多功能超声波成像测井仪评价固井质量

罗鹏，姚振河，张传举，夏竹君，谢瑞永，李世举

1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术深圳分公司（广东 深圳518064）2.中海油田服务股份有限公司 油田技术事业部（广东 深圳518000）

关健词 超声波测井；成像测井仪；固井质量；测井解释

0 引言

国外油田服务公司早已推出基于超声脉冲反射测量技术进行套损检测的仪器，采用不同频率的超声换能器，对不同型号的套管进行套损评价。斯伦贝谢公司最新一代的IsolationScanner仪器不但可以进行套损检测，还可以针对第一界面及第二界面的水泥胶结质量作定量评价[1]。国内也有不少油田开发中应用超声波测井技术[2-5]。

多功能超声波成像测井仪（Multi-function Ultrasonic Imaging Logging Tool，MUIL）由中海油田服务股份有限公司自主研发[6-8]，不但可以对裸眼井进行扫描成像，而且可以进行套损检测及固井质量评价。该仪器采用中心频率分别为250 kHz、350 kHz及450 kHz的超声换能器，可以满足油气田中绝大多数类型套管的损伤检测及固井质量检测，在南海东部的固井质量检测方面，基本上取代了哈里伯顿公司的CAST-V仪器和斯伦贝谢公司的IBC测井仪。

1 多功能超声波成像测井仪

1.1 测井原理

MUIL测井仪采用超声波脉冲反射法测量原理，发射换能器为自发自收探头，首先对发射探头激励一个超声波脉冲信号，超声波脉冲信号在流体中传播然后入射到套管内壁，其中大部分声波能量反射回来被换能器接收，剩余的则进入套管，声波信号在套管与水泥环和套管与地层表面之间进行多次的反射。在每个表面都会有一些能量被反射，一些能量透射出去，能量的大小由两种材料声阻抗的差异决定。由于套管的声阻抗和流体的声阻抗为常数，所以套管内的信号以一定的速率衰减，信号的大小依赖于套管外面材料的声阻抗。套管外面材料的声阻抗越大，套管内的共振波幅度越小；反之亦然，利用套管共振波幅度的强弱可以评价套管外面材料的声阻抗大小，进而对套管外固井质量进行评价。

1.2 仪器结构

MUIL测井仪的核心组成是电子线路短节和旋转探头组合短节两部分，扶正器为辅助组成部分，如图1所示。电子线路短节主要负责超声换能器的激励响应及井下数据的采集处理。声系短节包含两种超声波换能器，泥浆波换能器和反射波换能器，每个换能器既能发射又能接收。泥浆换能器主要负责井眼中泥浆声速的测量；反射波换能器主要负责成像测量，安装在扫描旋转探头上，当高频率聚集换能器向井壁发射超声波脉冲并接收其反射回波时，旋转探头接收换能器绕井轴360°旋转扫描，进行高分辨率数据采集，利用记录的回波信息对套管壁或井壁进行成像，从而获取套管壁或井壁的特征信息。

图1 MUIL多功能超声成像测井仪示意图

旋转探头有A、B、C、D 4种型号：A型探头直径92.1 mm（35∕8″），适合177.8 mm（7″）套管；B型探头直径111.12 mm（43∕8″），适合177.8 mm（7″）和193.67 mm（75∕8″）套管；C型探头直径142.87 mm（55∕8″），适合219.07 mm(85∕8″)和244.47 mm(95∕8″)套管；D型探头直径177.8 mm（7″），适合244.47 mm(95∕8″)套管。通过更换不同尺寸的扫描探头可以适应不同尺寸的井眼条件。

1.3 主要技术指标

MUIL测井仪的主要技术指标：工具耐温350℉（175℃），耐压137.9 MPa（20 000 psi），工具直径92 mm，总长3.911 m，质量98 kg，可检测套管厚度范围为0.5～2 cm；套管壁厚测量精度为±6%；最小可检测串槽和缺陷尺寸3 cm；声阻抗分辨率0.2 Mrayl；声阻抗测量精度±15%；测井速度3.05 m∕min(10 ft∕min)；垂直分辨率6.35 mm(0.25")。

1.4 测量模式

MUIL测井仪有2种工作模式：成像模式和全波模式，测井作业时3个不同的服务表可供选择，两种模式可以同时进行；在测井作业过程中，安装在旋转头上的超声波探头沿井壁做360°高速旋转，采集井壁信息。

成像模式可以在裸眼井和套管井中测量，超声波探头每隔1.5°进行一次超声波发射并接收回波信号，旋转一周共采集240道波形，在井下电路中，将采集的波形进行实时处理，生成反射波幅度和反射波的二维图像，反映裸眼井井壁或套管井内壁幅度成像和内径成像。

全波模式适合在套管中测量，超声波探头每隔6°进行一次超声波发射并接收回波信号，旋转一周共采集60道波形，并实时传送到地面系统，地面系统经过实时处理，计算套管壁厚评价套损，计算套后声阻抗评价固井质量。

