Temperature Field Prediction Model for Multi-Layer Commingled Production Wellbore in Intelligent Wells and It's Application
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摘要:
智能井多层合采过程中为了优选温度监测设备和确定测点位置，需要准确预测井筒温度剖面。根据智能井多层合采过程中的井筒内流体流动特征，考虑流体经过流量控制阀时，节流效应对井筒内流体流动参数的影响，建立了含流量控制阀的单油管多层合采井筒温度预测模型，并结合生产井的工况进行了数值模拟。模型预测结果表明，井筒温度随产层产出液性质、产液量、产层厚度、产层配比和地层温度梯度的变化呈规律性变化；与各产层单独开采相比，合采时的井筒温度高于各产层单独开采时的平均温度，且合采时的温度梯度最低。为了有效应用多层合采井筒温度场预测模型，基于流量控制阀处温度测量误差最小的原则，提出了温度传感器指标及测点的优选方法；基于井筒温度、温度梯度及流量控制阀处温降变化规律，提出了产层温度异常的解释方法。多层合采智能井井筒温度场预测模型为多层合采智能井温度测量装置的优选和温度变化规律的解释提供了理论依据。
Abstract:In order to optimize the temperature monitoring equipment and properly determine the positions of measuring points for the multi-layer commingled production of intelligent wells, it is necessary to accurately predict the whole wellbore temperature profile. According to the characteristics of fluid flow in the commingled production wellbore of intelligent wells, a prediction model for single-tubing multi-layer commingled production wellbore temperature with the flow control valve was established. Taking the throttling effect of flow control valve on fluids flow parameters in the system into account, a numerical simulation was carried out in combination with the working conditions of production wells. The model prediction results showed that the wellbore temperature changed regularly with several variables, including the produced fluids properties, liquid production rate, thickness of payzone, production allocation of each layer and geothermal gradient. Compared with the individual production layer, the wellbore temperature of commingled production wells is higher than the average temperature of wells with individually produced layer, and the temperature gradient of commingled production wellbore is the lowest. Based on the principle of minimum temperature measurement error at the flow control valve, an optimization method for temperature sensor index and measuring point was proposed. Taking into consideration the