Probe into Quantitative Stratigraphic Interface Evaluation Using a Resistivity Imaging LWD Tool
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摘要:
随钻电阻率成像测井仪不仅可以通过井壁电成像直观显示微小的地质体特征，还具有识别地层界面的能力。为了探索随钻电阻率成像测井仪在界面处的测井响应特征，利用三维有限元方法，研究了其具有方位性时的地层界面测井响应规律，并根据模拟结果建立了地层界面参数定量计算模型。结果表明，该仪器在水平井中不同方位钮扣电极的电阻率测量差值和仪器与地层界面的距离呈较好的幂指数关系；该仪器在斜井中与地层界面的夹角和不同方位钮扣电极电阻率曲线犄角间的最大距离呈幂指数关系，且基本不受地层界面上下地层电阻率对比度的影响。建立的地层界面参数解释模型表明：仪器与地层界面的距离小于1.00 m，可以识别出地层界面；仪器与地层界面夹角小于20°时，可定量计算出二者夹角。研究结果为随钻电阻率成像测井的地质工程应用提供了理论依据。
Abstract:Resistivity imaging LWD tool can not only visually display the characteristics of micro geological bodies through borehole wall electric imaging, but also can identify the formation interface. In order to explore the logging response mechanism of the tool at the interface, this paper studies the logging response law of the azimuthal resistivity imaging LWD tool at formation interface by using the three-dimensional finite element method. In doing so, it established a quantitative calculation model of formation interface parameters according to the simulation results. The results showed that the resistivity measurement difference of different azimuthal button electrodes of the tool exhibited a good power exponent relationship with the distance from tool to the formation interface in horizontal wells. The angle between the tool and formation interface and the maximum distance between resistivity curve spikes of different azimuthal button electrodes was power exponentially in deviated wells, which is not affected by resistivity contrast of the upper and lower strata at the formation interface. The model for the formation interface parameters interpretation indicated that the tool can be recognized within 1.00 m to the horizontal interface, and the angle can be calculated quantitatively when the angle between the tool and formation interface is less than 20 degrees. The research results can provide a theoretical basis for the application of a resistivity imaging LWD tool in geological engineering.
