CN110159253A - 一种超声波成像测井方法 - Google Patents

一种超声波成像测井方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开一种超声波成像测井方法,将旋转探头与换能器连接,通过旋转探头驱动换能器进行旋转;在换能器旋转过程中激励一个超声波脉冲信号对待测油井360°扫描,使超声波脉冲信号在待测油井的流体中传播并入射到油井套管内壁;测量从套管外部和内部界面反射的超声波波列,根据接收的超声波波列的回波时间获取套管内径信息,根据套管的共振波频率获取套管内壁的厚度信息及共振波首波幅度获取环空的声阻抗信息。通过一次性下井,评价水泥胶结、套管质量,缩短了措施周期,并降低了作业成本。可对固相水泥、液相水、未胶结微隙、气体做出准确的判断,更加直观认识环空相态。可识别套管内外径/壁厚、腐蚀情况,对套管腐蚀情况做出定量判断。

Description

一种超声波成像测井方法
技术领域
本发明实施例涉及石油测井技术领域,具体涉及一种超声波成像测井方法。
背景技术
目前,在油田开发进入中后期阶段,由于地层应力的各向异性、人工注水及井内外液体的化学腐蚀等作用的长期影响,油水井套管破损、变形、腐蚀等现象日益突出。因此套损检测为油气的稳产增产起着重要作用。利用超声脉冲反射法可以很好地探测套管壁厚信息,同时可以精确评价固井质量。
传统技术方案中,固井质量评价以CBL和VDL为主,其中,CBL(cement bondlogging)水泥胶结测井,VDL(variable density log)变密度测井。但随着完井方式不同、井况复杂程度加大,使得传统的测井技术无法满足工程需求。进入21世纪后固井质量评价技术得到一定的发展,以扇区水泥胶结测井为代表,例如:六扇区SBT、八扇区RIB等测井技术。目前,尚未有测井技术可以同时测量解决水泥胶结和套管质量测量难题。常规测井技术利用声幅变密度方法,进行多扇区水泥胶结测井技术评价固井质量和胶结情况;利用电磁法和多臂机械法评价套管壁厚和内径,需要进行多次井下测量,周期长,作业成本高,不能实现一次下井同时测量水泥胶结和套管质量。
发明内容
为此,本发明实施例提供一种超声波成像测井方法,通过一次性下井获得多种测量数据,同时评价水泥胶结和套管质量,缩短测量周期,降低作业成本。
为了实现上述目的,本发明实施例提供如下技术方案:一种超声波成像测井方法,包括以下步骤:将旋转探头与换能器连接,通过所述旋转探头驱动所述换能器进行旋转,在所述换能器旋转过程中激励一个250~450kHz的超声波脉冲信号对待测油井进行扫描,使所述超声波脉冲信号在待测油井的流体中传播并入射到油井套管内壁,测量从套管外部和内部界面反射的超声波波列,根据接收的所述超声波波列的回波时间获取套管内径信息,根据所述套管的共振波频率获取套管内壁的厚度信息,根据所述套管的共振波首波幅度获取环空的声阻抗信息。
作为超声波成像测井方法的优选方案,所述旋转探头在电机的带动下使换能器连续旋转扫描油井井壁,当覆盖待测油井套管表面一周后形成油井一周的幅度图和到时图。
作为超声波成像测井方法的优选方案,当所述旋转探头扫描待测油井时,所述旋转探头持续向上运动使所述换能器的空间轨迹为一个螺旋线。
作为超声波成像测井方法的优选方案,所述超声波脉冲信号在流体中传播后入射到套管内壁,进入套管的超声波脉冲信号在套管与水泥环和套管与地层表面之间进行多次反射,根据超声波脉冲信号的声阻抗获取传播介质的密度,评价所述水泥环内水泥比及胶结情况。
作为超声波成像测井方法的优选方案,将超声波成像测井的图像从左到右分十二道;
第一道为磁定位、自然伽马、探头转速和仪器偏心曲线;
第二道为测量深度;
第三、四道为回波幅度曲线,反应套管内壁情况;
第五、六道为套管内半径最小值、最大值及平均值,套管外半径平均值;
第七道为套管内径值减平均值成像曲线,通过颜色渐变反应套管内壁腐蚀、划痕、结垢情况;
第八道为套管壁厚最大值、平均值及最小值;
