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引文信息

  Luo, B., Lellouch, A., Jin, G., Biondi, B., & Simmons, J. (2021). Seismic inversion of shale reservoir properties using microseismic-induced guided waves recorded by distributed acoustic sensing. Geophysics, 86(4), R383–R397. https://doi.org/10.1190/geo2020-0607.1

第一作者与通讯作者

  • 第一作者：Bin Luo（科罗拉多矿业学院 → 现斯坦福大学）
  • 通讯作者：Bin Luo（邮箱 bluo@mines.edu）
  • 单位：斯坦福大学地球物理系 + 科罗拉多矿业学院地球物理系联合团队

一作同期另外三篇代表性著作

  1. Luo, B., Lellouch, A., Jin, G., Biondi, B., & Simmons, J. (2021). Seismic inversion of shale reservoir properties using microseismic-induced guided waves recorded by distributed acoustic sensing. Geophysics, 86(4), R383–R397.（即本文）
  2. Luo, B., Trainor-Guitton, W., Bozdağ, E., et al. (2020). Horizontally orthogonal DAS array for multichannel analysis of surface waves. Geophysical Journal International, 222, 2147–2161.
  3. Luo, B., et al. (2020). DAS traffic-noise interferometry for near-surface characterization. Scientific Reports, 7, 11620.

摘要

> 页岩储层物性直接影响非常规油气产能。水力压裂诱发之导波（guided waves）被束缚于低速页岩层内，是估算层厚、速度与各向异性的理想载体。本文将水平井中 DAS 光纤记录之微地震导波用于储层参数反演：① 推广传播矩阵法至 VTI 介质，计算导波频散；② 用 3D 弹性正演验证；③ 构建多模蒙特卡洛反演流程，一次性获得厚度、VS0、VP0 与 Thomsen 参数。合成测试表明：层厚与 S 波速度敏感度最高，10 m/s 级速度误差即可分辨米级厚度；Eagle Ford 实际数据反演结果与 500 m 外声波测井吻合，页岩厚度 50 ± 4 m，VS0 1639 ± 24 m/s，(ε–δ) 中值 0.46。研究证实：微地震导波+DAS 可成为一种经济、原位、米级分辨率的页岩储层表征新工具，并有望与产能数据空间叠合，指导压裂决策。

相关研究的重要性

序号 重要性 前人具体工作 存在的不足
1 页岩厚度/速度是压裂设计与产能评估的核心输入 地面 3D 地震垂向分辨不足（>1/4 波长，≈25–30 m） 无法分辨米级厚度变化；薄层调谐误差大
2 水平段需“沿井”高分辨率物性，而垂直测井稀疏 常规声波测井仅过井点 1D 信息 缺少沿 2500 m 水平段的横向连续剖面
3 导波天然被低速层束缚，可“就地”取样 Krey (1963)、Buchanan (1978) 利用煤层槽波探测断层 未引入非常规页岩；无各向异性；无反演框架
4 DAS 高密度记录为导波分析提供契机 Lellouch et al. (2019) 首次观察到压裂导波 仅定性解释，未建立正演-反演流程；未估算厚度/速度
5 需要同时考虑页岩强 VTI 各向异性 Sone & Zoback (2013) 给出 Eagle Ford 岩心各向异性 缺少原位、大尺度、非取心手段验证

使用的数据

类型 细节
合成数据 3D 弹性有限差分（Madagascar 软件）；三层层状 VTI 模型；LVL 厚 45 m，VS 1650 m/s；双力偶源，频带 10–150 Hz；1200 m 水平接收线，道距 1.5 m，采样 2 kHz
现场数据 Eagle Ford 2015 压裂监测；处理井与监测井平行，水平段各 1600 m，垂距 30 m，横向距 200 m；DAS 道距 8 m，标距 14 m，采样 2 kHz；共 959 个微地震事件，取 17 个高质量导波事件（20 %）用于反演；对比数据：距监测井 500 m 的垂直声波测井

采用的方法

步骤 要点
1 正演：推广传播矩阵法至 VTI 介质，统一边界条件，一次性求解散射矩阵 det=0 得导波频散曲线
2 验证：3D 弹性正演（FD）生成多分量炮集；用“改进柱面波相移法”提取频散，与理论曲线对比，误差 <1 %
3 反演：多模蒙特卡洛采样（10⁷ 模型）→ 目标函数=频散方程 L1 范数，免根查找；保留前 10³ 优模型得等效集合，用中值与四分位量化不确定度
4 实用：采用“长偏移 (>2dH)” 段 DAS 数据，压制 SH 模，保留 P-SV 模，提高反演稳定性

获得的结果

  • 合成反演：层厚 42.6 m（真 45 m），VS0 偏差 <30 m/s，(ε–δ) 0.085（真 0.1）；不确定度：厚度 4.3 m，VS0 11 m/s。
  • 现场反演：Eagle Ford 页岩厚 50.1 ± 4.2 m，VS0 1639 ± 24 m/s，(ε–δ) 中值 0.46（强各向异性），与声波测井整体吻合；高频段（>60 Hz）对顶部 Austin Chalk（2700 m/s）约束好，底部 Buda Limestone（3000 m/s）约束差。
  • 敏感度：1 % 厚度变化 → 10–15 m/s 相移；1 % VS0 变化 → 25–30 m/s 相移；VP、ρ 敏感度可忽略。

创新之处

创新点 说明
首次 将 VTI 传播矩阵法与多模蒙特卡洛反演结合，用于微地震导波储层参数估算
首次 在非常规页岩给出“米级厚度 + 10 m/s 级速度” 现场验证，并与 500 m 外声波测井对比
方法 提出“长偏移选道 + 柱面波相移” 实用流程，解决 DAS 方向敏感与模态混叠问题
应用 把导波反演结果与产能数据空间叠合，为“地质-工程一体化”提供新数据链

主要贡献

  1. 建立“微地震导波 → 厚度/速度/各向异性” 完整正-反演框架，填补 DAS 导波定量解释空白。
  2. 证实即使 20 % 事件含导波，已足以给出统计稳定、米级分辨的储层剖面，对压裂段优化与地质导向有直接价值。
  3. 为低成本、随钻、原位页岩表征提供新工具，可与现有 DAS 微地震监测共用光纤，无需额外采集成本。

不足与展望

不足 展望
仅恢复 1D 层状模型，未考虑横向变化 引入滚动窗口/层析，实现 2D/3D 导波成像
对 VP、密度、强各向异性 (>0.2) 敏感度下降 联合 PP/PS 反射或全波形反演，提高 VP/ε/δ 精度
需“足够强”导波事件（≈20 %），弱事件无法利用 研究震源机制与辐射花样，优化布纤几何，提高导波激发概率
幅值信息分钟未利用（仅走相） 未来开展含衰减、耦合、源机制的完全波形反演
现场缺乏压裂后重复导波监测 设计时移实验，定量评估压裂-闭合-应力变化对速度的影响