CN110331973A - 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 - Google Patents
一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110331973A CN110331973A CN201910640343.7A CN201910640343A CN110331973A CN 110331973 A CN110331973 A CN 110331973A CN 201910640343 A CN201910640343 A CN 201910640343A CN 110331973 A CN110331973 A CN 110331973A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sound
- fracturing
- monitoring
- fluid
- flow
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 102
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 100
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000009826 distribution Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 74
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 98
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 59
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 12
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims description 10
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 9
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 claims description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 6
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 4
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
Abstract
一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：水力压裂过程中各压裂段的压开情况、和/或压后生产过程中各压裂层段的实时流量，和或/含水情况。本发明所述监测方法属于一种近场监测，能够实时监测压裂层段内各个射孔孔眼的压裂情况；一次入井可以实现多级水力压裂监测，并能监测当前压裂层段对相邻已压裂层段的影响。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，属于油气开采实时监测的技术领域。
背景技术
水力压裂是非常规油气藏和干热岩高效开发的一种关键技术。通过水力压裂对储层进行改造，在储层中形成缝网结构，可以有效提高油气井油气产量和强化地热系统(EGS)产热量，因此水力压裂形成的人工裂缝是储层压裂改造效果的直接体现，也是评价水力压裂井产能的重要依据。目前，通常采用微地震监测、生产测井等方式进行水力压裂过程和压后生产过程监测，这些方法实施费用较高、操作较为复杂，难以较为准确地对多级压裂人工裂缝的造缝过程和生产过程进行监测，并且微地震监测属于远场监测，受外界干扰因素多，准确性较差。因此，寻求一种近场监测方法且能同时实现水力压裂过程和压后生产过程的监测方法显得尤为重要。
随着分布式光纤温度监测(DTS)和分布式光纤声音监测(DAS)技术的发展，为水力压裂过程实时监测和压后生产监测提供了一种重要手段。DTS技术的主要原理是利用光纤的反射原理和光纤的反向Roman散射的温度敏感性，依靠光在光纤中传播时与光纤介质周围温度变化的定量关系来确定光纤介质所在位置处的温度。DAS技术的主要原理是利用相干光时域反射测量的原理，将相干短脉冲激光注入到光纤中，当有外界振动作用于光纤上时，由于弹光效应，会微小地改变纤芯内部结构，从而导致背向瑞利散射信号的变化，使得接收到的反射光强发生变化，通过检测井下事件前后的瑞利散射光信号的强度变化，即可探测并精确定位正在发生的井下流体流动事件，从而实现井下生产动态的实时监测。由于光纤具有抗电磁干扰、耐腐蚀、实时性好等特点，使得其在井下生产动态实时监测方面具有更大的优越性。
在水力压裂过程中，由于大量低温压裂液进入高温地层，导致压裂层段周围温度下降；同时，压裂液进入压裂层段压开地层造缝、裂缝延伸以及压裂液在裂缝中流动时，会产生大量噪声。压裂层段形成的裂缝越大，温度下降越高、噪声幅值越大，利用高灵敏度和高精度的分布式光纤温度和声音传感技术能够实时监测到地层压开的位置、压开的数量以及进入压开地层的压裂液体积，进而可以推断出裂缝的近似几何参数。
在压后生产过程中，储层中大量的流体通过裂缝而非储层基质流入井筒中，流体流过致密的储层基质和流过充填支撑剂的裂缝时，由于介质的物理差异，会产生不同频率的噪声，而且噪声的强度与流速有关；此外，由于储层地温差异、油水热学特性差异以及油水密度差异，当不同流量和组成的流体从不同位置处的裂缝流入井筒和在井筒中流动时，将呈现出不同的温度差异和声速差异，利用高灵敏度和高精度的分布式光纤温度和声音传感技术可以感知这种温度差异和声速差异，再结合相应的数学模型进行解释，即可获得压裂井的生产剖面，进而判断有效压裂层段、评价压裂效果。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明公开一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法。
本发明的技术方案如下：
一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：水力压裂过程中各压裂段的压开情况、和/或压后生产过程中各压裂层段的实时流量，和或/含水情况；
对所述声音信号和温度信号处理的模块为DAS/DTS水力压裂监测解释模块包括数据预处理模块、压裂过程解释模块和压后生产解释模块；所述的DAS/DTS水力压裂监测仪7的空间分辨率为1米，响应带宽为15kHz，温度测量精度为0.1℃，温度分辨率为0.01℃；
所述数据预处理模块用于得到与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的去噪以后的声音数据，包括步骤1-1)-1-3)：
1-1)采用频率-空间反褶积滤波器对水力压裂过程监测过程中采集的声音数据进行处理，得到去除随机尖峰噪声的声音数据；
1-2)采用带通滤波器将声音数据的频率范围限制在压裂液携带支撑剂进入裂缝流动的冲击能量范围内，从而消除数据中无关的噪声信号；
1-3)得到与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的去噪以后的声音数据；
所述数据预处理模块用于得到与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的去噪以后的声音数据和温度数据，包括步骤1-4)-1-7)：
1-4)采用频率-空间反褶积滤波器对压后生产过程监测过程中采集的声音数据进行处理，得到去除随机尖峰噪声的声音数据；
1-5)采用带通滤波器将声音数据的频率范围限制在地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动的冲击能量范围内，从而消除数据中无关的噪声信号；
1-6)得到与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的去噪以后的声音数据；
1-7)采用Pavel Holoborodko滤波方法对压后生产过程监测过程中采集的温度数据进行处理，得到去除噪声的温度数据。
根据本发明优选的，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：水力压裂过程中各压裂段的压开情况的实现方法如下：
