煤层气水力压裂微地震监测技术在鄂尔多斯盆地东部M地区的应用

刘博, 徐刚, 杨光, 容娇君

(1.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司新兴物探开发处, 河北 涿州 072751;2.中国石油大庆油田有限责任公司井下作业分公司, 黑龙江 大庆 163453)

0 引 言

微地震监测技术具有常规地震勘探无法比拟的优越性,在非常规油气储层改造中,微地震井中监测技术是最为广泛认可的有效方法之一。国内外微地震井中监测技术在致密油储层和页岩气应用较广泛,在煤层气微地震监测方面应用较少。井下微地震监测具有事件信号可靠,定位精度较高的特点,在实际应用中主要受制于监测距离影响。在煤层气开发过程中,针对煤岩储层,由于储层低孔隙度、低渗透率的特点,通常要进行水压或酸压以提高气藏的采收率,同时为提高储层的二次动用程度,老井也要进行二次压裂或多次压裂[1];在裂缝网络形成过程中,受压裂规模和施工参数以及储层特征的影响,形成的裂缝网络特征不同。随着微地震监测技术应用的成熟和定位精度提高,该技术不再局限于提供人工裂缝网络的几何信息和压裂时储层的破裂响应,对地质建模、井网布设、开发动态分析、压裂方案等的设计与调整也具有一定的指导作用[2],同时可以定性分析动态水侵规律、判断井旁断层位置和较大天然裂缝等。本文以中国某气田M地区二叠系山西组合太原组的5口丛式井的微地震现场实时监测项目为例,从微地震监测成果出发,结合压裂方案和测井资料,为该区块的井间距和加密井的部设提供科学依据。

1 煤系地层微地震响应特征

煤层气是一类赋存在煤中的非常规天然气,煤岩本身既是烃源岩又是储层,煤层气储层的自身特点和特殊地质条件可将其分为水动力型和自封闭型。煤层的弹性模量比围岩低,泊松比比围岩高,节理较发育,天然裂缝较发育;煤的成岩过程伴随着有机质热演化,煤岩的有机质脱去杂基并进行缩合作用后,分子排列更加紧凑和致密,从而晶体化程度增强,镜质体反射率不断升高,同时煤岩的体积产生一定的收缩,内部的拉伸应力会导致煤岩破裂,并产生裂缝,故煤岩的裂缝十分发育[3]。研究区域煤样渗透率为4～6 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,孔隙度为2.84%～5.07%,平均3.88%,与砂岩相比渗透率和孔隙度相对较低。

微地震井中监测相对于其他的监测方法具有精度高、实时性强和性价比优等特点。煤层微地震响应信号弱,震级低,事件属性复杂;煤岩的顶底板封堵能力较差,故整体上煤岩破裂时,微地震监测成果显示缝网呈球面状。由于煤层的自身特性,在煤层气压裂过程中,煤层埋深浅,速度低,煤层破裂能量较弱,微地震信号在传播过程中衰减较快,微地震监测可识别有效信号较少且信噪比低,P波和S波信号较难识别,频带集中在40～160 Hz之间,但通过后期的数据精细处理,可以有效地将弱信号提取出来,应用于现场实时处理,同时再结合电阻率和自然伽马测井信息,可以判断和描述在目的层井壁附近的裂缝发育带对于引导人工裂缝的可能性。

2 现场应用与分析

研究区位于鄂尔多斯盆地东缘北部,总体地势东高西低,最高点位于井区东部西沟塔村东北部山顶,最低点位于井区西北部黄河岸边。鄂尔多斯盆地地处华北地台西部,北邻天山-兴安造山系,南为秦岭-大别山造山带,西与阿拉善地块和祁连山造山带相邻,东接山西地块。鄂尔多斯盆地的地质演化历史,与华北地台基本一致,在经历了地台结晶基底(或陆核、陆壳)形成阶段、地台稳定发展阶段以及中、新生代盆地形成与发展阶段之后,不仅造就了特征各不相同的构造层,同时形成了盆地的现今构造格局。研究区域地层与鄂尔多斯盆地及华北地台其他成煤盆地基本一致。