1.5 偏心校正

MUIL测井仪对仪器居中要求十分严格，如果仪器偏心过大，声波倾斜入射，返回波形严重变形，不能反映真实的井下状况。为解决此问题，中海油服先后制作了8种规格12套偏心器具，进行了大量的仪器偏心与倾斜入射试验，发现仪器偏心时主要特征有：①到达时间、波形幅度与偏心角呈规律变化；②偏心严重位置出现“假阻抗”。

通过研究，总结了不同偏心情况下波形变化及测量参数的变化规律，并进行偏心校正研究，图2为偏心校正原理图，对177.8 mm（7″）和244.47 mm(95∕8″)的套管校正方法计算公式如下。

式中:U1为探头原始波形的电压幅度，V；U为校正后探头接收的电压幅度，V；L为仪器偏心距离，mm；α为测点A到仪器中心线与正东的夹角，°；θ为测点A到仪器中心线及套管中心线的夹角，°。

通过实验研究，得出了不同规格套管不同测量源距时仪器允许偏心指标（表1），对偏心状态控制和资料质量进行规范。

图2 偏心校正原理图

表1 MUIL测井仪允许偏心距可控范围

1.6 室内实验

中海油服在室内开展了不同密度的固井水泥声波阻抗测试实验，不同规格的套管外采用不同密度的固井水泥石胶结后，对不同密度的固井水泥进行声阻抗测量。从图3可以看出，当水泥密度大于1.4 g∕cm3时，红色点基本上成一条直线，将其进行线性回归，得出声阻抗随水泥密度变化的关系式。该图版可作为标准对MUIL测井仪进行标准化刻度，为MUIL测井仪推广应用提供了现场资料质控依据和水泥胶结评价依据。

图3 不同固井水泥石密度-声阻抗关系

1.7 现场操作要求

1）核实测量项目，是否需要测量陀螺数据及挂接爬行器。

2）核实测量套管尺寸、测量长度，不同的套管需要准备不同的旋转头。

3）收集井温、泥浆比重、井队打捞油管作业日报、射孔段、封隔器深度、刮管钻具下入深度、地层伽马资料、套管磅级等资料，并重点关注同一外径的套管是否有不同的磅级。

4）MUIL测井仪对扶正要求严格，根据套管内径尺寸调整套管滚轮扶正器的大小，建议斜井段滚轮扶正器内径调至比套管内径稍大，直井段可以比套管内径稍小，仪器入井之前检查可调滚轮扶正器的弹片，螺丝的紧固情况。

5）在测量之前需压井至安全状态，起出生产管柱，并下入合适的刮管器刮管及大排量洗井。

6）MUIL测井仪下放，在接近井底时，不得高速下放或探底，防止损坏超声探头。

7）MUIL测井仪的电机转速靠直流电的大小来控制。测井过程中，应该实时观察电机的转速并做调整；工作时环境指标不能超过仪器的极限压力、温度及电气指标范围。

1.8 现场质量控制

1）方位刻度：当仪器串中有方位仪器时，将MUIL仪器方位对准方位仪器高边，进行方位校正。

2）井径刻度：MUIL测量时，可以得到超声波到达井壁的时间，如果再得到超声波在井液中速度，便可计算出井壁的内径。井径刻度是为了减小此一计算过程中的误差。建议在井内100 m以下的深度进行刻度，停车保持仪器静止在某深度点，并确定仪器探头不在套管的节箍处。

3）重复测量：在混浆段或自由套管井段或固井质量相对较差的井段测量重复曲线至少50 m，重复曲线与主曲线的图像特征应基本一致。

4）套管节箍信号明显无缺失，声阻抗曲线变化与声波变密度套管波显示应有相关性。

5）当怀疑套管和水泥之间存在微环带时，应加压再测一次，与未加压时作比较。

2 解释方法

2.1 胶结指数法

MUIL多功能超声波成像测井仪记录的高分辨率井周回波信息，用多时域法分析处理能计算套管外水泥的声阻抗Z(n,m)，利用公式（4）计算出水泥胶结指数BI(n,m)。

式中：BI(n,m)为测量位置在n深度m角度水泥胶结指数；Z(n,m)为测量位置在n深度m度阻抗值，Mrayl；Zwat为水（流体）的阻抗值，取1.5 Mrayl；Zs为固井水泥的阻抗，与水泥浆密度有关，见图3。

根据胶结指数确定固井质量评价标准：BI＞0.6胶结好，0.6＞BI＞0.35胶结中等，BI＜0.35胶结差。

2.2 声阻抗法

MUIL测井仪实测信息分析处理得到的套管外水泥的声阻抗Z(n,m)，可以计算出在n深度的最大声阻抗值Zm、最小声阻抗值Zn、平均声阻抗值Zp，中海油服结合MUIL测井仪的实验数据和实际测井资料，建立了利用平均声阻抗值Zp评价第一界面固井质量的评价标准（表2），根据表2绘制了声阻抗Zp与第一界面固井质量的关系图版（图4）。图4红色区域为水泥胶结优良（胶结好），橙色区域为水泥胶结中等，绿色区域为水泥胶结不合格（胶结差），黄色区域为异常区域。根据该图版可以快速评价第一界面固井质量。

