在復雜的應力載荷、高礦化度的地層水以及井下一定含量的H?S和微生物的協同作用下，井筒管材極易發生硫化物應力腐蝕開裂（SSCC）。通過對部分油田井管失效分析也發現，不同管材（P110、3Cr、N80 等）的油套管的主要斷裂原因均為 SSCC，其關鍵誘因是硫酸鹽還原菌（SRB）。

有相關研究表明，盡管微量的H?S對超臨界CO?體系中C1018碳鋼腐蝕速率的影響較小，但H?S分壓的增高將會提高SSCC敏感性。此外，通過對應力作用下高壓CO?–H?S–Cl?體系的13Cr鋼進行研究也得到了類似結論，并發現此時的腐蝕開裂行為受氫致開裂與陽極溶解機理共同作用。

在井下環境應力和腐蝕性介質侵蝕的作用下，金屬基體表面鈍化膜完整性失效或者無法穩定存在時，均會發生應力腐蝕開裂。在早期應用CO?驅提高采收率的過程中也發現了CO?注入井管材會在CO–CO?–H?O體系下發生應力腐蝕開裂，其成因是金屬基體表面產物膜失穩導致的陽極侵蝕。硫化物應力腐蝕開裂以及其他應力腐蝕開裂也受到注入的碳源雜質的影響。

由部分油氣田現場油套管失效案例可知，螺紋接頭是極易發生腐蝕造成管柱失效的位置，且該處存在較大的縫隙腐蝕風險。同時，井下管柱處于一種受自重、內壓、地層壓力影響但以拉應力為主的特征應力狀態，因此存在應力作用下的縫隙腐蝕問題。

部分研究也表明，拉應力的存在會提高13Cr的縫隙腐蝕敏感性。盡管在超臨界CO?條件下的相關研究較少，但在腐蝕環境更為苛刻的CCUS的利用與封存子系統下的螺紋接頭處縫隙腐蝕問題更不容忽視，尤其是在長周期的封存條件下。

除應力影響外，在長周期封存條件下注采井的管材均會與地層水接觸，高礦化度的地層水、可能存在的腐蝕性微生物以及注入的含雜質CO?會形成一種復雜的多介質耦合腐蝕環境，均有可能對縫隙腐蝕產生影響。

金屬基體（白色固體材料，左）和波特蘭水泥（斑點材料，右）的第一界面縫隙腐蝕示意圖

除上述兩種腐蝕失效形式外，CO?注采井油套管材料也容易產生點蝕穿孔、垢下腐蝕、電偶腐蝕和磨損腐蝕等局部腐蝕失效形式。在多種腐蝕失效形式耦合的條件下，腐蝕問題將變得更為復雜。

現場大量的井筒失效分析數據表明，油套管的失效形式多是由于點蝕造成的管壁腐蝕穿孔。在CO?驅油、封存過程中CO?及雜質與水結合形成的環境對管材具有較強的腐蝕性，高礦化度的地層水中的侵蝕性離子對管材表面產物膜產生強大的破壞性，進而促成了點蝕穿孔的發生。除地層水侵蝕性介質影響外，CO?分壓升高也會增大13Cr和15Cr的點蝕速率。井下自身存在或者是SRB代謝產生的H?S也會對點蝕行為產生影響。因此，多因素耦合作用下的強腐蝕環境讓井筒材料發生點蝕穿孔的風險顯著增加。

關于低CO?分壓的相關研究發現，腐蝕速率與CO?分壓成正比，結合通過對比不含雜質的低CO?分壓（1 MPa）與超臨界CO?富水相（9.5 MPa）中X65鋼的腐蝕行為發現，盡管超臨界CO?條件下的腐蝕速率明顯高于低CO?分壓條件，但在腐蝕機理上兩者基本相同。

超臨界CO?體系下的腐蝕速率可能也與CO?分壓正相關，對于超臨界富CO?相中CO?壓力與X65鋼腐蝕速率的相關研究也得到了類似結論。然而，井下的 CO?分壓一般可高達50 MPa以上，相關的超高CO?分壓條件下的管材腐蝕數據在已有研究中鮮有報道，需要開展更多相關研究工作。