微地震监测技术在油田开发中的应用.ppt

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1、微地震监测技术在油田开发中的应用,微地震监测技术是计算机及信号识别技术高度发展的产物。国内外很多科研机构、生产服务单位应用这一技术服务于油田生产，并取得重要成就。我们发展、并应用该技术于国内油田的生产、开发，仅在近3年，就监测了近1500口井。在油田井网调整，压裂裂缝转向，油田调、堵、压施工中发挥了不可替代的作用，提高了施工的科学性，为油田增产、增效作出贡献。,理论与技术,1.1理论依据地下经常有微地震发生，压裂或注水时，地层压力升高，根据摩尔-库伦准则，压力变化区会有诱发微地震发生，记录、定位这些微地震源，其分布可以反映裂缝轮廓。摩尔-库伦准则可以写为：,=0+（S1+S2-2 P0）/2+

2、（S1S2）cos（2）/2(1)=（S1 S2）sin（2）/2（2）,微地震源定位,微地震定位采用矩阵分析理论，以下述走时方程为依据去计算微地震震源的空间坐标。,经变换，上式可以改写为：,式中，T1-T6 是各分站的P波到时，T0是发震时刻，是待求的未知数；是各分站坐标；vp是P波速度；(x0、y0、z0）是微震震源的空间坐标，是待求的未知数。未知数的个数少于方程个数，方程组是可解的。解出四个未知数的最少方程个数是四个，这要求至少有四个分站，若有四个分站有记录信号，便可以进行震源定位。但只有五个以上的站记录到信号，才会保证足够的定位精度。式（1-4）可以写成标准系数矩阵形式,有很多求解矩阵

3、的方法可以解出；再把解出的结果代入式（1-3）中就可以得出深度，深度分布给出裂缝高度，由于计算过程的累积作用，高度误差较大。,矩阵A写为：,矩阵B写为：,矩阵K写为：,矩阵求逆，（1-5）式可改写为：B-1是B的逆矩阵。矩阵求逆和式计算有很多通用的解法，我们可以取得 K中的未知数的 值。实际采用确定深度的方法是综合考虑各站走时的方法，即对以下数据作为走时的函数进行线性回归，回归常数即为相对观测段的高度：,实际采用确定深度的方法是综合考虑各站走时的方法，即对以下数据作为走时的函数进行线性回归，回归常数即为相对观测段的高度：,依据上述过程可以确定微地震点的空间位置。,理论上的精确深度可以写为：,式

4、中参数均假定为真实值。由于存在测试误差，实际测试到的深度可以写为：,展开上式并忽略二级小量：,式中，i=1，2，3，4，5，6，H0 是真实深度，vp是真实波速，v 是速度误差，x0，y0 是震源的水平坐标，x，y 是 x0，y0 的定位误差。把式（1-12）写成：,把式（1-12）写成：写成矩阵形式：,测试深度的矩阵方程可以写为：矩阵求逆：深度可以表示为：,由求出的系数用下式可以估计各项参数的测试误差：,式中，d是速度误差的平方，e、f给出水平定位误差，对估计测试结果的可靠性是有意义的。计算出初始T0，X0，Y0，Z0后，用式（1-11）-式（1-20）去迭代。如果计算出的b、c、d、e、f

5、中任何一个的绝对值较大，则须相应改变T0、Vp、X0、Y0，再返回式（1-11）-式（1-20）的迭代计算过程。直至b、c、d、e、f接近于零，这时的x0、y0、Z0就是真实的微地震点空间坐标。实际上常设定一个允许的小值，以减少迭代过程。计算时需输入速度初值，越接近实际值，计算过程越简单。速度初值与实际值差别大，影响计算过程，不影响最后结果。速度初值应该选择速度下限，保证迭代趋势明显。,如果c大于零，应有：Vp=Vp-V 如果e大于零，应有：X0=X0+X如果f大于零，应有：Y0=Y0+Y我们有6个方程，可以把深度作为待求量在式（1-3）-（1-9）中直接解出，若油田地面起伏过小，线性化后，Z

6、0前面的系数接近于零，使计算出的Z0误差过大，也不稳定。实际解法是首先解出x0、y0、T0三个可以线性化的参数，再在（1-11）-式（1-20）的计算过程中，在b、c、d、e、f接近零时，由式（1-19）计算出Z0。检验表明，计算高度范围大体与实际高度范围相同，说明校正后的结果是可靠的。,裂缝扩展机制,微地震源形成的力学条件可以写为:式中是微裂缝的半长度；是裂缝中的水压；是裂缝面的法向应力；是岩石断裂韧性，是岩石的固有强度。由式可以看出，破裂的临界强度由岩石本身的性质决定，与激励条件无关，只在作用达到破裂条件瞬间才会有微地震发生，因此微地震信号的强度也与激励条件无关。而破裂发生的频度是与激励条

