固井质量评价面临的新问题及思路

2015-12-13陈向军李维彦杨顺辉

测井技术 2015年1期

陈向军，李维彦，杨顺辉

（1．中国石化石油工程技术研究院，北京100101；2．长江大学地球物理与石油资源学院，湖北武汉430079）

0 引言

固井质量是钻井工程的一项重要考核指标，固井质量不合格的井将会面临着高额扣款甚至会被拒绝收井，导致较大的经济损失。固井质量不合格的井一般需要经过补救合格后方可交井，而补救措施一般为射孔挤水泥，不仅费时较长，费用较高，工序复杂，风险较大，而且对于套管的完整性有较大破坏，对于地层孔隙度较低的井成功率较低。

固井质量解释评价需要准确反映界面胶结情况，尽可能避免或减轻无关信息对固井质量解释的干扰，尤其在双层套管（尾管与上层套管重叠段）出现的外层套管界面反射波，以及快速地层（灰岩声波时差为156μs／m，套管声波时差为187μs／m）出现的地层波早到现象等，将严重干扰固井质量评价的准确性。误差过大的解释结论将会严重影响后续作业方案及决策的准确性、合理性，造成不合理的挤水泥及射孔等作业，增加额外的生产成本。

1 现用固井质量解释方法的缺陷

现阶段一般采用CBL／VDL测井资料评价固井质量。对于第Ⅰ界面普遍使用声幅、相对声幅、水泥胶结强度、或胶结比评价［1］，在无自由套管时采用水泥胶结强度及胶结比可在一定程度上回避刻度问题［2－3］。在实际测井解释中一般采用计算机软件处理结合人工纠错方式处理数据；采用VDL波形结合CBL资料定性解释第Ⅱ界面胶结情况，对于单层套管及慢速地层比较准确。对于存在双层套管及快速地层等特殊情况，只能定性评价第Ⅱ界面，无法实现定量评价的目的。

1．1 对双层套管固井质量解释时未考虑多层界面对声波的反射叠加作用

尾管悬挂于上层套管内，并与上层套管重叠100～200m，在重叠段存在2层套管而增加了2个新的反射面，导致接收换能器收到更多的声波信息，并与内层套管的套管波信息叠加，使得声波信号增强，导致声幅增加。这种解释方法必然导致固井质量解释结果失真，对于固井质量良好的井段可能会得出固井不合格的错误评价［2］。

1．2 对快速地层固井质量解释时未考虑地层波提前到达后的信号失真影响

快速地层声波传播速度快，可能会早于套管波首波到达接收换能器，从而被当作套管波信息予以记录，属于二者叠加的结果。这将导致CBL值偏大，造成使用CBL评价第Ⅰ界面时出现较大偏差［2－4］。

在声波变密度测井中，通常利用地层波的能量评价第Ⅱ界面胶结质量。但是在快速地层中，由于地层纵波速度高于套管纵波速度，使套管波和地层波难以区分，因而在评价第Ⅱ界面时采用的信息为失真的地层波，使得解释结果出现较大的偏差。

2 在特殊条件下固井质量解释新思路及方法

由于双层套管及快速地层对于套管波首波到达时间的干扰，外层套管反射波或者快速地层的地层波与首波叠加，导致取用的声波信号失真，最终解释出的结果无法真实反映出界面胶结质量。为此，在取用测井数据时必须首先过滤掉信息杂质，抽取准确的套管波及地层波信息，准确评价固井质量。

确定正确的开窗时间是取用准确套管波与地层波的首要条件。结合裸眼井测井资料并比对变密度波形，准确计算开窗时间，利用时－频分析区分套管波与地层波，计算出界面胶结指数，可以有效避免在错误的开窗时间提取错误的声波信息，从而得到更加准确的解释结果。快速地层的固井质量解释可以通过以下3个步骤准确提取套管波及地层波信息。对于双层套管，也可以采用这种思路及方法，只不过将上述的地层换成外层套管即可，从而也可以得到较准确的第Ⅰ、第Ⅱ界面的胶结指数，由此类推可以进一步得到第Ⅲ、第Ⅳ界面的胶结指数。

2．1 根据裸眼测井资料判断地层是否为快速地层

快速地层的自然伽马、声波时差及变密度波到时与慢速地层有较大的区别，其自然伽马值一般小于10API，声波时差在45～50μs／ft＊非法定计量单位，1ft＝12in＝0．3048m，下同范围内，声波变密度的地层波相对于慢速地层明显提前到达，并可根据裸眼测井资料明确不同井段的地层波传播速度及首波到时T0（见图1）。

图1 CBL／VDL测井声波发射及接收路径图

在裸眼井地层中，声波从换能发射器以一定角度向外发射，声波穿过距离为Lmo的钻井液到达地层，然后沿地层传播（距离Lf），之后再次穿过钻井液后到达换能接收器，时间为T0。声波在套管固井后的井筒中传播过程是穿过距离为Lmc钻井液、距离为Lc的套管、距离为Lcr的水泥石以及地层（距离Lf），然后穿过水泥环、套管及钻井液到达换能接收器，时间为Tc。