图1 5口井监测距离示意图

研究区首次实施微地震监测项目为5口井的煤层气丛式井压裂,5口井井口位于同一个平台,相邻井口距离为5 m,根据采样定理,需要满足时间t≤1/2Fmax≤1 ms的要求,其中Δt是时间采样间隔,Fmax是最高反射频率。为满足微地震高频信号的需要,确定采样间隔为0.25 ms,该项目采用12级检波器进行压裂信号采集,检波器主频率为500 Hz,记录长度为10 s,由于储层埋深较浅,在722～907 m之间,并且储层较薄,故检波器级间距采用10 m,压裂段与监测井检波器之间的监测距离为300～400 m(见图1)。进行微地震数据分析与解释时,首先通过已校正的井下三分量检波器方向为基础,再对P波速度进行正演,校正P波速度模型、S波速度模型通过测井相关资料确定,通过射孔信号反定位的结果分析,速度模型和检波器方向较准确,与射孔位置吻合率达到95%以上,微地震事件信号的P波和S波起跳越清晰,P波和S波的能量越强,P波的偏振方向和岩石破裂位置到检波器的距离将越准确;同时,通过微地震信号的波形信息可以直观分析裂缝网络的高度(见图2),通过可定位的微地震事件空间展布,可以判断裂缝网络的长度和宽度以及裂缝的方位信息。数据处理流程:①微地震监测数据采集之前首先要对监测范围进行论证,通过对区域地质情况的了解,从岩石物性、压裂规模、监测井检波器与压裂段的距离、地面及地层噪声、衰减Q因子、检波器的灵敏度综合论证,最终形成监测距离和震级的关系,确定探测范围,从而论证及确定井中监测的采集观测系统,建立模型并正演,论证监测可行性;②通过射孔信息对三分量检波器方向进行校正,依据试压裂产生的高能量信号,通过滤波处理精确拾取P波和S波初至,通过信号分析及偏振分析分离微地震信号,利用P波的极化信息和P波、S波的时差联合确定微地震事件的空间位置;③根据微地震发生的空间位置,分析震源机制和震级规模,反演求解压裂裂缝及缝网的产生发展过程及特征,计算压裂改造体积(VSR),监测及评估压裂改造效果及压裂的有效性(见图3)。

图2 微地震信号波形信息图

图3 微地震监测数据处理流程图

微地震监测数据显示岩石破裂信号特征主要表现为低频信号,频率主要集中在50～80 Hz之间(见图4),这与致密砂岩有很大差别,并且纵横波能量都较弱,信噪比较低(见图5),大部分信号只能看到横波信息,纵波信号较弱;分析主要原因为煤的密度低、质松,纵波传播性能差,因煤的层理发育,纵声传播减慢,并且速度低变化大(见图6)。

图4 典型微地震事件频率图

图5 微地震事件信噪比与震级交会图

对5口井的微地震事件主要采用多波联合定位技术进行定位,多波联合微地震定位技术源于1912年Geiger提出的经典方法:设n个台站的观测到时为t1,t2,…,tn,求震源(x0,y0,z0)及发震时刻t0,使得目标函数最小

(1)

其中,ri为到时残差

ri=ti-t0-Ti(x0,y0,z0)

(2)

Ti为震源到第i个台站的计算走时。

使目标函数取极小值也即

θφ(θ)=0

(3)

其中

图6 5口井目的层速度示意图

可简化为

g(θ)=θφ(θ)

(4)

则由式(3),在真解θ附近任意试探解θ*及其校正矢量δθ满足

g(θ*)+[θg(θ*)T]Tδθ=0

(5)

(6)

由φ的定义可得式(6)的具体表达式

(7)

(8)

以矩阵形式表示

ATAδθ=ATr

(9)

其中

若二阶导数项不可忽略,则式(7)给出非线性最小二乘解

[ATA-(θAT)r]δθ=ATr

(10)

(11)

按照上述同样的步骤,通过求式(11)的极小值,得到加权线性最小二乘解

(12)

由于信号较弱,可定位事件有限,除了采用纵横波定位微地震事件之外[4-5],同时采用S波定向技术[6],在P波信号较弱或人工拾取困难的前提下,采用S波进行定位。S波定位技术是通过S波初至信息进行极化分析,采用基于极化分析的S波高斯束定位方法[7],故可定位微地震事件增多。

