微震监测研究进展

桂志先，朱广生（长江大学地球物理与石油资源学院，武汉430100）

技术方法

微震监测研究进展

桂志先，朱广生
（长江大学地球物理与石油资源学院，武汉430100）

近10年来，油气田微震监测技术有了全面而较快的发展，其主要表现为水力压裂微震监测方法的能力和效果均得到了进一步的提高。微震监测的软硬件逐步商业化，微震监测的数据采集方法、数据处理和解释方法等都有更多、更深入的研究。微震监测技术服务工作快速增加，仅北美洲各个盆地，每年就有数千口井使用了水力压裂裂缝微震成像技术。国内随着页岩气勘探开发的兴起，微震监测技术也得到了迅速发展。

微震监测；研究进展；水力压裂；综合解释

0　引言

油气田开发会诱生地震，这种现象一直受到人们的关注。早在1926年，就有人发表了关于美国德克萨斯州的Goose Greek油田在1917—1925年间因采油而诱发地震的论文。Segall［1］对这类论文进行了综合研究，并提出了自己的理论。

1973年Bailey［2］在其专利中提出了水力压裂微震监测的基本设想。同年，AMOCO公司等在美国科罗拉多州的Wattenberg气田进行了水力压裂微震监测现场试验，这是油气田微震监测工业试验，采用的是地面观测方法，但试验没有成功［3］。随后，美国橡树岭国家实验室在橡树岭进行了水力压裂裂缝地震绘图试验，也是采用地面观测方式，同样以失败告终。1976年美国桑地亚国家实验室在Wattenberg油田做了大量工作，试验用地面地震观测方式记录水力压裂诱发微震。试验结果表明，由于水力压裂诱发微震的能量弱、频率高，以及地层吸收等因素，在地面是不可能检测到有效微震信号的，应该在靠近这种裂缝附近记录诱发微震。之后，桑地亚国家实验室开始发展自己的井下地震记录系统［4］。同时，美国洛斯阿拉莫斯国家实验室已开始了井下微震观测研究的现场工作，在Fenton Hill热干岩中进行了3年现场试验（1976年、1977年、1979年），结果显示，在水力压裂时，发生大量的可记录的水平微震，利用这些微震可以确定水力压裂裂缝的方位。

人们从1973年以来的一系列试验的失败中，确立了水力压裂诱发微震的井下观测方法［5-6］，同时，改进和发展了井下记录仪器，以及相关的资料处理和解释方法。1989年美国石油工程师协会（SPE）推出了一部重要专著《水力压裂技术新发展》，其中在第十六章“方法和几何形状的确定”中专门讨论了确定裂缝方位和形状的方法。书中列出了3种裂缝测定方法，其中第二种便是“三轴地震法”（微震监测法）［7］。这说明国外已将水力压裂微震监测法视为确定裂缝方位和形状的一种重要的实用方法。

2000年，美国John Wiley&Sons Ltd出版社出版了《油藏增产措施》一书，这本被誉为“现代石油增产技术的经典著作”在第十二章写到：实践证明，在所有有关（裂缝绘图）技术之中，使用倾斜仪和井下三维地震分析进行水力裂缝延伸的绘图是最有用的［8］。这里的井下“三维地震”技术就是井下微震监测方法。

早在水力压裂微震监测初期，微震监测研究就开始延伸到油气采出和流体注入等领域。近10年来，受到高油价的推动，石油工业越来越多的资金投向非常规油气藏，如页岩油气藏及其他低渗透油气藏。对这些油气藏，水力压裂几乎是完井必做的工作。Duncan［9］估计可能有多达10%的非常规储层完井需要进行微震监测；Maxwell等［10］指出在整个北美洲的各个盆地，每年都有数千口井使用了裂缝成像技术。笔者着重讨论2000年以来石油勘探开发作业诱生地震研究的若干进展。

