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调整井延时声变固井质量变化规律研究

1 引言
大庆油田开发已进入高含水后期，调整井固井后声变质量衰减问题已成为制约油田产能的关键问题。为此大庆油田从2001年3月开始，将调整井固井后测声变时间由2d延迟到15d，延时声变措施执行后，调整井固井检测质量急剧下滑，合格率从延时前的99%下降到延时后的90%。为了更好地掌握固井后水泥环的胶结质量随地层压力环境、测声变时间的变化规律，科学地提出延时声变固井质量的考核指标，大庆油田组织有关部门和单位在萨尔图油田南三区开展了不同压力环境对调整井延时声变固井质量影响的对比试验。试验区按地下动态情况分为相对稳定区和相对不稳定区，稳定区内钻井20口，不稳定区钻井18口，全部在固井后2d和15d测声变，为了增加对比度，在部分井加测了4d、6d、8d和10d声变。
2 试验基本情况
2.1 地理位置与试验环境
2.1.1 地理位置
试验区位于萨尔图油田南三区，西起167号断层，东至萨大路东约200m，北起南三区丁30排，南至三区丁50排之间。以南3-丁30-430井与南3-丁50-435井连线为界，以西是相对稳定试验区，以东是相对不稳定试验区。
2.1.2 试验环境设置
相对稳定区。萨葡层系注水井钻关距离≤450m，在钻开油层前，300m以内的注水井关井24h之内井口压力小于2.0MPa，300-450m注水井24h内井口压力小于3MPa；高台子层系注水井钻关距离小于300m，钻开油层前井口剩余压力小于4MPa，所有注水井关井时间从新井开钻前7d至固井后15d测声变结束为止。采油井依据不同层位和产液量按三种情况进行关井：面积井网及行列井网采油田关井距离控制在150m以内；一次加密萨葡差油层井，日产液量大于25m3的井关井距离控制在100m，产液量小于25m3的控制在50m以内；高台子层系采油井关井距离控制在50m以内，所有的采油井关井时间从新井钻开油层至固井后15d测完声变为止。
相对不稳定试验区。注水井关井距离、关井开始时间及井剩余压力与相对稳定区要求相同，恢复注水时间为一次声变结束（固井后2d）。同井场采油井关井距离≤50m（产液量≥40m3），关井时间从新井钻开油层至一次声变结束为止。
2.2 试验方案实施
2.2.1油水井关井实施情况
按照试验方案，试验区内所有38口注水井于开钻前20d开始关井放溢，稳定区内10口相关采油井从首轮井钻开油层之时开始停产。注水井井口压力及采油井关井时间均符合试验要求。全部试验过程由开发和钻井部门派专人共同监督实施。在相对不稳定试验区内，由于每口注水井影响周围几口新钻井，只有3口新井（井号为南3-丁41-433、南3-丁40-斜435、南3-丁50-435）在固井后2d周围注水井转注。
2.2.2 钻井实施情况
动用8台ZJ15钻机，共钻直井34口，定向井4口，钻井液体系均为聚合物防塌高密度钻井液体系，整个钻井过程中，除南3-丁40-434、南3-丁31-斜434井发生油气浸、南1-丁41-432发生井漏失外，其它井均正常钻进。
2.2.3 固井作业
使用引进的CPT-Y4型水泥车施工，38口井固井施工参数均达到设计要求：平均注速均大于1.25m/s，水泥浆单点密度全部控制在1.88-1.95g/cm3之间，平均替速大于1.2m/s。在技术方案上，相对稳定区20口井全部采用常规措施，相对不稳定区18口井有7口使用DSK锁水抗窜剂，4口井使用DRK抗冲击韧性水泥。
2.2.4声变检测
所有试验区井均采用DLS-1：SBB-61型声变测井仪，共测井108次，其中相对稳定区5口井和相对不稳定区3口井，分别测2d、4d、6d、8d、10d、15d声变，其余井测2d和15d声变。
3 试验结果对比分析
3.1 不同试验环境的地层压力对比
根据区内部分井RFT测压资料和利用电测资料对小层压力计算，可以看出，在同一层位，不同试验环境的地层压力系数差别较大（见表1）。在平面上，自北向南，小层压力有升高趋势，由西向东，小层压力逐步增大，且同一层位不同小层压力变化范围较大，这说明非稳定区地层压力比稳定活跃，其原因是和提前恢复注水及采油有关。在纵向压力剖面上，稳定区和非稳定区各主力油层内部高压低压交互存在，但总的趋势是，自上而上，压力系数逐步减小，S0-S2组存在高压层，S3至P、G油层的部分小层呈欠压状态。

