涪陵页岩气田复杂情形下的固井质量评价
涪陵页岩气田钻井技术难点及对策
涪陵页岩气田钻井技术难点及对策牛新明【摘要】涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的页岩气田，其地表和地下地质情况均十分复杂，与常规油气藏和国外页岩气田相比，其开发过程中钻井施工难度较大。
根据大量翔实的资料，从井壁稳定、轨迹控制、固完井质量以及降本增效等方面论述了涪陵地区页岩气田钻井工程中存在的主要技术难点，并对其主要原因进行了分析。
在此基础上，针对性地提出了解决上述钻井技术难点的技术思路和方法，并在涪陵地区页岩气钻井技术研究成果的基础上，指出下一步应深化钻井地质特征精细描述、开展三维井眼轨道优化设计及控制、强化钻井提速技术攻关、完善钻井液与完井工艺配套等研究，以持续提高涪陵页岩气田的钻井效益。
%Fuling shale gas field is the first commercial shale gas development region in China ,where the surface and underground geological conditions are complicated .Therefore ,drilling operations are more challenging than conventional reservoirs and than those shale gas fields abroad .Based on a lot of informa-tion available in Fuling Area ,main challenges were analyzed in shale gas drilling .Then ,some technical so-lutions and methods were proposed against such challenges .Moreover ,considering the current achieve-ments in shale gas development in Fuling Area ,suggestions were put forward to further research to im-prove the drilling efficiency .These suggestions include fine geological characterization ,3D optimized design and control of trajectory ,research on enhanced drilling rate ,and improved matching of drilling fluid and completion techniques .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2014(000)004【总页数】6页(P1-6)【关键词】页岩气;水平井;钻井;井眼稳定;井眼轨迹;涪陵页岩田【作者】牛新明【作者单位】中国石化石油工程技术研究院，北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE254+.9国外页岩气钻井技术的发展已有80多年的历史，先后经历了直井、水平井、丛式井和丛式水平井的发展历程。
涪陵页岩气优质储层测井综合评价方法
◄测井录井►doi:10.11911/syztjs.2020091涪陵页岩气优质储层测井综合评价方法陈四平1， 谭 判1， 石文睿2， 赵红燕1（1. 中石化江汉石油工程有限公司，湖北潜江 433124；2. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学），四川成都610500）摘 要: 为了准确评价涪陵页岩气田地质与工程“双优”储层，首先定性分析了气田试气资料与地质、工程评价参数的关系，并采用欧式距离方法聚类分析了各评价参数的重要程度，优选出评价优质储层的地质和工程参数；然后，选择岩心化验分析资料和测井资料，采用“岩心刻度测井技术”建立了地质与工程“双优”储层的测井评价模型；最后，利用产气剖面测试资料，运用灰度关联理论确定“双优”储层评价参数的权重，计算页岩气储层地质和工程指数，进而建立“双优”储层综合评价图版，形成了页岩气地质与工程“双优”储层测井综合评价方法。
利用该方法计算了涪陵页岩气田平桥区块28口井储层的综合评价指数，结果表明，页岩气储层单段和单井产量与综合评价指数、双优储层穿行长度具有明显的正相关关系。
这表明，可以用构建的页岩气地质与工程“双优”储层综合测井评价方法评价页岩气储层，为页岩气水平井设计和分段压裂提供依据。
关键词: 页岩气；地质与工程；“双优”储层；测井评价；涪陵页岩气田中图分类号: P631.8+1 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2020）04–0131–08A Comprehensive Logging Evaluation Method forHigh Quality Shale Gas Reservoirs in FulingCHEN Siping1, TAN Pan1, SHI Wenrui2, ZHAO Hongyan1(1. Sinopec Jianghan Oilfield Service Corporation, Qianjiang, Hubei, 433124, China; 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation (Southwest Petroleum University), Chengdu, Sichuan, 610500, China) Abstract: In order to evaluate the “2X excellence” reservoirs in geology and engineering in Fuling Shale Gas Field with high quality and accuracy, the relationship between well testing data and geological/engineering evaluation parameters in the gas field was qualitatively analyzed, and then the geological/engineering parameters were selected through the European distance-squared systematic