多層合采智能井井筒溫度場(chǎng)預(yù)測(cè)模型及應(yīng)用

楊順輝， 豆寧輝， 趙向陽， 柯 珂， 王志遠(yuǎn)

（1. 中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2. 中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580）

隨著全球油氣資源需求快速增長，難采難動(dòng)用儲(chǔ)量逐漸成為勘探開發(fā)目標(biāo)，非均質(zhì)、多產(chǎn)層油藏等復(fù)雜油藏的開發(fā)技術(shù)成為研究熱點(diǎn)。智能井技術(shù)可以在單根油管中實(shí)現(xiàn)多層合采，生產(chǎn)前同時(shí)射開同井筒的多個(gè)儲(chǔ)層，各層之間用封隔器封隔，并在各產(chǎn)層安裝遠(yuǎn)程流量控制閥[1-3]，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)過程中各層段的開啟和關(guān)閉而不停產(chǎn)，從而以順序開采或者多層同采的方式開發(fā)多產(chǎn)層油藏[4-5]。

井下的長期監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)在智能井獲取油藏參數(shù)、監(jiān)控油藏狀況、制定開采計(jì)劃和預(yù)測(cè)油井及油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等過程中起到非常關(guān)鍵的作用[6-8]。國內(nèi)多采用井下永久傳感器、點(diǎn)式傳感器和分布式溫度傳感器監(jiān)測(cè)智能井的井筒溫度[9-10]。H. J. Ramey Jr等人[11-12]在井筒流體溫度預(yù)測(cè)方面進(jìn)行了開創(chuàng)性的研究工作。20世紀(jì)90年代以來，C. S. Kabir等人[13-14]將流體溫度看作是深度和循環(huán)時(shí)間的函數(shù)，提出了用于預(yù)測(cè)井內(nèi)循環(huán)流體溫度分布的方法。對(duì)于有外界流體流入的井筒內(nèi)流體流動(dòng)的問題，現(xiàn)有模型大多近似認(rèn)為外來流體混合前為等溫流動(dòng)，由混合點(diǎn)處流體質(zhì)量守恒和熱量守恒得到混合后的溫度[15]。但是，實(shí)際上外來流體在混合前通常要經(jīng)過流量控制閥等節(jié)流裝置，受節(jié)流效應(yīng)的影響，通過節(jié)流裝置時(shí)溫度、壓力會(huì)發(fā)生變化，尤其是含氣量較高的油氣井，節(jié)流效應(yīng)十分顯著，會(huì)導(dǎo)致溫度、壓力的計(jì)算誤差較大[16]。

一般來說，多層合采油井的井筒溫度剖面受各種因素的影響更為復(fù)雜，溫度數(shù)據(jù)解釋難度更大，目前這方面的研究仍然較少。因此，筆者建立了多層合采井筒溫度場(chǎng)預(yù)測(cè)模型，分析了各種因素對(duì)井筒溫度場(chǎng)的影響規(guī)律，并針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，提出了優(yōu)選多層合采智能井溫度測(cè)量裝置和解釋溫度變化規(guī)律的方法。

1 單油管多層合采井筒溫度場(chǎng)模型

1.1 物理模型的建立

智能井多層合采是通過每個(gè)產(chǎn)層處的流量控制閥[17]控制該層流體的流入量，從而使各產(chǎn)層流體在同一根油管內(nèi)混合并且采出的過程。為了提高多層合采智能井的井筒溫度預(yù)測(cè)精度，在基本傳熱理論[18]和A.R.Hasan等人[19]研究成果的基礎(chǔ)上，考慮流量控制閥的節(jié)流效應(yīng)，將流動(dòng)由等溫流動(dòng)改變?yōu)榈褥亓鲃?dòng)，建立了預(yù)測(cè)井筒溫度的物理模型（見圖1）。

