光纖DTS監(jiān)測(cè)在海上油田熱采井中的應(yīng)用

鄒劍 萬芬 王秋霞 辛野 周法元 劉志龍

1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司；2. 中海石油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司

海上油田稠油油藏的開采方式主要有蒸汽吞吐、多元熱流體、蒸汽驅(qū)、SAGD，其中渤海油田稠油油藏主要采用蒸汽吞吐方式開采，現(xiàn)場(chǎng)注汽作業(yè)為了評(píng)價(jià)蒸汽吞吐井底水平剖面的吸汽效果，需要對(duì)注汽前、中、燜井及放噴過程中井筒及井底的沿程溫度進(jìn)行監(jiān)測(cè)，便于海上稠油熱采工藝技術(shù)優(yōu)化及油藏評(píng)價(jià)。

目前渤海油田P油田已開展了2口蒸汽吞吐試驗(yàn)井研究，但受限于井型、井深、井底注汽溫度及成本等因素影響，暫未開展熱采井下井筒溫度實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。其次，雖然鍍金光纖可以滿足井下高溫的要求，但成本高昂，不利于現(xiàn)場(chǎng)的推廣使用。近年來DTS光纖監(jiān)測(cè)在國內(nèi)外油田取得了廣泛的應(yīng)用，效果顯著，但是測(cè)試溫度相對(duì)較低。由于海上熱采的井底蒸汽溫度預(yù)計(jì)達(dá)到370 ℃，故在海上油田尚未推廣使用［1］。

目前經(jīng)過室內(nèi)高溫高壓實(shí)驗(yàn)，篩選出了耐溫400 ℃的光纖光纜，現(xiàn)場(chǎng)施工中通過增加光纖重復(fù)利用率的方法，光纖測(cè)試成本每口井次可降低高達(dá)50%。目前DTS光纖監(jiān)測(cè)在渤海油田成功應(yīng)用了2口井，共計(jì)4輪次(每口井2輪次吞吐)。

1 基本原理及管柱結(jié)構(gòu)

1.1 光纖監(jiān)測(cè)基本原理

1.1.1 光纖DTS監(jiān)測(cè)原理

光纖DTS溫度監(jiān)測(cè)主要是根據(jù)光時(shí)域原理(OTDR: Optical Time Domain Reflectometer)和光纖的后向拉曼散射溫度效應(yīng)，利用先進(jìn)的OTDR技術(shù)進(jìn)行定位，采用拉曼散射效應(yīng)測(cè)溫。

激光器接受地面控制電腦的指令，定期由耦合器通過半導(dǎo)體激光二極管(LD)向井下光纖中發(fā)出1 064 nm連續(xù)波長(zhǎng)的入射光信號(hào)，激光信號(hào)到達(dá)光纖傳感器后，經(jīng)過傳感器內(nèi)部的測(cè)溫裝置形成反射光譜，由于不同的溫度反射的光譜不一樣，反射回入射端的反射光中，有一種拉曼(Raman)散射光。該拉曼散射光含有2種頻率成分：斯托克斯(Stokes)和反斯托克斯(Anti-Stokes)光。其中Stokes光與溫度無關(guān)，而Anti-Stokes光的強(qiáng)度則隨溫度變化。Anti-Stokes和Stokes之比和溫度之間關(guān)系可用下式表示［2-3］

式中，las為Anti-Stokes光強(qiáng)度，dB；l為Stokes光強(qiáng)度，dB；a為溫度相關(guān)系數(shù)；h為普朗克常數(shù)，J · s；c為真空中的光速，m/s；v為拉曼平移量，m?1；K為玻爾茲曼常數(shù)，J/K；T為絕對(duì)溫度，K。

根據(jù)式(1)及實(shí)測(cè)Stokes-Anti-Stokes光強(qiáng)之比可計(jì)算出溫度值為

將一條光纖分為多個(gè)等間距區(qū)域，并對(duì)每個(gè)區(qū)域的后向拉曼散射光信號(hào)進(jìn)行處理，可實(shí)現(xiàn)整條光纖的等間距分布式溫度測(cè)量。地面光信號(hào)解調(diào)儀接收到反射光譜后轉(zhuǎn)化成數(shù)字信號(hào)并發(fā)送給控制電腦，控制電腦對(duì)信號(hào)進(jìn)行解調(diào)并計(jì)算出對(duì)應(yīng)的溫度值，同時(shí)比較信號(hào)的發(fā)射時(shí)間和反向散射信號(hào)的到達(dá)時(shí)間，確定測(cè)定出的位置，然后進(jìn)行顯示、存儲(chǔ)、報(bào)警等操作［4-5］。

