[发明专利]基于分布式光纤传感的页岩油藏勘探数据采集系统及方法

权利要求书

1.基于分布式光纤传感的页岩油藏勘探数据采集系统，其特征在于，包括地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)、地面高密度全方位人工激发震源(2)、钻孔中的套管(3)、套管(3)外全井段布设的第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)、井中的油管(5)外全井段布设的第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)、井中和地面地震数据采集车和分布式光纤传感复合调制解调仪器(7)，所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)连接到分布式光纤传感复合调制解调仪器(7)，以使所述地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)与第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)同步同时联合采集并记录三维地面地震和三维井中地震3D DAS-VSP数据；

所述的分布式光纤传感复合调制解调仪器(7)包括分布式光纤声波传感DAS、分布式光纤温度传感DTS、分布式光纤压力传感DPS；分布式光纤传感复合调制解调仪器(7)分别与第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)连接。

2.根据权利要求1所述的基于分布式光纤传感的页岩油藏勘探数据采集系统，其特征在于，所述地面高密度全方位人工激发震源(2)为：地面炸药震源、重锤震源、电火花震源、压电晶体震源、气枪震源、可控震源中的至少一种。

3.根据权利要求1所述的基于分布式光纤传感的页岩油藏勘探数据采集系统，其特征在于，所述地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)为：有线单分量或三分量动圈式检波器、有线单分量或三分量数字式检波器、有线单分量或三分量加速度式检波器、有线单分量或三分量MEMS检波器、有线单分量或三分量光纤检波器中的一种。

4.根据权利要求1所述的基于分布式光纤传感的页岩油藏勘探数据采集系统，其特征在于，所述地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)的检波器为：无线单分量或三分量动圈式检波器、无线单分量或三分量数字式检波器、无线单分量或三分量加速度式检波器、无线单分量或三分量MEMS检波器、无线单分量或三分量光纤检波器中的一种。

5.根据权利要求1所述的基于分布式光纤传感的页岩油藏勘探数据采集系统，其特征在于，所述的第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)均为铠装光缆，包括耐高温单模或多模或特种光纤(21)，所述的耐高温单模或多模或特种光纤(21)外依次有内连续金属细管(22)和外连续金属细管(23)对其进行封装。

6.根据权利要求1所述的基于分布式光纤传感的页岩油藏勘探数据采集系统，其特征在于，所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)布设在套管(3)外，并用固井水泥永久固定在套管(3)外侧，或者用分布在第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)外面的永久磁铁环将第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)吸附在套管(3)的内壁上，或者用等间距的环形金属卡子将第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)固定在套管(3)内安装的油管(5)的外壁上。

7.根据权利要求1所述的基于分布式光纤传感的优化油藏开发的数据采集系统，其特征在于，所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)的尾端设有消光装置(8)，即将第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)内光纤的尾端安装消光器或者在第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)内光纤的尾端打一个结。

8.根据权利要求1所述的基于分布式光纤传感的优化油藏开发的数据采集系统，其特征在于，所述地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)在地面沿三维地面地震检波器线等间距分布；所述地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)通过光电复合缆连接地面地震数据采集车上的地震数据记录仪器。

9.根据权利要求1到8任一项所述的基于分布式光纤传感的优化油藏开发的数据采集系统的数据采集和处理方法，其特征在于，包括如下步骤：

(1)在地面沿施工设计的检波器测线高密度等间距布设地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)，地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)的测线间距和检波器间距小至6.25米；

(2)按照高密度全方位施工设计依次激发震源线上地面高密度全方位人工激发震源(2)点的震源信号，同步记录全方位高密度地面三维地震数据和三维井中地震3D DAS-VSP数据，全方位高密度地面三维地震数据的面元达到5m×5m；