流體從地層流到井口的過程分為3個(gè)階段：1）流體從地層進(jìn)入環(huán)空，在環(huán)空上下壓差作用下流向流量控制閥入口；2）流體在節(jié)流壓差作用下經(jīng)流量控制閥流入井筒；3）流體在井筒上下壓差作用下自下而上流向井口。

圖1 含流量控制閥的單油管多層合采井筒流動(dòng)模型Fig. 1 The flow model for single-tubing multi-layer commingled production wellbore with flow control valve

1.2 數(shù)學(xué)模型的建立

為了簡(jiǎn)化計(jì)算，首先進(jìn)行以下假設(shè)：1）流體在井筒、環(huán)空內(nèi)的流動(dòng)為一維穩(wěn)態(tài)流動(dòng)，且同一截面上各點(diǎn)的溫度、壓力相等；2）油管到水泥環(huán)外緣間的傳熱為徑向穩(wěn)態(tài)傳熱，忽略油管壁和套管壁的熱阻；3）井筒周圍地層中的傳熱為非穩(wěn)態(tài)，且不考慮沿井身方向的縱向傳熱；4）流體以紊流狀態(tài)流經(jīng)流量控制閥、無旋渦，流體充滿控制閥并連續(xù)通過，流量不隨時(shí)間變化；5）井筒及環(huán)空壓力剖面、相組分已知。

1.2.1 流體從環(huán)空流向流量控制閥入口

流體在環(huán)空內(nèi)為一維穩(wěn)態(tài)流動(dòng)，沿井深方向取環(huán)空流體微元，通過對(duì)流流入微元體的熱量等于環(huán)空與地層和井筒交換的熱量，其可以表述為[19]：

式中：qa為單位長度環(huán)空流體放出的熱量，J/（m·s）；qta為環(huán)空與井筒交換的熱量，J/（m2·s）；qF為環(huán)空與外界環(huán)境交換的熱量，J/（m2·s）；z為井深，m。

利用穩(wěn)態(tài)傳熱關(guān)系表示熱流量qta和qF，則有：

式中：w為流體質(zhì)量流量，kg/s；Cp為流體比熱，J/（kg·K）；rt為油管外半徑，m；Ut為井筒與環(huán)空的熱交換系數(shù)，W/（m2·K）；Tt為井筒溫度，K；rc為套管外半徑，m；tD為無因次時(shí)間函數(shù)；Ua為井眼與外界環(huán)境的熱交換系數(shù)，W/（m2·K）；Ke為環(huán)境導(dǎo)熱系數(shù)，W/（m·K）；Tei為外界環(huán)境溫度，K。

1.2.2 流體從流量控制閥流入井筒

在一定壓力差下，通過改變流量控制閥節(jié)流口的流動(dòng)阻力來控制節(jié)流口的流量，可以用噴嘴模型[20]模擬。流體在從流量控制閥入口流向出口的過程中沒有熱量輸入，摩擦和耗散引起的熱量損失可以忽略不計(jì)，流動(dòng)過程可以看作等熵流動(dòng)，流動(dòng)過程中沒有壓力損失。

假設(shè)噴嘴上游、下游的流體密度相同，利用噴嘴流量系數(shù)CD對(duì)真實(shí)流體狀態(tài)進(jìn)行修正，可得：

式中：wac為通過噴嘴的真實(shí)質(zhì)量流量，kg/s；wis為通過噴嘴的等熵質(zhì)量流量，kg/s；vac為通過噴嘴的真實(shí)流速，m/s；vis為通過噴嘴的等熵流速，m/s。

式（3）中的流速之比為流速系數(shù)，流速系數(shù)的平方與噴嘴效率系數(shù)ηN相等。

式中：ηN為噴嘴效率系數(shù)；h0u為噴嘴上游流體的滯止焓，J/kg；hd,ac為噴嘴下游截面上流體的真實(shí)焓，J/kg；hd,is為噴嘴下游截面上流體的等熵焓，J/kg；hu為噴嘴上游截面上流體的焓，J/kg。