7、件有关的，激励强度越大，单位时间发生的微地震也越多。,地震矩张量MPP可以写为：,由式(1-22)可以得出5个位移分量:一个近场变形位移,二个近场波动位移，二个远场波动位移。远近场是以地震波长为标准的，在我们的使用频段范围内，波长约为几十米。因此，远场震相是我们观测到的主要震相。式中,u3是裂缝面位移,无论裂缝张开、或闭合，只要u3不等于零，就会形成微地震。由式可以看出,注水若使地层压力稍有变化，裂缝宽度就会发生变化，使u3不为零，形成微地震。这为用微地震监测注水前缘提供了理论基础。监测注水前缘本质上是监测地层压力变化前缘。由位移形成的P波位移震幅可以写为：,这里：，分别是观测点相对于震源的仰

8、角和方位角，是P波波速，、是拉梅常数，是考虑时间延迟的震源介质振动的速度幅度，r是传播途径，是传播介质密度。(1-24)式是(1-23)式的辐射图形因子。地震波传播理论为地震信号分析提供了依据。,在地面观测时，可以假定=0，在观测点的P波位移可以写为：在井下观测时，可以假定=/2，在观测点的P波位移可以写为：,微地震信号强度预测,检波器可以记到微地震信号是方法是否可行的关键。只有信号大于器前端分辨率，微地震检波器才可以把信号检测出来。由于人工裂缝形成以张裂为主，加之地层条件，辐射出的P波较为稳定。仪器设置及分析识别理论以记录分析 波为依据。不记录也不分析S波震相。故仅使用以上二式估算到达仪器前

9、端的电压强度。在实际计算中需把，二式改写为：,下标为“0”的参数是与震源有关的参数，与传播路径无关；下标为“1”的参数是地面接收的路径参数，与震源无关；下标为“2”的参数是井下接收的路径参数，与震源无关。A1是地面接收的信号幅值，A2是井下接收的信号幅值，H是入射衰减，F是路径衰减，0是震源的角频率。,为了判断信号的强度量级，我们根据理论及野外实际条件，对一些参数进行粗略的定量：是裂缝面错动或张开的平均速度，可以用u3/T求取，u3是裂缝位错或张开位移，取为2mm；T为地震周期，取为0.02秒;0是震源的角频率,取为0=2f=300,地震频率f取为50赫芝，由于所使用的地震仪是速度型检波器,故

10、分子上要乘以0。，是拉梅常数，本文假定其平均值为=1X104Mpa，井下接收时的P波速度取为 2=2000m/秒，地面接收时的P 波速度取为1=1200m/秒；r1，r2分别是地面，井下的P波传播途径，取为3000米，500米；S0是震源面积，假定每次破裂仅有很小的面积，取为1平方米；K1，K2是地面，井下的检波器的换能系数，我们使用中国地震局哈尔滨工程力学研究所研制的专用检波器，分别取为0.5伏秒/cm，0.2伏秒/cm。,H1、H2分别是地面接收,井下接收的入射衰减。前者是从高速层进入低速层，入射衰减很小，每层入射系数为0.85,假定有7层,整体入射系数为0.35;后者是从地层进入水泥环和

11、钢套管,是从低速层进入高速层,速度差别可达2倍以上,每层入射系数仅为0.3,整体入射系数小于0.1。F1，F2是路径衰减，也称为非弹性衰减。由于地面接收路途远，覆盖层非弹性强烈，通过系数取为0.1;井下接收,路途近,非弹性衰减小,通过系数取为0.5。把上述结果代入公式，并考虑辐射图形因子的影响,计算出在观测点的检波器上可形成的电压值（表1-1）。,可以看出，地面接收所获得的电压值是5.8微伏,这已超过现有技术的检测水平,目前的检测水平是1-2微伏，信号是可以被检测出来的。井下接收信号要强得多，可达26.8微伏,这主要是震源距比较小,辐射图形因子较大的结果。从技术上，井下观测效果最好。表2-1中

12、列出了其它一些对比，特别是油田的欢迎程度一项对方法的采用有至关重要的影响。,表1-1.不同微地震监测方法的信号强度对比,微地震信号识别,微地震信号识别技术是本技术成败的键，识别不出可用的信号，自动识别，实时监测就是一句空话。只有微地震信号大于折算到仪器前端的仪器噪音,信号才是可以检测的。由于低噪音运算器件的广泛使用，及我们对仪器电路结构的独到改进，目前，折算到仪器前端的仪器噪音可以低于2微伏，微地震信号是可以被检到。,微地震信号是与大地噪音同时进入检波器的。在噪音背景中检测出信号是软件编制的主要内容。我们根据计算机智能理论，编制了计算机自学习软件，输入多年人工裂缝观测结果，由计算机进行训练，提

13、取出压裂或注水时的普遍信号特征。这些特征包括:幅度谱,频率谱,信号段的频谱分布,包络前递增及后递减特征,包络的拐点特征,导波特征,信号的升起特征,尾波特征等13个特征。在现场识别前训练5分钟，可以与计算机中已有的信号特征对比，对监测地点的噪音及信号特征予以鉴别及留存，提取频率谱，幅度谱，导波，包络特征，拐点特征等标志去区分当地的信号与噪音。,正式工作时，逐路、逐段的予以识别。经严格检测，在其中任一路上检测出可用信号后，与其它路做互相关。在由台站分布所限定的时段内，其它路也有可用信号，互相关存在，则信号为真，否则为假；这一功能避免了压裂、注水、过车等作业的干扰，只要不是各台同时记录到的噪音，即使