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北黄海太阳盆地是位于中国黄海海域北部的一个以中、新生代为主的沉积盆地，自下而上发育中上侏罗统、下白垩统、渐新统和新近系，油气资源勘探处于初期[1-3]。该区域部署的井均为预探井，完钻井深在4 000 m左右，采用尾管固井方式完井，前期已完成6口井，钻进过程中频繁发生漏失且有大量煤层掉块，采用常规性能的尾管悬挂器和水泥浆固井，固井过程中环空憋堵严重，均有漏失发生，固井质量不合格，需要进一步优化配套的尾管固井技术。
针对北黄海太阳盆地尾管固井的技术难点，优化前期钻井液堵漏和通井洗井措施以提高地层承压能力并保障井眼清洁，将尾管悬挂器卡瓦由外置改为内嵌，增大“喇叭口”处过流面积，并在尾管悬挂器顶部安装封隔器隔离裸眼环空，在水泥浆中加入基体抗侵降滤失剂和纤维材料增强浆体内聚力和触变性，形成了适用与该区域的复杂深井小间隙尾管固井技术。现场应用未发生憋堵和漏失，固井质量合格，应用效果良好。
1. 固井技术难点
北黄海太阳盆地的预探井采用五开井身结构，四开采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深2 500 m左右，下入ϕ244.5 mm套管，五开采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深4 000 m左右，下入ϕ177.8 mm尾管固井，封固中上侏罗统。五开尾管固井技术难点如下：
1）尾管固井时砾石层漏失和煤层掉块造成环空憋堵。上侏罗统以黑色泥岩、杂色粉砂质泥岩为主，局部夹砾石层；中侏罗统以灰色泥岩、灰白色砂岩为主，局部夹煤层。五开钻进过程中，砾石层漏失严重，最大漏失速度达27 L/h，煤层掉块严重，掉块尺寸最大达70 mm×20 mm×15 mm，前期已经完钻的6口井，均在尾管固井过程中发生环空憋堵和井下漏失。
2）小间隙尾管固井加剧了环空憋堵和井下漏失。ϕ215.9 mm井眼下入ϕ177.8 mm尾管，属于小间隙尾管固井，“喇叭口”处单边间隙5 mm左右，固井前循环与固井过程中煤层掉块在小间隙上、下堆积，使环空憋堵和井下漏失加剧[4-6]。
3）固井施工排量受限，顶替效率低。受环空憋堵和井下漏失影响，固井施工排量难以提高，前期固井最大顶替排量13～15 L/s，裸眼段环空返速0.65～0.76 m/s，顶替效率较低，固井质量均不合格。
2. 固井关键技术
2.1 井眼准备
上侏罗统砾石层粒间微裂缝是井下漏失的主要原因，固井前在钻井液中加入纤维堵漏材料，通过先静止后循环的堵漏方式提高地层承压能力。对于引起环空憋堵的煤层掉块，固井前采用大于尾管串刚度的钻具组合通井，并结合实测井径在缩径和遇阻井段进行短起下，采用高黏钻井液充分循环，通井到底，大排量循环洗井2个循环周期以上，起钻前调整钻井液的防塌和护壁性能[7-10]。
2.2 封隔式内嵌卡瓦尾管悬挂器
在进行尾管固井时，尾管悬挂器处的环空过流面积最小，为了降低五开尾管固井时的环空憋堵风险，选择尾管悬挂器时，将有效环空过流面积作为重要指标。尾管悬挂器从上到下主要由防砂罩、回接筒、扶正块、卡瓦和液缸组成。回接筒的外径大且长度一般在3 m左右，占尾管悬挂器长度的一半，此处环空过流面积最小，因此，回接筒的外径越小越好。尾管悬挂器坐挂后卡瓦处的过流面积变小，使环空憋堵风险增大，因此，坐挂后卡瓦处的过流面积越大越好，且坐挂前后过流面积变化率越低越好。如图1所示，将卡瓦内嵌入尾管悬挂器本体，为缩小回接筒外径创造了条件，利用卡瓦侧面承载，坐挂后卡瓦被锥套托起，与尾管悬挂器芯体形成内过流通道，显著增大了卡瓦处的过流面积[11-17]。回接筒外径由210 mm缩至206 mm，过流面积由35 cm2增至45 cm2，增大了28.57%。坐挂后卡瓦处的环空过流面积由31 cm2增至45 cm2，增大了45.16%，坐挂前后卡瓦处的环空过流面积由49 cm2变为45 cm2，变化率仅8.16 %。
如图2所示，压缩扩张式封隔器通过压胀胶筒密封环空，将其安装在尾管悬挂器顶部，尾管固井碰压后，通过胀封挡块和回接筒将下压载荷传递至封隔器胶筒，使其受挤压变形，分隔密封尾管悬挂器与套管环空，隔离尾管悬挂器上部环空液柱压力，实现下部环空相对密闭真空，有效降低尾管固井取出中心管后循环出多余水泥浆期间和候凝期间的漏失风险[18-19]。
2.3 基体抗侵纤维防漏水泥浆
为降低五开尾管固井时井下漏失的风险，提高水泥浆的防漏堵漏性能，在水泥浆中加入基体抗侵降滤失剂BCG-200L和纤维防漏剂BCE-220S。BCG-200L对水泥浆具有较好的增黏和提切作用，使浆体有较强的内聚力和一定的触变性，可有效增加水泥浆向地层渗流的阻力[20-21]；BCE-220S中的纤维材料表面经亲水处理，纤维束在水泥浆中不结团，能够形成均匀的网状结构，对渗透性地层和微裂缝发育的地层有较好的堵漏效果[22-23]。基体抗侵纤维防漏水泥浆的配方为胜潍G级加砂水泥＋5.0%基体抗侵降滤失剂BCG-200L＋2.5 %纤维防漏剂BCE-220S＋0.1 %消泡剂G603＋0.5 %缓凝剂BXR-200L＋0.5 %减阻剂BCD-210L＋44.0%淡水。
