CC BY
50
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА
2006 г. Выпуск 4. С. 122-128
УДК 550.834.8
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН СЕЙСМИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ
Ф.Д. Шмаков
При доразведке и разработке нефтегазовых залежей неоспоримую ценность имеет объективная информация о структуре коллекторов и каналах фильтрации флюидов. Высоко проницаемые каналы фильтрации связаны с разломными нарушениями, зонами трещиноватости. Выявление местоположения таких зон в геологическом пространстве возможно методом определения источников упругих волн (шумов) по данным микросейсми-ческого мониторинга. Современные взгляды на природу геодинамических процессов, протекающих в зонах разрывных нарушений (разломы, в особенности активные, зоны повышенной трещиноватости, повышенный флюидо- и газообмен и др.) предполагают наличие в этих зонах повышенной акустической и сейсмической эмиссии. Технология мик-росейсмического мониторинга месторождений предназначена для поиска таких зон. Метод микросейсмического мониторинга хорошо известен и широко применяется в горной промышленности, для контроля геотермальных пластов, подземных хранилищ газа и ядерных отходов, обеспечивая безопасность и высокую эффективность работы. В нефтегазовой отрасли технология микросейсмического мониторинга применяется для решения различных задач: определение тектонически-активных зон, определение пространственного положения каналов фильтрации флюидов, определение положения забоев при бурении скважин, мониторинг процесса интенсификации добычи нефти методом гидроразрыва пласта (ГРП).
В основе проекта лежит обработка полей микросейсмических колебаний, полученных с помощью распределенной на дневной поверхности сети сейсмических датчиков (сейсмической антенной). Принимаемый сигнал очень слаб, его высокочастотные составляющие практически полностью поглощаются средой. Сигнал от элементарного события зачастую не имеет ярко выраженного первого вступления. На заболоченной территории Западной Сибири сигнал осложнен поверхностными волнами. Тем не менее, регистрация микросейсмической активности большим количеством каналов в течение продолжительного времени с применением современных методов обработки позволяют автоматически выделить множество элементарных эндогенных сейсмических событий, с помощью корреляционного анализа восстановить области повышенной сейсмической эмиссии, связанной с процессами, протекающими в каналах фильтрации флюидов.
Для локации источников сейсмической эмиссии предложено итеративное решение обратной задачи распространения сейсмической волны на основе методов сейсмоэмиссио-ной томографии при модельных скоростных характеристиках волн в геологической среде. Такой подход позволяет получить контрастный след каналов фильтрации флюидов. Разработаны: алгоритмы выделения полезных сигналов и на их основе локации источников сейсмической эмиссии, программная реализация соответствующих алгоритмов.
Работы, проводимые ЮНИИ ИТ по автоматизации микросейсмических исследований, позволили разработать систему сбора, передачи и обработки данных сейсмической эмиссии. На рисунке 1 представлена схема такой системы, разработанной в рамках ФЦНТП «Исследование и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 годы.
Рис. 1. Схема системы сбора, передачи и обработки микросейсмических данных
В основе проекта лежит обработка полей микросейсмических колебаний, полученных с помощью распределенной на дневной поверхности сети сейсмических датчиков (сейсмической антенной). Часть сейсмоприемников устанавливают в мелкие скважины на глубину до 10м. Местоположение каждого датчика сейсмической антенны точно привязывается с помощью дифференциального GPS приемника. Регистрация осуществляется синхронно всеми датчиками со спутниковой привязкой по времени к технологическим процессам на месторождении. Принимаемый сигнал очень слаб, его высокочастотные составляющие практически полностью поглощаются средой. Сигнал от элементарного события зачастую не имеет ярко выраженного первого вступления. На заболоченной территории Западной Сибири сигнал ос-
ложнен поверхностными волнами. Тем не менее, регистрация микросейсмической активности большим количеством каналов в течение продолжительного времени с применением современных методов обработки позволяют автоматически выделить множество элементарных эндогенных сейсмических событий, с помощью корреляционного анализа восстановить области повышенной сейсмической эмиссии, связанной с процессами, протекающими в каналах фильтрации флюидов. Программно-аппаратный комплекс, реализующий регистрацию микросейсмической эмиссии, позволяет производить обработку данных в реальном времени.
