CC BY
48
УДК 550.83.017
Ф.Д. Шмаков
ст. науч. сотрудник, Научно-исследовательский институт прикладной информатики и математической геофизики, ФГАОУ ВПО «Балтийский федеральный университет им. И. Канта», г. Калининград
С.В. Родин
генерал. директор, ООО «Антел-нефть»,
г. Москва
К.Д. Сисембаев
директор, ТОО «CSP MUNAY SERVICES», г. Астана, Казахстан
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА МИКРОСЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРОЦЕССА ГРП ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ: МОДИФИКАЦИЯ КОРРЕЛЯЦИОННОГО АЛГОРИТМА ЛОКАЦИИ
Право использования и публикации данных материалов получено у ООО «Антел-нефть» г. Москва и TOO «CSP MUNAY SERVICES» г. Астана.
Аннотация. В настоящей статье представлены модифицированный корреляционный алгоритм локации и методика выделения отдельных микросейсмических событий из множества решений обратной кинематической задачи. На основе анализа данных тестовых источников показано, как осуществляется учет статических поправок, выбор параметров алгоритма: опорного канала и временного размера корреляционного окна. Представлены результаты локации источника перфорационного взрыва на одной из скважин месторождения Узень (Республика Казахстан).
Ключевые слова: микросейсмический мониторинг, гидравлический разрыв пласта, локация, обратная кинематическая задача, перфорация, алгоритм.
F.D. Shmakov, Institute of Applied Informatics and Mathematical Geophysics, Immanuel Kant Baltic Federal University, Kaliningrad
S.V. Rodin, Ltd «Antel-oil», Moscow
K.D. Sisembaev, ТОО «CSP MUNAY SERVICES», Astana, Kazachstan
IMPROVEMENT OF MICROSEISMIC MONITORING METHOD OF HYDRAULIC FRACTURING:
MODIFICATION OF THE LOCATION ALGORITHM
Abstract. This paper presents modification of the correlation algorithm and technique for detecting microseis-mic events from the set of solutions of the inverse kinematic problem in the microseismic monitoring method of hydraulic fracturing. Based on the analysis of test data sources we show how to determine static corrections, reference channel and correlation window size. The results of perforation shot location on Uzen oilfield in Kazakhstan Republic are presented.
Keywords: microseismic monitoring, hydraulic fracturing, location, inverse kinematic problem, perforation shot, algorithm.
В настоящее время в практику производства гидравлического разрыва пласта (ГРП) широко внедряются методы пассивного микросейсмического мониторинга в скважинном и наземном варианте, которые применяются для решения задачи контроля и оценки эффективности техногенного воздействия. Основу методов составляет решение задачи пассивной локации источников микросейсмической эмиссии, возбуждаемых в процессе производства ГРП.
Для наземных и скважинных методов мониторинга корректное решение задачи пассивной локации определяется двумя факторами. Первый заключается в учете априорной информации о тестовых источниках. Данная информация позволяет для скважинного расположения системы наблюдений определить ориентацию датчиков в стволе скважины и уточнить скоростную модель среды между наблюдательной и рабочей скважиной, а для методов с расположением системы наблюдений на дневной поверхности - внести статические и кинематические по-
правки. На практике такую информацию предоставляют перфорационные взрывы в скважине, для которых достаточно точно известны координаты и время возбуждения. Второй фактор основан на решении задачи выделения сигналов микросейсмической эмиссии на фоне значительно более интенсивных поверхностных волн и техногенного шума.
В данной работе рассматривается метод микросейсмического мониторинга процесса ГРП залежи углеводородов (УВ) [1]. Отличительной особенностью метода является использование наземной малоканальной системы наблюдений и алгоритма решения задачи локации, основанного на массовом решении обратной кинематической задачи (ОКЗ) с использованием межканальных корреляционных зависимостей регистрируемых сигналов. Метод активно применяется на практике и подробно рассмотрен в работах [2, 3, 4].
В предыдущей статье [4] на основе экспериментов с модельными данными была показана важность учета априорной информации - данных тестовых источников и скоростных параметров среды. На модельных данных был показан подход к выбору параметров алгоритма локации: опорного канала и временного размера корреляционного окна.
В данной работе осуществляется дальнейшее развитие метода микросейсмического мониторинга ГРП посредством модификации корреляционного алгоритма локации, разработки методики выделения микросейсмических событий из множества решений ОКЗ с учетом информации, получаемой при обработке реальных данных перфорационных взрывов в скважине. Рассматривается метод устранения интенсивной техногенной помехи, регистрируемой на дневной поверхности при производстве ГРП.