表1 南三试验区不同井区地层压力测量结果对比
区域
井号
地层压力系数
S0
S1
S2
S3
P1
P2
G1
稳
定
区
南3-丁40-428
1.70
1.11
0.97-1.42
1.04-1.48
0.99-1.21
1.22-1.29
0.94
南3-丁31-429
1.59
1.37
0.92-1.40
0.98-1.05
1.05-1.14
1.00-1.22
0.9
南3-丁41-431
1.60
1.30
0.89-1.19
0.80-0.82
0.70-1.20
0.93-1.15
0.9-1.3
南3-丁50-433
1.63
1.10
0.90-1.22
0.91-1.06
0.67-1.2
0.90-1.00
0.8-0.9
非
稳
定
区
南3-丁2-P31
1.75
1.44-1.69
1.15-1.4
1.29-1.35
0.94-1.0
0.90-1.33
0.09
南3-丁31-431
1.53
1.20-1.40
0.9-1.08
0.84-0.9
0.54-1.0
0.8-0.9
1.15-1.7
南3-丁50-435
1.61
0.91-1.65
0.92-1.22
0.95
0.7-1.24
0.71-1.0
0.7-0.89
南3-丁50-437
1.75
1.61-1.73
1.27-1.55
1.07-1.58
1.0-1.68
1.0-1.7

3.2不同试验环境下固井检测质量对比
将固井后2d和15d声变检测结果进行对比，稳定区共固井20口，2d声变固井质量优质20口，优质率100%；15d声变固井质量优质19口，合格1口，优质率95%。非稳定区固井18口，2d声变固井质量优质15口，合格3口，不合格2口，优质率83.3%；15d声变固井质量优质8口，合格8口，不合格2口，优质率53.3%。与稳定区相比，2d声变和15d声变质量优质率分别下降16.7%和41.7%。可以看出，稳定区两次声变质量变化不大，且优质率较高；不稳定区质量较差，15d声变优质率降幅较大。
3.3 声变指数随测井时间变化对比
3.3.1 固井后2d和15d声变指数异常井段对比
统计试验区内38口井2d和15d声变数据，单井声变检测质量较差（BI<0.8）的位置比较一致，但较差井段的长度却有不同程度变化。表2为南3试验区2d与15d声变胶结指数异常井段（<0.8）变化情况。可以看出，在稳定区和非稳定区，BI指数<0.8的井段都随测井时间推移而增加（平均增加4.9%）；但稳定区增加幅度较小（仅1.7%），非稳定区增加幅度较大（11.6%）。

3.3.2 分层位胶结指数变化对比
统计试验区内38口井2d和15d声变数据，单井各层位BI指数大小均发生了不同程度的变化。表3为南三区试验井不同层位两次声变BI指数变化情况统计。结果表明，在稳定区内，胶结指数随时间的增加变差的层平均34%，保持不变的层占66%；在非稳定区，胶结指数随时间增加变差的层占48.3%，比稳定区增加14.3%，胶结指数保持不变的层占51.7%。

表2 南三试验区2d与15d声变异常井段变化情况
项 目
油 层
封固段总长
m
2d声变
15d声变
BI>0.8井段
BI<0.8井段
BI>0.8井段
BI<0.8井段
长度m
比例%
长度m
比例%
长度m
比例%
长度m
比例%
稳定区
5643
5520
97.8
123
2.2
5424
96.1
219
3.9
非稳定区
4796
4288
89.4
508
10.6
3872
77.8
924
22.2
合 计
10439
9808
94.0
631
6.0
9296
89.1
1143
10.9