Для локации источников сейсмической эмиссии предложено итеративное решение обратной задачи распространения сейсмической волны на основе методов сейсмоэмиссионой томографии при модельных скоростных характеристиках волн в геологической среде.
По регистрационным записям сейсмических сигналов в реальном времени определяется время задержки сейсмического сигнала между всеми парами точек наблюдения сейсмической антенны установленной на дневной поверхности. Время между парами точек наблюдения определяется как разница времен пробега от источника колебаний с координатами х^, у&к двум точкам наблюдения с координатами х1, у{, zi и х}., у., 2}. со скоростью распространения сейсмической (продольной или поперечной) волны ¥рб,:
где р(к, I) - расстояние между точками к и 1 сейсмической антенны.
При этом для всех пар точек наблюдения вычисляются взаимно корреляционные функции Су. На основе полученных времен задержки решается задача определения координат
источников и скоростей сейсмических волн. Из множества решений по всем обработанным записям и времени регистрации выбираются решения (координаты источников) с минимальной невязкой, которая определяется функционалом:
Минимизация функционала Г (х^, ух, zs ,У) осуществляется методом сопряженных градиентов с учетом значения функции взаимной корреляции. Оценка вычисляется в каждый дискретный момент времени. Задача минимизации (1) не решается, если значения максимумов функции взаимной корреляции меньше некоторой наперед заданной величины, например 0.7. В случае, когда поле полученных решений (поле координат источников) фокусируется при уменьшении невязки, решение считается удовлетворительным.
Полученные в процессе решения задачи зоны микросейсмической активности позволяют классифицировать пространство месторождения по интенсивности излучения упругих волн. В предположении, что наиболее шумящими объемами являются ослабленные зоны, можно делать вывод о повышенной их трещиноватости, которая влияет в значительной мере на проницаемость и коллекторские свойства пород. Таким образом, предложенный способ, посредством определения зон микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии), позволяет контролировать процессы, происходящие в нефтяном пласте.
В период с 2003-2006 г. ЮНИИ ИТ были выполнены работы на Потанайском, Вать-Еганском, Лебяжьем, Приразломном, Мало-Балыкском месторождениях ХМАО. Исследовались сейсмическая эмиссия собственных шумов, шумов в процессе ГРП и при бурении скважин.
В июне 2005 года по согласованию с руководством «Юганскнефтегаз» произведена регистрация микросейсмических шумов в процессе производства ГРП на скважинах 6642, 5756, 5689, 5628 месторождения «Приразломное» - ЦДНГ-10. Глубины перфораций участка ствола скважины более 2500 метров.
>Ш1И .
(1)
Геологический отдел ЦДНГ - 10 предоставил таблицы инклинометрии скважин и план -заказ на производство капитального ремонта скважин, по которым определен эпицентр (проекция на дневную поверхность) верхней части перфорируемого участка ствола скважины. По возможности центр сейсмической антенны устанавливали в эпицентр [1].
Датчики заглублялись под рыхлый поверхностный слой грунта (торф, вода, гумусная почва). Работы по гидроразрыву пласта производились фирмой МеКаМинефть, которая любезно предоставила информацию - индикаторные диаграммы ГРП (рис. 2), на основе которых произведена идентификация во времени технологических процессов и микросейсмиче-ской активности в призабойной области.