14、它很象信号，也可以被剔除掉。如果震源间过近，彼此间可能形成干扰；实时监测时会扔掉一些过密的信号，避免干扰。后分析时会自动加大处理时间，拉大时间间距，以避免干扰。后分析时会获得更多的微地震信号。,采用前包络反向延伸技术提高时间服务精度，在采样率1000次/s时，时间服务精度优于0.0002s。前包络反向延伸技术如图1-1所示，做一包络线，包络线与横轴的交点q是微震到时。,图1-1.微地震波到时确定方法示意图,包络反向延伸法提高到时精度的理论依据如图1-1所示：提取出包络的各个极大值点，用一个高次方程拟合包络，再给定包络反向延伸线与时间轴的交点，该交点就是微地震的初至到时。该交点是个数学点，有足够

15、的分辨精度，可以分辨出万分之一秒的到时，考虑到微地震信号的噪音背景和失真，实际上认定的微地震到时的分辨率为0.2ms。到时的具体计算过程如下:采用线性方程拟合地震波的到时，在有些条件下难以满足精度要求，故我们采用二次曲线拟合微地震波到时:t=ay2+by+c（1-29）在微地震波形上选出三组（t、y）值，代入（1-29）式中，有：,式（1-30）中:y1，y2，y3是微地震波的极大值点,t1，t2，t3是相应的到时，a，b，c是待求的系数，c就是微地震波到时。,理论上，我们可以用更高次方程去拟合微地震波包络，使到时更精确。事实上，我们不可能无限提高到时精度。出于实时定位的目的，我们必须计算、分

16、配好各个环节所需要的机时。在二次采样的时间间隔内，必须完成数据存储，分析，识别，定位，屏幕显示。如果在下一次采样开始时，不能完成分析，识别，定位，屏幕显示等全部工作，就要占掉计算机缓存，连续发生这样的情况，就会出现死机。合理分配计算机机时，是实现人工裂缝实时定位的关键技术，也是计算机技术高度发展的产物，只是在近几年，国际上才实现人工裂缝的实时监测。由于上述原因，我们尽量采用了一些简明，可操做，节省机时的算法。依据微地震波的到时，我们可以确定微地震震源。提高微地震波到时精度，就可以提高微地震源定位精度。,1.2监测技术,监测使用自行研制的微地震实时监测系统,该系统地面6分站,无线传输,主站记录,

17、实时分析、显示。监测依据微地震震源特征,地震波传播理论和微地震信号识别理论，用监测得到的微地震点的空间分布及其三视图描述人工裂缝轮廓，实时给出人工裂缝监测结果。,噪音水平随深度的变化,监测结果应用,1.压裂裂缝监测:给出裂缝方位、形态，指导布井2.注水监测:给出注水前缘,注水诱发裂缝,指导油田井网调整3.静态监测:在施工前预估井邻区裂缝,静态监测,空间、时间重复性检验,第一次静态监测,第二次静态监测,高压注液监测,压后闭合监测,煤层气监测一.特点二.监测结果,一.特点,1.裂缝形态复杂2.垂直缝、水平缝并存3.带、簇同时存在,1.裂缝形态复杂煤层中原生裂缝发育、规模较大，影响到压裂裂缝形态。使

18、人工裂缝形态复杂。,2.垂直缝、水平缝并存,深色区是高模量区、浅色是低模量区，在压实过程中，二区同时受到压缩。长深色线是没有受到低模量区影响的压缩后长度；短浅色线是没有受到高模量区影响的压缩后长度；在交接面附近：深色线相对变短，受到压缩，裂缝转向与交接面平行；浅色线相对变长，受到拉张，裂缝转向与交接面垂直；从而在交接面附近形成T形缝。,3.带、簇同时存在煤层中存在较多的裂缝群，压裂时，可能出现带、簇并存、带、簇相连的现象。,二.监测结果,1.SHx-156井压裂监测结果2.SHx-171井人工压裂裂缝监测3.SHx-179井人工压裂裂缝监测,1.SHx-156井压裂监测结果,根据相关合同的要求

19、，北京科若思技术开发有限公司的监测队伍于2007年3月26日，在晋城煤田，对SHx-156井的压裂过程进行了监测，该井位于山西晋城，压裂一层，深度为279.5米。监测结果表明，SHx-156井的人工裂缝方向是北东东向。SHx-156井压裂监测结果监测使用平面微地震台网，该台网6分站，无线传输，主站记录分析。可以实时显示记录、分析结果，从主站计算机屏幕上可以实时看到人工裂缝发育趋势。整个记录时间持续100分钟。由于压裂深度较小，采取了较小的台网尺度(表1-1)。表1-1的坐标是以压裂点在地面的投影为坐标原点，x轴沿东西向，向东为正；y轴沿南北向，向北为正。,表1-1.SHx-156井压裂监测台站