(3)井中-地面联合采集的地面三维地震数据井驱处理方法，包括：

a、根据井中采集的三维井中地震3D DAS-VSP数据的初至走时和地面震源点到井下检波点的距离，计算求取地下介质的准确平均速度值和层速度值；

b、根据三维井中地震3D DAS-VSP数据的反射层深度位置进行地面地震数据里的多次波去除处理，标定各地面地震数据的地震地质反射层；

c、处理三维井中地震3D DAS-VSP数据，提供地层吸收衰减参数Q；

d、根据从三维井中地震3D DAS-VSP数据中提取的真振幅恢复因子，对井中-地面联合采集的地面地震数据建立井控速度场并进行基于速度场的振幅恢复处理；

e、根据从三维井中地震3D DAS-VSP数据中提取的反褶积参数，对井中-地面联合采集的地面地震数据进行反褶积处理；

f、进行基于三维井中地震数据或三维井中地震3D DAS-VSP数据计算提取地下地层的各向异性参数；

g、进行基于三维井中地震3D DAS-VSP井驱参数约束的速度、各向异性三维参数联合建模；

h、利用三维井中地震3D DAS-VSP数据参数进行井控地面地震数据的提高分辨率处理；

i、根据从三维井中地震3D DAS-VSP数据中精确计算提取的地下地层的各向异性参数，对井中-地面联合采集的地面地震数据进行各向异性偏移处理；

j、根据从三维井中地震3D DAS-VSP数据中提取的地层吸收衰减参数Q，对井中-地面联合采集的地面地震数据进行叠前道集数据的Q补偿或Q偏移处理；

(4)、对井地联采的三维井中地震3D DAS-VSP数据进行去噪、波场分离、速度建模和高精度高分辨率三维井中地震3D DAS-VSP数据成像；

(5)、对地面全方位高密度单分量或三分量三维地震数据进行高精度表层综合建模，计算静校正量，进行静校正处理；用井约束和井中垂直地震剖面数据驱动处理地面单分量或三分量地震数据，提高地面地震数据的分辨率和精度，然后进行精细切除和迭代速度计算，再完成速度建模以及三维叠前时间偏移和三维叠前深度偏移成像处理；用基于统计自适应信号理论的非参数化谱分析的地震道高分辨处理方法和具有保真度的高分辨地下反射信息估计方法，对三维叠前深度偏移处理后的资料进行高分辨率处理，所述的反射信息估计方法是基于统计信号自适应处理，使用非参数谱分析方法和具有保真度的高分辨地下反射信息估计方法，在最大限度地保持原有地震资料信息和不损失原有资料中微小地质信息的前提下，获得高分辨的复地震道集；对保幅井驱处理后的高分辨率三维地面地震数据的成像结果和高精度高分辨率三维井中地震3D DAS-VSP数据成像结果进行联合精细构造解释，其构造解释结果用于对页岩油储层构造进行精细的静态刻画和描述；从三维高分辨率地震数据解释成果中提取页岩油储层的准确埋深、厚度、产状及平面展布；

(6)、反演三维高分辨率叠后地震数据以获取叠后反演的地震属性数据体，用于解释断层和裂缝；利用相干和相关属性倾角和倾角方位属性、最大最小曲率、正曲率和负曲率属性等来描述并表征地下断层、裂缝裂隙和构造边界的展布特征；

(7)、利用无监督自适应统计模型神经网络计算方法，通过非线性方式自动对相干性，最小和最大曲率，曲率形态指数，瞬时倾角及倾角方位进行分类，根据裂缝密度的分布特征来确定地震相体，建立地震断裂相，绘制断层及断裂带分布数据体，用来表征地震相异常体和裂缝带；

(8)、利用叠后属性数据进行自动断层拾取，所述的断层拾取是基于相干体、本征值相似性或曲率体自动计算断面，确定宏观裂缝和小断层；进行叠前地震道集的优化、去噪、拉伸改正和拉平处理；进行叠前地震数据的各向异性参数的椭圆反演，所述的椭圆速度反演是对均方根值速度的方位角数据体进行椭圆速度分析，得到裂缝走向方位和纵波各向异性参数；进行三维叠前地震数据的各向异性参数的椭圆反演，所述的椭圆反演是对方位角梯度和速度做椭圆反演，以得到汤姆逊各向异性参数，通过岩石物理变换，将汤姆逊各向异性参数转换为目的层的地质力学各向异性参量；同时根据页岩油储层中层速度的变化和差异，确定地层压力并圈定页岩油储层中的高压异常区；进行叠前地震数据的弹性模量的椭圆反演，得到各向异性弹性模量，通过岩石物理分析，将各向异性弹性模量转换为目的层的岩石脆性、岩性、孔隙度、流体、总有机碳含量等储层参数；进行三维叠前地震数据的振幅随炮检距变化和纵横波同步波阻抗反演，所述的纵横波同步波阻抗反演是计算振幅随炮检距变化的梯度属性，并反演角度叠加地震资料，同步得到纵波阻抗、横波阻抗以及弹性模量与密度的乘积、剪切弹性模量与密度的乘积、杨氏弹性模量与密度的乘积；

