油气井及油藏的监测（DTS分布式光纤测温系统）

分布式温度传感（DTS）系列产品，它广泛应用于不同分布式温度的测量，提供实时温度数据、可视化显示被测场景的温度分布。在石油、天然气及水库大坝等监控场合中，它主要应用于以下几个方面:

　　实时热监测，结合历史数据分析提供作业者更好的井下条件的可视化，减少不确定性和加速业务决策。通过捕捉关键的热事件发生时间，DTS系统有助于消除用于记录的风险和人工干预的成本。 DTS系统还可以与BHP/BHT的单点测量的光纤传感器集成，从而降低成本，减少对井筒中的多个系统和光缆的需求。

1. 　　优化油井的产量和寿命
   1. 定位水和蒸汽的泄漏
   2. 提供优化的区域分布和流量的配置


2. 　　优化注入式油井
   1. 对于多区域充水的完井，建立注入参数


3. 　　故障诊断
   1. 定位管子和设备的泄漏
   2. 感知管子内流体的流速
   3. 确定不同区域之间是否存在交叉流动


4. 　　监视智能完井
   1. 在完井中，确保井下的流量控制，监视气举阀门的位置


5. 　　监控蒸汽流和SAG-D的效率
   1. 确认蒸汽腔体的扩大和位置
   2. 监控油井中喷油的强度


6. 　　实时监控确认井下作业的效率
   1. 监控蒸汽注入的情况
   2. 监控水泥固化过程， 确认水泥的表面有无裂缝
   3. 优化气蒸汽和气举阀门的动作及注入点的运行情况
   4. 监测ESP（电子安全泵）的液位和操作温度
   5. 地层沉降监测


7. 　　改善油藏的激励和补救措施
   1. 在压裂处理中，实时观察压裂裂缝高度增长
   2. 监视多个阶段的酸处理过程

8. 利用光纤技术测量井下温度

   　　通过下入井筒内的一束光纤发出的光脉冲，可以了解井下温度的分布情况。 通过分布式温度传感技术，现在油井已经实现这种功能， 光纤技术正成为生产监测与诊断的前沿技术。

   　　温度是许多井下作业的一个重要因素， 因此，长期以来， 作业者一直采用热学测量法监测生产井动态。 事实上， 自20世纪30年代以来， 工程人员便利用井筒温度数据来推算流量贡献、评价注水剖面，分析压裂作业的有效性、确定套管外的水泥顶面以及识别层间窜流等。 多年来， 随着其他一系列*测井仪器的问世， 这些更为新颖的测量方法使得这一基本的测量方法黯然失色。 然而， 光纤技术的发展重新激发了人们对温度测量的兴趣。

   　　作为一种数据指令的传感方法应用于油田作业以来， 光纤已逐步发展成为一种常用井下传感器。 上世纪80年代以来， 光纤领域的研究人员开发出一种沿光纤测量温度的方法，它不需要运动机件或井下电子设备， 分布式温度传感技术（DTS）仅依靠一束激光和一束连续的光纤便可以收集温度空间分布数据。

   　　与电缆测井作业中温度数据记录形式不同， 分布式光纤温度传感系统可十分灵敏地测量井筒温度， 作业者可在一定的时间间隔内获得井耐每米（3.3英尺）的温度数据。 DTS系统的这一均匀取样特性使其可以测量温度变化的时间与位置， 从而可使作业者更好地了解井内的变化情况。

9. 　　地热梯度偏差

   　　当DTS系统初下入井时， 根据深度、温度变化规律， 地学家利用DTS系统的温度测量结果来确定油井的地热梯度。尽管温度梯度可用于以下测井资料的校正， 但这并不是大多数地质学家所关注的焦点。 他们更关注偏离热梯度的情况，利用这些偏差，地学家可以推断油藏流体的一些特征。

   　　油井的温度剖面会随着流体的注入和采出而发生改变。受到流体注入或采出的时间、速度、地层渗透率以及流体和岩层的热特征的影响，各地层间温度变化的幅度各不相同。 DTS系统可监控温度随时间的变化情况， 以探测热平衡紊乱的发生。

   　　虽然注入或采出作业初可将不同温度的流体引入至井筒内， 但流体的流动却导致了其他显著的热变化。 焦耳-汤姆孙可用于解释热变化的原因，这些变化与流体从油藏进入井筒时所产生的压降直接相关。 此类温度变化会发生在流体流入井筒时，且通常会发生较大的压降； 该变化也会发生在流体向上流出井筒时，而此时的压力通常会缓慢地下降， 如下图所示。

   　　压力的下降会导致液体或气体的体积发生变化， 温度也会随之发生变化。由于这一现象的存在，通常当油或水进入井筒时，温度会升高，而当气体进入井筒时， 温度就会下降。 因此可利用*的节点压力与有限元热模拟工具（如THERMA分析软件---适合于装有分布式温度传感系统的邮井），来模拟地热梯度和焦耳-汤姆孙效应。

