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1、水平井相关技术现状,2,水平井相关技术现状,近期水平井相关技术研发动态水平井砾石充填应用实例压裂微地震监测技术实例,3,近期水平井相关技术研发动态,DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪 压裂液新进展斯伦贝谢美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统,4,DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪,传统的射孔作业会在井下残留很多弹片。在射孔期间，安装在射孔枪内的聚能射孔弹破裂成小碎片，使得高达数百克的弹片可能残留在井下。在井眼较长的水平井段，则会有重达数吨的钢屑和其他碎屑残留在井内，这些废弃物可能损害敏感的井眼和井口设备。,5,DYN Aenergetics公
2、司研制出无弹片射孔枪,过去，解决这一问题的方法是采用锌质聚能射孔弹来替代钢质聚能射孔弹。射孔后，锌质射孔弹破碎成细颗粒，并在随后的酸化中溶解。但是，锌颗粒会与某些盐类作用而产生井下复杂情况。DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪系统，这种射孔枪在射孔后基本没有弹片残留井内。,6,DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪,工作原理是采用内滑套使射孔枪射孔后关闭射孔孔眼。在射孔弹爆炸期间，爆炸产生的气压推动活塞使滑套移动。当聚能射孔弹穿透滑动器和射孔枪的外壁时，滑套在数毫秒内开始滑动，爆炸产生的气压不仅推动滑动器进入一个新位置，而且扩大了滑套的尺寸，从而防止射孔孔眼被打开
3、。,7,DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪,此时，液体和气体仍然可以在射孔枪的内部和井眼中循环，而不会在射孔枪内形成压力圈闭。这种无弹片射孔枪可以使用任何标准尺寸、几何形状或爆炸类型的聚能射孔弹。,8,压裂液新进展斯伦贝谢,近年来，压裂液由常规交联瓜胶压裂液发展到耐高温延迟交联压裂液、微聚压裂液和无聚清洁压裂液。2005年斯伦贝谢公司在压裂液方面推出了若干新型压裂液。无聚合物CO2压裂液ClearFRAC 光纤辅助运移水力压裂新技术FiberFRAC耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系ClearPACHD,9,无聚合物CO2压裂液ClearFRAC,2005年斯伦贝谢公司在其
4、一系列CO2压裂液的基础上推出了无聚合物CO2压裂液(ClearFRAC)。可成功在23/8英寸油管中应用，既节省钻机时间又能改善清洗效果；它只含有一种添加剂，而聚合物需七种添加剂；其适用温度高达200（93C），可在枯竭或低压储层使用，可用连续管作业。,10,无聚合物CO2压裂液ClearFRAC,该压裂液在得克萨斯Panhandle油田枯竭致密砂岩气藏中应用结果表明所以大大降低了油管安装成本。压裂后裂缝半长度增加41%，裂缝导流能力提高197%，井的产量提高29%，产层每英尺有效厚度的产量提高164%，并且作业成本显著降低，其中处理液用量减少18%，冲洗液用量减少25%。而且由于无需强行起
5、下作业、封隔器润滑和压井，,11,光纤辅助运移水力压裂新技术FiberFRAC,2005年发布的一项新压裂技术。该技术利用压裂液中的光纤网络提供机械的方法来运送、悬浮和置放支撑剂。可以在裂缝中均匀地分散支撑剂，而不至于让支撑剂在裂缝闭合前沉淀在裂缝中。压裂处理后，随着采油进行，光纤降解，剩下一个形状规则的支撑剂团。,12,光纤辅助运移水力压裂新技术FiberFRAC,FiberFRAC具有以下特点：支撑剂运移与流体粘度无关，可使用低粘度压裂液；超大温度范围从150到400；可降低聚合物负载40，保持渗透性24。,13,光纤辅助运移水力压裂新技术FiberFRAC,将FiberFRAC在北美东得
6、克萨斯低棉谷致密天然气藏（0.05毫达西）中应用，并与常规减阻水压裂液（Slickwater）进行比较，结果显示：气井30天内产量提高3倍；50天内的累积产量多2400万立方英尺；90天后日产量提高7倍达200万立方英尺/天。,14,耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系ClearPACHD,适应高温高压环境，无聚合物压裂液，应用该压裂液体系可以大大改善高温高压下的砾石充填或压裂充填作业。这种水基砾石携带体系由粘弹性表面活性剂（VES）和盐水组成，混合后密度可以达到14磅/加仑，可起到控制高井底压力的作用。在井底温度为300下性能稳定，对于循环或挤注均适用。,15,耐高温高压的无聚合物水基砾石携
