光纖DTS監測在海上油田熱采井中的應用

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. 中海石油能源發展股份有限公司工程技術分公司

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、SAGD，其中渤海油田稠油油藏主要采用蒸汽吞吐方式開采，現場注汽作業為了評價蒸汽吞吐井底水平剖面的吸汽效果，需要對注汽前、中、燜井及放噴過程中井筒及井底的沿程溫度進行監測，便于海上稠油熱采工藝技術優化及油藏評價。

目前渤海油田P油田已開展了2口蒸汽吞吐試驗井研究，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時監測。其次，雖然鍍金光纖可以滿足井下高溫的要求，但成本高昂，不利于現場的推廣使用。近年來DTS光纖監測在國內外油田取得了廣泛的應用，效果顯著，但是測試溫度相對較低。由于海上熱采的井底蒸汽溫度預計達到370 ℃，故在海上油田尚未推廣使用［1］。

目前經過室內高溫高壓實驗，篩選出了耐溫400 ℃的光纖光纜，現場施工中通過增加光纖重復利用率的方法，光纖測試成本每口井次可降低高達50%。目前DTS光纖監測在渤海油田成功應用了2口井，共計4輪次(每口井2輪次吞吐)。

1 基本原理及管柱結構

1.1 光纖監測基本原理

1.1.1 光纖DTS監測原理

光纖DTS溫度監測主要是根據光時域原理(OTDR: Optical Time Domain Reflectometer)和光纖的后向拉曼散射溫度效應，利用先進的OTDR技術進行定位，采用拉曼散射效應測溫。

激光器接受地面控制電腦的指令，定期由耦合器通過半導體激光二極管(LD)向井下光纖中發出1 064 nm連續波長的入射光信號，激光信號到達光纖傳感器后，經過傳感器內部的測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，而Anti-Stokes光的強度則隨溫度變化。Anti-Stokes和Stokes之比和溫度之間關系可用下式表示［2-3］

式中，las為Anti-Stokes光強度，dB；l為Stokes光強度，dB；a為溫度相關系數；h為普朗克常數，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，J/K；T為絕對溫度，K。

根據式(1)及實測Stokes-Anti-Stokes光強之比可計算出溫度值為

將一條光纖分為多個等間距區域，并對每個區域的后向拉曼散射光信號進行處理，可實現整條光纖的等間距分布式溫度測量。地面光信號解調儀接收到反射光譜后轉化成數字信號并發送給控制電腦，控制電腦對信號進行解調并計算出對應的溫度值，同時比較信號的發射時間和反向散射信號的到達時間，確定測定出的位置，然后進行顯示、存儲、報警等操作［4-5］。

1.1.2 光纖光柵FBG監測原理

光柵FBG測溫利用布喇格光柵的溫度敏感性和光的反射原理，能夠實時探測沿光纖光柵感溫點的溫度變化情況。溫度的變化會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生變化。通過檢測光纖光柵反射譜或透射譜的變化，就可以獲得溫度數據［6］。

一根光纖上串聯的N個光柵，由光源發射的光經過Y型分路器，通過所有的光柵S，由于每個光柵反射的光的中心波長不同，反射光經Y型分路器的另一端口耦合進光纖光柵感溫探測信號處理器，通過光纖光柵感溫探測信號處理器探測反射光的波長及變化，就可以得到解調數據，再經過處理，就得到對應各個光柵處環境的實際溫度［7］。同時光纖光柵的中心波長與溫度有一定的關系，通過監測光柵反射回的波長值的變化，可以得到光柵所處位置的溫度值，從而達到溫度監測的目的。

1.2 光纖結構及測試管柱

1.2.1 光纖結構

高溫長效測試系統由地面終端顯示器、高溫光纖光柵溫度解調儀、分布式高溫光纖溫度解調儀、高溫光纖光柵溫度傳感器及分布式高溫光纖傳感器構成。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370 ℃［8-9］。高溫光纖光柵溫度解調儀和分布式高溫光纖溫度解調儀分別接收2種光纖傳感器的測溫信號并對其監測數據進行處理。

由于光柵測溫為點試測溫，可以精確定位到某一“點”，精度更高，可以同時監測多個點的溫度，對溫度變化判讀的響應速度快，因而對溫度變化判斷的準確性更高。但成本較高，導致系統成本及維護成本上升，而且采用特制光纜，導致施工難度加大。DTS測試是連續性測溫，整個監測過程是連續的，一根光纖既做傳感器同時又做傳輸載體，安裝簡單、施工更方便，但測量精度沒有光柵測量精確。為了達到監測注汽溫度的準確性和連續性，利用光柵測溫(FBG)和DTS測溫相互校正的方式，監測井底注汽溫度［10］。

1.2.2 光纖測試管柱結構

渤海P油田蒸汽吞吐井A井在注汽中進行了光纖監測試驗，試驗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控中心及對井底輸出數據的解釋系統。井筒部分主要包括光纜在200 m左右位置的封隔器穿越，即頂封以上測的是油套環空數據，頂封以下測的是油管內部的蒸汽數據［11］。

