CN113685172B - 一种随钻声波固井质量评价方法及处理装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种随钻声波固井质量评价方法及处理装置，包括：步骤一、对随钻数据进行预处理，获取阵列声波的全波列数据；步骤二、消除首波中钻铤波的影响；步骤三、计算首波能量，根据窗长计算窗内套管波能量；步骤四、计算首波阵列衰减因子，根据得到的首波能量计算相应的阵列衰减因子；步骤五、计算胶结指数，根据该区块衰减因子与CBL的拟合公式，利用胶结指数计算公式计算胶结指数；步骤六、利用胶结指数曲线进行固井质量综合评价；步骤七、判断是否处理完所有深度点，若是则结束处理，若否则重复上述步骤，直至处理完所有深度点。本发明可以解决电缆测井在大斜度井、水平井进行固井质量评价时耗时长、成本高的难题。

Description

一种随钻声波固井质量评价方法及处理装置

技术领域

本发明属于应用地球物理声学测井领域，具体涉及一种利用随钻声波测井进行固井质量评价的方法及处理装置。

背景技术

固井质量的好坏直接影响井的使用寿命，以及整个注、采过程能否顺利进行。常规电缆仪器开展固井质量评价面临一些挑战：一是大斜度井/水平井中常规电缆仪器难以采集数据；二是受重力影响，电缆仪器尺寸小且无法很好的居中，严重影响了数据质量；三是常规电缆仪器在高温高压高风险井难以作业，此外电缆测井耗时长、效率低，极大地增加了作业成本。这些矛盾在海上表现得更为明显。

随钻声波测井技术目前广泛应用于复杂井况下地层的速度测量。在钻井过程中，随钻仪器可在上提和下放的滑眼过程中对套管井进行测量。这种滑眼测量的方式在保证数据质量和采集速度的同时，极大地缩短了测井时间，起到降本增效的效果，尤其适合深水、深层的测井环境。此外，利用随钻测井仪器的特点既可替代电缆爬行器，随钻仪器尺寸大又可保证测井仪器在大尺寸套管中居中效果好，测量得到的声波信息能准确、全面地评价固井质量。这些随钻声波测井的特有优势，使得随钻固井质量评价有广阔的发展前景。

发明内容

本发明的目的是提出一种随钻声波固井质量评价方法及处理装置，根据随钻声波存在隔声阻带的原理，使用单极声源的套管波进行固井质量评价，以解决电缆测井在大斜度井、水平井进行固井质量评价时耗时长、成本高的难题。

为实现上述方法，本发明采用以下处理方案：

一种随钻声波固井质量评价方法，

步骤一、对随钻数据进行预处理，还原波形曲线，获取阵列声波的全波列数据并根据需求进行滤波处理，即去除波列中低频和高频的测井噪声；

步骤二、根据随钻仪器的固有阻带进行滤波处理，消除首波中钻铤波的影响；

步骤三、计算首波能量，根据套管波慢度和阵列接收器的源距，计算从发射器到每个接收器的传播时间，即套管波波至；利用波至时间确定套管波到时，并根据窗长计算窗内套管波能量；

步骤四、计算首波阵列衰减因子，根据得到的首波能量计算相应的阵列衰减因子；

步骤五、计算胶结指数，根据该区块衰减因子与CBL的拟合公式，利用胶结指数计算公式计算胶结指数；

步骤六、固井质量评价，根据油田固井质量评价标准，利用胶结指数曲线进行固井质量综合评价；

步骤七、判断是否处理完所有深度点，若是则结束处理，若否则重复步骤二至六，直至处理完所有深度点。

所述步骤二具体为：根据随钻仪器隔声体固有的钻铤波隔声阻带进行滤波处理，最大限度的滤除首波中的钻铤波，保留套管波，以便求取后续的套管波幅度和衰减。

所述步骤三具体为：利用时间—慢度相关法(STC)提取随钻波形中的套管波时差曲线，从中得到首波时差(S)，并根据公式1，确定套管波的到时(T)：

T＝S×D (1)