clustering method. On the basis of core test analysis data and logging data of the gas field, the logging evaluation model of geological and engineering “2X excellence” reservoir was established by using core calibration logging technology. Finally, the shale gas reservoir geological index and engineering index were calculated to establish the comprehensive evaluation chart of “2X excellence” reservoir by combining the gas producing profile logging data and using the gray correlation theory in the gas field, so as to determine the weight of the “2X excellence” reservoir parameters for production evaluation, forming the comprehensive evaluation method of such reservoir in shale gas geology and engineering. The comprehensive evaluation index of 28 wells in the Pingqiao Block of the Fuling Shale Gas Field has been evaluated by this method, and showed that the production of a single section and a single well of shale gas possessing a significant positive correlation with the comprehensive evaluation index and the crossing length in “2X Excellence”reservoir, which indicates that the shale gas reservoir could be evaluated by the proposed comprehensive logging evaluation method of shale gas geological and engineering the “2X Excellence” reservoir, and provide basis for shale gas horizontal well design and staged fracturing.Key words: shale gas; geology and engineering; “2X Excellence” reservoir; logging evaluation; Fuling Shale Gas Field页岩气开发过程中，页岩气产量是页岩储层特征和压裂改造的综合响应。
涪陵页岩气固井实践和认识
三、页岩气固井集成技术与应用
2、油基钻井液冲洗隔离技术
2）高效冲洗剂的优选
冲洗效率试验结果
SINOPEC ZHONGYUAN OILFIED SERVICE CORPORATION
三、页岩气固井集成技术与应用
堵漏水泥浆
反注水泥
点
击
图
片
播 水泥浆
放
动
画
堵漏水泥浆
流向地层
漏失点
反向注水泥流程
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三、页岩气固井集成技术与应用
1、技术套管正注反挤工艺
1月份焦页37-3井技套声波变密度测井固井质量评价图
8月份焦页49-3井技套声波变密度测井固井质量评价图
3、深层页岩气固井特种工具
2）井下高效关闭工具 反向承压试验曲线
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三、页岩气固井集成技术与应用
3、深层页岩气固井特种工具
2）井下高效关闭工具
静应力仿真模拟分析
安全系数分布分析
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三、页岩气固井集成技术与应用
4、非渗透弹韧水泥浆体系
3）水泥石超声波强度
✓ 领浆水泥浆12小时候强度逐步增 加，提高了液柱压稳能力。
✓ 尾浆水泥浆在2小时候就有强度发展，快速形成 强度避免了油气水侵。
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涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气是一种新兴的天然气资源，其含气层位具有复杂的岩石学和地质构造特征。
在涪陵页岩气勘探开发中，井筒积液是一个重要的问题，其对于评价页岩气储层的有效性和评估井的产能具有重要的意义。
因此，关于井筒积液判别标准的研究具有非常重要的意义。
本文将从涪陵页岩气井筒积液特征、井筒积液的判别方法以及井筒积液判别标准三个方面进行介绍。
涪陵页岩气具有井筒积液的多种特征，包括：（1）生产钻进液残留钻进液残留可以在钻井过程中污染井筒，导致井筒积液。
钻进液残留主要表现为一定量的泥浆或清水在井筒内残留。
（2）岩屑涪陵页岩气地层中存在粘土矿物，因此在钻井过程中会形成颗粒大的岩屑，产生在井底或井筒底部，容易形成堵塞。
（3）页岩微裂缝和天然裂缝由于页岩储层主要由片状的粘土矿物和细粒的石英和长石组成，因此在钻井过程中可能会遇到页岩微裂缝和天然裂缝，这些裂缝容易导致井筒积液。
（4）自然压力涪陵页岩气地层深埋，靠近地心，因此会形成较高的自然压力。
在钻井过程中，井筒周围的岩层受到井筒的影响，容易形成压力异常，进而形成井筒积液。
二、井筒积液的判别方法在涪陵页岩气勘探开发中，判别井筒积液可以采用以下方法：（1）观测井筒变化观察井筒内液位是否存在变化，如果变化较大且较快，则可能是因为井筒积液造成的。
此外，在连续钻井时，发现重钻速度增大、钻头回头等现象，也提示可能存在积液。
（2）分析钻废液分析钻废液的情况，如果发现井底的废钻液中含有较多的砾石和岩粉，则可能是因为储层破裂或井壁塌陷导致的井筒积液。
（3）测量钻柱重量测量钻柱重量，如果发现钻柱的重量突然增大，说明存在井筒积液，这种情况也需要及时处理。
