[能源化工]微地震人工裂缝监测技术0651.ppt

《[能源化工]微地震人工裂缝监测技术0651.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《[能源化工]微地震人工裂缝监测技术0651.ppt（56页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、微地震监测技术在低渗透油田生产开发中的最新应用,目录,摘 要1.理论与技术2.典型应用及实例3.技术可靠性检验4.微地震监测技术在人工裂缝监测中的应用前景及展望参考文献,摘 要,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500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。,摘 要,在吐哈油田，S3-231井压裂后出现暴性水淹，含水由压前的80%升至99%，依据监测结

2、果，判断该井人工裂缝方位与以往应力场研究预计的裂缝方位不同，指向邻近水井S4-24。对S4-24井采取控水措施后，含水降至75%，日增油6m3。在大庆油田采油十厂监测了3口井、5层的压裂转向，依据监测结果，判断有2口井、4层转向明显，1口井、1层转向不明显。判断转向不明显的井恰好是油田加堵剂偏少，效益偏差的井。监测结果是可信的。,摘 要,在大庆油田采油十厂，对朝61-杨127井的调、堵、压过程进行了监测，发现，调、堵剂的流向与调、堵后压裂裂缝方向沿着不同方向，判断此次调、堵、压施工是成功的。事实上，此井该次施工，日增产原油3吨，二个月累积增产原油200吨。监测实践表明，该项监测技术，使用方便，

3、实时性强，结果可信，可以为油田布井，压裂转向，调、堵、压施工提供科学依据，指导施工作业，检验施工效果。,1.理论与技术,1.1理论依据1.2监测技术1.3信号识别,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+（S1S2）cos（2）/2(1)=（S1 S2）sin（2）/2（2）,理论依据,（1）式左侧不小于右侧时发生微地震。式中，是作用在裂缝面上的剪切应力；0 是岩石的固有无法向应力抗剪断强度，数值由几兆帕到几十兆

4、帕，沿已有裂缝面错断，数值为零；S1，S2 分别是最大，最小主应力；P0是地层压力；是最大主应力与裂缝面法向的夹角。由式（1）可以看出，微震易于沿已有裂缝面发生。这时0为零，左侧易于不小于右侧。P0增大，右侧减小，也会使右侧小于左侧。这为我们观测注水，压裂裂缝提供了依据。,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,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。,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：

5、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2.2微地震监测技术在油田压裂转向中的应用2.3微地震监测技术在油田调、堵、压中的应用2.4变压注水监测,2.1地震监测技术在井网布置与调整中的应用,20

6、03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

7、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,朝75-105井,图2是大庆油田朝75-105井的压裂转向观测结果。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。,图2.朝75-105井第二层两次压裂裂缝走向迭加图,朝75-105井,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

8、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。,朝46-126井,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。,图3.朝46-126井第一层两次压裂

9、裂缝走向迭加图,朝46-126井,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。,朝46-126井,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

10、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。,朝46-126井,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),新裂缝延伸机制分析,这里:T是井壁形成新裂缝处的岩石抗张强度;T，是最大

11、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负相关，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,有利于压裂转向技术的应用。,新裂缝延伸机制分析,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主应力方向的夹角。可以看出，

12、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。,新裂缝延伸机制分析,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微地震监测技术在油

13、田调、堵、压中的应用,调、堵、压是油田老井改造的重要措施,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。大庆油田采油十厂，在朝61-杨127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)。,调、堵、压,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),表2.CHAO61-Y127井监测台站坐标,图4.CHAO61-Y127井调、堵、压监测结果,调、堵、压,图4

14、中,朝61-杨127-1是调、堵措施前监测结果,朝61-杨127-2是调、堵过程中的监测结果，朝61-杨127-3是调、堵后压裂的结果，朝61-杨127-4是调、堵后再压裂的结果。可以看出，朝61-杨127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。,调、堵、压,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3列出了四次监测的

15、成果表。监测表明：本次调、堵是成功的,人工裂缝方向与调、堵液的流向不沿一个方向,调、堵是起作用的。,调、堵、压,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.朝61-杨127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

16、段。不同压力时段的微地震分布及反映的裂缝走向也明显不同。,图5.陈3-45井不同压力时段注水前缘监测结果,图6.低压(9.3Mpa)时段监测出的微地震分布及裂缝走向(重启动),变压注水,从图5、图6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3-4

17、5井变压注水监测结果,变压注水,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)/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：,变压注水,S1=(Sn1-Sn2)+Sn1cos(22)-Sn2cos(21)/cos(22)-cos(21)S2=Sn1cos(22)-Sn2cos(21)-(Sn1-Sn2)/cos(22)-cos(21)(6)_,变压注水,式中，Sn、的下角标1、2分别对应

18、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。,变压注水,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

19、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.陈3-45井测试出的应力参数,变压注水,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值及应力方向。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

20、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。,变压注水,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，爆破压裂监测,二氧化碳压裂监测等领域，并取得成功。,3技术可靠性检验,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

21、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。,对井井底连通,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一问题的关键技术。为此，安棚碱矿与我单位合作,采用井底裂缝连通技术。由监测确定与注水井连通的裂缝，把采液井打在裂缝条带上，以实现井底裂缝连通(

22、1)。该项研究于2001年1月启动，3月初监测队伍进入现场，5月初结束。,对井井底连通,设计井底距离1000米，分二段进行连通。即在1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。2002年底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，使碱矿年产碱达到26万吨，已超额完成设计产量，经济效益也大幅提高。,图7.安棚碱矿井底裂缝连通,3.2对比监测实例,在某地,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

23、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显示的结果一致，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,对比监测,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的产物，在油田及其它生产领域有广泛的应用。随着监测精度的提高，我们期望着监测压裂过程的细节变化，研究压裂设计软件与裂缝实际发展过程的异同，改进压裂施工水平，现场指导压裂。提高油、水井动态监测可靠性，估算采油、注水波及区及剩余油分布区，指导油田布井及井网调整。,