所述压裂过程解释模块包括：建立声强坐标系和生成声强“瀑布图”，包括：
2-1)建立声强坐标系，压裂井深度为横坐标、对压裂液携带支撑剂进入裂缝流动的声音监测的时间为纵坐标；
2-2)利用与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的声音数据在上述声强坐标系中绘制声强“瀑布图”：
2-3)定义压开的压裂层段：
由于已知压裂井所有压裂层段的位置，也即知道压裂井压裂层段所覆盖的深度范围，因此，从声强“瀑布图”上在压裂层段所覆盖的深度范围内提取任意时刻的声强随压裂井深度变化的曲线，如图2中实线所示；以在压裂层段所覆盖的深度范围内所提取的任意时刻的声强随压裂井深度变化曲线的最小声强值为基础作一条水平线，如图2中虚线所示；
根据各个压裂层段所覆盖的深度范围，采用面积法计算各个压裂层段所覆盖的深度范围内由最小声强值为基础作的水平线与声强随模拟井筒长度变化的曲线所包围形成的图形的面积；
然后，计算面积方差：将压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积大于1倍面积方差的压裂层段判断为压开的压裂层段；
所述压后生产解释模块包括：建立声强坐标系和生成声强“瀑布图”，包括：
3-1)建立声强坐标系，压裂井深度为横坐标、对地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动的声音监测的时间为纵坐标；
3-2)利用与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的声音数据在上述声强坐标系中绘制声强“瀑布图”：
3-3)定义压后产液层段：
由于已知压裂井中所有压裂层段的位置，也即知道压裂井中压裂层段所覆盖的深度范围，因此，从声强“瀑布图”上在压裂层段所覆盖的深度范围内提取任意时刻的声强随模拟压裂井深度变化的曲线，如图2中实线所示；以在压裂层段所覆盖的深度范围内所提取的任意时刻的声强随模拟压裂井深度变化曲线的最小声强值为基础作一条水平线，如图2中虚线所示；
根据各个压裂层段所覆盖的深度范围，采用面积法计算各个压裂层段所覆盖的深度范围内由最小声强值为基础作的水平线与声强随压裂井深度变化的曲线所包围形成的图形的面积；
然后，计算面积方差：将压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积大于1倍面积方差的压裂层段判断为压后产液层段。
根据本发明优选的，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：压后生产过程中各压裂层段的实时流量、和/或压后生产过程中各压裂层段的实时流量，和或/含水情况的实现方法如下：
2-4)计算进入各个压开的裂缝层段的流体流量和支撑剂体积：
将“瀑布图”中各个压开的压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积全部相加，计算得到总的图形面积；将各个压开的压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积除以总的图形面积，计算得到各个压开的压裂层段的面积百分比；将总的注入流体流量乘以各个压开的压裂层段的面积百分比，计算得到进入各个压开的压裂层段的流体流量；根据总的注入流体中支撑剂与压裂液的比例和计算得到各个压开的压裂层段的流体流量，计算出进入各个压开的压裂层段中的支撑剂体积；最后，以图形和数据方式显示压开的压裂层段位置、进入各个压开的压裂层段的流体流量分布和支撑剂体积分布；
3-4)计算各个压后产液层段的流体流量：
利用经数据预处理模块处理得到的去噪以后的温度数据和声音数据，结合井筒温度场数学模型和声速场数学模型，采用马尔科夫链——蒙特卡洛方法进行反演，计算压裂井中各压裂层段的流量和含水分布；
所述井筒温度场数学模型为：
其中，为温度梯度，℃/m；Uat为油管与环空热交换的总传热系数，W/(m2·℃)；Rti为油管内径，m；cp为井筒中流体比热容，J/(kg·℃)；KJT为焦耳-汤姆逊系数，℃/Pa；w为油管中流体质量流量，kg/s；为井筒压力梯度，Pa/m；g为重力加速度，m/s2；hlat,jj′为环空中流体的焓，kJ；waj′为环空中流体质量流量，kg/s；ρtj、ρtj′为油管中计算单元流入和流出的流体密度，kg/m3；为油管中溶解气油比相对于压力的变化梯度；
所述井筒声速场数学模型为
c＝0.5(c++c-) (2)
其中，c+为声波传播方向与介质流动方向相同时的声速，m/s；c-为声波传播方向与介质流动方向相逆时的声速，m/s。
所述的c+和c-通过对时间-空间域的声强“瀑布图”进行频率-波数域转换后求得；根据c+和c-计算结果，利用下述公式计算油管内流体流速
v＝0.5(c+-c-) (3)
其中，v为油管内流体流速，m/s。
根据油管内流体流速和油管截面积即可计算油管内流体流量；
所述的含水数据根据油管中混合流体的声速以及流体流入井筒时的焦耳-汤姆逊系数进行计算得到；所述的油管中混合流体的声速采用公式(4)计算；所述的流体流入井筒时的焦耳-汤姆逊系数采用公式(5)计算；所述混合流体中各相组成比例之和等于1，如公式(6)所示。
αo+αg+αw＝1 (6)
其中，cm为混合流体声速，m/s；co为油相声速，m/s；cw为水相声速，m/s；cg为气相声速，m/s；αo为油相比例，小数；αw为水相比例，小数；αg为气相比例，小数；ρo为油相密度，kg/m3；ρw为水相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；E是管材的杨氏模量；t是管壁厚度，m；d为油管内径，m；cp,o为油相比热容，J/(kg·℃)；cp,w为水相比热容，J/(kg·℃)；cp,g为气相比热容，J/(kg·℃)；βo为油相热膨胀系数，1/℃；βw为水相热膨胀系数，1/℃；Twell为井壁温度，℃；Z为气体压缩因子，小数；为压缩因子随井壁温度的变化梯度；
根据上述计算结果，以图形和数据方式显示压后产液的水力压裂裂缝位置和裂缝产液剖面分布。
根据本发明优选的，用于采集声音信号和温度信号时的硬件安装方法如下：
利用DAS/DTS水力压裂监测仪7和铠装光缆8，所述的DAS/DTS水力压裂监测仪7置于地面，与铠装光缆8直接相连；铠装光缆8附着在压裂管柱或生产管柱5上，在水力压裂过程中或压后生产过程中随压裂管柱或生产管柱5下入井中；
所述的铠装光缆8由多根单模感声光纤和多根多模感温光纤经无缝不锈钢管铠装而成或者经可分解的铝合金铠装而成；所述多根单模感声光纤可以是1根、2根、5根，也可以任意多根；所述多根多模感温光纤可以是1根、2根、5根，也可以任意多根；
所述的DAS/DTS水力压裂监测仪7由激光光源、声音信号接收器、温度信号接收器和计算机控制与显示系统组成；所述的激光光源向铠装光缆8中的单模感声光纤和多模感温光纤发送脉冲激光；所述的声音信号接收器接收从铠装光缆8中的单模感声光纤反射回来的声音信号；所述的温度信号接收器接收从铠装光缆8中的多模感温光纤反射回来的温度信号；所述的计算机控制与显示系统控制激光光源、声音信号接收器和温度信号接收器的信号发射与接收工作。
根据本发明优选的，所述的压裂管柱5为工具油管压裂管柱或连续油管带底封拖动压裂管柱，用于水力压裂过程；在水力压裂过程中，采用工具油管压裂管柱进行水力压裂时，将铠装光缆8固定在压裂管柱5外壁卡槽内并穿越压裂工具串和所有封隔器9；采用连续油管带底封拖动压裂管柱进行水力压裂时，将铠装光缆8穿过连续油管和所有封隔器9。
根据本发明优选的，所述的生产管柱5为由常规生产管柱或分层生产管柱，用于压后生产过程；在压后生产过程中，将铠装光缆8固定在生产管柱5外壁卡槽内；当生产管柱5上带有封隔器9时，铠装光缆8固定在生产管柱5外壁卡槽内的同时穿越井下所有封隔器9；所述的铠装光缆8的长度超过生产管柱5的长度，其延伸深度达到生产井的人工井底处。
本发明的有益技术效果在于：
1、相比于现有水力压裂监测技术而言，本发明的水力压裂监测方法属于一种近场监测，能够实时监测压裂层段内各个射孔孔眼的压裂情况。
2、采用本发明中的水力压裂监测方法，一次入井可以实现多级水力压裂监测，并能监测当前压裂层段对相邻已压裂层段的影响。
3、采用本发明中的水力压裂监测方法，在水力压裂过程中，结合实时的温度数据和声音数据可以确定进入压裂层段中各个射孔孔眼的压裂液体积，进而可以确定近似的裂缝参数。
4、采用本发明中的水力压裂监测方法，在压后生产过程中，可以实时监测各个压裂层段的生产情况，评价压裂效果随生产时间的变化。