进行微地震信号识别与定位时,除了需要准确的速度模型以外,还需要通过射孔信号对P波进行极化分析,校正井中三分量检波器方向,微地震事件定位主要采用纵横波时差法进行定位[8-9]。通过微地震事件属性分析[10-11],大部分事件震级主要集中在-3.2～-1.5之间,受煤岩物性的影响,监测范围主要集中在400 m以内(见图7)。与致密砂岩地层相比,煤层的节理发育、天然裂缝较多、埋藏浅、硬度低、渗透率低、孔隙度较小;其次,煤层的弹性模量较小,泊松比较大,硬度较小[12];所以,煤层压裂时,当煤层破裂后,裂缝沿大割理延伸,但井筒周围的煤层,由于受到巨大的冲击,沿着割理形成的裂缝的同时,伴随有网状的细小裂缝产生,整体上看似面状;同时,压裂液中的支撑剂颗粒在煤层的嵌入情况比在砂岩中严重,此外,在支撑剂发生嵌入的同时还伴有支撑剂颗粒的破碎,这2种情况都将导致裂缝导流能力的降低。

压裂效果的判断主要是根据微地震检测到的人工裂缝网络的长宽高和储层改造体积是否达到了压裂构想,并结合压裂后反排率和投产后的产量综合判断压裂效果。该次压裂属于常规压裂,通过微地震监测成果可以看出,整体上达到了压裂构想,因5口井的排量、液量和加砂量的不同,微地震事件数量有所不同,建议可以在相邻2口井之间部署2口加密井(见图8),这样可以通过加密井压裂造缝时,使这几口井的裂缝网络充分沟通,达到充分动用储层、区块增产增效的目的。

图8 5口井成果平面图

3 结 论

(1) 微地震井中监测技术是评价煤层吸附气藏压裂效果的有效手段,可以现场实时展示裂缝网络发展等空间信息,以及提供较准确的人工裂缝网络几何参数,为压裂技术方案提供实时指导。

(2) 煤岩地层压裂的人工裂缝网络整体上为球面式破裂,并且井网部署可以进一步优化,监测成果为加密井的选择提供了依据。

(3) 建议在该区域进行压裂改造之前,结合地震数据进行综合分析,以压前预测到现场实时监测和压后综合解释为基本思路,从而更好地利用三维地震和微地震监测等地球物理技术指导储层改造工程。

参考文献:

[1] ECONOMIDES M J, MARTIN T. 现代压裂技术 [M]. 卢拥军, 邹洪岚等译. 北京: 石油工业出版社, 2012.

[2] 梁兵, 朱广生. 油气勘探开发中的微震监测方法 [M]. 北京: 石油工业出版社, 2004.

[3] 李传亮, 彭朝阳, 朱苏阳. 煤层气其实是吸附气 [J]. 岩性油气藏, 2013, 25(2): 112-115.

[4] MAXWELL S C, URBANCIC T I. The Role of Passive Microseismic Monitoring in the Instrumented Oil Field [J]. The Leading Edge, 2001, 20(6): 636-639.

[5] 田玥, 成晓非. 地震定位研究综述 [J]. 地球物理学进展, 2002, 17(1): 148-152.

[6] EISNER L, FISCHER T, RUTLEDGE J T. Determination of S-wave Slowness from a Linear Array of Borehole Receivers [J]. Geophysical Journal International, 2009, 176(1): 31-39.

[7] ZHAO X P, COLLINS D, YOUNG R P. Gaussian-beam Polarization-based Location Method by S-wave for Hydraulic Fracturing Induced Seismicity [J]. CSEG Recorder, 2010, 35: 28-33.

[8] MILLER K. Seeking the Sweet Spot: Resevoir and Completion Quality in Organic Shales [C]∥Karen Sullivan Glaser Camron, Houston, texas, USA. SPE 138427.

[9] MAXWELL S C, JONES M PARKER. Fault Activation During Hydraulic Fracturing [C]∥SEG Technical Program Expanded Abstracts, 2009, 28: 1552-1556.

[10] ROXANA VARGA, ROBERTO LOTTI, ALEX PACHOS, et al. Seismic Inversion in the Barnett Shale Successfully Pinpoints Sweet Spots to Optimize Wellbore Placement and Reduce Drilling Risks [C]∥82nd Annual International Meeting, SEG Expanded Abstracts, 2012.

[11] YAMINA E AIMENE, JOHN A NAIRN. Modeling Multiple Hydraulic Fractures Interacting with Natural Fractures Using the Material Point Method [C]∥SPE 167801, 2014.

[12] HAEGE M, MAXWELL S, SONNELAND L, et al. Rock Frabric Characterization Using 3D Reflection Seismic Integrated with Microseismic [C]∥ 75th EAGE Conference & Exhibition Incorporating SPE Europec 2013, London, UK, 10-13 June 2013.