[发明专利]基于热示踪的特高含水油水持率测量方法

说明书

本发明涉及的是基于热示踪的特高含水油水持率测量方法，其包括：根据已知热源发生器内阻和加热电压值，计算得到单位时间内热源发生器加热时散出的热量；测量流体中初始温度和加热后的温度；计算单位时间热脉冲待测流体中油相吸收热量理论值和水相吸收热量理论值；计算油水实际吸收的热量为；计量单位时间内各相流体的体积流量之和；建立热源加热电压与初始温度、加热后的温度、水相质量流量和油相质量流量之间的测量模型；建立水相质量流量和油相质量流量数学模型；建立水相持率和油相持率数学模型。本发明测量精度只受温度传感器的灵敏度影响，有效解决了特高含水开发期由于流体分布未知造成对测量精度的影响，提高了油水持率测量精度。

技术领域：

本发明涉及的是石油工程与测量领域，测量油井井筒内油水各相持率技术，具体涉及的是基于热示踪的特高含水油水持率测量方法。

背景技术：

持油率和持水率是指油井中在某段时间内产油、水量占总产液量的体积百分比。油水持率的准确测量不仅可以修正油田注采方案和衡量油井各层产油量，还可以降低油田生产成本和评价油田生产效率，是开采陆上油田并提高采收率的重要参考依据。国内外学者针对持率测量进行了研究，目前传统的持率测量方法主要有电容法、压差法以及伽马射线法。当含水率超过60％时，电容法分辨能力降低，精度降低。伽马射线法需将流体分布影响考虑在内，故该方法测量精度不高。同时电容法、压差法以及伽马射线法均适用于待测流体持油率高于30％的条件下，不适用于现阶段高含水油田生产测井工作中。

陆上油田多进入开发中后期，长时间的注水使油井含水率剧增，到目前为止含水率高达95％以上，油田开发已经进入了特高含水期，高含水率对持率测量方法的测量精度提出较高要求。同时化学驱、小管径等技术的采用对提高高含水油田采收率起到关键性作用，但也使流体出现含砂量剧增、颗粒絮状物富集等现象。传统持率测量方法因受流体分布影响，使其测量精度降低，影响了油田开采生产效率的评估等，因此传统持率测量方法不适用于特高含水油田测井中。

发明内容：

本发明的目的是提供基于热示踪的特高含水油水持率测量方法，这种基于热示踪的特高含水油水持率测量方法用于解决油田动态生产测井过程中，因在特高含水期存在流体分布复杂对测量精度影响大的问题。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：这种基于热示踪的特高含水油水持率测量方法包括以下步骤：

步骤一：油水模拟井的井筒上安装热源发生器，在热源发生器靠近井筒入口的一侧安装涡轮传感器、第一温度传感器，在热源发生器另一侧安装第二温度传感器，根据热源发生器内阻R和加热电压矢量U，计算得到单位时间内热源发生器加热时散出的热量Q_san；

步骤二：打开油水模拟井控制开关，通入一定体积比例的油水流体作为待测流体，通过第一温度传感器测量油水流体中初始温度矢量T₀，通过第二温度传感器测量加热后的温度矢量T₁；

步骤三：计算单位时间热脉冲待测流体中油相吸收热量理论值Q_xio和水相吸收热量理论值Q_xiw；

步骤四：计算油水实际吸收的热量为Q_xi；

步骤五：计量单位时间内油相和水相的体积流量之和q_v；

步骤六：建立热源加热电压U与初始温度矢量T₀和加热后的温度矢量T₁、水相体积流量q_vw和油相体积流量q_vo之间的测量模型：

步骤七：建立水相体积流量q_vw和油相体积流量q_vo数学模型：

其中水相体积流量计算模型如下：