wellbore temperature, temperature gradient and the laws of temperature drop at flow control valve, it was possible to obtain an interpretation method of production layer temperature anomaly. The temperature field prediction model of multi-layer commingled production wellbore in intelligent wells provided a theoretical basis for optimizing the temperature measuring equipment and temperature data interpretation in multi-layer commingled production.
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沁南区域煤层气主力储层15号煤层具有割理及微孔发育、煤层易破碎的特点，进行水平井钻井时外来流体易侵入煤层，引起煤层井壁坍塌和储层伤害[1-2]。国内煤层气水平井钻井使用的钻井液主要为清洁盐水和聚合物钻井液。清洁盐水具有良好的保护储层能力，但沁南区域水平井段长，15号煤层易破碎、坍塌，使用清洁盐水钻井风险高[3-4]。聚合物钻井液具有稳定煤层井壁的能力，完钻后可破胶解堵，但沁南区域15号煤层温度低，氧化破胶剂普遍存在低温破胶困难，破胶后残渣含量高，且聚合物钻井液储存条件苛刻，对环境、人员不友好等问题，导致其应用受限[5-7]。目前使用的钻井液无法完全满足沁南区域15号煤层水平井钻井对稳定井壁、低温破胶和保护储层的需求。
瓜尔胶具有低温易破胶，破胶后残渣含量低的优点，生物酶破胶剂具有破胶专一、易低温破胶的优点；但瓜尔胶一般用作压裂增稠剂，生物酶破胶剂也常用于压裂破胶和废弃物生物降解[8-10]。国内外学者对瓜尔胶钻井液鲜有研究，研究范围也仅限于降解性能、流变性能等方面的室内评价[11-13]，尚未系统性研究低温、易塌煤层气水平井钻井施工对其稳定井壁、低温破胶和保护储层等方面的性能需求。因此，将瓜尔胶引入钻井液中作为增黏剂，并与生物酶破胶剂配套使用，开展了瓜尔胶加量优化和生物酶破胶剂优选，评价了瓜尔胶钻井液稳定煤层和保护储层的性能。瓜尔胶钻井液在保留聚合物钻井液性能的基础上，可实现低温破胶，达到稳定井壁与保护储层的目的[14-16]。
1. 15号煤层特征及钻井技术难点
沁南区域石炭系太原组的15号煤层孔隙度4.75%～5.75%，渗透率0.26～0.85 mD；裂隙较3号煤层更为发育，且具有破碎结构和原生结构共存的特点，普遍具有丰富的割理和裂隙，微裂缝较多，多呈平形状、不规则网状、丝状和树枝状成组出现；孔隙普遍被矿物充填，矿物种类较多，包括黏土矿物、黄铁矿、石英和方解石等。15号煤层的上述特征除造成储层连通性较差外，较多的割理和裂隙也导致15号煤层的力学性能较差，与3号煤层相比更容易坍塌[17-18]。
以15号煤层为目的层的煤层气水平井，水平段长800～1 000 m，储层温度30～40 ℃，煤层压力系数0.20～0.60。该区块使用清洁盐水钻进15号煤层，水平钻进时间超过1 d后，煤层普遍存在坍塌，造成钻井失败。使用常规聚合物钻井液钻进时，虽能保证煤层井壁稳定，但储层温度较低造成破胶困难，投产后存在产气量低的问题。保证煤层长水平段井壁稳定、降低聚合物钻井液对煤层的伤害和保证侵入煤层的钻井液可破胶返排，是沁南区域15号煤层水平井钻井的技术难点[19]。
2. 瓜尔胶钻井液及破胶液研究
2.1 瓜尔胶钻井液的配方
根据上文所述15号煤层水平井的钻井技术难点及施工经验，保持钻井液的黏度可维持煤层稳定，基于15号煤层孔渗低、连通性较差的特点，要求钻井液的滤失量不高于20 mL，以满足钻井施工要求。设计钻井液组成为清水+增黏剂+降滤失剂+辅助添加剂。
2.1.1 瓜尔胶加量优化
从保护储层角度讲，瓜尔胶加量越小，残渣含量就越低，储层保护效果就越好。但为保证水平井井眼清洁和井壁稳定需求，钻井液要维持一定的黏度，根据该区块水平井的钻井经验可知，钻井液漏斗黏度为40～50 s时可满足水平井井眼清洁和稳定井壁需求。选取淡水基压裂液使用的羟丙基瓜尔胶作为钻井液增黏剂，测试清水加入不同量瓜尔胶后的漏斗黏度，以优化瓜尔胶的加量。瓜尔胶为江苏昆山某厂生产的羟丙基瓜尔胶，测试结果见图1。