忽略動(dòng)能項(xiàng)，滯止焓等于截面上流體的焓，于是得到：

式中：Tu為噴嘴上游截面上流體的溫度，K；Td,ac為噴嘴下游截面上流體的真實(shí)溫度，K；Td,is為噴嘴下游截面上流體的等熵溫度，K。

等熵溫度變化的計(jì)算公式為：

式中：pu和pd分別為噴嘴上游和下游流體的壓力，MPa；KJT為Joule-Thomson系數(shù)。

聯(lián)立式（5）和式（6），得到噴嘴上游和下游真實(shí)流體的溫度差ΔTva：

環(huán)空內(nèi)流體經(jīng)過流量控制閥后與井筒內(nèi)已有流體混合，混合后控制閥下游流體的溫度為：

式中：Ta,u為環(huán)空內(nèi)噴嘴上游流體的溫度，K；Tt,d為環(huán)空內(nèi)噴嘴下游流體的溫度，K；下標(biāo)a和t分別表示流體在環(huán)空和井筒內(nèi)的狀態(tài)；下標(biāo)u和d分別表示流體在噴嘴上下游的狀態(tài)。

1.2.3 流體在井筒內(nèi)自下而上流向井口

井筒內(nèi)流動(dòng)也可看作一維穩(wěn)態(tài)流動(dòng)，沿井深方向取井筒流體微元，通過對(duì)流流入微元體的熱量等于井筒與環(huán)空交換的熱量，能量守恒方程為：

式中：qt為單位長度井筒內(nèi)流體放出的熱量，J/(m·s)。利用穩(wěn)態(tài)傳熱關(guān)系表示傳熱過程：

1.2.4 方程求解

聯(lián)立式（2）與式（10），消去Ta，得：

假設(shè)環(huán)境溫度函數(shù)為Tei=f(z)，井底的熱量交換為0，則邊界條件為：

式中：zmax為井底的深度，m。

考慮流量控制閥處的溫度變化，連續(xù)條件為：

式中：zva為流量控制閥所在處井深，m；ΔTva由式（7）計(jì)算；上標(biāo)-、+分別表示流體混合前和混合后。

若環(huán)境溫度函數(shù)為線性函數(shù)，則式（11）可以化簡(jiǎn)為二階線性微分方程，采用數(shù)值方法和解析方法均可求解；若環(huán)境溫度函數(shù)復(fù)雜，可以采用數(shù)值計(jì)算方法求解。模型求解時(shí)，取：

采用差分法構(gòu)造四階精度的差分格式[21]，采用迭代法求解。

1.3 模型的驗(yàn)證

利用所建模型模擬文獻(xiàn)[22]中多層合采智能井的井筒溫度場(chǎng)，并與該井實(shí)測(cè)井筒溫度進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如圖2所示。由圖2可以看出，利用所建模型計(jì)算出的井筒溫度與實(shí)測(cè)井筒溫度的誤差小于0.8 K，相對(duì)誤差小于1.5%，表明所建模型的計(jì)算精度滿足工程要求，可以用來預(yù)測(cè)多層合采智能井的井筒溫度場(chǎng)。文獻(xiàn)[22]中多層合采智能井的基本參數(shù)見表1（壓力 11.03～12.31 MPa）。

圖2 模型計(jì)算結(jié)果與文獻(xiàn)[22]中實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)的對(duì)比Fig. 2 Comparison of model computational results and the measured data in reference[22]

表1 文獻(xiàn)[22]多層合采智能井基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of the multi-layer commingled production intelligent wells in the reference[22]

