CC BY
4
Ключевые слова:
гидроразрыв
пласта,
пассивный
сейсмический
мониторинг,
напряженно-
деформированное
состояние,
метаноугольные
месторождения,
3D визуализация,
трещиноватость,
угольный пласт,
дифрактор.
УДК 622.324.5(571.17)
Особенности применения пассивного сейсмического мониторинга при подготовке к разработке метаноугольных месторождений Кузбасса
Е.Г. Абарбанель1*, Д.А. Сизиков1, Е.В. Швачко1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1 * E-mail: E_Abarbanel@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Проблема истощения запасов на разрабатываемых крупных газовых месторождениях заставляет сегодня говорить не только об организации добычи на удаленных месторождениях с высокой себестоимостью извлечения, но и о разработке нетрадиционных ресурсов углеводородов. Расширение ресурсной базы углеводородного сырья является важнейшей составляющей стратегии развития добывающих компаний. Одним из новых для отечественных компаний направлений является разработка нетрадиционных газовых ресурсов в рамках стратегии комплексного эффективного освоения углеводородного сырья, развития регионов: от экологических до локально-энергетических.
В 2003 г. в Кузбассе начаты экспериментальные работы по обоснованию возможности промышленной добычи метана. В 2003-2004 гг. пробурены и оснащены необходимым оборудованием первые экспериментальные скважины. В этих скважинах произведены гидроразрывы пластов (ГРП). К настоящему времени в Кузбассе пробурены около 40 разведочных скважин. В процессе освоения скважин проведены откачки воды, созданы депрессии на пласты и получены первые притоки метана. С целью оптимизации их местоположения проектируются сейсморазведочные работы. При этом необходимо учитывать аномальность угольной толщи в плане ее залегания, особенности нарушенных и трещиноватых зон, небольшие мощности угольных пластов (3...10 м), а также малую глубину их залегания (до 1 км). Угольные пласты относятся к нетрадиционным коллекторам сорбированного метана. Их емкостные характеристики определяются микропоровой структурой (до 80 % составляют поры размером от 4 до 80 A). Матрица угля практически непроницаема, поэтому фильтрационные характеристики пластов предопределяются трещиноватостью углей. Естественно, что выявление участков с повышенной открытой трещиноватостью является одной из актуальных задач разведки метаноугольных месторождений.
Освещаемая методика предназначена для дифференциации угольных пластов как нетрадиционных коллекторов угольного метана по степени их перспективности в конкретных горно-геологических условиях размещения скважины. Методика включает проведение пассивного сейсмического мониторинга с поверхности земли во время производства ГРП на метаноугольных месторождениях. Далее следует специфическая обработка наблюденного сейсмического материала с получением на выходе выделенного на фоне сейсмического шума полезного сигнала, приуроченного к определенной стадии производства ГРП. Регистрация данных осуществляется с земной поверхности в окрестности изучаемой скважины во время производства ГРП по наземным сейсмическим профилям (азимутам) с получением на выходе наборов сейсмограмм.
Наземный пассивный сейсмический мониторинг на углеметановых месторождениях Кузбасса
Пассивный сейсмический мониторинг (ПСМ) является сейсмическим методом, применение которого рекомендуется во время проведения гидроразрыва пластов (ГРП) практически на всех скважинах метаноугольного месторождения. Эта технология служит для диагностической визуализации и контроля ГРП, для предполагаемого определения трассировки потоков технических жидкостей. Поскольку от качества ГРП зависит дебит газа, а количество операций по ГРП достигает 10 и более в одной скважине, то необходим контроль (мониторинг) проведения ГРП и соответствия дизайна ГРП фактическому результату. Особенно это важно при кустовом размещении скважин для обеспечения единой воронки дренирования.
При этом выполняется большой объем модельных расчетов по оценке геометрии ГРП. Однако производимые расчеты не обеспечивают получения информации
об азимуте распространения ГРП. Отсутствие такой необходимой информации мешает оптимизировать разработку месторождений с использованием гидродинамических методов, в частности оптимизировать направление потоков вытесняющей газ жидкости.