由图1可知：随着瓜尔胶加量增大，溶液的漏斗黏度持续升高；瓜尔胶加量达到0.5%时，溶液的漏斗黏度为43 s；瓜尔胶加量达到0.6%时，溶液的漏斗黏度为52 s，可以满足水平井施工对钻井液黏度的要求。现场施工时，瓜尔胶加量可根据实际情况在0.5%～0.6%间选择。
2.1.2 瓜尔胶耐盐性能评价
该区块要求钻井液密度为1.00～1.10 kg/L，以KCl为钻井液密度调节剂。测试瓜尔胶钻井液中加入不同量KCl后的漏斗黏度，以评价瓜尔胶的耐盐性能。瓜尔胶钻井液配方为清水+0.6%瓜尔胶，测试结果见图2。
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图 2 瓜尔胶钻井液加入不同量KCl后的密度和漏斗黏度Figure 2. Density and funnel viscosity of guar gum drilling fluid after adding different amounts of KCl由图2可知：随着KCl加量增大，瓜尔胶钻井液密度呈上升趋势，漏斗黏度呈略微下降趋势；KCl加量为16%时，瓜尔胶钻井液的密度达到1.10 kg/L，漏斗黏度降为45 s。总体来看，瓜尔胶钻井液的漏斗黏度稳定在52～45 s，在现场对钻井液漏斗黏度要求范围内，能够满足现场钻井要求。
2.1.3 瓜尔胶钻井液配方确定
为保证钻井液的其他性能，选用可降解的淀粉为降滤失剂，改性矿物油为润滑剂，KCl为密度调节剂，以维持钻井液的整体性能，形成了瓜尔胶钻井液配方：清水+0.5%瓜尔胶+0.3%改性淀粉+5.0%KCl +1.5%润滑剂。其基本性能：漏斗黏度45 s，表观黏度25 mPa·s，塑性黏度14 mPa·s，动切力11 Pa，动塑比0.78，静切力6/8 Pa，API滤失量13.2 mL，滤饼厚度0.05 mm，pH值9.0，润滑系数0.09。
该钻井液黏度适中，动切力和动塑比较高，能够满足水平井井眼清洁需求；润滑系数为0.09，且滤饼较薄，能够满足水平井施工对钻井液润滑性能的要求。钻井液基本性能在设计范围内，可满足煤层气水平井钻井需求。
2.2 生物酶破胶液
为确保瓜尔胶钻井液的储层保护性能，完钻后需使用破胶液对其破胶。为此，优选了在低温下可实现瓜尔胶钻井液降解破胶的生物酶破胶剂，同时在破胶液中加入助排剂，以实现破胶后顺利返排。设计破胶液组成为清水+生物酶破胶剂+助排剂。
2.2.1 生物酶破胶剂优选
为解除瓜尔胶等聚合物对煤层的伤害，需要在完钻后对其破胶以解除伤害。参照《水基压裂液性能评价方法》（SY/T 5107—2016）中的破胶性能评价方法，在瓜尔胶钻井液中加入不同种类和不同量的破胶剂，在30 ℃的水浴中加热12 h后，使用六速旋转黏度计测试其在100 r/min（剪切速率为170 s−1）转速下的表观黏度，并测试钻井液破胶后的残渣含量（表观黏度低于3 mPa·s时视为完全破胶），结果见表1。 Ⅰ型生物酶破胶剂为胍胶糖苷特异性水解酶和淀粉糖苷特异性水解酶的复配产品，Ⅱ型生物酶破胶剂为胍胶糖苷特异性水解酶。
表 1 不同种类破胶剂的破胶效果Table 1. Gel breaking effect of different breakers破胶剂类型 破胶剂及加量 表观黏度/（mPa·s） 残渣含量/（mg·L−1） 空白样 49.0 未破胶 氧化破胶剂 0.30%过硫酸铵 21.0 未破胶 0.70%过硫酸铵 21.0 未破胶 0.10%次氯酸钙 4.5 未破胶 0.20%次氯酸钙 3.0 590 复合生物酶 0.02%Ⅰ型生物酶破胶剂 15.0 未破胶 0.05%Ⅰ型生物酶破胶剂 4.5 115 0.08%Ⅰ型生物酶破胶剂 4.5 108 0.10%Ⅰ型生物酶破胶剂 3.0 120 单一生物酶 0.02%Ⅱ型生物酶破胶剂 6.0 未破胶 0.05%Ⅱ型生物酶破胶剂 4.5 240 0.08%Ⅱ型生物酶破胶剂 3.0 251 由表1可知：在30 ℃温度下，瓜尔胶钻井液中加入过硫酸铵养护12 h，不能破胶；加入次氯酸钙虽能破胶，但次氯酸钙属于危险化学品，使用局限性较大；加入0.1%Ⅰ型生物酶破胶剂和0.08%Ⅱ型生物酶破胶剂时，瓜尔胶钻井液的黏度均降至3.0 mPa·s，表明瓜尔胶钻井液完全破胶。残渣含量越低，对储层的伤害也就越低，瓜尔胶钻井液加入次氯酸钙、Ⅰ型生物酶破胶剂和Ⅱ型生物酶破胶剂破胶后的残渣含量分别为590，120和251 mg/L。综合考虑破胶剂的加量和破胶后的残渣含量，选择Ⅰ型生物酶破胶剂作为瓜尔胶钻井液的破胶剂，加量应不低于0.1%。
2.2.2 助排剂加量优化
对于煤层气井，表面张力是影响破胶液返排的最重要因素之一，基于助排剂性价比和有效降低表面张力的原则，选择氟碳型表面活性剂为助排剂，以利于钻井液滤液和破胶后钻井液的返排。参照《压裂液通用技术条件》（SY/T 6376—2008）中的相关规定，破胶液的表面张力不大于28 mN/m时可满足返排要求。