20、坐标,监测结果平面图,图1-1、图1-2中，每个格的尺寸为100米；水平轴东西向，向东为正；竖直轴沿南北向，向北为正。可以看到，现场监测结果与后处理结果大体一致，后者增加了一些信息。人工裂缝除了一条北东走向的主干裂缝外，东翼前缘有一组展开的裂缝分布，西翼前缘有一支裂缝北西向分布。,表1-2.SHx-156井人工裂缝监测结果参数表,表1-2是依据现场数据的后分析结果。尺度是最大尺度；方位是所有微地震点的统计方位。高度数据的上侧是裂缝面上沿深度，下侧是裂缝面下沿深度。,图1-3.SHx-156井监测结果的人工裂缝高度,图1-4.SHx-156井压裂的人工裂缝倾向,图1-4是沿人工裂缝走向，从东向西

21、看的投影图，表示裂缝面倾向，应该和后面的统计倾角图对比来看，如果倾角图不为零，此图才有意义。此次监测，倾角为0度，由此图可以看出整体裂缝面直立；主干裂缝倾向西北。图1-3、图1-4表明，底部存在水平分布的裂缝。,图1-5.SHx-156井压裂置信度75%时的裂缝监测半高度,图1-6.SHx-156井压裂置信度75%时的裂缝监测半长度,图1-7.SHx-156井第一层压裂置信度75%时的裂缝监测倾角,此图应该和前面的倾向图对比来看，如果此图不为零，前面的倾向图才有意义。此次监测，倾角为0度，由图1-3可以看出裂缝面直立。,图1-8.SHx-156井压裂近井裂隙分布图,图1-8绘出了可能存在的裂隙

22、（绿）、回归线（蓝色粗线）。近井裂隙北东、北西、北北西，裂隙发育。,图1-9.SHx-156井时间频度图,SHx-156井的时间频度图的横轴是监测时间，纵轴是单位时间微地震点个数。可以看到，在时间进程上，微地震分布可以分为四簇，压裂过程大体正常。,图1-10.SHx-156井人工裂缝立体俯视图,由图1-10可以看出，主缝（蓝色）北东东向，有四个支缝，分别为北东向、北西向、东西向。主缝、东西向裂缝的底部显示出水平裂缝的趋势。,2.SHx-156井压裂监测小结,SHx-156井压裂监测的人工裂缝方向为北东东向；近井原生裂缝中等发育，北东、北西、北北西；主缝（蓝色）北东东向，有四个支缝，分别为北东向

23、、北西向、东西向。主缝、东西向裂缝的底部显示出水平裂缝的趋势。裂缝面高度平稳。没有可见的倾斜，倾角0度，倾向直立。实际进水裂缝尺度是监测尺度的三分之二。表2-1列出了裂缝参数及进水裂缝尺度。,表2-1.SHx-156井压裂参数及进水裂缝尺度,2.SHx-171井人工压裂裂缝监测,根据相关合同的要求，北京科若思技术开发有限公司的监测队伍于2007年4月2日，在山西晋城，对SHx-171井的压裂过程进行了监测，该井深度为354.95361.00米。监测结果表明，SHx-171井的人工裂缝方向是北东向。1.SHx-171井压裂监测结果监测使用平面微地震台网，该台网6分站，无线传输，主站记录分析。可以

24、实时显示记录、分析结果，从主站计算机屏幕上可以实时看到人工裂缝发育趋势。整个记录时间持续79分钟。由于压裂深度较浅，采取了较小的台网尺度(表1-1)。表1-1的坐标是以压裂点在地面的投影为坐标原点，x轴沿东西向，向东为正；y轴沿南北向，向北为正。,表1-1.SHx-171井压裂监测台站坐标,表1-2是依据现场数据的后分析结果。尺度是最大尺度；方位是所有微地震点的统计方位。高度数据的上侧是裂缝面上沿深度，下侧是裂缝面下沿深度。,图1-2.SHx-171井监测结果的人工裂缝高度,图1-2表示裂缝高度随长度的变化，由图可见高度不平稳，有凸起。二翼裂缝长度不对称，西翼裂缝偏长。从高度图可以看出，裂缝面

25、在顶部转为水平。,图1-3.SHx-171井压裂的人工裂缝倾向,图1-3是沿人工裂缝走向，从东向西看的投影图，表示裂缝面倾向，应该和后面的统计倾角图对比来看，如果倾角图不为零，此图才有意义。此次监测，倾角为1度，由此图可以看出裂缝面倾向西北。,图1-4.SHx-171井压裂置信度75%时的裂缝监测半高度,图1-5.SHx-171井压裂置信度75%时的裂缝监测半长度,图1-6.SHx-171井第一层压裂置信度75%时的裂缝监测倾角,此图应该和前面的倾向图对比来看，如果此图不为零，前面的倾向图才有意义。此次监测，倾角为1度，由图1-3可以看出裂缝面倾向西北。,图1-7.SHx-171井压裂近井裂隙