2.3.1 防漏性能评价
测试基体抗侵纤维防漏水泥浆在70～130 ℃下的流变参数评价其内聚力和触变性，结果见表1。由表1可知，在测试温度下，基体抗侵纤维防漏水泥浆有较高的塑性黏度、动切力和静切力差，塑性黏度为120～150 mPa·s，动切力为20.1～26.6 Pa，静切力差为21.4～24.1 Pa，说明BCG-200L有较好的增黏和提切作用，水泥浆内聚力较强、触变性较好。
表 1 基体抗侵纤维防漏水泥浆的流变性能Table 1. Rheological properties of anti-leakage cement slurry with matrix invasion-resistant fiber温度/℃ 塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/
Pa静切力差/
Pa70 150 26.6 7.1/31.2 24.1 90 144 24.3 6.3/29.2 22.9 110 123 21.5 5.5/27.2 21.7 130 120 20.1 5.1/26.5 21.4 2.3.2 堵漏性能评价
利用堵漏测试仪测试不同尺寸缝隙孔板的水泥浆漏失量，评价其堵漏性能。堵漏测试仪在降滤失仪基础上改造而成，其结构如图3所示。采用不同尺寸的孔缝孔板（见图4）和不同尺寸的裂缝孔板（见图5），对进气口持续施加定量压力，推动活塞向下运动，挤压水泥浆通过孔板，测量30 min内的漏失量，漏失量越少说明水泥浆堵漏能力越强。如表2所示，对孔缝直径为0.5～3.0 mm的孔板施加7.0 MPa的压力，基体抗侵纤维水泥浆的漏失量为10～41 mL，均小于50 mL。对裂缝直径为0.5～3.0 mm的孔板施加3.5 MPa的压力，基体抗侵纤维水泥浆的漏失量为14～49 mL，也均小于50 mL。而未加纤维的水泥浆全部漏失，说明基体抗侵纤维水泥浆的堵漏性能较好。
表 2 基体抗侵纤维防漏水泥浆的堵漏性能Table 2. Performance of anti-leakage cement slurry with matrix invasion-resistant fiber缝隙类型 尺寸/mm 堵漏压力/MPa 漏失量/mL 孔缝 0.5 7.0 10 1.0 7.0 11 2.0 7.0 27 3.0 7.0 41 裂缝 0.5 3.5 14 1.0 3.5 19 2.0 3.5 35 3.0 3.5 49 3. 现场应用
北黄海太阳盆地的4口井应用了复杂深井小间隙尾管固井技术，均取得了良好的应用效果，固井施工未发生憋堵和漏失，固井质量合格。下面以S21-2井为例介绍现场应用情况和效果。S21-2井是部署在北黄海太阳盆地的一口预探井，四开ϕ244.5 mm套管下至井深2 606 m，五开使用密度1.20 kg/L的有机盐钻井液，采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深3 640 m，钻进过程中频繁发生渗漏和憋堵，2 939～2 974 m井段的砾石层发生了漏失，最大漏失速度为13 L/h，累计漏失钻井液90 L，3 177～3 199 m井段返出大量煤层掉块，掉块尺寸最大达45 mm×15 mm×10 mm。
在完钻后通井循环过程中，注入25 L含有纤维堵漏材料的钻井液，静止堵漏12 h。固井前采用双稳通井钻具组合通井，配合2个高黏钻井液段塞，循环2个周期。下入ϕ177.8 mm尾管（尾管串组合：ϕ177.8 mm浮鞋＋ϕ177.8 mm套管×1根＋ϕ177.8 mm浮箍＋ϕ177.8 mm浮箍×1根＋ϕ177.8 mm球座＋ϕ177.8 mm尾管串＋ϕ244.5 mm×ϕ177.8 mm封隔式内嵌卡瓦尾管悬挂器＋ϕ127.0 mm钻杆串），尾管封固井段2 566～3 640 m。下入尾管后以10 L/s的排量将井眼中25 L的高黏钻井液循环出井，然后将排量提至22 L/s循环2个周期，尾管坐挂后将排量提至22 L/s继续循环1个周期，循环过程正常。固井施工注入密度1.25 kg/L的纤维防漏隔离液7 L、密度1.90 kg/L的基体抗侵纤维防漏水泥浆25.8 L，注入排量10～15 L/s。释放钻杆胶塞后以22 L/s的排量进行顶替，当水泥浆被顶替出尾管鞋后，逐渐将顶替排量降至10 L/s，碰压正常，中心管上提2 m，下放钻具给封隔器施加150 kN压力，封隔器正常坐封，拔出中心管，循环出多余水泥浆，固井施工结束。固井过程中无漏失或憋堵发生，固井质量良好。
4. 结 论
1）北黄海太阳盆地尾管固井质量差的主要原因为砾石层粒间微裂缝漏失、煤层掉块憋堵环空和尾管固井时的环空间隙小等。
