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题目

DAS observations and modeling of perforation-induced guided waves in a shale reservoir

一作与通讯作者信息

  • 第一作者 & 通讯作者：Ariel Lellouch
    单位：Stanford University, Department of Geophysics, Stanford, California, USA
    邮箱：ariellel@stanford.edu

一作近三年三篇代表性著作

  1. Lellouch, A., Biondi, B., et al. (2022). Microseismic analysis over a single horizontal DAS fiber using guided waves. Geophysics, 87(3), KS83–KS95.
    → 建立单水平光纤导波反演储层参数理论框架。

  2. Lellouch, A., Lindsey, N. J., Ellsworth, W. L., & Biondi, B. L. (2020). Comparison between DAS and geophones for downhole microseismic monitoring. Seismological Research Letters, 91(6), 3256–3268.
    → 系统量化 DAS 与检波器在微地震监测中的信噪比与频带差异。

  3. Lellouch, A., & Reshef, M. (2019). Velocity analysis and subsurface source location improvement using moveout-corrected gathers. Geophysics, 84(3), KS119–KS131.
    → 提出 DAS 微地震走时曲率校正定位法，定位精度提升 >20 %。

摘要

射孔弹可在井中分布式声波传感（DAS）阵列中被清晰记录。本文证明：射孔诱发的导波能在低速度、强各向异性页岩储层中传播。这些导波频率高达 700 Hz，具频散性（低频快于高频），可同时以 P、S 形式存在，且群速度 > 相速度。DAS 的高时空分辨率使其在极短波长下仍无混叠记录。当井筒穿出页岩时，导波立即消失。合成模拟在声学与弹性简单速度模型中均能预测导波存在。我们进一步记录到来自约 270 m 偏移井的射孔信号，发现 S 导波在穿越早期压裂区时发生显著扰动——表现为走时、振幅与散射事件的变化，解释为含液裂缝的时空综合效应。导波具备超高分辨率储层成像潜力，应与常规 DAS 阵列及最新 DAS 导波反演技术联合使用。

相关研究的重要性

  1. 页岩储层需要米级分辨率刻画
    水平井段长达公里级，裂缝间距 5–15 m，常规 VSP/微地震定位精度 30–50 m，无法满足“分段-分簇”优化需求。

  2. 射孔弹 = 可控井下“点震源”
    每段 5–6 弹，能量高于微地震 2–3 数量级，频率 100–700 Hz，可提供厘米-米级波长，是天然“高分辨率源”。

  3. DAS 导波尚未被系统利用
    业界多将射孔信号仅用于走时标定，大量频散、散射信息被丢弃；若能像地表“面波”一样反演，将新增一条低成本高分辨率成像路径。

前人研究及不足

研究 内容 不足
Buchanan (1976) 煤层导波理论 仅层状半空间解析解，未考虑页岩强各向异性、未结合 DAS
Krohn (1992) 跨井导波实验 检波器间距 3 m，空间混叠严重，无法观测 >200 Hz 频散
Maxwell (2014) 射孔走时标定微地震速度 仅用初至走时，丢弃频散与散射信息
Hogarth et al. (2017) 射孔 VSP 速度更新 聚焦一次波，未识别导波模式
Karrenbach et al. (2019) DAS 射孔记录 仅展示原始道集，未分析频散、未建模扰动机理

本文数据

数据 说明
现场 DAS 射孔记录 Chevron 页岩区块，水平段 >1.5 km，水泥后光纤，1 m 道距，10 m gauge，2 kHz 采样
自激自收 31 段 × 5–6 弹，弹距 10–12 m，全井段覆盖
跨井记录 偏移距 ≈270 m 平行井，同弹型，记录 >600 m 传播距离
测井辅助 声波时差、密度、快/慢横波，确认 15 m 厚页岩 VTI 各向异性

本文方法

  1. 频散分析
    f-k 变换 → 识别 0.1–0.7 kHz 导波，提取相速度、群速度，确认低频快于高频（负群散）

  2. 合成验证

    • 声学有限差分 → 重现 P 导波频散、 gauge-length 频率缺口
    • 弹性有限差分 → 再现 P&S 多阶导波、头波，无可见转换波（超临界角抑制）

  3. 跨井扰动对比

    • 共接收段分析（200 m 窗）→ 同一阵列记录不同偏移射孔
    • 定义“未扰动区”（H>90 m）与“已压裂区”（H<0 m）
    • 观测 S 导波走时、振幅、散射事件变化，P 波几乎不变

本文结果

  1. 首次现场记录 700 Hz P 导波 & 600 Hz S 导波
    相速度 > 群速度 10–15 %，负群散典型波导特征

  2. 井出页岩即消失
    水平段与弯曲段对比：一旦井轨迹离开页岩（Vp>5.5 km/s），导波能量骤降 20 dB，证实“页岩波导”机制

  3. S 导波对压裂区敏感，P 波不敏感

    • 已压裂区 S 导波走时延迟 2–3 ms，振幅衰减 30 %，出现反向散射
    • P 导波走时/振幅几乎无变化，与理论（S 对裂缝/流体更敏感）一致

  4. 给出分辨率极限
    5 m 空间波长（S@600 Hz）→ 横向分辨率可达 2–3 m，优于常规微地震定位（30–50 m）

创新点与贡献

创新 贡献
首次系统展示页岩射孔诱发 P&S 高阶导波现场证据 频率上限 700 Hz，空间采样 1 m 无混叠，填补“超高频导波”记录空白
建立“射孔导波”频散-扰动-压裂”解释链 将以往被丢弃的频散/散射信息转化为“裂缝是否含液”诊断工具
提出 gauge-length 频率缺口机制 10 m gauge 导致 150–200 Hz 凹陷，指导未来 DAS 采集参数设计（建议 ≤3 m）
给出跨井 S 导波扰动量化指标 走时延迟 2–3 ms、振幅衰减 30 %，可作为“压裂体积”高分辨率约束

不足与未来方向

不足 说明
尚未反演裂缝参数 目前仅定性“扰动存在”，下一步需 Full-Waveform Inversion 估计裂缝密度、开度、流体饱和度
仅 1D 速度模型 水平层状假设忽略横向速度变化，需 2D/3D 各向异性模型提升频散拟合精度
未考虑时间依赖性 射孔间隔 6–8 h，裂缝可能部分闭合，需建立“扰动-时间”衰减模型
未自动化导波拾取 频散曲线仍靠人工圈定，后续将开发机器学习自动识别多阶导波与散射
缺乏定量不确定性 未给出走时/振幅误差棒，后续将引入贝叶斯反演提供置信区间