基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集系统及方法

摘要

本发明提供了一种基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集系统及方法，系统包括钻孔中的套管、套管外和油管外全井段布设的井中分布式光纤传感铠装光缆、地面地震数据采集仪器、地面人工激发震源、井中和地面地震数据采集车和分布式光纤传感调制解调仪器。通过全方位高密度井地联合采集时移三维地面和井中三维地震数据、保幅井驱处理、高分辨率含油气储层构造成像、生产井产液剖面和注水注气井吸水剖面长期动态监测、油藏和流体精细建模和模拟，发现残余油气和剩余油气分布，提出优化部署水平井或加密井和最佳油气开发生产方案，提高采收率，降低油气生产成本。

说明书

技术领域

本发明属于应用地球物理、地球物理勘探技术、地震勘探技术领域，油藏地球物理，油气田开发方案优化领域，尤其涉及一种基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集系统及方法。

背景技术

地震勘探则是利用人工的方法引起地壳振动(如雷管或炸药爆炸、重锤下落或敲击、电火花或压电晶体或气枪震源在水中或井中激发、可控震源振动)，再用精密仪器按一定的观测方式记录爆炸后地面上各接收点的振动信息，利用对原始记录信息经一系列加工处理后得到的成果资料推断地下地质构造的特点。在地表以人工方法激发地震波，在向地下传播时，遇有介质性质不同的岩层分界面，地震波将发生反射与折射，在地表或井中用检波器接收这种地震波。收到的地震波信号与震源特性、检波点的位置、地震波经过的地下岩层的性质和结构有关。通过对地震波记录进行处理和解释，可以推断地下岩层的性质和形态。

现有的地面和井中的地震数据采集系统，使用的是通用的动圈式或数字式地面单分量或三分量检波器和井中的动圈式三分量检波器阵列，进行井─地联合立体同步采集地面和井中变偏移距垂直地震剖面数据。由于现有的井中动圈式三分量检波器重量大、成本高，测井电缆一次最多只能在井里下放100级动圈式三分量检波器，采集数千米深的全井段井中变偏移距垂直地震剖面数据需要移动或上提井中动圈式三分量检波器阵列数次，每提升一次井中动圈式三分量检波器阵列，地面的所有人工激发震源(炸药或重锤或电火花或气枪或压电晶体或可控震源)点就需要重新激发一次，这不仅造成了井地联合立体采集的地震数据的成本极高，在每个震源点的重复激发很难保证每次激发的能量一致，频谱一致，震源和地面的每次耦合也完全一致。由于以上这些众所周知的原因，通用的动圈式或数字式地面单分量或三分量检波器和井中的动圈式三分量检波器阵列进行时移井─地联合立体同步采集地面和井中变偏移距垂直地震剖面数据很难得到推广应用。

时移井中-地面地震联合立体勘探技术作为地面地震勘探和井中地震勘探技术结合起来形成的一项新型地震勘探方法，实现了井中与地面地震数据采集的结合，可以达到同步采集、同步处理的目的从而提高勘探区的成像精度，提高目的层反射信号的信噪比与分辨率。有利于识别特殊地质体，精细的开展储层预测与评价，研究砂体及岩性圈闭；精细研究井旁周围地层的构造、储层及油层内的流体动态变化特征，评价水力压裂或储层改造的效果，是一种新型的地震勘探技术。

井下光纤传感系统可以用于井下进行压力、温度、噪声、振动、声波、地震波、流量、组分分析、电场和磁场的测量。该系统以全铠装光缆结构为基础，传感器和连接及数据传输缆都用光纤制成。目前有多种井下铠装光缆的布设方法，比如安放在井下控制管线内、投放到连续油管内、直接集成到复合材料制成的连续油管管壁中、捆绑固定在连续油管外侧、投放在套管内和捆绑在套管外侧并用固井水泥进行永久性固定等布设方法。

在套管内外布放或在连续油管外侧捆绑铠装光缆进行全井段分布式温度(DTS)测量已经在油气资源开发中得到了广泛的应用。我们可以根据井下油气产出井段(射孔井段)测量到的温度变化或根据注水井注入井段(射孔井段)测量到的温度变化推算井液产出量或注水量。但是由于普通DTS调制解调仪器的空间分辨率和温度测量灵敏度有限，使得用DTS方法测量的井温变化量和准确位置有一定的误差，导致仅仅根据井温变化推算出的射孔段的井液产出量或注水量误差较大，而且无法仅仅根据井温的变化准确地推算出射孔段产出的油、气和水各是多少。