第九道为套管厚度减平均值成像道,通过颜色渐变反应套管壁厚变化情况;
第十道为水泥胶结声阻抗成像图;
第十一道为水泥胶结声阻抗固、液、气、未胶结微细定量计算分布图;
第十二道为水泥胶结环空综合成像图。
作为超声波成像测井方法的优选方案,根据套管内壁反射波的能量识别所述套管内壁上有无孔眼;在判断所述套管内壁有孔眼的前提下,对整个反射波波形进行数据采集和处理;
从接收到的反射波波形的尾部寻找孔底反射信号到达时间T;根据公式射孔穿透深度:D=V×T/2计算出孔眼深度,其中V为射孔孔眼中流体的声速。
作为超声波成像测井方法的优选方案,所述旋转探头驱动所述换能器进行旋转的速度为6~8转/秒。
作为超声波成像测井方法的优选方案,对反射的超声波波列采用到时检测电路测量回波的旅行时间和最大幅度,并通过数据采集电路数字化后利用电缆数据传输***传给地面终端进行处理。
本发明实施例具有如下优点:旋转探头以一定的速度旋转,换能器向套管发射250~450kHz超声波束,换能器激发出不同频率的超声波,测量从套管外部和内部界面反射回来的超声波波列。所接收波列的回波时间可以评价套管内径,并且套管的共振波频率提供了套管检测所需的管壁厚度信息。通过对超声波波列处理后从初始回波中获得套管厚度、内径和内壁光滑度数据,从而可评价套管腐蚀和变形情况。通过一次性下井,评价水泥胶结、套管质量,缩短了措施周期,并降低了作业成本。在水泥胶结评价方面,可对固相水泥、液相水、未胶结微隙、气体做出准确的判断,更加直观的认识环空相态。在套损检测方面,可以识别套管内外径/壁厚、腐蚀情况,对套管腐蚀情况做出定量判断;可应用套管居中度、水泥环厚度、射孔质量的监测方面,测量范围广。
附图说明
为了更清楚地说明本发明的实施方式或现有技术中的技术方案,下面将对实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地,下面描述中的附图仅仅是示例性的,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动的前提下,还可以根据提供的附图引伸获得其它的实施附图。
图1为本发明实施例中提供的一种超声波成像测井方法流程图;
图2为本发明实施例中提供的一种超声波成像测井方法中AGC调整门槛示意图;
图3为本发明实施例中提供的一种超声波成像测井方法中超声波波列示意图;
图4为本发明实施例中提供的超声波成像测井方法的测井数据效果图。
具体实施方式
以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式,熟悉此技术的人士可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效,显然,所描述的实施例是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都属于本发明保护的范围。
参见图1,提供一种超声波成像测井方法,包括以下步骤:
S1:将旋转探头与换能器连接,通过所述旋转探头驱动所述换能器进行旋转;
S2:在所述换能器旋转过程中激励一个250~450kHz的超声波脉冲信号对待测油井进行扫描,使所述超声波脉冲信号在待测油井的流体中传播并入射到油井套管内壁;
S3:测量从套管外部和内部界面反射的超声波波列,根据接收的所述超声波波列的回波时间获取套管内径信息,根据所述套管的共振波频率获取套管内壁的厚度信息,根据所述套管的共振波首波幅度获取环空的声阻抗信息。
超声波成像测井方法的一个实施例中,所述旋转探头在电机的带动下使换能器连续旋转扫描油井井壁,旋转探头驱动所述换能器进行旋转的速度为6~8转/秒。当覆盖待测油井套管表面一周后形成油井一周的幅度图和到时图。当所述旋转探头扫描待测油井时,所述旋转探头持续向上运动使所述换能器的空间轨迹为一个螺旋线。所述超声波脉冲信号在流体中传播后入射到套管内壁,进入套管的超声波脉冲信号在套管与水泥环和套管与地层表面之间进行多次反射,根据超声波脉冲信号的声阻抗获取传播介质的密度,评价所述水泥环内水泥比及胶结情况。
