固井质量评价技术发展及其对油田开发的影响

谢荣华,刘继生,李晓伟

(大庆油田有限责任公司,黑龙江大庆163153)

0 引 言

油气井在钻井完成后需要在套管环空注入水泥进行固井,固井质量直接关系到油气井寿命、产能和勘探开发的总体效益。固井质量达到要求,油气勘探开发则时效高、效果好;固井质量差,则会导致层间流体窜通,开发成本大幅增加,甚至造成区域油水井套管损坏,给油田造成较大的经济损失。因此,随着油田精细开发的不断深入,对固井质量及评价技术提出了更高要求[1-4]。近些年来,固井质量评价技术取得了长足发展,从早期的声幅测井、声波变密度测井发展到新型的扇区水泥胶结测井技术,检测参数逐步增多,周向分辨能力逐步增强。有些油田目前仍在使用相对落后的声波变密度测井技术,该技术只能检测出大于72°的水泥环局部缺失[5],固井质量评价为好的井段有时会出现窜流现象。对固井质量的误判会影响油田开发效果,严重时还会出现油页岩浸水导致套管损坏。

本文对技术成熟度较高,现场大规模应用的声波变密度、扇区水泥胶结、声波伽马密度测井3种技术进行了方法对比和检测结果统计分析,提出了与油田精细开发、安全环保要求相适应的技术升级换代建议。

1 固井质量检测技术的发展

图1为各类固井质量检测仪器示意图。

图1 各类固井质量检测仪器示意图

1.1 声幅测井(CBL)

声幅测井利用声波在介质中的传播特性,通过记录套管波幅度进行套管-水泥界面(固井第Ⅰ界面)胶结质量进行评价。由于固结的水泥与套管的声阻抗差别较小,固井质量较好的井段,套管与水泥环紧密固结,声耦合较好,套管波能量通过水泥环向地层传播而衰减较大,仪器接收探头接收到的折射波幅就小。如果固井不好,套管与水泥胶结不好或管外没有水泥,缝隙中的气体或液体与套管的声阻抗差别很大,声耦合差,套管波能量不易通过界面转移到管外介质中去,套管波能量衰减少,仪器接收探头接收到的折射波幅度就大[6]。折射套管波幅度大小能够反映水泥胶结情况。声幅测井采用单发单收声系,是20世纪60年代发展起来的固井质量检测方法,能够记录套管波,可以快速直观地评价第Ⅰ界面的胶结质量,但检测参数比较单一。

1.2 声波变密度测井(CBL/VDL)

声波变密度测井在声幅测井的基础上增加了接收器,其声系部分由1个发射器,2个接收器组成,发射器主频为20 kHz,近接收器源距3 ft,远接收器源距5 ft。利用3 ft套管波幅度,解释固井第Ⅰ界面胶结状态,首波幅度大,固井第Ⅰ界面胶结差;首波幅度小,第Ⅰ界面胶结好。在解释时使用水泥胶结指数作为定量评价指标,现为油田常规的固井质量评价技术。在第Ⅰ界面胶结好时,利用5 ft全波列中的地层波,定性解释固井第Ⅱ界面胶结状态;地层波强,第Ⅱ界面胶结好;地层波弱,第Ⅱ界面胶结差。在第Ⅰ界面胶结不好时,由于套管波拖尾较长,影响到地层波,这时无法利用地层波判断固井第Ⅱ界面[6]。声波变密度测井测量值是井周360°平均响应,不具备周向分辨能力,无法检测水泥环局部缺失。

1.3 扇区水泥胶结测井(SBT)

图2 扇区水泥胶结测井在刻度井实验结果

以声波变密度测井为基础,增加了1组源距为2 ft的扇区8发、8收传感器,主频100 kHz,周向上记录8组套管波,分别解释8个45°分区固井第Ⅰ界面胶结质量,描述套管外水泥分布均匀性。水泥胶结刻度井实验结果表明,扇区水泥胶结测井可以识别大于等于45°的水泥环局部缺失(见图2),使得固井水力封隔能力评价结果更加准确[7]。这项技术成熟,在大庆油田应用已经超过15年,累计测井2 690井次。图3与图4为同一口井同深度的声幅测井与扇区水泥胶结测井曲线的对比,扇区水泥胶结测井相对声幅测井能解释第Ⅱ界面胶结和水泥局部缺失情况。图5与图6为同一口井同深度声波变密度测井与扇区水泥胶结测井曲线的对比,扇区水泥胶结测井比声波变密度测井多了8扇区变幅度图,能解释水泥局部缺失情况,图6中可以看出明显的纵向贯通窜流通道。