（1）井筒液位超过井口以上当井筒中的液位超过井口以上，则说明存在积液。
（2）井筒重量增加井筒重量增加超过5%时，可以认为存在积液。
（3）钻柱下降速度减慢当钻柱下降速度减慢300m/h以上时，说明存在积液。
总之，合理判别涪陵页岩气井筒积液可以更好地指导页岩气井的开发和调整，为涪陵页岩气的勘探开发提供更加有效的技术支持。
中原“硬核”技术解决国内固井难题
102022年4月下 第08期 总第380期能源科技| TECHNOLOGY ENERGY中原石油工程固井公司面对复杂的固井环境，攻坚克难，自主研发堵漏工艺、水泥浆体系、固井工具，在国内重点天然气、页岩气开发中踢好 “临门一脚”，成为解决多个固井难题的“硬核”技术。
堵漏工艺成为止漏“硬核”涪陵页岩气开发，受地层裂缝、溶洞发育影响，��%以上的井在导管、表层、技术套管钻进中发生钻井液漏失。
个别井队一连往井里注入一两万立方米清水或泥浆，却不见一滴返出井口，成为缩短钻进周期、降低钻井成本“拦路虎”，严重影响了固井质量提升和后期页岩气安全开采。
围绕漏失的技术难点，他们加大攻关力度，工程技术人员们通过对漏失层位、漏失速度、漏失量进行分析，按照不同的漏层和漏失量，采用自主研发的可控胶凝堵漏剂在��多口井应用，堵漏效果达��%以上。
该堵漏工艺荣获国家发明专利。
自主的可控胶凝堵漏剂进入地层缝洞后，在�.�～�小时间迅速凝固。
�小时后逐渐形成强度，�小时后强度达到�兆帕，��小时强度达到��多兆帕。
为此，他们在可控胶凝堵漏工艺基础上进一步“催育”，自主研发的裂缝型可固化桥浆堵漏技术，弥补堵漏技术缺陷，解决了“插旗杆”风险，使堵漏技术更加成熟，通过在国内��井次应用，堵漏成功率为���%。
目前，这项技术正在申报国家专利。
“硬核”体系降“三高”在国内高含硫、高压、高产超深气井固井中，他们将面临易漏、易垮塌、超高温、超高压盐水层、气层难压稳等诸多世界级难题。
该公司“对症下药”一井一策，一层一策，通过�年多时间室内试验和现场应用，自主研发出降“三高”气井水泥浆体系，固井质量提高��个百分点。
四川省境内的普光、元坝天然气田具有 “三高”特性，科研团队在地层结构上苦下硬功夫，解决了裸眼段长、温差大、安全密度窗口窄、间隙小、压稳与防漏矛盾突出、防气窜难度大、顶替效果差等固井难题。
他们先后研发出的 “弹韧性水泥浆”、抗高温前置液体系、弹韧非渗透性水泥浆体系、高温大温差非渗透性弹性增韧防气窜等��套水泥浆体系，应用于国内外固井市场，提高了固井成功率。
页岩气水平井固井质量测井评价方法及应用
固 井 质 量 定性 评 价 结论 第一界面胶结状况 第二界面胶结状况 良好 …
良好
根 据Ｒ Ｉ Ｂ ／ ＼ 扇 区 水泥 胶 结 成像 图 颜色 、变 密 度
波 形显 示特 征 ， 结 合裸 眼测 井补 偿声 波资 料 ， 定性 判
一
３ 应 用 效 果
牵 引器输 送 工艺和 钻 具输送 存储 式测 井技 术测
定 矛盾 。 此 时Ｃ Ｂ Ｌ 曲线所 测 数值 偏 低 ， 反 映不 了 实
井 时效快 、资料优 质 ，在 一定 条件 下能 准确反 映 第
一
际水 泥胶 结 状况 ， 建 议采 用 Ｒ Ｉ Ｂ 平 均声 幅 值 ， 利 用 相 对 幅 度法 定量 评价 第一 界面 水泥 胶结 质 量 。当平 均 声 幅 值 ≤２ ０ ％Ｅ ｔ － ， ｊ ，评价 为胶 结优 等 ； ２ ０ ％＜ 平均 声 幅 值 ≤４ Ｏ ％时 ， 评 价为 胶 结 中等 ： 平 均 声 幅值 ＞ ４ ０ ％时 ，
利用 Ｖ Ｄ Ｌ 对 第一 、第二 界面 胶 结质 量进 行 定性
评价 的 一般 规律 见表 １ 。
表１ 根 据 ＶＤＬ 定－ 眭评 价 固 井 质量 表
ＶＤ Ｌ 特 征
套管 波特 征 地 层 波特 征
值在 １ ０ ０ ％～ ８ ０ ％之 间 ，表 示 水泥 没有 胶 结或 为 空套
水泥胶 结 质 量 声波 变 密度 测井 图 （ Ｖ Ｄ Ｌ ） 采 用灰 度 变化 显 示波 列波 形幅 度 ，根据 灰 度 的深浅 反 映套管 波 和地 层波 信 号强弱 。 结 合裸眼测 井补偿声 波曲线 与波形 的叠加 显示 ． 综 合定性判断第一 、 第二界面 的水泥胶 结质 量。
涪陵大安寨气田气井产能评价
涪陵大安寨气田气井产能评价摘要：针对涪陵大安寨凝析气藏开发评价过程中表现出的不能连续生产特征，利用试井、试气、试采资料，开展气井产能评价，明确气藏开发潜力。
关键词：产能评价数值模拟动态储量国内外气田开发实践表明，正确评价气井产能，评价气田开发潜力，对处在开发评价阶段的气田至关重要。
涪陵大安寨页岩（油）气田位于重庆市梁平、万县和忠县三县交界处。
主要含油层系为大安寨段，初期认为其是类似“巴肯型—二泥夹一灰”页岩油气藏，研究后确定该区大安寨段大一亚段为低孔、低渗致密灰岩凝析气藏。
该区目前有3口井投入试气、试采，生产动态特征表现为井筒积液—凝析油，产量、压力下降很快，不能持续生产，需要开展单井产能评价确定其是否可以实现有效开发。
一、气井产能评价研究1、产能评价方法优选大安寨气井测试资料无法采用二项式产能评价方法，故采用“一点法”经验公式开展产能评价研究。
（1）选用涪陵气田实际测试资料进行计算分析，对比不同“一点法”计算结果的差异，由于压差较大，从无阻流量计算结果看，陈元千一点法公式以及川东北各种“一点法”公式计算的无阻流量相近。
（2）应用试井软件，模拟修正等时试井产能和不同测试时间下的一点法产能发现：当测试时间较长，测试压差较大时，各种一点法评价结果较近，和实际更接近；测试时间较短时，陈元千公式计算结果相对准确一些。
针对大安寨气藏测试压差整体较大的特点，测试时间较短的特点，优选陈元千一点法计算无阻流量。
2、产能评价（1）利用产能测试资料评价产能运用陈元千方法对投产三口井进行了产能评价，由于测试时间较短，油压不稳定，该无阻流量可能偏高（表1）。
（2）产能试井正模拟校正方法评价产能利用产能测试资料评价无阻流量存在测试时间极短，测试压力不稳定，导致评价的无阻流量偏高，故通过先确定气井储层动态模型，利用产能试井正模拟校正方法，延长试气测试时间，克服产能测试资料的不足，来准确评价气井产能。
以兴隆101井为例，依据兴隆101井大一段2012年3月21日-30日关井测压力恢复测试数据开展试井解释确定地质模（图1）型进行产能试井设计，模拟兴隆101井不同生产时间的一点法试气过程，延长开井生产时间，以弥补该井2012年3月21日和2012年5月12日两次试气时测试时间不足的缺陷，利用模拟获得的一点法测试数据（图2）开展产能评价，不同试气时间对应的井底流压及评价的无阻流量如表2。
涪陵页岩气田三维水平井大井眼导向钻井技术
涪陵页岩气田三维水平井大井眼导向钻井技术一、引言涪陵页岩气田的背景和现状；大井眼导向钻井技术在页岩气田的应用现状。