2 井筒溫度影響因素分析

多產(chǎn)層油藏合采時(shí)，合采井段的井筒溫度變化復(fù)雜，更能體現(xiàn)各種因素對(duì)井筒溫度的影響。首先，同一時(shí)間各產(chǎn)層的產(chǎn)液情況不同，不同時(shí)間相同產(chǎn)層的產(chǎn)液情況也不同，因此每個(gè)產(chǎn)層的產(chǎn)液狀態(tài)都會(huì)影響井筒溫度分布，如產(chǎn)出液性質(zhì)、產(chǎn)液量、產(chǎn)層長度和產(chǎn)層配比等。此外，井筒溫度還會(huì)受到環(huán)境溫度、井身結(jié)構(gòu)等因素的影響。為了分析各種因素對(duì)井筒溫度的影響程度，以典型多層合采井M-X井為例，利用多層合采井筒溫度預(yù)測(cè)模型，模擬不同參數(shù)下的井筒溫度。

M-X井為三層合采直井，基本參數(shù)為：井深3 000.00 m；油管內(nèi)徑75.9 mm，外徑88.9 mm；套管內(nèi)徑230.7 mm，外徑244.5 mm；水泥環(huán)直徑311.1 mm；下部產(chǎn)層處于2 950.00～3 000.00 m井段，中間產(chǎn)層處于2 900.00～2 950.00 m井段，上部產(chǎn)層處于2 850.00～2 900.00 m井段；油井總產(chǎn)液量150 m3/d，上中下各產(chǎn)層的產(chǎn)量配比為1∶1∶1，各產(chǎn)層產(chǎn)出狀態(tài)相同，產(chǎn)量均為50 m3/d，產(chǎn)出液密度0.90 kg/L，產(chǎn)出液比熱容 2 200 J/（K·kg），產(chǎn)出液導(dǎo)熱系數(shù) 0.14 W/（m·K）；地溫梯度5.0 K/100m，地層密度2.50 g/cm3，地層導(dǎo)熱系數(shù) 2.7 W/（m·K），地層比熱容 830 J/（K·kg）。

2.1 產(chǎn)層產(chǎn)出液性質(zhì)

分別改變M-X 井中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的密度、比熱容和導(dǎo)熱系數(shù)等流體性質(zhì)參數(shù)（見表2），模擬不同產(chǎn)出液性質(zhì)下的井筒溫度剖面，結(jié)果見圖3。

表2 產(chǎn)出液的基本性質(zhì)參數(shù)Table 2 Basic properties of output liquid

由圖3可知：1）中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的性質(zhì)發(fā)生改變，下部產(chǎn)層的井筒溫度不變；2）中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的密度和比熱容增大，控制中間產(chǎn)層流量控制閥（井深2 950.00 m）處的溫降變??；中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的導(dǎo)熱系數(shù)增大，控制中間產(chǎn)層流量控制閥處的溫降變化不顯著；3）中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的密度和比熱容增大，中間產(chǎn)層井段的井筒溫度升高，溫度梯度降低；中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的導(dǎo)熱系數(shù)增大，中間產(chǎn)層井段的井筒溫度降低，溫度梯度升高；4）中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的密度和比熱容增大，控制上部產(chǎn)層流量控制閥（井深2 900.00 m）處的溫降變?。恢虚g產(chǎn)層產(chǎn)出液的導(dǎo)熱系數(shù)增大，控制上部產(chǎn)層流量控制閥（井深2 900.00 m）處的溫降變大；5）中間產(chǎn)層產(chǎn)出液的性質(zhì)改變，上部產(chǎn)層井段的井筒溫度有所變化，但溫度梯度無明顯變化；6）產(chǎn)出液的比熱容增大20%與導(dǎo)熱系數(shù)增大20%相比，比熱容增大對(duì)井筒溫度的影響更為顯著。