7、带体系ClearPACHD,尤其是当用于填充井段较长的高温高压水平井时与“更替通路”（Alternate Path）技术（已获得埃克森美孚公司许可）相结合，该压裂液是非常有效的井控剂。这种制剂的配制只需将VES凝胶剂加入到一或两种盐水(氯化钙或氯化钙和溴化钙的混合液)当中即可。该液体系统和某些酶和螯合剂的兼容性很好，在温度低于180下的裸眼井中可以同时进行砾石充填和滤饼清除作业。它还可以承受油基泥浆井眼中的大多数油基液体的污染。,16,耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系ClearPACHD,西非一家大作业公司应用该液体对倾斜角77、长400英尺的采用油基泥浆钻井的井段进行砾石充填作业井下静温
8、150F（65.6C），油藏渗透率100毫达西。作业中共泵入30/50目的砂19243磅（8724千克），其中16845磅（7641千克）有效分布在缝口。作业完成后1周日产量达15000桶/天。,17,美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统,在研的高压连续管喷射钻井系统即将进入商业推广阶段。该项目由美国能源部赞助，科研基地设在美国得克萨斯州的休斯敦，项目开始于1997年9月30日，到2006年9月30日结束。该课题的总投资为526.7万美元，美国能源部提供355.2万美元，非能源部的资金为171.5万美元。,18,美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统,该项目的宗旨
9、是开发高压连续管喷射钻井系统并使之商业化。开发这种钻井系统的目的是提高机械钻速和降低钻井成本。喷射钻井利用高压射流喷射岩石，使之形成裂缝，然后采用机械方式破岩。室内和现场试验表明，与常规钻井方法相比，高压喷射钻井在多种岩石类型中均可提高机械钻速。目前已经开发出喷射钻井系统。,19,美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统,由于较低的钻深能力和钻速，使连续管钻井推广受到限制。而高压连续管喷射钻井系统克服了上述两大缺陷，钻深可达1万1.5万英尺，机械钻速大大提高。高压连续管喷射钻井系统还是钻多分支水平井的理想工具，这将对钻井公司有更大的吸引力。高压连续管喷射钻井因搬迁快、机械钻速高、对
10、环境影响小、以及能缩短进入市场的时间从而降低了钻井成本。,水平井砾石充填应用实例,田洪亮中国石油经济技术研究院,21,水平井砾石充填应用实例,概述水平井防砂方法尼日利亚水力充填实例 Alternate Path技术 阿塞拜疆旁通管充填实例分析,水平井裸眼井独立筛管完井在裸眼井中，独立筛管防砂用于砂粒较大，分选较好的地层以及生产寿命较短的井,膨胀式防砂管（ESS）此系统在完井是可行的，但其长期可靠性还不明确,水平井防砂方法,23,水平井裸眼砾石充填（OHGP）,在井斜较大的井中，裸眼砾石充填通常比其他方法能更好地保持井地产能和注入能力。,水平井防砂方法,24,尼日利亚水力充填,尼日尔三角洲勘探开
11、发租赁区块,25,Obigbo-North油田,Obigbo-North油田位于OML-11和OML-17区块，在尼日利亚哈科特港东北约18公里（11.2英里）处。该油田于1963年10月发现。油藏为渗透率9007000毫达西，孔隙度21%33%的未固结砂岩。油田包括66个区块：55个含油，11个含气。油田共钻井50多口。20012002年期间，多采用非柔性固定锥体工具使膨胀式筛管膨胀完井。2002年，壳牌石油开发公司SPDC对QWSB-53井进行裸眼砾石充填。SPDC和斯伦贝谢在2002年中期进行了一次水力充填处理，以达到3000桶/日(477立方米/日)无砂产量的目标。水力充填包括使用低粘