超声波成像测井方法的一个实施例中,根据套管内壁反射波的能量识别所述套管内壁上有无孔眼;在判断所述套管内壁有孔眼的前提下,对整个反射波波形进行数据采集和处理。从接收到的反射波波形的尾部寻找孔底反射信号到达时间T;根据公式射孔穿透深度:D=V×T/2计算出孔眼深度,其中V为射孔孔眼中流体的声速。对反射的超声波波列采用到时检测电路测量回波的旅行时间和最大幅度,并通过数据采集电路数字化后利用电缆数据传输***传给地面终端进行处理。
具体的,本发明实施中超声波成像测井的原理是,换能器发出声波,遇到井壁后进行反射。仪器收到回波后,电子线路测量回波的旅行时间和最大幅度,并将其数字化。所有这些信息通过电缆数据传输***传给地面软件进行处理。换能器在电机的带动下,以基本恒定的速率连续旋转扫描套管内壁,完全覆盖套管表面一周,上传到地面后形成井眼一周的幅度图和到时图。由于换能器扫描井壁的时候,旋转探头在不断向上运动,所以旋转探头的实际空间轨迹是一个螺旋线,只是因为旋转探头旋转速度很快,使得这个螺旋线非常致密,在一定程度上可以当作是连续的圆周扫描,由此完成井眼2D成像和3D立体图的生成,供解释人员分析套管的损坏情况,或检查射孔的质量。
具体的,基于本发明实施例开发的地面软件参数配置如下:
名称 描述 缺省值 单位
SFLDS Real-time Fluid Slowness Source MANUAL
SFLDV Real-time Fluid Slowness Value 220.00 us/ft
RSPR Reflectance Sampling Period 0.4167 us
XMIT XMIT Power Level LOW
RORI Reflectance Orientation AMN
RGAT Reflectance Gate 60 us
RNTH Reflectance Noise Threshold 25 mV
RDBI Reflectance Gain 6 dB
SIGW Signature Wave REFLT
AGC AGC Control OFF
XHED Transducer 1.5"
SCTL Sweep Control 8 us
FGAT Fluid Gate 20 us
FNTH Fluid Noise Threshold 20 mV
可控制的命令参数如下:
输出的参数表如下:
参见图2,当井眼状况良好,井径变化不是很剧烈的情况下,可以考虑使用手动增益控制,相反则可以选用自动增益。程序默认的设置是手动增益AGCOFF。AGC ON自动增益情况下,仪器会自动调节反射波的增益值,使得采集到的反射波幅度在1.5V~2.5V之间。
增益控制只有当选择反射波全波列且手动设置增益的情况下才有效。在仪器上电或者复位后,RDBI的缺省值是6dB,RDBI的范围为0~69dB,每档3dB。可以通过PolarDisplay检验RDBI的设置是否正确,当AGC关闭时,观察PolarDisplay上的BHTAR曲线,在命令控制菜单中调整RDBI的设置。确认BHTAR曲线的平均值在1.5V~2.5V范围内,如果不是,增加或减小RDBI。同时需要查看BHTA曲线。如果BHTA曲线在增益增加的时候看上去平滑且幅度变小,则BHTA的值错误,需要将GAIN调小。测井时需要监控BHTA和BHTAR曲线,因为这些值会随着井眼条件的改变(例如不同的岩性和井眼直径)而改变。其中,BHTA曲线是在换能器上接收到的反射波原始信号(去增益信号),而BHTAR是在井下采集到的回波信号(带增益信号)。
在自动增益(AGC ON)情况下,回波幅度值会保持在1.5V~2.5V之间,这时候只需要将到时检测门槛设置为1V就可以采集到回波。但是在这种情况下,会出现无增益的原始回波幅度过小,比真正的噪声还要小,这时候,自动增益会将噪声和回波同时放大到了1.5V~2.5V之间,从而采集到了错误的回波到时,因此就需要把大于真正回波幅度的噪声过滤掉。设置反射波噪声门,当没有经过增益放大的回波大于设置的噪声门的时候,才认为真正的回波到达了,否则认为回波没有达到,到时返回值为最大值341us,幅度返回值为最小值0us;
