目前，非常规油气储层多采用体积压裂进行储层改造^[1-5]，增大泄油半径，实现增储上产。为了解决人工裂缝网络成像问题^[6-7]，须要通过微地震监测技术对储层改造效果进行评估，微地震井中监测技术具有精度高和实时性强的特点，在各大油气田得到了普遍认可和应用。徐刚等^[8]提出低渗透储层中的油气都须要通过大型压裂才能够实现经济开采，微地震压裂监测技术是压裂效果评价的重要手段之一，微地震井中监测技术能够对破裂实时定位，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，为油田开发井网部署提供有效数据；刘博等^[9]介绍了非常规油气层压裂微地震监测技术的作用，并对比了井中监测和地面监测各自的技术优势和适用条件，以及在段间距和井间距调整方面的实际作用；容娇君等^[10]通过典型的微地震监测实例分析储层改造的裂缝网络特征，并结合测井和三维地震资料分析了断层对微地震事件属性特征的影响；张云银等^[11]应用微地震监测数据评估储层改造体积，通过典型实例证明了微地震监测技术实际效果；Maxwell等^[12]提出了断层活动对微地震监测的影响；赵争光等^[13]、Cipolla等^[14]和林鹤等^[15]利用三维地震数据和微地震数据研究了天然裂缝对储层改造的影响，并取得了较好的应用效果。

准噶尔盆地东部吉木萨尔区块页岩油层富集区页岩油藏的特征为源储一体，不发育边底水，目的层的上“甜点”储层以砂屑云岩、岩屑长石粉细砂岩和云屑砂岩为主^[16]。针对水平井体积压裂和平台式压裂特点，传统的压裂思路逐渐转变，为使油井产量最大化，以达到增产增效的目的，从单一裂缝向网络裂缝体积改造转变，充分利用水平井复合压裂技术，多采用多段分簇的方式进行储层压裂改造。首先通过对目的储层参数进行分析，在综合考虑储层物性、应力场特征的基础上，将水平段划分为多层段、多簇分别进行措施改造，从而获得整个水平段的有效改造；分段多簇的划分原则是选择在高电阻、低密度、低泊松比、低应力的位置^[17]，将储层物性较好、完井参数理想的层段作为优选层段，实现多段多簇压裂改造使水平井筒与地层的接触面积最大化，以增加裂缝复杂程度和泄油面积，实现产能最大化^[18-19]。

根据微地震监测实时性强和定位精度高的特点，对准噶尔盆地东部页岩油平台井拉链式压裂改造进行实时监测，结合微地震数据和压裂施工数据等信息评估页岩油储层改造效果，实时调整段间距，识别套变的风险并进行预警，以期为页岩油田开发提供技术支撑。

目前国内外没有统一的页岩油定义，管保山等^[20]在2019年调研了大量文献的基础上明确了广义和狭义页岩油的含义，广义页岩油泛指蕴藏在具有低孔隙度和渗透率的致密含油层中的石油资源，包括页岩、砂岩和碳酸盐岩等，其开发须要使用水力压裂和水平井等技术；狭义的页岩油定义中用油藏类型区分致密油，其中页岩油是指来自泥页岩层系中的石油资源。

准噶尔盆地东部页岩油目的层的地层厚度大、分布广，表现为源—储一体、近源成藏。根据油气显示情况，其储层划分为上、下等2个“甜点”，整体上，储层物性极差，具有极低渗透性。目的层上“甜点体”主要为（滨）浅湖滩坝微相沉积，岩性主要为灰色砂屑白云岩、泥质粉砂岩、云屑砂岩夹灰色泥岩、白云质泥岩，分布稳定。储层孔隙发育程度差，孔隙类型以粒内溶孔、剩余粒间孔为主，其次为溶孔、粒模孔、晶间孔及微裂缝。储层平均孔隙度为10.5%，平均渗透率为0.258 mD；覆压情况下，平均孔隙度为9.4%、平均渗透率为0.063 7 mD，目的层温度为82.73 ℃，压力系数为1.31，没有自然产能，常规储层改造技术无法获得工业油流，所以，采用非常规的储层体积压裂工艺对储层进行改造，增大渗流通道，改善开发条件。