Фактическим материалом для тестирования разработанных алгоритмов являются данные микросейсмического мониторинга процесса производства ГРП на одной из скважин месторождения Узень, Республика Казахстан. Данные полевых наблюдений включают регистрационные записи серии перфорационных взрывов в скважине и технологических операций основного ГРП. Регистрация микросейсмической эмиссии на дневной поверхности осуществлялась посредством 48-канальной сейсмической станции БОО-8НР48.
Данная работа представлена в виде двух статей. В первой статье рассмотрены модифицированный корреляционный алгоритм локации, методика выделения микросейсмических событий и результаты локации источника перфорационного взрыва в скважине. Во второй статье рассмотрен метод фильтрации когерентной техногенной помехи и представлены результаты обработки данных микросейсмического мониторинга ГРП.
Выбор параметров корреляционного алгоритма
О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
Время, секунды
Рисунок 1 - Регистрационные записи перфорационного взрыва наземной системы наблюдения после фильтрации в частотном диапазоне 30-100 Гц
Предварительная обработка регистрационных записей перфорационных взрывов позволяет определить основные параметры корреляционного алгоритма: опорный канал, временной размер окна корреляции и набор статических поправок; кроме того, произвести «калибровку» решения ОКЗ и оценить точность локации источников перфорационных взрывов.
Основную информацию для выбора параметров алгоритма несут регистрационные записи перфорационных взрывов. На рисунке 1 представлены записи перфорационного взрыва 48-канальной наземной системы наблюдения. Регистрационные записи фильтрованы в частотном диапазоне 30-100 Гц. На рисунке 2 представлен фрагмент регистрационных записей двух каналов сейсмической антенны в момент прихода сигнала от перфорации (временной интервал 0.6-0.8 секунды)
1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 -0.2 -0.4 -0.6
-0.8 - 1 1 ■ : 1 1 ■ -J_i_i_i_i_i_i_i_i_i_
0.6 0.62 0.64 0.66 0.68 0.7 0.72 0.74 0.76 0.78 0.8
Время, секунды
Рисунок 2 - Длительность и форма импульса от перфорации
Информация о временах вступления сигнала от перфорации и длительности импульса позволяет осуществить выбор опорного канала, рассчитать оптимальный размера корреляционного окна. Для каждого канала l сейсмической антенны рассчитывается суммарный коэффициент корреляции ^ (w):
м
S, (w) = ^maxCk,l (t,w),
k=1 T k 7
где Ckl (t,w) - функция взаимной корреляции, рассчитанная для временного размера корреляционного окна w , значения которого изменяются в заданных пределах. В качестве оптимального временного размера корреляционного окна берётся значение w = w0, на котором коэффициент S, (w0) достигает максимума. В качестве опорного канала выбирается канал с максимальным значением коэффициента S, (w0).
На рисунке 3 представлены значения суммарного коэффициента корреляции одного из каналов сейсмической антенны. При выборе этого канала в качестве опорного оптимальный временной размер корреляционного окна составляет 60 отсчетов.
С учетом оптимального размера корреляционного окна определяются наблюдаемые временные задержки сигнала от перфорации на каналах сейсмической антенны относительно выбранного опорного канала. Разница между наблюдаемыми и модельными временными задержками составляет статическую поправку для каждого канала. Данная поправка позволяет учесть рельеф местности, влияние ЗМС, а также отличие принятой скоростной модели и реальной среды. По результатам обработки регистрационных записей серии перфорационных взрывов формируется набор статических поправок для каждого канала.
Рисунок 3 - Выбор оптимального размера корреляционного окна для опорного канала
В отличие от алгоритма, описанного в работе [1], в модифицированном корреляционном алгоритме задаётся область обнаружения источников - трехмерная сетка О = иО,., где О, - множество плоскостей сечения продуктивного пласта. Узлы сетки по вертикальной координате включают в себя набор абсолютных координат источников серии перфорационных взрывов в скважине. Размеры сетки по латеральным координатам зависят от планируемого ГРП и обычно составляют порядка 100-200 м, шаг сетки 1 м. Аналогичный приём использовался в работах [5, 6, 7].