参见图3,观察Wave Display,调节反射波噪声门限至最小值以略高于未增益波形的基线噪声为准。工程师必须在整个测井过程中监控此值,在需要时调节噪声门限,从而达到最佳测井效果。
反射波开门时间范围是30us~200us,每档间隔1us,默认值为60us。反射波全波列采样率默认为0.417us/点,可以由0.1667us/点~0.75us/点每档0.0833us/点进行设置;窗口可显示的时间范围为采样率×采样点数(250)。例采样率为0.417us/点,则窗口可显示的时间范围为(0.417×250=104.25us)。
首先通过命令控制窗口,选择显示反射波全波列,将采样率调整为0.75us/点,开门时间设置为30us,此时窗口可以显示最高的时间范围为187.5us,然后观察Wave Display窗口,如果看不到波形,则需要调整反射波开门时间RGAT。在大的井眼或慢的流体中,波形会在显示窗口终点之后才到达,即可能被显示的右边界所截断,可以继续增加开门时间直到出现波形显示。用鼠标跟踪波形显示,放置在首波前的位置会相应显示出此点的时间,确保所有回波未超过此点,并将开门时间RGAT设为此点值加5~10us,接下来依次从小到大调整采样率,直至所有的回波可以显示在窗口范围内。
在套管中,波形移动较少,而裸眼井中则变化很多,所以当进行裸眼井测井时,尤其在穿过要所需测量井段的时候,应当重新调整RGAT。要在WaveDisplay中查看泥浆波,可从命令控制窗口中选择DISPLAY WAVE FLUID。泥浆波的噪声门调整可以参考反射波噪声门3.5.2.7的AGC ON的情况来进行调整。
泥浆波的开门时间一共4档,分别为20、30、40、50us,默认值为20us,。可以参考反射波的开门时间进行调整,其中泥浆波的采样率为0.1667us/点,因为泥浆室间距固定,所以其波形到达时间比较固定,在0.1667采样率下能够将所有回波包含在窗内。当调整完成后,要选择DISPLAY WAVE、REFL返回反射波全波列采集模式。
测井完成后,保存数据,生成测井文件。
具体的,将超声波成像测井的图像从左到右分十二道;
第一道为磁定位、自然伽马、探头转速和仪器偏心曲线;
第二道为测量深度;
第三、四道为回波幅度曲线,反应套管内壁情况;
第五、六道为套管内半径最小值、最大值及平均值,套管外半径平均值;
第七道为套管内径值减平均值成像曲线,通过颜色渐变反应套管内壁腐蚀、划痕、结垢情况;
第八道为套管壁厚最大值、平均值及最小值;
第九道为套管厚度减平均值成像道,通过颜色渐变反应套管壁厚变化情况;
第十道为水泥胶结声阻抗成像图;
第十一道为水泥胶结声阻抗固、液、气、未胶结微细定量计算分布图;
第十二道为水泥胶结环空综合成像图。
具体的,套管壁无损腐判断标准是:1、回波幅度高;2、纵剖图内外径值规整;3、壁厚最大小值重合好;4、内径壁厚成像颜色浅。
套管腐蚀判断标准是:1、回波幅度小;2、纵剖图中内外径波动大;3、壁厚最大小值差异大;4、内径壁厚成像颜色深。
内径腐蚀判断标准是:1、回波幅度差值高,异常深黑颜色;2、纵剖图内径值最大、小值差异大;3、壁厚成像差值变小,颜色深;4、内径成像差值变大,颜色深。
套管外径损腐判断标准是:1、回波幅度正常,内径正常;2、内径差值成像颜色浅。3、壁厚差值颜色深。内径正常,壁厚减小,套管外径腐蚀。
图4中,该井447-451.5m套管异常显示,最小壁厚为0.28in(工程值0.317in)、最大内径为3.14in(工程值3.183in)。确定壁厚缺失22.65%,内径缺失0.32%。该段套管内径未有变化(在工程范围内),而壁厚缺失很严重。综合判定套管外径严重腐蚀。