某產(chǎn)層的產(chǎn)出液性質(zhì)改變，導(dǎo)致流量控制閥處溫降變化，并影響該產(chǎn)層及以上井段的井筒溫度。這是因?yàn)樵摦a(chǎn)層的產(chǎn)出液經(jīng)流量控制閥進(jìn)入井筒，2種流體在短時(shí)間內(nèi)快速混合產(chǎn)生溫降；在相同地層溫度、井身結(jié)構(gòu)和產(chǎn)液量條件下，雖然導(dǎo)熱傳遞的熱量會(huì)因?qū)嵯禂?shù)變化而改變，但總體來講，相同環(huán)境條件和井身結(jié)構(gòu)時(shí)，定量液體與地層交換的總熱量趨于穩(wěn)定；交換相同熱量后，井筒溫降隨產(chǎn)出液性質(zhì)變化而變化。隨著產(chǎn)出液向上流動(dòng)，比熱容越大，放出相同熱量后，溫度降低越慢；而對(duì)于固定產(chǎn)層，產(chǎn)出液密度增大往往伴隨著含水量增大或含氣量減小，含水增大或含氣減小都會(huì)導(dǎo)致產(chǎn)出液的比熱容增大，傳遞相同熱量的溫度差變?。淮送?，密度增大引起的摩阻增大對(duì)井筒溫度也有一定程度的影響。隨著產(chǎn)出液繼續(xù)流動(dòng)，新產(chǎn)層的產(chǎn)出液進(jìn)入井筒混合，這種變化逐漸變得不明顯。

圖3 產(chǎn)出液的密度、比熱容和導(dǎo)熱系數(shù)對(duì)井筒溫度的影響曲線Fig. 3 Influence curves of the density, specific heat capacity and thermal conductivity of produced fluids on wellbore temperature

2.2 產(chǎn)層產(chǎn)液量

保持上部產(chǎn)層和下部產(chǎn)層的產(chǎn)液量不變，且不改 M-X 井的其他參數(shù)，只改變中間產(chǎn)層的產(chǎn)液量，模擬中間產(chǎn)層不同產(chǎn)液量下的井筒溫度剖面，結(jié)果如圖4所示。

圖4 中間產(chǎn)層產(chǎn)液量對(duì)井筒溫度的影響Fig. 4 Effect of Intermediate production layer liquid production rate on wellbore temperature

由圖4可知，中間產(chǎn)層產(chǎn)液量由40 m3/d增大至70 m3/d，流量控制閥處溫降變小，該產(chǎn)層及以上井段的井筒溫度都升高，溫度梯度降低明顯。這是因?yàn)樵谟凸艹叽缦嗤臈l件下，產(chǎn)液量增大引起流量控制閥入口和油管內(nèi)液體流速加快，熱量交換時(shí)間變短，沿液體流動(dòng)方向的溫度變化較慢；新產(chǎn)層產(chǎn)出液進(jìn)入井筒后，這種趨勢(shì)仍然存在。

2.3 產(chǎn)層厚度

在井深、上部產(chǎn)層和下部產(chǎn)層的厚度與M-X井相同的條件下，調(diào)整中間產(chǎn)層上邊界的深度，從而改變中間產(chǎn)層厚度，模擬不同中間層厚度下的井筒溫度剖面，結(jié)果如圖5所示。

圖5 中間產(chǎn)層厚度對(duì)井筒溫度的影響Fig. 5 Effect of Intermediate production layer payzone thickness on wellbore temperature

從圖5可以看出，當(dāng)總產(chǎn)液量不變而中間產(chǎn)層厚度增大后，流量控制閥處溫降基本不變，但由于單位長度的產(chǎn)液量變小，油管內(nèi)流體流速變慢，熱交換更充分，該產(chǎn)層相同井深的井筒溫度降低得更快，這種趨勢(shì)一直延續(xù)到上部產(chǎn)層，整個(gè)合采井段井筒上下的溫度差變大。

2.4 產(chǎn)層配比

保持油井總產(chǎn)液量150 m3/d不變，調(diào)整產(chǎn)層產(chǎn)量配比依次為 1∶0∶0、1∶1∶0、1∶1∶1、1∶0∶1、0∶1∶0、0∶1∶1和 0∶0∶1（1代表該層開采，0 代表該層不開采），模擬各自的井筒溫度剖面，結(jié)果如圖6所示。

圖6 產(chǎn)層配比對(duì)井筒溫度的影響Fig. 6 Effect of production allocation on wellbore temperature