破胶液加入不同量的助排剂，使用TX500™型旋转滴超低界面张力仪测试其表面张力，根据测试结果优化助排剂加量。破胶液的配方为清水+0.1%Ⅰ型生物酶破胶剂，试验结果见表2。
表 2 破胶液加入不同量助排剂后的表面张力Table 2. Surface tension of gel breaking fluid at different cleanup additive dosages助排剂加量，% 表面张力/（mN·m−1） 降低率，% 0 65 0.1 35 46.15 0.2 28 56.92 0.3 18 72.31 0.4 12 81.54 由表2可知：随着助排剂加量增大，破胶液的表面张力不断降低；助排剂加量为0.2%时，破胶液的表面张力为28 mN/m；助排剂加量为0.3%时，破胶液的表面张力为18 mN/m。因此，助排剂的最优加量为0.2%～0.3%。
3. 稳定井壁和储层保护性能评价
为了验证瓜尔胶钻井液维持煤层井壁稳定的能力和对煤层的保护效果，评价了瓜尔胶钻井液的相关性能，并与现场使用的清洁盐水、常规聚合物钻井液进行了对比。
3.1 煤层井壁稳定性能评价
取数块同一煤块上钻取的岩心（煤块取自15号煤层矿井，埋深约800 m）进行抗压强度试验。将煤岩岩心在不同钻井液中加压5 MPa浸泡24 h后，使用TAW-1000型岩石三轴试验机测试其单轴抗压强度，每种钻井液浸泡2块岩心作为平行样，利用抗压强度表征钻井液对煤层井壁的稳定效果（见图3）。瓜尔胶钻井液配方与2.1.3节相同，常规聚合物钻井液配方为清水+0.4%黄原胶+0.3%PAC-LV+5.0%KCl。
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图 3 不同钻井液对煤岩抗压强度的影响Figure 3. Influence of different drilling fluids on compressive strength of coal rock由图3可知，煤岩经8%KCl盐水浸泡后，抗压强度的下降幅度最大，经常规聚合物钻井液和瓜尔胶钻井液浸泡后，抗压强度的下降幅度相当。浸泡过程中，盐水易沿煤岩割理侵入煤岩内部，造成煤岩抗压强度降低；瓜尔胶钻井液和常规聚合物钻井液侵入煤岩的速度和总滤失量远低于盐水，抗压强度的下降幅度也最小。瓜尔胶钻井液稳定煤层井壁的效果与常规聚合物钻井液相当。
3.2 储层保护性能评价
针对不同类型钻井液，使用JHDS-Ⅲ型高温高压动态失水试验仪和KDY-50型岩心流动试验装置进行钻井液对煤层的保护性能试验。首先，用地层水饱和待测煤岩岩样，用氮气测试煤岩岩样在束缚水饱和度下的初始渗透率；然后，在压差3.5 MPa条件下用钻井液污染煤岩岩样，再用2倍孔隙体积的破胶液反向驱替，测试破胶液驱替后煤岩岩样在束缚水饱和度下的气测渗透率，计算渗透率恢复率。试验用钻井液配方同2.3.1节，试验结果见表3。
表 3 煤岩渗透率损害试验结果Table 3. Permeability damage test results of coal rock煤岩
编号污染工作液 气测渗透率/mD 气测渗透率
恢复率，%束缚水饱和度，% 污染前 污染后 QS-2-4 8%KCl盐水 0.22 0.20 87.50 54.71 QS-2-5 常规聚合物钻井液+破胶液 0.21 0.10 47.86 63.25 QS-2-6 瓜尔胶钻井液+破胶液 0.55 0.47 85.16 58.24 QS-2-9 瓜尔胶钻井液+破胶液 0.34 0.29 85.08 54.50 由表3可知，常规聚合物钻井液在破胶后对煤岩的伤害率依然在50%以上，而清洁盐水和瓜尔胶钻井液对煤岩的伤害率都较小。瓜尔胶钻井液破胶后煤岩的渗透率恢复率在85%以上，略低于清洁盐水，表现出良好的储层保护效果。
4. 现场应用
目前，沁南区域15号煤层使用瓜尔胶钻井液钻的井年均达20口以上，解决了清洁盐水不能稳定煤层井壁和常规聚合物钻井液存在储层伤害的问题。与使用清洁盐水的井相比，使用瓜尔胶钻井液的5口水平井未发生井下故障，平均钻井周期缩短了32.1%，平均井径扩大率从21.4%降至13.3%，单井日产气量同比提高15.0%～25.0%。下面以PZ*E4-4H井为例介绍瓜尔胶钻井液的应用情况。
PZ*E4-4H井为单分支水平井，主要目的层为15号煤层，完钻井深1 650 m，最大井斜角105°，水平段长1 046 m，纯煤层进尺838 m，煤层钻遇率80.11%，钻井周期16.90 d，水平段钻井周期8.35 d。