26、分布图,图1-7绘出了可能存在的裂隙（绿）、回归线（蓝色粗线）。近井裂隙北东、北东东、北西西向，中等发育,图1-8.SHx-171井时间频度图,SHx-171井的时间频度图的横轴是监测时间，纵轴是单位时间微地震个数。可以看到，在时间进程上，微地震分布可以分为四簇，压裂过程大体正常。,SHx-171井俯视立体图,由图1-9可以看出，主缝（蓝色）北东向，有两个支缝，分别为北东东向、东西向。东西向支缝表现为水平缝。,2SHx-171井人工裂缝监测小结,SHx-171井压裂监测的人工裂缝方向为北东东向，有二个支缝，分别为北东东向、东西向。近井原生裂缝中等发育，北东、北东东、北西西向。裂缝面高度不平稳、

27、有凸起，表现出直立、倾斜和水平裂缝的痕迹。裂缝面有可见的倾角，倾向西北。实际进水裂缝尺度是监测尺度的三分之二。表2-1列出了裂缝参数及进水裂缝尺度。,表1-3.SHx-171井压裂参数及进水裂缝尺度,3.SHx-179井人工压裂裂缝监测,前言根据相关合同的要求，北京科若思技术开发有限公司的监测队伍于2007年4月2日，在山西晋城，对SHx-179井的压裂过程进行了监测，该井深度为269.8275.85米。监测二次：第一次是小型压裂，压裂时间5分，监测时间27分。第二次是正式压裂，压裂时间67分，监测时间104分。监测结果表明，SHx-179井的人工裂缝方向是北东向。SHx-179井压裂监测结果

28、监测使用平面微地震台网，该台网6分站，无线传输，主站记录分析。可以实时显示记录、分析结果，从主站计算机屏幕上可以实时看到人工裂缝发育趋势。由于压裂深度较浅，采取了较小的台网尺度(表1-1)。表1-1的坐标是以压裂点在地面的投影为坐标原点，x轴沿东西向，向东为正；y轴沿南北向，向北为正。,表1-1.SHx-171井压裂监测台站坐标,图1-8、SHx-179井正式压裂监测结果平面图,图1-8中，每个格的尺寸为100米；水平轴东西向，向东为正；竖直轴沿南北向，向北为正。人工裂缝表现为一个条带。,表1-3.SHx-179井正式压裂人工裂缝监测结果参数表,图1-9.SHx-179井正式压裂监测的人工裂缝

29、高度,图1-10.SHx-179井正式压裂的人工裂缝倾向,图1-10是沿人工裂缝走向，从东向西看的投影图，表示裂缝面倾向，应该和后面的统计倾角图对比来看，如果倾角图不为零，此图才有意义。此次监测，倾角为6度，由此图可以看出裂缝面倾向西北。,图1-11.SHx-179井正式压裂置信度75%时的裂缝监测半高度,图1-12 SHx-179井正式压裂置信度75%时的裂缝监测半长度,图1-13.SHx-179井正式压裂置信度75%时的裂缝监测倾角,图1-14.SHx-179井正式压裂近井裂隙分布图,图1-14绘出了可能存在的裂隙（绿）、回归线（蓝色粗线）。近井裂隙发育，发育在钻孔东北侧，北东、北东东、南

30、北走向。,图1-15.SHx-179井正式压裂时间频度图,SHx-179井的时间频度图的横轴是监测时间，纵轴是单位时间微地震个数。可以看到，在时间进程上，微地震分布可以分为五簇，压裂过程大体正常。,图1-16.SHx-179井人工裂缝立体俯视图,由图1-9可以看出，主缝（蓝色）北东向，有两个支缝，分别为北东向、北东东向。北东东向支缝表现为水平缝。,2SHx-179井人工裂缝监测小结,SHx-179井压裂监测的人工裂缝方向为北东向，有二个支缝，分别为北东向、北东东向。近井原生裂隙发育，北东、北东东、南北走向。裂缝面高度不平稳、向东变高，表现出大角度倾斜裂缝。裂缝二翼长度不对称，西翼偏长。二次监测

31、，裂缝面有可见的倾角，倾向西北；人工裂缝方位大体一致，二次压裂是同一条缝，第二次压裂，使裂缝成型、规模变大，东翼裂缝出现明显扩展。实际进水裂缝尺度是监测尺度的三分之二。表2-1列出了裂缝参数及进水裂缝尺度。,表1-3.SHx-171井压裂参数及进水裂缝尺度,人工裂缝监测,1.3信号识别,信号识别是本项技术可行的关键，我们采用了13个判别标准：幅度谱，频率谱，信号段的频谱分布，包络前递增及后递减特征，包络的拐点特征,导波的上述特征及各路信号的互相关特征等13个特征，编制了计算机自学习软件，根据上述13个标准，依据以往近千口井的监测数据,训练得出信号识别判据。近5年的野外监测经验表明，这些判据是可