5、采用本发明中的水力压裂监测方法，可以用于油气井、地热井、煤层气井的水力压裂过程和压后生产监测。
附图说明
图1为本发明所述监测方法井下示意图；
图2为利用本发明所述方法在某一时刻所监测到的水力压裂过程监测结果的示意图；
图3为利用本发明所述方法在某一时刻所监测到的压后生产过程监测结果的示意图；
在图1中：1、储层段I，2、储层段II，3、储层段III，4、套管，5、压裂管柱或生产管柱，6、压裂井口或生产井口，7、DAS/DTS水力压裂监测仪，8、铠装光缆，9、封隔器，10、人工井底。
具体实施方式
下面结合实施例和说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。
实施例1、
一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：水力压裂过程中各压裂段的压开情况、和/或压后生产过程中各压裂层段的实时流量，和或/含水情况；
对所述声音信号和温度信号处理的模块为DAS/DTS水力压裂监测解释模块包括数据预处理模块、压裂过程解释模块和压后生产解释模块；所述的DAS/DTS水力压裂监测仪7的空间分辨率为1米，响应带宽为15kHz，温度测量精度为0.1℃，温度分辨率为0.01℃；
所述数据预处理模块用于得到与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的去噪以后的声音数据，包括步骤1-1)-1-3)：
1-1)采用频率-空间反褶积滤波器对水力压裂过程监测过程中采集的声音数据进行处理，得到去除随机尖峰噪声的声音数据；
1-2)采用带通滤波器将声音数据的频率范围限制在压裂液携带支撑剂进入裂缝流动的冲击能量范围内，从而消除数据中无关的噪声信号；
1-3)得到与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的去噪以后的声音数据；
所述数据预处理模块用于得到与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的去噪以后的声音数据和温度数据，包括步骤1-4)-1-7)：
1-4)采用频率-空间反褶积滤波器对压后生产过程监测过程中采集的声音数据进行处理，得到去除随机尖峰噪声的声音数据；
1-5)采用带通滤波器将声音数据的频率范围限制在地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动的冲击能量范围内，从而消除数据中无关的噪声信号；
1-6)得到与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的去噪以后的声音数据；
1-7)采用Pavel Holoborodko滤波方法对压后生产过程监测过程中采集的温度数据进行处理，得到去除噪声的温度数据。
利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：水力压裂过程中各压裂段的压开情况的实现方法如下：
所述压裂过程解释模块包括：建立声强坐标系和生成声强“瀑布图”，包括：
2-1)建立声强坐标系，压裂井深度为横坐标、对压裂液携带支撑剂进入裂缝流动的声音监测的时间为纵坐标；
2-2)利用与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的声音数据在上述声强坐标系中绘制声强“瀑布图”：
2-3)定义压开的压裂层段：
由于已知压裂井所有压裂层段的位置，也即知道压裂井压裂层段所覆盖的深度范围，因此，从声强“瀑布图”上在压裂层段所覆盖的深度范围内提取任意时刻的声强随压裂井深度变化的曲线，如图2中实线所示；以在压裂层段所覆盖的深度范围内所提取的任意时刻的声强随压裂井深度变化曲线的最小声强值为基础作一条水平线，如图2中虚线所示；
根据各个压裂层段所覆盖的深度范围，采用面积法计算各个压裂层段所覆盖的深度范围内由最小声强值为基础作的水平线与声强随模拟井筒长度变化的曲线所包围形成的图形的面积；
然后，计算面积方差：将压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积大于1倍面积方差的压裂层段判断为压开的压裂层段；
所述压后生产解释模块包括：建立声强坐标系和生成声强“瀑布图”，包括：
3-1)建立声强坐标系，压裂井深度为横坐标、对地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动的声音监测的时间为纵坐标；
3-2)利用与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的声音数据在上述声强坐标系中绘制声强“瀑布图”：
3-3)定义压后产液层段：
由于已知压裂井中所有压裂层段的位置，也即知道压裂井中压裂层段所覆盖的深度范围，因此，从声强“瀑布图”上在压裂层段所覆盖的深度范围内提取任意时刻的声强随模拟压裂井深度变化的曲线，如图2中实线所示；以在压裂层段所覆盖的深度范围内所提取的任意时刻的声强随模拟压裂井深度变化曲线的最小声强值为基础作一条水平线，如图2中虚线所示；
根据各个压裂层段所覆盖的深度范围，采用面积法计算各个压裂层段所覆盖的深度范围内由最小声强值为基础作的水平线与声强随压裂井深度变化的曲线所包围形成的图形的面积；
然后，计算面积方差：将压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积大于1倍面积方差的压裂层段判断为压后产液层段。
实施例2、
如实施例1所述的一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，其区别在于，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：压后生产过程中各压裂层段的实时流量、和/或压后生产过程中各压裂层段的实时流量，和或/含水情况的实现方法如下：
2-4)计算进入各个压开的裂缝层段的流体流量和支撑剂体积：
将“瀑布图”中各个压开的压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积全部相加，计算得到总的图形面积；利用各个压开的压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积除以总的图形面积，计算得到各个压开的压裂层段的面积百分比；将总的注入流体流量乘以各个压开的压裂层段的面积百分比，计算得到进入各个压开的压裂层段的流体流量；根据总的注入流体中支撑剂与压裂液的比例和计算得到各个压开的压裂层段的流体流量，计算出进入各个压开的压裂层段中的支撑剂体积；最后，以图形和数据方式显示压开的压裂层段位置、进入各个压开的压裂层段的流体流量分布和支撑剂体积分布；
3-4)计算各个压后产液层段的流体流量：
利用经数据预处理模块处理得到的去噪以后的温度数据和声音数据，结合井筒温度场数学模型和声速场数学模型，采用马尔科夫链——蒙特卡洛方法进行反演，计算压裂井中各压裂层段的流量和含水分布；
所述井筒温度场数学模型为：
其中，为温度梯度，℃/m；Uat为油管与环空热交换的总传热系数，W/(m2·℃)；Rti为油管内径，m；cp为井筒中流体比热容，J/(kg·℃)；KJT为焦耳-汤姆逊系数，℃/Pa；w为油管中流体质量流量，kg/s；为井筒压力梯度，Pa/m；g为重力加速度，m/s2；hlat,jj′为环空中流体的焓，kJ；waj′为环空中流体质量流量，kg/s；ρtj、ρtj′为油管中计算单元流入和流出的流体密度，kg/m3；为油管中溶解气油比相对于压力的变化梯度；
所述井筒声速场数学模型为
c＝0.5(c++c-) (2)
其中，c+为声波传播方向与介质流动方向相同时的声速，m/s；c-为声波传播方向与介质流动方向相逆时的声速，m/s。
所述的c+和c-通过对时间-空间域的声强“瀑布图”进行频率-波数域转换后求得；根据c+和c-计算结果，利用下述公式计算油管内流体流速
v＝0.5(c+-c-) (3)
其中，v为油管内流体流速，m/s。
根据油管内流体流速和油管截面积即可计算油管内流体流量；
所述的含水数据根据油管中混合流体的声速以及流体流入井筒时的焦耳-汤姆逊系数进行计算得到；所述的油管中混合流体的声速采用公式(4)计算；所述的流体流入井筒时的焦耳-汤姆逊系数采用公式(5)计算；所述混合流体中各相组成比例之和等于1，如公式(6)所示。
αo+αg+αw＝1 (6)