二、页岩气井的特点和难点页岩气井特点：地层复杂、钻井难度大、开采难度大；钻井难点分析：钻井液失控、钻头受损、井深误差、方位偏移、井眼稳定等问题。
三、大井眼导向钻井技术原理与方法大井眼导向技术原理：惯性导航、地磁导航、全站仪导航等方法；大井眼导向技术方法：直线钻井、弧形钻井、S型钻井等方法。
四、大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田的应用大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田应用的优点；大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田应用的难点和挑战；实际案例分析：涪陵页岩气田应用大井眼导向技术的效果。
五、大井眼导向钻井技术未来发展趋势大井眼导向钻井技术未来的发展趋势；大井眼导向钻井技术未来面临的挑战和发展方向。
六、结论总结大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田应用的效果；展望大井眼导向钻井技术在页岩气开采中的应用前景。
一、引言涪陵页岩气田是中国最大的页岩气田之一，其储量巨大，具有极高的开采价值。
在页岩气田的开采中，钻井技术是关键环节，而随着页岩气井的深入开采和复杂化，传统的钻井技术已经无法满足需要。
因此，大井眼导向钻井技术的出现成为了页岩气井钻井的一项重要技术。
本文主要围绕大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田中的应用展开，探讨该技术的原理、方法、应用以及未来发展趋势。
二、页岩气井的特点和难点2.1 页岩气井特点（1）地层复杂：页岩气田地层复杂，地质条件混杂，不同区域的地下物质成分和性质都有所差异，因此页岩气井钻井难度高。
（2）钻井难度大：由于地层复杂，开采目标难以获取，钻井时对地表平面要求高，同时钻井参数要求极高，如井深、方位、井身直径、竖直度等，仅仅依靠传统钻井技术是无法满足要求的。
（3）开采难度大：页岩气田中，天然气储存在页岩层中，气体分布不均匀，利用率低，开采难度大。
2.2 钻井难点分析在涪陵页岩气田的钻井过程中，会产生许多困难和障碍，主要包括以下方面：（1）钻井液失控：在钻井过程中，若钻井液压力不稳定，容易造成泥浆涌入钻孔中，造成钻井液失控。
页岩气水平井固井质量测井评价方法及应用
页岩气水平井固井质量测井评价方法及应用发布时间：2022-07-20T08:14:05.547Z 来源：《工程管理前沿》2022年5期作者：陈磊[导读] 页岩气水平井固井工程是石油行业开发的重要工程项目之一陈磊中石化西南石油工程有限公司固井分公司 610057摘要：页岩气水平井固井工程是石油行业开发的重要工程项目之一。
页岩气水平井固井质量直接影响油井和石油行业的稳定生产。
为了满足我国社会生产对于石油、天然气等资源的需求，必须加强测井方法相关研究，从而为油气资源勘探等工作提供指导。
本文通过对页岩气水平井水泥胶结因素的研究，根据现有的常用固井质量评价方法比较，制定相应的适用于页岩气水平井固井质量评价的创新方法，基于此，本文研究对现阶段页岩气水平井固井质量评价技术和应用方法进行了深入分析和探讨，重点对声幅变密固井测井技术、水泥胶结固井测井技术和声波固井技术进行分析和评价，并对该技术原理、应用优势及实际效果进行了深入探讨，以期为改进我国页岩气水平井固井质量评价技术的研究提供必要的参考。
关键词：页岩气；水平井；固井质量；测井评价方法；具体应用目前我国石油行业使用的页岩气水平井固井测井评价技术有多种，但按照技术原理和应用方法可分为声幅变密固井测井技术、水泥胶结固井测井技术和声波固井技术，其中声波振幅致密化技术是我国具有自主知识产权的技术，水水泥胶结测井技术是引入美国阿特拉斯公司的测井技术，声波固井测试技术是从俄罗斯引入的测井技术。
三种页岩气水平井固井质量测井技术具有不同的技术原理、技术优势和不同的应用空间。
对三种技术进行综合比较，可以在页岩气水平井固井测试中更有针对性地选择适用的测井技术，提高固井质量评价的准确性。
根据当前我国石油行业的生产实践经验来看，页岩气井通常应用一层套管+三层套管的结构，还有部分页岩气井采用两层套管+三层套管结构，从而使得页岩气井具有结构特异、斜度较大、井段较长以及井眼轨迹不规律等多项特征。
中石化涪陵页岩气基地工程建设管理问题及对策
砂岩饱和单轴抗 压强度为 ２ ７ ． ３ ＭＰ ａ ， 但现场见证取样送检 的岩 芯饱和单轴抗压强度 高于 ６ ０ ＭＰ ａ ， 为坚硬岩 ， 影响钻进速度 。
Ｉ Ｕ ｔ ｏ ｏｌ ， ￣矗
圃
ｄ ｌ ｏｗ ｍ
中石化 涪陵 页岩 气基地 工 程 建设 管理 问题 及 对 策
李祖英
中国石化 集 团 江汉石 油 管理局房 地 产 管理 处
摘 要 ：建筑工程 的工程管理是一项 非常复杂的工作 ， 想要做 好建筑工程 的工程 管理工作 ， 需要 建筑施工单位与工程单位 密
２ ． ３ ２ ＃ 倒 班楼 桩基施 工 困难 问题
江汉设计 根据 原地勘报告和超前钻 报告 出具 了桩 长平 面示 意 图 ， 由于 ２ ＃ 倒班 楼地 质复杂 ， 基岩 中存在 软弱 夹层 泥 岩， 设计 要求桩基 穿越泥岩夹层 ， 但 夹层 上部 有 １ ２ ｍ ～ ２ ０ ｍ深的 坚 硬 岩 也 需 穿越 ， ２ ＃ 倒 班 公 寓 楼 共 需 钻 进 基 岩 坚 硬 岩 层 １ ３ ８ ３ ｍ， 施工单 位现有 的旋挖桩机钻 坚硬岩施 正 困难 ， 严重 影 响工程进度。
切 合作 ， 根据 自身特点与优势 ， 结合工程管理 中的具体 问题 ， 采取科 学的工程 管理方式 。本 文以 中 石 化涪陵 页岩 气基地 工程 建设
管理 为例分析 了建筑 工程施工管理 中常见的 问题 ， 探讨 了建筑施工 中工程管理的对策。 关键词 ：岩 气基地 ； 管理 问题 ； 对策
３ ． ５ 做 好质 量监 管控 制
涪陵地区页岩气水平井低承压配套固井技术