從圖6可以看出：當(dāng)產(chǎn)層配比依次為1∶0∶0、1∶1∶0、1∶1∶1、1∶0∶1、0∶1∶0、0∶1∶1 和 0∶0∶1 時(shí)，井筒溫度差呈由小到大的變化趨勢(shì)；單獨(dú)開采上、中、下產(chǎn)層時(shí)，井深2 850.00 m處的溫度分別為390.50，390.97和392.90 K，平均為391.46 K，而3個(gè)產(chǎn)層合采時(shí)的該處溫度為391.90 K，比單獨(dú)開采時(shí)的平均溫度高0.4%；單獨(dú)開采上、中、下產(chǎn)層時(shí)，井深2 850.00 m處的井溫梯度分別為0.015，0.020和0.017 K/m，3個(gè)產(chǎn)層合采時(shí)該井深處的溫度梯度為0.012 K/m，比單獨(dú)開采時(shí)低。較高的井內(nèi)溫度有利于抑制蠟質(zhì)凝結(jié)等流動(dòng)障礙的形成，因此定產(chǎn)量生產(chǎn)時(shí)采用產(chǎn)層合采的制度，可以簡(jiǎn)化油井生產(chǎn)措施，更有利于油井長期安全高效生產(chǎn)。

3 井筒溫度場(chǎng)預(yù)測(cè)模型的應(yīng)用

3.1 智能井溫度測(cè)量裝置優(yōu)選

智能井溫度監(jiān)測(cè)多采用光纖分布式溫度傳感器（DTS），與傳統(tǒng)點(diǎn)式傳感器相比，DTS無需在檢測(cè)區(qū)域內(nèi)來回移動(dòng)，不會(huì)影響井內(nèi)的溫度平衡狀態(tài)。但由于受傳感器溫度分辨率和空間分辨率的限制，溫度測(cè)量存在一定誤差，尤其是流量控制閥處的誤差較大。因此，為了保證合采井段溫度的監(jiān)測(cè)精度，必須合理選擇溫度傳感器類型、溫度分辨率、空間分辨率及測(cè)點(diǎn)間距等。

3.1.1 流量控制閥處的溫度測(cè)量誤差分析

流量控制閥處存在溫度突變，受分布式溫度傳感器測(cè)量特點(diǎn)影響，該處的測(cè)量誤差較大。從測(cè)量方法上看，由于溫度傳感器空間分辨率有限，測(cè)點(diǎn)之間有間隔，只能以距流量控制閥最近的兩相鄰測(cè)點(diǎn)的溫度差作為流量控制閥處的溫降，這樣就會(huì)存在一定的誤差。從儀器精度上看，傳感器自身的溫度分辨能力有限，會(huì)使測(cè)量值偏離測(cè)點(diǎn)的真實(shí)值，再次加大了測(cè)量誤差。

流量控制閥處的溫度測(cè)量誤差原因分析如圖7所示。圖7 中，A(h1，t1)、B(h2，t2)為真實(shí)溫度點(diǎn)，測(cè)量點(diǎn)A′(h1，t1′)、B′(h2，t2′)沿藍(lán)色虛線隨機(jī)分布；M(H，tM)、N(H，tN)為流量控制閥上、下游的真實(shí)溫度點(diǎn)；δ為傳感器的溫度分辨率，d為傳感器的采樣間隔，Δh為測(cè)點(diǎn)A′與流量控制閥的間距；Δt為流量控制閥處的真實(shí)溫降，Δt′為測(cè)點(diǎn)A′、B′的測(cè)量溫度差。以測(cè)點(diǎn)溫度差為流量控制閥處的溫降，則流量控制閥處溫降的相對(duì)測(cè)量誤差為：

圖7 流量控制閥處的溫度測(cè)量誤差示意Fig. 7 Schematic diagram of temperature measurement error at the flow control valve