由于研究区页岩油储层独特的地质特性，体积压裂面临较大挑战，主要表现为：

（1）目的层储层碎屑成分较为复杂。填隙物含量较高，主要为胶结物和杂基，成分以白云石、斜长石、方解石等为主（表 1），碎屑颗粒磨圆度主要为次棱角状，分选较差，以颗粒支撑为主，接触方式主要为线—点状接触、点—线状接触，胶结类型以压嵌式—孔隙式为主，压嵌式次之；压裂时应注意排量的变化和加入支撑剂的时间。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地东部某页岩油藏储层的矿物含量 Table 1 Mineral content of a shale reservoir in eastern Junggar Basin 深度/m φ（矿物）/% 石英 钾长石 斜长石 方解石 白云石 铁白云石 黄铁矿 黏土矿物 3 116.51 8.1 0.9 11.9 2.7 75.1 — — 1.3 3 119.23 11.1 0.9 12.5 2.1 73.4 — — 0 3 128.10 30.0 9.2 32.7 6.9 8.5 — 1.7 11.0 3 134.79 13.8 — 3.4 0.4 81.7 — — 0.7 3 141.04 30.4 2.4 40.9 — 16.7 — — 9.6 3 142.13 13.3 2.9 42.9 14.5 — 23.2 — 3.2 3 146.54 8.3 1.1 17.4 12.2 55.4 — — 5.6

下载CSV 表 1 准噶尔盆地东部某页岩油藏储层的矿物含量 Table 1 Mineral content of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

（2）储层岩石中泥质含量高，含有绿泥石、绿/蒙混层，酸敏反应易产生沉淀。部分泥质类岩石、凝灰物质含量高的岩石具一定的水敏性，局部沉火山尘凝灰岩中具蒙脱石含量较高；注入压裂液后应注意裂缝尖端效应和采取防膨措施。

（3）该页岩油藏为未饱和油藏，根据测井数据解释的岩石力学参数如表 2所列，受应力敏感影响波动大，脆性指数变化大，须提高施工排量，并大液量注入压裂液，以补充地层能量，提升长期稳产能力。

表 2(Table 2)

表 2 准噶尔盆地东部某页岩油藏岩石力学参数 Table 2 Rock mechanical parameters of a shale reservoir in eastern Junggar Basin 井别 泊松比 杨氏模量/GPa 脆性指数/% 最小水平主应力/MPa 最大水平主应力/MPa A井 0.22 30.39 23.34 56.89 75.24 B井 0.19 31.27 35.68 49.95 66.16 C井 0.22 30.4 49.72 57.85 76.45 D井 0.22 25.08 46.34 57.39 75.94

下载CSV 表 2 准噶尔盆地东部某页岩油藏岩石力学参数 Table 2 Rock mechanical parameters of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

综上所述，储层改造的难点主要为储层互层多，胶结物和杂基填隙物含量较高，岩性的遮挡能力较强，人工裂缝网络横向上不容易连通。

针对体积压裂面临的问题，以充分进行储层改造为前提，以最大限度的降低储层改造成本，提高效益为目标，储层改造方案主要遵循如下原则：

（1）采用低浓度胍胶减少残渣伤害和多粒径组合支撑剂充填裂缝。

（2）采用滑溜水携砂增加裂缝复杂程度，减少胍胶残渣伤害。

（3）采用小段间距、多簇射孔高密度人工裂缝密集切割储层，大砂量、大液量充分改造储层，用大排量提高改造体积，确保多簇裂缝均能开启。

针对准噶尔盆地东部页岩油藏地质特征和改造难点，研究区内4口水平井采用电缆泵送桥塞和射孔联作方式，通过套管内下速钻桥塞实现对水平段的分段封隔，桥塞分段后电缆射孔实现井筒与地层的连通，提高储层动用程度。

射孔簇选择以地质“甜点”为前提，优选段内固井质量好的井段，桥塞坐封位置及簇的位置要根据套管节箍数据避开节箍位置，段内尽量选择岩性及力学性质相近的井段，易于多条裂缝同时开启，保证簇间均匀进液、均衡改造，尽量选择裂缝发育点进行分簇射孔，并将裂缝发育井段放在一段；采取前期裂缝监测显示改造区域裂缝形态以条带状展布，裂缝带宽波及带宽覆盖整个压裂井段，表现出体积动用的特征，提高水平段的动用程度；即使“甜点”区在固井质量差的井段，也要避开，防止压窜造成不必要的浪费，因为采用大排量施工，能够满足多簇多裂缝充分开启，所以，该“甜点”在相邻井段的裂缝网络裂缝带宽会波及到该井段，同样达到了动用储量的目的。

现有井下微地震监测资料显示微地震事件主要集中在井筒周围，段内多簇启裂的可能性较大；并且单段压裂的裂缝带宽波及到相邻井段，实现了改造层段叠加、增加了裂缝相互干扰程度，达到了大排量开启多缝、增加裂缝复杂程度、充分改造页岩油储层的目的。

前置液阶段使用胍胶启裂主缝，配合滑溜水段塞处理，建立足够的缝宽，降低施工压力，提升施工排量，加砂阶段采用滑溜水携砂，使整体施工情况平稳，施工排量基本达到13~14 m³/min，平均砂比达到16.3%，满足了造缝、携砂的需要。

随着对页岩油储层人工裂缝拓展规律的深入研究，天然裂缝及层间缝、分支缝等次级裂缝对产能贡献的重要性被逐步认识，采用多粒径组合的方式实现微细裂缝获得支撑。综合考虑成本及效果，滑溜水段塞阶段采用109~212 μm的石英砂、212~ 308 μm的石英砂，主体加砂采用270~550 μm的石英砂，使天然裂缝及人工裂缝均可以得到有效支撑；优化单段3簇的加砂规模为27 m³/簇、30 m³/簇、50 m³/簇，单段砂量为107 m³。

微地震井中监测技术是近几年发展起来的多学科交叉融合的技术，它具有较强的优越性，技术已经成熟，尤其是在储层改造人工裂缝诊断方面取得了较大的进步。与其他监测方法相比，它具有可获得的监测信息多、精度高、实时性强的特点，性价比总体优于其他方法，并在国内各大油气田得到了广泛应用（表 3）。为了使微地震监测技术更好地服务于油气田开发，通过此次实时监测页岩油水平井平台式拉链压裂效果，对人工裂缝网络属性进行实时描述，对压裂施工过程中遇到的问题进行指导分析，比如：砂量和液量的调整、段间距和簇间距优化调整、破裂压力和施工过程中的压力分析等，进一步优化调整整体压裂方案，所以，在页岩油水平井体积压裂和平台式拉链压裂过程中开展微地震监测技术研究具有时效性的意义。

表 3(Table 3)

表 3 压裂监测的不同方法及能力对比 Table 3 Comparison of different methods and capacities of fracturing monitoring 类型 监测方法 缝长 缝高 缝宽 方位 倾角 体积 实时 间接诊断 净压分析 √ √ √ √ √ 试井分析 √ √ √ 产量分析 √ √ 近井监测 放射性示踪法 √ √ √ √ 井温测井 √ 井眼成像 √ √ 井下电视 √ √ 井径测井 √ 远井监测 微地震井中监测 √ √ √ √ √ √ √ 微地震地表监测 √ √ √ √ √ √ 微地震浅井监测 √ √ √ √ √ √ 测斜仪 √ √ 注：表中“√”表示具备该项能力，空为没有该项能力

下载CSV 表 3 压裂监测的不同方法及能力对比 Table 3 Comparison of different methods and capacities of fracturing monitoring

在压裂施工时，在压裂井相邻的监测井中，下放耐高温和高压的高灵敏度三分量检波器，采集岩石破裂时产生的微地震信号，通过现场处理求解微地震事件的空间位置，微地震井中监测的最大优点是噪音的干扰相对于地面监测要小，检波器下放到监测井中可以清晰识别P波和S波的初至，信噪比较高^[21-23]，实现对储层改造效果进行评价，同时实时指导储层改造方案的调整与优化^[24-27]；当记录到高信噪比的纵横波微地震信号时，并且在纵横波速度已知的情况下，采用纵横波时差法对微地震信号进行定位^[28]；微地震井中监测技术在页岩油储层改造中可以实时监测储层改造的过程，对因压裂产生的裂缝进行精细刻画，反演缝网的长宽高和裂缝方位，并评估储层改造体积，识别压裂时断层和天然裂缝的开启，并对储层改造方案进行优化调整，优化井轨迹布设，结合监测成果和压裂施工参数，为该区块下一步页岩油水平井缝间距和井间距的合理设计提供参考信息，促进整体提升页岩油储层改造的效果。

