光纤传感技术改善油气井监测

朱桂清，王晓娟

（1.中国石油集团经济技术研究院，北京 100724；2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司测井公司，重庆 400021）

0 引 言

光纤传感技术是20世纪70年代伴随光纤通信技术的进步发展起来的，以光波为载体、光纤为媒介，感知和传输被测量信号的新型传感技术。光纤体积小、重量轻、易弯曲，抗电磁干扰和抗辐射性能好，特别适于恶劣环境下使用。在油气井监测中，1根光纤可以完成温度、应力、振动等多种参数测量，提供全面的井下生产数据，包括估算各层中油、气和水的产出量；监测各层中水、蒸汽和气体的注入情况；探测气、水突破；优化气举；识别套后窜流、探测泄漏；检测各种管柱及完井设备的完整性等。

利用光纤传感器可以对油气井进行永久性监测，在井的整个生产寿命期内沿井眼轨迹进行连续测量，利于油气井及油藏的有效管理，对于智能完井、数字油田具有非常重要的意义。随着光纤传感技术的发展，油气井的监测将发生重大变化。

1 技术现状

前几年，光纤传感器在油气井监测方面的应用主要局限于井下监测油气开采过程。近来，航空航天和国防领域研发的某些光纤传感器在油气井监测中得到应用，使得光纤传感技术在油气生产中的应用领域不断扩大。在油气井监测中使用的主要有分布式温度传感（DTS，Distributed Temperature Sensor）、分布式应力传感（DSS，Distributed Strain Sensor）和分布式声波传感（DAS，Distributed Acoustic Sensor）等光纤传感技术。其中，分布式温度传感器最成熟，已经有15年的井下应用历史，其他几种传感器刚刚推出或正处于研发阶段。

光纤传感系统通常由光纤传感器、光缆和光纤询问器组成（见图1）。分布式传感器将光纤本身转换成一系列传感器，测量温度、声波、应力等参数。油气井监测使用的光缆不同于通讯行业所用光缆，利用专门的化学玻璃、涂层和结构。询问器的作用是向光缆发射脉冲激光，记录反散射光的数量和类型，利用先进的软件算法，将反散射光转变成测量数据[1]。

图1 光纤传感系统示意图

1.1 分布式温度测量（DTS）

分布式温度测量是将光纤转换成若干个温度传感器，通常间隔1m或0.5m。测量时，通过询问器向光纤发送激光脉冲，光纤中的分子振动引起拉曼反散射。斯托克斯拉曼反散射（波长大于入射光）强度与光纤温度无关，而反斯托克斯拉曼反散射（波长小于入射光）与温度有关（见图2）。这样，反斯托克斯散射与斯托克斯反散射强度之比可以用于计算光纤的温度[2]。

图2 分布式温度测量系统

井中流体的注入或产出会改变井眼温度，因此通过井眼附近的热模型可以将测量的温度数据转换成流量剖面，并估算出井眼各层段的流体注入或产出量。尽管这是一种间接测量方法，但通过结合地面流量、泵口压力、岩石物理和地质数据，可以了解每个层段对产量的贡献。

DTS技术永久性监测整个井段或目的井段的温度剖面，有助于更好地进行油井和油藏管理，特别适用于蒸汽辅助重力驱（SAGD）和注蒸汽采油作业。威德福公司的DST系统利用纯硅芯的单模光纤，耐温达到300℃，适合在SAGD等恶劣环境下长期监测油井的温度剖面。与常规的单模光纤相比，纯芯单模光纤极大地降低了光损失率（见图3）[3]。

图3 纯芯单模光纤与常规单模光纤的光损失率对比

为了测试新系统的可靠性，日本加拿大油砂公司于2006年8月在加拿大西部的1口水平SAGD井中同时安装了常规系统和新系统，测试井温度为200～300℃。在20多个月的测试期内，常规光纤只在最初几天提供了良好的温度记录，1周后数据质量严重下降，而纯芯单模光纤连续提供了精确的温度剖面。除威德福公司，斯伦贝谢等公司也推出了耐温达300℃的光纤温度测量系统。