其中，cm为混合流体声速，m/s；co为油相声速，m/s；cw为水相声速，m/s；cg为气相声速，m/s；αo为油相比例，小数；αw为水相比例，小数；αg为气相比例，小数；ρo为油相密度，kg/m3；ρw为水相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；E是管材的杨氏模量；t是管壁厚度，m；d为油管内径，m；cp,o为油相比热容，J/(kg·℃)；cp,w为水相比热容，J/(kg·℃)；cp,g为气相比热容，J/(kg·℃)；βo为油相热膨胀系数，1/℃；βw为水相热膨胀系数，1/℃；Twell为井壁温度，℃；Z为气体压缩因子，小数；为压缩因子随井壁温度的变化梯度；
根据上述计算结果，以图形和数据方式显示压后产液的水力压裂裂缝位置和裂缝产液剖面分布。
实施例3、
为实现实施例1、2所述监测方法，用于采集声音信号和温度信号时的硬件安装方法如下：
利用DAS/DTS水力压裂监测仪7和铠装光缆8，所述的DAS/DTS水力压裂监测仪7置于地面，与铠装光缆8直接相连；铠装光缆8附着在压裂管柱或生产管柱5上，在水力压裂过程中或压后生产过程中随压裂管柱或生产管柱5下入井中；
所述的铠装光缆8由多根单模感声光纤和多根多模感温光纤经无缝不锈钢管铠装而成或者经可分解的铝合金铠装而成；所述多根单模感声光纤可以是1根、2根、5根，也可以任意多根；所述多根多模感温光纤可以是1根、2根、5根，也可以任意多根；
所述的DAS/DTS水力压裂监测仪7由激光光源、声音信号接收器、温度信号接收器和计算机控制与显示系统组成；所述的激光光源向铠装光缆8中的单模感声光纤和多模感温光纤发送脉冲激光；所述的声音信号接收器接收从铠装光缆8中的单模感声光纤反射回来的声音信号；所述的温度信号接收器接收从铠装光缆8中的多模感温光纤反射回来的温度信号；所述的计算机控制与显示系统控制激光光源、声音信号接收器和温度信号接收器的信号发射与接收工作。
实施例4、
如实施例3所述的监测方法，其中所述的压裂管柱5为工具油管压裂管柱或连续油管带底封拖动压裂管柱，用于水力压裂过程；在水力压裂过程中，采用工具油管压裂管柱进行水力压裂时，将铠装光缆8固定在压裂管柱5外壁卡槽内并穿越压裂工具串和所有封隔器9；采用连续油管带底封拖动压裂管柱进行水力压裂时，将铠装光缆8穿过连续油管和所有封隔器9。
所述的生产管柱5为由常规生产管柱或分层生产管柱，用于压后生产过程；在压后生产过程中，将铠装光缆8固定在生产管柱5外壁卡槽内；当生产管柱5上带有封隔器9时，铠装光缆8固定在生产管柱5外壁卡槽内的同时穿越井下所有封隔器9；所述的铠装光缆8的长度超过生产管柱5的长度，其延伸深度达到生产井的人工井底处。
应用例1、
利用本发明所述监测方法应用于水力压裂过程时，具体步骤如下：
步骤1：按照水力压裂工艺确定水力压裂管柱，确定经无缝不锈钢管铠装而成的铠装光缆8的长度，将铠装光缆8固定在压裂管柱5外壁卡槽内并穿越压裂工具串和所有封隔器9或将铠装光缆8穿过连续油管和所有封隔器9，随压裂管柱5下入压裂井中；
步骤2：将铠装光缆8穿越压裂井口6后与置于地面的DAS/DTS水力压裂监测仪7相连；
步骤3：启动DAS/DTS水力压裂监测仪7；
步骤4：按照水力压裂设计方案实施水力压裂工艺过程；
步骤5：观察DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统上所显示的实时的声音数据和温度数据，并记录下该声音数据和温度数据；DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统内置的DAS/DTS水力压裂监测解释模块对所采集的实时的声音数据和温度数据进行实时解释，得到水力压裂过程中各压裂段的压开情况；
步骤6：水力压裂工艺结束，停止DAS/DTS水力压裂监测仪7，完成水力压裂过程实时监测作业。
应用例2、
利用本发明所述监测方法应用于无封隔器压裂生产井压后生产临时监测与压裂效果评价时，具体步骤如下：
步骤1：根据无封隔器压裂生产井人工井底10的深度，确定经无缝不锈钢管铠装而成的铠装光缆8的长度，确保铠装光缆8的长度超过生产管柱5的长度并能延伸到人工井底10；在铠装光缆8的下端连接一个加重物或爬行器；将铠装光缆8从生产管柱5和套管4之间的环形空间下入无封隔器压裂生产井中；
步骤2：将铠装光缆8穿越生产井口6后与置于地面的DAS/DTS水力压裂监测仪7相连；
步骤3：启动DAS/DTS水力压裂监测仪7，开井生产；
步骤4：观察DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统上所显示的声音数据和温度数据，待声音数据和温度数据稳定后，记录下该声音数据和温度数据；
步骤5：利用DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统内置的DAS/DTS水力压裂监测解释模块对步骤4所采集的声音数据和温度数据进行实时解释，得到无封隔器压裂生产井压后生产过程中各压裂层段的实时流量和含水情况，并评价压后效果；
步骤6：改变无封隔器压裂生产井工作制度，重复步骤4和步骤5，得到不同工作制度下无封隔器压裂生产井压后生产过程中各压裂层段的实时流量和含水情况以及压后效果；
步骤7：测试完毕，关闭DAS/DTS水力压裂监测仪7；从生产管柱5和套管4之间的环形空间取出铠装光缆8和加重物或爬行器，完成无封隔器压裂生产井压后生产过程临时监测作业。
应用例3、
利用本发明所述监测方法应用于无封隔器压裂生产井压后生产长期监测与压裂效果评价时，具体步骤如下：
步骤1：根据无封隔器压裂生产井人工井底10的深度，确定经无缝不锈钢管铠装而成的铠装光缆8的长度，确保铠装光缆8的长度超过生产管柱5的长度并能延伸到人工井底10；在铠装光缆8的下端连接一个加重物或爬行器；将铠装光缆8从生产管柱5和套管4之间的环形空间下入无封隔器压裂生产井中；
步骤2：将铠装光缆8穿越生产井口6后与置于地面的DAS/DTS水力压裂监测仪7相连；
步骤3：启动DAS/DTS水力压裂监测仪7，开井生产；
步骤4：定期观察DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统上所显示的声音数据和温度数据，并记录下该声音数据和温度数据；所述的定期观察可以是1分钟、1小时、1天、1个月观察1次，也可以是任何一个时间间隔观察1次；
步骤5：利用DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统内置的DAS/DTS水力压裂监测解释模块对步骤4所采集的声音数据和温度数据进行实时解释，得到无封隔器压裂生产井压后生产过程中各压裂层段的实时流量和含水情况，并评价压后效果；
步骤6：重复步骤4和步骤5，得到不同生产时刻下无封隔器压裂生产井压后生产过程中各压裂层段的实时流量和含水情况以及压后效果，从而实现无封隔器压裂生产井压后生产过程长期监测作业和压后效果持续评价。
应用例4、
利用本发明所述监测方法应用于有封隔器压裂生产井压后生产长期监测与压裂效果评价时，具体步骤如下：
步骤1：根据压裂生产井压后生产确定的生产管柱5，确定经无缝不锈钢管铠装而成的铠装光缆8的长度，确保铠装光缆8的长度超过生产管柱5的长度并能延伸到人工井底10；将加重物9连接在铠装光缆8的下端；将小于生产管柱5长度的铠装光缆8的部分固定在生产管柱5外壁卡槽内并穿越所有封隔器9；将铠装光缆8随生产管柱5下入有封隔器压裂生产井中；
步骤2：将铠装光缆8穿越生产井口6后与置于地面的DAS/DTS水力压裂监测仪7相连；
步骤3：启动DAS/DTS水力压裂监测仪7，开井生产；
步骤4：定期观察DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统上所显示的声音数据和温度数据，并记录下该声音数据和温度数据；所述的定期观察可以是1分钟、1小时、1天、1个月观察1次，也可以是任何一个时间间隔观察1次；
步骤5：利用DAS/DTS水力压裂监测仪7中计算机控制与显示系统内置的DAS/DTS水力压裂监测解释模块对步骤4所采集的声音数据和温度数据进行实时解释，得到有封隔器压裂生产井压后生产过程中各压裂层段的实时流量和含水情况，并评价压后效果；
步骤6：重复步骤4和步骤5，得到不同生产时刻下有封隔器压裂生产井压后生产过程中各压裂层段的实时流量和含水情况以及压后效果，从而实现有封隔器压裂生产井压后生产过程长期监测作业和压后效果持续评价。
Claims (6)
1.一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：水力压裂过程中各压裂段的压开情况、和/或压后生产过程中各压裂层段的实时流量，和或/含水情况；
对所述声音信号和温度信号处理的模块为DAS/DTS水力压裂监测解释模块包括数据预处理模块、压裂过程解释模块和压后生产解释模块；
