AIJU F 14 SY 备案号6819—2000 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6449—2000 固并质量检测仪刻度及评价方法 Calibration of detecting tool and evaluating method for cementing quality 2000-10-01实施 2000-03-10发布 发布 国家石油和化学工业局 SY/T64492000 目 次 前言 范围 1 2 固并质量检测仪刻度 误差范围 3 4 量值传递 5 刻度管理 6 固并质量评价方法 附录A（提示的附录） 刻度井结构示意图 附录B（提示的附录） CBLNIDL水泥胶结测井仪刻度报告 附录C（提示的附录） 水泥胶结模拟井测井评价结果 SY/T6449—2000 前言 为了对固井质量检测仪进行刻度，特制定本标准。 本标准的附录A、附录B、附录C都是提示的附录。 本标准由中国石油天然气集团公司提出。 本标准由石油测井专业标准化委员会归口。 本标准起草单位：辽河石油勘探局测井公司、石油大学（北京）。 本标准主要起草人姜皓楚泽涵 朱世和李能根 马飞 程祥 周武 薛梅 I 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T6449—2000 固并质盘检测仪刻度及评价方法 Calibration of detecting tool and evaluating method for cernenting quality 1范围 本标准规定了水泥胶结测并仪（CBL/VDL）（简称仪器）在刻度并的刻度方法、要求及固并质量 评价方法。 本标准适用于水泥胶结测并仪（CBLVT)I）及类似仪器在刻度井的刻度及固并质量评价，其他 相关仪器如SHT，UCT（CBFT）及CET（或PET）等测并仪器的刻度力法和要求应参照本标准制 定。 2固井质量检测仪刻度 2.1标准井群刻度 2.1.1刻度方法 2.1.1.1按照现场操作规程连接调试仪器。 2.1.1.2在进行刻度时，测量速度应保持在4~5m/min。 2.1.1.3仪器刻度时记录的参数：源距为0.914m（3ft）声系及1.524m（5ft）声系的套管波首波幅 度、变密度（VDL）及磁定位（CCL）。 2.1.1.4仪器先在白由套管并（6号井）中进行刻度，即在177.8mm，139.7mm自出套管中刻 度。 2.1.1.5 自由套管刻度完成后，在自由套管接箍、固井段接箍及固并层段（6，5，1号并）进行刻 度。 2.1.1.6刻度并结构示意图见附录A（提示的附录）。 2.1.1.7刻度顺序及刻度记录内容按附录B（提示的附录）所列表格顺序及要求进行 2.1.2刻度数据要求 2.1.2.1在6号并自由套管段的测量值：对源距为.914m（3ft）的CBL声系，将套管波首波幅度 记为V3；对源距为1.524m（Sft）的VDL声系，将套管波首波幅度记为Vsc 2.1.2.2在：6号并自由套管接箍处的测量值：在177.8mm自由套管的接箍处源距为0.914m（3ft） 的（BL声系，套管波首波幅度应为0.77V3，源距为1.524m（5ft）的VDL声系，套管波首波幅度应 为0.85Vs：在6号井的Φ127mm和Φ177.8mm自由套管变换接头处，源距为0.914m（3ft）的CB) 声系，记录到的套管波首波幅度值应在0.01V3以下；源距为1.524m（5t）的VDL声系，记录到的 套管波首波幅度值应在0.05Vs以下。 2.1.2.3在模拟地层中套管接箍处的测量值：在5号井的第4和第5层之间套管接箍，源距为 0.914m（3ft）的CBL声系，记录到的套管波首波幅度应为0.2V3以下；源距为1.524m（5ft）的 VIDL声系，记录到的套管波首波幅度应为0.1Vs以下。 2.1.2.4在纯G级水泥完全胶结层段的测量值：在5号刻度井的第3号层位，源距为0.914m（3ft） 的CBL声系，记录到的套管波首波幅度应不大于0.01V3；源距为1.524m（5fi）的VDL声系，记录 到的套管波首波幅度应不大于0.04Vs。 国家石油和化学工业局2000-03－10批准 2000-1001实施 SY/T6449—2000 2.1.2.5在低密度水泥完全胶结层段的测量值：在1号并的第6号层位，源距为0.914m（3ft）的 CBL声系，记录到的套管波首波幅度应为（0.720.82）V3；源距为1.524m（5ft）的VI)L声系， 记录到的套管波首波幅度应为（0.52-0.63）Vs。 