   　　自喷气井实例可以通过分析DTS测量结果推断出以上信息（上图）。在25销售内采集的3次测量数据可用于比较多完井层段的温度变化情况。 比较结果显示，一些层段（包括在月2680米处多的层段）为出行温度变化， 因此说明这些层段是非生产层段。

   　　在南中国海马来西亚半岛的某海上油井中，分布式温度传感技术被用来诊断产量下降的原因。 当Talisman马来西亚有限公司发现Bunga Raya油田中某油井出现生产问题时， 便利用化学处理方法清除钻井液残留的乳装液和聚合物。经过处理后， 该油井（割缝衬管裸眼完井）的产量即刻从200桶/日增加到2200桶/日 （32立方米/日到350立方米/日）。

   　　然后在处理后的5小时内产量急剧下降， 并终稳定在处理前的产量水平。 Talisman公司的工程师怀疑在关井的过程中，当拆卸处理设备时， 在井筒中产生了乳状液和沥青质。 作业者需要掌握更多有关油井底层特征和井眼轨迹的信息，了解处理后产量下降的原因， 并确定乳状也和沥青质产生的位置和原因。 而如何清除这些乳状液和沥青质并防止再次出现是另一个需要关注的问题。

   　　Talisman公司委托斯伦贝谢实现一次洗井计划。 通过将连续油管（CT）下入井中， 作业者获得了ACTive DTS温度剖面, 此次测量中，作业者在ACTive工具前端获得单点温度数据并通过CT内下入光纤测的光纤分布温度的温度数据。利用获得的数据， 工程师选择了采集有代表性井底油气样本的位置， 并因此确定了处理层段。

   　　DTS数据显示整个层段的温度都有所下降，但井端部温度低（上图）， 温度数据和ACTive压力传感数据都表明， 在这一产量下降的生产井中， 邻近的注水井压力不足是导致气顶膨胀的原因。气定膨胀导致气体从井端部溢出，这是井温度下降的原因， 而这又会进而限制液体产出。 产出的气体与油和水混合产生了粘性乳状也， 再终影响了该井的产量。

10. 未来的发展

    　　随着DTS技术的不断发展，作业者可采用临时井下温度传感系统。作为组件安装在完井系统中时，DTS监测系统可提供有价值的实时温度数据，作业者可跟进这些数据对产量的改变迅速做出反应， 在修井或其它井下作业中， 可利用钢丝绳将DTS系统下至井筒内火下入连续油管中， 在作业结束后再降光纤从井中收回。

    　　一根细柔性钢管包裹并保护着光纤，使得玻璃纤维可沿着井眼规矩曲折前进。地学家可利用光纤的这一特性定位并绘制出井下热事件的位置。这些数据本身具有很重要的价值。 然而，通过一定事件内，进行一系列温度测量， 地学家可绘制出三维图，在时间和空间上监测热事件的进展。同时还可利用一些程序载入做温度轨迹，评估油井动态。 在生产、注入和酸化增产作业中，将DTS数据看做是一连串的轨迹， 便可获得基于时间的油井动态参数。

    　　光纤技术的发展也有助于扩大DTS技术的应用范围，现在稠油热菜井中，分布式温度传感系统也可以使用了，这些井（即所谓的蒸气辅助重力泄油（SAGD）井）需要采用特别的光缆， 因为稠油井中存在着含氢层段，大多数光纤暴露其中会受到侵蚀。典型的高温SAGD井会加快此种侵蚀的速度，而造成的损害终会阻碍激光脉冲的传播。WellWatcher WriteBlue光纤技术的开发解决了这个难题，使得DTS系统能更好地耐受高温环境和抵抗氢侵蚀。作业者利用这些光纤系统采集的井下数据，可评估SAGD蒸汽腔的动态， 从而更好地了解蒸汽注入过程。 这一技术能延长油井的寿命，并可提高油气终彩收率。

11. 我司深井地热监测产品系列介绍：

    1.0-1000米单点温度检测（普通表和存储表）

    2.0-1000米浅层地温能监测（采集器采用低功耗、携带方便；物联网GPRS无线传输至WEB端网络；单总线结构，可扩展128个点；进口18B20高精度传感器，在10-40度范围内，精度在0.1-0.2度）

    3.0-3000米单点温度检测（普通显示，只能显示温度，没有存储分析软件功能）

    4.0-10000米分布式多点深层地温监测（采用分布式光纤测温系统）

    5.0-1200米GPRS型液位／温度一体式自动监测系统（同时监测温度和液位两个参数，MAX耐温125摄氏度）

    6.0-7000米全景型耐高温测温成像一体井下电视（同时监测温度和视频图片等）

    分布式光纤温度监测系统细分两大类：1.井筒测试 2.井壁测试

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