表3 南三试验区井BI指数随时间变化情况统计
项目
S0
S0-S1
S1
S1-S2
S2
S3
S-P
P1
P2
G1
综合
稳
定
区
变
差
井次
8
9
4
4
9
4
3
6
10
9
68
比例
40.0
45.0
20.0
20.0
45.0
20.0
15.0
30.0
50.0
45.0
34.0
不变
井次
12
11
16
16
11
16
17
14
10
11
132
比例
60.0
55.0
80.0
80.0
55.0
80.0
75.0
70.0
50.0
55.0
66.0
不
稳
定
区
变
差
井次
10
10
6
3
11
9
5
11
12
10
87
比例
50.0
50.0
27.8
16.7
61.1
38.9
16.7
27.8
38.9
44.5
48.3
不变
口数
8
8
12
15
7
9
13
7
6
8
93
比例
44.5
44.5
66.7
83.3
22.2
50.0
72.2
55.6
50.0
44.5
51.7

在纵向剖面上，胶结指数随时间增加变差的井段主要集中在封固段的上、下两端，上部以S0组、S0-S1夹层为主，下部主要集中在P2组和G1组。其主要原因是上部的S0组、S0-S1夹层属非生产层，且渗透性较差，地层处于长期憋压状态，固井后，流体一旦浸入水泥环，则在水泥环中窜通，形成孔洞，随着时间的推移，流体在孔洞中运移引起水泥石强度下降。在P、G油层，由于地层渗透性较好，渗透率（一般在500×10-3μm2左右），且呈欠压状态，钻井过程中泥饼增厚，固井时引起水泥浆大量失水，引起二界面胶结强度下降。
胶结指数随时间增加基本不变的井段主要集中在S1组、S1-S2夹层、S3组和S-P夹层，这些层位基本上为薄差层，渗透率较低，受周围注水井、采油井的影响相对较小。
3.3.3 固井后六次声变结果综合对比
为了定量直观地评价声变质量随时间的变化情况，这里引入一个胶结不饱和度（θ）概念，它表示在水泥石中，未胶结的部分（孔隙或混窜）占整个水泥石的体积百分比。在声变检测图上，θ可以近似地用下式表示：

其中a、b为计算井段的上下点深度；表示a、b之间井深为处的BI值。
利用上述计算方法对试验区内7口（稳定区内4口、不稳定区3口）固井后经历六次声变检测的井平均胶结不饱和度进行评价，统计结果见表4。从表中数据可以看出，在稳定区和非稳定区，所有井的平均胶结不饱和度都有随测声变时间增加而增大的趋势，但稳定区内增幅非常缓慢，非稳定区内增幅较快，但从第10d以后增幅开始减小，基本趋于稳定。以南3-丁50-435井为例（见表5），2d声变时的平均胶结不饱和度为2.0%，15d测声变时即达到14.16%，同比增加了7.2倍。

表4 南3试验区六次声变井胶结不饱和度对比
井区
井号
各次声变的平均胶结不饱和度（%）
2d
4d
6d
8d
10d
15d
稳定区
南3-丁31-428
2.57
1.75
4.65
2.54
1.65
2.21
南3-丁31-429
3.39
3.82
11.43
2.79
4.25
3.99
南3-丁40-428
1.81
1.32
6.10
2.71
3.65
3.87
南3-丁40-429
2.11
3.1
3.2
2.62
4.13
4.14
非
稳
定
区
南3-丁31-433
2.37
3.58
4.57
8.79
12.51
13.71
南3-丁41-433
2.28
4.81
6.13
9.93
13.39
13.49
南3-丁50-435
2.0
3.74
8.20
13.61
14.18
16.16

表5 南3-J50-435井六次声变对比
地层
井段
压力
系数
平均胶结不饱和度%
2d
4d
6d
8d
10d
15d
S0
763-795
1.61
0.94
0.94
4.69
4.06
10.06
10.94
S0-S1
795-812