Получение фактических данных по распространению трещины ГРП, ее геометрических параметров позволяет оценить направление напряженного состояния горного массива (трещина ГРП распространяется параллельно направлению максимальных напряжений горного массива). Появляется возможность запроектировать размещение скважин для проведения в них ГРП с учетом создания единой депрессионной воронки, поэтому работы по технологии наземного и скважинного мониторинга ГРП в достаточной степени актуальны.
Метод микросейсмического мониторинга основан на обнаружении и локализации с помощью наземных и скважинных сейсмических наблюдений источников сейсмической эмиссии (тресков, сейсмических ударов, микроземлетрясений) в зоне ГРП, обусловленных изменениями напряженно-деформированного состояния пород в результате проведения ГРП (закачка жидкости ГРП, пропанта или других материалов) в скважине. Используемые при обработке полученных данных приемы ЗD-визуализации источников микросейсмических событий позволяют оконтурить возникающую при ГРП зону трещиноватости и определить ее основные геометрические параметры.
Микросейсмический мониторинг дает возможность контролировать геометрию ГРП на достаточно больших расстояниях (первые сотни метров) от места наблюдения, а также непосредственно получать 3D-изображения плоскости разрыва. В настоящее время в России для получения информации о распространении искусственного трещинообразова-ния при производстве ГРП на традиционных месторождениях углеводородов широко применяется наземный сейсмический мониторинг с использованием стандартного сейсмического оборудования и наблюдением по нескольким азимутам, расположенным в окрестности изучаемой скважины. Однако информативность результатов наземного ПСМ на традиционных месторождениях не всегда удовлетворительная по ряду обстоятельств.
Повышенная информативность метода на метаноугольных месторождениях обусловлена рядом следующих причин:
1) относительно неглубоким (до 1 км) [1] залеганием изучаемого пласта. В связи с этим из-за большого затухания исходного сигнала с глубиной минимизируется получение недостоверного результата;
2) особенностью физико-механических характеристик угольного пласта. Угольный пласт представляет собой типичный трещиноватый коллектор с водонасыщенными трещинами;
3) контрастностью поля сейсмических свойств промысловых объектов (угольных пластов) небольшой мощности (1.. .10 м).
На Нарыкско-Осташкинской площади Кузбасса в окрестности ряда скважин проведены наземные сейсмические исследования методом ПСМ. (Регистрация выполнялась на рабочую станцию со специализированным программным обеспечением Focus от компании Paradigm (рис. 1)). Схема расположения азимутов наблюдения представлена на рис. 2. Предпосылками для возникновения сейсмического события при закачке жидкости под давлением является резкий перепад давления в диапазонах 35.50 атм, связанный с искусственным трещинообразованием (см. рис. 1).
Ниже рассматриваются основные особенности технологии ПСМ, даются рекомендации о целесообразности ее более широкого применения. Мониторинг ГРП на примере одной из скважин в Кузбассе осуществлялся с дневной поверхности по четырем азимутам (лучам) наблюдения, расстояние между сейсмоприем-никами составляло 10 м. Изучаемый угольный пласт находится на глубине около 700 м относительно дневной поверхности. Точки пересечения азимутов (лучей) наблюдения находятся над пластопересечением ствола скважины и изучаемого пласта.
Интерпретация данных ПСМ для решения геологических задач
В одной из скважин изучаемого месторождения проводились мероприятия по мониторингу ГРП. Различный характер сейсмических записей позволяет оценить физические свойства изучаемых угольных пластов:
• пласт 89 - по всей видимости, анизотропный (рис. 3), что подтверждено данными акустического каротажа, проведенного в скважине 16. Характер сейсмического поля
е 500
ГО
я 400
I ^
X
си
И 300
200
100
0
осою^(мосош^ осою^с^ососо^с^осою^
От—рОЮт—рО^О СЧ/"^ От—рОЮт—рО^ОСЧ^От—рОЮ
сососооосососоо су о^^^^с^с^с^сососо^^^^
Рис. 1. Связь возникновения сейсмического события с давлением закачек жидкости ГРП
пласта 89 при производстве ГРП крайне низкочастотный (резонансная частота близка к 0 Гц), возможно, соответствует распространению медленной дисперсионной волны при возникновении искусственного трещинообразования под воздействием давления технологической жидкости (рис. 4) [2-4];
• пласт 91 - более плотный, азимут направления трещиноватости проследить затруднительно (см. рис. 3); вероятно, характер
сейсмической записи (рис. 5) (волна аппроксимируется гиперболическим годографом) соответствует точечному дифрактору, расположенному на некой глубине. По-видимому, трещи-нообразования с формированием единой (генеральной) системы трещин не произошло, спектр сейсмической записи более высокочастотный (см. рис. 4) (резонансная частота близка к 25.30 Гц).