1　微震监测设备的发展

微震监测设备的发展其最明显的标志就是软硬件的商品化。如“SIMFRAC○”，厂家称其为特种“声波探测器”，它是由三分量加速度地震检波器、压力计和温度传感器组成的井下仪器，能在压力不超过130 MPa、温度低于150℃的条件下正常工作，主要用于小型水力压裂期间作业；“SIMFRAC-MAP○”是采集后用于水力压裂成像和破裂压力下降分析的处理软件；SIMFRAC○和SIMFRAC-MAP○都是IFP的注册商标。“PERSEIDS○”是一套包括采集软件在内的永久性井下采集监测和地面记录系统；μSICS○是结合开采和运行数据、油藏模拟及地质力学模拟成果对微震数据进行处理、解释和分类的软件；PERSEIDS○和μSICS○分别为IFP和GDF的注册商标［11］。

OYOGeospace公司的HDseisGeoResImagine高精度成像记录系统，包括地面仪器采集系统与井下接收仪器系统2个部分。地面采集系统包括一套完整的野外采集软件和SEISNET工作站；井下接收系统包括8只DDS-250型三分量的地震检波器及相关辅助设备，它们具有0～1 500 Hz响应能力，额定工作温度为150℃，压力为138 MPa。哈里伯顿和斯伦贝谢等大公司都有自己的微震监测服务部门（Pinnacle公司采用并拥有所有权的FracSeis/SeisPT微地震数据处理、分析和成像系统）。

井下设备，如永久性井下三分量地震检波器的性能得到进一步验证。有2套永久性井下检波器在1991年和1992年分别安装在2口气井中。第一套检波器已经取出，第二套是一串15级检波器串，到2004年仍在正常工作，即证明现有井下三分量检波器可以在井下恶劣环境中至少正常工作12年。同时，井下遥测技术和地面设备也有所改进（20位或24位系统和先进的集成采集系统等）。到2004年，与微震相关的信息记录从小于总信息量的5%提高到了90%以上。在遥测技术支持下，地面采集系统每口井能管理24个三分量检波器，最多可管理10口井，这使得处理时间大大缩短，使实时监测成为可能，并有利于微震监测的长期和短期应用［11］。

油气田微震监测对硬件的要求比水力压裂更高，它需要解决3个难题：①寻找当井中发生流体流动时能够使噪音极小化的井下检波器设计方案；②解决井下地震系统永久性的各种焊接和密封问题；③改善系统的鲁棒性，由于超长时间（处于井下恶劣环境中）改变了系统的牢固性，对系统输出高质量数据的能力会产生影响。

Schlumberger公司成功地解决了这些问题，开发出了专门用于正在运行井中的井下地震系统——PS3工具，它用于监测低强度信号的微震活动，能在正在运行井的环境下输出低噪音数据，具有很好的鲁棒性。但是当连续输出高保真地震数据期间对PS3工具性能的变化不敏感，研制者采用了下述方法，明显地改善了系统的性能：其一，利用叫做“Ω锁”（omega-lock）的特殊器件将检波器耦合在套管上，而不是用传统的弓形弹簧将检波器耦合在套管上，展开状态下Ω锁和安装在其中的检波器不再和油管接触，因此Ω锁隔绝了油管里流体流动对检波器的影响；其二，采用液压管线特有的钢管内密封的电缆敷设技术，确保井孔中传输电缆长期的稳定性，此外，附加的塑料密封内容物确保了使用期间的落砂防护，这些措施提高了系统的整体可靠性；其三，利用了PS3工具独特的四面体传感器组构方式，这种组构包含有构成四面体的4个传感器（其中每2个传感器间的夹角为109.47°），而不是传统的3个正交传感器组构，这种四面体组构能够利用其中任意3个传感器测试另一个传感器的性能。因此，灵敏度的任何变化都可被修正并恢复矢量精度，当PS3工具工作时就可以进行性能测试，而不必停止数据采集。有了这种传感器的组构形式，还可得到传感器冗余的好处，即当4个传感器中的任一个完全失效时，仍可重建极化方向。这样就改善了永久性检波器的整体性能，降低了对性能变化的敏感性［12］。

目前，一些商业化的硬件能兼容无源地震监测和人工地震（常规地面地震、跨井地震、VSP等），因而降低了成本。微震监测设备进展的另一个标志就是实时微震监测和可视化软件的发展，几个大的服务公司能够提供质量良好的水力压裂实时微震监测服务，现场可以看到水力裂缝生长过程的实时图像，水力压裂工程师可据此调节施工参数，将水力裂缝控制在期望目标区内［13］。这对于薄的储层，特别是非常规油气藏的水力压裂是十分重要的。微震设备发展的第三个标志就是井下硬件正在向标准化发展。20世纪末使用的井下检波器级数越来越多，有的达到50多级三分量检波器。