12、携砂液(通常为盐水)输送低浓度0.060.24克/立方厘米支撑剂的砾石。,Obigbo-North油田井身和完井结构示意图。Shell公司对QWSB-53井进行了完井，在裸眼井中下入294米不带扶正器的筛管。,使用低粘流体（常为盐水）进行砾石充填，依赖砾石沉积在筛管井眼环空低边，同时，低砾石含量的砂浆沿高边紊流流动。井眼必须有有效的滤饼减少流体滤失。如果保持循环流体返回地面，砾石以阿尔法波（1-5）朝水平段尾部或远端移动。如果砂浆失水，在流体滤失量大的井段停止向前填充，砾石将充满环空，形成桥堵，导致后续井段填充不完全。如果形成桥堵或砾石到达端部后，充填就以贝塔波（610）从水平段底部返回前部。
13、地面处理压力可以反应水力充填处理的进展情况。,28,水力充填,水力充填典型地面处理压力曲线,容积计算表明需要4190公斤砾石充填6英寸的裸眼环空。斯伦贝谢采用12%的氯化钾盐水携砂液泵注砾石。作业公司共泵入了 6123公斤砾石，但是返出1211公斤过量的砾石，在筛管周围留下约4912公斤砾石，结果与6.25英寸的实际井眼尺寸一致。SPDC采用 11kPa/米的水基钻井液钻进305米水平段至总井深。,Obigbo-North油田砾石充填处理。SPDC和斯伦贝谢对QWSB-53井进行了砾石充填。同时监测了压力（红）、含砂量（蓝）和注入速度（绿）。砾石充填以0.56，0.48，0.4和0.16立方米
14、/分钟速度注入。泵入剖面显示了阿尔法波和贝塔波砾石沉淀时对应的压力响应。在阿尔法波时约有75%的砾石沉积，只留下25%的砾石在贝塔波沉积。,30,结果分析,该井最初的原油产量为3250桶/日(517立方米/日)。储存式生产测井得到的转子流量计剖面、压降和总产量资料表明，充填效率为100%，整个水平段都产液。与独立筛管井相比，这种完井显示出更好的初始产液能力，并能在更高的压差下更长时间地维持产能。与先前的膨胀式筛管完井相比，该技术还使SPDC东部资产组节约了30万美元。,31,Altemate Path筛管,Altemate Path筛管的外旁通管使砂浆能够绕过砾石充填时筛管与套管或裸眼井环空形
15、成的堵塞段。该技术有助于保证桥堵段下部完整的砾石充填。但旁通管限制了可使用筛管的尺寸，这是该技术的一个局限。与水力充填不同，该技术对滤饼的完整性没有要求。高粘携砂液泵送较高含量4到8磅/加仑(0.48到0.96克/立方厘米)的砾石,Alternate Path砾石充填。该技术确保了防砂筛管周围和整个水平段的砾石充填。筛管上的旁通管为砂浆绕过砾石桥堵段充填环空提供了通道。旁通管充填不依赖滤饼来防止流体流失。如果筛管与裸眼间的环空过早堵塞（1到3）。砂浆转向旁通管，即使没有流体返回或循环出地面，砾石仍继续向井底充填（4和5）。通常，旁通流动开始后，因为旁通管直径小，泵速降低，处理压力上升。,33,
16、阿塞拜疆旁通管充填,Chirag油田简介常规筛管水力充填 下套管射孔完井独立筛管 膨胀式防砂筛管 Alternate Path筛管,阿塞拜疆里海海上油气田开发,35,Chirag油田简介,BP公司拥有Chirag油田（ACG巨型构造开发的一部分）34%的权益。ACG巨型构造估计含有100亿桶（16亿立方米）原始石油储量，长约48公里，宽（4.8-8公里。Chirag油田以及Azeri油田中部和西部初期石油开采是ACG开发的第一阶段。BP公司是里海Azeri、Chirag和Guneshli(ACG)等油田的作业公司。从1997年开始，BP公司在29口主井和侧钻井(包括生产井和注入井)中安装了几种
17、不同的砂面完井装置。在这期间，防砂方法从常规筛管水力充填、套管射孔完井发展到独立筛管、膨胀筛管和Alternate Path筛管裸眼砾石充填。,36,常规筛管水力充填,BP公司对Chirag油田两口早期生产井(A-02和A-03)采用水充填技术作为裸眼砾石充填进行了完井。A-02井从1997年12月生产到1999年3月，相关的出砂量低于10磅/1000桶(28.5克/立方米)，未出水。之后，由于产气量高，BP经常定期关井。1998年12月和2004年11月的压力恢复测试表明，其表皮系数分别为3.2和2.1。A-03井于1998年1月完井，产出油含砂23磅/1000桶(5.78.6克/立方米)。
18、1998年12月和2003年7月进行压力恢复测试，表皮系数为4.4。取得了可以接受的防砂效果。,37,常规筛管水力充填,直到目前，A-02和A-03都未出水，而且两口井中都没有出砂沉积。但是，随着BP公司开始钻更多的大位移井，而且产层位于大角度段和水平段，完井工程师开始转向使用Altemate Path筛管技术。,38,下套管射孔完井,A-06井和侧钻井A-06z是Chirag油田下套管射孔完井的9口生产井和两口注水井中的典型代表。1998年，A-06井初期出砂量很高，最终稳定在 2.98.6克/立方米，并伴随间歇大量出砂，出砂量高达 285克/立方米。压力恢复测试表明表皮系数较低，为负0.9