图5 BB井声波变密度测井图 图6 BB井扇区水泥胶结测井图

1.4 声波伽马密度测井(MAK9 & SGDT100)

声波伽马密度测井是声波变密度测井(MAK-9)与伽马密度仪器(SGDT-100)的组合。测井仪中声波测井仪器(MAK-9)通过声波传播时间、首波幅度、首波衰减以及全波列确定套管外的水泥胶结状态;伽马密度仪器(SGDT-100)通过记录选择水泥曲线、积分水泥曲线确定8分区水泥密度、套管厚度和套管相对于裸眼井井壁的偏心情况[8]。大庆油田引进这项技术并推广应用已经超过15年,累计测井389井次,技术较为成熟,在特殊的疑难井诊断中发挥了关键作用。图7为CC井声波伽马密度测井与声波变密度测井对比情况,利用声波测井仪与伽马密度仪组合测井综合分析固井质量,互补对方的缺点,可以给出固井第Ⅰ界面、第Ⅱ界面、水泥局部缺失和抗压强度等参数,进而对固井形成的水力封隔系统的水力封隔能力(不同固井质量情况下的抗窜能力)给出评价[8-9],比声波变密度测井评价结果更全面、精细。

(a)声波伽马密度测井图 (b)声波变密度测井图

综上所述,以上各项固井质量检测技术中,声幅测井用胶结指数IB解释固井第Ⅰ界面,声波变密度测井用胶结指数IB和地层波幅度解释固井第Ⅰ界面,定性解释固井第Ⅱ界面,扇区水泥胶结测井和声波伽马密度测井评价的参数比较多,能够在解释固井第Ⅰ界面和固井第Ⅱ界面的基础上评价水泥局部缺失情况。

2 3种测井资料对比及统计分析

声波变密度测井、扇区水泥胶结测井、声波伽马密度测井在大庆油田应用广泛,对其固井质量评价情况进行对比分析。哈里伯顿公司的CAST-V井周声波扫描成像测井,斯伦贝谢公司的CET超声波水泥评价测井和IBC套后成像测井未大规模应用,未进行统计对比。

2.1 声波变密度测井与扇区水泥胶结对比

分别用声波变密度测井和扇区水泥胶结测井在同一时间、对同一批井进行检测。根据水泥胶结指数的评价结果进行对比,统计时将胶结好的井段累加,除以总井段,得出每口井的优质率情况,并将所有井段累加进行综合统计。由表1可见,2种测井方法共同检测的4 454.9 m井段内,扇区水泥胶结测井发现了声波变密度解释为优质的井段有11.9%的存在大于45°的水泥局部缺失,这对油田精细开发、套损防控具有重要的意义。

2.2 声波变密度测井与声波伽马密度对比

分别用声波变密度测井和声波伽马密度测井同一时间对同一批井进行检测,在共同检测的6 548.5 m 井段内,声波伽马密度测井发现了声波变密度测井解释为优质的12.1%井段,存在大于45°的水泥局部缺失等窜流隐患,声波伽马密度测井能够给出水泥环的水力封隔能力,在消除微环影响[10]、避免多解误判等方面有明显优势。

表1 扇区水泥胶结测井和声波变密度测井解释统计表

2.3 固井质量现场实测资料统计分析

声波变密度、扇区水泥胶结、声波伽马密度3种测井技术对比试验共31口11 003 m井段,统计发现近1 320 m井段存在大于45°的水泥局部缺失,分扇区和伽马密度测井评价固井质量比声波变密度测井更精细、更严格。

表2 声波变密度测井和声波伽马密度测井解释统计表

对于油田精细开发来讲,主要是在套管内进行管柱细分层,套管外的窜槽将直接影响精细开发效果,而对固井质量的误判将导致开发决策的错误,也为油田套管损坏埋下隐患。因此,建议油田提升固井质量检测水平,推广应用扇区水泥胶结测井、声波伽马密度测井等更为精细的测井技术,即时发现油气水井存在的窜流隐患,同时需要制定配套的技术标准,规定油水井至少应该检测哪些固井质量参数及检测应该达到的精度,为油田高效开发提供更精准的资料。

3 总结与建议

(1)固井质量评价技术沿着提高检测的全面性、周向分辨能力发展,扇区水泥胶结测井、声波伽马密度测井可对固井第Ⅰ界面、第Ⅱ界面进行评价,可识别大于等于45°的水泥环局部缺失,评价固井质量精细全面,且技术已经成熟。

(2)为适应油田精细开发、套损防治以及安全环保要求,建议推广使用扇区水泥胶结测井、声波伽马密度测井等具有分区能力的技术,配套相应的标准,更好地服务于油田高效、精准开发。