(9)、提取保幅井驱处理后的高分辨率三维地面地震数据和高精度高分辨率三维井中地震3D DAS-VSP数据的各种单一属性或组合属性，利用声波和放射性测井数据标定的页岩油储层孔隙度，综合定量解释页岩油储层孔隙度在三维空间的分布特征和规律；利用理论研究成果，经验公式和属性参数预测页岩油储层的压力系数、裂隙或裂缝发育分布特征、储层内地应力场方位信息重要的储层参数；

(10)、用探区内所有钻孔的测井数据，对测区内的测井数据进行校正处理，消除井孔环境、井斜变化、井液变化、井温变化以及测井仪器误差对测井曲线的影响，获得能够真实反映地层物理性质变化的最优测井曲线；

(11)、采集页岩油储层的岩芯，在实验室模拟地下围压和孔隙压力条件下，测量饱和后的岩心柱的动态和静态弹性参数、弹性波衰减系数、频散效应和纵横波速度各向异性系数，得到岩心动态和静态弹性模量的转换关系式，进行各向异性岩石物理模拟以及弹性参数计算与交会，根据交会结果，得到敏感弹性参数或敏感弹性参数的组合与页岩气甜点区参数的对应相关关系，求取并预测页岩油甜点区的参数或参数组合；根据页岩油岩芯的动态和静态弹性模量的转换关系式，将三维叠前地震数据的各向异性弹性波同步反演获取的动态弹性模量转换为静态弹性模量；利用静态弹性模量与岩石脆性的相关性，确定页岩油储层的脆性分布规律和特征，优化水平井的完井和压裂方案设计；利用静态弹性模量或派生静态弹性模量在页岩油储层中的分布规律，确定页岩油储层的脆性特征，获取局部地应力的方位及强度，确定页岩油储层中断层、裂缝和裂隙的方位走向和密集程度，预测并圈定页岩油储层中的高总有机碳含量、多裂缝分布带和页岩油储层中的高地层压力区；

(12)、对页岩油储层的岩芯进行岩石物理参数和矿物组分的测定，应用多矿物分析方法和岩心测试分析方法，计算地层矿物成分和含量、地层密度、纵横波速度和孔隙度，并根据岩石物理参数、矿物组分、测井数据解释结果和全井段地球物理测井曲线建立从地表到井底的页岩油储层岩性/岩石物理模型，用页岩油岩芯测量结果标定其对应的单一参数或组合参数的测井数据；

(13)、对应页岩油甜点参数，寻找对其甜点参数敏感的单一或组合的岩石物理参数、单一或组合的测井数据参数、单一或组合的地震数据属性参数，综合利用和处理上述各种参数，计算页岩油储层的厚度、埋深、产状、平面展布、延伸范围、TOC含量、有机质类型指标H/C值、页岩油含油性指标SI、页岩油可动性指标SI/Clay、脆性指数BI(BI＝(Qz+Car)/(Qz+Car+Fels+Clay)×100％，其中，BI是岩石的脆性指数，Qz为石英含量，Car为方解石加上白云石的含量，Fels为长石含量，Clay为粘土矿物含量)、孔隙度、页岩油储层压力系数、裂隙或裂缝发育分布特征、页岩油储层内地应力场方位特征；

(14)、利用对页岩油甜点参数敏感的单一或组合的地震数据属性参数，在步骤(5)确定的页岩油储层内寻找有机质丰度指标TOC2，有机质类型指标H/C值1，页岩油含油性指标SI1.5，页岩油可动性指标SI/Clay10和脆性系数BI40％，孔隙度5％，页岩油储层压力系数1.5的页岩油甜点区域；

(15)、根据页岩油储层的电阻率测井数据标定的页岩油饱和度，结合页岩油储层在三维空间上的分布范围和孔隙度，计算和预测页岩油储层区块内的总页岩油储量和分布特征，制定初步的页岩油开发方案，包括确定水平井位的深度和方位，优化井网的完井和压裂方案，确定开发方式，确定开采速度，以保持长期稳产高产；所述水平井的深度应该与页岩油储层内高脆性、高储层压力、高孔隙度、高裂隙或裂缝分布和高TOC丰度带的埋深相一致，其方位应尽量垂直于页岩油储层的最大主应力方向，与最大主应力方向的夹角不小于60度；