其中D表示各接收器到发射器之间的距离。

根据确定的套管波到时，在全波列中确定相应的首波时窗，窗长为首波的2～3个周期，利用公式2计算m个接收器内首波的幅度(或平均能量)A_m：

其中AMP为接收到的波形数据，N为时窗内的采样点数。

所述步骤四具体为：

假设深度为z的接收器接收到的波形的振幅谱满足公式3

式中S(w)和R(w)分别代表声源和接收器的振幅谱；G(w,z)为控制声波从源到接收器之间几何扩散的格林函数；T是波的传播时间；Q为品质因子。

对于不同深度z₁、z₂上的频谱比满足公式4

式中f为频率，V为波速，通常假设几何扩散G与频率无关，因此公式4中最后一项是与频率无关的常数。则在同一频率下，频谱比的自然对数与两接收器之间的距离存在线性关系，二者之间可以进行线性拟合。

由此，我们定义衰减因子α＝πf/QV，对于随钻声波测井仪器来说，由于其存在多个接收器，任意两个接收器之间均存在一个线性关系，以第一个接收器为例，满足公式5

其中

为该阵列接收器接收到的阵列衰减系数，在数值上可通过最小二乘线性拟合的方法求出，由此可表示任意两接收器之间的衰减因子。

所述步骤五具体为：

统计该区块五至二十口井中的衰减因子(ATTN)与常规固井质量评价方法(CBL)进行交会，拟合出ATTN与声幅测井之间的函数关系，即可根据公式6计算胶结指数：

其中CBL_FP表示自由套管处的首波幅度值，CBL_MN表示完全胶结时的首波幅度。由此即可根据不同油田的固井质量评价标准进行固井质量评价。

本发明还提供了一种随钻声波进行固井质量评价的处理装置，包括：

包括处理器，适用于实现各种指令；以及存储设备，适用于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行；

波形预处理及带通滤波；具体可以使用数字信号处理器对采集阵列波形进行滤波，消除低频和高频的测井噪声，随后利用随钻仪器固有的隔声阻带进行带通滤波，消除首波中钻铤波的干扰；

首波能量计算；预设套管波慢度，计算其波至，并开窗计算波形能量，得到多个接收器上首波能量；

衰减因子计算；根据多个接收器得到的首波能量进行线性拟合，得到阵列跨度内的首波衰减因子；

胶结指数计算；根据衰减因子和CBL拟合得到的关系式和胶结指数计算公式，可直接利用衰减因子计算胶结指数。

本发明具有如下优点及积极效果：

本发明考虑现场实际应用，在钻井过程中，随钻仪器可在上提和下放的滑眼过程中对上一开的固井质量进行测量。这种滑眼测量的方式在保证数据质量和采集速度的同时，极大的缩短了测井时间，起到降本增效的效果，尤其适合深水、深层的测井环境。此外，利用随钻测井仪器的特点既可替代电缆爬行器，又可保证测井仪器在大尺寸套管中居中效果好，测量得到的声波信息能准确、全面地评价固井质量。

附图说明

图1为本发明提供的一种随钻声波测井模型和装置示意图。

图2为本发明提供的一种利用随钻声波测井数据进行固井质量评价方法的处理流程。

图3为本发明提供的随钻声波测井评价固井质量处理装置的组成结构图。

图4-a为某随钻仪器的频谱图；图4-b为利用隔声阻带滤波前后的波形对比。

图5为电缆情况下衰减因子ATTN与CBL的交会图；

图6为随钻声波固井处理成果图。

图中编号：1、泥浆，2、钻铤，3、套管，4、地层，5、水泥环，6、随钻仪器的隔声阻带，7、固有阻带滤波前随钻波形图，8、固有阻带滤波后随钻波形图。

具体实施方式：

如图1、2所示，本发明提出了一种随钻声波进行固井质量评价的方法，工作流程如下：

步骤一、对随钻数据进行预处理，还原波形曲线，获取随钻声波的全波列数据并根据需求进行滤波处理，即去除波列中低频和高频的测井噪声；

步骤二、根据随钻仪器的固有阻带,例如图4-a为某随钻测井仪器的固有阻带，利用该频率范围进行带通滤波处理，图4-b从上到下依次为带通滤波前后的随钻波形图，可以看到滤波后首波中的钻铤波被压制掉，剩余部分主要为套管波；

步骤三、计算首波能量，根据套管波慢度和阵列接收器的源距，计算从发射器到每个接收器的传播时间，即套管波波至；利用波至时间确定套管波到时，并根据窗长计算窗内首波能量；

步骤四、计算阵列衰减，根据得到的套管波能量在自然对数坐标系下进行最小二乘线性拟合，拟合得到的斜率即为所求的阵列衰减因子；

步骤五、计算胶结指数，利用该区块相同井眼条件、同一电缆测井仪器测井得到的衰减因子与声幅测井(CBL)进行交会，拟合得到关系式(如图5所示)，根据利用CBL计算胶结指数的计算公式即可计算随钻情况下的胶结指数BI。