32、信的，监测有很好的重复性，且在很多可验证的监测中，监测结果得到验证。,2.典型应用及实例,我们在油田多个生产领域中，应用该技术，取得令人满意的结果。,2.1地震监测技术在井网布置与调整中的应用,2003年3月9日,在吐哈油田,监测了S3-231井的人工压裂过程,监测给出人工裂缝方向(图1)。图1中，红色井位为油井，蓝色井位为水井。该井压裂层位：Q1（3+4），深度 2911.00-2935.20m，压裂前日产液5m3，含水80。根据原始地应力资料，该区域最大主应力方向为北西38-50度，因此压裂该井，希望裂缝延伸到理想的方向来改善井网注采。压裂以后，S3-231井水淹，含水高达99%。根据人工

33、裂缝监测成果，判断水来自S4-24井。在对S4-24井进行水控以后，S3-231井日产液28m3，含水降为75%，日增油6 m3。,图1.S3-231井人工裂缝方向及邻井,2.2微地震监测技术在油田压裂转向中的应用,2.2.1压裂转向监测实例2.2.2 新裂缝延伸机制分析,2.2.1压裂转向监测实例,图2.朝75-105井第二层两次压裂裂缝走向迭加图,朝75-105井二次压裂,人工裂缝方位发生了近2度的变化，为北西87.8度和北西89.7度；裂缝的高度差别也很大，近6米。图2中,左侧的图是第一次压裂的微地震监测结果;中间的图是第二次压裂的微地震监测结果;右侧的图是两次压裂的迭加图,第一次压裂获

34、得的微地震点用红色表示,第二次压裂获得的微地震点用兰色表示。从图2可以看出,把二次观测的微地震点迭合在一起,第二次检测结果相对第一次观测结果有可以看出的左旋趋势。仔细观测图2,二者在细节上有很多相似之处,是同一控制条件下的裂缝转向;这表明,该层的二次压裂出现了可以观测得到的人工裂缝转向,由于转向角度很小,约束转回原来的方向的力也很小,新裂缝保持直线延伸。该层第一次压裂的的井口峰值压力是26兆帕,排量2方/分;第二次压裂的的井口峰值压力是39兆帕,排量2.5方/分。,图3.朝46-126井第一层两次压裂裂缝走向迭加图,图3是朝46-126井的压裂转向观测结果。图3中,左侧的图是第一次压裂的微地震

35、监测结果;中间的图是第二次压裂的微地震监测结果;右侧的图是两次压裂的迭加图,第一次压裂获得的微地震点用红色表示,第二次压裂获得的微地震点用兰色表示。从图3可以看出,二次压裂,人工裂缝方位有近20度的变化，为北东49.0度和北东71.3度;仔细观测图3,可以看出,第二次压裂,东翼近井人工裂缝近东西向,东西向裂缝长度近50米，然后左旋转向第一次压裂裂缝的方向,出现明显的典型裂缝转向过程。,从图3还可以看出,把二次观测的微地震点迭合在一起,第二次检测结果相对第一次观测结果，不仅东翼初裂缝不重合,转向后的裂缝也不重合，后者有明显的裂缝转向过程，转向后的裂缝与第一次压裂形成的裂缝走向大体一致。二者的裂缝

36、高度差近2米。该机制表明,压裂形成同一因素控制下的新裂缝,如果与原来的裂缝夹角较大,裂缝在延伸过程中将转回原来的延伸方向,但并不一定和原来的裂缝重合，这可能是转向压裂可以增产的原因。该层第一次压裂的的井口峰值压力是22兆帕,排量2.0方/分;第二次压裂的的井口峰值压力是32兆帕,排量2.8方/分,压力升高10兆帕。,2.2.2 新裂缝延伸机制分析,形成新缝的常见机制是形成同一控制因素下的新缝，这一控制因素多为原地应力场。由于与老缝相连的射孔被堵住，压裂液必然通过其它射孔作用在井壁上，在比形成老缝更高的破裂压力下形成新的初裂缝。其力学机制可以写为：COS2（）1-（T，-T）/（S1-S2）(3

37、)这里:T是井壁形成新裂缝处的岩石抗张强度;T，是最大水平主应力方向处的岩石抗张强度。由（3）式可以看出，新裂缝偏离最大水平主应力方向的最大角度与测点的差异应力正相关，差异应力越大，(3)式右侧第二式的值越小,(3)式右侧的值越接近1,偏差角度也小。如果差异应力很小，新老裂缝的夹角就可能很大。大庆油田油层相对较浅,水平差异应力较小,有利于压裂转向施工。,延伸必然受到原地应力场的影响与控制，其控制强度可以写为4:sin()(1-2)sin(2)/PU(4)式（4）中，PU、1、2分别是裂缝中的有效压裂压力、裂缝面上的最大、最小有效水平主应力；是开裂角，是开裂方向与裂缝面的夹角，是裂缝面与最大水平

