CC BY
8
направлении перпендикулярном к плоскости трещины и сдвиги вдоль плоскости трещины под любым углом.
Для реальных геологических сред рассчитать интенсивность микросейсмических волн, достигших датчиков от микросейсмического события можно только с помощью полноволнового численного моделирования. Полноволновое численное моделирование позволяет рассчитать форму волны, пришедшей на сенсор в условиях геологии любой сложности, учитывая все возможные волны, образовавшиеся при прохождении сейсмического импульса от источника к приемнику, правильно учесть его геометрическое расхождение с учетом реальной траектории распространения в неоднородном пространстве. Расчет может производиться одним из известных методов, например, методом конечных элементов. Учитывая, что необходимо рассчитать амплитуды сигнала с учетом отражений, обменных волн, затуханий и геометрического расхождения, расчет лучше вести в трехмерной постановке.
Комбинации сдвиговых и раскрывающих движений трещины порождает огромное количество вариантов источника, однако нет необходимости моделировать все их комбинации. В силу принципа суперпозиции волновых процессов в линейных средах,а также в плоскопараллельном приближении залегания пластов, можно рассчитать сигналы на поверхности модели для единичных базовых смещений по осям сетки. Складывая с соответствующими весовыми коэффициентами базовые сигналы и вращая расстановку датчиков на поверхности модели, мы получаем произвольную ориентацию, как сдвиговых, так и раскрывающих движений — источников микросейсмических сигналов.
Для практических целей достаточно синтезировать для каждого датчика к некоторое количество сигналов Брк (I) для дискретного набора ориентаций трещины р. Таким образом, нам необходимо определить максимум по амплитуде Ар функции правдоподобия для сигналов, соответствующих различной ориентации трещины р:
1пЩ\Ар) = УУ\
Очевидно, что максимальная амплитуда Ар будет соответствовать наиболее вероятной ориентации трещины р.
Экспериментальная апробация. Для
экспериментальной апробации вышеизложенного подхода были проведены опытные работы на одном из участков Волго-Ураль-ской нефтяной провинции. В окрестностях скважины с известной скоростной характеристикой геологической среды были проведены замеры микросейсмического шума на протяжении 31 суток с помощью 44 сейсмологических сенсоров Ьеппа^и 3й-Ше (21 шт) и БМЕ-4111 (23 шт).
Для расчетов модельных сигналов Брк (I) создавалась скоростная модель на основе данных ВСП скважины, находившейся на участке работ. Геологический разрез на участке работ не показывал существенного изменения стратиграфических
горизонтов, поэтому на основе исходной скоростной модели была построена плоскопараллельная 3й численная модель. Коэффициент Пуассона V во всех слоях модели был взят равным 0,333.
Поскольку данные о скоростях Б-волн отсутствовали, моделирование сигналов от трещин с различной ориентацией проводилось только для движений раскрытия/закрытия трещин. Вдоль оси X при старте и на протяжении всего времени моделирования были приложены растягивающие усилия постоянной силы в противоположные стороны. С аналогичным усилием было выполнено моделирование вдоль оси 7.
Модельные сигналы синтезировались для каждого пункта наблюдения, для каждой точки визуализации, для каждого дискретного азимутального угла плоскости вертикальной трещины с помощью применения аффинных преобразований к координатам приемников и к горизонтальным компонентам сигналов.
На основе базовых моделей генерировалось 3 ортогональных вектора откликов волнового поля:
1) перпендикулярный к плоскости трещины;
2) вертикальный в плоскости трещины;
3) горизонтальный в плоскости трещины.
Суммируя волновое поле этих трех векторов с различными модулями по осям, можно синтезировать практически любой несдвиговый тип источника.
Согласно выбранному типу источника «раскрывающаяся трещина» наибольшая энергия от трещины распространяется в перпендикулярных ей направлениях. Распределение энергии модельного сигнала на поверхности земли в местах установки датчиков для двух случаев азимутального направления трещины (00 и 300) в центре системы координат можно наблюдать на рис. 1.
Область восстановления для данной территории исследования была ограничена границами участка работ. Исходя из соображений оптимизации времени вычисления и достаточной точности позиционирования, шаг точек восстановления микросейсмических событий в исследуемом горизонте был выбран 75 м. Для каждой точки восстановления, для каждого дискретного азимутального угла трещины (12 углов) в каждый дискретный момент времени (частота дискретизации 100 Гц) восстанавливалась наиболее вероятная амплитуда колебаний методом максимального правдоподобия (6).
