页岩气水平井固井质量测井评价方法及应用*

汪成芳 陈晓茹 毛 琳 田 鹏 任 元

（中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司）

0 引言

页岩气井普遍采用1层导管+3层套管的井身结构或是2层导管+3层套管的井身结构，具有井身结构特殊、井斜度大、水平井段长、井眼轨迹不规则等特点，水平井固井质量测量主要采用牵引器输送工艺和钻具输送存储式测井技术[1-6]。

牵引器作为一种新型的测井仪器输送工具被广泛应用于水平井生产测井。该测井工艺施工简便、节省工时，深度控制准确，且测井过程中油井可以正常生产，但该测井工艺的输送动力较小、对井筒技术条件要求较高（套管内径规则、井筒内无杂物）。

存储式固井测井系统主要适应大位垂比井的施工，通过地面和井下仪器的时间信息，实现地层深度、测量信息的匹配，完成无电缆测井，是一种快速、安全、可靠的测井方式，和电缆测井仪器性能指标完全相同，测出的CBL、VDL和CCL曲线和电缆式测井测出的曲线一致性较好。

1 页岩气水平井水泥胶结影响因素

页岩气水平井水泥胶结测井质量的主要影响因素包括：套管不居中、仪器偏心、油基泥浆[1-6]。

1.1 套管不居中

水平井中的套管在弯曲井段和水平井段受重力作用影响大,易使其严重偏心,很难保证套管居中度。页岩气井为了达到有效开发和试验相关工艺的目的，普遍采用长水平段水平井钻井技术，造斜段/水平段套管居中度难以得到保证。套管偏心造成管外水泥环厚度不均，重力分异作用，在井眼上方水泥最容易缺失，引起固井质量下降。

图1显示，造斜段2160～2320 m，八扇区最大、最小及平均声幅之间差异大，中间扇区水泥胶结图呈黑棕色，表示水泥胶结好，其它扇区水泥胶结图呈浅棕色至白色，表示水泥胶结差；CBL受套管不居中影响，测量值偏低，普遍低于RIB平均声幅值；RIB成像图与VDL波形反映造斜段固井质量以胶结中等为主。

图1 套管不居中固井质量图

1.2 仪器偏心

仪器居中时，不同方向套管波到达接收器的时间和相位一致，仪器记录的幅度是不同方向的同相位套管波幅度的集合。而仪器偏心时，不同方向套管波到达接收器的路程和时间不一致，这样相位也不相同，因此仪器记录套管波幅度要比仪器不偏心时偏小，严重影响利用CBL评价第一界面固井质量的可靠性。仪器偏心对声幅的影响程度见图2。仪器偏心对声幅变密度的影响表现为套管波基线不稳定，但对波形影响不大，仍然可以利用VDL资料评价第一、第二界面的固井质量，故偏心对VDL的影响可以不予考虑。

图2 仪器偏心对声幅的影响

图3显示，仪器居中处，八扇区最大、最小及平均声幅曲线重合，扇区成像图呈深棕色显示；VDL显示套管波很弱，地层波清晰。仪器偏心处，八扇区最大、最小及平均声幅之间的差异大，中间扇区水成像图呈棕黄色，其它扇区呈浅棕色至白色；VDL显示套管波较强，地层波较弱，RIB成像图与VDL波形显示特征一致；CBL受仪器不居中影响，测量值明显低于RIB测量值。

图3 仪器偏心影响固井质量图

1.3 油基泥浆

页岩气井水平段全部采用油基钻井液钻进，固井时需要足量的特殊化学冲洗液来恢复水润性，达到润湿反转，提高水泥浆顶替效率及水泥与井壁的胶结质量。油基钻井液与两个界面的超强附着力以及高黏度给水泥浆顶替带来了很大的难度，顶替不干净会严重影响水泥与两个界面的胶结质量，整体表现为固井质量很差。此外钻井液密度、黏度越高，流动性越差，固井时顶替效率也会越差，从而造成洗井不干净，井筒内会留有油基泥浆混合物，套管壁上残留的大量油膜会使水泥浆和套管壁面不能够进行有效胶结，导致水泥环与套管间形成微环隙，造成第一、第二界面均显示胶结差，如图4所示，但仪器硬件本身没有任何问题。