在套管内外布放或在连续油管外侧捆绑铠装光缆进行全井段分布式声波传感(DAS)测量已经在油气资源开发中得到了广泛的应用，但是目前主要以DAS-VSP数据采集、微地震监测和被动地震数据采集为主。行业内刚开始利用DAS技术采集井下噪音数据，利用噪音数据推测井下射孔井段油、气、水的产出情况。仅仅依靠井下噪音数据推测井下射孔井段油、气、水的产出情况基本上属于定性或半定量解释，误差是比较大的。

油藏建模是指根据已知控制点的资料内插、外推控制点之间及控制点以外的油藏特性，建立油藏(储层)地质模型。油藏建模包括确定性建模方法和随机性储层建模方法。

确定性建模方法认为资料控制点间的插值是惟一解,确定性的,即从具有确定性的控制点(如井点)出发,推测出井点之间确定的、惟一的储层参数。建模的核心问题是井间储层预测。在给定资料前提下,提高储层模型精度的主要方法是提高井间参数预测的精度。

随机性储层建模方法：地下储层本身是确定的,在每一个位置点都具有确定的性质和特征。但是地下储层又是很复杂的,它是许多复杂地质过程如沉积作用、成岩作用和构造作用等综合作用的结果,具有复杂的储层建筑格架的空间配置及其储层参数的空间变化。在进行储层描述过程中,由于能够得到的资料总是不完备的,所以人们很难在某一尺度下真实确定储层的特征或性质,特别是连续性较差且非均质性严重的河流相或冲积扇储层。也就是说,对地下储层的认识存在一定范围内的不确定性,需要通过“猜测”“判断”才能确定储层性质,这就是储层建模的随机性。

油藏数值模拟是指利用计算机求解油藏数学模型，模拟地下油水流动，给出某时刻油水分布，以预测油藏动态。

油藏研究中,数值模拟的主要目的就是预测在不同开采方案下的油气生产情况。这样来讲,数值模拟是唯一合适的技术。简单的技术如物质平衡法,在评价油藏机理上很有用,但对油藏预测就不适合了。

另一方面,油藏模拟技术提供了在规定生产条件下的研究油田生产动态的灵活性。所有的油藏模拟软件都提供了完善的井管理功能,允许工程师在产层、井、井组,储层及油田等级别上设定施工条件。简单来讲,这些流程,不仅可以指定井的具体压力及产量,它们还能进行更复杂的工作。比如:根据一些GOR或WOR标准对井实施关井或修井操作,为与生产设施的生产能力相匹配,优化单井产量,控制气产量及注水的速度等。因此,油藏模拟技术被认为是油藏管理的最佳技术,其它油藏工程的工具很难提供这种能力。

发明内容

为了在油气井(包括采油井、采气井、注水井、观察井等)投产后至报废整个生产过程中，利用各种测试仪器进行井下测试以获取相应地下信息。它包括通过井内温度、压力和流体流量、持水率测定，了解产出(产液)和注入(吸水)剖面，为油层改造提供依据。生产测井已成为油气藏科学管理和提高采收率不可缺少的手段。由于常规生产测井仪器装备在高温高压井内作业的局限性，需要一种低成本、高精度、高可靠性手段了解油气井产出(产液)和注入(吸水)剖面的方法和技术。

为解决上述技术问题，本发明公开了一种基于井下分布式光纤传感的精细油藏描述、井-地联合采集的时移地面三维地震和井中三维地震数据、长期动态监测、油藏建模和模拟、水平井或加密井或调整井的部署、开发方案优化调整等一体化解决方案的系统和方法。其中，系统包括钻孔中的套管、套管外和油管外全井段布设的井中分布式光纤传感铠装光缆、地面地震数据采集仪器、地面人工激发震源、井中和地面地震数据采集车和分布式光纤传感调制解调仪器，井中铠装光缆连接到分布式光纤传感调制解调仪器。通过全方位高密度井地联采时移三维地面地震数据和三维DAS-VSP数据、保幅井驱处理、高分辨率储层构造成像、生产井产液剖面和注水井吸水剖面长期动态监测、油藏和流体精细建模和模拟，提出后续优化部署水平井或加密井和最佳油气开发生产方案，提高采收率，降低油气生产成本。