式中，vm为声波在已知密度的钻井液传播速度；vc为声波在套管中的传播速度；vm与vc均为已知。vcr为声波在胶结质量不同的水泥石中的传播速度，声波在不同胶结质量的水泥中的传播速度有一定差别，但声波在水泥石中经过的路程较短，所以水泥环基本上不对全波形产生影响［5］。声波在水泥石中的传播速度只与其密度有关，且根据室内试验是可知的。根据裸眼井测井可以计算出地层的传播速度，在固井后声波在水泥石与地层耦合带的传播速度与裸眼井地层波传播速度基本相同，由此可以准确确定地层波首波到时Tc，然后确定地层波的开窗时间。

2．2 通过不同频率及时－频分析区分出套管波及地层波，并分别得到套管波及地层波能量

一般情况下，地层波和套管波信号的主频不同，前者频率低，后者频率高［6－8］（见图2），图2 中TIMEFM为地层波到达时间；PWAVE为变密度波形频率谱；GR为自然伽马；WF2为5ft变密度波形。据此设计相应的滤波器并通过时－频分析将套管波与地层波区分开［见图3（a）］，地层波频率范围应该在（9000～15000）Hz之间，套管波频率范围在（16000～22000）Hz之间；然后从信号中提取套管波及地层波的能量［见图3（b）］。

图2 变密度波形频率分布图

图3 某深度点实际变密度波形及频率分布图

2．3 通过地层波、套管波能量计算第Ⅰ、Ⅱ界面胶结指数

分别计算套管波、地层波能量E套、E地，进一步得到2个界面的胶结指数。第Ⅰ界面胶结指数

第Ⅱ界面胶结指数

式中，Ec，min为完全胶结段套管波能量；Ec，max为自由套管段套管波能量；Ef，min为自由套管段地层波能量；Ef，max为完全胶结段地层波能量。

3 固井质量解释实例

伊朗雅达油田两层生产尾管（Φ177．8mm尾管及Φ114．3mm尾管）的固井质量一直存在极大的争议，在双层套管井段的固井质量解释结果为差；尾管封固井段为碳酸盐地层，以灰岩居多，属于快速地层，固井质量解释结果也为差。

3．1 双层套管固井质量解释实例

F09井Φ114．3mm尾管全部位于Φ177．8mm套管内，目的是封堵Φ177．8mm射孔炮眼，形成了非常典型的双层套管结构。

3．1．1 解释结果比较

考虑到伊朗雅达油田双层套管的解释难度及复杂性，没有解释第Ⅱ界面固井质量，只解释了第Ⅰ界面。结果显示第Ⅰ界面胶结质量非常差，不合格段长所占比例高达95．2%，但使用本文介绍的新方法解释结果为全井段均达到合格以上，统计结果见表1。

表1 F09井Φ114．3mm尾管固井质量解释表

图4为F09井Φ114．3mm尾管固井质量解释图（4150～4170m井段），常规法采用CBL值评价第Ⅰ界面，相对声幅值均超过30%，部分段甚至超过50%，主要原因是没有过滤掉外层套管（Φ177．8 mm尾管）的反射波，该反射波与该层套管（Φ114．3 mm尾管）的套管波叠加，从而增大了接收到的声幅值，反映到图4中即增大了相对声幅值，常规法评价该段第Ⅰ界面固井质量为差，此外也放弃了对第Ⅱ界面的评价。滤波法对第Ⅰ界面的评价为优－合格，对第Ⅱ界面评价为合格。该评价结果与后续生产情况相吻合，该段上下均射孔测试，未发生层间窜通。

图4 F09井Φ114．3mm尾管固井质量解释对比图

3．1．2 射孔及后续生产情况

F09井Φ114．3mm尾管下入井段为3839～4262m，测声幅井段3836．75～4212m，测量并解释评价了绝大部分尾管封固井段。但是通过射孔及后续生产情况证实，4个界面均未发生窜通现象，生产验证结果见表2。这也表明现有的固井质量解释方法不能客观反应固井质量，相对而言，新方法得出的结果更加符合实际情况。

表2 F09井射孔情况表

3．1．3 现用固井质量解释方法产生偏差的原因

在3840～4221m层段存在明显的内外2个套管波（见图5）。新方法计算出内层套管波（Φ114．3mm）到达时间约为350μs，外层套管波（Φ177．8mm）时间约为375μs，两者相差25μs，图5中的内外层套管波到时图与理论计算值基本一致。在测井采集和解释中可能忽视内层套管波的存在，如深度为4160～4170m层段，从变密度看存在较强的内层套管波，但测量记录CBL值低；相反无内层套管波层段，CBL值反而高。显然现场选择外层套管波到达时间作为套管波到达开窗时间，获取的CBL信息错误，所以依据CBL值评价第Ⅰ界面固井质量有较大偏差，若利用变密度波形重新处理，计算套管波、地层波能量评价固井质量，评价结果更可靠。