所述数据预处理模块用于得到与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的去噪以后的声音数据，包括步骤1-1)-1-3)：
1-1)采用频率-空间反褶积滤波器对水力压裂过程监测过程中采集的声音数据进行处理，得到去除随机尖峰噪声的声音数据；
1-2)采用带通滤波器将声音数据的频率范围限制在压裂液携带支撑剂进入裂缝流动的冲击能量范围内，从而消除数据中无关的噪声信号；
1-3)得到与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的去噪以后的声音数据；
所述数据预处理模块用于得到与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的去噪以后的声音数据和温度数据，包括步骤1-4)-1-7)：
1-4)采用频率-空间反褶积滤波器对压后生产过程监测过程中采集的声音数据进行处理，得到去除随机尖峰噪声的声音数据；
1-5)采用带通滤波器将声音数据的频率范围限制在地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动的冲击能量范围内，从而消除数据中无关的噪声信号；
1-6)得到与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的去噪以后的声音数据；
1-7)采用Pavel Holoborodko滤波方法对压后生产过程监测过程中采集的温度数据进行处理，得到去除噪声的温度数据。
2.根据权利要求1所述的一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，其特征在于，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：水力压裂过程中各压裂段的压开情况的实现方法如下：
所述压裂过程解释模块包括：建立声强坐标系和生成声强“瀑布图”，包括：
2-1)建立声强坐标系，压裂井深度为横坐标、对压裂液携带支撑剂进入裂缝流动的声音监测的时间为纵坐标；
2-2)利用与水力压裂过程中压裂液携带支撑剂进入裂缝流动相关的声音数据在上述声强坐标系中绘制声强“瀑布图”：
2-3)定义压开的压裂层段：
从声强“瀑布图”上在压裂层段所覆盖的深度范围内提取任意时刻的声强随压裂井深度变化的曲线，以在压裂层段所覆盖的深度范围内所提取的任意时刻的声强随压裂井深度变化曲线的最小声强值为基础作一条水平线；
根据各个压裂层段所覆盖的深度范围，采用面积法计算各个压裂层段所覆盖的深度范围内由最小声强值为基础作的水平线与声强随模拟井筒长度变化的曲线所包围形成的图形的面积；
然后，计算面积方差：将压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积大于1倍面积方差的压裂层段判断为压开的压裂层段；
所述压后生产解释模块包括：建立声强坐标系和生成声强“瀑布图”，包括：
3-1)建立声强坐标系，压裂井深度为横坐标、对地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动的声音监测的时间为纵坐标；
3-2)利用与压后生产过程中地层流体流经裂缝中的支撑剂进入井筒流动相关的声音数据在上述声强坐标系中绘制声强“瀑布图”：
3-3)定义压后产液层段：
从声强“瀑布图”上在压裂层段所覆盖的深度范围内提取任意时刻的声强随模拟压裂井深度变化的曲线；以在压裂层段所覆盖的深度范围内所提取的任意时刻的声强随模拟压裂井深度变化曲线的最小声强值为基础作一条水平线；
根据各个压裂层段所覆盖的深度范围，采用面积法计算各个压裂层段所覆盖的深度范围内由最小声强值为基础作的水平线与声强随压裂井深度变化的曲线所包围形成的图形的面积；
然后，计算面积方差：将压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积大于1倍面积方差的压裂层段判断为压后产液层段。
3.根据权利要求2所述的一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，其特征在于，利用单模感声光纤从井下反射回来的声音信号和利用多模感温光纤从井下反射回来的温度信号进行处理后得到：压后生产过程中各压裂层段的实时流量、和/或压后生产过程中各压裂层段的实时流量，和或/含水情况的实现方法如下：
2-4)计算进入各个压开的裂缝层段的流体流量和支撑剂体积：
将“瀑布图”中各个压开的压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积全部相加，计算得到总的图形面积；利用各个压开的压裂层段所对应的曲线所包围形成的图形的面积除以总的图形面积，计算得到各个压开的压裂的面积百分比；将总的注入流体流量乘以各个压开的压裂层段的面积百分比，计算得到进入各个压开的压裂层段的流体流量；根据总的注入流体中支撑剂与压裂液的比例和计算得到各个压开的压裂层段的流体流量，计算出进入各个压开的压裂层段中的支撑剂体积；最后，以图形和数据方式显示压开的压裂层段位置、进入各个压开的压裂层段的流体流量分布和支撑剂体积分布；
3-4)计算各个压后产液层段的流体流量：
利用经数据预处理模块处理得到的去噪以后的温度数据和声音数据，结合井筒温度场数学模型和声速场数学模型，采用马尔科夫链——蒙特卡洛方法进行反演，计算压裂井中各压裂层段的流量和含水分布；
所述井筒温度场数学模型为：
其中，为温度梯度，℃/m；Uat为油管与环空热交换的总传热系数，W/(m2·℃)；Rti为油管内径，m；cp为井筒中流体比热容，J/(kg·℃)；KJT为焦耳-汤姆逊系数，℃/Pa；w为油管中流体质量流量，kg/s；为井筒压力梯度，Pa/m；g为重力加速度，m/s2；hlat，jj′为环空中流体的焓，kJ；waj′为环空中流体质量流量，kg/s；ρtj、ρtj′为油管中计算单元流入和流出的流体密度，kg/m3；为油管中溶解气油比相对于压力的变化梯度；
所述井筒声速场数学模型为
c＝0.5(c++c-) (2)
其中，c+为声波传播方向与介质流动方向相同时的声速，m/s；c-为声波传播方向与介质流动方向相逆时的声速，m/s；
所述的c+和c-通过对时间-空间域的声强“瀑布图”进行频率-波数域转换后求得；根据c+和c-计算结果，利用下述公式计算油管内流体流速
v＝0.5(c+-c-) (3)
其中，v为油管内流体流速，m/s；
根据油管内流体流速和油管截面积即可计算油管内流体流量；
所述的含水数据根据油管中混合流体的声速以及流体流入井筒时的焦耳-汤姆逊系数进行计算得到；所述的油管中混合流体的声速采用公式(4)计算；所述的流体流入井筒时的焦耳-汤姆逊系数采用公式(5)计算；所述混合流体中各相组成比例之和等于1，如公式(6)所示；
αo+αg+αw＝1 (6)
其中，cm为混合流体声速，m/s；co为油相声速，m/s；cw为水相声速，m/s；cg为气相声速，m/s；αo为油相比例，小数；αw为水相比例，小数；αg为气相比例，小数；ρo为油相密度，kg/m3；ρw为水相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；E是管材的杨氏模量；t是管壁厚度，m；d为油管内径，m；cp，o为油相比热容，J/(kg·℃)；cp，w为水相比热容，J/(kg·℃)；cp，g为气相比热容，J/(kg·℃)；βo为油相热膨胀系数，1/℃；βw为水相热膨胀系数，1/℃；Twell为井壁温度，℃；Z为气体压缩因子，小数；为压缩因子随井壁温度的变化梯度；
根据上述计算结果，以图形和数据方式显示压后产液的水力压裂裂缝位置和裂缝产液剖面分布。
4.根据权利要求1所述的一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，其特征在于，用于采集声音信号和温度信号时的硬件安装方法如下：
利用DAS/DTS水力压裂监测仪(7)和铠装光缆(8)，所述的DAS/DTS水力压裂监测仪(7)置于地面，与铠装光缆(8)直接相连；铠装光缆(8)附着在压裂管柱或生产管柱(5)上，在水力压裂过程中或压后生产过程中随压裂管柱或生产管柱(5)下入井中；
所述的DAS/DTS水力压裂监测仪(7)由激光光源、声音信号接收器、温度信号接收器和计算机控制与显示系统组成；所述的激光光源向铠装光缆(8)中的单模感声光纤和多模感温光纤发送脉冲激光；所述的声音信号接收器接收从铠装光缆(8)中的单模感声光纤反射回来的声音信号；所述的温度信号接收器接收从铠装光缆(8)中的多模感温光纤反射回来的温度信号；所述的计算机控制与显示系统控制激光光源、声音信号接收器和温度信号接收器的信号发射与接收工作。