某測(cè)點(diǎn)的最大絕對(duì)偏差為±δ，故|εr|最大的可能極限情況為：1）t1′=t1+δ，t2′=t2-δ，此時(shí) Δt′取到最小值，Δt′=t2-t1-2δ；2）t1′=t1-δ，t2′=t2+δ，此時(shí) Δt′取到最大值，Δt′=t2-t1+2δ。比較 2 種極限情況下的|εr|，其最大值即為該測(cè)點(diǎn)位置的最大相對(duì)誤差|εr|max。

在算例井M-X井的溫度剖面預(yù)測(cè)結(jié)果基礎(chǔ)上，計(jì)算選取不同測(cè)點(diǎn)位置時(shí)流量控制閥處的測(cè)量誤差。計(jì)算中選用的DTS-SR傳感器空間分辨率為1.00 m，采樣間隔0.50 m，溫度分辨率0.01 K，假設(shè)預(yù)測(cè)得到的井筒溫度等于真實(shí)井筒溫度，計(jì)算結(jié)果見表3。

表3 DTS-SR系統(tǒng)監(jiān)測(cè)算例井溫度實(shí)測(cè)值與所建立模型計(jì)算值的相對(duì)誤差Table 3 The relative error between the measured temperature of example well with DTS-SR monitoring system and the calculated value by the established model

3.1.2 基于誤差分析的溫度測(cè)量裝置優(yōu)選

以M-X井為例，對(duì)各種分布式溫度測(cè)量系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)選，其過程如下：

1）預(yù)測(cè)M-X井的井筒溫度剖面。

2）針對(duì)每種分布式溫度測(cè)量系統(tǒng)，計(jì)算選取不同測(cè)點(diǎn)位置時(shí)每個(gè)流量控制閥處的εr及|εr|max，然后計(jì)算得到各個(gè)流量控制閥處|εr|max的平均值。

3）對(duì)比不同分布式溫度測(cè)量系統(tǒng)在不同測(cè)點(diǎn)位置|εr|max的平均值，其最小值所對(duì)應(yīng)的|εr|max即為該測(cè)量系統(tǒng)的最大測(cè)量誤差，而對(duì)應(yīng)的測(cè)點(diǎn)位置即為該測(cè)量系統(tǒng)的最優(yōu)測(cè)點(diǎn)間距。如表3所示，當(dāng)Δh=0.40 m時(shí)，M-X井流量控制閥處|εr|max的平均值最小，此時(shí)DTS-SR傳感器的最大測(cè)量誤差為5.56%。

4）比較各種測(cè)量系統(tǒng)的最大測(cè)量誤差，優(yōu)選誤差較小的測(cè)量系統(tǒng)。

4種DTS傳感器的技術(shù)性能指標(biāo)及最大相對(duì)測(cè)量誤差見表4。由表4可知，DTS-SR傳感器的測(cè)量誤差最小，因此選擇DTS-SR傳感器監(jiān)測(cè)M-X井的井筒溫度，其空間分辨率1.00 m，采樣間隔0.50 m，溫度分辨率0.01 K，最優(yōu)測(cè)點(diǎn)應(yīng)取為2 899.60，2 900.10，…，2 949.60，2 950.10 m，…。

表4 各種DTS傳感器的技術(shù)性能指標(biāo)及監(jiān)測(cè)M-X井時(shí)的最大相對(duì)測(cè)量誤差Table 4 Technical performance indicators of various DTS systems and the maximum relative measurement error when monitoring Well M-X

3.2 溫度測(cè)量數(shù)據(jù)解釋

智能井井筒溫度測(cè)量數(shù)據(jù)的解釋是一個(gè)復(fù)雜的過濾、融合與反演過程，這需要一個(gè)龐大的數(shù)據(jù)解釋處理平臺(tái)和軟件系統(tǒng)支持。但在數(shù)據(jù)處理之前，需要對(duì)井筒溫度剖面進(jìn)行定性分析。根據(jù)井筒溫度剖面可以確定產(chǎn)出狀態(tài)發(fā)生變化的位置，分析井筒溫度預(yù)測(cè)結(jié)果（見表5）。