38、主应力方向的夹角。可以看出，差异应力越大，应力对裂缝延伸过程的控制力越强。角小，则开裂角也小。由（4）式可以判断出,若形成与老缝相同控制因素下的新缝，有二种延伸机制：1.新缝与老缝的夹角很小,如朝75-105井的第二层,新、老裂缝的差别仅2度。由于差别较小，约束裂缝转回原来方向的力也小，开裂角也小,新缝始终保持直线延伸(图2)。2.新缝与老缝夹角较大,如朝46-126井,差别近20度,约束裂缝转回原来方向的力也大，出现了典型的裂缝转折,裂缝转回最大水平主应力方向（图3）。由于新、老裂缝不是一条缝，其高度也会有明显的差别（表1）。,表1.2003年第十采油厂转向压裂效果统计表,2.3微地震监测技

39、术在油田调、堵、压中的应用,调、堵、压是油田改造的重要措施,通过调、堵，堵住部分孔道，再压开、扩大另一部分液流通道，以改善油、水井生产动态。由监测我们可以判断措施是否成功，提高调、堵、压施工的科学性。大庆油田采油10厂，在CHAO61-Y127井实施了调、堵、压技术，受油田委托，我们对全过程进行了监测(图4)。该井监测深度2285.9米,于2005年5月17日监测,监测了调、堵、压全过程,包括调剖前、调剖过程、调剖后压裂。调剖后压裂、监测二次。四次监测采用同一监测台站坐标(表2),图4.CHAO61-Y127井调、堵、压监测结果,图4中,chao61-y127-1是调、堵措施前监测结果,cha

40、o61-y127-2是调、堵过程中的监测结果，chao61-y127-3是调、堵后压裂的结果，chao61-y127-4是调、堵后再压裂的结果。可以看出，CHAO61-Y127井措施前,监测得到的优势液流方向为北东、北西向,北东向显著程度稍强。调、堵时，调、堵液的的流动方向与措施前监测得到的一个液流方向大体相同，优势方向沿北西向。调、堵后压裂，人工裂缝方向不沿调、堵液的优势流动方向，而是沿北东向，调、堵措施见到成效。由图4可以清楚的看到四次监测结果的差别及调、堵效果。调、堵后二次压裂的人工裂缝方向均为北东东向,彼此之间相差仅1度。表2列出了四次监测的成果表。,监测表明：本次调、堵是成功的,人工

41、裂缝方向与调、堵液的流向不沿一个方向,调、堵是起作用的。从监测中，我们发现：如果调、堵成功,人工裂缝方向与调、堵液的流向应该不沿一个方向；调、堵液的流向不一定沿最大水平主应力方向；调、堵后再压裂,人工裂缝方向也不一定沿最大水平主应力方向；人工裂缝方向与调、堵液的流向间差别越显著,调、堵、压效果越好；用微地震方法监测调、堵、压过程是可行的，可以提供一个更科学的检查调、堵、压效果的手段。,表3.CHAO61-Y127井四次监测的成果表,2.4变压注水监测,我们在江苏油田陈3-45井进行了变压注水监测，该次监测持续2小时44分，划分为三个不同的压力时段。不同压力时段的微地震分布及反映的裂缝走向也明显

42、不同。,图6.高、中、低压(9.3Mpa)、重启动监测出的微地震分布及裂缝走向,从图5可以看出，压力变化幅度较大的情况下,随着压力降低，裂缝变得简单,低压力下，仅有北东东向一条裂缝出现；高压力下，有二条裂缝，不同于低压下的裂缝走向的另一条裂缝对应着较高的注水压力。图5中，从左至右分别是高压（13.2 Mpa）、中压(10.8Mpa)、低压(9.3Mpa)时段监测出的微地震分布及裂缝走向。图6中是再启动重新再在低压(9.3Mpa)下的测试结果。我们把测试结果汇总在表4中:,表4.陈3-45井变压注水监测结果,依据监测结果，我们可以分析远场应力。直立裂缝面上的法向应力可以写为:Sn=(S1+S2)

43、/2-(S1-S2)cos(2)/2(5)式中，S1、S2分别是最大、最小水平主应力，Sn是直立裂缝面上的法向应力,是裂缝面走向与最大水平主应力方向的夹角。,如果有二条裂缝,由(5)式可以计算出最大、最小水平主应力：S1=(Sn1-Sn2)+Sn1 cos(22)-Sn2cos(21)/cos(22)-cos(21)S2=Sn1 cos(22)-Sn2cos(21)-(Sn1-Sn2)/cos(22)-cos(21)(6)_式中，Sn、的下角标1、2分别对应着第一条裂缝和第二条裂缝。微地震人工裂缝监测可以给出应力方向，进而给出1、2角。油田注水是一个准稳态过程，井底注水压力与保持裂缝面张开的法

44、向应力相近(彼此之间相差一个摩阻)，用井底注水压力代替相应的裂缝面法向应力就可以确定最大、最小水平主应力值。利用上述分析过程，我们分析了江苏油田陈3-45井的应力状态。13.2Mpa显然偏高，因为在10.8Mpa时,裂缝尺度才变小、出现关闭，10.8Mpa是北西西走向的裂缝保持张开的最小压力；从监测结果本身，我们无法判断9.3Mpa是否为北东东走向的裂缝保持张开的最小压力,但油田认为，低于9.3Mpa，注入量会明显下降，9.3Mpa时的注入量也仅为0.4方/小时。据此我们认为9.3Mpa是保持北东东走向的裂缝张开的最小压力，且该裂缝是沿着最大水平主应力方向的。应力状态的分析结果列于表5：,表5