6642 гед-934С СН-6
Рис. 2. Индикационная диаграмма ГРП
Расстановка сейсмической антенны с однокомпонентными датчиками выбиралась из соображений возможности локации развития границы трещины по латерали. Поэтому расстановка сейсмической антенны на дневной поверхности производилась с центром в эпицентре гидроразрыва. Это не всегда удавалось в связи с наличием лесных массивов, которые возбуждают дополнительные микросейсмические шумы. Определение координат сейсмических регистраторов производилось аппаратурой ТлшЫег 4600 с использованием штатного программного обеспечения.
Регистрация с помощью указанной сейсмической антенны осуществляется в течение нескольких часов до производства гидроразрыва, в процессе проведения и в течение нескольких часов после гидроразрыва. Записи до производства гидроразрыва используются для оценки наблюдаемого фона микросейсмической эмиссии на дневной поверхности в районе забоя скважины, обусловленного изменением физико-механических характеристик нефтяного пласта в процессе разработки залежи (откачки или закачки флюида). Записи в процессе гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами характеризуют изменение микросейсмической эмиссии в процессе микроразрыва, закачки флюида, закачки проппанта и т.п. Записи после производства гидроразрыва характеризуют релаксационные процессы, происходящие в среде после производства гидроразрыва пласта.
На рисунке 3 представлены результаты регистрации сейсмической активности антенной во время проведения ГРП. Рассматривается трехчасовая запись. В этот период времени были проведены закачка воды в пласт (1 - 1200 секунда), закачка проппанта в пласт (4000 - 7300 секунда).
На рисунке 4 представлена накопленная энергия сейсмической эмиссии при проведении ГРП на скважине 6642. Основная часть сейсмической энергии регистрировалась на 6-7-ой минутах после начала гидроразрыва, что согласуется с данными о скорости распространения давления от поверхности внутрь пласта. На рисунке 5 изображено поле накопленной зарегистрированной сейсмической эмиссии во время закачки проппанта на этой скважине. Основная часть энергии, зарегистрированной во время этого процесса, располагается ближе к забою, и несколько меньше энергии, зарегистрированной в начале процесса гидроразрыва пласта.
Рис. 3. Работы по ГРП. 02.06.05 г. 14 - 16 ч. (закачка жидкости в пласт, закачка проппанта в пласт)
Рис. 5. Накопленная энергия сейсмической эмиссии при ГРП во время закачки проппанта.
Время накопления 20 мин.
Для локации источников сейсмической эмиссии предложено итеративное решение обратной задачи распространения сейсмической волны на основе методов сейсмоэмиссионой томографии при модельных скоростных характеристиках волн в геологической среде. Такой подход позволяет получить контрастный след каналов фильтрации флюидов.
В рамках комплексного проекта 2005-РИ-00.0/009/202 «Разработка комплексной технологии поиска и разведки углеводородов в сложно построенных, глубокозалегающих месторождениях» создана программа выделения и локации источников сейсмической эмиссии. Специализированная программная поддержка позволяет регистрировать и обрабатывать данные в режиме реального времени. Соответствующие программы входят в состав комплекса программ информационного обеспечения полевых и исследовательских работ.
Данная работа выполнена при финансовой поддержке из средств комплексного проекта 2005-РИ-00.0/009/202 «Разработка комплексной технологии поиска и разведки углеводородов в сложно построенных, глубокозалегающих месторождениях» в рамках федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 годы в соответствии с государственным контрактом № 02.467.11.7008 от 10.11.2005 г. между Югорским научно-исследовательским институтом информационных технологий и Федеральным агентством по науке и инновациям Российской федерации и договором №05-427-ЮГУ (НИР) от 14.11.2005 г. на выполнение научноисследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ между ЮНИИ ИТ и Югорским государственным университетом.
ЛИТЕРАТУРА
1. Сибгатулин В.Г., Симонов К.В., Пилимонкин Н.С., Селезнев С.В., Еманов А.Ф., Бортников П.Б. « Концепция создания сейсмической группы с целью сейсмологического мониторинга юга Красноярского края». В сб. докладов - Красноярск, 2001.