本发明实施例旋转探头以一定的速度旋转,换能器向套管发射250~450kHz超声波束,换能器激发出不同频率的超声波,测量从套管外部和内部界面反射回来的超声波波列。所接收波列的回波时间可以评价套管内径,并且套管的共振波频率提供了套管检测所需的管壁厚度信息,其首波幅度提供了环空声阻抗信息。通过对超声波波列处理后从初始回波中获得套管厚度、内径和内壁光滑度数据,从而可评价套管腐蚀和变形情况。通过一次性下井,评价水泥胶结、套管质量,缩短了措施周期,并降低了作业成本。在水泥胶结评价方面,可对固相水泥、液相水、未胶结微隙、气体做出准确的判断,更加直观的认识环空相态。在套损检测方面,可以识别套管内外径/壁厚、腐蚀情况,对套管腐蚀情况做出定量判断;可应用套管居中度、水泥环厚度、射孔质量的监测方面,测量范围广。
虽然,上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述,但在本发明基础上,可以对之作一些修改或改进,这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此,在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进,均属于本发明要求保护的范围。

Claims (8)

1.一种超声波成像测井方法,其特征在于,包括以下步骤:
将旋转探头与换能器连接,通过所述旋转探头驱动所述换能器进行旋转;
在所述换能器旋转过程中激励一个250~450kHz的超声波脉冲信号对待测油井进行扫描,使所述超声波脉冲信号在待测油井的流体中传播并入射到油井套管内壁;
测量从套管外部和内部界面反射的超声波波列,根据接收的所述超声波波列的回波时间获取套管内径信息,根据所述套管的共振波频率获取套管内壁的厚度信息,根据所述套管的共振波首波幅度获取环空的声阻抗信息。
2.根据权利要求1所述的一种超声波成像测井方法,其特征在于,所述旋转探头在电机的带动下使换能器连续旋转扫描油井井壁,当覆盖待测油井套管表面一周后形成油井一周的幅度图和到时图。
3.根据权利要求1所述的一种超声波成像测井方法,其特征在于,当所述旋转探头扫描待测油井时,所述旋转探头持续向上运动使所述换能器的空间轨迹为一个螺旋线。
4.根据权利要求1所述的一种超声波成像测井方法,其特征在于,所述超声波脉冲信号在流体中传播后入射到套管内壁,进入套管的超声波脉冲信号在套管与水泥环和套管与地层表面之间进行多次反射,根据超声波脉冲信号的声阻抗获取传播介质的密度,评价所述水泥环内水泥比及胶结情况。
5.根据权利要求1所述的一种超声波成像测井方法,其特征在于,将超声波成像测井的图像从左到右分十二道;
第一道为磁定位、自然伽马、探头转速和仪器偏心曲线;
第二道为测量深度;
第三、四道为回波幅度曲线,反应套管内壁情况;
第五、六道为套管内半径最小值、最大值及平均值,套管外半径平均值;
第七道为套管内径值减平均值成像曲线,通过颜色渐变反应套管内壁腐蚀、划痕、结垢情况;
第八道为套管壁厚最大值、平均值及最小值;
第九道为套管厚度减平均值成像道,通过颜色渐变反应套管壁厚变化情况;
第十道为水泥胶结声阻抗成像图;
第十一道为水泥胶结声阻抗固、液、气、未胶结微细定量计算分布图;
第十二道为水泥胶结环空综合成像图。
6.根据权利要求1所述的一种超声波成像测井方法,其特征在于,根据套管内壁反射波的能量识别所述套管内壁上有无孔眼;在判断所述套管内壁有孔眼的前提下,对整个反射波波形进行数据采集和处理;
从接收到的反射波波形的尾部寻找孔底反射信号到达时间T;根据公式射孔穿透深度:D=V×T/2计算出孔眼深度,其中V为射孔孔眼中流体的声速。
7.根据权利要求1所述的一种超声波成像测井方法,其特征在于,所述旋转探头驱动所述换能器进行旋转的速度为6~8转/秒。
8.根据权利要求1所述的一种超声波成像测井方法,其特征在于,对反射的超声波波列采用到时检测电路测量回波的旅行时间和最大幅度,并通过数据采集电路数字化后利用电缆数据传输***传给地面终端进行处理。
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