19、。2000年初发生水淹，出砂量急剧增加，BP公司不得不限制该井的出流量。2000年11月，采用连续油管修井清砂，并在井眼中打水泥塞封隔下砂层，在上砂层重新建立无水生产。2001年11月这些产层发生水淹，再次使出砂量增加。,39,下套管射孔完井,2002年初，BP公司放弃了A-06井并对其进行侧钻，以使其快速恢复生产。对下套管射孔的新侧钻井眼A-06z进行的压力恢复测试表明，表皮系数为负1.6，2003年3月该井眼开始出水后，高的出砂量使BP不得不控制其产量。2003年12月，A-06z井被废弃，又重新侧钻，并采用裸眼砾石充填完井，以后该井一直生产，出砂量较少。,40,独立筛管,Chirag油田
20、的A-09井和A-18井采用独立筛管完井。2002年4月，A-09井的压力恢复测试表明，表皮系数为负2，8。该井一直产油，出砂量很小，直到2003年9月发生水淹，虽然含水率仅36%，但出砂量很高。A-18井采用独立筛管完井，起初因出砂量过大而不得不限制产量。在3个月的时间里，BP公司逐渐提高产量，出砂量也相应增加，之后，尽管产油量增加，出砂量开始下降。压力恢复测试表明初始表皮系数为负1.8，之后逐渐降低到负5。除了间歇大量出砂外，其出砂量一直在降低，但由于连续出砂，该井一直未能达到过最大产能。,41,膨胀式防砂筛管,BP公司在Chirag油田对A-08z侧钻井和A-09井两口井采用了膨胀式筛管
21、完井。A-08z侧钻井，为注水井。但在2002年12月的洗井期间，该井产油而不产水。压力恢复测试表明表皮系数为+3.3。该井一直进行生产，出砂量较低，在15磅/1000桶(2.914.3克/立方米)，直到2004年3月转为注入井。BP公司在A-09井的一口侧钻井中采用了膨胀式筛管完井。原井眼A-09井采用的是独立筛管完井，该井一直高产量生产，直到2003年9月含水从0，1%增加到10%并大量出砂。2004年4月BP公司侧钻了A-09z井并采用膨胀式筛管完井。A-09z井未出水，出砂量与A-08井相似。但表皮系数却从负1，5增加到0.3，可能是因为产气量增加造成的。,42,膨胀式防砂筛管,BP公
22、司对A-08z和A-09z侧钻井都用了强度相对较低的膨胀式筛管。测井资料和未出现套管射孔和独立筛管完井中常见的初始和后续间歇性出砂的问题都说明膨胀式筛管有很好的完整性。但生产一段时间后，井径测井却表明筛管发生了变形，特别是在页岩段。防砂和井的产能未受到影响，但膨胀式筛管的长期性能还不明确。,43,Alternate Path筛管,2000年11月，BP公司在Chirag油田的5口生产井和3口注水井以及Azeri油田的5口生产井等共计13口井采用Altemate Path筛管进行了完井。第一口采用Altemate Path AIIPAC筛管的井(A-15T1)经过短期生产后转为注水井。在含水开采
23、的两年中，裸眼砾石充填保持了较好的防砂效果。,44,Alternate Path筛管,A-19井是Chirag油田迄今为止最长的大位移井，于2004年12月钻成并完井。砂面完井包括504米的ALLPAC筛管，带两个输送旁通管，两个充填旁通管和一个保护罩。BP公司计算A-19井的砾石充填效率为91%。2005年1月和2月进行的压力恢复测试表明，表皮系数接近零，分别为0.5和0.1。该井产油量超过了20000桶/日(3180立方米/日)的测试分离器能力。平均出砂低于1磅/1000桶(3克/立方米)，不产水。BP预计A-19井的产量可以达到29500桶/日(4690立方米/日)，是该油田最高的。考虑
24、到经过了8年开采，油藏压力比初始压力衰竭了 6.89MPa，还能获得如此高的产量，应该说效果还是不错的。,Chirag油田井身和完井结构示意图。BP公司在A-19井504米（1653英尺）的裸眼层段下入ALLPAC筛管并进行砾石充填，ALLPAC筛管配有两个输送旁通管，两个充填旁通管和一个保护罩,Chirag油田A-19井砾石充填处理。BP公司和斯伦贝谢公司对A-19井以6磅/100加仑（17克/立方米）浓度和10桶/分钟（1.6立方米/分钟）的速度泵注充填砾石，同时监测注入压力（红）、流体注入速度（蓝）、流体返速（黄）和含砂量（绿）。泵注过程中的压力剖面表明了对应于环空砾石沉积和旁通管分流的