步骤六、固井质量评价，根据不同油田固井质量评价标准，利用胶结指数曲线进行固井质量综合评价；

步骤七、判断是否处理完所有深度点，若是则结束处理，若否则重复步骤二至六，直至处理完所有深度点。

所述步骤二具体为：根据随钻仪器固有的钻铤波隔声阻带进行滤波处理，最大限度的滤除首波中的钻铤波，保留套管波，以便求取后续的套管波幅度和衰减。

所述步骤三具体为：利用时间—慢度相关法(STC)提取随钻波形中的套管波时差曲线，从中得到首波时差(S)，并根据公式1，确定套管波的到时(T)：

T＝S×D (1)

其中D表示各接收器到发射器之间的距离。

根据确定的套管波到时，在全波列中确定相应的首波时窗，窗长为首波的2～3个周期，利用公式2计算m个接收器内首波的幅度(或平均能量)A_m：

其中AMP为接收到的波形数据，N为时窗内的采样点数。

所述步骤四具体为：利用上述步骤得到的各接收器首波幅度，在自然对数坐标下进行最小二乘线性拟合(公式3)，

其中

为该阵列接收器接收到的阵列衰减系数，在数值上可通过最小二乘线性拟合的方法求出，由此可表示任意两接收器之间的衰减因子。

所述步骤五具体为：利用本区块中已形成的衰减因子和CBL拟合公式，求解该井的声幅曲线，利用公式4计算该井的胶结指数：

基于同一发明构思，本发明实施方式中还提供了一种随钻声波进行固井质量评价处理装置，如下面的实施方式所述。由于装置解决问题的原理与随钻声波进行固井质量评价处理方法相似，因此装置的实施可以参见随钻声波进行固井质量评价处理方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能被构想的。请参阅图3，是本申请实施方式的随钻声波进行固井质量评价处理装置的一种组成结构图，该装置包括处理器，适用于实现各种指令；以及存储设备，适用于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行；

波形预处理及带通滤波，具体可以使用数字信号处理器对采集阵列波形进行滤波，消除低频和高频的测井噪声，随后利用随钻仪器固有的隔声阻带进行带通滤波，消除首波中钻铤波的干扰；

首波能量计算，具体可以预设的套管波慢度，计算其波至，并开窗计算波形能量，得到多个接收器上首波能量；

衰减因子计算，具体可以根据多个接收器得到的首波能量进行线性拟合，得到阵列跨度内的首波衰减因子；

胶结指数计算，根据衰减因子和CBL拟合得到的关系式和胶结指数计算公式，可直接利用衰减因子计算胶结指数。

以下，结合具体的实例处理成果，进一步说明本发明所述的随钻声波测井评价固井质量方法的应用效果。

图6为长源距随钻阵列声波固井处理成果。图中第一道为自然伽马曲线；第二道为单极子全波列波形；第三道为对全波列波形在9kHz-13kHz之间进行滤波得到的波形数据；第四道为9kHz-13kHz滤波后的套管波和纵波的时差曲线及其相干图；第五道为对全波列波形在2kHz-4kHz之间进行滤波得到的钻铤波的波形数据；第六道为2kHz-4kHz滤波后的钻铤波和纵波的时差曲线及其相干图；第七道为对第三道波形数据提取的开窗时间；第八道为第七道波形提取到的套管波幅度曲线；第九道为CBL曲线与长源距第一个接收器接收到的套管波幅度对比；第十道为阵列衰减曲线；第十一道分别为利用CBL和阵列衰减计算得到的胶结指数；第十二道为利用长源距套管波幅度计算得到的胶结指数；第十三道为声阻抗曲线；第十四道为声阻抗成像图；第十五道为利用第五道波形提取到的钻铤波幅度；第十六道为钻铤波的阵列衰减。

从成果图中可以看出，利用随钻声波固井质量评价方法计算得到的幅度和衰减曲线对固井质量有较好的显示。但由于随钻声波测井和超声阻抗(MUIL)测井时间晚于常规固井质量测井(CBL)时间，且之间存在增加固井液、压裂等一系列操作，所以两次固井结论之前存在一定偏差。上部井段(630-745m)胶结质量较差，首波幅度较低，衰减因子较小；中部井段(745-945m)胶结质量变好，CBL与首部幅度均变小，衰减因子值变大，以上井段均与常规固井质量评价和声阻抗固井质量评价结果相吻合。由此可见，该方法进行固井质量评价较为准确。现场应用实例所显示的良好的吻合性和对应性证明了本方法的可行性及其广阔的应用前景。