2　微震数据采集方法进展

微震数据采集方法设计是基于诱生微震的特点。诱生微震的特点：一是能量微弱，水力压裂诱生微震的震级一般小于0级［5，12］，油气采出和流体注入诱发微震的震级通常为-3～0级［10］，但有时可高达5级，甚至更高，以致造成破坏［13］；二是频率很高，频带一般为100～1 500 Hz，衰减快，一般最远传播500～600 m后便淹没在背景噪音里［13-14］。

目前，石油业界普遍认可的微震监测方法是井中三分量检波器观测，这种方法的数据采集设计最基本的任务有2个：监测井位的选择和监测井中检波器的布置。20世纪70年代确立微震监测井中观测方法以来，直至20世纪末，几乎没有专门讨论微震数据采集问题的论文。21世纪初以来，陆续出现了深入讨论微震数据采集设计的论文［15-17］，相关研究进一步指出了微震数据采集需要遵循的要点。

Eisner等［15］根据模拟研究指出：水力压裂微震监测井中观测时，当检波器组中有检波器高于和低于微震源时，震源位置的不确定性明显减小；微震位置的不确定性还取决于井中检波器组与震源的相对深度，井中检波器组长度变短，微震定位的垂向误差则增大；增加监测井检波器组里的检波器数目并不能降低微震定位误差；相邻检波器的微震信号叠加可改善方位角测定时的信噪比。

Kidney等［16］根据微震监测实例分析及模型研究得出类似结论：微震定位垂向误差主要取决于速度模型、检波器组长度和位置，以及初至拾取精度。跨储层（被处理层）安置的检波器组计算出的微震位置，其深度更准确；一般较短的检波器组微震定位垂向误差会增大；如果在实际微震位置上方只有1个检波器，则定位垂向误差也会增大，相反，如用少数几个检波器分布在相似距离上，则定位的垂向误差将极小化。已经证明，检波器个数较少时，反演得到的方位角偏差增大；当检波器组大部分被安置在微震实际位置上方时，对较深位置的微震约束力降低，导致深度系统出现误差［16］。

从井中检波器分布位置方面及减小微震定位误差来看，井中观测“跨层布置检波器”，这一设计思想是正确的，然而上述研究者显然没有足够考虑到噪音问题，特别是在增注压裂时大量高压流体被快速压入被监测层，这些高压流体在被监测层中的流动产生的噪音不可避免地会波及到观测井中的检波器。这种噪音最终导致微震定位的精度降低和可能超过“跨层布置检波器”带来的精度改善。为尽可能消除这种噪音，在水力压裂微震监测开始前，监测井被监测层的上方需使用封隔器或打水泥塞。这样就难以实现“跨层布置检波器”，只能将检波器组布置在被监测层的上方，但比起“跨层布置检波器”，最终达到的微震定位精度可能更高。

数据采集设计中一般要进行数值模拟，当然不同作业公司使用的模型不同［18-19］。油气田微震监测数据采集方法的一个重要进展是地面观测方法的使用。水力压裂微震监测工业试验是1973年在美国Wattenberg气田进行的。那次试验失败的原因就是因为采用了地面观测方法，当时的数据采集系统记录的微震信号完全淹没在噪音背景中，而以当时数据处理方法和相关软件的水平，不足以从如此低信噪比的记录中提取出有效微震信息。20多年后，微震监测的软硬件都取得了很大的进步，一些研究者和服务公司均认为地面微震监测方法是可行和有效的，并声称取得了成功［20-22］。

3　资料处理与解释进展

微震监测在资料处理与解释方面的进展主要表现在3个方面：一是实时监测的商业化应用；二是微震监测与测斜仪联合反演及多种资料的综合解释；三是关于精度与解释问题的深入讨论。