图4 油膜影响固井质量图

2 页岩气水平井固井质量评价方法

国内外用于固井质量评价方法主要有声幅－变密度（CBL-VDL）测井技术、扇区胶结声波测井技术（RIB、SBT）、环井周超声波测井技术（CAST-V）、水泥评价测井技术 （CET）、声波伽马-密度测井技术（MAK2-SGDT）和套后成像测井技术（Isolation Scanner）。目前焦石坝工区非常规页岩气井水平段固井质量评价方法主要采用CBL-VDL评价方法和RIB八扇区水泥胶结评价方法。CBL-VDL测井资料主要采用钻具输送存储式测井技术录取，RIB八扇区水泥胶结测井资料主要采用牵引器输送工艺录取。

2.1 CBL-VDL固井质量评价方法

作为国内应用最广泛的固井质量检测方法，CBL-VDL测井不仅记录了首波幅度值，而且还记录了包括套管波、水泥环波、地层波、泥浆波在内的后续波，信息量非常丰富，能够定量评价第一界面、定性评价第二界面水泥胶结质量，但易受微间隙和仪器偏心影响。

（1）利用相对幅度法定量评价第一界面水泥胶结质量

根据CBL的幅度值，采用相对幅度法定量评价第一界面的固井质量。在没有其它因素影响的条件下，CBL值高反映第一界面水泥胶结差，CBL值低反映第一界面水泥胶结好。

相对幅度CBL定义为：

当相对幅度≤15%时，确定为胶结优等；相对幅度在15%～30%时，确定为胶结中等；相对幅度≥30%时，确定为胶结差。

（2）利用VDL波形特征定性评价第一、第二界面水泥胶结质量

声波变密度测井图（VDL）采用灰度变化显示波列波形幅度，根据灰度的深浅反映套管波和地层波信号强弱，结合裸眼测井补偿声波曲线与波形的叠加显示，综合定性判断第一、第二界面的水泥胶结质量。

利用VDL对第一、第二界面胶结质量进行定性评价的一般规律见表1。

表1 根据VDL定性评价固井质量表

2.2 RIB固井质量评价方法

RIB八扇区水泥胶结测井仪器提供常规的3 ft和5 ft固井质量测井评价，同时能获得8扇区的测井资料。实际测井施工时，RIB仪器需要进行现场刻度。首先在空气中进行零刻度，再将仪器下放至井中自由套管处，将3 ft声幅刻度值设置为72 mV（或100%），八扇区声幅刻度值设置为90 mV（或100%），经信号调整后，进行正刻度，用刻度后的数据进行测井。测井时如无自由套管，应调用同尺寸套管井刻度数据，或固井前提前在空套管刻度。

（1）第一界面水泥胶结质量定量解释

通过规律总结，对于直井、中斜度井，CBL反映的第一界面信息与八扇区水泥胶结图一致，仍可用其评价第一界面的胶结质量。但随着井斜的增大，CBL反映的第一界面信息与八扇区水泥成像图存在一定矛盾，此时CBL曲线所测数值偏低，反映不了实际水泥胶结状况，建议采用RIB平均声幅值，利用相对幅度法定量评价第一界面水泥胶结质量。当平均声幅值≤20%时，评价为胶结优等；20%＜平均声幅值≤40%时，评价为胶结中等；平均声幅值＞40%时，评价为胶结差。RIB能够定量评价第一界面、定性评价第二界面水泥胶结质量，直观显示水泥沟槽和空隙，便于识别微环空，适用于薄层油气及油气关系复杂井的固井质量评价。

（2）水泥胶结成像图定量解释

RIB水泥胶结成像图细分五级刻度，以相对幅度E值作为划分标准。当E值在20%～0%之间，表示水泥胶结良好，成像图灰度颜色为黑色；当E值在40%～20%之间，表示水泥部分胶结，成像图灰度颜色为深棕色；当E值在60%～40%之间，表示水泥部分胶结，成像图灰度颜色为棕黄色；当E值在80%～60%之间，表示水泥部分胶结，成像图灰度颜色为浅黄色；当E值在100%～80%之间，表示水泥没有胶结或为空套管，成像图灰度颜色为白色。

（3）水泥胶结质量定性解释

根据RIB八扇区水泥胶结成像图颜色、变密度波形显示特征，结合裸眼测井补偿声波资料，定性判断水泥胶结状况及胶结级别。

●自由套管：声幅、最大、最小、平均声幅曲线保持较高的稳定值，套管接箍处测量值有所降低，八扇区成像图呈亮色显示；变密度波形显示为黑白相间的直条带，接箍处呈人字纹变化。