5.根据权利要求4所述的一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，其特征在于，所述的压裂管柱(5)为工具油管压裂管柱或连续油管带底封拖动压裂管柱，用于水力压裂过程；在水力压裂过程中，采用工具油管压裂管柱进行水力压裂时，将铠装光缆(8)固定在压裂管柱(5)外壁卡槽内并穿越压裂工具串和所有封隔器(9)；采用连续油管带底封拖动压裂管柱进行水力压裂时，将铠装光缆(8)穿过连续油管和所有封隔器(9)。
6.根据权利要求4或5所述的一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法，其特征在于，所述的生产管柱(5)为由常规生产管柱或分层生产管柱，用于压后生产过程；在压后生产过程中，将铠装光缆(8)固定在生产管柱(5)外壁卡槽内；当生产管柱(5)上带有封隔器(9)时，铠装光缆(8)固定在生产管柱(5)外壁卡槽内的同时穿越井下所有封隔器(9)；所述的铠装光缆(8)的长度超过生产管柱(5)的长度，其延伸深度达到生产井的人工井底处。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910640343.7A CN110331973B (zh) | 2019-07-16 | 2019-07-16 | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910640343.7A CN110331973B (zh) | 2019-07-16 | 2019-07-16 | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110331973A true CN110331973A (zh) | 2019-10-15 |
| CN110331973B CN110331973B (zh) | 2022-11-11 |
Family
ID=68145258
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910640343.7A Active CN110331973B (zh) | 2019-07-16 | 2019-07-16 | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110331973B (zh) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111350496A (zh) * | 2020-03-19 | 2020-06-30 | 西安石油大学 | 一种用于井下水力压裂过程的裂缝表征的系统及方法 |
| CN111948241A (zh) * | 2020-08-11 | 2020-11-17 | 西南大学 | 一种库区消落带劣化模拟系统 |
| CN111963128A (zh) * | 2020-08-27 | 2020-11-20 | 中国石油大学(北京) | 一种油页岩直井-双水平井组微压裂蒸汽热解降粘方法 |
| CN111997600A (zh) * | 2020-09-24 | 2020-11-27 | 西南石油大学 | 一种基于分布式光纤声学振动（das）的井筒流体流速和流态监测模拟实验装置及其方法 |
| CN112081587A (zh) * | 2020-10-23 | 2020-12-15 | 西南石油大学 | 基于光纤噪声数据的水平井产出剖面计算方法 |
| CN112253069A (zh) * | 2020-09-29 | 2021-01-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井固井滑套分压管外光纤系统及其监测方法 |
| CN112780255A (zh) * | 2021-03-03 | 2021-05-11 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于分布式光纤传感的地下流体组分测量系统及测量方法 |
| CN112780256A (zh) * | 2021-03-03 | 2021-05-11 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于分布式光纤传感的水平井微地震监测系统及监测方法 |
| CN112814646A (zh) * | 2019-10-31 | 2021-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水井管外窜流分布式光纤检测模拟装置及其使用方法 |
| CN112881653A (zh) * | 2021-01-27 | 2021-06-01 | 武汉工程大学 | 超临界co2注入页岩储层焦耳-汤姆逊效应的模拟试验方法 |
| CN113047782A (zh) * | 2021-04-01 | 2021-06-29 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 一种水平井油管外接箍位置光纤缆的保护方法 |
| CN113589358A (zh) * | 2021-07-29 | 2021-11-02 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 自带动力装置的井下光电复合缆及井中地震数据采集方法 |
| CN114278263A (zh) * | 2021-12-23 | 2022-04-05 | 中国石油大学(北京) | 一种液氮循环压裂高效开发深部地热储层方法 |
| CN115749762A (zh) * | 2022-12-09 | 2023-03-07 | 中国石油大学(北京) | 一种基于分布式光纤的多裂缝参数反演方法和装置 |
| CN116608929A (zh) * | 2023-07-21 | 2023-08-18 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种基于矿场实验的光纤监测标定实验装置及方法 |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120057432A1 (en) * | 2009-05-27 | 2012-03-08 | Qinetiq Limited | Well Monitoring by Means of Distributed Sensing Means |
| CN202433759U (zh) * | 2012-01-06 | 2012-09-12 | 中国寰球工程公司 | 在线测量工艺介质组分的系统 |
| CA2888249A1 (en) * | 2013-05-29 | 2014-12-04 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for characterizing uncertainty in subterranean reservoir fracture networks |
| CN105114052A (zh) * | 2015-04-27 | 2015-12-02 | 中国海洋石油总公司 | 井下多相流流量计及监测方法 |
| US20160282507A1 (en) * | 2014-01-20 | 2016-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracture geometry monitoring with downhole distributed strain measurements |
| US20160326859A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Diagnostic Lateral Wellbores and Methods of Use |
| WO2017027025A1 (en) * | 2015-08-12 | 2017-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Locating wellbore flow paths behind drill pipe |