3.1微震实时监测

Barnett气田在2001年12月成功实现微震绘图。这个气田位于Fort Worth盆地，天然气储层为夹在Viola石灰岩和大理石陨石灰岩（Marble Falls Limestone）之间的Mississippian页岩。Barnett页岩厚100～300 m，页岩是一个天然裂缝型储层，渗透率非常低，其数量级仅为毫微达西。微震绘图的目的是在气井增注期间确定裂缝生长特点。大规模水力压裂与加密钻井表明，压裂与原生裂缝间存在复杂的相互作用，需要了解裂缝的几何特征。更为重要的是，Barnett页岩下伏的Ellenberger石灰岩有许多克斯特型孔洞并充满水，如果水力压裂时裂缝向下生长进入Ellenberger层的含水区，则可能发生严重的水淹灾害。为避免裂缝生长进入地层危险区，就必须对裂缝生长情况进行实时监测，然后利用石油工程技术对裂缝形状和生长高度及方向均实施控制，使裂缝转向，即避开地质危险区转向储层未处理过的部位。Barnett页岩水力压裂微震成像项目获得了圆满成功。当时，Barnett气田处于早期开发阶段，并一跃成为美国第三大天然气田，促使整个行业开始向页岩气领域发展［14，23-28］。

许多学者曾采用多种方法力图控制或改变水力裂缝的方向和长度，但均未能如愿。就目前技术状况而言，唯有微震实时监测技术，能够使研究者随时亲眼观测到裂缝的实时空间图像，如单个裂缝的形状、长度、高度、厚度和方向，或裂缝网络的构成、空间范围、主次裂缝方向等，从而能够根据需要实时调整处理方法和参数，以使裂缝按期望的空间形状（方向、长度）生长。实时微震成像成为工程师们避免严重地质灾难的唯一有效手段，也因此证明了其在气田生产最优化领域的重大价值。

3.2联合反演和解释

微震监测的早期研究，是借助微震来确定水力裂缝的几何结构和尺寸，以获得水力裂缝正确的空间图像。现在，微震技术已经成熟地运用在油气田开发中，人们越来越注重微震数据与多种独立数据的完全整合，包括地质力学模型、储层性质、钻井数据以及生产数据等。多种资料综合处理与解释的研究实例越来越多。2000年以来，微震监测与其他方法的联合反演和综合解释发展较快，其中最主要的是微震数据和测斜仪（也称倾斜仪）数据的联合处理与综合解释［19，29-33］，此方法最早在1996年已有人尝试［34］。

在石油工业中井下测斜仪和井下微震技术是2种主要且独立的水力压裂裂缝直接绘图技术，每种技术均可测量出在水力压裂过程中的不同数据。测斜仪可直接测量裂缝引起的岩石变形，而微震检波器可检测由压裂造成的孔隙压力和应力变化诱生的微地震。每种技术都有自己的优势和劣势，这就使它们成为非常适于联合应用的相容技术。利用2种数据集进行联合反演时，无论是从不同的观察井得到的还是从同一口观察井得到的，都可以改善裂缝的几何形状并降低各种参数的估算误差。

测斜仪裂缝绘图的原理很简单（图1）。水力压裂产生的裂缝导致裂缝周围岩石发生特有模式的变形。测斜仪可非常精确地测量出水力压裂引发的裂缝周围地区（地表或井下）的地层倾斜（变形），从而得到水力裂缝的几何参数［35］。测斜仪有地面和井下2种观测方式，对应的仪器原理相同，但仪器结构有所不同［29，32，34-36］。地面测斜仪放置在注入井周围的一些浅井（深度10～40 ft，1 ft≈0.304 8 m）中，并用砂充填。测斜仪阵列的布置方式是围绕裂缝方位在地面投影成椭圆形或圆形。来自水平布置的阵列的综合数据反演模拟，可提供最可能的裂缝参数数组，如倾角和裂缝方位都与处理后的形变解释相关，测斜仪到注入井的径向距离为几百米到1 mi（1 mi≈1.609 3 km），依处理的靶层深度和预测的裂缝尺度而定。地面测斜仪阵列可测量位移梯度，提供裂缝上方地表变形图。倾角场的分析提供了裂缝方位角、倾角、裂缝中心深度和裂缝总容积测量成果。由于地面测斜仪一般距人工裂缝较远，因此它们并不能准确分辨出裂缝的长度和高度。