Расчет методом максимального правдоподобия требует значительных вычислительных затрат, поэтому расчет был реализован на суперкомпьютере с пиковой производительностью 21 Тфлопс, построенном на основе графических процессоров.
Итоги
На основе набора микросейсмических событий, выявленных на этапе обработки восстановленных амплитуд, построены зоны наибольшей концентрации событий и преимущественного направления образовавших их трещин, а также роза
направлений трещин за весь период наблюдений (см. рис. 2). Достаточно отчетливо определяются основные направления трещиноватости ~160о и ~22о, что позволяет предположить статистическую значимость полученных результатов.
Выводы
Метод максимального правдоподобия является теоретически наиболее информативным и помехоустойчивым методом восстановления сигналов. В статье приведен подход, основанный на частном случае применения метода максимального правдоподобия для восстановления амплитуд микросейсмических событий, соответствующих различным азимутальным ориен-тациям вертикальной раскрывающейся/ закрывающейся трещины. Определение трещиноватости с использованием полноволнового численного моделирования и метода максимального правдоподобия требует значительных вычислительных ресурсов, однако использование для расчетов кластеров графических процессоров делает данные расчеты технически возможными и экономически доступными уже в настоящее время.
Список сипользуемой литература
1. Howland, P. E. Passive radar systems. IEE Proc. Radar Sonar Navig. 2005. V. 152. issue 3. pp. 105-106.
2. Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Волков А.В. и др. Сейсмическая локация очагов эмиссии — новая технология мониторинга добычи УВ. Тезисы докладов Международной конференции EAGE, EAGO, SEG. Санкт-Петербург, 16-19 октября, 2006.
3. Levin S.A. Principle of reverse-time migration. Geophysics, 1984, vol. 49, pp. 581-583. DOI: 10.1190/1.1441693
4. Steiner B., Saenger E.H., Schmalholz S.M. Time reverse modeling of low-frequency microtremors: A potential method for hydrocarbon reservoir localization. Geophys. Res. Lett. 2008. V. 35. L03307.
5. Мокшин Е.В., Бережной Д.В., Биряльцев Е.В.Сопоставление метода «TIME REVERSE MODELING» и метода дифракционного суммирования // Экспозиция Нефть Газ. 2012. № 2. С. 26-28.
6. Зюко А.Г. и др. Теория передачи сигналов. М.: Связь, 1980. 288 с.
7. Александров С.И., Гогоненков Г.Н., Мишин В.А. Применение пассивных сейсмических наблюдений для контроля параметров гидроразрыва пласта // Нефтегазовое хозяйство. 2005. № 5. С. 64-66.
8. Baig A. Urbanicic T. Hydraulic fracturing-induced seismicity: an overview of recent observations and implications on development. First Break, 2014, Vol. 32, issue 7, pp. 61-66.
9. Lee M. Davis Th. Shawn M. The use of amplitude ratios to constrain source mechanisms of microseismic data: A case study from the Montney Shale, Alberta. First Break, 2014, Vol. 32, issue 7, pp. 67-73.
ENGLISH
GEOPHYSICS
Fracture survey on the base of full-wave numerical simulation of wave propagation and maximum likelihood method
Authors:
Evgeniy V. Birialtcev — R&D director1; igenbir@vandex.ru Vasiliy A. Ryzhov — head of analytic centre1; vrizov@mail.ru Marsel R. Kamilov — engineer1; marselk@mail.ru
UDC 550.3
1CJSC Gradient, Kazan, Russian Federation Abstract
To improve the efficiency of hydraulic fracturing to need a good knowledge of the mechanical characteristics of borehole environment. One of these characteristics is a dominant direction of fractures including some distance from the well, wherever can spread fracture. The authors propose to extend the possibilities of the technology "Full-Wave Location of events" (FWL), which was previously used with the "explosive" source type up to the "tensile crack" source type confining ourselves to the vertical crack. The paper describes the method of events location, forming the source of "tensile-crack", also presents the result of the technology application to the real data.