2.1.2.6在G级加砂水泥完全胶结层段的测量值：在5号刻度并的第6号层位，源距为.914m （3）的（CBL声系，记录到的套管波首波幅度应为（0.48～0.72）V3；源距为1.524m（5ft）的 VDL声系，套管波首波幅度应为0.25V5。 2.1.2.7磁定位（CCL）用于校深，其曲线变化显示清楚，干扰信号幅度小于接箍信号幅度的1/3。 2.2工作井刻度 按本单位刻度装置的刻度标准执行，刻度装置的最低要求应包含： a）自由套管及自由套管接箍，其规格为本单位常用套管； b）完全胶结固井段，其固井水泥型号、水灰比参考本单位常用规定。 2.3现场刻度 执行本单位现场刻度要求。 2.4刻度数据填写 将刻度数据填人刻度报告相关表中，其格式见附录B（提示的附录）。 3误差范围 刻度数据的相对误差不大于5%。 4量值传递 4.1各单位应依据在标准并群中测得的数据作为量值传递的依据。 4.2量值传递的数据为： a）自由套管段的声幅值； b）自由套管段接箍处的声幅值； c）完全胶结固井段的声幅值。 4.3量值传递的误差不大于7.5%。 5刻度管理 5.1 仪器每工作50并次应进行刻度。 5.2仪器停用一年后再启用、更换声系或调整线路应重新刻度。 5.3仪器刻度后应将刻度数据及曲线归档保存。 6固并质量评价方法 6.1声幅测井评价 6.1.1采用方法 a）声波相对幅度法 =JV A ×100 式中：A一一相对幅度，%； A一目的井段的套管波首波幅度值，mV： A—自由套管井段的套管波首波幅度值，mV。 b）水泥胶结指数法 根据套管波首波幅度计算的衰减系数α代人式（2），求出胶结指数： -2- SY/T6449--2000 BI, = 2. (2) α 式中：BI一胶结指数； 一月的井段的套管波首波衰减系数，dB/m： α1—胶结井段的套管波首波衰减系数，dB/m。 胶结指数间接反映套管周围水泥胶结的比例，通常胶结指数大，水泥胶结良好。 6.1.2声幅评价标准（见表1)。 本标准采用下面方法，利用声波幅度对声幅测井进行评价，通过对模拟井测井数据分析得出一界 面固井质量评价标准。水泥胶结模拟井测井评价数据见附录C（提示的附录）。 表1声幅评价标准 对幅度值 胶结指数 胶结情况 ≤10% ≥0.81 胶结很好 >10%~30% <0.81~0.43 胶结良好 >30% ~40% <0.43~0.32 胶结--般 >40%~100% <0.32~0 胶结差 6.2利用一界面胶结指数和固井水泥充填率进行综合评价（推荐使用） 由实验模拟及理论波形分析可得到套管波均方根幅度与固井水泥充填率的关系图，从不商源断其 波形剖面的计算得到的关系曲线，可以得到其各自的三次曲线。 源距为0.914m（3ft）探头： TMP3=-3.39X3+4.315X2-1.923X+10.21 ·(3) 源距为1.524m（5ft）探头： TMPs = -2.33x3+2.98X2 - 1.65X + 0.998 (4) 式中：X一一归一化的套管波幅度，在极大值与极小值之间归-，极大值与极小值应取自完全自由段 和完全胶结段的套管波； TMP3一一利用0.914m（3ft）源距全波数据计算得到的固井水泥充填率： TMPs- 利用1.524m（5ft）源距全波数据计算得到的固井水泥充填率。 利用一界面胶结指数和固井水泥充填率的计算值可以判断环隙空间厚度的大小。如果一界面胶结 指数中等或较大，而固井水泥充填率值中等或较大，则可能井周出现微环隙；如果界面胶结指数 很低或接近于岑，固井水泥充填率也很小，则井周套管为自由管部分；其他如果一界面胶结指数较 小，固并水泥充填率也较小，则会出现环隙空间。综合评价胶结情况见表2。 表2-一界面胶结指数与固井水泥充填率综合评价胶结情况 ·界面胶结指数3 固井水泥充填率TMP 胶结情况 0.2 0.2 自由管 有环隙出现 >0.2~0.6 >0.2~0.7 >0.6~0.8 >0.7~0.9 胶结良好 >0.8~1.0 >0.9~1.0 胶结好 3 SY/T6449-2000 6.3胶结段连续厚度（推荐使用） $127.0mm套管胶结段连续厚度不小于2m，$139.7mm套管胶结段连续厚度不小于3m， Φ177.8mm套管胶结段连续厚度不小于5m。 6.4目的层要求（推荐使用） 目的层上部水泥返高不小于10m，并在月的层上部100m内有连续20m的完全胶结段。