图1　测斜仪绘图原理Fig.1Mapping principle of inclinometer

井下测斜仪绘图与地面测斜仪绘图原理相同，但与在地面不同的是，井下测斜仪是用电缆放置在一个或多个邻井中，深度约为水力压裂裂缝的深度，其提供的是邻近水力裂缝的地层形变图。在绝大多数运用中，井下测斜仪安置在比地面测斜仪更靠近裂缝的位置，因此其对裂缝尺度也更加敏感。测量出来的倾角用来确定裂缝随时间变化的高度、长度和宽度。

3.2.1主成分分析法（PCA）联合反演［29］

主成分分析法（PCA）应用于水力压裂诱生微震云时，是通过微震位置数据的协方差矩阵特征值和特征矢量来寻找主成分及其方向。造成微震云大部分偏差的2个基本主成分为裂缝的长度和高度，裂缝的方向可由主成分方向确定。根据这种方法就能够用PCA提取微震云的特征属性，然后与测斜仪数据一起用于联合反演。

图2是在主方向（Z1，Z2）构成的坐标系里长半轴a和短半轴b的椭圆，其中有2个最重要的主成分，微震落入该椭圆内的概率可按下式计算：

其中

式（2）～（3）中：θ为坐标系内微震方向与Z1轴的夹角，（°）；r为无量纲系数，取值范围0～1；z1和z2分别为微震事件在Z1和Z2轴上的投影。

图2　主方向坐标系里的椭圆Fig.2The elliptical in main direction coordinate system

当a和b是1倍、2倍或者3倍于协方差矩阵的标准差（σ1和σ2）时，微震落在椭圆内的概率分别为39.3%，86.5%和98.8%。对1倍标准差而言，概率太低，多数微震震源没有包含在裂缝椭圆内。对3倍标准差而言，概率太高以至于少数异常事件对裂缝的长度和高度产生很大影响。所以选择2倍的标准差［式（2）中的比率取为2］，似乎对主成分与裂缝长度和高度的关系是最佳的［32］。用上述主成分分析法处理微震数据提取微震云的特征属性，然后将与微震数据方向和尺度匹配的误差加入目标函数，这样，即可获得满足测斜仪测得的斜率和微震数据提供的最佳裂缝方位角与尺度。

3.2.2混合数据的联合反演［29］

用于初步研究的联合反演方法包括一个与微震数据分布耦合的倾斜三维椭球裂缝模型。该分布模型根据一套波至时间（P和S波）和方位角数据来处理微震数据，并进行微震定位，或利用实时修正的速度进行微震定位，以得到与裂缝方位角、倾角、高度及长度平均值相关的微震分布。执行反演裂缝参数和地层速度用Levenberg/Marquardt非线性解算器。Warpinski基于原有的Green和Snedden方程给出了三维破裂模型的斜率响应方程。实质上，作为垂直传感器位置Z的函数的斜率分布如下式：式中：h为裂缝总高度，m；L为裂缝半长度（假设裂缝是对称的），m；Δp为净压力，MPa；yc为裂缝中心的垂直深度，m；αf为裂缝相对监测位置的方位角，（°）；δf为裂缝的斜角（倾角的余角），（°）；Wdis为监测井与注入井间的距离，m；E为杨氏模量，MPa；ν为泊松比。一般认为，Wdis，E和ν是已知的，前6个参数中的任意一个可能是已知的并用作约束条件。为了方便反演，所有的自由参数度映射到实轴上，均用Levenberg/Mararquardt算法寻求函数最小化，以快速确定未知参数的最佳值。

由于微震震源的性质和普遍存在的噪音，微震事件的位置以某种方式分布在裂缝的周围。方位角和倾角的分布特征可根据方向统计学得出平均值和方差。裂缝长度和高度分布的处理较为困难，微震事件通常被假设为关于裂缝高度和长度特征的正态分布，即实际裂缝高度和长度的函数。测试表明，裂缝高度和长度特征约能提供反映实际微震分布的裂缝高度和长度的60%。