涪陵地区页岩气水平井低承压配套固井技术何吉标;陈智源;刘俊君;周福;袁欢【摘要】受焦石断背斜两侧的大断裂带影响,涪陵南区及边界井目的层裂缝发育,钻井漏失复杂情况逐渐增多,而在油基钻井液条件下堵漏提承压材料相对较少,固井时存在较大的漏失风险,极易导致水泥浆返高不够而形成漏封,严重影响全井封固质量.通过对现场情况的摸索和总结,对前置液、水泥浆体系和固井施工工艺进行防漏堵漏优化研究,在有效提高固井质量的同时增强封堵能力,形成了一套成熟的页岩气水平井低承压配套固井技术,并在涪陵工区漏失复杂井进行了广泛应用.应用效果表明,固井优良率由初期的64.28％提高到了80％,固井质量明显回升,这套固井技术能够满足涪陵地区固并施工易漏失井的固井技术要求.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2016(029)005【总页数】3页(P33-35)【关键词】涪陵地区;页岩气;固井技术;水平井【作者】何吉标;陈智源;刘俊君;周福;袁欢【作者单位】中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司,湖北武汉430074;中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司,湖北武汉430074;中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司,湖北武汉430074;中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司,湖北潜江433121;中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司,湖北潜江433121【正文语种】中文【中图分类】TE256涪陵页岩气田位于川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造，目的层为志留系龙马溪组底部和奥陶系五峰组。
实钻及电测发现，龙马溪和五峰组均有不同程度的裂缝发育，同时随着涪陵区块井位的南移及向边界扩展，以及受焦石断背斜两侧的大断裂带影响，裂缝更加发育，这些导致钻井过程中漏失复杂井增多。
截至2015 年底，在涪陵页岩气区块 164 口已完钻的井中，有 62.20% 的井在钻井过程中存在漏失。
漏失复杂井的存在导致固井施工时水泥浆漏失和低返现象突出，严重影响封固质量。
涪陵页岩气储层含气性测井评价
第17卷第2期2017年1月 1671 — 1815(2017)002-0190-07科学技术与工程Science Technology and EngineeringVol . 17 No . 2 Jan . 2017© 2017 Sci . Tech . Engrg .涪陵页岩气储层含气性测井评价彭超M 唐军2’3* *冯爱国M 曾芙蓉1(中石化江汉石油工程有限公司测录井公司1 ,潜江433100;长江大学地球物理与石油资源学院2,非常规油气湖北省协同创新中心3,武汉430100)摘要针对涪陵页岩气泥质含量高、电阻率测井响应识别气层存在偏差的问题，开展了含气性测井定量表征方法及应用研究。
涪陵地区页岩储层的黏土矿物主要为伊利石、伊蒙混层和绿泥石；随深度增加，黏土矿物含量减少，但伊蒙混层占的比重 增大。
利用有机碳-密度测井曲线交会法、有机碳-铀测井曲线交会法以及声波-电阻率曲线法等三种方法计算r oc 含量；对比岩心实验结果，密度曲线拟合的相关系数最高。
利用测井曲线计算得到的含气饱和度、流体压缩系数、岩石弹性模量、游离气 量、吸附气量等参数可以实现对储层含气量的定量表征。
涪陵地区页岩气纵向、横向含气量测井评价实践表明，龙马溪组下 部——五峰组页岩气储层自下而上可划分为中、高两个含气段，且该区页岩气储层横向含气量稳定，具备应用水平井开采技术等增加单井产量的地质条件。
关键词页岩气储层含气性 测井 涪陵中图法分类号TE132.2;文献标志码A涪陵页岩气田为我国首个国家级页岩气勘探开发示范区，该区位于四川盆地川东高陡褶皱带万县 复向斜内，主体构造属于包鸾-焦石坝背斜带的焦石 坝构造。
目的层段龙马溪组——五峰组主要为深水 陆棚相沉积，且沉积水体从下到上逐渐变浅，有利于 富含有机质的泥页岩层生长发育。
页岩做为一种烃 源岩，其生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩 内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层[1^]。
涪陵页岩气水平井复杂井筒固井技术应用研究
涪陵页岩气水平井“复杂井筒”固井技术应用研究摘要：随着涪陵页岩气开发的不断深入，目的层裂缝发育和伴生气活跃、“溢漏同存”井日渐增多，给固井施工带来了很大的挑战。
针对此类复杂井，通过优化前置液组合、管外封隔器与分级箍相组合、双凝双密浆柱结构设计等开展研究，研制开发的纤维弹韧性防气窜水泥浆体系和综合配套工艺技术，在现场3口井成功应用，应用效果显著，对后续施工的同类型井具有一定的借鉴和参考价值。
Keys：页岩气复杂井筒水平井固井技术1 难点分析根据涪陵页岩气钻遇地层特点，复杂井筒条件下水平井固井主要面临以下难点：1）井眼摩阻大，套管居中度低套管与井壁间摩阻大，直井段套管提供的自行下滑动力有限；水平段井眼轨迹易成蛇形起伏，套管重量的90%作用于井壁，套管偏心严重，造成套管下入困难且居中度低。
2）前置液冲洗效率以及顶替效率难以保障水平段套管受重力影响，易偏心、贴边，底部窄边泥浆驱替困难，容易窜槽，环空难以形成连续均匀的水泥；采用油基钻井液，第一、二界面的油膜难以清洗干净，影响胶结质量；同时前置液对油基钻井液存在破乳、絮凝问题，替净困难。
3）水泥浆性能要求高长水平段固井更容易出现水泥浆气侵现象，使水泥浆密度降低，引起水泥浆失重，产生环空气窜，形成环空窜槽；同时，水泥浆体系需兼具防漏失功能。
4）压稳和防漏矛盾突出钻遇地层压力系数1.25~1.30g/cm3，裸眼段孔隙及裂缝发育，伴生气活跃，钻井液密度安全窗口较窄，固井施工和侯凝过程中极易发生油气侵，压稳和防漏、防窜难度大，影响目的层封固质量。
2 技术措施1）优化通井方案为保证套管的顺利下入和提高套管居中度，综合井眼轨迹数据，采用不低于套管刚度的管串通井，对起下钻摩阻较大、方位变化大及全角变化率大的井段认真划眼、通井，去除岩屑床；同时加强钻井液流变性、润滑性能的处理，降低下套管的摩阻，不涌不漏后才能进入下套管作业。
2）优化扶正器安放设计利用固井软件根据井眼轨迹、井径、井斜等数据对套管居中度与下入摩阻进行模拟计算，合理设计扶正器类型与安放位置。
江汉油田挑战“顽疾” 大力提升油气固井质量
echnology 科技372022 / 09 中国石化“近日，我们在江汉油区2022年固井质量评价会上对江汉油田30口油气新井开展固井质量评价，其中优质28口，优质率达93.3%，较2021年同期江汉油田固井质量优质率提高近10%。
”日前，江汉油田工程技术管理部钻井室主任易争利表示。
今年以来，江汉油田针对投产新井，提升管理水平，应用先进科学技术，破解固井难题，有效提升了油气新井固井质量。
地层下的“顽疾”固井是钻井作业的重要步骤，是在生产套管下入井口后，用水泥封住套管与井眼之间的环形空间，封隔地层中的油气层、水层，给油气流提供良好的通道，防止不同压力的油气水突破井壁进入井壁与套管外侧的环形空间导致地层水占油道、气道。
同时，避免地层气进入环空水泥浆中造成气窜，影响固井质量，为油气生产的开采创造有利条件。
走这条路径清晰的固井道路，江汉石油人在气区、油区作业时，却频遇“拦路石”。