| CN106845043A (zh) * | 2017-04-07 | 2017-06-13 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法 |
| CN107228800A (zh) * | 2017-05-27 | 2017-10-03 | 中国石油大学(北京) | 一种室内实时动态监测水力裂缝缝宽的实验方法 |
| US20180016890A1 (en) * | 2013-05-31 | 2018-01-18 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture analysis |
| US20180045040A1 (en) * | 2016-03-09 | 2018-02-15 | Conocophillips Company | Production logs from distributed acoustic sensors |
| WO2018136052A1 (en) * | 2017-01-18 | 2018-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting a screen-out in a wellbore using an acoustic signal |
| WO2019079481A2 (en) * | 2017-10-17 | 2019-04-25 | Conocophillips Company | GEOMETRY OF HYDRAULIC FRACTURES BY DISTRIBUTED ACOUSTIC DETECTION AND LOW FREQUENCY |
-
2019
- 2019-07-16 CN CN201910640343.7A patent/CN110331973B/zh active Active
Patent Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120057432A1 (en) * | 2009-05-27 | 2012-03-08 | Qinetiq Limited | Well Monitoring by Means of Distributed Sensing Means |
| CN202433759U (zh) * | 2012-01-06 | 2012-09-12 | 中国寰球工程公司 | 在线测量工艺介质组分的系统 |
| CA2888249A1 (en) * | 2013-05-29 | 2014-12-04 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for characterizing uncertainty in subterranean reservoir fracture networks |
| US20180016890A1 (en) * | 2013-05-31 | 2018-01-18 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture analysis |
| US20160282507A1 (en) * | 2014-01-20 | 2016-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracture geometry monitoring with downhole distributed strain measurements |
| CN105114052A (zh) * | 2015-04-27 | 2015-12-02 | 中国海洋石油总公司 | 井下多相流流量计及监测方法 |
| US20160326859A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Diagnostic Lateral Wellbores and Methods of Use |
| WO2017027025A1 (en) * | 2015-08-12 | 2017-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Locating wellbore flow paths behind drill pipe |
| US20180045040A1 (en) * | 2016-03-09 | 2018-02-15 | Conocophillips Company | Production logs from distributed acoustic sensors |
| WO2018136052A1 (en) * | 2017-01-18 | 2018-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting a screen-out in a wellbore using an acoustic signal |
| CN106845043A (zh) * | 2017-04-07 | 2017-06-13 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法 |
| CN107228800A (zh) * | 2017-05-27 | 2017-10-03 | 中国石油大学(北京) | 一种室内实时动态监测水力裂缝缝宽的实验方法 |
| WO2019079481A2 (en) * | 2017-10-17 | 2019-04-25 | Conocophillips Company | GEOMETRY OF HYDRAULIC FRACTURES BY DISTRIBUTED ACOUSTIC DETECTION AND LOW FREQUENCY |
| US20190120047A1 (en) * | 2017-10-17 | 2019-04-25 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| JUNRONG LIU: "Detecting the propped fracture by injection of magnetic proppant during fracturing", 《GEOPHYSICS》 * |
| 刘均荣等: "分布式光纤声音传感技术在油田中的应用及发展前景", 《地质科技情报》 * |
| 芦志伟等: "基于三相流光纤监测技术解释SAGD动态油气藏", 《2016油气田勘探与开发国际会议》 * |
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112814646B (zh) * | 2019-10-31 | 2023-09-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水井管外窜流分布式光纤检测模拟装置及其使用方法 |
| CN112814646A (zh) * | 2019-10-31 | 2021-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水井管外窜流分布式光纤检测模拟装置及其使用方法 |
| CN111350496A (zh) * | 2020-03-19 | 2020-06-30 | 西安石油大学 | 一种用于井下水力压裂过程的裂缝表征的系统及方法 |
| CN111948241A (zh) * | 2020-08-11 | 2020-11-17 | 西南大学 | 一种库区消落带劣化模拟系统 |
| CN111948241B (zh) * | 2020-08-11 | 2021-08-24 | 西南大学 | 一种库区消落带劣化模拟系统 |
| CN111963128A (zh) * | 2020-08-27 | 2020-11-20 | 中国石油大学(北京) | 一种油页岩直井-双水平井组微压裂蒸汽热解降粘方法 |
| CN111997600A (zh) * | 2020-09-24 | 2020-11-27 | 西南石油大学 | 一种基于分布式光纤声学振动（das）的井筒流体流速和流态监测模拟实验装置及其方法 |
| CN112253069A (zh) * | 2020-09-29 | 2021-01-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井固井滑套分压管外光纤系统及其监测方法 |