该井水平段采用瓜尔胶钻井液钻进，按上文配方配制瓜尔胶钻井液，将其漏斗黏度调整至45 s左右开钻。钻进过程中补充瓜尔胶胶液，维持钻井液黏度；间歇开启离心机，以清除有害固相，并将钻井液密度维持在1.03～1.07 kg/L；根据定向托压及扭矩变化情况适时加入润滑剂，每钻进100 m使用漏斗黏度100 s左右的稠浆清扫井眼。该井15号煤层厚度较薄，水平段多次钻遇煤层顶底板的泥岩地层，但瓜尔胶钻井液性能稳定，钻进期间仅有少量掉块，未发生阻卡等井下故障，瓜尔胶钻井液表现出良好的稳定煤层井壁的效果，且其黏度、密度和滤失量等性能参数与常规聚合物钻井液相当。
该井下入玻璃钢筛管后，挤注生物酶破胶液破胶，以解除瓜尔胶钻井液的污染，投产后日产气量达2.5×104 m3；与使用常规聚合物钻井液的煤层气水平井相比（水平段长度和煤层钻遇率相似），单井产能从2.0×104 m3提高至2.5×104 m3以上，瓜尔胶钻井液表现出良好的储层保护效果。
5. 结 论
1）针对沁南区域15号煤层水平井钻井施工要求，通过优化瓜尔胶加量和瓜尔胶的耐盐性能，将瓜尔胶与其他处理机复配形成了瓜尔胶钻井液。该钻井液与清洁盐水相比可有效提高煤层的抗压强度，与常规聚合物钻井液相比可实现低温破胶，破胶后残渣含量低，储层保护效果好。
2）基于沁南区域15号煤层的地质特征和钻井需求研究的瓜尔胶钻井液，并未对其滤失量做要求，但对滤失量要求严格的煤层气钻井，还需系统性研究可生物降解的降滤失剂。
3）瓜尔胶钻井液在沁南区域15号煤层水平井钻井中表现出了良好的稳定井壁和保护储层的效果，可在储层温度低、井壁易失稳、储层易伤害的煤层气水平井中推广应用。
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图 1 含流量控制阀的单油管多层合采井筒流动模型
①为环空与环境传热；②为井筒与环空传热；Ta为环空内流体的温度，K；ΔTva为流量控制阀处的温度损失，K；Tt,u和Tt,d分别为混合点前、后油管内流体的温度，K。
Figure 1. The flow model for single-tubing multi-layer commingled production wellbore with flow control valve
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图 3 产出液的密度、比热容和导热系数对井筒温度的影响曲线
Figure 3. Influence curves of the density, specific heat capacity and thermal conductivity of produced fluids on wellbore temperature
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图 4 中间产层产液量对井筒温度的影响
Figure 4. Effect of Intermediate production layer liquid production rate on wellbore temperature
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图 5 中间产层厚度对井筒温度的影响
Figure 5. Effect of Intermediate production layer payzone thickness on wellbore temperature
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图 7 流量控制阀处的温度测量误差示意
Figure 7. Schematic diagram of temperature measurement error at the flow control valve
表 1 文献[22]多层合采智能井基本参数
Table 1 Basic parameters of the multi-layer commingled production intelligent wells in the reference[22]
层段 深度/m 产液量/（m3·d–1） 上部油层 1 646.00～1 737.00 91.0 中部油层 1 737.00～1 859.00 161.7 下部油层 1 859.00～1 890.00 163.7 
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表 2 产出液的基本性质参数
Table 2 Basic properties of output liquid