据涪陵页岩气公司钻井项目部工程师陈小龙介绍，位于重庆忠县涪陵气田复兴区块页岩气项目的层天然孔隙、微裂缝发育较多，油气显示活跃。
在开展固井作业时，常出现地层气突破井壁进入环空水泥浆的情况，可能导致水泥环封隔失效，造成环空带压，影响固井质量；水泥浆密度、质量、重力带来的压力大于地层破裂压力，固井过程中压漏地层，泥浆液易从地层中流失，水泥返高达不到设计要求。
同时，气井在固井作业中，由于支撑井壁稳定的钻井液密度高、黏度高、固相含量高、流动性差，钻井液中形成虚泥饼并粘在井壁上，剥离困难；水平井段套管受到虚泥饼阻碍，导致偏心或贴边在井壁上，套管一侧环空空间变宽，另一侧变窄，窄边空间狭小，影响之后灌入井筒的水泥流通和固井速度，同时窄边钻井液难以清除，混杂在之后灌入井筒的固井水泥浆中，造成凝固后密度不均匀、内部不坚实，无法有效阻挡地层应力，套管承受过高压力易破损。
以上因素导致2019年至2021年复兴区块固井质量优质率仅为40%。
类似情况也出现在江汉油区。
四川盆地涪陵地区页岩气高性能水基钻井液研发及效果评价
四川盆地涪陵地区页岩气高性能水基钻井液研发及效果评价梁文利【摘要】目前油基钻井液本身存在的环保性能不足、成本过高、工艺复杂等缺点,以及常规的普通水基钻井液体系的页岩井壁稳定性和润滑性不能满足页岩水平井钻井需要的问题.研制并构建了一套由成膜封堵剂、抑制剂和类油基润滑剂3种主剂所组成的高性能水基钻井液体系.该钻井液体系具有良好的页岩井壁稳定性、与油基钻井液相当的封堵、润滑性能、生物毒性低、水基钻屑可以直接排放.这种页岩气高性能水基钻井液体系能够满足涪陵页岩气田钻井中长水平段的应用要求.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2019(042)001【总页数】10页(P120-129)【关键词】四川盆地;涪陵地区;页岩气;长水平段;水基钻井液【作者】梁文利【作者单位】中国石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司【正文语种】中文0 引言随着新《环境保护法》的实施，对于油基钻屑对环境影响的要求也更加严格。
根据《国家危险废物名录》，含油岩屑被划入了危险废弃物的名录，其管理和处置需按照危险废弃物相关规定执行。
油基钻井液本身存在的环保性能不足、成本过高、工艺复杂等缺点在此背景下就越发突出，而且油基钻井液会使浅层气井的固井难度增大，使用油基钻井液钻井，两个界面存在油泥、水泥胶结质量难以保证，造成环空带压难题。
同时常规的普通水基钻井液体系在钻井过程中，无法解决大位移水平井钻进所需的井壁稳定性和润滑性的技术需要，存在掉块、起下钻遇阻卡，下套管摩阻高，造成复杂时效高等问题。
为了提高页岩的井壁稳定和降低起下钻摩阻、扭矩以及降低页岩气开发的综合成本。
因此，研发一套适用于涪陵页岩气长水平段的高性能水基钻井液体系势在必行[1-6]。
1 涪陵页岩岩心矿物分析及微观结构1.1 页岩岩心矿物分析为对比分析涪陵页岩岩心与长宁、威远、黄金坝以及延长等区块的页岩岩心在矿物种类及含量的区别，进行了X射线衍射实验，并进行相应的矿物含量对比（表1）。
页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例
石油地质与工程2022年1月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第36卷第1期文章编号：1673–8217（2022）01–0117–05页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例李牧（中国石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆408000）摘要：涪陵页岩气田开发已超过7年，井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露，严重影响气井的正常生产。
为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性，基于“U”型管原理，建立气井生产过程合理油套压差计算方法，从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型，并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量。
结合各类异常情况动态过程分析，形成了页岩气井井筒积液、油管堵塞、油管异常窜漏的几类典型特征曲线，并综合井口放喷、气举验证、流压测试、井下电视等手段，建立了一套页岩气井生产过程异常诊断与现场排查方法。
现场应用表明，采用该套方法可实现页岩气井生产过程异常情况的准确判断，有效保证了异常气井的高效治理，可在类似页岩气田推广应用。
关键词：页岩气井；异常诊断；合理油套压差；临界携液气量中图分类号：TE357 文献标识码：AStudy on abnormal diagnosis method of shale gas well production processAll Rights Reserved.--by taking Fuling shale gas field as an exampleLI Mu(Chongqing Fuling Shale Gas Exploration & Development Co., Ltd., SINOPEC, Chongqing 408000, China) Abstract: Fuling shale gas field has been developed for more than 7 years. Abnormal conditions such aswellbore effusion, tubing corrosion and string plugging are gradually revealed, which seriously affect thenormal production of gas wells. In order to improve the accuracy of abnormal discrimination of shale gas wellsin Fuling gas field, based on the principle of "U" tube, the calculation method of reasonable casing pressuredifference in gas well production process is established. The H&B-B&B combination model is selected as