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1、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已进入高含水水后期，调整整井固井后声声变质量衰减减问题已成为为制约油田产产能的关键问问题。为此大大庆油田从22001年33月开始，将将调整井固井井后测声变时时间由2d延迟到155d，延时声变变措施执行后后，调整井固固井检测质量量急剧下滑，合合格率从延时时前的99%下降到延时时后的90%。为了更好好地掌握固井井后水泥环的的胶结质量随随地层压力环环境、测声变变时间的变化化规律，科学学地提出延时时声变固井质质量的考核指指标，大庆油油田组织有关关部门和单位位在萨尔图油油田南三区开开展了不同压压力环境对调调整井延时声声变固井质量量影响的对比比试验。
2、试验验区按地下动动态情况分为为相对稳定区区和相对不稳稳定区，稳定定区内钻井220口，不稳稳定区钻井118口，全部部在固井后22d和15d测声变，为为了增加对比比度，在部分分井加测了44d、6d、8d和10d声变。2 试验基本情情况2.1 地理位位置与试验环环境2.1.1 地地理位置试验区位于萨尔尔图油田南三三区，西起1167号断层层，东至萨大大路东约2000m，北起南三三区丁30排排，南至三区区丁50排之之间。以南33-丁30-430井与与南3-丁550-4355井连线为界界，以西是相相对稳定试验验区，以东是是相对不稳定定试验区。2.1.2 试试验环境设置置相对稳定区。萨萨葡层系注水水井钻关距
3、离离450m，在钻开油油层前，3000m以内的注水水井关井244h之内井口压压力小于2.0MPa，3300-4550m注水井24hh内井口压力力小于3MPPa；高台子子层系注水井井钻关距离小小于300mm，钻开油层层前井口剩余余压力小于44MPa，所有有注水井关井井时间从新井井开钻前7dd至固井后115d测声变结束束为止。采油油井依据不同同层位和产液液量按三种情情况进行关井井：面积井网网及行列井网网采油田关井井距离控制在在150m以内；一次次加密萨葡差差油层井，日日产液量大于于25m3的井关井井距离控制在在100m，产液量小小于25m33的控制在550m以内；高台台子层系采油油井关井距离离控制
4、在500m以内，所有有的采油井关关井时间从新新井钻开油层层至固井后115d测完声变为为止。相对不稳定试验验区。注水井井关井距离、关关井开始时间间及井剩余压压力与相对稳稳定区要求相相同，恢复注注水时间为一一次声变结束束（固井后22d）。同井场场采油井关井井距离50m（产液量40m3），关井井时间从新井井钻开油层至至一次声变结结束为止。2.2 试验方方案实施2.2.1油水水井关井实施施情况按照试验方案，试试验区内所有有38口注水水井于开钻前前20d开始关井放放溢，稳定区区内10口相相关采油井从从首轮井钻开开油层之时开开始停产。注注水井井口压压力及采油井井关井时间均均符合试验要要求。全部试试验过程由
5、开开发和钻井部部门派专人共共同监督实施施。在相对不不稳定试验区区内，由于每每口注水井影影响周围几口口新钻井，只只有3口新井井（井号为南南3-丁411-433、南南3-丁400-斜4355、南3-丁丁50-4335）在固井井后2d周围注水井井转注。2.2.2 钻钻井实施情况况动用8台ZJ115钻机，共共钻直井344口，定向井井4口，钻井井液体系均为为聚合物防塌塌高密度钻井井液体系，整整个钻井过程程中，除南33-丁40-434、南南3-丁311-斜4344井发生油气气浸、南1-丁41-4432发生井井漏失外，其其它井均正常常钻进。2.2.3 固固井作业使用引进的CPPT-Y4型型水泥车施工工，38
6、口井井固井施工参参数均达到设设计要求：平平均注速均大大于1.255m/s，水水泥浆单点密密度全部控制制在1.888-1.955g/cm33之间，平均均替速大于11.2m/ss。在技术方方案上，相对对稳定区200口井全部采采用常规措施施，相对不稳稳定区18口口井有7口使使用DSK锁锁水抗窜剂，44口井使用DDRK抗冲击击韧性水泥。2.2.4声变变检测所有试验区井均均采用DLSS-1：SBBB-61型型声变测井仪仪，共测井1108次，其其中相对稳定定区5口井和和相对不稳定定区3口井，分分别测2d、4d、6d、8d、10d、15d声变，其其余井测2dd和15d声变。3 试验结果对对比分析3.1 不同
7、试试验环境的地地层压力对比比根据区内部分井井RFT测压压资料和利用用电测资料对对小层压力计计算，可以看看出，在同一一层位，不同同试验环境的的地层压力系系数差别较大大（见表1）。在在平面上，自自北向南，小小层压力有升升高趋势，由由西向东，小小层压力逐步步增大，且同同一层位不同同小层压力变变化范围较大大，这说明非非稳定区地层层压力比稳定定活跃，其原原因是和提前前恢复注水及及采油有关。在在纵向压力剖剖面上，稳定定区和非稳定定区各主力油油层内部高压压低压交互存存在，但总的的趋势是，自自上而上，压压力系数逐步步减小，S00-S2组存存在高压层，SS3至P、GG油层的部分分小层呈欠压压状态。表1 南南三试
8、验区不不同井区地层层压力测量结结果对比区域井号地层压力系数S0S1S2S3P1P2G1稳定区南3-丁40-4281.701.110.97-1.421.04-1.480.99-1.211.22-1.290.94南3-丁31-4291.591.370.92-1.400.98-1.051.05-1.141.00-1.220.9南3-丁41-4311.601.300.89-1.190.80-0.820.70-1.200.93-1.150.9-1.33南3-丁50-4331.631.100.90-1.220.91-1.060.67-1.20.90-1.000.8-0.99非稳定区南3-丁2-PP311.