2）固井前循环纤维堵漏钻井液和高黏钻井液可以提高地层承压能力并充分清洁井眼，封隔式内嵌尾管悬挂器能大幅增大“喇叭口”环空过流面积，基体抗侵纤维防漏水泥浆的防漏、堵漏性能较好，这3项技术措施有利于解决太阳盆地尾管固井的技术难点。
3）现场应用结果表明，复杂深井小间隙尾管固井技术可有效提高北黄海太阳盆地复杂深井的固井质量，有较好的区域适用性，可以为类似复杂井的固井施工提供参考。
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图 3 电位场和电流场分布特征
Figure 3. Distribution characteristics of potential field and current field
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图 4 水平井中不同方位钮扣电极测井响应
Figure 4. Logging response characteristics of different azimuthal button electrodes in horizontal welll
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图 7 仪器与地层界面夹角不同时B1的测井响应特征
Figure 7. Logging response characteristics of B1 at different angles between instrument and formation interface
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图 8 不同电阻率对比度下仪器视电阻率与地层界面距离MD的关系
Figure 8. Relationship between instrument apparent resistivity and formation interfacial distance MD at different resistivity contrasts
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图 9 边界探测参数与地层界面距离的关系曲线
Figure 9. Relationship curve between boundary detection parameters and formation interfacial distance
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图 10 仪器与地层夹角和犄角间距离的关系曲线
Figure 10. Relationship curve of angle between instrument and formation and distance between horns
表 1 地层界面距离相对误差分析
Table 1 Analysis of relative error for formation interfacial distance
Z理论值/m DE，% Z模型计算值/m 相对误差，% 0.100 172.88 0.094 6.00 0.200 80.64 0.183 8.50 0.300 49.77 0.273 9.00 0.400 34.30 0.366 8.50 0.500 24.25 0.474 5.20 0.600 18.03 0.581 3.17 0.700 13.82 0.687 1.86 0.800 10.68 0.798 0.25 0.900 8.41 0.904 0.44 1.000 6.72 1.005 0.50 1.100 5.57 1.087 1.18 1.200 4.57 1.173 2.25 1.300 3.49 1.280 1.54 
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表 2 模型夹角相对误差分析
Table 2 Analysis of relative error of the model angle
θ理论值/（°） Dmax/m θ模型计算值/（°） 夹角相对误差，% 2.500 3.75 2.505 0.20 5.000 1.85 4.847 3.06 7.500 1.00 8.054 7.39 10.000 0.75 9.926 0.74 15.000 0.40 14.554 2.97 20.000 0.25 18.076 9.62 25.000 0.01 29.005 16.02 30.000 0.01 29.005 3.32
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