25、响应。,Chirag油田完井表皮系数数据。,48,分析,Chirag油田下套管射孔完井的表皮系数底，独立筛管完井也表现出底的表皮系数。但当含水增加后，这两种完井方法都过量出砂。膨胀式筛管表皮系数低，也能防砂。但其在发生水淹后的效果如何尚不明确。BP公司通过不断改进流体设计和作业，将裸眼砾石充填的完井表皮系数降到了接近零。裸眼砾石充填是一种得到证实的在产水后也能防砂的方法。由于这些原因，裸眼砾石充填技术是目前Azeri油田、Chirag油田以及Guneshli油田的基本完井方法。,压裂微地震监测技术实例,田洪亮中国石油经济技术研究院,50,压裂微地震监测技术实例,前言压裂增产微地震监测技术得克萨
26、斯气田应用实例中北部,Barnett东部,Bossier and Cotton Valley未来的发展,51,前言,全球很多大型高渗油气田已进入开采后期低渗油气田的油气资源有望成为世界未来能源和经济发展的动力，而这些致密储层中的油气需要通过水力压裂才能够实现经济开采。仅在美国，2005年作业公司在水力压裂方面的花费就达到大约38亿美元。作业公司需要获取水力压裂裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息。,52,Fracture Mapping(Monitoring)The Current Advancement Frontier Technology for Fracturing,Far
27、-field Fracture mapping technologies for answering this question are now where the most important advancements are being made inhydraulic fracturing.,What are the actual dimensions of the fracture and where is it located?,53,Motivation for Frac Engineering&Diagnostics,Hydraulic fracturing is done fo
28、r well stimulation,NOTfor proppantdisposal,54,Microseismic Technology and Deployment,Slippage Emits Both P&S Waves(Compressional&Shear)Velocities Are DifferentP Wave S Wave Detected At Tri-Axial Receiver,55,Microseismic MappingObtaining Data From an Offset Observation Well,Fiber optic wireline 12-20
29、 Levels,3 ComponentSensors Mechanically Coupled Can be deployed under pressure,56,Microseismic MappingDetermining Distance and Elevation,Slippage Emits Both P&S Waves(Compressional&Shear)Velocities Are DifferentP Wave S Wave Detected At Tri-Axial Receiver,57,Microseismic MappingExample Recorded MS E
30、vent,58,Microseismic MappingVelocity Model,59,Microseismic MappingAzimuth Determination,While Many Techniques Are Available to Determine the Direction,the Simplest Representation Is a Hodogram,which is a Crossplot of the Amplitudes.,The Direction to a Microseismic Source Is Found by Examining the Pa
31、rticle Motion of the P Wave,Which Is Always Directed Radially Outward from the Source.,60,Reservoirs Where Microseismic Mapping has Been Successfully Applied,Oil/Gas/Geothermal/DisposalLithologies Granites(Geothermal)Shales Sandstone/Shale Carbonates Coal Bed Methane Chalk Unconsolidated Sands,61,Ho