(16)、所述的优化水平井网的完井和压裂方案设计是将水平井布设在脆性较高且易于压裂的含高总有机碳的页岩油储层中，并优化设计水平井的分段数和各个压裂段的段间距和水平井的井间距；当与所述水平井相邻的地层中包含断层或者裂缝或者地质力学突变区域时，将包含所述断层或者所述裂缝或者所述地质力学突变区域的地层划分至同一个压裂井段中；当相邻两个井段对应的地层发生重复压裂时，增大相邻两个井段之间的分段间距；当所述水平井中设计压裂井段对应的地层中包含砂堵区域或者所述设计压裂井段为可能的套变段时，舍弃所述设计压裂井段或者调节施加于所述设计压裂井段上的压裂排量；当压裂产生的人工裂缝(微地震事件分布范围)未按照设计方向延伸时，调整所述水平井内套管(3)上的射孔的位置或者在所述人工裂缝处添加暂堵剂，以调整所述人工裂缝的延伸方向；当相邻两口水平井压裂产生的微地震事件在空间上出现部分重叠时或者在两口井的中间位置没有或很少微地震事件出现和分布时，需要增大或减小两口相邻水平井之间的井间距；

(17)、在页岩油生产期间，通过放置在井口旁边的分布式光纤传感复合调制解调仪器(7)连续监测和测量套管(3)外侧第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和油管(5)外侧第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)内的DAS、DTS和DPS信号；

(18)、对分布式光纤传感复合调制解调仪器(7)连续测量的DAS信号、DTS信号和DPS信号进行调制解调，将DAS数据、DTS数据和DPS数据转换成井下噪声强弱、温度高低和全井段压力的分布数据；

(l9)、根据监测和测量到的井下噪声、温度和压力变化数据，利用多参数综合反演方法计算出井下每个页岩油产出井段的油、气、水的流量及其变化，或井下每个注水或注二氧化碳或注聚合物井段的注入量及其变化，同时利用第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)，长期实时监测页岩油储层内和储层周围在页岩油生产期的微地震数据，以及这些微地震事件发生的时间、位置和能量大小的分布特征与规律，从而实现对页岩油井开发生产过程及其产量变化的长期动态监测；

(20)、在页岩油井投产一定时间后，再次在地面同样位置布设地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)，然后依次激发震源线上同样位置的地面高密度全方位人工激发震源(2)点的震源信号，地面单分量或三分量地震数据采集仪器(1)与第一井中分布式光纤传感铠装光缆(4)和第二井中分布式光纤传感铠装光缆(6)同步同时采集并记录时移高密度全方位三维地面地震和时移三维井中地震3D DAS-VSP数据；

(21)、使用同样的数据处理流程对第二次采集的时移三维地面地震数据和时移三维井中地震3D DAS-VSP数据重复进行上面步骤(3)到步骤(9)的处理流程；对水力压裂前后，或者页岩油井投产前后的两次井地联采的时移三维地面地震和时移三维井中地震3D DAS-VSP数据经过上述井驱处理后的成果进行对比分析，包括两次地震数据波形的对比、振幅的对比、相位的对比、纵波和横波速度的对比、衰减系数Q值的对比以及各向异性参数的对比，求取前后两次时移地面地震和VSP数据之间的差异值和两次地面地震数据之间的差异值，这些差异值和井下长期监测到的微地震事件的分布范围就代表储层经过水力压裂改造后的影响范围或被改造体积SRV，或者页岩油生产井周围流体运移前后的情况或油水界面或气水界面的动态变化情况，发现页岩油储层内未动用的或没有充分动用的残余或剩余页岩油区域，寻找页岩油田开发中后期剩余页岩油储量的富集区域，以便确定调整开发方案；

(22)、根据上面获得的数据和信息建立页岩油藏模型和页岩油储层内的流体模型，按照页岩油田开发时预定的开发方案和开采时间进行页岩油藏开发进程的数字模拟，获得数字模拟的开发效益和模拟的开采阶段的总页岩油产量；

(23)、根据步骤(19)得到的井中监测的所有油气生产井的产液剖面的动态变化数据和步骤(21)里面获得的页岩油生产井周围的油水界面或气水界面的动态变化情况，以及开发阶段已经开采的总油气量，对比步骤(22)的模拟结果，分析二者之间的差异，根据差异数据修改、完善和调整开发方案，在残余或剩余页岩油区域内布设加密井、水平井或调整井；

(24)、针对步骤(23)提出的开发调整方案和新布设的加密井、水平井或调整井，重新进行页岩油藏开发效益的数字模拟，通过多次模拟“开发”页岩油田，反复修改完善和优化新开发方案，寻求最优开发方案，避免决策失误，以提高页岩油藏采收率为最终目标，获得最佳的新开发方案；用新的优化开发方案指导页岩油藏的开采，争取实现有限投资规模条件下的最佳开采效益和达到最高可实现采收率。