Для каждого узла сетки гт еО вычисляется следующий функционал:
J (rm )_ £ dki {pkj (rm)-1,i + bkJ }2 k=1 k ~=l
(1)
где Рк1 (гт) - модельные временные задержки между точкой наблюдения к и опорным каналом I, рассчитанные для узла сетки гт е О на основе принятой скоростной модели среды. Наблюдаемые временные задержки тк1 определяются путем расчета функции взаимной корреляции Ск1 (г) на интервале временного окна [0;Г]:
1 N
Cki (т) = тг£xk (tj)Х| (tj -т)ss -
Nj=1
N
S =1 £x2 (tJ)
Nj=1
где N _ Tfa - число отсчетов регистрационных записей xk,x,; ^ - частота дискретизации сигнала. В качестве оценки наблюдаемой временной задержки сигнала принимается значение тк! -на котором функция взаимной корреляции Ck ,(т) достигает максимума. В качестве весовых коэффициентов для невязок выбираются значения dk,:
fmaxCkj (т), maxCkl (т)>1
d _
k-l _ | 0- max CkJ (т)<Л'
(2)
где 1е (0;1] - выбранный порог функции взаимной корреляции.
Для того, чтобы согласовать наблюдаемые и модельные временные задержки в функционале (1), для каждого канала учитываются статические поправки Ьк1, рассчитанные для со-
ответствующей плоскости сечения продуктивного пласта .
В функционале (1) для каждого узла сетки учитываются только те каналы, для которых
значение невязки не больше (1/^ )2, т.е. модуль разности временных задержек должен удовлетворять неравенству:
1
\рк,1 (гт )-гм + < — . (3)
'д
Это означает, что, с учетом введенных статических поправок, наблюдаемые и модельные временные задержки совпадают с точностью до одного периода дискретизации. В случае удовлетворения условий (2, 3) узлу сетки гт е О ставится в соответствие номер канала к , значения наблюдаемой временной задержки тк1, невязки и корреляционной функции дк1.
В результате опроса сетки каждому узлу гт еО сопоставляется коэффициент К (гт), который определяет набор и количество каналов, удовлетворяющих условиям (2, 3). На сетке О определяется подмножество узлов ОК с О с максимальным значением коэффициента К . В качестве решения ОКЗ (местоположение источника) принимаются координаты узла сетки г еОК с наименьшей невязкой.
Вычисление функционала (1) осуществляется в каждый дискретный момент времени. Для каждого решения ОКЗ определяются координаты местоположения источника - узлы сетки и значения коэффициента К. Соответствующие решения ОКЗ образуют облако микросейсмических событий.
Для разделения микросейсмических событий из множества решений ОКЗ разработана методика выделения отдельного микросейсмического события. Критерием разделения микросейсмических событий служат значения коэффициента К . По значениям коэффициента К рассчитывается число совпадений номеров каналов на текущем и следующем временном отсчете:
N М
1, К (/,,п) = К (/,+1,т)
Р + ('/ ) = I
п=1 4 ' т=14 N М
0, К (/,,п)<> К (/,+1,т)
п =1 т =1
где Р+ (/,) - число совпадающих каналов; К (/, ,п) - номер канала на временном отсчете коэффициента К; N, М - число каналов на ,/,+1 временных отсчетах, соответственно. Аналогично считается количество несовпадений номеров каналов Р" ).
Переход от одного микросейсмического события к другому на временном отсчете заключается в проверке условия:
р )= Г1, р+(/, )<= Р-(/,). (4)
(,) [о, р+(/,)>р-(/,) ()
Значение коэффициента Р(/ ) =1 говорит о том, что на двух последовательных временных отсчетах ,/,+1 набор и число каналов, удовлетворяющих условиям решения ОКЗ (2, 3), существенно различается. В данном случае, начиная с / +1 отсчета, осуществляется переход к следующему микросейсмическому событию.
Для определения местоположения источника микросейсмического события по множеству решений ОКЗ, составляющих отдельное событие, предлагается рассчитывать центр координат группы источников с весовыми коэффициентами. В качестве весовых коэффициентов для каждого местоположения источника из группы рассматривается коэффициент £(), учитываю-
п =1
щий значения максимумов функции взаимной корреляции dkl (t,) и коэффициента K(t,) каналов, удовлетворяющих условиям решения ОКЗ (2, 3) на временном отсчете t,:
N
L (t,)_ K (t,) £ dkl (t,).
k _1 k *l
В качестве весового коэффициента для полученных таким образом местоположений центров групп источников можно выбрать максимальное значение коэффициента K (t,) для соответствующих решений ОКЗ, составляющих отдельное микросейсмическое событие, или рассчитать значение коэффициента:
Qj _ N • maxK (ti),
где NJ равно длительности J -ого события - число временных отсчетов t,, составляющих микросейсмическое событие.
