水平井相关技术现状.ppt

水平井相关技术现状水平井相关技术现状水平井相关技术现状水平井相关技术现状o近期水平井相关技术研发动态近期水平井相关技术研发动态o水平井砾石充填应用实例水平井砾石充填应用实例o压裂微地震监测技术实例压裂微地震监测技术实例2近期水平井相关技术研发动态近期水平井相关技术研发动态oDYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪公司研制出无弹片射孔枪 o压裂液新进展－斯伦贝谢压裂液新进展－斯伦贝谢o美国美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统钻井系统 3DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪公司研制出无弹片射孔枪o传统的射孔作业会在井下残留很多弹片传统的射孔作业会在井下残留很多弹片n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n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4DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪公司研制出无弹片射孔枪o过去，解决这一问题的方法是采用锌质聚能射过去，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。

孔弹来替代钢质聚能射孔弹n射孔后，锌质射孔弹破碎成细颗粒，并在随后的酸化中溶解o但是，锌颗粒会与某些盐类作用而产生井下复但是，锌颗粒会与某些盐类作用而产生井下复杂情况oDYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪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系统，这种射孔枪在射孔后基本没有弹片残留井内5DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪公司研制出无弹片射孔枪o工作原理是采用内滑套使射孔枪射孔后关闭射工作原理是采用内滑套使射孔枪射孔后关闭射孔孔眼n在射孔弹爆炸期间，爆炸产生的气压推动活塞使滑套移动n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 6DYN Aenergetics公司研制出无弹片射孔枪公司研制出无弹片射孔枪o此时，液体和气体仍然可以在射孔枪的内部和此时，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井眼中循环，而不会在射孔枪内形成压力圈闭o这种无弹片射孔枪可以使用任何标准尺寸、几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。

何形状或爆炸类型的聚能射孔弹 7压裂液新进展－斯伦贝谢压裂液新进展－斯伦贝谢o近年来，压裂液由常规交联瓜胶压裂液发展到近年来，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耐高温延迟交联压裂液、微聚压裂液和无聚清洁压裂液洁压裂液2005年斯伦贝谢公司在压裂液方年斯伦贝谢公司在压裂液方面推出了若干新型压裂液面推出了若干新型压裂液n无聚合物CO2压裂液—ClearFRAC n光纤辅助运移水力压裂新技术—FiberFRACn耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系—ClearPACHD 8无聚合物无聚合物CO2压裂液压裂液—ClearFRACo2005年斯伦贝谢公司在其一系列年斯伦贝谢公司在其一系列CO2压裂液压裂液的基础上推出了无聚合物的基础上推出了无聚合物CO2压裂液压裂液(ClearFRAC) n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；n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℉（93°C），可在枯竭或低压储层使用，可用连续管作业 9无聚合物无聚合物CO2压裂液压裂液—ClearFRACo该压裂液在得克萨斯该压裂液在得克萨斯Panhandle油田枯竭致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。

管安装成本 n压裂后裂缝半长度增加41%，n裂缝导流能力提高197%，n井的产量提高29%，n产层每英尺有效厚度的产量提高164%，n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%n而且由于无需强行起下作业、封隔器润滑和压井，10光纤辅助运移水力压裂新技术光纤辅助运移水力压裂新技术—FiberFRACo2005年发布的一项新压裂技术年发布的一项新压裂技术o该技术利用压裂液中的光纤网络提供机械的方该技术利用压裂液中的光纤网络提供机械的方法来运送、悬浮和置放支撑剂法来运送、悬浮和置放支撑剂o可以在裂缝中均匀地分散支撑剂，而不至于让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支撑剂在裂缝闭合前沉淀在裂缝中o压裂处理后，随着采油进行，光纤降解，剩下压裂处理后，随着采油进行，光纤降解，剩下一个形状规则的支撑剂团一个形状规则的支撑剂团 11光纤辅助运移水力压裂新技术光纤辅助运移水力压裂新技术—FiberFRACoFiberFRAC具有以下特点：具有以下特点：o支撑剂运移与流体粘度无关，可使用低粘度压支撑剂运移与流体粘度无关，可使用低粘度压裂液；裂液；o超大温度范围从超大温度范围从150℉ ℉到到400℉ ℉；；o可降低聚合物负载可降低聚合物负载40％，保持渗透性％，保持渗透性24％。