32、w Far Can Microseismic See?,Microseismic Observation DistanceRange from 1,500mObservation Distance Depends on:1.Size(Amplitude)of the MicroseismFormationTreatment size and rate2.AttenuationFormation property3.Background noiseQuiet WellboreField ActivitiesSame pad operations,62,How Far Can Microseism
33、ic See?,Actual Observation Distances:Granites(Geothermal)1500m Shales 900-750m Sandstone/Shale 350-450m Carbonates 300m Coal Bed Methane 250m Chalk 100m*Unconsolidated Sands 100m*Long-term reservoir monitoring has seem significantly large observation distances,63,Future-,From an Active Treatment Wel
34、l Currently only Available in North AmericaFrom A Horizontal Well Currently only Available in North America,64,From an Active Treatment Well,Fiber optic wirelineMechanically Coupled geophones using blocksTypically run 10 tools with 200 apertureOnly obtain usable data during SI Time Tools run pulled
35、under pressure,65,From A Horizontal Well,Gravity Coupled geophones using blocksTypically run 5 tools with 700 aperture,Deployed on tractor Can also be done on treatment wells,66,Texas Examples,67,Texa,68,中北部Barnett,Fort Worth basin,Texas 中北部Fort Worth盆地Barnett页岩储层开采示意图。,目前直井数量超过3400口，水平井300多口。,69,Ba
36、rnett页岩储层,Barnett页岩储层是密西西比纪、富含有机物的海相陆棚沉积页岩，储层中包含很多细粒物质，不含硅质碎屑。储层上覆在一个截断其下部奥陶系岩层的大型不整合面上。在整个产区的大部分区域，Viola灰岩层形成了一个压裂隔挡层，同时将下部Ellenberger含水层与Barnett页岩分开。,70,Barnett页岩,目前，Barnett页岩储层约5.4万平方公里，页岩厚度约在300500英尺储层是密西西比纪、富含有机物的海相陆棚沉积页岩，储层中包含很多细粒物质，不含硅质碎屑。各向异性较差 天然裂缝性超低渗储层，渗透率在0.00007到0.0005之间，孔隙度在3到5%之间。2002
37、年引入水平井。目前直井数量超过3400口，水平井300多口。目前，Barnett页岩气田日产天然气超过12亿英尺3(3400万米3)，占全美国页岩天然气产量的58。,71,Barnett页岩,在过去5年中，工程师和科学家们对Barnett页岩储层中的天然裂缝和水力压裂裂缝系统有了更深入的知识。根据这些认识，他们调整了钻井策略以提高气井产能和采收率。策略之一就是钻水平井。虽然水平井的投资大约是直井的两倍，但水平井的最终采收率大约是直井的三倍。,72,Barnett页岩,几家公司正在研究利用水平井压裂Barnett页岩储层会出现的复杂情况及其对整个矿区开发的意义。Chesapeake能源公司是其中
