36 ГЕОФИЗИКА
УДК 550.3:550.8.05
Применение метода сейсмической энтропии для решения технологических задач в нефтегазовой отрасли
С.Ц. Акопян
д.ф.-м.н., ведущий научный сотрудник1 sakopian@vandex.ru
'Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН, Москва, Россия
Метод сейсмической энтропии в настоящее время применяется для решения динамических задач подготовки и прогноза землетрясений. Он позволяет выявить иерархию сейсмоактивных объемов геологической среды, ответственных за сильные землетрясения, за образование разрывов в среде разного энергетического уровня. В работе описываются возможности применения этого метода, для контроля микроземлетрясений (естественного и техногенного) происхождения, для разработки системы контроля возникновения техногенных деформаций, разрывов, смещений, связанных с нефтегазовыми разработками. Метод может быть использован для решения технологических задач контроля динамики развития гидроразрыва пласта на месторождениях углеводородов.
Материалы и методы
Мониторинг и прогноз землетрясений на основе сейсмической энтропии.
Ключевые слова
плотность состояния, энтропия, элементарное микроземлетрясение
Метод мониторинга и прогноза землетрясений на основе сейсмической энтропии практически применяется для разных регионов мира с 2007 года. В 1993 году для количественного описания сейсмических процессов в реальных средах были введены физические параметры плотность состояния и энтропия, а в качестве кванта — элементарное микро землетрясение [2, 9]. Было показано, что подготовка землетрясений происходит в пределах конкретных объемов литосферы, названных сейсмическими системами (СС). Для выявления СС рассчитываются интеграл от суммарной сейсмической энергии, выделившейся в объеме геологической среды, и ее логарифм — энтропия. Введение элементарного микро землетрясения — кванта и новых параметров позволило перевести описание реальных процессов в математическую плоскость, которая выражается в построении энергетических и трековых диаграмм. В настоящее время выявлено более 130 СС и подсистем размерами от 20 до 3000 км с пороговыми магнитудами от 5,0 до 8,5. Развитие метода сейсмической энтропии от больших систем к малым и снижение пороговых магнитуд землетрясений [10] до микроскопических (нано- магнитуды от -3 до 0, размеры десятки, сотни метров), позволит применять метод сейсмической энтропии для решения технологических задач в нефтегазовой отрасли. Мониторинг микросейсмичности и прогноз опасных толчков в иерархии геологических структур, позволит контролировать негативные сейсмические воздействия на важнейшие объекты (гидротехнические сооружения, атомные станции, топливно-энергетические, газонефтяные комплексы). Модификация программного обеспечения позволит контролировать слабые толчки, которые могут вызвать опасные повреждения и перебои в функционировании хозяйственно-индустриальных, топливно-энергетических объектов, коммуникаций (тоннели, мосты, горные выработки, плотины, газо- и нефтепроводы, скоростные транспортные коммуникации и т.д.). Система позволит предупредить зарождение малых деформаций на ранней стадии, предпринять соответствующие меры
укрепления объекта и предотвращения нежелательных эффектов.
Применение метода для контроля индуцированной и триггерной сейсмичности естественного и техногенного характера в нефтегазовой области
Традиционная энергия, определяемая по записям сейсмических волн, может содержать влияние флюидов, искусственных и техногенных факторов в геологической среде, которые могут усилить или наоборот ослабить силу землетрясения. Сравнение энергии микросейсмичности по методу сейсмической энтропии с традиционными параметрами, регистрируемыми сейсмологическими сетями наблюдений, позволяет выявлять флюидную, техногенную составляющую в подготовке землетрясения. Приведем примеры применения метода сейсмической энтропии для решения задач триггерной и индуцированной сейсмичности естественного и искусственного происхождения.