" гинм ■Щ >1
Ши
' !• V : : I
|Е{ Ц
'"И'гттт"
91 плг> | ГI
I И е ? -! :
' - Е - г ' Г ; П^и
' ? I £
Рис. 3. Сравнение сейсмических полей угольных пластов 89 и 91 по четырем азимутам
Рис. 4. Сравнение спектров сейсмических полей угольных пластов с индексами 89 и 91:
выделены данные, где выполнялся анализ
1-й азимут
ЕОГГЕЕГ 10 30 50 70 9 0 110
гси, д-11-7-- I ■
41 ) Г {
>. 1 > [ М ; '
' Ч
' ! * : Г > ■ , 1\
: ;у;т ч ! с »V ^ ► > ' - . , • > »
44 до---Р^.
»
44.95-- —......
1 : „ ► 1 ^ ■■ ■ ь > ;
45 »»■■'►......(.-у-.-.^...'—
> ► . ' Г Г ; >
1 • ' 1 I-» ^
45.20---»---
* Ь ъ!» к Ъ
Щ *9Е ЕР--
Г »¡в Ь * Ь ¿ » Г Ь-
т ■ •> 11
Ш тт*.
> »
1510 * V1 - г! Г»""
" г-:;
' ' ' г »Г г*; г, .
.....
Г к
Рис. 5. Сейсмическое событие при производстве ГРП на 91-й угольный
пласт, находящийся на глубине около 700 м относительно дневной поверхности, где по одному из азимутов наблюдения рассчитана кажущаяся скорость Ут = 5500 м/с
Интенсивность выделенных аномалий сейсмической активности пласта наиболее вероятным образом отображает степень новообразованной трещиноватости (развитие сети каналов), а результаты обработки данных наземного микросейсмического мониторинга позволяют увидеть в динамике процесс ГРП.
Микросейсмический мониторинг ГРП на метаноугольных месторождениях позволяет получать новую объективную информацию об азимутах фильтрации технической жидкости. Оперативный контроль процесса ГРП открывает возможности предотвращения нежелательных эффектов техногенного воздействия на пласт, например, таких как образование трещины в нежелательном направлении.
В окрестности изучаемой скважины проведены наблюдения ПСМ для пласта 89,
сопутствующие всем трем стадиям проведения ГРП - инжект, мини и основной. Фрагмент сейсмического события при проведении ми-нистадии ГРП с элементами интерпретации представлен на рис. 6. Вид сейсмического поля на различных стадиях носит унаследованный характер: развитие трещинообразования однозначно фиксируется на каналах азимутальных лучей и пространственно прослеживается в юго-западном направлении от пластопересе-чения пласта 89 к устью изучаемой скважины. Сейсмические события всех стадий отчетливые, низкочастотные, что, возможно, является признаком возникновения искусственного тре-щинообразования для пласта 89.
Построения не противоречат основным параметрам предварительного дизайна, выполненного компанией, осуществляющей мероприятия ГРП (рис. 7). Дизайн с определением азимута преимущественной трещиноватости по результатам геодинамического моделирования в изучаемой скважине не проводился.
Интерпретация данных ПСМ для решения технологических задач
При изучении наблюденного поля от мини-стадии ГРП пласта 91 исследуемой скважины выявлены следующие обстоятельства:
• сейсмическое событие 45-й секунды (условно) наблюдения записываемой информации имеет выраженный относительно высокочастотный вид для всех каналов по всем направлениям наблюдения. Как было отмечено выше, это говорит об изотропных свойствах изучаемого пласта (рис. 8);
• сейсмическое поле 69-й секунды (условно) наблюдения (рис. 9) низкочастотное с выраженным азимутом распространения - максимум энергии сосредоточен в районе пласто-пересечения 89-го пласта. Значительные изменения регистрируемой картины сейсмического поля в процессе интенсификации одного пласта требовали объяснений.