％ 12光纤辅助运移水力压裂新技术光纤辅助运移水力压裂新技术—FiberFRACo将将FiberFRAC在北美东得克萨斯低棉谷致密在北美东得克萨斯低棉谷致密天然气藏（天然气藏（0.05毫达西）中应用，并与常规减毫达西）中应用，并与常规减阻水压裂液（阻水压裂液（Slickwater））进行比较，结果显进行比较，结果显示：示：n气井30天内产量提高3倍；n50天内的累积产量多2400万立方英尺；n90天后日产量提高7倍—达200万立方英尺/天 13耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系—ClearPACHD o适应高温高压环境，无聚合物压裂液，应用该适应高温高压环境，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填或压裂充填作业n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n在井底温度为300℉下性能稳定，对于循环或挤注均适用 14耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系—ClearPACHDo尤其是当用于填充井段较长的高温高压水平井时与尤其是当用于填充井段较长的高温高压水平井时与“更更替通路替通路”（（Alternate Path））技术（已获得埃克森美技术（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。

孚公司许可）相结合，该压裂液是非常有效的井控剂n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n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n它还可以承受油基泥浆井眼中的大多数油基液体的污染 15耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系耐高温高压的无聚合物水基砾石携带体系—ClearPACHDo西非一家大作业公司应用该液体对倾斜角西非一家大作业公司应用该液体对倾斜角77°、、长长400英尺的采用油基泥浆钻井的井段进行砾英尺的采用油基泥浆钻井的井段进行砾石充填作业石充填作业n井下静温150°F（65.6°C），n油藏渗透率100毫达西n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n作业完成后1周日产量达15000桶/天16美国美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射钻井工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统系统 o在研的高压连续管喷射钻井系统即将进入商业在研的高压连续管喷射钻井系统即将进入商业推广阶段推广阶段o该项目由美国能源部赞助，科研基地设在美国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，项目开始于得克萨斯州的休斯敦，项目开始于1997年年9月月30日，到日，到2006年年9月月30日结束。

日结束 o该课题的总投资为该课题的总投资为526.7万美元，美国能源部万美元，美国能源部提供提供355.2万美元，非能源部的资金为万美元，非能源部的资金为171.5万美元17美国美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射钻井工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统系统o该项目的宗旨是开发高压连续管喷射钻井系统该项目的宗旨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高机械钻速和降低钻井成本o喷射钻井利用高压射流喷射岩石，使之形成裂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缝，然后采用机械方式破岩o室内和现场试验表明，与常规钻井方法相比，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高压喷射钻井在多种岩石类型中均可提高机械钻速o目前已经开发出喷射钻井系统目前已经开发出喷射钻井系统18美国美国Maurer工程公司开发出高压连续管喷射钻井工程公司开发出高压连续管喷射钻井系统系统o由于较低的钻深能力和钻速，使连续管钻井推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，钻深可达了上述两大缺陷，钻深可达1万～万～1.5万英尺，万英尺，机械钻速大大提高机械钻速大大提高o高压连续管喷射钻井系统还是钻多分支水平井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的理想工具，这将对钻井公司有更大的吸引力o高压连续管喷射钻井因搬迁快、机械钻速高、高压连续管喷射钻井因搬迁快、机械钻速高、对环境影响小、以及能缩短进入市场的时间从对环境影响小、以及能缩短进入市场的时间从而降低了钻井成本而降低了钻井成本19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水平井砾石充填应用实例Ø概述Ø水平井防砂方法Ø尼日利亚水力充填实例 ØAlternate Path技术 Ø阿塞拜疆旁通管充填实例Ø分析分析21水平井裸眼井独立筛管完井水平井裸眼井独立筛管完井Ø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（膨胀式防砂管（ESS））Ø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水平井防砂方法22水平井裸眼砾石充填（水平井裸眼砾石充填（OHGP））Ø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。