0.59
0
3.53
12.94
12.18
17.06
S1
812-830
1.65
0
1.67
13.33
22.22
21.67
22.89
S1-S2
830-836

3.33
12.5
43.33
43.33
43.33
45.0
S2
836-901
1.22
0.31
1.15
6.31
12.0
15.38
23.23
S3
901-926
0.95
2.00
2.80
5.60
7.60
7.20
9.20
S-P
926-945

5.26
5.79
11.58
21.05
15.79
16.94
P1
945-990
0.7-1.24
6.22
7.33
12.22
12.67
10.22
10.44
P2
990-1030
0.89
0.5
1.38
2.88
12.5
8.75
4.25
底角
1030-1068
0.69
2.11
9.47
9.21
20.52
23.68
23.68
平均
763-1068

2.0
3.74
8.20
13.61
14.18
16.16

3.4声变质量与层位压力关系对比
为掌握试验区固井质量问题发生的原因对试验区内所有井15d声变检测质量较差（<0.8）层位进行了统计，见表6。可以看出，检测质量不好的井段主要集中在S0以及S2、P1、P2等主力油层，这与前边统计的声变质量衰减的主要层位分布基本一致。
以南3-丁50-435井压力剖面为例，S0组低渗层地层压力系数达1.6，固井后压差仅0.3MPa；S2组、P、G油层均存在压力系数低于1.0的欠压层，

表6 南3试验区固井质量异常层位统计

井区
异常
层位
S0
S0-S1
S1
S1-S2
S2
S3
S-P
P1
P2
G1
稳定区
(20口)
口数
15
6
3
5
14
3
6
4
7
8
比例%
75.0
30.0
15.0
25.0
70.0
15.0
30.0
20.0
35.0
40.0
非稳定区
(18口)
口数
13
13
10
3
17
10
6
14
12
5
比例%
72.2
72.2
55.6
16.7
94.4
55.6
33.3
77.8
66.7
27.8
合计
(38口)
口数
28
19
13
8
31
13
12
18
19
13
比例%
73.7
50.0
3472
21.1
81.6
34.2
31.6
47.4
50.0
34.2

如P1组965m处压力系数仅0.7，固井时压差达8.21Mpa，因而在声变检测时，无论在高压低渗层，还是在低压高渗层，均出现较大幅值，固井质量不合格(见图1)。
S0
S1
S2
S3
P1
P2
G1
2d
4d
6d
8d
10d
15d

图1 南3-丁50-435井6次声变对比
4 结论
4.1 稳定的地层压力环境是保证延时声变固井质量的前提。从对比结果看，相对稳定试验区的15天声变质量好于相对不稳定区。调整井开钻前周围的注水井停注放溢时间滞后，以及提前恢复注水或油井投产，是造成地层压力环境不稳定的根本原因。因此，在调整井钻井区块，钻井和采油单位应协调配合，处理好产能与固井质量的关系。
4.2 地层压力环境的不稳定，是导致固井后15天声变质量变化较大的主要原因。在地层压力环境相对稳定的情况下，水泥石胶结质量衰减幅度不大，15天声变与2天声的胶结不饱和度和BI>0.8井段所占的比例均无明显变化。在地层压力环境不稳定条件下，水泥石胶结质量衰减速度较快，15天声变与2天声变的胶结不饱和度上升11%以上，固井检测质量较差井段（BI<0.8）所占的比例上升11.6%。
4.3在不稳定的地层压力环境条件下，现有的钻井完井工艺和技术很难解决延时声变固井质量问题。试验区内所有井钻井工艺措施相同，固井时油层井段均下入粘砂套管，在不稳定试验区的11口井还应用了DSK锁水抗窜剂和DRK抗冲击增韧性剂，但应用效果都不理想。因此针对不稳定的地层压力环境，急需开展新型水泥外加剂和钻井工艺技术攻关。
4.4 创建相对稳定的地层压力环境是提高调整井固井质量的根本途径。两种不同地层压力环境情况下延时声变固井质量结果对比分析表明，15天声变结果变差主导因素在于不稳定的地层压力环境对水泥环的侵蚀作用，在现有条件下，要提高加密调整井的固井质量，首要的是要创造稳定的地下动态环境。