38、之一。,73,水力压裂监测,2005年2月，在Newark East油田对一口水平井进行的四段“清水”压裂作业中，Chesapeake公司将StimMAP水力压裂作业诊断技术应用于一口垂直监测井上，以确定裂缝高度、长度、方位角及其复杂性。,74,水力压裂监测,设计目标是使水力压裂裂缝与分支井垂直。在每个压裂段，射孔之后进行压裂前注入测试，确定闭合压力和压力递减速率。由于该储层的基岩渗透性太差，流体几乎无法流动，因此压力递减速率是天然裂缝规模的函数。,75,水力压裂监测,StimMAP视图包括一个三维视图和平面视图。不同颜色代表不同压裂段：紫色代表段，蓝色代表2段，绿色代表3段，黄色代表4段。还
39、有各段作业总结，包括：利用声学数据确定的裂缝长度、宽度以及优先方位等。所给的深度是从方钻杆补心（KB）起算的相对深度。,四段水力压裂增产作业额微地震检测图。,76,水力压裂监测,在所有四个压裂段，通过微地震监测得到的主裂缝延伸方向是N60ES60W，裂缝向西南方向尤为发育。大多数微地震源在西南方向，这主要是与监控井的位置有关。监控井位于水平压裂段西南方向2000英尺处左右。在这种情况下，储层非均质性不可能引起向西南方向的偏向。Chesapeake公司观察到裂缝沿1、2压裂段和2、3压裂段之间的分支井连通起来，降低了压裂作业的有效性。在2段，现场工程师发现井下压裂压力与1段相同，因此Chesap
40、eake公司请斯伦贝谢公司工程师为2段微地震活动位置提供快照图。与1段StimMAP结果相比，快照图显示在2段形成的裂缝与前期裂缝连通。为了解决这个问题，以较低速度将三个支撑砂段塞泵入井筒中，使压裂液从消耗大量压裂液的射孔段分流。微地震数据同时还确认压裂作业形成的裂缝还与复杂的平行共轭天然裂缝相连通。,77,水力压裂监测,在3段，对射孔段进行了改变，以避开断层。水力压裂裂缝监测表明，在断层两侧各形成了两条主裂缝，并且这两条主裂缝可能也要受天然裂缝的影响。第4段压裂作业没有与其它段的压裂作业产生重叠。,78,水力压裂监测,2005年8月，Chesapeake公司将StimMAP技术应用于Newa
41、rk East油田的另外一口水平井上，以确定岩溶断裂带对水力压裂裂缝几何形状及方位的影响。同样，整个压裂作业涉及四个压裂段，其中，1、3、4段采用清水压裂，2段采用二氧化碳流体体系。该压裂井水平段的走向为东东南，监测井位于压裂井水平段的南西南方向。根据水平段各段压裂作业位置的不同，监测井与压裂段之间的距离从小于500英尺(150米)到超过2000英尺不等。,79,水力压裂监测,第二个四段水力压裂增产作业的微地震监测图。StimMAP视图包括一个三维视图和平面视图。不同颜色代表不同压裂段：紫色代表1段，蓝色代表2段，绿色代表3段，黄色代表4段。还有各段作业总结，包括：利用声学数据确定的裂缝长度、
42、宽度以及优先方位等。所给的深度是从平均海平面起算的相对深度。,80,水力压裂监测,根据地震成像和井控数据，Chesapeake公司掌握了该区域四条断层的位置。工程师将多个射孔组控制在各个压裂段之内，避免压裂作业时裂缝直接压人断层。即使采取了这些预防措施，裂缝的形成仍然受到1、2、4段附近断层的影响。而且，1段很有可能与断层连通。微地震和压力数据也支持这一观点。微地震活动主要发生在2、3射孔段之间，而且1段的瞬时关井压力明显低于其它3段。,81,水力压裂监测,StimMAP服务达到了Chesapeake公司的要求，即确定压裂井水力压裂裂缝的几何形状和方位。最终，工程师确定裂缝的主方位为N15E。
43、裂缝在Barnett页岩储层范围内以基本对称的方式向上延伸，同时在各段也出现向下延伸。从横向来看，3段裂缝对称延伸，而1、2、4段则表现为不对称延伸。StimMAP解释结果也表明各段之间很少出现连通。,82,分析,目前，在水力压裂裂缝的延伸监测方面，人们将主要精力集中在水平井压裂增产上，以评估裂缝高度及与裂缝相互作用相关的复杂情况。而近井筒评估方法并不能解决水平井面临的这些问题。如今已经拥有了测量水力压裂裂缝几何特征的能力，因此工程师们可以判断完井和压裂设计变化(例如，改变射孔段在水平井中的位置或间距或改变支撑剂携带液)所造成的影响。因为水力压裂裂缝特征描述效果的提高，人们现在才明白Barne
44、tt页岩储层水力压裂作业的有效性与次生天然裂缝的打开有关，后者提高了压裂液的用量。,83,East Texas ExamplesBossier and Cotton Valley,84,Microseismic Mapping Results Taylor Sands,85,APC Anderson#2York Frac,Side View,Map View,86,APC Anderson#2 Map ViewYork and Bonner Fracs,87,Plan View Well B Stimulation,Xf=615 West and 750 East,88,Side/Edge V