| CN112081587A (zh) * | 2020-10-23 | 2020-12-15 | 西南石油大学 | 基于光纤噪声数据的水平井产出剖面计算方法 |
| CN112881653A (zh) * | 2021-01-27 | 2021-06-01 | 武汉工程大学 | 超临界co2注入页岩储层焦耳-汤姆逊效应的模拟试验方法 |
| CN112780256A (zh) * | 2021-03-03 | 2021-05-11 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于分布式光纤传感的水平井微地震监测系统及监测方法 |
| CN112780255A (zh) * | 2021-03-03 | 2021-05-11 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于分布式光纤传感的地下流体组分测量系统及测量方法 |
| CN112780256B (zh) * | 2021-03-03 | 2023-11-03 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于分布式光纤传感的水平井微地震监测系统及监测方法 |
| CN113047782A (zh) * | 2021-04-01 | 2021-06-29 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 一种水平井油管外接箍位置光纤缆的保护方法 |
| CN113589358A (zh) * | 2021-07-29 | 2021-11-02 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 自带动力装置的井下光电复合缆及井中地震数据采集方法 |
| CN114278263B (zh) * | 2021-12-23 | 2022-11-29 | 中国石油大学(北京) | 一种液氮循环压裂高效开发深部地热储层方法 |
| CN114278263A (zh) * | 2021-12-23 | 2022-04-05 | 中国石油大学(北京) | 一种液氮循环压裂高效开发深部地热储层方法 |
| CN115749762A (zh) * | 2022-12-09 | 2023-03-07 | 中国石油大学(北京) | 一种基于分布式光纤的多裂缝参数反演方法和装置 |
| CN116608929A (zh) * | 2023-07-21 | 2023-08-18 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种基于矿场实验的光纤监测标定实验装置及方法 |
| CN116608929B (zh) * | 2023-07-21 | 2023-11-07 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种基于矿场实验的光纤监测标定实验装置及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110331973B (zh) | 2022-11-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110331973A (zh) | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 | |
| AU2017230727B2 (en) | Hydraulic fracture monitoring by low-frequency DAS | |
| CN110344815B (zh) | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的生产剖面监测方法 | |
| CN110541702B (zh) | 基于分布式光纤传感的井下流体分布监测系统及监测方法 | |
| AU2017229850B2 (en) | Production logs from distributed acoustic sensors | |
| US20230213669A1 (en) | Intelligent geophysical data acquisition system and acquisition method for shale oil and gas optical fiber | |
| Sharma et al. | Low-frequency distributed acoustic sensing for early gas detection in a wellbore | |
| Hull et al. | Case history of DAS fiber-based microseismic and strain data, monitoring horizontal hydraulic stimulations using various tools to highlight physical deformation processes (Part A) | |
| CA2954620C (en) | Distributed fiber optic monitoring of vibration to generate a noise log to determine characteristics of fluid flow | |
| CN112780256A (zh) | 基于分布式光纤传感的水平井微地震监测系统及监测方法 | |
| CN210598961U (zh) | 基于分布式光纤传感的井下流体分布监测系统 | |
| Miller et al. | DAS and DTS at Brady Hot Springs: Observations about coupling and coupled interpretations | |
| US11913330B2 (en) | Method of measuring reservoir and fracture strains, crosswell fracture proximity and crosswell interactions | |
| Xiao et al. | Dynamic water injection profiling in intelligent wells using distributed acoustic sensor with multimode optical fibers | |
| CN210768732U (zh) | 一种基于分布式光纤声音、温度监测的井筒生产剖面监测模拟实验装置 | |
| Soroush et al. | Downhole Monitoring Using Distributed Acoustic Sensing: Fundamentals and Two Decades Deployment in Oil and Gas Industries | |
| CN112240196A (zh) | 一种基于分布式光纤声音、温度监测的井筒生产剖面监测模拟实验装置及方法 | |
| CN110344816A (zh) | 一种基于分布式光纤声音监测的油气井出砂监测方法 | |
| Qiao et al. | New Understanding of Temperature Change Rules of Horizontal Sections of Different Well Body Structures and the Relationship Between Production Capacity and Stimulation Parameters Based on Das/Dts | |
| Srinivasan et al. | In-well stress shadow and near-wellbore fracture geometry diagnosis using high-resolution distributed strain sensing via Rayleigh frequency shift | |
| Ahmed | Critical Analysis and Application of Optical Fiber Sensors in Oil and Gas Industry. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |