CC BY
37ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98:550.89
В.М. Александров1, e-mail: alexandrov_v@aotandem.ru; В.А. Белкина2, e-mail: belkina@tsogu.ru; Д.А. Казанская2, e-mail: kazanskaya_d@aotandem.ru
1 ОАО «Тандем» (Тюмень, Россия)
2 Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия)
Технологический контроль проведения многостадийного ГРП с использованием метода микросейсмомониторинга
В связи с высокой степенью выработки запасов крупных и высокопродуктивных месторождений значительно снизилась обеспеченность добычи активными запасами. Разработка так называемых осложненных запасов низкоэффективна без инновационных технологий, одной из которых является многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП). Технологии мониторинга микросейсмической эмиссии в геологической среде уже достаточно широко применяются для решения задач разработки месторождений нефти в России и за рубежом. Их использование требует детального анализа процесса развития трещины и прогноза геометрических параметров образующихся трещин. Решение этой многопараметрической задачи требует большого объема исходных данных, поэтому кроме традиционных источников данных (керна, РИГИС) необходимо привлечение данных регистрации упругих колебаний, возбуждаемых в процессе образования трещины разрыва, зарегистрированных как в соседней скважине, так и на дневной поверхности. Этот метод контроля процесса МГРП получил название микросейсмического мониторинга. Микросейсмика позволяет определять геометрию гидроразрыва пласта на достаточно больших расстояниях от места наблюдения (в скважинах или на поверхности), а также получать диагностические 30-изображения в процессе образования и развития разрыва. Полученные при помощи микросейсмомониторинга данные по контролю размеров трещин позволяют осуществлять оперативное изменение дизайна последующих стадий МГРП. Технология скважинного микросейсмического мониторинга, несмотря на более высокую стоимость работ по сравнению с наземной технологией, часто является единственным инструментом для контроля МГРП. Рекомендуется более широкое применение мониторинга МГРП при помощи инновационных микросейсмических технологий с целью снижения геологических рисков проведения МГРП.
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, многостадийный гидроразрыв пласта, геологические критерии ГРП, оценка геометрии трещин, микросейсмомониторинг.
V.M. Aleksandrov1, e-mail: alexandrov_v@aotandem.ru; V.A. Belkina2, e-mail: belkina@tsogu.ru; D.A. Kazanskaya2, e-mail: kazanskaya_d@aotandem.ru
1 Tandem JSC (Tyumen, Russia)
2 Tyumen State Oil and Gas University (Tyumen, Russia)
Multi-stage hydraulic fracturing in-process control using microseismic monitoring method
Actual reserves-to-production ratio is significantly decreased due to high reserves production of large and high production fields. Development of so-called complicated reserves is inefficient without new innovative technologies, one of which is multi-stage hydraulic fracturing (MSHF). The technologies of microseismic emission monitoring in the geological environment are widely used to solve problems of the oil fields development in Russia and abroad. Their use requires the crack evolution process detailed analysis and the incipient crack geometrical parameter forecast. Solution of this multiparameter task requires source data large volume, that is why in addition to the traditional data sources (core, well log interpretation data (WLID)) it is necessary to use the registration data of elastic oscillations generated within the tension crack formation process registered both in the adjacent well and on the daylight surface. This MSHF process control method is called microseismic monitoring. Microseismics allows for determining the hydraulic fracturing geometry at quite large distances from the observing site (in the wells or on the surface) and for obtaining a diagnostic 3-D image during fracturing formation and development. The data on the crack dimension control obtained by means
16
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
of microseismic monitoring allows for making current design changes of the next MSHF stages. The microseismic well monitoring technology is frequently a single MSHF control tool notwithstanding the higher cost of works in comparison with the surface technology. A wider use of MSHF monitoring through the innovative microseismic technologies is recommended for the purpose of MSHF performance geological risk decrease.
Keywords: hard-to-recover reserves, multi-stage hydraulic fracturing, geological criteria hydraulic fracturing, crack geometry evaluation, microseismic monitoring.