Было показано [11], что катастрофическое Спитакское землетрясение 1988 г. в Армении могло являться триггерным. Очаговая зона Спитакского землетрясения была ослаблена Ахурянским водохранилищем, которое было введено в эксплуатацию в 1983 г., что совпадает с сейсмическим циклом накопления напряжений на Армянском нагорье [8]. В малых водохранилищах, в отличие от больших, в течении сезона происходят большие колебания уровня воды, вариации порового давления, что в неблагоприятных сейсмотектонических условиях на севере Армении мог сыграть роковую роль. На основе метода был выявлен естественный триггерный механизм землетрясения в Нижней Калифорнии от 4 апреля 2010 г., М = 7,2. Землетрясение-индикатор от 30 декабря 2009 г., М = 5,8 вблизи Мехи-калли приподняло трек подготовки сильного землетрясения, он попал в зону неустойчивости разлома Лагуна Салада, где и произошло спустя три месяца сильное землетрясение [11]. Метод был тестирован в Центре региональных геолого-геофизических исследований «ГЕОН» в 1997 году [1]. Был проведен совместный
Рис. 1 — Влияние нефтегазовых разработок на шельфе (САХАЛИН I-V) на землетрясения Рис. 2 — Схема наблюдения наземного
СС Сахалин. а) Энергетическая диаграмма: (1) до 2000 г. и (2) после. Затемненные области микросейсмического мониторинга
обозначают разброс магнитуд. b) Землетрясения индикаторы с M>5,0 и конфигурация L системы Сахалин. с) Очаговые области A, B, C and D пяти сильных землетрясений (М>6,2)
и платформы нефтедобычи
анализ сейсмичности и сейсмоопасных зон для объектов топливно-энергетического комплекса Каспийского бассейна. В результате были представлены карты сейсмической опасности в разных диапазонах частот для скоростей и ускорений ожидаемого сейсмического воздействия с оценкой наиболее вероятностных временных интервалов их проявления. В отчете были даны прогнозы землетрясений с М>6,2 на 1998-2005 гг. для акватории Каспийского бассейна и прилегающих стран. Землетрясения на СЗ Ирана (1998.07.09, М = 6,2) и в западной Туркмении (2000.12.06, М = 7,5) там были предсказаны (имеется письмо за подписями Солодилова Л. Н., Федорова Д. Л., Кондорской Н.В).
В качестве примера, на рис. 1 приведена энергетическая диаграмма СС Сахалин, включающая разработки в шельфовой зоне САХАЛИН [2, 6, 10].
Показаны линейные уравнения регрессии, до и после Углегорского землетрясения 2000 г., линии (1) и (2) на рис. 1 а. магнитуды Нефтегорского, 1995 г., и Углегорского, 2000 г., в сейсмической системе Сахалин имелся некоторый разброс (рис. 1 а). Видно, что нижние значения магнитуд этих землетрясений лучше соответствуют уравнениям (1, 2). Это означает, что в сейсмических циклах этих землетрясений в системе Сахалин происходило некоторое усиление силы естественных тектонических землетрясений. Это могло произойти за счет вариации содержания естественных углеводородных флюидов [11]. Нефтегазодобыча на шельфе северного Сахалина начиналась с 1971 года и совпала с началом цикла подготовки Нефтегорского землетрясения. Она могла повлиять на естественные процессы и усилить магнитуду Нефтегорского землетрясения. Несмотря на то, что Углегорское землетрясение находится в центральной части Сахалина, за ее подготовку также отвечает вся система. Техногенные изменения в объеме системы могли нарушить естественный ход сейсмических процессов и ускорить подготовку Углегорского землетрясения 2000 г. Если б она произошла на несколько лет позже, то ее магнитуда лучше согласовалась бы на энергетической диаграмме. Метод сейсмической энтропии может дать весьма надежные результаты при включении в единую системы государственного мониторинга сахалинского шельфа (Красный и др., 1998 г., Красный, Храмушин, 2001 г.).