在微震数据处理过程中，从当前速度模型获得三维位置开始，利用（x，y）坐标按照方向统计学确定微震方位角，并由这个方位角得到垂直裂缝走向的投影图和沿裂缝走向的投影图，可分别得出裂缝的倾角和高度，再使用循环统计学和已得到的裂缝高度和长度计算出微震位置的平均值和方差。基于裂缝高度、长度、方位角和倾角的微震事件的概率公式表达如下：

式中：zi，yi和bi分别为第i个微震在垂直方向、沿裂缝走向和沿垂直裂缝走向的投影，zc，yc和bc为其平均值，m；σz，σy和σb分别为微震分布的标准偏差，m。假设这3个独立变量是互不相关的。

3.3微震监测精度和多种资料综合解释

3.3.1微震监测精度

微震数据的处理几乎无例外都要进行微震定位，因此微震监测精度取决于微震定位精度。微震震源位置可由波从震源到检波器的距离L和波传播方向确定。梁兵等［13］基于误差分析运算原则给出了均匀介质条件下，微震定位距离L的误差解析表达式，其中L的相对误差E*（L）和绝对误差ΔL分别为式中：vp，vs分别为纵、横波速度的相对误差，m/s；，分别为纵、横波速度的近似值，m/s；E*（vp），E*（vs）分别为纵、横波速度近似值的相对误差；Tp，Ts分别为纵、横波波至时间，s；分别为纵、横波波至时间近似值，s；纵、横波波至时差Tps=Ts-Tp，其近似值为近似值的相对误差。式（6）表明，微震定位计算的距离相对误差E*（L）既与纵、横波速度的近似值及其相对误差有关，也与纵、横波波至时差近似值的相对误差有关，但与距离及纵、横、波波至时间无关。式（7）表明，微震定位计算的距离其绝对误差ΔL与距离呈正比，既与纵、横波速度的近似值及其相对误差有关，也与纵、横波波至时差近似值的相对误差有关，但与纵、横波波至时间无关。

微震传播方向计算误差一般在几度之内，极化分析得到的微震传播方位角和仰角误差不大于5°。Grechka［17］指出，高信噪比强微震时方位角误差为5°，低信噪比微震时方位角误差为20°～30°。笔者处理江汉油田老22斜5井水力压裂微震监测时（2008年12月），在监测井距压裂井约300 m处，利用射孔微震数据进行极化分析，得到微震传播方位角的误差小于5°。根据方位角误差为5°估算，可得到计算的微震震源位置与真实震源位置的距离，即微震定位绝对误差m的近似公式为

式中：α为与真实震源到检波器的直线方向与计算的震源到检波器的直线方向间的夹角［13］（图3），（°）。

图3　微震定位误差示意图Fig.3The schematic diagram of microseismic source location deviation

图3中S为真实微震源空间位置，A为计算得到的微震源空间位置，G为检波器位置。

Kidney等［16］基于实际微震监测数据分析和正演模拟得出下述结论：①随着微震与检波器组间距的增大，微震信噪比降低，而总的定位误差增大，微震云系统变得更加分散。②垂向弥散主要取决于速度模型、检波器串长度和位置，以及读出的旅行时精度。③微震被定位到深度较深的系统的不正确位置是源自检波器串与微震的相对位置关系。由于检波器串大部分被安置在真实微震位置的上方，对较深位置的微震约束力更小，这就导致了系统误差。对于跨储层安置的检波器组，计算出的微震位置的深度分布将更带随机性。④高质量的矢端曲线图将获得更精确的微震方位值。当距离增大时，微震方位的任何不确定性都将转换成更大的空间误差［21］。

Eisner等［15］、Kidney等［16］及Grechka［17］均认为微震定位精度和微震与检波器空间相对位置密切相关。Eisner等［15］根据数值模拟结果指出：井中微震监测时，当检波器组中有高于或低于微震源时，震源位置的不确定性明显减小。监测井中检波器排列变短，而微震位置的垂向不确定性增大。微震位置的不确定性还取决于井中检波器组与震源的相对深度，当被定位微震发生在监测检波器排列的深度范围内，而该检波器排列的孔径与微震到检波器的距离相差不大时，微震定位精度最高。