В настоящее время в структуре запасов углеводородов отмечается увеличение доли осложненных запасов, в т.ч. труд-ноизвлекаемых (ТРИЗ). Например, если доля начальных ТРИЗ Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в 2010 г. составляла 33,0%, то текущие ТРИЗ оценивались уже в 50,2%. В этой ситуации заметно растет доля добычи нефти за счет применения методов увеличения интенсификации нефтеотдачи пластов (МУН). Отметим, что в 2006 г. в России на долю МУН приходилось около 9% от общей годовой добычи, причем около 5% из них - на один метод - гидроразрыва пластов [2]. Существующие технологии проведения ГРП позволяют решать задачи интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи за счет снижения скин-фактора прискважинной зоны и вовлечения в разработку ранее не дренируемых участков залежи. На сегодняшний день существует множество технологий ГРП: большеобъемный, кислотный,концевого экранирования, с применением комбинированных брейкеров, на линейном геле, с частичной отсыпкой интервала перфорации, на вторых стволах с применением стрингера, ГРП с проведением гидропескоструйной перфорации и применением суперлегкого проппанта на пластах с малой толщиной, многостадийный (МГРП, или MZST - Multizone stimulation technology) на горизонтальных скважинах. Наиболее перспективным из перечисленных модификаций, по нашему мнению, является МГРП, причем его технология постоянно совершенствуется. Если в первые годы применения это был двух-, трехстадийный метод, то начиная с 2010 г. число этапов
(портов) заметно увеличилось - до десяти. Отметим, что с помощью горизонтального ствола сложной траектории и длиной до 1 тыс. м можно организовать выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разработка каждой из которых экономически неэффективна [4].
Однако не всегда проведение МГРП оказывается успешным как по технологическим (ТЭ - технологическая эффективность), так и - гораздо чаще - по экономическим показателям. Связано это с рядом обстоятельств, таких как несоответствие скважин критериям обоснования (низкие значения общей и нефтенасыщенной толщин пласта, низкая нефтенасыщенность, пониженное пластовое давление, расположение вблизи фронта нагнетания и/или внешнего контура нефтеносности) и несовершенство существующих алгоритмов проектирования процесса развития трещины и прогнозирования параметров образующихся трещин. Что касается первой группы критериев обоснования ГРП, то существует довольно большое число работ, оценивающих влияние геологических параметров на ТЭ ГРП [3]. Достаточно указать, что методами корреляционного анализа для объектов Ю и А Ханты-Мансийского автономного округа установлены статистические зависимости кратности увеличения продуктивности и прироста извлекаемых запасов нефти за счет ГРП от промысловых и технологических параметров. Построенные зависимости позволяют провести разделение площадей на зоны с низкой, средней и высокой эффективностью, а также оперативно прогнозировать эффектив-
ность планируемых ГРП в зависимости от конкретных геолого-технологических условий [3]. В работе [3] предложена интересная методика прогноза эффективности МУН на основе дискретно-непрерывных моделей. Что же касается алгоритмов моделирования развития трещин и их геометрических параметров, то они требуют существенного развития. Очевидно, что разработка названных методов моделирования требует совершенствования информационной базы проведения МГРП. В работе [1] показано, что кроме традиционных источников данных (керна, РИГИС) пополнение БД возможно за счет регистрации упругих колебаний, возбуждаемых в процессе образования трещины разрыва, зарегистрированных как в соседней скважине, так и на дневной поверхности. Этот метод контроля процесса МГРП получил название микросейсмического мониторинга. При регистрации сейсмических волн в соседней скважине дополнительно регистрируются волны, возникающие при воздействии этих волн на стенки скважин, так называемые скважинные волны. Создание алгоритмов оценки параметров трещин на основе решения обратной кинематической задачи совместно для сейсмических и сква-жинных волн повышает достоверность проектирования дизайна трещин последующих этапов (сейсмомониторинга). Из опыта нефтяных и сервисных компаний (ОАО «ЦГЭ», ООО «Викосейс», ОАО «Хантымансийскгеофизика», ООО «Георесурс», ЗАО «Градиент», НИИ прикладной информатики и математической геофизики БФУ им. И. Канта, ООО «Антел-нефть», ООО «Технологии обрат-
Ссылка для цитирования (for references):
Александров В.М., Белкина В.А., Казанская Д.А. Технологический контроль проведения многостадийного ГРП с использованием метода микросейсмомониторинга // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 16-19.