1.1.2 光纖光柵FBG監(jiān)測(cè)原理

光柵FBG測(cè)溫利用布喇格光柵的溫度敏感性和光的反射原理，能夠?qū)崟r(shí)探測(cè)沿光纖光柵感溫點(diǎn)的溫度變化情況。溫度的變化會(huì)引起光纖光柵的柵距和折射率的變化，從而使光纖光柵的反射和透射譜發(fā)生變化。通過檢測(cè)光纖光柵反射譜或透射譜的變化，就可以獲得溫度數(shù)據(jù)［6］。

一根光纖上串聯(lián)的N個(gè)光柵，由光源發(fā)射的光經(jīng)過Y型分路器，通過所有的光柵S，由于每個(gè)光柵反射的光的中心波長(zhǎng)不同，反射光經(jīng)Y型分路器的另一端口耦合進(jìn)光纖光柵感溫探測(cè)信號(hào)處理器，通過光纖光柵感溫探測(cè)信號(hào)處理器探測(cè)反射光的波長(zhǎng)及變化，就可以得到解調(diào)數(shù)據(jù)，再經(jīng)過處理，就得到對(duì)應(yīng)各個(gè)光柵處環(huán)境的實(shí)際溫度［7］。同時(shí)光纖光柵的中心波長(zhǎng)與溫度有一定的關(guān)系，通過監(jiān)測(cè)光柵反射回的波長(zhǎng)值的變化，可以得到光柵所處位置的溫度值，從而達(dá)到溫度監(jiān)測(cè)的目的。

1.2 光纖結(jié)構(gòu)及測(cè)試管柱

1.2.1 光纖結(jié)構(gòu)

高溫長(zhǎng)效測(cè)試系統(tǒng)由地面終端顯示器、高溫光纖光柵溫度解調(diào)儀、分布式高溫光纖溫度解調(diào)儀、高溫光纖光柵溫度傳感器及分布式高溫光纖傳感器構(gòu)成。高溫光纖光柵溫度傳感器和分布式光纖溫度傳感器采用特殊涂層的耐高溫光纖，耐溫等級(jí)370 ℃［8-9］。高溫光纖光柵溫度解調(diào)儀和分布式高溫光纖溫度解調(diào)儀分別接收2種光纖傳感器的測(cè)溫信號(hào)并對(duì)其監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理。

由于光柵測(cè)溫為點(diǎn)試測(cè)溫，可以精確定位到某一“點(diǎn)”，精度更高，可以同時(shí)監(jiān)測(cè)多個(gè)點(diǎn)的溫度，對(duì)溫度變化判讀的響應(yīng)速度快，因而對(duì)溫度變化判斷的準(zhǔn)確性更高。但成本較高，導(dǎo)致系統(tǒng)成本及維護(hù)成本上升，而且采用特制光纜，導(dǎo)致施工難度加大。DTS測(cè)試是連續(xù)性測(cè)溫，整個(gè)監(jiān)測(cè)過程是連續(xù)的，一根光纖既做傳感器同時(shí)又做傳輸載體，安裝簡(jiǎn)單、施工更方便，但測(cè)量精度沒有光柵測(cè)量精確。為了達(dá)到監(jiān)測(cè)注汽溫度的準(zhǔn)確性和連續(xù)性，利用光柵測(cè)溫(FBG)和DTS測(cè)溫相互校正的方式，監(jiān)測(cè)井底注汽溫度［10］。

1.2.2 光纖測(cè)試管柱結(jié)構(gòu)

渤海P油田蒸汽吞吐井A井在注汽中進(jìn)行了光纖監(jiān)測(cè)試驗(yàn)，試驗(yàn)工藝主要分為地面部分及井筒部分。如圖1所示，地面主要包含光纖傳感器的地面監(jiān)控中心及對(duì)井底輸出數(shù)據(jù)的解釋系統(tǒng)。井筒部分主要包括光纜在200 m左右位置的封隔器穿越，即頂封以上測(cè)的是油套環(huán)空數(shù)據(jù)，頂封以下測(cè)的是油管內(nèi)部的蒸汽數(shù)據(jù)［11］。