themultiphase flow calculation model of Fuling shale gas field, and the oscillating impact liquid carrying modelis optimized to calculate the critical liquid carrying capacity According to the dynamic process analysis,several typical characteristic curves of wellbore effusion, tubing plugging and abnormal tubing leakage areformed. A set of abnormal diagnosis and field investigation methods for shale gas well production process isestablished by integrating wellhead blowout, gas lift verification, flow pressure test and downhole television.Field application shows that this method can accurately judge the abnormal conditions in the productionprocess of shale gas wells, effectively ensure the efficient treatment of abnormal gas wells, and can bepopularized and applied in similar shale gas fields.Key words: Shale gas well; abnormal diagnosis; reasonable oil pressure difference; critical gas flow rate涪陵页岩气田的开发采用大规模水力加砂压裂改造技术，气井生产过程中，井筒中为气液两相流收稿日期：2021–04–01；修改日期：2021–07–08。
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气田是中国西南地区重要的页岩气开发区域，页岩气资源丰富，但是井筒积液问题一直是一个困扰产业发展的难题。
井筒积液严重影响了页岩气的产量和生产效率，因此制定一套科学的井筒积液判别标准对于保障页岩气的生产稳定和安全具有重要意义。
一、涪陵页岩气井井筒积液的特点1. 易形成涪陵页岩气层产层厚度大、孔隙度低、渗透率小，导致井底流体容易积聚。
根据相关资料统计，涪陵页岩气井井筒积液现象频发，平均每口井每年有40%以上的时间处于井筒积液状态。
2. 影响大井筒积液会导致生产压耗增加，甚至出现井底压力异常，进而影响页岩气的产能和生产效率。
常规的井筒积液处理方式通常包括增加地面处理设备和调整注采工艺，但这些方法并不能彻底解决井筒积液问题。
针对涪陵页岩气井井筒积液的特点，有必要制定一套科学的判别标准，以便及时准确地判断井筒积液的存在并采取相应的治理措施，从而保障页岩气的生产安全和稳定。
1. 保障生产稳定通过制定井筒积液判别标准，能够及时发现井筒积液情况，采取有效措施，保障页岩气的生产稳定和持续性。
2. 提高生产效率科学的井筒积液判别标准能够准确判断井筒积液的程度和范围，有针对性地调整生产工艺，提高生产效率，降低生产成本。
3. 降低安全风险井筒积液问题不仅影响生产，还会带来安全隐患，例如井下设备堵塞、井筒环境恶化等，通过制定判别标准，能够减少这些安全风险的发生。
1.科学性制定井筒积液判别标准必须以科学数据和研究成果为依据，充分考虑井筒积液的形成机理，确保判别标准的合理性和准确性。
2.灵活性考虑到不同页岩气井井筒积液情况可能存在差异，井筒积液判别标准应该具有一定的灵活性，能够根据实际情况做出相应的调整。
3.操作性制定的井筒积液判别标准需要具有较高的操作性，能够方便地在井下和地面进行实际操作和判断，以便及时采取相应的措施进行处理。
1. 观测参数制定井筒积液判别标准首先需要明确一些观测参数，包括井下液面高度、井底流体性质、井下泵功率等。
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气是指位于中国重庆市涪陵区地区页岩中储集的天然气资源。
涪陵页岩气资源储量丰富，具有开发难度大、开发周期长、投资规模大等特点。
页岩气开发中，井筒积液是一个不可忽视的问题，对于井下生产操作和生产效率都会带来一定的影响。
制定一份关于涪陵页岩气井井筒积液判别标准是非常必要的。
一、井筒积液的定义井筒积液是指油田、气田或地下水井中，在生产或作业过程中由于产量低、生产压力低、生产操作不当等原因，使井底或井筒积聚一定量的液体。
井筒积液不仅会降低生产效率，还会增加生产成本，严重时还会引发井下事故，威胁井下人员安全。
二、涪陵页岩气井筒积液的成因1. 井底流体压力低。
由于页岩气储层特性，气压较低，导致气体不易下溶，形成了井底流体压力低的情况。
这就导致了气体在地层中无法充分流动，最终导致井筒积液。
2. 页岩气井井筒构造状况较差。
在钻井过程中，可能因为地层条件不稳定，地层坍塌、井壁崩塌等原因导致井壁清淤不到位，使得井底积液。
3. 气体管道设计不当。
在涪陵页岩气开采过程中，管道设计不当，导致气体在流动过程中无法充分流通，最终形成井筒积液。
4. 天然气成分带水性能较强。
涪陵页岩气中含有一定的水蒸气、硫化氢等化学物质，不同于一般的天然气，水蒸气和硫化氢等化学物质带水性能会使得天然气中水分析积聚在井底。
1. 考虑涪陵页岩气的特殊性。
通过对涪陵页岩气特殊地层条件和井筒规律的分析，制定适用于该地区的井筒积液判别标准。
2. 结合涪陵页岩气井的实际情况。
根据对涪陵页岩气井的观测和统计数据，制定适合井下生产实际情况的井筒积液判别标准。
3. 参考其他地区的制定标准。
可以适当参考其他地区类似的井筒积液判别标准，根据涪陵页岩气井的实际情况做出相应修改，以制定适合涪陵页岩气井的标准。
1. 井底压力变化。
通过监测井底压力的变化情况，及时判断井底情况，做出相应处理。
2. 井底流体产量。
监测井底产量，发现产量下降情况，及时进行井下作业，清除井底积液。
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涪陵页岩气田复杂情形下的固井质量评价
在焦石坝地区的固井质量评价过程中，出现了海相碳酸盐岩快速地层、高密度油基钻井液、低密度水泥浆等复杂情形，需要深入分析测井资料信息和地层的地球物理特性，以便研究不同情况的形成机理，从而给出更为合理的固井解释评价结果。