1.2 分布式应变测量（DSS）

高地质应力或油藏压力可能使套管处于较大的应力之下，导致套管变形或被挤毁。早期检测套管形状的变化有助于及时采取修井措施，连续应力监测可以改善对油藏的了解，优化生产和储量开发。为了改善对各种地下应力造成的油管变形的监测，壳牌公司与贝克休斯公司开发了实时套管应变成像仪（RTCI），提供套管的连续、实时、高分辨率图像，用于监测套管变形[4]。

RTCI由3部分组成（见图4）：装有光缆的管柱、地面询问机（SIU）和计算机。光缆含有数千个间隔数厘米、均匀分布的应变计，以预先确定的角度缠绕在油井管柱上，监测套管的变形；SIU用于访问光纤上的应变计，采集最终数据；计算机用于将采集的数据转换为应变，并重建油井管柱图像。RTCI具有很高的空间分辨率（约1cm）和很高的精度（约10微应变），对所有引起管柱应变的因素敏感，包括轴向压缩、弯曲、椭圆化、温度和压力。仪器可以探测每100ft＊非法定计量单位，1ft＝12in＝0.3048m，下同不足10°的套管变形，探测挤压与拉伸轴向应力范围从小于0.1%到10%。通过监测这些变化，可以在早期探测和量化地应力事件，更好地了解这些应力及其与油藏的关系，预防对单口井或更多井的损害，优化油气生产。

图4 RTCI构成图

实际应用表明，RTCI不仅能够监测油藏压实、上覆层膨胀和其他地质力学变形，还可以监测更小的事件，如水泥候凝造成的套管直径0.001in的变化。到目前为止，还没有其他方法能够在无需仪器下入井中、不干扰生产的情况下，达到同等灵敏度、动态范围、空间分辨率和响应时间。

1.3 分布式声波测量（DAS）

分布式声波测量（DAS）系统将数公里长的标准电信光纤转变为微型检波器阵列，使用相干光时域反射测定技术，即沿光纤连续发射高度相干光的短脉冲，并观测因光纤玻璃芯非均质性引起的微弱反散射信号。声振干扰到达光缆时会在微观层面上改变玻璃芯内的散射位置，导致瑞利反向散射激光信号的变化；通过读写单元分析这些变化，并沿光纤每1～10m（道）生成一系列独立的声波信号。DAS系统使用沿井筒长度方向布放的标准单模光纤，以及一个用于参数（如采样率、空间分辨率和通道数量）优化的上部读写单元，将原始声波数据从读写器单元传送到处理单元，进行信号的解释与可视化。

DAS系统可以应用于井下和区域监测，如分布式流量测定、出砂检测、气体突破、人工举升优化、智能井完井监测以及近井眼监测等[5－6]。

1.4 分布式化学测量（DCS）

随着分布式温度和分布式声波测量技术在油气井监测中应用的推广，监测井中生产流体化学组分的技术需求显得愈加迫切。鉴于此，壳牌公司正在与TNO（荷兰的一家应用科学研究机构）合作研究光纤分布式化学测量技术（DCS，Distributed Chemical Sensor）。

分布式化学传感器通过将光纤布拉格光栅技术与光敏物质相结合，在极端条件下在各种介质中探测水、二氧化碳和硫化氢分子。其应用包括在油气井中探测和确定出水位置，通过开启油气层或关闭产水层降低产水量，优化油气生产。这一点对于注水开发尤其重要，通过关闭产水层或停止某些位置的注水或改变注水位置改变注水策略，达到有效开采的目的。图5为利用DCS传感器探测水突破的示意图[7]。