具体技术方案为：

基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集系统，包括钻孔中的金属套管、井中油管或气管；金属套管外全井段布设有第一井中分布式光纤传感铠装光缆；井中油管或气管外全井段布设有第二井中分布式光纤传感铠装光缆；还包括地面地震数据采集仪器、地面人工激发震源、井中和地面地震数据采集车、分布式光纤传感复合调制解调仪器；

所述的分布式光纤传感复合调制解调仪器包括分布式光纤声波传感(DAS)、分布式光纤温度传感(DTS)、准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分别与第一井中分布式光纤传感铠装光缆和第二井中分布式光纤传感铠装光缆相连接；

所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆和第二井中分布式光纤传感铠装光缆均连接到分布式光纤传感复合调制解调仪器，以使所述地面地震数据采集仪器与第一井中分布式光纤传感铠装光缆和第二井中分布式光纤传感铠装光缆同步同时联合采集并记录三维地面地震和三维DAS-VSP数据；

金属套管外侧固定有第一井下准分布式压力传感器阵列，井中油管或气管外侧固定有第二井下准分布式压力传感器阵列；

所述的分布式光纤传感复合调制解调仪器通过第一井中分布式光纤传感铠装光缆连接第一井下准分布式压力传感器阵列，通过第二井中分布式光纤传感铠装光缆连接第二井下准分布式压力传感器阵列。

优选的，所述的第一井下准分布式压力传感器阵列、第二井下准分布式压力传感器阵列，为法泊腔光纤压力传感器，或光栅压力传感器，或压电晶体压力传感器；

第一井下准分布式压力传感器阵列通过第一井中分布式光纤传感铠装光缆按照相等的间距串联在一起；

第二井下准分布式压力传感器阵列通过第二井中分布式光纤传感铠装光缆按照相等的间距串联在一起。

优选的，所述地面人工激发震源为：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。

优选的，所述地面地震数据采集仪器为地面有线检波器，为以下的一种：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。

进一步的，所述地面地震数据采集仪器为无线节点地震数据采集仪器，为以下的一种：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。

优选的，所述的第一井中分布式光纤传感铠装光缆和第二井中分布式光纤传感铠装光缆均为铠装光缆，包括耐高温单模或多模或特种光纤，所述的耐高温单模或多模或特种光纤外依次有内连续金属细管和外连续金属细管对其进行封装。

优选的，所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆是布设在金属套管外，并用固井水泥永久固定在金属套管外侧，或者用分布在第一井中分布式光纤传感铠装光缆外面的永久磁铁环将第一井中分布式光纤传感铠装光缆吸附在金属套管的内壁上，或者用等间距的环形金属卡子将第一井中分布式光纤传感铠装光缆固定在金属套管内安装的井中油管或气管的外壁上。

进一步的，所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆和第二井中分布式光纤传感铠装光缆的尾端设消光处理装置，即将井中分布式光纤传感铠装光缆内光纤的尾端安装消光器或者在内光纤的尾端打一个结。

所述地面地震数据采集仪器在地面沿三维地面地震检波器线等间距分布；所述地面地震数据采集仪器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。

上述基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集系统的数据采集和处理方法，包括如下步骤：

(1)在井下金属套管外或金属套管内或井中油管或气管外的第一井中分布式光纤传感铠装光缆或第二井中分布式光纤传感铠装光缆安装固定完毕后，马上在地面沿施工设计的检波器测线等间距布设地面地震检波器；