序号 密度/（kg·m–3） 比热容/（J·K–1·kg–1） 导热系数/（W·m–1·K–1） A 900 2 200 0.14 B 1 000 2 200 0.14 C 900 2 640 0.14 D 900 2 200 0.17
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表 3 DTS–SR系统监测算例井温度实测值与所建立模型计算值的相对误差
Table 3 The relative error between the measured temperature of example well with DTS-SR monitoring system and the calculated value by the established model
测点间距Δh/m H=2 900 m相对误差εr，% H=2 950 m相对误差εr，% 平均|εr|max，% t1′=t1+0.01K
t2′=t2–0.01Kt1′=t1–0.01K
t2′=t2+0.01K|εr|max t1′=t1+0.01K
t2′=t2–0.01Kt1′=t1–0.01K
t2′=t2+0.01K|εr|max 0.10 –1.58 8.98 8.98 –1.60 9.96 9.96 9.47 0.20 –2.63 7.93 7.93 –2.78 8.78 8.78 8.35 0.30 –3.68 6.88 6.88 –3.96 7.60 7.60 7.24 0.40 –5.26 5.30 5.30 –5.73 5.83 5.83 5.56
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表 4 各种DTS传感器的技术性能指标及监测M-X井时的最大相对测量误差
Table 4 Technical performance indicators of various DTS systems and the maximum relative measurement error when monitoring Well M-X
传感器 空间分辨率/m 采样间隔/m 温度分辨率/K 最大相对测量误差，% 最优测点间距Δh/m DTS-SR 1.00 0.50 0.01 5.83 0.40 DTS-FR 0.30 0.30 0.05 26.92 0.20 Sensa DTS 1.00 1.00 0.05 22.17 0.30 WFT-E10 2.00 1.00 0.10 33.21 0.90
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表 5 某井段的井筒温度剖面变化与产层状态/环境变化的关系
Table 5 Relationship between wellbore temperature profile variation and production layer status/environmental changes in a well section
产层状态/环境变化 温度是否变化 温度梯度是否变化 控制该井段的流量控制阀处温降是否变化 井段以上的产层状态改变 否 否 否 井段所在的产层状态改变 是 是 是/否 井段以下的产层状态改变 是 是/否 是/否 井段以上的环境改变 是 否 否 井段所在层的环境改变 是 是 是 井段以下的环境改变 是 否 是
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表 6 多层合采井筒温度剖面的定性解释
Table 6 Qualitative interpretation on the wellbore temperature profile in multi-layer commingled production wells
温度变化情况 可能的参数变化情况及解释结果 优先等级 温度升高 产出液密度增大，考虑水侵 2 产出液比热容增大，考虑水侵 2 产出液导热系数减小，考虑气侵 4 产层厚度减小，考虑砂堵 3 该层或该层以下的产层产量增大 1 地层温度梯度增大 1 温度梯度减小 产出液密度增大，考虑水侵 2 产出液比热容增大，考虑水侵 2 产出液导热系数减小，考虑气侵 4 产层厚度减小，考虑砂堵 3 该层或该层以下的产层产量增大 1 地层温度梯度减小 1 流量控制阀处温差增大 产出液密度减小，考虑气侵 2 产出液比热容减小，考虑气侵 2 该层或该层以下的产层产量减小 1 地层温度梯度增大 1 注：优先等级1、2、3和4代表优先次序由高到低。
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