地球物理学家一致认为，速度是影响微震定位误差的一个重要因素。Eisner等［15］和Grechka［17］进一步指出，速度不均匀性对微震定位误差可能具有深刻的影响，并且用模型计算证明了用微震数据本身可适时调节vp和vs。Grechka［17］用P波和S波旅行时的Frichet导数矩阵奇异值分解法估算vp和vs，以解决速度随时间的变化难题［17］。

由微震监测得到的微震云空间图像可以确定水力裂缝长度，但即使微震定位很精确，这个长度也仅仅是水力压裂生成的裂缝长度，而不是裂缝的有效长度。准确确定水力裂缝生成的长度和有效长度，对优化增注设计和完井策略是必不可少的。包括由微震监测在内的水力裂缝绘图技术的最新进展，为在多种地质背景下生成的裂缝长度提供了丰富的信息。如果裂缝长度的评估方法使用不当，其结果将会带来显著的不确定性，并会传递到后续产量分析中。Cipolla等［36］比较了各种评估裂缝有效长度和导流能力的裂缝模拟优缺点，这些裂缝模拟包括PDA（生产数据分析）和PTA（压力瞬变分析）以及油藏数值模拟，给出了综合多种技术确定所生成的已支撑裂缝长度和有效裂缝长度的方法。多个油田的研究实例表明，在一些储层中生成的裂缝长度和有效裂缝长度可能有惊人的差异，而在某些情况下，有效裂缝长度可能与生成的裂缝长度非常相近，微震和倾斜仪裂缝成像可以提供裂缝长度直接测量值和裂缝的复杂性，但不能深入了解已支撑裂缝长度和有效裂缝长度的性质，这是当前水力裂缝成像技术的局限性［35］。

3.3.2多种资料综合解释

Tezuka等［19］报导了综合微震数据和压力分析资料进行储层描述的方法和效果，数据来自日本Yufutsu气田2005年进行的大型注水压裂和微震监测。Yufutsu天然气储层是裂缝型基岩储层，位于白垩纪花岗岩和始新纪砾岩中，深度4～5 km。这个储层开发中最重要的一个问题是，如何建立一个有助于油气运移的裂缝模型系统，目的是描述原生裂缝的空间分布。对注入计划和预期的增注地区进行了认真的设计，并且以离散裂缝网络（DFN）模型进行了数值模拟预测。DFN模型建立在由井孔图像获得的裂缝信息基础之上。超过5 600 m3且没有任何添加剂的纯水注入改善了井的吸收能力，并诱生了明显的微震活动。观测到微震分布的优先方向与预测具有良好的一致性。然而，观测到的压力响应却有显著差异。这些失配信息反馈到模型中并进行修改，最终可显示出一个合理匹配的模型。

Shemeta等［30］讨论了Rulison气田井中微震监测与多种地面地震资料综合解释的例子，地面地震资料包括地面多波多分量三维地震、时延三维-VSP地震资料。Rulison气田位于美国科罗拉多州，天然气储层由河流相致密砂岩组成，其渗透率很低（5～80 mD）。Rulison气田商业性开采主要取决于水力压裂裂缝效果，为更好地了解天然裂缝和水力压裂诱发裂缝的几何形态，使用了地面多分量三维地震和井中微震监测方法进行综合研究。

地面多波多分量三维地震勘探是在2003—2006年由科罗拉多州矿业学院油藏描述项目组采集和处理解释的。地震波激发用的是P波和S波可控震源，地下面元的大小为55ft×55 ft（1 ft≈0.3048m），地面布置了1 500个接收点和770个炮点。地震处理时分别提取了独立的P波和S波分量。在Rulison气田，用S波地震数据探测断层和裂缝特征比P波更灵敏。许多不同的信号处理和可视化方法被用来突出地震数据体的各种特征，这些都是采用从地震道提取不同属性信息的方法。其中一种是地震相似性属性，它能测量地震反射波横向变化情况并突出主要和次要断层的不连续性。储层“最终估计储量”（EUR）值高的井，似乎与S波相似性属性数据体上突出的断层和裂缝特征区相关。重复进行的多次三维多波多分量地震勘探，构成了时延（四维）地震的基础数据。据此，应用时延地震技术研究了这些年间储层变化的情况。