能和注入能力水平井防砂方法23尼日利亚水力充填尼日尔三角洲勘探开发租赁区块24Obigbo-North油田ØObigbo-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Ø油藏为渗透率900－7000毫达西，孔隙度21%－33%的未固结砂岩Ø油田包括66个区块：55个含油，11个含气油田共钻井50多口Ø2001—2002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 Ø2002年，壳牌石油开发公司SPDC对对QWSB-53井进行裸眼砾石充填ØSPDC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携砂液(通常为盐水)输送低浓度0.06—0.24克/立方厘米支撑剂的砾石25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26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（6－10）从水平段底部返回前部地面处理压力可以反应水力充填处理的进展情况27水力充填水力充填典型地面处理压力曲线Ø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Ø 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 ØSPDC采用 11kPa/米的水基钻井液钻进305米水平段至总井深 28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/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29结果分析Ø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Ø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 30Altemate Path筛管ØAltemate 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成的堵塞段Ø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 Ø与水力充填不同，该技术对滤饼的完整性没有要求 Ø高粘携砂液泵送较高含量l4到8磅/加仑(0.48到0.96克/立方厘米)的砾石 31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32阿塞拜疆旁通管充填 ØChirag油田简介油田简介Ø常规筛管水力充填常规筛管水力充填 Ø下套管射孔完井下套管射孔完井Ø独立筛管独立筛管 Ø膨胀式防砂筛管膨胀式防砂筛管 ØAlternate Path筛管筛管33阿塞拜疆里海海上油气田开发34Chirag油田简介油田简介ØBP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ØChirag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ØBP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)中安装了几种不同的砂面完井装置Ø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 35常规筛管水力充填常规筛管水力充填ØBP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ØA-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2.1ØA-03井于1998年1月完井，产出油含砂2—3磅/1000桶(5.7—8.6克/立方米)Ø1998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36常规筛管水力充填常规筛管水力充填Ø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Ø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37下套管射孔完井下套管射孔完井ØA-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l1998年，A-06井初期出砂量很高，最终稳定在 2.9—8.6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0.9Ø2000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l2000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38下套管射孔完井下套管射孔完井Ø2002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Ø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。

Ø2003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 39独立筛管独立筛管ØChirag油田的A-09井和A-18井采用独立筛管完井Ø2002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3—6%，但出砂量很高ØA-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l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l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5l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40膨胀式防砂筛管膨胀式防砂筛管 ØBP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完井ØA-08z侧钻井，为注水井l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1—5磅/1000桶(2.9—14.3克/立方米)，直到2004年3月转为注入井ØBP公司在A-09井的一口侧钻井中采用了膨胀式筛管完井。

l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%l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41膨胀式防砂筛管膨胀式防砂筛管ØBP公司对A-08z和A-09z侧钻井都用了强度相对较低的膨胀式筛管l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l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42Alternate Path筛管筛管Ø2000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Ø第一口采用Altemate Path AIIPAC筛管的井(A-15—T1)经过短期生产后转为注水井Ø在含水开采的两年中，裸眼砾石充填保持了较好的防砂效果 43Alternate Path筛管筛管ØA-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。

l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 ØBP公司计算A-19井的砾石充填效率为91%Ø2005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0.1l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lBP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Ø考虑到经过了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 44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45ØChirag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响应。

46Chirag油田完井表皮系数数据47分析ØChirag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Ø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ØBP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Ø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Ø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48压裂微地震监测技术实例田洪亮田洪亮中国石油经济技术研究院中国石油经济技术研究院压裂微地震监测技术实例Ø前言前言Ø压裂增产微地震监测技术压裂增产微地震监测技术Ø得克萨斯气田应用实例得克萨斯气田应用实例l中北部,Barnettl东部, Bossier and Cotton ValleyØ未来的发展未来的发展50前言Ø全球很多大型高渗油气田已进入开采后期全球很多大型高渗油气田已进入开采后期l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。

