汪成芳 陳曉茹 毛 琳 田 鵬 任 元

（中國石化江漢石油工程有限公司測錄井公司）

0 引言

頁巖氣井普遍采用1層導管+3層套管的井身結構或是2層導管+3層套管的井身結構，具有井身結構特殊、井斜度大、水平井段長、井眼軌跡不規(guī)則等特點，水平井固井質(zhì)量測量主要采用牽引器輸送工藝和鉆具輸送存儲式測井技術[1-6]。

牽引器作為一種新型的測井儀器輸送工具被廣泛應用于水平井生產(chǎn)測井。該測井工藝施工簡便、節(jié)省工時，深度控制準確，且測井過程中油井可以正常生產(chǎn)，但該測井工藝的輸送動力較小、對井筒技術條件要求較高（套管內(nèi)徑規(guī)則、井筒內(nèi)無雜物）。

存儲式固井測井系統(tǒng)主要適應大位垂比井的施工，通過地面和井下儀器的時間信息，實現(xiàn)地層深度、測量信息的匹配，完成無電纜測井，是一種快速、安全、可靠的測井方式，和電纜測井儀器性能指標完全相同，測出的CBL、VDL和CCL曲線和電纜式測井測出的曲線一致性較好。

1 頁巖氣水平井水泥膠結影響因素

頁巖氣水平井水泥膠結測井質(zhì)量的主要影響因素包括：套管不居中、儀器偏心、油基泥漿[1-6]。

1.1 套管不居中

水平井中的套管在彎曲井段和水平井段受重力作用影響大,易使其嚴重偏心,很難保證套管居中度。頁巖氣井為了達到有效開發(fā)和試驗相關工藝的目的，普遍采用長水平段水平井鉆井技術，造斜段/水平段套管居中度難以得到保證。套管偏心造成管外水泥環(huán)厚度不均，重力分異作用，在井眼上方水泥最容易缺失，引起固井質(zhì)量下降。

圖1顯示，造斜段2160～2320 m，八扇區(qū)最大、最小及平均聲幅之間差異大，中間扇區(qū)水泥膠結圖呈黑棕色，表示水泥膠結好，其它扇區(qū)水泥膠結圖呈淺棕色至白色，表示水泥膠結差；CBL受套管不居中影響，測量值偏低，普遍低于RIB平均聲幅值；RIB成像圖與VDL波形反映造斜段固井質(zhì)量以膠結中等為主。

圖1 套管不居中固井質(zhì)量圖

1.2 儀器偏心

儀器居中時，不同方向套管波到達接收器的時間和相位一致，儀器記錄的幅度是不同方向的同相位套管波幅度的集合。而儀器偏心時，不同方向套管波到達接收器的路程和時間不一致，這樣相位也不相同，因此儀器記錄套管波幅度要比儀器不偏心時偏小，嚴重影響利用CBL評價第一界面固井質(zhì)量的可靠性。儀器偏心對聲幅的影響程度見圖2。儀器偏心對聲幅變密度的影響表現(xiàn)為套管波基線不穩(wěn)定，但對波形影響不大，仍然可以利用VDL資料評價第一、第二界面的固井質(zhì)量，故偏心對VDL的影響可以不予考慮。

圖2 儀器偏心對聲幅的影響

圖3顯示，儀器居中處，八扇區(qū)最大、最小及平均聲幅曲線重合，扇區(qū)成像圖呈深棕色顯示；VDL顯示套管波很弱，地層波清晰。儀器偏心處，八扇區(qū)最大、最小及平均聲幅之間的差異大，中間扇區(qū)水成像圖呈棕黃色，其它扇區(qū)呈淺棕色至白色；VDL顯示套管波較強，地層波較弱，RIB成像圖與VDL波形顯示特征一致；CBL受儀器不居中影響，測量值明顯低于RIB測量值。

圖3 儀器偏心影響固井質(zhì)量圖

1.3 油基泥漿

頁巖氣井水平段全部采用油基鉆井液鉆進，固井時需要足量的特殊化學沖洗液來恢復水潤性，達到潤濕反轉，提高水泥漿頂替效率及水泥與井壁的膠結質(zhì)量。油基鉆井液與兩個界面的超強附著力以及高黏度給水泥漿頂替帶來了很大的難度，頂替不干凈會嚴重影響水泥與兩個界面的膠結質(zhì)量，整體表現(xiàn)為固井質(zhì)量很差。此外鉆井液密度、黏度越高，流動性越差，固井時頂替效率也會越差，從而造成洗井不干凈，井筒內(nèi)會留有油基泥漿混合物，套管壁上殘留的大量油膜會使水泥漿和套管壁面不能夠進行有效膠結，導致水泥環(huán)與套管間形成微環(huán)隙，造成第一、第二界面均顯示膠結差，如圖4所示，但儀器硬件本身沒有任何問題。

