基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法技术

本发明专利技术涉及一种基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法，属于油气田开发评价领域。它解决了解决现今压裂水平井温度场预测方法均存在不同的局限性，对温度测量的准确性难以保障的问题；其技术方案是：收集气藏及气井基本参数；基于光纤分布式温度传感器记录不同气井产量下监测的水平井井段各点稳定后的流入温度；结合能量守恒定律和传热效应，建立压裂水平井的气藏温度模型；建立压裂水平井的井筒温度模型；建立气藏与井筒耦合温度模型；利用温度修正方程，对温度场进行修正，得到最终压裂水平井温度场；本发明专利技术具有以下有益效果：理论结合实测，计算结果可靠性高；计算便捷高效；实现全井段有效监测，针对性强，适用范围广。

【技术实现步骤摘要】
基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法
本专利技术涉及一种基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法，属于油气田开发评价领域。
技术介绍
目前针对油气藏的开发评价多在传质方面，由于在传热方面的研究难度较大，发展相对较慢；但在但在进行识别产层流体、判断出水位置等相关工作时，从传热学出发通过温度场判别更为简便、高效；因此，温度场的正确计算和获取是后续进行储层合理认识，保障单井产能、指导油气藏合理开发和实施相关增产改造措施的关键。目前针对压裂水平井的方法主要有两种：一为直接测试法，由于今年来光纤分布式温度传感器(DTS)的提出，使得这一方法应用较为广泛；公开号为CN109653741A的《基于DTS的压裂水平井温度剖面模拟实验装置及方法》，利用了光纤分布式温度传感器进行了室内实验，但在实际水平井中，其水平井长度多为几百至上千米，难以保障整个光纤分布过程中呈直线状态，仅靠光纤分布式温度传感器，难以保障所得温度场为实际温度场；二是理论预测法，通过建立理论数学模型，但均存在不同的局限性，存在脱离实际的情况。综上，急需一种能准确预测温度场，同时保障准确性的井筒温度场预测方法。
技术实现思路
本专利技术目的是：为了解决现今压裂水平井温度场预测方法均存在不同的局限性，对温度测量的准确性难以保障的问题；本专利技术以实际测量同理论结合的手段，提出了一种基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法，计算准确，适用性强。为实现上述目的，本专利技术提供了基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：S100、在完井时将光纤分布式温度传感器呈直线放置于套管内侧，下入水平井井筒中，收集气藏及气井基本参数；S101、放置于套管内侧的光纤分布式温度传感器的光纤长度与监测的水平井井段长度一致；S102、收集的气藏及气井基本参数包括孔隙度、天然气密度、岩石密度、天然气比热容、岩石比热容、气藏原始温度、热膨胀系数、气藏压力、天然气流速、井筒半径；S200、开井生产，记录不同气井产量下监测的水平井井段各点的流入温度，当数据维持稳定后，记录下该产量的温度场分布；S201、设定初始气井产量为10000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为10000方/天时的稳定温度场；S202、调整气井产量为50000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为50000方/天时的稳定温度场；S203、调整气井产量100000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为100000方/天时的稳定温度场；S204、调整气井产量150000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为150000方/天时的稳定温度场；S300、结合能量守恒定律和传热效应，建立压裂水平井的气藏温度模型；S301、天然气在气藏内部流动，在气藏的某一单元体积内的能量守恒方程可表示为：能量积累的速度＝能量净运输速度+能量产生速度；S302、基于步骤S301的能量守恒方程，推导出最终的压裂水平井的气藏温度模型为式中，φ为孔隙度，无量纲量；ρg为天然气密度，单位kg/m3；ρs为岩石密度，单位kg/m3；Cpg为天然气比热容，单位为J/(kg·K)；Cps为岩石比热容，单位为J/(kg·K)；T为温度，单位为K；t为时间，单位为s；β为热膨胀系数，单位为1/K；pg为气藏压力，单位为MPa；ug为天然气流速，单位为m/s；g为重力加速度，常数，取9.8m/s2；KTt为焦耳汤姆森效应系数，单位为J/(m3·K)；S400、结合能量守恒定律和传热效应，建立压裂水平井的井筒温度模型；S401、在井筒的某一单元体积内的能量守恒方程可表示为：能量增加＝能量流入一能量流出+外力做功+能量产生；S402、最终的压裂水平井的井筒温度模型为式中：S500、结合气藏温度模型和井筒温度模型，建立气藏与井筒耦合温度模型，结合物质平衡方程，得到产量与压力的关系式，用气藏与井筒耦合温度模型进行气井产量分别为10000方/天、50000方/天、100000方/天、150000方/天时的温度场分布预测；S501、通过耦合气藏温度模型和井筒温度模型得到的气藏与井筒耦合温度模型分为井筒与气藏连通和井筒与气藏连通两种情况；S502、井筒与气藏连通时的气藏与井筒耦合温度模型为式中r为距离井筒的距离，单位为m；S502、井筒与气藏未连通时的气藏与井筒耦合温度模型为式中：k为气藏渗透率，单位为mD；α为有效压力梯度，单位为MPa/m；μ为天然气黏度，单位为mPa·s；S600、将步骤S200中基于光纤分布式温度传感器监测得到的温度场和气藏与井筒耦合温度模型相结合，利用温度修正方程，基于光纤分布式温度传感器监测得到的温度场对气藏与井筒耦合温度模型所得温度场进行修正，得到最终压裂水平井温度场，完成压裂水平井温度场的预测；S601、步骤S600中的温度修正方程为式中：Tt为气藏与井筒耦合温度模型所得温度，单位为K；Ts为光纤分布式温度传感器监测得到的温度，单位为K；T0为气藏原始温度，单位为K。上述的基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法：其特征在于，方法中步骤S500中的物质平衡方程根据实际气藏类型确定。与现有技术相比，本专利技术具有以下有益效果：(1)理论同实测相结合，计算结果可靠性高；(2)基于压裂水平井实际情况提出温度预测模型，计算便捷高效；(3)实现全井段有效监测，针对性强，适用范围广。附图说明在附图中：图1是本方法技术路线图。图2是本方法的温度预测场图。图3是压裂水平井X1的实际出水剖面图。具体实施方式下面结合实施方式和附图对本专利技术做进一步说明。本专利技术提供了基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法，如图1所示，该方法包括下列步骤：S100、在完井时将光纤分布式温度传感器呈直线放置于套管内侧，下入水平井井筒中，收集气藏及气井基本参数；S101、放置于套管内侧的光纤分布式温度传感器的光纤长度与监测的水平井井段长度一致；S102、收集的气藏及气井基本参数包括孔隙度、天然气密度、岩石密度、天然气比热容、岩石比热容、气藏原始温度、热膨胀系数、气藏压力、天然气流速、井筒半径；S200、开井生产，记录不同气井产量下监测的水平井井段各点的流入温度，当数据维持稳定后，记录下该产量的温度场分布；S201、设定初始气井产量为10000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为10000方/天时的稳定温度场；S202、调整气井产量为50000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：/nS100、在完井时将光纤分布式温度传感器呈直线放置于套管内侧，下入水平井井筒中，收集气藏及气井基本参数；/nS101、放置于套管内侧的光纤分布式温度传感器的光纤长度与监测的水平井井段长度一致；/nS102、收集的气藏及气井基本参数包括孔隙度、天然气密度、岩石密度、天然气比热容、岩石比热容、气藏原始温度、热膨胀系数、气藏压力、天然气流速、井筒半径；/nS200、开井生产，记录不同气井产量下监测的水平井井段各点的流入温度，当数据维持稳定后，记录下该产量的温度场分布；/nS201、设定初始气井产量为10000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为10000方/天时的稳定温度场；/nS202、调整气井产量为50000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为50000方/天时的稳定温度场；/nS203、调整气井产量100000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为100000方/天时的稳定温度场；/nS204、调整气井产量150000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为150000方/天时的稳定温度场；/nS300、结合能量守恒定律和传热效应，建立压裂水平井的气藏温度模型；/nS301、天然气在气藏内部流动，在气藏的某一单元体积内的能量守恒方程可表示为：能量积累的速度＝能量净运输速度+能量产生速度；/nS302、基于步骤S301的能量守恒方程，推导出最终的压裂水平井的气藏温度模型为...