表2声阻抗值与第一界面固井质量的关系水泥密度∕(g·cm-3)2.2 2.1 2.0 1.9 1.8 1.7 1.6 1.5 1.4 1.3 1.2平均声阻抗值Z p∕Mrayl胶结好＞5.7＞5.4＞5.0＞4.5＞4.2＞3.9＞3.7＞3.3＞2.9.＞2.6＞2.4胶结中等4～5.7 3.8～5.4 3.5～5.0 3.25～4.5 3.2～4.2 3.0～3.9 2.7～3.7 2.5～3.3 2.4～2.9 2.2～2.6 2.0～2.4胶结差＜4＜3.8＜3.5＜3.25＜3.25＜3＜2.7＜2.5＜2.4＜2.2＜2

3 应用实例

3.1 MUIL测井仪单独测井，评价水泥胶结情况

在南海东部完井时，选用MUIL测井仪单独测井，评价第一界面水泥胶结情况，既满足固井质量评价要求，又降低测试成本。以惠州某区A井为例，该井测量井段为恩平组和文昌组，钻头尺寸为311.15 mm（12¼"），套管尺寸为244.47 mm(9⅝")，固井水泥浆密度为1.39 g∕cm3，在3 402.0～3 448.0 m井段，平均声阻抗值Zp为3.1 Mrayl，胶结指数为0.58，根据解释标准综合评价第一界面胶结好-中等。在3 448.0～3 477.0 m井段，平均声阻抗值为4.2 Mrayl，胶结指数BI为0.78，根据解释标准综合评价第一界面胶结好。在3 477.0～3 495.0 m井段，平均声阻抗值为3.2 Mrayl，胶结指数BI为0.63，根据标准综合评价第一界面胶结好-中等。

图4 平均声阻抗与第一界面固井质量关系

3.2 组合测井，评价水泥胶结情况

在南海东部重点探井中，选用MUIL测井仪与CBL∕VDL组合测井，评价第一、第二界面水泥胶结情况，代替斯伦贝谢公司的IBC测井仪，可降低测试成本。以恩平某区B井为例，该井测量井段为韩江组，钻头尺寸为311.15 mm（12¼"），套管尺寸为244.47 mm（9⅝"），固井水泥浆密度为1.88 g∕cm3，图5为MUIL测井仪在B井测量的水泥胶结固井质量评价成果图，图中第一道为GR-CCL，第二道为深度，第三道为裸眼电阻率，第四道为测井解释结论，第五道为声阻抗曲线（最大、最小、平均声阻抗曲线），第六道为声阻抗成像，第七道为套管外气体、液体、固体含量，第八道为胶结指数，第九道为固井质量评价结论，第十道为CBL声幅，第十一道为VDL变密度。从图5可以看出，在1 675.0～1 735.0 m井段，平均声阻抗值为4.0 Mrayl，胶结指数BI为0.61，局部0.56，根据解释标准综合评价第一界面胶结好，局部好-中等。MUIL测井曲线的变化趋势与CBL曲线基本一致。VDL显示该井段套管波缺失，地层波条纹清晰，局部稍弱，综合评价第二界面胶结好，局部好-中等。整体上MUIL测井曲线与CBL∕VDL曲线相关性好。

3.3 MUIL测井仪评价第一界面固井沟槽

在南海东部开发井大部分为定向井，井斜角大于45°时，受重力的影响套管很难居中，导致固井时易出现水泥胶结中等或胶结差，甚至出沟槽，形成窜槽通道，影响后期生产。选用MUIL测井仪能准确评价第一界面水泥胶结存在的沟槽分布情况（图6），指导后期开发。

图5 B井MUIL测井成果图

图6 C井MUIL测井显示窜槽实例

以流花某区C井为例，该井为定向井，最大井斜54.77°∕3 110.0 m，钻头尺寸为311.15 mm（12¼"），套管尺寸为244.47 mm（9⅝"），套管下深为3 097.94 m，固井水泥浆密度为1.9 g∕cm3。图6中井段井斜51.47°，整体胶结中等，在2 813.0～2 821.0 m井段，第五道中最小声阻抗呈低值，最大与最小声阻抗曲线分离明显，第六道中出现明显的蓝色条带，第七道中套管外液体含量明显增加，这是典型的沟槽特征，综合解释为窜槽井段。

4 结论

1）MUIL测井仪的超声成像测井模式能够得到套管外介质声阻抗的二维、三维图像，实现第一界面水泥胶结评价并识别水泥胶结形成的沟槽，MUIL测井仪与CBL∕VDL组合测井可以实现套管井第一、第二界面的固井质量评价。

2）总结的现场操作要求和质量控制方法，提高了MUIL测井资料质量；根据胶结指数法和声阻抗法建立的固井质量解释标准及图版，实现了固井质量现场快速评价。

3）在南海东部MUIL测井仪，逐步取代了IBC测井仪评价固井质量，降低了测试成本。