圖4 油膜影響固井質(zhì)量圖

2 頁巖氣水平井固井質(zhì)量評價方法

國內(nèi)外用于固井質(zhì)量評價方法主要有聲幅－變密度（CBL-VDL）測井技術、扇區(qū)膠結聲波測井技術（RIB、SBT）、環(huán)井周超聲波測井技術（CAST-V）、水泥評價測井技術 （CET）、聲波伽馬-密度測井技術（MAK2-SGDT）和套后成像測井技術（Isolation Scanner）。目前焦石壩工區(qū)非常規(guī)頁巖氣井水平段固井質(zhì)量評價方法主要采用CBL-VDL評價方法和RIB八扇區(qū)水泥膠結評價方法。CBL-VDL測井資料主要采用鉆具輸送存儲式測井技術錄取，RIB八扇區(qū)水泥膠結測井資料主要采用牽引器輸送工藝錄取。

2.1 CBL-VDL固井質(zhì)量評價方法

作為國內(nèi)應用最廣泛的固井質(zhì)量檢測方法，CBL-VDL測井不僅記錄了首波幅度值，而且還記錄了包括套管波、水泥環(huán)波、地層波、泥漿波在內(nèi)的后續(xù)波，信息量非常豐富，能夠定量評價第一界面、定性評價第二界面水泥膠結質(zhì)量，但易受微間隙和儀器偏心影響。

（1）利用相對幅度法定量評價第一界面水泥膠結質(zhì)量

根據(jù)CBL的幅度值，采用相對幅度法定量評價第一界面的固井質(zhì)量。在沒有其它因素影響的條件下，CBL值高反映第一界面水泥膠結差，CBL值低反映第一界面水泥膠結好。

相對幅度CBL定義為：

當相對幅度≤15%時，確定為膠結優(yōu)等；相對幅度在15%～30%時，確定為膠結中等；相對幅度≥30%時，確定為膠結差。

（2）利用VDL波形特征定性評價第一、第二界面水泥膠結質(zhì)量

聲波變密度測井圖（VDL）采用灰度變化顯示波列波形幅度，根據(jù)灰度的深淺反映套管波和地層波信號強弱，結合裸眼測井補償聲波曲線與波形的疊加顯示，綜合定性判斷第一、第二界面的水泥膠結質(zhì)量。

利用VDL對第一、第二界面膠結質(zhì)量進行定性評價的一般規(guī)律見表1。

表1 根據(jù)VDL定性評價固井質(zhì)量表

2.2 RIB固井質(zhì)量評價方法

RIB八扇區(qū)水泥膠結測井儀器提供常規(guī)的3 ft和5 ft固井質(zhì)量測井評價，同時能獲得8扇區(qū)的測井資料。實際測井施工時，RIB儀器需要進行現(xiàn)場刻度。首先在空氣中進行零刻度，再將儀器下放至井中自由套管處，將3 ft聲幅刻度值設置為72 mV（或100%），八扇區(qū)聲幅刻度值設置為90 mV（或100%），經(jīng)信號調(diào)整后，進行正刻度，用刻度后的數(shù)據(jù)進行測井。測井時如無自由套管，應調(diào)用同尺寸套管井刻度數(shù)據(jù)，或固井前提前在空套管刻度。

（1）第一界面水泥膠結質(zhì)量定量解釋

通過規(guī)律總結，對于直井、中斜度井，CBL反映的第一界面信息與八扇區(qū)水泥膠結圖一致，仍可用其評價第一界面的膠結質(zhì)量。但隨著井斜的增大，CBL反映的第一界面信息與八扇區(qū)水泥成像圖存在一定矛盾，此時CBL曲線所測數(shù)值偏低，反映不了實際水泥膠結狀況，建議采用RIB平均聲幅值，利用相對幅度法定量評價第一界面水泥膠結質(zhì)量。當平均聲幅值≤20%時，評價為膠結優(yōu)等；20%＜平均聲幅值≤40%時，評價為膠結中等；平均聲幅值＞40%時，評價為膠結差。RIB能夠定量評價第一界面、定性評價第二界面水泥膠結質(zhì)量，直觀顯示水泥溝槽和空隙，便于識別微環(huán)空，適用于薄層油氣及油氣關系復雜井的固井質(zhì)量評價。

（2）水泥膠結成像圖定量解釋

RIB水泥膠結成像圖細分五級刻度，以相對幅度E值作為劃分標準。當E值在20%～0%之間，表示水泥膠結良好，成像圖灰度顏色為黑色；當E值在40%～20%之間，表示水泥部分膠結，成像圖灰度顏色為深棕色；當E值在60%～40%之間，表示水泥部分膠結，成像圖灰度顏色為棕黃色；當E值在80%～60%之間，表示水泥部分膠結，成像圖灰度顏色為淺黃色；當E值在100%～80%之間，表示水泥沒有膠結或為空套管，成像圖灰度顏色為白色。