【技术特征摘要】
1.基于光纤分布式温度传感器的压裂水平井温度场预测方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
S100、在完井时将光纤分布式温度传感器呈直线放置于套管内侧，下入水平井井筒中，收集气藏及气井基本参数；
S101、放置于套管内侧的光纤分布式温度传感器的光纤长度与监测的水平井井段长度一致；
S102、收集的气藏及气井基本参数包括孔隙度、天然气密度、岩石密度、天然气比热容、岩石比热容、气藏原始温度、热膨胀系数、气藏压力、天然气流速、井筒半径；
S200、开井生产，记录不同气井产量下监测的水平井井段各点的流入温度，当数据维持稳定后，记录下该产量的温度场分布；
S201、设定初始气井产量为10000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为10000方/天时的稳定温度场；
S202、调整气井产量为50000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为50000方/天时的稳定温度场；
S203、调整气井产量100000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为100000方/天时的稳定温度场；
S204、调整气井产量150000方/天，实时记录监测的水平井井段各点温度分布，待各点温度恒定1小时后，记录气井产量为150000方/天时的稳定温度场；
S300、结合能量守恒定律和传热效应，建立压裂水平井的气藏温度模型；
S301、天然气在气藏内部流动，在气藏的某一单元体积内的能量守恒方程可表示为：能量积累的速度＝能量净运输速度+能量产生速度；
S302、基于步骤S301的能量守恒方程，推导出最终的压裂水平井的气藏温度模型为式中，φ为孔隙度，无量纲量；ρg为天然气密度，单位kg/m3；ρs为岩石密度，单位kg/m3；Cpg为天然气比热容，单位为J/(kg·K)；Cps为岩石比热容，单位为J/(kg·K)；T为温度，单位...

【专利技术属性】
技术研发人员：李海涛，于皓，罗红文，向雨行，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川;51