科技！来自致密油气生产商的裂缝监测经验

    壳牌在美国二叠纪有着多年的裂缝综合监测经验，虽然目前已退出该地区的业务，但这些经验在阿根廷的 Vaca Muerta 页岩和阿尔伯塔省的 Montney 页岩中仍然发挥着重要作用。在实际应用时，壳牌的工作首先是尝试将这些技术与这三个问题之一相匹配。

     ①　 流体如何流经射孔孔眼，空间上分布如何？ 答案依赖于通过光纤测井技术进行声波、温度和应变监测。

     ②　 新造裂缝的几何形状是什么？ 对此，光纤技术也提供了重要的信息，但其他空白可以通过微地震、密封井眼压力监测 (SWPM) 和井底压力计来填补。

     ③ 　 新裂缝空间的哪一部分有效地将石油和天然气导流到井筒中？ 这个问题，可通过井底压力计监测方法解决。地球化学在某种程度上也是有用的。井干扰测试（例如， Chow 压力组方法）或观察井也是关键工具。

上图为壳牌公司的工程师 Mondal 创建的一个裂缝监测方法矩阵，比较了不同的监测方法。横轴代表成本，纵轴代表测量结果的可靠性（效果）。

该矩阵的最顶部、最右侧的是最可靠同时也是成本最高的集成光纤技术（ integrated fiber-optics pilot ）。多年来，壳牌一直处于光纤解释的前沿，并且开创了使用该技术进行应变测量的先河，虽然该技术费用极高，但可提供关于裂缝在每个射孔簇的衍生状态以及它们如何随着时间的推移而闭合的丰富图形信息。

裂缝监测矩阵的底部是几乎可以在每个阶段运行的方法，但它们提供的分辨率远不及光纤监测。在矩阵的中间是 Devon 能源开发的密封井眼压力监测技术 (SWPM) 。

该矩阵图并不包括微地震结果，这是因为他认为微地震结果在与大型监测项目中的其他互补技术相结合时最有价值。单独使用，有时可能会产生误导 。

2021 年初， SM 能源决定在德克萨斯州南部 Austin Chalk 的致密岩石中进行大量测试，以了解目标层大量敏感断层对水力压裂设计的影响。

SM 能源的油藏特性工程主管向会议展示了一个微地震数据集，该数据集显示了靠近油井底端压裂段的泵送是如何导致断层向后倾方向移动的。与德克萨斯 A&M 大学进行的建模工作表明，压裂工作产生的高压使断层保持闭合，但 “ 一旦停泵，断层就会松弛，流体就会穿过断层，从而激活断层。这可能会导致以下三个问题：

    ①　 激活这个地质断层可能意味着释放位于许多断层背后的地层水。

在一项特定的测试中， SM 能源使用了一种 “ 特殊的设计 ” ，发现许多压裂段的应力阴影很高，因此靠近井底一侧的簇甚至没有裂开，在这个测试中有时会有 100 到 150 英尺（换算成公制单位）的井段没有被压裂，这意味着所有的流体都进入了其他簇。占主导地位的簇很容易被发现，因为其中一些簇具有 “ 棒球大小 ” 。

图   3  高分辨率侵蚀成像显示了两种不同压裂设计的结果。对于设计 A ，由于高应力阴影效应，井底一端的簇表现不佳。设计 B 是成功克服应力阴影影响的修改版本

SM 能源做出了改变，特别是对其压裂设计和排量参数设计。新设计完成的时间更短，产量更高，压力下降更小 。

SWPM 可用于确定水力压裂裂缝的 发育 扩展速度和初次发生裂缝干扰时泵送的压裂液体积 (VFR) 。 Elliott 展示了一个数据集的结果，该数据集包括来自 Devon 能源运营的各种致密型油气田的近 1600 个邻井的 SWPM 监测数据。发现裂缝扩展速度最快，而 VFR 通常最低的地方是 Meramec （俄克拉荷马州更广泛的阿纳达科盆地的一部分）和 Turner 地层（怀俄明州粉河盆地的一层）。与此同时，北达科他州 Bakken 组的平均裂缝扩展速度要慢得多。在二叠纪多产的 Wolfcamp 和 Eagle Ford 页岩中观察到的裂缝扩展速度甚至更低。

究其原因，完井设计显然是原因之一，但数据表明区域应力状态和地质力学障碍（又名流动单元和“压裂障碍”）的存在才是主要原因。

Elliott 展示了一张地图，显示了德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉荷马州的区域压力情况。该地图是由地震学教授 Mark Zoback 领导的斯坦福大学研究小组经研究得出的，显示了最大和最小水平应力之间的差异。

上述裂缝扩展速度最快的地区，例如俄克拉荷马城附近的 Meramec 地区，刚好位于地图中最大和最小水平应力差最大的区域。而裂缝发育速度相对较慢的地区，例如 Devon 在二叠纪盆地新墨西哥的部分区域，处在地图中最大和最小水平应力差较小且断层处于非活动状态的区域。 Elliott 认为，在应力各向异性最高的地方，“能够被打开的天然裂缝较少”，而这正是压裂液滤失的重要因素之一。反之，各向异性较低，在这些地质条件下，可能存在更多的天然裂缝，压裂液滤失量大。目前，这个问题尚未得到解决 。