Результаты применения рассмотренного алгоритма к решению задачи локации источника перфорационного взрыва представлены на рисунке 4. На рисунке приведены значения коэффициента K (верхний график слева) в момент прихода сигнала от перфорации на каналы сейсмической антенны. Справа изображены местоположения источников микросейсмической эмиссии, соответствующих решениям ОКЗ из данного временного интервала.
Рисунок 4 - Значения коэффициента К и местоположения источников микросейсмических событий до и после разделения событий
Проверка условия (4) на каждом временном отсчете позволяет разделить исходный временной интервал на составляющие микросейсмические события (рис. 4, нижний график слева). Справа квадратами выделены местоположения центров координат для каждой группы источников, составляющих отдельные микросейсмические события. Момент резкого роста значений коэффициента К соответствует времени вступления сигнала от источника перфорации на каналах сейсмической антенны (временной интервал 0.6-0.65 секунды, значения коэффициента К выделены красным цветом). Среднеквадратическое отклонение местоположений соответствующих источников от центра координат составляет порядка 10 метров. Центр координат - проекция центра интервала перфорации на дневную поверхность.
Окончательные результаты обработки регистрационных записей перфорационного взрыва представлены на рисунке 5, где кругами изображены местоположения источников отдельных микросейсмических событий. Размер круга пропорционален значению коэффициента О, значения коэффициента нормированы на общее количество каналов, участвовавших в обработке. Как видно, точность определения местоположения источника перфорации по латеральным координатам составляет порядка 5 метров. Остальные события, скорее всего, характеризуются естественным микросейсмическим фоном, т.е. слабыми микросейсмическими сигналами, исходящими из заданной области обнаружения источников.
Рисунок 5 - Результаты обработки регистрационных записей перфорационного взрыва
Выводы
Разработаны и апробированы на реальных данных перфорационных взрывов в скважине корреляционный алгоритм локации и методика выделения отдельных микросейсмических событий. Методика позволяет выделить из множества решений ОКЗ отдельные микросейсмические события и определить местоположения их источников. Информация, получаемая при регистрации перфорационных взрывов, позволяет существенно увеличить достоверность локации источников микросейсмической эмиссии, что достигается за счет учета статических поправок и выбора параметров корреляционного алгоритма. По результатам обработки данных перфорационных взрывов в среднем ошибка определения местоположения источника по латеральным координатам составила 10 м.
Список литературы:
1. Ерохин Г.Н., Майнагашев С.М., Бортников П.Б., Кузьменко А.П., Родин С.В. Способ контроля процесса гидроразрыва пласта залежи УВ // Патент РФ № 2319177. Опубликован 10.09.2008, бюллетень № 7.
2. Бортников П.Б. Обратные задачи микросейсмического мониторинга / П.Б. Бортников, С.М. Майнагашев // Информационные технологии и обратные задачи рационального природопользования: сборник. - Ханты-Мансийск, 2005. - С. 79-83.
3. Шмаков Ф.Д. Методика обработки и интерпретации данных наземного микросейсмического мониторинга ГРП // Технологии сейсморазведки. - 2012. - № 3. - С. 65-72.
4. Шмаков Ф.Д., Бортников П.Б., Кузьменко А.П. Моделирование параметров решения задачи локации в методе наземного микросейсмического мониторинга гидравлического разрыва пласта // Приволжский научный вестник. - 2013. - № 3 (19). - С. 28-39.
5. Выделение зон растрескивания коллекторов по сейсмическим данным, полученным в процессе гидроразрыва пласта / Кочнев В.А., Поляков В.С., Гоз И.В., Брыксин И.В., Савин В.Г., Зоммер Б.К. // Геофизика. - 2009. - № 1. - С. 61-68.
6. Рабинович Е.В. Наземная локация микросейсмических сигналов для мониторинга гидравлического разрыва пласта / Е.В. Рабинович, А.С. Туркин, Ю.Л. Новаковский // Доклады Томского государственного университета систем управления и радиоэлектроники. - 2012. -№ (25). - С. 104-112.
7. Чеботарева И.Я. Структура и динамика геосреды в шумовых сейсмических полях, методы и экспериментальные результаты // Акустика неоднородных сред: ежегодник РАО. -2011. - № 12. - С. 147-156.