标签：固井质量评价；声波变密度测井；高密度油基钻井液；低密度水泥浆
焦石坝区块位于四川盆地川东高陡褶皱带。
由于开采的需要，高温高压的深部钻探增多，水平井大幅度增加，加之低压易漏地层的出现和水平井段长、斜度大等情况对固井水泥浆体系和测井仪器的影响，形成了一些复杂情形的固井质量评价问题。
目前，国内外用于固井质量评价方法主要有声幅-变密度测井技术、扇区水泥胶结测井技术、环井周超声波测井技术、水泥评价测井技术和套后成像测井技术。
焦石坝工区页岩气井水平段固井质量检测主要采用声幅-变密度测井和八扇区水泥胶结测井方法。
1 固井质量评价原理
固井质量评价是基于声波变密度测井资料和八扇区水泥胶结测井资料对水泥胶结的声波反映。
1.1 声波变密度测井（CBL-VDL）
声波变密度测井需测量经由套管、水泥环、地层传来的声波幅度，并根据时间刻度将声波信号转化为相应的灰度信息形成VDL变密度图，并根据灰度图确定一、二界面的胶结情况。
1.2 八扇区水泥胶结测井（RIB）
RIB八扇区水泥胶结测井仪是声波测井仪，接收探头测出不同方位8条声波幅度曲线，每条曲线显示45度张开角内水泥胶结情况，由于探头距信号发生器只有18英寸，因此，仪器很容易检测出水泥胶结微环中存在的细小问题。
利用RIB可以形象、直观地分辨水泥环向、纵向的胶结不均匀性。
2 固井质量评价中的复杂情形
2.1 海相碳酸盐岩快速地层
焦石坝区块上部地层是以致密灰岩、云质灰岩为主，为碳酸盐岩地层，地层骨架声波时差为≤50μs/ft，而套管声波时差为50μs/ft，因此声波在快速地层中的
传播速度大于套管的声波传播速度，在记录采样中地层波首波到达时间与套管波基本相同或超前，使得套管波与地层波相互叠合，表现为声波幅度值增大和变密度波形的重叠。
一方面，单以声波幅度大小来评价一界面固井质量，由于声幅曲线受到了快速地层的影响，会造成固井质量的错误判断。
另一方面波形的重叠也不能正确识别套管波和地层波，针对这点国内一些学者也提出了自己的解决方法。
苏远大等[1]通过研究发现套管波、快速地层、慢速地层频率特性差别较大；在频域内计算套管波能量能有效消除快速地层对固井一界面评价的影响。
针对复杂岩性地层的二界面固井质量评价，结合现场变密度测井资料研究发现，地层波能量不仅反映固井二界面胶结情况且受地层声速的严重影响，即一、二界面水泥完全胶结时地层波能量和声波时差存在一定的指数关系。
地层波能量和声波时差的关系，可作为定性评价二界面固井质量的参考。
2.2 高密度油基钻井液
頁岩气开发的前期为抑制页岩水化膨胀、维护井壁稳定，在水平段钻进过程均采用高密度油基钻井液。
井筒充满油基钻井液，这些含有钻屑的油基钻井液会牢牢粘附在井壁和套管壁上，亲油性溶液无法与水泥很好固结，为了保证固井质量，会在固井前用前置液清洗和冲刷，将亲油性的井壁和套管壁反转为亲水性的井壁和套管壁。
通过多口井固井资料的研究，固井前洗井不彻底，套管壁上残留的油膜造成水泥浆和套管壁不能够完全胶结，导致水泥环与套管间、地层存在微环隙，会进一步影响到固井质量评价。
2.3 低密度水泥浆
焦石坝地区地层复杂，在砂泥岩剖面、水平段长封固井段中，为了防止低压、易漏地层发生固井漏失和油气上窜，普遍采用了低密度水泥浆固井技术。
采用低密度水泥固井，影响固井质量评价标准的主要因素是低密度水泥的声耦合比高密度水泥的声耦合差，进行声波变密度测井时，套管首波幅度值增大，按常规水泥固井质量评价标准对低密度固井质量评价，会造成错误的结果。
根据章成广等[2]通过数值模拟的方法研究出低密度水泥与固井的规律并采用校正图版和校正公式以此改进低密度水泥浆固井时的质量评价。
3 复杂情况综合评价方法
3.1 快速地层
3.1.1 一、二界面胶结良好
当一、二界面胶结好时，基于快速地层的特性，地层波比套管波提前达到接收器，在变密度波形图上清晰显示出地层波前置的情况，由于接收到的声能增加，声波幅度和RIB三条声幅值均有增加，故不能采用相对幅度值法来评价一界面。
但通过八扇区声波胶结图的显示及变密度波形中清晰辨认出的地层波信号，可用来评价一、二界面固井质量。
3.1.2 一、二界面胶结中等
在一、二界面胶结中等的情况下，快速地层段，当发射器发出信号，接收器同时收到地层波与套管波的信号，声能的叠加使测量的声幅值增加，不能作为一界面评价的依据。
在变密度图上首波信号加强，条带粗且直，但后续波仍能显示出一些地层信息。
3.2 高密度油基钻井液
由于油基钻井液在接箍处未驱替干净，在套管壁上仍有残留，通过RIB测井资料特征显示，最大、最小、平均声幅值之间差异较大，接箍处声幅值有明显增大但低于空套时声幅值，八扇区成果图上接箍处有明显土黄色显示，并规律分布，大小均一。
相对应的变密度图上，套管波有较弱显示，地层波清晰。
故根据平均声幅值及波形综合评价，油膜的地方一界面胶结好，二界面胶结良好。
3.3 低密度水泥浆
江万哲等[3]数值模拟得到了低、高密度水泥固井时一界面完全胶结和存在缝隙时的理论波形。
低密度水泥比高密度水泥套管波幅度大，经计算在环隙宽度2mm时，自由套管/低密度/高密度的套管波幅度比为1/0.793/0.452，说明在相同条件下，在低密度水泥固井时用套管波幅度评价一界面固井质量所使用的相对幅度值要高于高密度水泥。
在实际解释低密度水泥固井质量时会放宽其解释标准，综合考虑声波幅值、变密度波形来评价一、二界面固井质量。
4 结束语
（1）涪陵地区由于钻探地层的变化和施工工艺的改进，复杂情况总是在不断出现和不断变化，影响因素多，解释评价困难，需要深入分析CBL、VDL测井资料信息以及地层的地球物理特性，尽可能研究不同信息的形成机理，力求给出准确合理解释和评价结论。
（2）大多复杂情况采用声幅测井、声波变密度测井等单一的测井手段会给解释带来盲区和多解性，已无法满足固井质量评价的要求。
建议采用更为先进的固井质量测井评价方法，如RIB、SBT、CAST-V等新技术，针对不同的复杂情形选择有利的测井方法进行评价。
（3）在进行固井质量评价时，要参考钻井工艺、录井录取的地层资料、裸眼测井资料等多项内容，综合考虑不同状态下固井质量的评价标准，以给出最为合理的评价结果。
参考文献
[1]苏远大.地层声速对固井质量评价的影响及消除方法[J].石油钻探技术，2005，33（4）.
[2]章成广，李维彦.低密度固井质量声波测井评价方法研究[J].石油天然气学报，2005，27（4）.
[3]江万哲，章成广，陈义群.低密度水泥固井对套管波幅度的影响及其校正方法[J].石油天然气学报，2008，30（5）.
作者简介：曹雅茹（1983-），女，汉，湖南安乡，2011年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业，助理工程师，中石化江汉石油工程有限公司测录井公司，现从事测录井测井资料综合解释与评价工作。