若某井段井筒溫度有變化，首先根據(jù)表5判斷環(huán)境溫度梯度是否發(fā)生變化，排除其干擾；然后自下而上判斷其他產(chǎn)層的產(chǎn)出狀態(tài)是否發(fā)生了變化，即可確定變化產(chǎn)層的位置。一般來說，某產(chǎn)層的產(chǎn)出狀態(tài)發(fā)生變化后，該井段的井筒溫度變化，并且井筒溫度梯度變化明顯；而某井段只有溫度變化顯著但溫度梯度基本不變時(shí)，該井段產(chǎn)層的產(chǎn)出狀態(tài)可能沒有變化，其溫度變化可能是該井段以下的其他產(chǎn)層的產(chǎn)出狀態(tài)發(fā)生變化導(dǎo)致的。

根據(jù)各種因素對(duì)多層合采溫度場(chǎng)分布的影響規(guī)律，可以對(duì)井筒溫度剖面作出定性解釋，分析油井產(chǎn)出狀態(tài)的變化，從而發(fā)現(xiàn)水侵、氣侵、砂堵等的早期特征，及時(shí)調(diào)整或關(guān)閉產(chǎn)層、采取防砂措施等。井筒溫度剖面的定性解釋結(jié)果見表6，若已經(jīng)確定為某產(chǎn)層狀態(tài)變化，可參照表6分析該產(chǎn)層所在井段的溫度剖面，從而確定可能變化的參數(shù)及可能出現(xiàn)的油井異常情況。例如，某井段的溫度剖面顯示溫度升高、溫度梯度變小且該層流量控制閥處溫降變小，已確定地層溫度梯度等環(huán)境條件未改變，則優(yōu)先考慮該層或該層以下產(chǎn)層的產(chǎn)量增大，再考慮該產(chǎn)層是否發(fā)生水侵。

表5 某井段的井筒溫度剖面變化與產(chǎn)層狀態(tài)/環(huán)境變化的關(guān)系Table 5 Relationship between wellbore temperature profile variation and production layer status/environmental changes in a well section

表6 多層合采井筒溫度剖面的定性解釋Table 6 Qualitative interpretation on the wellbore temperature profile in multi-layer commingled production wells

4 結(jié) 論

1）考慮外來流體混合前通過節(jié)流裝置時(shí)，節(jié)流效應(yīng)對(duì)流體流動(dòng)參數(shù)的影響，將控制閥處的流動(dòng)看作等熵節(jié)流流動(dòng)，建立了多層合采智能井井筒溫度剖面預(yù)測(cè)模型。

2）根據(jù)流動(dòng)特征，將含流量控制閥的單油管多層合采流體的流動(dòng)劃分為環(huán)空內(nèi)流動(dòng)、流量控制閥節(jié)流和井筒內(nèi)的流動(dòng)等3個(gè)階段。所建立模型的預(yù)測(cè)結(jié)果與文獻(xiàn)中實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)的絕對(duì)誤差在0.8 K以內(nèi)，相對(duì)誤差小于1.5%。

3）模擬分析了產(chǎn)出液性質(zhì)、產(chǎn)液量、產(chǎn)層厚度、產(chǎn)層配比和地層溫度梯度等參數(shù)對(duì)井筒溫度分布的影響，結(jié)果表明，三層合采時(shí)的井筒溫度比各層分別配產(chǎn)時(shí)高0.4%左右，且三層合采時(shí)的井筒溫度梯度最低，比單獨(dú)開采時(shí)的溫度梯度低40%。

4）根據(jù)模型模擬結(jié)果，以流量控制閥處的溫度測(cè)量誤差最小為原則，提出了溫度傳感器指標(biāo)及測(cè)點(diǎn)的優(yōu)選方法；以井筒溫度變化規(guī)律為基礎(chǔ)，提出了異常產(chǎn)層位置和異常參數(shù)變化的確定方法和溫度解釋方法。