(2)在水力压裂作业前或油气井投产前，按照施工设计依次激发震源线上各地面人工激发震源的震源信号，同步记录全方位地面三维地震数据和井中三维DAS-VSP数据；

(3)进行井中-地面联合采集的地面三维地震数据井驱处理，包括：

a、根据井中采集的地震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、根据井中地震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、处理井中地震数据，提供地层吸收衰减参数Q；

d、根据从井中地震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、根据从井中地震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、基于三维井中地震数据或三维DAS-VSP数据计算提取地下地层的各向异性参数；

g、进行基于VSP井驱参数约束的速度、各向异性三维参数联合建模；

h、利用井中地震数据参数进行井控地面地震数据的提高分辨率处理；

i、根据从井中地震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、根据从井中地震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DAS-VSP成像；

(5)、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DAS-VSP成像结果进行联合精细构造解释，其构造解释结果用于对含油气储层构造进行精细的静态刻画和描述；

(6)、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储层孔隙度，综合定量解释含油气储层孔隙度在三维空间的分布特征和规律；

(7)、根据含油气储层的电阻率数据标定的含油气饱和度，结合含油气储层在三维空间上的分布范围和孔隙度，计算和预测含油气区块内的总油气储量和分布特征，制定初步的油气资源开发方案，包括确定井位，优化井网，确定开发方式，确定开采速度，保持长期稳产高产；

(8)、在油气生产期间，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连续监测和测量金属套管外侧第一井中分布式光纤传感铠装光缆和井中油管或气管外侧第二井中分布式光纤传感铠装光缆内的DAS、DTS和DPS信号，同时连续监测和测量金属套管外或井中油管或气管外侧串联的第一井下准分布式压力传感器阵列或第二井下准分布式压力传感器阵列压力信号；

(9)、对分布式光纤传感复合调制解调仪器连续测量的DAS信号和DTS信号进行调制解调，将DAS数据和DTS数据转换成井下噪声强弱和温度高低的分布数据；

(10)、第一井下准分布式压力传感器阵列和第二井下准分布式压力传感器阵列的分布式光纤传感复合调制解调仪器对连续测量的井下压力信号进行调制解调，计算出井下每个压力传感器位置的压力数据；

(l1)、根据监测和测量到的井下噪声、温度和压力数据，利用多参数综合反演方法计算出井下每个油气产出井段的油、气、水的流量及其变化，或井下每个注水或注蒸汽或注二氧化碳或注聚合物井段的注入量(吸水剖面)及其变化，从而实现对油气井开发生产过程及其产量变化的长期动态监测；

(12)在油气井投产一定时间后，再次在地面同样位置布设地面地震数据采集仪器然后依次激发震源线上同样位置的各地面人工激发震源的震源信号，地面地震数据采集仪器与第一井中分布式光纤传感铠装光缆和第二井中分布式光纤传感铠装光缆同步同时联合采集并记录时移三维地面地震和时移三维DAS-VSP数据；

(13)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DAS-VSP数据重复进行上面步骤(3)到步骤(6)的处理流程；对水力压裂前后，或者油气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，这些差异值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，或者油气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，发现油气储层内未动用的或没有充分动用的残余油气或剩余油气区域，寻找油气田开发中后期剩余储量的富集区域，以便确定调整方案；

(14)根据上面获得的数据和信息建立油气藏模型和油气储层内的流体模型，按照油气田开发时预定的开发方案和开采时间进行油气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油气产量；

(15)根据步骤(11)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(13)里面获得的油气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(14)的模拟结果，分析二者之间的差异，根据差异数据修改、完善、调整和优化开发方案，在残余油气或剩余油气区域内布设加密井、水平井或调整井；

(16)针对步骤(15)提出的后续开发调整方案和后续布设的加密井、水平井或调整井，重新进行油气藏开发效益的数字模拟，通过多次模拟“开发”油气田，反复修改完善和优化后续开发方案，寻求最佳开发方案，避免决策失误，以提高油气藏采收率为最终目标，获得最佳的后续开发方案；用后续优化开发方案指导油气藏的开采，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。

本发明具有如下有益效果：

本发明利用在套管外和油管外全井段布设的井中分布式光纤传感铠装光缆、地面地震数据采集仪器、地面人工激发震源、井中和地面地震数据采集车和分布式光纤传感调制解调仪器，通过全方位高密度井地联采时移三维地面地震数据和三维井中DAS-VSP数据、保幅井驱处理、高分辨率储层构造成像、生产井产液剖面和注水注气井吸水剖面长期动态监测、油藏和流体精细建模和模拟，可以评价水力压裂储层改造效果，监测油气生产井或注水注气井周围不同流体界面(油水界面或气水界面)的动态变化趋势，发现未开采的剩余油气或动用不充分的残余油气资源，提出优化部署水平井或加密井和最佳后续油气开发生产方案，提高采收率，降低油气生产成本。