Claims (3)

1.一种随钻声波固井质量评价方法，包括如下步骤：

步骤一、对随钻数据进行预处理，还原波形曲线，获取阵列声波的全波列数据并根据需求进行滤波处理，即去除波列中低频和高频的测井噪声；

步骤二、根据随钻仪器的固有阻带进行滤波处理，消除首波中钻铤波的影响；

步骤三、计算首波能量，根据套管波慢度和阵列接收器的源距，计算从发射器到每个接收器的传播时间，即套管波波至；利用波至时间确定套管波到时，并根据窗长计算窗内套管波能量；

步骤四、计算首波阵列衰减因子，根据得到的首波能量计算相应的阵列衰减因子；

步骤五、计算胶结指数，根据区块衰减因子与声幅测井的拟合公式，利用胶结指数计算公式计算胶结指数；

步骤六、固井质量评价，根据油田固井质量评价标准，利用胶结指数曲线进行固井质量综合评价；

步骤七、判断是否处理完所有深度点，若是则结束处理，若否则重复步骤二至六，直至处理完所有深度点；

所述步骤二具体为：根据随钻仪器隔声体固有的钻铤波隔声阻带进行滤波处理，最大限度的滤除首波中的钻铤波，保留套管波，以便求取后续的套管波幅度和衰减；

所述步骤三具体为：利用时间—慢度相关法提取随钻波形中的套管波时差曲线，从中得到首波时差S，并根据公式(1)，确定套管波的到时T：

T＝S×D (1)

其中D表示各接收器到发射器之间的距离；

根据确定的套管波到时，在全波列中确定相应的首波时窗，窗长为首波的2～3个周期，利用公式(2)计算m个接收器内首波的幅度A_m：

其中AMP为接收到的波形数据，N为时窗内的采样点数；

所述步骤四具体为：

假设深度为z的接收器接收到的波形的振幅谱满足公式(3)

式中S(w)和R(w)分别代表声源和接收器的振幅谱；G(w,z)为控制声波从源到接收器之间几何扩散的格林函数；T是波的传播时间；Q为品质因子；

对于不同深度z₁、z₂上的频谱比满足公式(4)

式中f为频率，V为波速，通常假设几何扩散G与频率无关，因此公式(4)中最后一项是与频率无关的常数；则在同一频率下，频谱比的自然对数与两接收器之间的距离存在线性关系，二者之间可以进行线性拟合；

由此，我们定义衰减因子α＝πf/QV，对于随钻声波测井仪器来说，由于其存在多个接收器，任意两个接收器之间均存在一个线性关系，以第一个接收器为例，满足公式(5)

其中

为该阵列接收器接收到的阵列衰减系数，在数值上可通过最小二乘线性拟合的方法求出，由此可表示任意两接收器之间的衰减因子。

2.根据权利要求1所述的一种随钻声波固井质量评价方法，所述步骤五具体为：

统计区块五至二十口井中的衰减因子与常规固井质量评价方法进行交会，拟合出衰减因子与声幅测井之间的函数关系，即可根据公式(6)计算胶结指数：

其中CBL_FP表示自由套管处的首波幅度值，CBL_MN表示完全胶结时的首波幅度；由此即可根据不同油田的固井质量评价标准进行固井质量评价。

3.根据权利要求1所述评价方法的一种随钻声波固井质量评价处理装置，其特征在于，包括处理器，适用于实现各种指令；以及存储设备，适用于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行；

波形预处理及带通滤波；具体可以使用数字信号处理器对采集阵列波形进行滤波，消除低频和高频的测井噪声，随后利用随钻仪器固有的隔声阻带进行带通滤波，消除首波中钻铤波的干扰；

首波能量计算；预设套管波慢度，计算其波至，并开窗计算波形能量，得到多个接收器上首波能量；

衰减因子计算；根据多个接收器得到的首波能量进行线性拟合，得到阵列跨度内的首波衰减因子；

胶结指数计算；根据衰减因子和声幅测井拟合得到的关系式和胶结指数计算公式，可直接利用衰减因子计算胶结指数。

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