45、iew Well B,-8 perf clusters in the BM/Moore York-Xf=615 West and 750 East-H=450-Note events in Shales-Minor stimulation of the York,89,Fracture Model Calibration?,History match the OBSERVED net pressure responses with the DIRECTLY measured fracture dimensions using a 3D fracture simulator to develop
46、 a reliable tool for understanding and predicting fracture growth.,90,Modeling Versus Measuring,Fracture growth modelsincomplete physicalunderstanding,Direct diagnosticsnot predictive,Calibrated models more realisticallypredict how fractures will physicallygrow for alternative designs,91,Microseismi
47、c Fracture MappingCotton Valley Sandstone,92,Bossier SandCalibrated Modeling Results for Well C,Before model calibration,After model calibration,More confinement than can be attributed to stresscontrast,permeability ormodulus.,Composite layeringWidth decoupling,93,Confined Fracture Height Growth,Har
48、d to explain confinement with current“essential physics”ifNet fracturing pressures are higher than measured/estimated closure stress contrastsNo known“permeability barriers”existIs there another containment mechanism?,Increased fractureclosure stress,Interfaceslippage,Compositelayering,94,FRACTURECO
49、MPLEXITY,HYDRAULIC FRACTUREMINEBACK,95,未来的发展,微地震监测方法的一个主要限制就是能否在压裂井附近找到一口或多口监测井，以便安装VSI仪器。不仅要求监测井与压裂井的距离相对较近(这与周围岩石的声学特性相关)，而且还要求监测井经过固井、在压裂作业期间不产生噪音。在下入VSI仪器之前要保证监测井处于合适的状态，这往往需要花费大量时间和资金。科学家们在不断努力，在声发射探测和定位的可靠性与处理解释的方便性之间寻找平衡点，以便于为现场提供有用的结论。随着速度更快的计算机的问世，一种利用联合微地震成像技术(CMMapping)的新方法可以提供快速可靠的震源定位服务
50、，从而实现可靠的实时裂缝成像。,96,未来的发展,在声发射的探测和定位中面临的另一个困难是多重峰的辨别和解释。例如，在两个不同的泵送阶段均发现多重峰。相同的震源位置产生相同的微地震响应，而经过成像，这些响应又回到相同的震源位置。多重峰说明一些早期已经探测到微地震活动的裂缝或断层被再次打开。在多段压裂作业中，发现多重峰说明在不同压裂段出现了窜流，从而导致增产作业无效。问题的关键在于是否能够实时发现多重峰，以便在泵送过程中采取措施。科学家们正在开发一种地震反演方法，可以用来确定观测到的微地震活动的机理，例如剪切或拉伸机理。该技术可以突破很多限制，例如它可以量化由微地震活动引起的应力变化。这些信息还