9、751.44-1.691.15-1.41.29-1.350.94-1.00.90-1.330.09南3-丁31-4311.531.20-1.400.9-1.0080.84-0.90.54-1.00.8-0.991.15-1.7南3-丁50-4351.610.91-1.650.92-1.220.950.7-1.2240.71-1.00.7-0.889南3-丁50-4371.751.61-1.731.27-1.551.07-1.581.0-1.6681.0-1.773.2不同试验验环境下固井井检测质量对对比将固井后2d和和15d声变检测结结果进行对比比，稳定区共共固井20口口，2d声变固井井质量优
10、质220口，优质质率100%；15d声变固固井质量优质质19口，合合格1口，优优质率95%。非稳定区区固井18口口，2d声变固井井质量优质115口，合格格3口，不合合格2口，优优质率83.3%；15d声变固固井质量优质质8口，合格格8口，不合合格2口，优优质率53.3%。与稳稳定区相比，22d声变和15dd声变质量优优质率分别下下降16.7%和41.7%。可以看出出，稳定区两两次声变质量量变化不大，且且优质率较高高；不稳定区区质量较差，15d声变优质率降幅较大。3.3 声变指指数随测井时时间变化对比比3.3.1 固固井后2d和15d声变指数异异常井段对比比统计试验区内338口井2dd和15d声
11、变数据，单单井声变检测测质量较差（BI0.8）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井井段BI0.8井井段BI0.8井井段长度m比例%长度m比例%长度m比例%长度m比例%稳定区5643552097.81232.2542496.12193.9非稳定区4796428889.450810.6387277.892422.2合 计10439980894.06316.0929689.1114310.9表3 南三试验验区井BI指指数随时间变变化情况统计计项目S0S0-S1S1S1-S2
12、S2S3S-PP1P2G1综合稳定区变差井次8944943610968比例40.045.020.020.045.020.015.030.050.045.034.0不变井次12111616111617141011132比例60.055.080.080.055.080.075.070.050.055.066.0不稳定区变差井次101063119511121087比例50.050.027.816.761.138.916.727.838.944.548.3不变口数881215791376893比例44.544.566.783.322.250.072.255.650.044.551.7在纵向剖面上，胶胶
13、结指数随时时间增加变差差的井段主要要集中在封固固段的上、下下两端，上部部以S0组、SS0-S1夹夹层为主，下下部主要集中中在P2组和和G1组。其其主要原因是是上部的S00组、S0-S1夹层属属非生产层，且且渗透性较差差，地层处于于长期憋压状状态，固井后后，流体一旦旦浸入水泥环环，则在水泥泥环中窜通，形形成孔洞，随随着时间的推推移，流体在在孔洞中运移移引起水泥石石强度下降。在在P、G油层层，由于地层层渗透性较好好，渗透率（一一般在500010-3m2左右），且且呈欠压状态态，钻井过程程中泥饼增厚厚，固井时引引起水泥浆大大量失水，引引起二界面胶胶结强度下降降。胶结指数随时间间增加基本不不变的井段主主要集中在SS1组、S11-S2夹层层、S3组和和S-P夹层层，这些层位位基本上为薄薄差层，渗透透率较低，受受周围注水井井、采油井的的影响相对较较小。3.3.3 固固井