图5 用分布式化学传感器探测水突破

2 应用实例

在衰竭的高含水储层通常很难确定哪些层段产油。这些井一般使用电潜泵举升流体，测井作业受到限制。即便可以完成测井作业，从产水层中识别出不足5%的产油量也面临着极大的挑战。现在，通过在电潜泵之下的高含水产层中安装光纤分布式温度传感器可以解决这一问题。尽管无法用DTS系统直接区分产油层和产水层，但是通过关闭或开启周围的注水井，可以识别每口注水井所支撑的储层，找到能够使油产量最大化的注入方式。在后续的修井作业中，根据获得的信息关闭只产水的层段，提高油的产量。

2.1 根据DTS数据调整注水量

在1口用电潜泵／分布式温度测量系统完成的井中，在关井和生产情况下分别进行了温度测量（见图6）。测量前预测上部储层（图6中粉色）衰竭程度要高于下部储层（图6中蓝色），含水率低于下部储层，但关井测量的温度数据并未显示有层间串流，说明这些储层压力相同。开启电潜泵，井的流动稳定之后，用分布式温度和岩石物理数据建立的热模型确定每个层段的产液量。数据显示，该井的产液量主要来自下部层段。基于流动数据建立的热模型（见图7）说明，在泵速保持不变的情况下，如果上部储层压力增加400psi＊，产出液中的含油率会从6%上升到11%。由此可见，根据温度测量结果调整每层的注水量，能够降低产出液的含水率[2]。

图6 热模型与流动DTS数据显示来自下部储层产量

图7 热模型显示上部注水压力增加400psi的影响

2.2 用DTS数据监测水和CO2交替注入

对衰竭的碳酸盐岩储层用水和CO2（WAG）交替注入以提高产量。注入开始时，产出液的含水率为97%。4个月后，温度监测显示上部层段的温度剖面发生了变化，产出液的含油率增加到18%。但上部层段之下所有层段的温度并未发生改变，说明WAG注入并未波及到这些层段。WAG注入的目的是提高所有层段的产量，因此，在该层的产量开始下降之后，对注入井的上部层段封堵，改善下部层段的压力支持，保持石油生产的稳定。

2.3 用DTS数据监测注入水突破

一口新井预计从上部和下部2个层段产油，在安装了ESP／DTS系统之后，关井温度数据显示下部层段温度明显下降。温度下降的原因是钻井液的侵入、注入水突破，或两者共同作用的结果。当井投产足够长时间，钻井液的侵入作用消散，产出液为100%的水。该井下部层段产出液的温度本应接近地热温度，DTS数据却显示其温度远低于地热温度。热模型证实只有下部层段有流体产出，因产出水温度远低于地热温度，应该来自附近注水井。

2.4 用DTS数据监测酸化压裂

一家作业公司计划对一口具有多个射孔段的井进行强化处理，上部地层部分枯竭，下部的新射孔层段仍处于原始油藏压力。设计对砂岩层段进行多级酸化压裂，并用回收式DTS系统进行作业监测，实时显示处理部位，以便及时改变压裂顺序、规模和泵排量。图8和图9为酸化压裂期间DTS监测到的温度剖面的变化情况。图8、图9中上部曲线为初始温度剖面，下部曲线为作业过程某一时间的实际井温剖面。图8显示了一级酸化压裂后测量的井温剖面，说明最下部射孔段未被处理。根据观测结果，对作业进行了改进，二次作业成功地处理了最下部射孔段，见图8下部曲线所示[8]。

图8 压裂期间的实时可视化，基于温度剖面进行了二次导流

2.5 水力压裂监测

在水力压裂监测方面，壳牌公司在加拿大致密气田中安装了几套DAS系统，用于实时压裂监测。通过监测，可以实时干预优化流体和支撑剂的位置、诊断限流处理设计的效果，在操作过程中实时以及通过作业后的诊断，优化节省费用。