Энтропийно-энергетический контроль динамики развития гидроразрывов пласта
на основе микросейсмического облака
Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее распространенных методов стимуляции скважин на месторождениях углеводородов, который существенно увеличивает прирост добычи нефти [7]. Для контроля ГРП применяется технология микросейсмического мониторинга. Обычно рассматривается задача определения направления простирания и размеров трещинной зоны, образующейся при ГРП. В работе [3] акцент делается на другой особенности этой технологии, а именно на ее применении для контроля технологических рисков и качества операций ГРП.
Для повышения эффективности нефтеотдачи и снижения риска негативных эффектов предлагается применять технологию динамического контроля над процессом трещинообразования на основе энтропийно-энергетического метода. Это позволит визуализировать динамику процесса, управлять процессом закачки с целью образования требуемого разрыва и приостановить процесс при негативном развитии. Технология основана на предварительном тестировании (с учетом расположения сейсмической системы наблюдений и скважин на месторождении) с последующим осуществлением энтропийно-энергетического контроля роя (облака) микросейсмических источников активности и выявления динамики развития разрывов определенного энергетического уровня. Источники сейсмической эмиссии («микросейсмических тресков») в зоне воздействия на пласт вызваны изменением энергетического баланса вследствие изменения напряженно-деформированного состояния некоторого объема пород при образовании разрыва. Метод позволяет оценить размеры этого информационного объема, контролировать его и предотвращать технологические риски (аварийные остановки, обводнение пластов, отсутствие увеличения притоков пластовых флюидов и т.д.). На примере системы мониторинга ГРП приведенного на рис. 2 [7] покажем применение метода сейсмической энтропии.
Традиционный мониторинг, заключается в визуализации картины развития области микросейсмической активности во времени. Энтропийно-энергетический метод позволяет по ходу времени прогнозировать развитие процесса и эффективнее управлять интенсивностью закачки флюида в скважину, добиваясь нужного развития трещины разрыва. На рис. 3 представлена гистограмма
зарегистрированных микросейсмических событий (зеленый цвет), совмещенная с графиком давления на устье скважины (красный цвет) и графиком концентрации проппанта во время основного ГРП (синий цвет). Левая шкала показывает количество зарегистрированных событий, правая — давление в атм. и концентрацию в кг/м3. Время образования источников микросейсмической эмиссии отчасти согласуется с графиком закачки при производстве основного ГРП. Максимальная плотность событий наблюдается вначале ГРП, в процессе раскрытия трещины на начальном этапе закачки, на стадии закачки проппанта и во время подачи проппанта на последней стадии закачки.
На рис. 4 приведена трековая диаграмма динамики развития этого процесса по методу энтропии. Начало закачки, первая и вторая сильная активизация микросейсмичности, позволяют построить тестовую линию поведения среды и динамики развития микросейсмичности между этими событиями. На начальной стадии закачки проппанта, облако микросейсмичности приходит в равновесие со средой и микросейсмичность начинает спадать. Дальнейшее развитие динамики процесса отображает развитие траектории. По местонахождению траектории можно предсказать, когда она зайдет в опасный кружок. За тридцать - сорок минут можно предсказать и управлять процессом, чтобы она сблизилась максимально к точке IV. В данном примере процесс развивался и управлялся правильно.
Итоги
Метод сейсмической энтропии основан на расчете устойчивых интегральных и кумулятивных параметров, которые могут существенно поднять надежность результатов при совместном использовании с традиционными методами сейсмического мониторинга при разработке нефтегазовых месторождений.
Выводы
Предлагаем внедрить метод сейсмической энтропии, который не имеет аналога в мире, для контроля зарождения слабых толчков с М = 4,0-5,0 естественного и техногенного происхождения в нефтегазовой отрасли. Система позволит предупредить зарождение таких деформаций на ранней стадии и предпринять соответствующие меры укрепления объекта и предотвращать экологические катастрофы.
Рис. 3 — Гистограмма микросейсмических событий во время ГРП. Стрелками и кружком показаны наиболее информативные энтропийно-энергетические участки
Рис. 4 — Энергетическо-трековая диаграмма процесса ГРП. Показаны соответствующие стадии на гистограмме