圖1 光纖測(cè)試井筒管柱結(jié)構(gòu)Fig. 1 Sting structure in the well of optical fiber testing

2 監(jiān)測(cè)作業(yè)過程

2017年12月28日—2018年3月9日為現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試階段，本次注汽作業(yè)共計(jì)63 d、注汽階段36 d、燜井階段5 d、放噴階段22 d(光纜實(shí)際入井95 d)。A井深2 430 m，本次光纜下入深度2 399 m。在此期間監(jiān)測(cè)系統(tǒng)完成對(duì)注汽前期、注蒸汽、燜井、放噴4個(gè)階段的全井段分布式光纖溫度剖面測(cè)試、以及水平段20點(diǎn)光纖光柵溫度測(cè)試。在注蒸汽期間，井下最高溫度達(dá)368.22 ℃，監(jiān)測(cè)系統(tǒng)完整地記錄了全過程。

注汽中，水平段油管內(nèi)部的溫度對(duì)比如圖2所示；在2種注汽情況下對(duì)DTS測(cè)溫和FBG測(cè)溫進(jìn)行誤差分析，結(jié)果如表1所示。圖2中同一注汽點(diǎn)，分別對(duì)比常溫狀態(tài)、高溫狀態(tài)下光纖DTS測(cè)溫與FBG測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)，結(jié)果表明在常溫狀態(tài)及高溫狀態(tài)下兩者溫度相差在±1 ℃以內(nèi)。由表1中可知，注汽中兩者最大誤差不超過1.11%，說明光纖DTS測(cè)溫具有較高的精度及可信度。

圖2 DTS測(cè)溫和FBG測(cè)溫對(duì)比Fig. 2 Comparison between DTS temperature and FBG temperature

3 測(cè)量結(jié)果分析

3.1 注汽階段數(shù)據(jù)分析

通過光纖監(jiān)測(cè)，可以得出A井在不同注汽時(shí)間時(shí)全井筒的溫度分布曲線，以及同一位置不同注汽時(shí)間的溫度變化，如圖3所示。隨著注汽時(shí)間的增加，封隔器以上井筒環(huán)空溫度稍有升高，水平段井筒內(nèi)溫度迅速升高(圖中藍(lán)色：溫度50～100 ℃；綠色：溫度100～200 ℃；黃色：溫度200～250 ℃；橙色：溫度250～300 ℃；紅色：溫度300～350 ℃)，跟端位置處溫度高于趾端位置處溫度，注汽11 h后，由于油藏吸汽能力有限，趾端位置處蒸汽富集達(dá)到飽和。

隔熱油管、油管頂深、光纖監(jiān)測(cè)尾端各點(diǎn)在注汽前、注汽中、燜井、放噴期間熱采全過程溫度變化曲線如圖4所示。隔熱油管處最高溫度為234.13 ℃，頂封位置最高溫度為259.94 ℃，光纖監(jiān)測(cè)尾端最高溫度為368.22 ℃。在連續(xù)注汽時(shí)，油套環(huán)空的溫度在一定時(shí)間內(nèi)就會(huì)達(dá)到相對(duì)的平衡。

表1 DTS測(cè)溫和FBG測(cè)溫度校正結(jié)果對(duì)比Table 1 Comparison between the corrected DTS temperature and the corrected FBG temperature

圖3 不同注汽時(shí)間全井筒的溫度變化Fig. 3 Temperature change in the full hole for different steam injection time

圖4 注汽期間不同位置的溫度變化Fig. 4 Temperature change at different positions in the stage of steam injection

3.1.1 蒸汽上返監(jiān)測(cè)