Противоречивая характеристика свойств пласта 91 обусловлена нежелательным ростом давления в затрубном пространстве при закачке технологической жидкости при производстве ГРП для 91-го пласта (рис. 10, кривая помечена зеленым). В области интервала перфорации пласта 91 (рис. 11, верхний горизонт) траектория ствола скважины отмечалась значительным пространственным искривлением, и, вероятно, в процессе воздействия
Рис. 6. 89-й пласт, стадия мини-ГРП
Рис. 7. Дизайн ГРП пласта 89: а - график технологических параметров; б - профиль трещины с ГИС
а
б
Рис. 8. Скважина 15, стадия мини-фрак на пласт 91, 45-я секунда наблюдений
Рис. 9. Скважина 15, стадия мини-фрак на пласт 91, 69-я секунда наблюдений
12.1В; 1 БАМ 0Э.4В;ЗТ АМ М.53;09АМ
П
1
Г 1 •ч И ч
1 1 1 1.
СЬагта! 1 <кпу Шиггу ТеШ
СМп«14 Р»вр*п1 ВИ ргор»п ЮТ1
Рис. 10. Кривые давления закачки технологической жидкости в процессе ГРП пласта 91
Рис. 11. Интенсивность искривления ствола изучаемой скважины:
в легенде условные единицы измерений
нижняя капа установленной двухпакерной компоновки потеряла герметичность. Энергия закачки от производства ГРП на пласт 91 передалась нижележащему пласту 89. В результате по характеру сейсмического поля наблюденное сейсмическое событие соответствует пласту 89, а не пласту 91, как предполагалось ранее (см. рис. 9). В данном случае наблюдается
реакция нижележащего пласта 89 при производстве ГРП на выше залегающий пласт 91.
В последующих работах при интенсификации угольных пластов подобные влияния следует минимизировать. Таким образом, наземный сейсмический мониторинг ГРП дополнительно дает возможность оценить качество проведения основных технологических операций.
***
Интерпретация результатов ПСМ дает представление о сложной системе разнонаправленных трещин при производстве ГРП. Выделение и оценка параметров низкочастотной волны в процессе мониторинга ГРП позволяют оценить перспективность изучаемого пласта для использования данной технологии интенсификации при дальнейшей его разработке. Полученная информация помогает формировать представления о направлении основных сжимающих напряжений и дает возможность использовать это при моделировании геомеханических параметров.
Результаты испытаний позволяют сделать вывод о целесообразности широкого применения технологии ПСМ при проведении работ по оценке эффективности ГРП на месторождениях метана угольных пластов. В значительной мере это также касается и постановки работ по интенсификации добычи при разработке трещиноватых коллекторов, обычно характеризуемых сложными сейсмогеологи-ческими условиями. Как показывает опыт исследований трещиноватых коллекторов, ГРП
в них может иметь сложную структуру, плохо прогнозируемую средствами модельных расчетов. В то же время следует иметь в виду, что неконтролируемый ГРП может привести к негативным последствиям: повреждению колонны соседней скважины, вскрытию соседних во-донасыщенных непродуктивных пластов.
Мониторинг позволяет оптимизировать проведение и найти новые пути решения производственных задач, таких как: повышение наглядности процесса интенсификации угольного пласта, определение направлений анизотропии проницаемости пород вдоль выделенных каналов распространения флюидов, измерение параметров ГРП, корректировка проектной сети скважин и их азимутального расположения для более точного управления разработкой.
Обобщение результатов ПСМ по площади обеспечит прогноз техногенной трещиноватос-ти при ГРП на соседних объектах и позволит уменьшить непроизводительные затраты.
Наряду с геологическими задачами ПСМ решает технологические задачи, в связи чем перспективы применения этого метода расширяются.
Список литературы
1. Абарбанель Е.Г. Получение сейсмического разреза вторых гармоник для картирования геологических горизонтов на метаноугольных месторождениях / Е.Г. Абарбанель,
Е.В. Швачко, Д.А. Сизиков и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № S (672). -С. 20-23.