圖1 光纖測試井筒管柱結構Fig. 1 Sting structure in the well of optical fiber testing

2 監測作業過程

2017年12月28日—2018年3月9日為現場測試階段，本次注汽作業共計63 d、注汽階段36 d、燜井階段5 d、放噴階段22 d(光纜實際入井95 d)。A井深2 430 m，本次光纜下入深度2 399 m。在此期間監測系統完成對注汽前期、注蒸汽、燜井、放噴4個階段的全井段分布式光纖溫度剖面測試、以及水平段20點光纖光柵溫度測試。在注蒸汽期間，井下最高溫度達368.22 ℃，監測系統完整地記錄了全過程。

注汽中，水平段油管內部的溫度對比如圖2所示；在2種注汽情況下對DTS測溫和FBG測溫進行誤差分析，結果如表1所示。圖2中同一注汽點，分別對比常溫狀態、高溫狀態下光纖DTS測溫與FBG測溫數據，結果表明在常溫狀態及高溫狀態下兩者溫度相差在±1 ℃以內。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測溫具有較高的精度及可信度。

圖2 DTS測溫和FBG測溫對比Fig. 2 Comparison between DTS temperature and FBG temperature

3 測量結果分析

3.1 注汽階段數據分析

通過光纖監測，可以得出A井在不同注汽時間時全井筒的溫度分布曲線，以及同一位置不同注汽時間的溫度變化，如圖3所示。隨著注汽時間的增加，封隔器以上井筒環空溫度稍有升高，水平段井筒內溫度迅速升高(圖中藍色：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到飽和。

隔熱油管、油管頂深、光纖監測尾端各點在注汽前、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 ℃，光纖監測尾端最高溫度為368.22 ℃。在連續注汽時，油套環空的溫度在一定時間內就會達到相對的平衡。

表1 DTS測溫和FBG測溫度校正結果對比Table 1 Comparison between the corrected DTS temperature and the corrected FBG temperature

圖3 不同注汽時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 蒸汽上返監測

注汽過程中，為了降低井筒中蒸汽徑向對地層的傳熱而帶來的熱損失，封隔器以上的環空井筒中采用氮氣隔熱；由于水平段油藏吸汽能力有限，井底的滯留蒸汽從趾端環空上返，而且蒸汽溫度過高引起水泥環升溫及套管升溫，造成井口采油樹抬升，同時在高溫蒸汽下加速了對井筒工具的腐蝕性，故對注汽過程中蒸汽上返的控制極為重要。通過實時監測溫度，能夠對井下注汽情況進行監測和控制，能夠監測蒸汽上返及并及時控制，摸索間歇注氮工藝，對注汽起到指導和決策性意義。

如圖5所示，2月6日13:48蒸汽由2 174 m(B點)上返到2 148 m(A點)，上返26 m；鍋爐出口壓力15.97 MPa，補氮至19 MPa，補氮后觀察溫度回降，至2月8日6:07，蒸汽回降至2 175 m(C點)。說明環空補充氮氣后蒸汽液面比之前上返到B點的液面下降了1 m。

圖5 氮氣壓制蒸汽上返Fig. 5 Returning of steam under the driving of nitrogen

3.1.2 隔熱油管熱損失評判

通過光纖監測到的頂部封隔器處的溫度，運用熱采井筒wellflo軟件建立蒸汽吞吐模型，進行注汽擬合，計算頂部封隔器處蒸汽干度。利用軟件計算的井底封隔器處的干度及溫度計算注入熱量，結果見表2。計算公式為

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

由表2可看出，封隔器處光纖測試溫度對比軟件計算溫度誤差率最大為0.16%；根據封隔器處蒸汽干度計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測試頂封處溫度與軟件計算溫度Table 2 The temperature at the upper isolation measured by DTS and the temperature calculated by the software

3.2 燜井階段數據分析

本次注汽共計燜井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。從曲線趨勢可以看出，A段儲集熱量較少，當停注蒸汽時，熱量快速擴散。

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 放噴階段數據分析

開始放噴時，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。放噴結束時，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據參考。

4 結論

(1)目前光纖監測技術在渤海油田稠油吞吐井中已成功應用2口井，成功監測了注汽前、注汽中、燜井及放噴各個階段環空井筒及水平段蒸汽溫度的變化。結果顯示，隨著注汽時間的增加，環空井筒溫度逐漸升高，最后維持穩定。

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)通過井筒環空溫度的監測，可以實時判斷蒸汽的上返距離。本輪次注汽光纖監測中，蒸汽最大上返26 m，通過環空補注氮氣措施，蒸汽上返液面最終回落正常液面。

(3)通過DTS監測井筒注汽溫度，結合軟件實際擬合，計算出注汽中隔熱油管每千米熱損最大為13.07%。