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Ø仅在美国，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年作业公司在水力压裂方面的花费就达到大约38亿美元 Ø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其方位等诸多信息 51Fracture Mapping (Monitoring)The Current Advancement Frontier Technology for FracturingØFar-field Fracture mapping technologies for answering this question are now where the most important advancements are being made inØhydraulic fracturing.What are the actual dimensions of the fracture and where is it located?52Motivation for Frac Engineering & DiagnosticsØHydraulic fracturing is done for well stimulationNOTfor proppantdisposal53Microseismic Technology and DeploymentSlippage Emits Both P & S Waves(Compressional & Shear)• Velocities Are DifferentP Wave > S Wave• Detected At Tri-Axial Receiver54Microseismic MappingObtaining Data From an Offset Observation WellFiber optic wireline• 12-20 Levels, 3 ComponentSensors• Mechanically Coupled• Can be deployed under pressure55Microseismic MappingDetermining Distance and Elevation• Slippage Emits Both P & S Waves(Compressional & Shear)• Velocities Are DifferentP Wave > S Wave• Detected At Tri-Axial Receiver56Microseismic MappingExample Recorded MS Event57Microseismic MappingVelocity Model58Microseismic MappingAzimuth DeterminationWhile 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 Particle Motion of the P Wave, Which Is Always Directed Radially Outward from the Source.59Reservoirs Where Microseismic Mapping has Been Successfully AppliedØOil/Gas/Geothermal/DisposalØLithologiesl Granites (Geothermal)l Shalesl Sandstone/Shalel Carbonatesl Coal Bed Methanel Chalkl Unconsolidated Sands60How Far Can Microseismic See?ØMicroseismic Observation DistancelRange from <100m to over >>1,500mØObservation Distance Depends on:l1.Size (Amplitude) of the MicroseismFormationTreatment size and ratel2. AttenuationFormation propertyl3. Background noiseQuiet WellboreField ActivitiesSame pad operations61How Far Can Microseismic See?ØActual Observation Distances:l Granites (Geothermal) >>1500ml Shales 900 - 750ml Sandstone/Shale 350 - 450ml Carbonates 300ml Coal Bed Methane 250ml Chalk <100m*l Unconsolidated Sands <100m** Long-term reservoir monitoring has seem significantly large observation distances62Future -ØFrom an Active Treatment Well lCurrently only Available in North AmericaØFrom A Horizontal Well lCurrently only Available in North America63From an Active Treatment Well•Fiber optic wireline•Mechanically Coupled geophones using blocks•Typically run 10 tools with ~200’ aperture•Only obtain usable data during SI Time •Tools run pulled under pressure64From A Horizontal WellGravity Coupled geophones using blocksTypically run 5 tools with ~700’ apertureDeployed on tractor Can also be done on treatment wells65Texas Examples66Texa67中北部－Barnett, Fort Worth basinTexas 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68Barnett页岩储层Ø 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，不含硅质碎屑层中包含很多细粒物质，不含硅质碎屑Ø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Ø在整个产区的大部分区域，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，同时将灰岩层形成了一个压裂隔挡层，同时将下部下部Ellenberger含水层与含水层与Barnett页岩分开页岩分开 69Barnett页岩Ø目前，目前，Barnett页岩储层约页岩储层约5.4万平方公里，页岩厚度约在万平方公里，页岩厚度约在300－－500英尺英尺Ø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多细粒物质，不含硅质碎屑各向异性较差 Ø天然裂天然裂缝性超低渗性超低渗储层，渗透率在，渗透率在0.000070.00007到到0.00050.0005之之间，孔隙度在，孔隙度在3 3到到5%5%之之间。