45、.陈3-45井测试出的应力参数,用变压注水方法测试油田应力是一种直接测试远场应力的方法，可以同时给定三向应力及应力方向。我们在江苏油田取得了令人满意的结果，四口井有三口井给出应力参量。测试结果不受近场油田作业的干扰;测试尺度大,岩石不均匀性相对变小,测试结果更加具有代表性。如果和目前油田采用的微型压裂应力测试技术相结合，会更大的提高测试可靠性。后者由于不能判断所测试的封闭压力是沿着最大水平主应力方向的裂缝的封闭压力，测试结果不稳定。该应力参量是远场测试结果，有很好的代表性。可以用在套管变形、井网布置等与应力场特征相关的领域。人工裂缝微地震监测技术在油田还应用在注水前缘监测，采油动态区，爆破压裂

46、监测,二氧化碳压裂监测等领域，并取得成功。,2.5水平井压裂监测,红台2-17井是水平井,进行了国内近年来少有的大型压裂。注液1000方，加砂200方。同时使用二支压裂队。根据相关合同的要求，我公司的监测队伍于2006年3月14日，对红台2-17井的压裂过程进行了监测,该井是水平井，压裂段深度2199.7-2285.0米。监测结果表明，本次监测给出了一个由多条裂缝组成的裂缝条带。,A点:斜深2215.2m 垂深2141.72mB点:斜深2524.8m 垂深2291.86m最大井斜79.3,射孔井段,形成多条横向裂缝，压裂施工风险大，但利于提高油井产量。,形成纵向裂缝，压裂施工风险相对小，但压裂

47、效果不如第一种情况。,图1-1.红台2-17井人工裂缝监测结果的平面图,图1-2.红台2-17井后自动识别结果的人工裂缝高度,图1-3.红台2-17井的人工裂缝倾向,图1-7.红台2-17井近井裂缝分布图,2.6试油井评价,苏20-1井人工裂缝监测（1839.8-1852.8米）,苏20-1井人工裂缝监测（2016.8-2037.5米）,芳121-3井人工裂缝监测结果平面图,3技术可靠性,3.1对井井底连通实例（井下裂缝连通技术在安棚碱矿的应用）3.2对比监测实例,3.1对井井底连通实例（井下裂缝连通技术在安棚碱矿的应用）,安棚碱矿是较大型的股份制,集开采与加工于一体的制碱企业,设计年产碱20

48、万吨。采用湿法采碱，即把清水注入地下，溶碱后汲出，经蒸发浓缩处理提取出碱（NaHCO3,Na2CO3）。初期曾试用单井对流技术，自中管注入清水，从环套空间汲取碱液；由于注入的清水在地下停留时间过短，虽经二次循环,碱液仍低于合格浓度(73.5 g/L)，该技术被放弃。以后曾试用单井吞吐技术，注入清水后，焖井，再把碱液汲出；采用注水5小时,焖井4小时,返卤3小时的工作制度,碱液浓度可以满足生产需要(110-120g/L),但生产过程间断。由于注入清水接触面积小，碱液含碱浓度递减快,也很难完成设计产量。如何连续、高效的汲出合格碱液，成为安棚碱矿的生产瓶颈。实现注入井与采出井长距离井底裂缝连通是解决这

49、一问题的关键技术。为此，安棚碱矿与我公司合作,采用井底裂缝连通技术。由监测确定与注水井连通的裂缝，把采液井打在裂缝上，以实现井底裂缝连通(1)。该项研究于2001年1月启动，4月初监测队伍进入现场，5月初结束,2002年10月，生成实践表明，二条裂缝带已经实现连通。,图7.安棚碱矿井底裂缝连通,设计井底距离1000米，分二段进行连通。即在一口井注水，用微地震监测方法测定裂缝后打出新井；S31井经S32井与S33井间的井底距离大于一千米。目前已实现二条千米裂缝带连通，一条自S31井、经S32井、到S33井，另一条自S41井、经S42井、到S43井。井底裂缝连通的实现，使碱矿年产碱达30万吨，已超

50、额完成设计产量，经济效益也大幅提高。,3.2对比监测实例,在四川省某地,出于监测要求,我们使用了二套独立系统,监测同一次压裂，检验了系统的对比性。理论上，若监测结果确实反映地下情况，二套系统应该有大体相同的监测结果。实际上，二套系统的计算机屏幕所显示的结果完全一致，得到甲方领导及到场专家的一致好评。,图8.二套独立系统监测同一目标的对比监测结果,本次监测持续8小时，图8是前二小时的监测结果。图中,左侧是第一套系统的监测结果,右侧是第二套系统的监测结果，二者几近相同。测试结果反映，结果确实来自地下。,4.微地震监测技术在人工裂缝监测中的应用前景及展望,微地震监测技术是计算机及信号识别技术高度发展