附图说明

图1是本发明实施例对应的地面有线地震数据采集系统和套管外与油气管外铠装光缆安装布设示意图。

图2是本发明实施例对应的地面无线节点地震数据采集系统和套管外与油气管外铠装光缆安装布设示意图。

图3是本发明实施例对应的套管外和油气管外铠装光缆与准分布式压力传感器阵列安装布设示意图。

图4是本发明实施例对应的套管外和油气管外铠装光缆内单模光纤与多模光纤布设示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

如图1和图2所示，基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集系统，包括钻孔中的金属套管1、井中油管或气管3；金属套管1外全井段布设有第一井中分布式光纤传感铠装光缆2；井中油管或气管3外全井段布设有第二井中分布式光纤传感铠装光缆4；还包括地面地震数据采集仪器5、地面人工激发震源6、井中和地面地震数据采集车、分布式光纤传感复合调制解调仪器7；

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)、准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2和第二井中分布式光纤传感铠装光缆4相连接；

所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆2和第二井中分布式光纤传感铠装光缆4均连接到分布式光纤传感复合调制解调仪器7，以使所述地面地震数据采集仪器5与第一井中分布式光纤传感铠装光缆2和第二井中分布式光纤传感铠装光缆4同步同时联合采集并记录三维地面地震和三维井中DAS-VSP数据；

金属套管1外侧固定有第一井下准分布式压力传感器阵列9，井中油管或气管3外侧固定有第二井下准分布式压力传感器阵列10；

如图3所示，所述的分布式光纤传感复合调制解调仪器7通过第一井中分布式光纤传感铠装光缆2连接第一井下准分布式压力传感器阵列9，通过第二井中分布式光纤传感铠装光缆4连接第二井下准分布式压力传感器阵列10。

优选的，所述的第一井下准分布式压力传感器阵列9、第二井下准分布式压力传感器阵列10，为法泊腔光纤压力传感器，或光栅压力传感器，或压电晶体压力传感器；

第一井下准分布式压力传感器阵列9通过第一井中分布式光纤传感铠装光缆2按照相等的间距串联在一起；

第二井下准分布式压力传感器阵列10通过第二井中分布式光纤传感铠装光缆4按照相等的间距串联在一起。

优选的，所述地面人工激发震源6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。

优选的，所述地面地震数据采集仪器5为地面有线检波器，为以下的一种：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。

进一步的，所述地面地震数据采集仪器5为无线节点地震数据采集仪器，为以下的一种：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。

如图4所示，所述的第一井中分布式光纤传感铠装光缆2和第二井中分布式光纤传感铠装光缆4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。

优选的，所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆2是布设在金属套管1外，并用固井水泥永久固定在金属套管1外侧，或者用分布在第一井中分布式光纤传感铠装光缆2外面的永久磁铁环将第一井中分布式光纤传感铠装光缆2吸附在金属套管1的内壁上，或者用等间距的环形金属卡子将第一井中分布式光纤传感铠装光缆2固定在金属套管1内安装的井中油管或气管3的外壁上。

进一步的，所述第一井中分布式光纤传感铠装光缆2和第二井中分布式光纤传感铠装光缆4的尾端设消光处理装置8，即将井中分布式光纤传感铠装光缆内光纤的尾端安装消光器或者在内光纤的尾端打一个结。

所述地面地震数据采集仪器5在地面沿三维地面地震检波器线等间距分布；所述地面地震数据采集仪器5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。

上述基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集系统的数据采集和处理方法，包括如下步骤：

(1)在井下金属套管1外或金属套管1内或井中油管或气管3外的第一井中分布式光纤传感铠装光缆2或第二井中分布式光纤传感铠装光缆4安装固定完毕后，马上在地面沿施工设计的检波器测线等间距布设地面地震数据采集仪器5；