Materials and methods
microseismic records, velocity model of
the VSP, method of full-wave numerical simulation, maximum likelihood method
Results
Based on a set of microseismic events identified at the recovering of the amplitude processing stage, determinated areas of greatest concentration of events and is detected the dominant direction of their cracks and plotted the rose of directions of cracks for the entire observation period (look at Fig. 2). Sufficiently clearly are identified basic directions of cracks ~ 1600 and ~ 220, suggesting the statistical significance of the results.
Conclusions
The maximum likelihood method is theoretically the most informative and noise-immunity method for signals recovery.
The article presents an approach based on the special case of using the method of maximum likelihood to recover the amplitudes of microseismic events corresponding to different azimuthal orientation of the vertical opening/closing of the crack. Determination of fractures using a full-wave numerical simulations and maximum likelihood method requires considerable computing resources, but using for the calculation of clusters of GPUs makes these calculations is technically possible and economically accessible even now.
Keywords
hydraulic fracturing,
microseismic monitoring, observation from the surface, fracturing, full-wave simulation
References
1. Howland, P. E. Passive radar systems. IEE Proc. Radar Sonar Navig. 2005. V. 152. issue 3. pp. 105-106.
2. Kuznetsov O.L ., Chirkin I.A., Volkov A.V. and others. Seysmicheskaya lokatsiya ochagov emissii — novaya tekhnologiya monitoringa dobychi UV[Seismic location emission — a new technology for monitoring hydrocarbon production]. Abstracts of the International Conference EAGE, EAGO, SEG. St. Petersburg, 16-19 October , 2006.
3. Levin S.A. Principle of reverse-time migration. Geophysics, 1984, vol. 49, pp. 581-583. DOI: 10.1190/1.1441693
4. Steiner B., Saenger E.H., Schmalholz S.M. Time reverse modeling of low-frequency microtremors: A potential method for hydrocarbon reservoir localization. Geophys. Res. Lett. 2008. V. 35. L03307.
5. Mokshin E.V., Berezhnoy D.V., Biryal'tsev E.V. Sopostavlenie metoda "TIME REVERSE MODELING" i metoda difraktsionnogo summirovaniya [Comparison of the methods of «TIME REVERSE MODELING» and diffraction stacking]. Exposition Oil Gas, 2012, issue 2, pp. 26-28.
6. Zyuko A.G. and others. Theory of signal transmition. Moscow: Sviaz', 1980, 288 p.
7. Aleksandrov S. I. Gogonenkov G.N., Mishin V.A. Primenenie passivnykh seysmicheskikh
nablyudeniy dlya kontrolya parametrov gidrorazryva plasta [The use of passive seismic surveys for control of parameters of hydraulic fracturing]. Oil industry, 2005, issue 5. pp. 64-66.
8. Baig A. Urbanicic T. Hydraulic fracturing-induced seismicity: an overview of recent observations and implications on development. First Break, 2014, Vol. 32, issue 7, pp. 61-66.
9. Lee M. Davis Th. Shawn M. The use of amplitude ratios to constrain source mechanisms of microseismic data: A case study from the Montney Shale, Alberta. First Break, 2014, Vol. 32, issue 7,
pp. 67-73.
КОНФЕРЕНЦ
НЕФТЬ
Т./ф.: +7 (3412) 43-53-86, 511-102 e-mail: ¡nfo@konferenc-neft.ru
Научно-производственный семинар «Автоматизация производства и информационные технологии в добыче нефти и газа. Роль АСУТП в повышении безопасности производства, МРП, коэффициента эксплуатации объектов добычи нефти и газа».
18 ноября 2014 г. г. Казань.
Цель семинара - обмен опытом, оценка эффективности внедрения существующих технологий в различных нефтегазовых компаниях России, а также обзор современных решений от предприятий производителей. Участие в этом семинаре позволит Вашим специалистам быть в курсе о методах успешного решения проблем, которые сегодня существуют в добывающих компаниях в области внедрения этих технологий.
Семинар будет проводиться совместно с отраслевыми издательствами: «Экспозиция Нефть Гаэя, ^Нефтяное хозяйство», с последующей возможностью печати докладов е этих журналах, а также лрм поодержке Правительства Удмуртской Республики и Министерства энергетики УР. Планируется привлечь научны* сотрудников университетов нефтяных факультетов.
___.