2. Paillet F.L. Acoustic models of propagation in the borehole and their relationship
to rock properties / F.L. Paillet, J.E. White // Geophysics. - 1982. - Т. 47. - С. 1215-1228.
3. Coulouvrat F. Lamb-type waves in a symmetric solid-fluid-solid trilayer / F. Coulouvrat,
M. Rousseau, O. Lenoir, et al. // Acustica. -1998. - T. 84. - C. 12-20.
4. Korneev V. Krauklis wave in a stack of alternating fluid-elastic layers / V. Korneev // Geophysics. -2011. - T. 76. - C. N47-N53.
Specifics of applying passive microseismic monitoring when preparing development of methane-coal fields at Kuzbass
Ye.G. Abarbanel1*, D.A. Sizikov1, Ye.V. Shvachko1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: E_Abarbanel@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Depletion of reserves at the big gas fields makes speak not only about arrangement of gas recovery from the remote fields with high cost of extraction, but also about the alternative hydrocarbon resources. The enlargement of the hydrocarbon resource base is a major element of the strategy of the operators. A new lead for the domestic operating companies is development of the alternative gas resources within the framework of a strategy of complex efficient development of raw hydrocarbons.
In 2003, the experiments on substantiation of the industrial production of methane in Kuzbass started. In 2003-2004, the first test wells were drilled and equipped. In these wells, the hydraulic fracturing was accomplished. Today, there are nearly 40 pioneer wells in Kuzbass. They were unwatered, the differential pressures were created, and the first methane inflows were gotten. The seismic surveys are designed to optimize location of the wells. At that, it is necessary to consider the abnormality of the coal series in the plan view, the peculiarities of the fault and fractured zones, the tiny thicknesses of the coal layers (3.10 m), as well as their shallowness (down to 1 km). The coal layers are ranked as the alternative reservoirs of the occluded methane. Their capacity is determined by the microporous structure (the pores from 4 to 80 A in diameter are a fraction of up to go 80 %). A matrix of coal is practically impenetrable, so the filtration characteristics of the layers are predetermined with fracture porosity of coals. Naturally, detecting sections with excessive open fracture porosity is an actual task for prospecting the methane-coal fields.
A described procedure is aimed at diversification of the coal layers, being the alternative reservoirs of the coalbed methane, according to the extent of their potential benefits in the particular geological situation of well positioning. The procedure includes the passive microseismic monitoring from the Earth's surface during the hydraulic fracturing at the methane-coal fields. After it, the procedure supposes the special processing of the observed seismic data with getting a valid signal against the seismic noise background. This valid signal must be dated to a particular stage of the hydraulic fracturing. The data are being registered from the Earth's surface nearby a studied well during hydraulic fracturing according to the ground-based seismic azimuths (profiles). A set of seismograms must be an output result.
Keywords: hydraulic fracturing, passive microseysmic monitoring, stain-stress behavior, methane-coal fields, 3D imaging, fracture density, coal bed, difractor.
References
1. ABARBANEL. Ye.G., Ye.V. SHEVCHENKO, D.A. SIZIKOV, et al. Getting a quadric component seismic profile to plot geological horizons at methane-coal fields [Polucheniye seysmicheskogo razreza vtorykh garmonik dlya kartirovaniya geologicheskikh gorizontov na metanougolnykh mestorozhdeniyakh]. Gazovaya Promyshlennost, 2012, no. S (672), pp. 20-23. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. PAILLET, F.L., J.E. WHITE. Acoustic models of propagation in the borehole and their relationship to rock properties. Geophysics, 1982, vol. 47, p. 1215-1228, ISSN 0016-8033.
3. COULOUVRAT F., M. ROUSSEAU, O. LENOIR, et al. Lamb-type waves in a symmetric solid-fluid-solid trilayer. Acustica. 1998. Vol. 84. P. 12-20, ISSN 1801-9064.
4. KORNEEV, V. Krauklis wave in a stack of alternating fluid-elastic layers. Geophysics, 2011, vol. 76, pp. N47-N53, ISSN 0016-8033.