图9 二次导流获得成功，改善了流体分配

如图10所示，一口水平井进行5段水力压裂，每段有1～4个射孔簇。图10显示一个压裂段上4个射孔簇的数据，限流压裂并未保证所有射孔簇压裂流体的均匀分布。酸化期间和水力压裂之前（阶段a），射孔簇2和3吸液最多，并持续到压裂开始（阶段b）；二次压裂开始后，射孔簇1吸液最多。图10中不同颜色代表高频范围的声波能量（红色高，蓝色低）。为了使压裂液均匀分布于各射孔簇，采用了限流设计。通过DAS测量，可以非常好地捕捉到整个水力压裂过程的动态变化。宽频信号能够辨别出注酸过程中最活跃的射孔簇，以及整个作业过程中吸收大部分流体和支撑剂的射孔簇。这类信息对于优化体积分配设计和改善未来作业至关重要[9]。

图10 对4个射孔簇限流压裂记录的数据

3 发展前景与挑战

（1）光纤传感器易于布放，特别是在安装有电潜泵等完井设备的井中，因含有光纤控制线的直径只有1／4in，可以布放在泵和套管间的环空中。根据作业类型，采用不同的方式将光纤传感器置入油气井：永久性部署在套管或油管上、用钢丝绳、牵引器等将光纤送入井中。

（2）光纤传感器可以永久性安装在完井设备上，在井的整个寿命期内根据需要进行生产监测，不影响油气生产，降低作业费用和相关的作业风险。

（3）光纤传感器无电子元器件，系统的可靠性更高，适于恶劣环境使用。

（4）为实现整个井眼监测的可持续性，应控制油田数据的激增。控制监测数据激增的一种方法是对数据进行分层处理，通过实时自动识别技术在源头上减少数据流。

（5）虽然可以很容易地从得到的数据中得出定性的结论，但是定量分析要涉及所有相关数据，这对数据的综合处理和解释带来了严峻的挑战。要克服这种挑战，需要提高地球物理建模技术，增强数据解释算法的稳定性[10]。

[1]Fiber Optic Sensing Technologies for Well Monitoring to Reservoir Management[EB／OL].http：∥www.halliburton.com／public／pe／contents／Brochures／Web／H09710%20FiberOptics.pdf.

[2]Brown G A，etc.Using DTS Flow Measurements Below Electrical Submersible Pumps to Optimize Production from Depleted Reservoir by Changing Injection Support Around the Well[C]∥2010SPE Annual Technical Conference and Exhibition，2010，SPE 135130.

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[4]Pearce J G，etc.High Resolution，Real-time CasingStrain Imaging for Reservoir and Well Integrity Monitoring：Demonstration of Monitoring Capability in a Field Installation[C]∥2009SPE Annual Technical Conference and Exhibition，2009，SPE 124932.

[5]Juun van der Horst，etc.Fiber Optic Sensing for Improved Wellbore Surveillance[C]∥2013International Petroleum Conference，2013，IPTC 16873.

[6]Molenaar M M，etc.First Downhole Application of Distributed Acoustic Sensing （DST）for Hydraulic Fracturing Monitoring and Diagnostics[C]∥2011SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition，2011，SPE140561.

[7]Distributed Chemical Sensor：Optimum Use of Oil ＆Gas Reserves Through Innovative Methods of Measuring[EB／OL].http：∥www.tno.nl／downloads／optical＿fiber＿sensor＿system.pdf.

[8]Dan Gualtieri.Real-time Fluid Tracking Optimize Treatment Design，Improves Strategy[J].JPT，2011（7）：24-26.

[9]Mathieu Molenaar.Downhole Tests Show Benefits of Distributed Acoustic Sensing[J].Oil ＆ Gas Journal，2011（1）：82-85.

[10]Viaaney Koelman J.Fiber-optic Sensing Technology Providing Well，Reservoir Information：Anyplace，Anytime[J].JPT，2011（7）：22-24.