注汽過程中，為了降低井筒中蒸汽徑向?qū)Φ貙拥膫鳠岫鴰淼臒釗p失，封隔器以上的環(huán)空井筒中采用氮?dú)飧魺?；由于水平段油藏吸汽能力有限，井底的滯留蒸汽從趾端環(huán)空上返，而且蒸汽溫度過高引起水泥環(huán)升溫及套管升溫，造成井口采油樹抬升，同時(shí)在高溫蒸汽下加速了對(duì)井筒工具的腐蝕性，故對(duì)注汽過程中蒸汽上返的控制極為重要。通過實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)溫度，能夠?qū)伦⑵闆r進(jìn)行監(jiān)測(cè)和控制，能夠監(jiān)測(cè)蒸汽上返及并及時(shí)控制，摸索間歇注氮工藝，對(duì)注汽起到指導(dǎo)和決策性意義。

如圖5所示，2月6日13:48蒸汽由2 174 m(B點(diǎn))上返到2 148 m(A點(diǎn))，上返26 m；鍋爐出口壓力15.97 MPa，補(bǔ)氮至19 MPa，補(bǔ)氮后觀察溫度回降，至2月8日6:07，蒸汽回降至2 175 m(C點(diǎn))。說明環(huán)空補(bǔ)充氮?dú)夂笳羝好姹戎吧戏档紹點(diǎn)的液面下降了1 m。

圖5 氮?dú)鈮褐普羝戏礔ig. 5 Returning of steam under the driving of nitrogen

3.1.2 隔熱油管熱損失評(píng)判

通過光纖監(jiān)測(cè)到的頂部封隔器處的溫度，運(yùn)用熱采井筒wellflo軟件建立蒸汽吞吐模型，進(jìn)行注汽擬合，計(jì)算頂部封隔器處蒸汽干度。利用軟件計(jì)算的井底封隔器處的干度及溫度計(jì)算注入熱量，結(jié)果見表2。計(jì)算公式為

式中，Q為熱流體的熱量，kJ/kg；m為熱流體的質(zhì)量，kg；H為熱流體的比焓，kJ/kg；X為干度，%。

由表2可看出，封隔器處光纖測(cè)試溫度對(duì)比軟件計(jì)算溫度誤差率最大為0.16%；根據(jù)封隔器處蒸汽干度計(jì)算封隔器處蒸汽熱量，最終得到隔熱油管每千米蒸汽熱損失最大為13.07%。注汽速度越低，熱損失越大，蒸汽干度下降越多。

表2 DTS測(cè)試頂封處溫度與軟件計(jì)算溫度Table 2 The temperature at the upper isolation measured by DTS and the temperature calculated by the software

3.2 燜井階段數(shù)據(jù)分析

本次注汽共計(jì)燜井5 d，燜井第1 d水平段溫度快速下降，約平均下降73 ℃，后期降溫速度較緩慢，如圖6所示。從曲線趨勢(shì)可以看出，A段儲(chǔ)集熱量較少，當(dāng)停注蒸汽時(shí)，熱量快速擴(kuò)散。

圖6 燜井期間水平段的溫度變化Fig. 6 Temperature changes in the horizontal section during soaking

3.3 放噴階段數(shù)據(jù)分析

開始放噴時(shí)，井筒附近高溫流體快速流入井筒，并上返至井口。如圖7所示，從F段曲線可以看出吸收蒸汽能力存在較大差異。放噴結(jié)束時(shí)，井下1 800 m位置流體溫度約為100 ℃，為后期電泵下入工藝提供數(shù)據(jù)參考。

4 結(jié)論

(1)目前光纖監(jiān)測(cè)技術(shù)在渤海油田稠油吞吐井中已成功應(yīng)用2口井，成功監(jiān)測(cè)了注汽前、注汽中、燜井及放噴各個(gè)階段環(huán)空井筒及水平段蒸汽溫度的變化。結(jié)果顯示，隨著注汽時(shí)間的增加，環(huán)空井筒溫度逐漸升高，最后維持穩(wěn)定。

圖7 放噴期間全井段溫度變化曲線Fig. 7 Temperature change of well in the blowout stage

(2)通過井筒環(huán)空溫度的監(jiān)測(cè)，可以實(shí)時(shí)判斷蒸汽的上返距離。本輪次注汽光纖監(jiān)測(cè)中，蒸汽最大上返26 m，通過環(huán)空補(bǔ)注氮?dú)獯胧?，蒸汽上返液面最終回落正常液面。

(3)通過DTS監(jiān)測(cè)井筒注汽溫度，結(jié)合軟件實(shí)際擬合，計(jì)算出注汽中隔熱油管每千米熱損最大為13.07%。