组馆上段油藏自2000年起正式进入注水开发阶段，注水井在生产开发和作业施工过程中发现了诸多问题，如：冬季注水水质较差，井筒沉积泥砂堵塞注水工具，欠注现象严重；井筒斜度大，油层井段长，分层效果差；油管腐蚀穿孔问题；油管内壁结垢缩径以及套管破损问题等等，这昭示着还有很多工作需要技术工作者去研究和解决。

注水井井下油管工具腐蚀结垢状况 

油管腐蚀状况  通过对已连续注水生产2～5年的水井井下管柱解剖分析，发现问题较多，既有工具的腐蚀，也有注水油管的结垢、腐蚀、穿孔，甚至是套管破损问题。以下是几口具有代表性的水井解剖情况介绍。

CB1B-4井，该井2002年2月25日转注水，初期常压笼统合注，注水层段Ng4142+3441+2层；2004年5月19日水井检修作业，笼统合注改为二级三段分注（I：Ng4142+3；II：Ng4444；III：Ng51+253），全井日注量114m3，本次作业前已累计注水量14.71×104m3。因在403位置测试遇阻，不能正常进行吸水剖面测试，因此决定进行检修作业，同时补射Ng1+23。

该井于2006年7月7日至7月14日作业，起原井发现，第13根（安全阀下第1根）渗氮油管腐蚀严重，共发现大小穿孔6处（见图1）。

CB251A-6井，该井2000年11月23日开始注水，常压同心配水，注水方式为一级二段（第一层段Ng42层，第二层段Ng52+354层），全井日配注量165m3，日注水量168m3，已累计注水20.8×104m3。因该井使用SK-54油管，并且5年未检修，因此决定对该井进行检修作业，同时补射Ng1+23。该井于2006年8月27日~9月3日作业，起出原井发现，工具提升短节多处穿孔。

CB251单井，该井2001年12月8日转注水。常压笼统合注，全井日注水量121m3，作业前已累计注水9.8×104 m3。后因测试工具在打压球座处遇阻，不能正常进行吸水剖面测试；同时该井地质要求改分层注水，决定重新作业。2006年6月6～13日进行检修作业，期间发现，1.9in SK-54冲管丝扣部分腐蚀严重（见图2）。

油管结垢状况CB1B-4井，部分渗氮油管内、外壁均出现严重结垢（黄褐色）现象；内壁结垢严重时产生缩径现象（见图3）。

CB251单井，2-7/8inSK-54油管外表面呈现碳黑色；1.9inSK-54冲管内外壁碳黑色结垢。

井下工具腐蚀状况  个别注水井井下注水工具存在严重腐蚀现象（见图4）。

套管破损井情况分析  在CB251D-5水井检修作业拔滤过程中出现了“套管破损断脱”现象，造成了该井后续作业被迫停止以及作业成本的大大增加，该井目前待大修处理。该井于2002年6月15日转注，至本次作业已接近5年时间，属常压笼统合注，注水层位Ng364445层，日配注量80m3，日注水量84m3，累计注水10.45×104m3。

该井2007年4月29日开工作业，起原井过程中发现，原井渗氮油管腐蚀现象严重，多处穿孔（见图5）。

在实施套铣滤砂管过程中，当下Φ152mm+Φ140mm组合连续套铣筒4根（总长36.55m）至476.94m时遇阻。初步怀疑为套管有轻微变形。

套管破损处吐泥沙，5月19日，下Φ48mm冲管3根底带空心杆笔尖，探砂面深度1,613.54m，后冲砂至防砂丝堵1,636.10m，起钻过程中发现井口有溢流，反洗压井（洗井液30m3，泵压2.0MPa，排量400L/min，洗深1,577.59m，出口洗井液29.8 m3，砂0.2m3。反挤洗井液12.0m3,泵压3.0MPa,排量400L/min）。继续起管柱，有遇卡显示，上提管柱大钩负荷升至220kN。复探砂面深度已涨至1,576.09m。至5月20日再次探砂面已涨至1,519.06m，地层已全部被填埋。

为进一步验证遇阻处套管变形情况，分别下Φ152mm×6.02m套铣筒、Φ152mm×5.5m套铣筒、Φ152mm×3.3m套铣筒、Φ150mm×3.6m通刮器，验证套管，均在476m附近不能正常通过。

5月27日下油管481.00m，清水40.0m3正洗井，泵压2.0MPa，排量166L/min，出口返清水40.0m3。电缆绞车输送鹰眼摄像仪至475.3～478m井段拍摄，同步清水正挤协助摄像，经过对所拍摄影像进行分析，结论是该井套管断脱，落鱼深476.94m。

管柱套管等工具防腐措施

加强井下油管、工具的防腐处理及加工质量，提高产品使用寿命；建立注水油管、注水工具从出厂检验、现场检查、第三方检验等的全方位的质量监控体系，从而保证注水管柱的质量。

强化操作工人技术熟练程度和现场监督责任心，严格按照施工技术要求，把好每一道作业施工工序，尤其是管柱、工具下井过程中的保护，避免磕碰损伤防腐层，保证下井后的工具防腐质量。

应根据季节变化，把握注水源头水质；并通过注水井流程增加过滤环节，以保证地层注好水。通过在水井管柱中增设过滤装置，以提高注入水水质，同时方便生产过程中泥砂沉积物得到及时清理。通过水井起原井解剖情况，应进一步确立水井检修周期，确保水井及时维护。

研究采用新型注水工具、油管，同时改用脱油污水、或水源井水回注，延长水井寿命。应进一步加大新型注水工具、防腐油管（稀土锌铝共渗油管技术、环氧粉末油管涂料技术、钛纳米油管涂料技术、玻璃钢内衬油管技术）的研究使用，同时随着油田含水的升高，考虑采用污水回注、或打水源井以改善注入水质量，延长水井使用寿命，提高油层保护效果，降低水井检修率（见图6、图7比较）。

改进防砂技术，提高油井免修期，同时在高压施工过程中，要采取有效的油套管环空封隔措施，以减少高压对套管的损伤。提高固井质量，优选水泥浆配方和固井工艺，提高顶替效率和套管居中度，提高第一和第二界面胶结质量，有效封隔油气水层，防止发生层间互窜，在不改变现有固井施工手段和工艺的基础上，通过技术革新和应用先进技术，适当增加油井的水泥封固长度。

严格管理套管进货渠道，同时采用先进的套管检验仪器，提高套管检验水平、抽检率，除对套管接箍、管体表面质量、几何尺寸、螺纹参数加强检验外，还应进行整体性能和无损检验，以确保下井套管质量合格。

目前埕岛油田注水井所采用的防腐油管、工具等除涂料油管抗腐蚀效果较差外，渗氮油管、Ni-P防腐工具均能满足注水要求。从提升短接、悬挂器锈蚀状况看，必须做好水井全井管柱防腐工作。试验结果表明，腐蚀产生的铁离子及注入水中的铁离子很容易形成胶状液体，对储集层孔隙喉道造成堵塞，应引起足够重视，并提前做好防范措施。建议加大水井套管的检测（可采用光纤井下电视测试系统或鹰眼视像系统，检测内容主要包括：套管内径、壁厚、破损情况、射孔孔眼状况等）。