页岩油储层改造根据微地震事件的求解结果评估压裂对储层的改造效果，其采集处理解释流程是：①微地震监测数据采集之前首先要对监测范围进行论证，通过了解区域地质情况，从储层物性、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、检波器的灵敏度来综合论证，最终根据监测距离和震级的关系确定探测范围，建立模型并正演，论证监测的可行性，从而来论证及确定井中监测的采集观测系统；②实施大规模储层体积压裂改造时，在邻井井中布设井下仪器，实时记录压裂所产生的微地震信号，通过射孔信息对三分量检波器的方向进行校正，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来分离微地震信号，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利用专门的处理和解释软件，通过信号分析及偏振分析来分离微地震信号，定位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（SRV），监测及评估压裂改造效果及压裂的有效性，并结合其他信息和成果，对其后的储层压裂改造方案和相关参数的确定提供参考依据（图 1）。有效微地震事件的自动识别本质上是对微地震信号到达特征的识别，微地震事件的识别是实时数据处理的基础，识别的准确性对后续的微地震事件定位等处理工作有很大影响，通过“拉链式”压裂单井和单段的缝网规模调整下一口井和下一段的储层改造方案，按照上述步骤循环往复，指导和评估页岩油水平井体积压裂改造和效果。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 微地震监测数据采集处理解释流程 Fig. 1 Flow of microseismic monitoring data acquisition, processing and interpretation

准噶尔盆地东部吉木萨尔页岩油藏的A井和B井在同一个平台，C井和D井在同一个平台，4口井的水平段长度均为1 500 m左右，方位角均为253°，4口井的水平段井轨迹近似平行，压裂工艺采用电缆泵送桥塞和射孔联作方式，通过套管内下速钻桥塞实现对水平段的分段封隔，桥塞分段后电缆射孔实现井筒与地层的连通。4口水平井采用“拉链式”压裂方式，A井和B井拉链，C井和D井拉链，A井，B井，C井和D井分别分33段、33段、32段和34段进行压裂改造，检波器与压裂段位置的监测距离为278~1 210 m（图 2），4口井的总液量分别为42 349.1 m³，42 253.8 m³，38 707 m³和37 809.5 m³，总砂量分别为2 686.17 m³，2 706.64 m³，2 443.91 m³和2 413.92 m³，最大施工排量分别为14.44 m³/min，14.28 m³/min，13.9 m³/min和13.91 m³/min，监测定位有效事件的数量分别为1 582个，3 998个，9 375个和7 350个，4口井共监测定位22 305个事件，效果较好（图 3）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 压裂井和监测井监测距离示意图（不同颜色代表不同的压裂位置，/m） Fig. 2 Diagram of monitoring distances for fractured and monitoring wells

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地东部某页岩油藏微地震事件俯视图 Fig. 3 Top view of microseismic events of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

在4口井压裂施工过程中，A井设计33段压裂，第32，33段，由于邻井压力过高，放弃压裂。共监测31段；B井设计33段压裂，其中第24段由于下桥塞遇阻，放弃压裂，共监测32段；C井共压裂32段，全部进行了有效监测；D井设计压裂34段，其中第12，24，26，27，30段由于射孔枪遇阻，放弃压裂，共监测29段。实时调整方案是根据微地震监测压裂改造过程中出现的问题，现场有针对性地实时调整设计方案，例如：①在B井的第21段、A井的第22段和第23段压裂施工过程中微地震事件重复出现同一区域且震级较大（图 4），微地震事件实时显示已经沟通了天然裂缝带，导致B井第25段套管损坏，第24段射孔枪无法下入设计深度，放弃24段压裂施工；②D井的第9段事件分布在第9段射孔点两侧，但第10段和第11段压裂时微地震事件均出现在第12段射孔位置附近两侧，且井筒附近有大震级事件发生，推测该位置存在天然裂缝或小断层带，导致第12段套变，致使射孔枪遇阻，无法下放到第12段进行射孔作业，最终放弃第12段压裂施工（图 5）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地东部某页岩油藏A井和B井异常事件 Fig. 4 Schematic diagram of abnormal events in wells A and B of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地东部某页岩油藏C井和D井异常事件 Fig. 5 Schematic diagram of abnormal events in wells C and D of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

在4口井的压裂过程中，由于岩石破裂的影响，4口井的井旁局部应力场发生变化，存在应力干扰的作用，A井、B井、C井和D井的裂缝网络有明显相互波及和扩展的趋势，从微地震空间展布图中看出，各井之间裂缝均有沟通，裂缝网络有交叉重叠现象，依据裂缝网络长度数据分析：相邻井之间存在裂缝网络重叠现象（图 6），所以，在后续布井时，可以参考该4口井的裂缝网络走向和裂缝规模，在目前井间距的基础上增大150 m，合理的井间距为400 m左右，根据监测成果显示目前井轨迹走向比较合理。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地东部某页岩油藏微地震事件俯视图 Fig. 6 Top view of microseismic events of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