●第一、第二界面胶结均好：声幅、最大、最小、平均声幅曲线保持较低的稳定值，八扇区胶结成像图呈深色显示；变密度波形显示套管波衰减缺失，有明显的地层波，显示出黑白相间的起伏条带。

●第一界面好、第二界面中等：CBL、最大、最小、平均声幅曲线保持较低的稳定值，八扇区胶结成像图在胶结好处呈黑色显示，反之呈浅色显示；变密度波形显示的套管波比自由套管弱，在套管波之后显示出地层波。

●第一界面中等或差、第二界面差：CBL、最大、最小、平均声幅曲线保持较高或中等的稳定值，套管接箍处测量值有所降低，八扇区胶结成像图呈白色、浅棕色显示；VDL曲线显示为黑白相间的直条带，接箍处呈人字纹变化。

3 应用效果

牵引器输送工艺和钻具输送存储式测井技术测井时效快、资料优质，在一定条件下能准确反映第一、第二界面的水泥胶结状况，提供的固井质量检测资料及评价结果能够满足页岩气生产的需要，多口井大型压裂后获得高产工业气流。

实例1：JY1-3HF井

图5显示，存储式声波幅度与RIB声波幅度值基本相同，两者变密度波形对应性良好。该井固井质量影响因素有3种：①套管不居中，造斜段2500～2700m，套管偏心造成管外水泥环厚度不均，引起固井质量下降。②仪器偏心，RIB成像图显示测量段存在水泥沟槽现象。③油膜影响，该井由于顶替不干净，造成井筒内留有油基泥浆混合物，造成水泥与二个界面的胶结质量很差，水泥成像图颜色以浅黄色为主，夹部分棕黄色，VDL套管波清楚，地层波不明显，接箍处呈人字纹变化。所有特征均显示第一、第二界面水泥胶结以差为主。焦石坝地区第一口页岩气出气井JY1HF井进行了CBL-VDL测井（图6）。固井资料显示在主要出气层段2745.00～2791.00 m，CBL测量值在6%～72%之间，VDL套管波清晰，地层波不明显，接箍处呈人字纹变化变化，第一、第二界面的固井质量均以胶结差为主，少量中等、好。但JY1HF井大型压裂后初产天然气12×104m3。

图5 JY1-3HF井两次固井质量对比评价图

图6 JY1HF井主要产气段固井质量评价图

分析认为：JY1HF井水平段钻进时油基钻井液密度达到1.67 g/cm3，黏度最高达到70 s，JY1-3HF井水平段钻进时油基钻井液密度达到1.60 g/cm3，黏度最高达到90 s，两口井受高密度钻井液、高黏度影响，造成流动性差，从而固井时顶替效率变差，造成洗井不干净，在套管壁上残留有大量油膜，影响了水泥浆（水泥浆密度为1.90 g/cm3）的有效胶结，导致第一、第二界面均显示胶结差。

JY1-3HF井试气时共分15段进行压裂施工，共注入液量23170.1m，加砂986.6m3，17mm油嘴、23MPa压力下放喷求产，试获初期11×104m3/d高产工业气流。

实例2：JY7-2HF井

JY7-2HF井水平段钻进时油基钻井液密度最高为1.50 g/cm3，黏度最高为71 s，水泥浆密度为1.90 g/cm3。虽然该井黏度较高，但钻井液密度适中，固井时顶替效率较好，洗井比较干净。图7显示水平段2557.0～4064.50 m，除套管节箍处受油膜轻微影响，接箍处人字纹较清晰，其它位置基本未受到油膜影响，水泥成像图颜色以深棕色为主，VDL地层波连续、清晰，RIB平均声幅在10%左右。所有特征均显示第一、第二界面水泥胶结良好。该井压裂试气，初步测试获12×104m3/d高产气流。

图7 JY7-2HF井水平段固井质量评价图

4 结束语

牵引器测井及存储式测井工艺提供施工简便、节省工时的技术手段，测量的RIB和CBL-VDL资料能够满足页岩气水平井固井质量评价需要。该固井质量评价方法，能准确反映第一、第二界面的水泥胶结状况，评价结果能满足压裂生产需求。

1 魏涛.油气井固井质量测井评价[M].北京：石油工业出版社,2010.

2 全家正,白龙,刘忠飞,等.川西首口页岩气水平井固井技术[J].天然气勘探与开发,2013,(4)：77-80.

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5 佟岩,程福全.浅谈大位移井固井技术[J].化学工程与装备,2011,38(4)：65-66.

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