（3）水泥膠結質(zhì)量定性解釋

根據(jù)RIB八扇區(qū)水泥膠結成像圖顏色、變密度波形顯示特征，結合裸眼測井補償聲波資料，定性判斷水泥膠結狀況及膠結級別。

●自由套管：聲幅、最大、最小、平均聲幅曲線保持較高的穩(wěn)定值，套管接箍處測量值有所降低，八扇區(qū)成像圖呈亮色顯示；變密度波形顯示為黑白相間的直條帶，接箍處呈人字紋變化。

●第一、第二界面膠結均好：聲幅、最大、最小、平均聲幅曲線保持較低的穩(wěn)定值，八扇區(qū)膠結成像圖呈深色顯示；變密度波形顯示套管波衰減缺失，有明顯的地層波，顯示出黑白相間的起伏條帶。

●第一界面好、第二界面中等：CBL、最大、最小、平均聲幅曲線保持較低的穩(wěn)定值，八扇區(qū)膠結成像圖在膠結好處呈黑色顯示，反之呈淺色顯示；變密度波形顯示的套管波比自由套管弱，在套管波之后顯示出地層波。

●第一界面中等或差、第二界面差：CBL、最大、最小、平均聲幅曲線保持較高或中等的穩(wěn)定值，套管接箍處測量值有所降低，八扇區(qū)膠結成像圖呈白色、淺棕色顯示；VDL曲線顯示為黑白相間的直條帶，接箍處呈人字紋變化。

3 應用效果

牽引器輸送工藝和鉆具輸送存儲式測井技術測井時效快、資料優(yōu)質(zhì)，在一定條件下能準確反映第一、第二界面的水泥膠結狀況，提供的固井質(zhì)量檢測資料及評價結果能夠滿足頁巖氣生產(chǎn)的需要，多口井大型壓裂后獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流。

實例1：JY1-3HF井

圖5顯示，存儲式聲波幅度與RIB聲波幅度值基本相同，兩者變密度波形對應性良好。該井固井質(zhì)量影響因素有3種：①套管不居中，造斜段2500～2700m，套管偏心造成管外水泥環(huán)厚度不均，引起固井質(zhì)量下降。②儀器偏心，RIB成像圖顯示測量段存在水泥溝槽現(xiàn)象。③油膜影響，該井由于頂替不干凈，造成井筒內(nèi)留有油基泥漿混合物，造成水泥與二個界面的膠結質(zhì)量很差，水泥成像圖顏色以淺黃色為主，夾部分棕黃色，VDL套管波清楚，地層波不明顯，接箍處呈人字紋變化。所有特征均顯示第一、第二界面水泥膠結以差為主。焦石壩地區(qū)第一口頁巖氣出氣井JY1HF井進行了CBL-VDL測井（圖6）。固井資料顯示在主要出氣層段2745.00～2791.00 m，CBL測量值在6%～72%之間，VDL套管波清晰，地層波不明顯，接箍處呈人字紋變化變化，第一、第二界面的固井質(zhì)量均以膠結差為主，少量中等、好。但JY1HF井大型壓裂后初產(chǎn)天然氣12×104m3。

圖5 JY1-3HF井兩次固井質(zhì)量對比評價圖

圖6 JY1HF井主要產(chǎn)氣段固井質(zhì)量評價圖

分析認為：JY1HF井水平段鉆進時油基鉆井液密度達到1.67 g/cm3，黏度最高達到70 s，JY1-3HF井水平段鉆進時油基鉆井液密度達到1.60 g/cm3，黏度最高達到90 s，兩口井受高密度鉆井液、高黏度影響，造成流動性差，從而固井時頂替效率變差，造成洗井不干凈，在套管壁上殘留有大量油膜，影響了水泥漿（水泥漿密度為1.90 g/cm3）的有效膠結，導致第一、第二界面均顯示膠結差。

JY1-3HF井試氣時共分15段進行壓裂施工，共注入液量23170.1m，加砂986.6m3，17mm油嘴、23MPa壓力下放噴求產(chǎn)，試獲初期11×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流。

實例2：JY7-2HF井

JY7-2HF井水平段鉆進時油基鉆井液密度最高為1.50 g/cm3，黏度最高為71 s，水泥漿密度為1.90 g/cm3。雖然該井黏度較高，但鉆井液密度適中，固井時頂替效率較好，洗井比較干凈。圖7顯示水平段2557.0～4064.50 m，除套管節(jié)箍處受油膜輕微影響，接箍處人字紋較清晰，其它位置基本未受到油膜影響，水泥成像圖顏色以深棕色為主，VDL地層波連續(xù)、清晰，RIB平均聲幅在10%左右。所有特征均顯示第一、第二界面水泥膠結良好。該井壓裂試氣，初步測試獲12×104m3/d高產(chǎn)氣流。

圖7 JY7-2HF井水平段固井質(zhì)量評價圖

4 結束語

牽引器測井及存儲式測井工藝提供施工簡便、節(jié)省工時的技術手段，測量的RIB和CBL-VDL資料能夠滿足頁巖氣水平井固井質(zhì)量評價需要。該固井質(zhì)量評價方法，能準確反映第一、第二界面的水泥膠結狀況，評價結果能滿足壓裂生產(chǎn)需求。

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