壳牌加拿大公司在加拿大Peace River油田用蒸汽吞吐增产法（CSS）开采沥青过程中，设计并完成了一个沥青开采监测项目。Peace River油田目的层是一重油储层，为半固结砂岩，厚30 m，埋深约600 m。项目包括微震监测、地面时延地震（二维和稀疏三维）、地面测斜仪监测、时延三维-VSP和InSAR等数据与生产数据的综合解释研究，并建立了储层及其生产过程中影响地质力学响应的概念模型。综合解释表明，监测数据揭示了蒸汽吞吐油藏响应的空间不均匀性。Peace River油田在CSS作业早期循环时，蒸汽分布不均匀性的影响不明显。监测数据显示，储层的重要部分仍然未受到增注处理，后期循环特性则依赖于蒸汽分布的不均匀性［37］。

Shemeta等［30］认为，水力压裂微震绘图应与多分量三维地震数据相结合，为更好地认识复杂致密含气砂岩中水力裂缝生长过程和描述裂缝几何形态提供了有力的工具，并且还能提供井孔周围储层性质的详细资料。多分量三维地震数据提供了一个描绘储层构造和地质特征的框架，四维地震数据可绘制因生产引起的储层长期变化图像，这些地震数据与水力裂缝微震成像相结合提供了对储层的综合全面研究，能深入了解复杂致密含气砂岩储层内水力裂缝的扩展和储层内地震属性的复杂性。

Mohammad等［33］给出的微震数据综合处理与解释的例子，取自美国犹他州Greater Natural Buttsy油田。这个例子研究的是井下微震监测和地面微震监测水力裂缝成像与模拟结果的综合处理解释及比较。研究者利用可视化软件将水力裂缝模型与微震联合图示，使观者看到一个完全整合在目的层系里的模拟裂缝几何形态与微震的三维图像。综合处理解释结果表明，井下微震监测结果与模拟的裂缝几何形状，大多数匹配良好，而地面微震成像结果与模拟的裂缝几何形状则匹配不佳。当加上额外的输入数据，如地质模型等，所用综合方法能为堆叠河流相含油层水力裂缝模拟与油藏管理提供一个很好的工具。

4　微震监测发展方向

随着非常规油气田的勘探与开发，微震监测技术具有广阔的发展与应用空间，在如下几个方面需要进一步发展：

（1）微震监测的理论与机制研究，包括震源机制研究、速度模型与波场数值模拟。

（2）改进的成像，增加了微震图像的精确度和置信度，包括仪器的改进，在井中部署更多传感器以提高定位精度的能力。

（3）资料处理与定位方法研究，包括弱信号的拾取（特别是地面微震监测）。

（4）微震方法与其他方法的联合应用、数据的联合反演、资料综合解释的开展都将会更好地改善对储层的刻画精度，提高采收率。

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（本文编辑：杨琦）

Research advances of microseismic monitoring

Gui Zhixian，Zhu Guangsheng
（Geophysics and Oil Resource Institute，Yangtze University，Wuhan 430100，China）

In recent decades，microseismic monitoring technology in oil and gas operation has got rapid and comprehensive developments.These progresses are mainly manifested as the further affirmation and high appraisal of the microseismic hydraulic fracture monitoring，gradual commercialization of the microseismic monitoring software and hardware，the thorough and specialized researches about the methods of data acquisition，data processing and interpretation in microseismic monitoring.The work of microseismic monitoring technology and services increase rapidly.Only in the basins in North America，hydraulic fracturing microseismic imaging is conducted in thousands of wells every year. With the rise of shale gas exploration and development in China，fast promotion appears in microseismic monitoring technology as well.

microseismic monitoring；research advances；hydraulic fracturing；comprehensive interpretation

P631

A

1673-8926（2015）04-0068-09

2015-03-04；

2015-05-20

国家自然科学基金项目“微地震监测中波场特征与数据处理方法”（编号：41074104）资助

桂志先（1964-），男，博士，教授，博士生导师，主要从事地震资料处理与解释、微震监测及信号处理方面的教学与科研工作。地址：（430100）湖北省武汉市蔡甸区大学路111号长江大学地球物理与石油资源学院。E-mail：gyy68@126.com。