固井质量综合检测方法技术

固井质量综合检测方法，其特征在于它是这样实现的：将声波测井仪和伽马－伽马密度测井仪分别从油井套管内放入井下，测量仪器周围介质的状态，测量的信号通过电缆传至地面仪器被记录下来，通过计算机对测量记录结果的分析，对固井质量给出检测结果：　　　　Ａ、声波测井套管波幅度值在３．４ｍＶ到３０．０ｍＶ之间，具有这种特征的井段连续长度大于２．０ｍ，水泥环密度大于或等于标准的水泥石密度，则为固井Ⅰ界面微环；　　　　Ｂ、固井Ⅰ界面无纵向窜通、水泥胶结指数ＢＩ大于０．４、固井Ⅱ界面胶结好或中等时，水泥环抗压强度为：　　　　抗压强度＝αＰＳ＋βＰＭ　　　　式中：ＰＳ为通过声波测井套管波幅度得到的水泥抗压强度（ＭＰａ）；　　　　ＰＭ为通过水泥环密度得到的水泥抗压强度（ＭＰａ）；　　　　α，β为权因子，当套管外径为１４０ｍｍ时，α＝０．４，β＝０．６；　　　　Ｃ、利用声波变密度测井、伽马密度测井资料和自然伽马测井资料，对固井Ⅱ界面胶结状态进行综合解释，在全波列中设置波到时的两个门限Ｔｕｔ、Ｔｌｔ，根据固井施工时配制水泥浆的水灰比设置水泥环密度的两个界面ρｕｔ、ρｌｔ；　　　　Ｃ－１、初至波到时小于Ｔｌｔ，密度值ρ＞ρｕｔ，则Ⅱ界面胶结良好；ρｕｔ＞ρ＞ρｌｔ，Ⅱ界面胶结状况不确定；　　　　Ｃ－２、初至波到时大于Ｔｕｔ，自然伽马值大、ρ＞ρｌｔ，则Ⅱ界面胶结良好；自然伽马值小、ρ＜ρｌｔ，则为Ⅱ界面胶结差；　　　　Ｃ－３、初至波到时在Ｔｕｔ、Ｔｌｔ之间，ρ＞ρｕｔ，Ⅱ界面胶结状态良好；ρｕｔ＞ρ＞ρｌｔ，则对地层波进行积分，积分值较大时，Ⅱ界面胶结良好；积分值较小时，考察自然伽马测井曲线，自然伽马值较大，为Ⅱ界面胶结中等，否则Ⅱ界面胶结差；ρ＜ρｌｔ，为Ⅱ界面胶结差；　　　　Ｄ、把决定固井质量的系统缺陷参数和系统强度参数检测结果综合起来，对系统水力封隔能力的好、中等、差给出结果。（*该技术在2023年保护过期，可自由使用*）

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及油田油、水井固井质量检测方法的改进。
技术介绍
由于对固井质量测井资料的解释方法研究的不完善，国内、外固井质量检测效果还不很理想，影响了油田的正常开发。目前主要利用声波测井方法检测油、水井固井质量，在应用的过程中发现该方法有一些缺点，首先，水泥环几种不同的胶结状态在声波测井中有时表现为相同的特征(声波测井的多解性)，其次，声波测井只对胶结面敏感，而对水泥环体本身的固结状况不敏感，不能准确地给出水泥环的抗压强度。还有其它一些作为补充的固井质量检测方法，这些方法也都存在一些缺点，如伽马密度及套管壁厚测井只能检测套管与地层环形空间的介质密度，而不能识别使密度发生变化的流体存在形式和位置等。在固井质量解释方面，至今仍没有较好地解决诸如固井I界面微环、水泥环抗压强度、固井II界面胶结状态等问题，并且解释结果仅表明水泥胶结状态，没有直接针对固井的目的(层间封隔状态)给出准确的结果。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种，它具有利用声波测井和伽马—伽马密度测井资料进行优势互补，识别固井I界面微环、计算水泥环抗压强度、检测固井II界面胶结状态、检测固井形成的水力封隔系统的水力封隔能力、对固井质量的检测结果准确、全面的特点。本专利技术的方法是这样实现的将声波测井仪和伽马—伽马密度测井仪分别从油井套管内放入井下，测量仪器周围介质(套管、水泥环)的状态，测量的信号通过电缆传至地面仪器被记录下来，通过计算机对测量记录结果的分析，对固井的质量给出检测结果A、声波测井套管波幅度值在3.4mV到30.0mV之间，具有这种特征的井段连续长度大于2.0m，水泥环密度大于或等于标准的水泥石密度，则为固井I界面微环；B、固井I界面无纵向窜通、水泥胶结指数BI大于0.4、固井II界面胶结好或中等时，水泥环抗压强度为抗压强度＝αPS+βPM 式中PS为通过声波测井套管波幅度得到的水泥抗压强度(MPa)；PM为通过水泥环密度得到的水泥抗压强度(MPa)；α，β为权因子，当套管外径为140mm时，α＝0.4，β＝0.6；C、利用声波变密度测井、伽马密度测井资料和自然伽马测井资料，对固井II界面胶结状态进行综合解释，在全波列中设置波到时的两个门限Tut、Tlt，根据固井施工时配制水泥浆的水灰比设置水泥环密度的两个界限ρut、ρlt；C-1、初至波到时小于Tlt，密度值ρ＞ρut，则II界面胶结良好；ρut＞ρ＞ρlt，II界面胶结状况不确定；C-2、初至波到时大于Tut，自然伽马值大、ρ＞ρlt，则II界面胶结良好；自然伽马值小、ρ＜ρlt，则为II界面胶结差；C-3、初至波到时在Tut、Tlt之间，ρ＞ρut，则II界面胶结状态良好；ρut＞ρ＞ρlt，则对地层波进行积分，积分值较大时，II界面胶结良好；积分值较小时，考察自然伽马测井曲线，自然伽马值较大，为II界面胶结中等，否则II界面胶结差；ρ＜ρlt，为II界面胶结差；D、把决定固井质量的系统缺陷参数和系统强度参数检测结果综合起来，对系统水力封隔能力的好、中等、差给出结果。