A井储层改造体积为4 097.0万m³，B井储层改造体积为4 522.9万m³，C井储层改造体积为5 366.7万m³，D井储层改造体积为5 911.9万m³。4口井的设计液量和砂量与实际施工液量和砂量如表 4所列，4口井液量的施工符合率为98.68%~103.24%，砂量的施工符合率为97.37%~100.25%，其中，A井有2段、B井有1段、D井有5段分别出现套变和砂堵现象，导致射孔枪遇阻，放弃施工，在施工过程中，根据微地震结果实时优化调整了部分井段的液量与砂量，对比设计与实际液量和砂量，设计液量和砂量较为合理可行，储层改造效果较好，但相邻段之间微地震事件存在重叠现象，所以，射孔位置可以进一步优化。

表 4(Table 4)

表 4 准噶尔盆地东部某页岩油藏设计与实际施工符合率对比| Table 4 Comparison of compliance rate between design and actual construction of a shale reservoir in eastern Junggar Basin 井号 实际液量/m3 设计液量/m3 液量符合率/% 实际砂量/m3 设计砂量/m3 砂量符合率/% A井 42 349.1 41 020.9 103.24 2 686.17 2 680 100.23 B井 42 253.8 41 265.7 102.39 2 706.64 2 700 100.25 C井 43 945.0 42 704.0 102.91 2 794.91 2 790 100.18 D井 37 809.5 38 314.6 98.68 2 413.92 2 480 97.34

下载CSV 表 4 准噶尔盆地东部某页岩油藏设计与实际施工符合率对比| Table 4 Comparison of compliance rate between design and actual construction of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

研究区最大水平主应力方向为北西—南东向，方位角约为158°，微地震成果显示4口井各段人工裂缝网络最大水平主应力方位与区域地应力基本一致（图 7），部分压裂段受天然裂缝和断层影响，主应力方向与区域应力相比有微小变化。4口井微地震事件的震级为-4.00~-0.38，主要集中在-3.67~ -2.90（图 8）；总液量为161 119.4 m³，总砂量为10 250.6 m³，共监测定位21 857个事件，基本上达到了压裂预期目的，通过微地震监测成果显示，水平井压裂裂缝间距可以进一步调整优化。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地东部某页岩油藏人工裂缝网络的主应力方向 Fig. 7 Principal stress direction of artificial fracture network of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地东部某页岩油藏微地震事件震级与微地震事件到检波器距离交会图 Fig. 8 Crossplot of magnitude vs distance between micro‐ seismic events and geophones of a shale reservoir in eastern Junggar Basin

（1）在准噶尔盆地东部吉木萨尔区块对4口页岩油水平井压裂的微地震监测表明，这种高密度密集切割、大排量、逆混合、多粒径、大规模体积压裂对页岩油储层改造充分，有效促进了油田增产增效；采用平台式拉链压裂施工方法，可以充分利用井间应力干扰促成大范围裂缝带的形成和沟通，形成更大的裂缝体积和渗流通道，对产能的改善作用更加明显，同时可以缩短施工周期，提高开发效率。

（2）在压裂施工中产生的微地震事件的震级集中在-3.6~-2.9。受监测距离的影响，每口井后5段的微地震事件数量较少，建议采用多井监测方式对长水平段水平井进行压裂监测；B井的第21段、A的井第22段、第23段的微地震事件重复出现在同一区域且震级较大，沟通了裂缝带，导致B井的第25段套管受损变形，第24段射孔枪无法下入设计深度进行射孔，所以，放弃了第24段压裂施工；各段微地震事件方位显示最大水平主应力方位与区域地应力基本一致，各段间有微弱变化；裂缝网络的长度、宽度、高度与单段液量呈现一定的正相关性，裂缝网络长度显示4口井之间的人工裂缝带已经连通，裂缝网络宽度显示各段之间有重复改造现象，增大了裂缝复杂程度；在目前施工规模下，在该区块后续井网布设时调整井间距为400 m，可达到同样的效果；在后续充分利用微地震监测的实时性，实时调整段间距和射孔点，避免压窜和砂堵。

（3）微地震监测取得了较好的效果。利用微地震监测技术可以对页岩油水平井储层改造进行实时监测，其成果显示该区页岩油储层改造很充分，并存在套变。建议在大规模储层改造前，预测可能存在的套变井段，与微地震监测技术充分结合，压裂效果会更好。