(2)在水力压裂作业前或油气井投产前，按照施工设计依次激发震源线上各地面人工激发震源6的震源信号，同步记录全方位地面三维地震数据和井中三维DAS-VSP数据；

(3)进行井中-地面联合采集的地面三维地震数据井驱处理，包括：

a、根据井中采集的地震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、根据井中地震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、处理井中地震数据，提供地层吸收衰减参数Q；

d、根据从井中地震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、根据从井中地震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、基于三维井中地震数据或三维DAS-VSP数据计算提取地下地层的各向异性参数；

g、进行基于VSP井驱参数约束的速度、各向异性三维参数联合建模；

h、利用井中地震数据参数进行井控地面地震数据的提高分辨率处理；

i、根据从井中地震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、根据从井中地震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DAS-VSP成像；

(5)、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DAS-VSP成像结果进行联合精细构造解释，其构造解释结果用于对含油气储层构造进行精细的静态刻画和描述；

(6)、提取保幅井驱处理后的高精度高分辨率三维地面地震数据和高精度高分辨率三维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储层孔隙度，综合定量解释含油气储层孔隙度在三维空间的分布特征和规律；

(7)、根据含油气储层的电阻率数据标定的含油气饱和度，结合含油气储层在三维空间上的分布范围和孔隙度，计算和预测含油气区块内的总油气储量和分布特征，制定初步的优化油气资源开发方案，包括确定井位，优化井网，确定开发方式，确定开采速度，保持长期稳产高产；

(8)、在油气生产期间，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连续监测和测量金属套管1外侧第一井中分布式光纤传感铠装光缆2和井中油管或气管3外侧第二井中分布式光纤传感铠装光缆4内的DAS、DTS和DPS信号，同时连续监测和测量金属套管1外或井中油管或气管3外侧串联的第一井下准分布式压力传感器阵列9或第二井下准分布式压力传感器阵列10压力信号；

(9)、对分布式光纤传感复合调制解调仪器7连续测量的DAS信号和DTS信号进行调制解调，将DAS数据和DTS数据转换成井下噪声强弱和温度高低的分布数据；

(10)、第一井下准分布式压力传感器阵列9和第二井下准分布式压力传感器阵列10的分布式光纤传感复合调制解调仪器7对连续测量的井下压力信号进行调制解调，计算出井下每个压力传感器位置的压力数据；

(l1)、根据监测和测量到的井下噪声、温度和压力数据，利用多参数综合反演方法计算出井下每个油气产出井段的油、气、水的流量(产液剖面)及其变化，或井下每个注水或注蒸汽或注二氧化碳或注聚合物井段的注入量(吸水剖面)及其变化，从而实现对油气井开发生产过程及其产液量或注入量变化的长期动态监测；

(12)在油气井投产一定时间后，再次在地面同样位置布设地面地震数据采集仪器5，然后依次激发震源线上同样位置的各地面人工激发震源6的震源信号，地面地震数据采集仪器5与第一井中分布式光纤传感铠装光缆2和第二井中分布式光纤传感铠装光缆4可同步同时联合采集并记录时移三维地面地震和时移三维DAS-VSP数据；

(13)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DAS-VSP数据重复进行上面步骤(3)到步骤(6)的处理流程；对水力压裂前后，或者油气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，这些差异值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，或者油气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，发现油气储层内未动用的或没有充分动用的残余油气或剩余油气区域，寻找油气田开发中后期剩余储量的富集区域，以便确定优化调整方案；

(14)根据上面获得的数据和信息建立油气藏模型和油气储层内的流体模型，按照油气田开发时预定的开发方案和开采时间进行油气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油气产量；

(15)根据步骤(11)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(13)里面获得的油气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(14)的模拟结果，分析二者之间的差异，根据差异数据修改、完善、调整和优化后续开发方案，在残余油气或剩余油气区域内布设加密井、水平井或调整井；

(16)针对步骤(15)提出的优化开发调整方案和后续布设的加密井、水平井或调整井，重新进行油气藏开发效益的数字模拟，通过多次模拟“开发”油气田，反复修改完善和优化后续开发方案，寻求最佳开发方案，避免决策失误，以提高油气藏采收率为最终目标，获得最佳的后续开发方案；用优化开发方案指导油气藏后续的开采，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。

最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。