本专利技术直接针对固井目的进行检测，把套管—水泥环—地层，作为一个纵向上的水力封隔系统，检测其水力封隔能力。与以往的固井质量检测方法相比，在对固井质量检测上有创新。中，多种测井资料得到综合，参与固井质量检测的信息从少到多，检测结果从单参数到多参数，对固井I界面微环、固井II界面胶结质量以及水泥环的抗压强度给出了准确结果，解决了固井质量检测中的多解性问题，与以往的检测方法相比对固井质量的检测更为准确、全面。附图说明图1是本专利技术固井质量综合检测流程示意图。具体实施例方式本实施方式是这样实现的将声波测井仪和伽马—伽马密度测井仪分别从油井套管内放入井下，测量仪器周围介质(套管、水泥环)的状态，测量的信号通过电缆传至地面仪器被记录下来，通过计算机对测量记录结果的分析，解释固井的质量A、声波测井套管波幅度值在3.4mV到30.0mV之间，具有这种特征的井段连续长度大于2.0m，水泥环密度大于或等于标准的水泥石密度，则判断为固井I界面微环。B、当固井I界面无纵向窜通、水泥胶结指数BI大于0.4、固井II界面胶结好或中等时，水泥环抗压强度为抗压强度＝αPS+βPM式中PS为通过声波测井套管波幅度得到的水泥抗压强度(MPa)；PM为通过水泥环密度得到的水泥抗压强度(MPa)；α，β为权因子，当套管外径为140mm时，α＝0.4，β＝0.6C、利用声波变密度测井、伽马密度测井资料和自然伽马测井资料，对固井II界面胶结状态进行综合解释，在全波列中设置波到时的两个门限Tut、Tlt，根据调查固井施工时配制水泥浆的水灰比设置水泥环密度的两个界限ρut、ρlt；C-1、当初至波到时小于Tlt时，如果密度值ρ＞ρut，判断II界面胶结良好；如果ρut＞ρ＞ρlt，II界面胶结状况不确定；C-2、当初至波到时大于Tut时，如果自然伽马值较大、ρ＞ρlt，判断II界面胶结良好；如果自然伽马值较小、ρ＜ρlt，则判断为II界面胶结差；C-3、当初至波到时在Tut、Tlt之间时，如果ρ＞ρut，判断II界面胶结状态良好；如果ρut＞ρ＞plt，则对地层波进行积分，积分值较大时，II界面胶结良好；积分值较小时，考察自然伽马测井曲线，如果自然伽马值较大，判断为II界面胶结中等，否则II界面胶结差；如果p＜plt，判断为II界面胶结差；D、把决定固井质量的系统缺陷参数和系统强度参数检测结果综合起来，对系统水力封隔能力的好、中等、差给出评价(见附表1)。再结合水泥封固长度，以及地质上的层间压差等参数，具体判断油水井固井形成的水力封隔系统的水力封隔状况。(参见图1)油水井固井质量综合评价的步骤为I、收集裸眼井横向测井资料(井径、地层密度)和固井相关数据(套管规范和固井水泥浆密度)。II、实施伽马密度测井(C ΓДT-HB)，并通过初步解释得到水泥密度、套管壁厚、套管偏心系数；实施扇区水泥胶结测井(SBT)，对得到的测井数据进行消接箍、滤波等预处理。III、利用固井质量各参数综合解释方法给出各深度点的固井I界面胶结状态(包括微环和水泥周向分布状态)、固井II界面胶结状态、水泥抗压强度值。IV、结合固井质量各参数解释结果，对固井是否达到其主要目的——层间水力封隔能力给出评价。V、油、水井固井质量综合评价成果图、表的自动生成和输出。附表1固井形成的水力封隔系统的水力封隔能力综合评价 权利要求1.，其特征在于它是这样实现的将声波测井仪和伽马—伽马密度测井仪分别从油井套管内放入井下，测量仪器周围介质的状态，测量的信号通过电缆传至地面仪器被记录下来，通过计算机对测量记录结果的分析，对固井质量给出检测结果A、声波测井套管波幅度值在3.4mV到30.0mV之间，具有这种特征的井段连续长度大于2.0m，水泥环密度大于或等于标准的水泥石密度，则为固井I界面微环；B、固井I界面无纵向窜通、水泥胶结指数BI大于0.4、固井II界面胶结好或中等时，水泥环抗压强度为抗压强度＝αPS+βPM式中PS为通过声波测井套管波幅度得到的水泥抗压强度(MPa)；PM为通过水泥环密度得到的水泥抗压强度(MPa)；α，β为权因子，当套管外径为140mm时，α＝0.4，β＝0.6；C、利用声本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：刘继生，谢荣华，冯逾，吕秀梅，曾桂红，黄丽丽，
申请(专利权)人：大庆油田有限责任公司，
类型：发明
国别省市：