Ø20022002年引入水平井年引入水平井Ø目前直井数量超过目前直井数量超过3400口，水平井口，水平井300多口Ø目前，目前，BarnettBarnett页岩气田日岩气田日产天然气超天然气超过1212亿英尺英尺3 3(3400(3400万米万米3 3) )，占全美，占全美国国页岩天然气岩天然气产量的量的5858％70Barnett页岩Ø在过去在过去5年中，工程师和科学家们对年中，工程师和科学家们对Barnett页岩储层中的天然裂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缝和水力压裂裂缝系统有了更深入的知识Ø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Ø策略之一就是钻水平井策略之一就是钻水平井Ø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约是直井的三倍 71Barnett页岩Ø几家公司正在研究利用水平井压裂几家公司正在研究利用水平井压裂Barnett页岩储层页岩储层会出现的复杂情况及其对整个矿区开发的意义会出现的复杂情况及其对整个矿区开发的意义。

ØChesapeake能源公司是其中之一能源公司是其中之一 72水力压裂监测Ø20052005年年2 2月，在月，在Newark EastNewark East油田对一口水平井进行的四段油田对一口水平井进行的四段““清水清水””压裂压裂作业中，作业中，ChesapeakeChesapeake公司将公司将StimMAPStimMAP水力压裂作业诊断技术应用于一口垂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、方位角及其复杂性直监测井上，以确定裂缝高度、长度、方位角及其复杂性 73水力压裂监测Ø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 74水力压裂监测ØStimMAP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75水力压裂监测Ø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N60°E—S60°W，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 Ø在2段，现场工程师发现井下压裂压力与1段相同，因此Chesapeake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 76水力压裂监测Ø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 77水力压裂监测Ø2005年8月，Chesapeake公司将StimMAP技术应用于Newark 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 78水力压裂监测Ø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、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79水力压裂监测Ø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Ø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Ø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 80水力压裂监测ØStimMAP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°Ø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Ø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 81分析Ø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Ø而近井筒评估方法并不能解决水平井面临的这些问题而近井筒评估方法并不能解决水平井面临的这些问题Ø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位置或间距或改变支撑剂携带液)所造成的影响。

所造成的影响Ø因为水力压裂裂缝特征描述效果的提高，人们现在才明白因为水力压裂裂缝特征描述效果的提高，人们现在才明白Barnett页岩储层水力压裂作业的有效性与次生天然裂缝的打开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有关，后者提高了压裂液的用量 82East Texas ExamplesBossier and Cotton Valley83Microseismic Mapping Results – Taylor Sands84APC Anderson #2York Frac Side ViewMap View85APC Anderson #2 Map ViewYork and Bonner Fracs86Plan View Well B StimulationXf = 615’ West and 750’ East87Side/Edge View 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 York88Fracture Model Calibration?ØHistory match the OBSERVED net pressure responses with the DIRECTLY measured fracture dimensions using a 3D fracture simulator to develop a reliable tool for understanding and predicting fracture growth.89Modeling Versus MeasuringFracture growth modelsincomplete physicalunderstandingDirect diagnosticsnot predictiveCalibrated models more realisticallypredict how fractures will physicallygrow for alternative designs90Microseismic Fracture MappingCotton Valley Sandstone91Bossier SandCalibrated Modeling Results for Well CBefore model calibrationAfter model calibrationMore confinement than can be attributed to stresscontrast, permeability ormodulus.Composite layeringWidth decoupling92Confined Fracture Height GrowthØHard to explain confinement with current “essential physics” iflNet fracturing pressures are higher than measured/estimated closure stress contrastslNo known “permeability barriers” existØIs there another containment mechanism?Increased fractureclosure stressInterfaceslippageCompositelayering93FRACTURECOMPLEXITYHYDRAULIC FRACTUREMINEBACK94未来的发展Ø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。

l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l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 Ø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Ø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，从而实现可靠的实时裂缝成像 95未来的发展Ø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l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Ø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l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Ø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Ø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l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。

这些信息还可以用来进一步限定地质力学模型的范围，使作业公司对水力压裂裂缝的延伸或被压裂储层的应力变化有更深入的了解96结论Ø水力压裂裂缝成像技术在勘探开发行业，尤其是致密储层的开发方面，拥有广阔的应用前景Ø经过水力压裂裂缝几何形状测量数据校正的裂缝模型非常精确，可以提高储层的模拟和开发效果97汇报完毕汇报完毕! !各位领导和专家各位领导和专家 请批评指正！请批评指正！98。