Aleksandrov V.M., Belkina V.A., Kazanskaya D.A. Multi-stage hydraulic fracturing in-process control using microseismic monitoring method (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10. P. 16-19.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2015
17
ГЕОЛОГИЯ
ных задач», Global Microseismic Services, MicroSeismic, ESG Solutions, Weatherford International Ltd., Schlumberger, Pinnacle Center - Halliburton, Baker Hughes и др.), разрабатывающих технологии контроля МГРП, в настоящее время наиболее успешно эта задача решается с помощью технологии пассивного микросейсмического мониторинга (ПМСМ) в двух модификациях
- скважинной и наземной. Обширный производственный опыт свидетельствует об эффективности применения сейсмического мониторинга для определения требуемых геометрических параметров зоны техногенной трещиноватости, возникающей при проведении МГРП. Ми-кросейсмика позволяет определять геометрию трещин гидроразрыва на достаточно больших расстояниях от места наблюдения, а также получать диагностические трехмерные изображения в процессе образования и развития в результате ГРП. Сложность получения доступа к наблюдательным скважинам привела к тому, что в Российской Федерации наибольшее распространение получил наземный мониторинг с использованием площадных сейсмических групп. Кроме того, для Западно-Сибирской НГП характерна еще одна особенность
- наблюдательная скважина часто находится на том же кусту, что и скважина, в которой проводится МГРП,при этом сам куст зачастую активен, т.е. все еще ведется бурение других скважин, выполняются работы по освоению, работает глубинно-насосное оборудование. С экономической точки зрения наземный микросейсмический мониторинг (МСМ) отличается и лучшим соотношением «цена - качество». Однако для наземного мониторинга необходимо минимизировать ветровые и техногенные помехи в ходе регистрации МГРП [5].
РАССМОТРИМ БОЛЕЕ ДЕТАЛЬНО ЗАДАЧИ, КОТОРЫЕ РЕШАЮТ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МГРП:
1) трехмерная визуализация процесса образования и развития трещин гидроразрыва относительно траектории горизонтального ствола;
2) определение простирания, геометрических и фильтрационных параметров системы трещин гидроразрыва;
3) получение данных для оперативного внесения изменений в технологию проведения МГРП (в т.ч. в график закачки), а также выработка рекомендаций по его совершенствованию;
4) внесение по результатам производственного опыта коррективов в направление планируемых горизонтальных стволов.
Если принять, что так называемый региональный азимут распространения трещин выдерживается не только от скважины к скважине, но часто и в региональном плане (причем имеются довольно хорошие оценки его направления для условий Западной Сибири), то вполне может существовать неблагоприятный азимут для горизонтальной скважины, при наличии которого возможны различные осложнения при ГРП (повышенные трения на перфорации и в призабойной зоне, вероятность получения прорыва в воду или СТОПа).
Расплывчатое облако фиксируемых источников микросейсмических событий (микросейсмической эмиссии)при образовании трещин гидроразрыва показывает их фактическое смещение относительно центрального (близкого к симметричному) расположения согласно типовой модели гидроразрыва (рис. 1).
Цвет источников на рисунке 1 соответствует времени возникновения
Рис. 1. Пример регистрации микросейсмических событий в проекции на горизонтальную плоскость в одной из горизонтальных скважин Западной Сибири Fig. 1. An example of microseismic events registration within the projection onto a horizontal plane in one of horizontal wells of the Western Siberia
Рис. 2. Сводное изображение микросейсмической эмиссии в процессе образования трещины разрыва при производстве МГРП
Fig. 2. A combined image of microseismic emission within the tension crack formation process when performing MSHF
микросейсмических событий в процессе ПМСМ. Синим цветом отображено местоположение источников микросейсмических событий при пробном мини-ГРП, красным - при основном ГРП. Анализ рисунка показывает, что красные точки распадаются на три практически изолированных облака. Это говорит о том, что на этой стадии МСМ фиксирует три трещины. Оси симметрии этих облаков наклонны по отношению к горизонтальной части траектории скважины, другими словами, трещины не перпендикулярны к траектории скважины. Асимметричное смещение трещин относительно оси ствола скважины не учитывается современными моделями дизайна гидроразрыва, однако оно оказывает существенное влияние на характер гидродинамической связи с ближайшими скважинами (в т.ч. нагнетательными).
Зарегистрированная совокупность источников сейсмоэмиссионной активности приводит к выводу о более короткой фактической длине единичной трещины и более сложной траектории ее раскрытия по сравнению с прогнозным дизайном ГРП (рис. 2). На рисунке 2 приведены данные ми-ни-ГРП и основных ГРП 4-й, 5-й и 6-й стадий в одной из горизонтальных скважин Западной Сибири в проекции на горизонтальную плоскость. События мини-ГРП и основного ГРП на каждой стадии выделены своим цве-
18
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Рис. 3. Микросейсмическая эмиссия при производстве ГРП (2-й порт) в вертикальной проекции вдоль ствола горизонтальной скважины, глубина по вертикали
Fig. 3. Microseismic emission in the course of hydraulic fracturing (2nd port) in the vertical plane along the horizontal well shaft, vertical depth
том. Диаметр событий соответствует магнитуде. Для каждого порта приведены микросейсмические события мини- и основного ГРП, они показаны разным цветом. На рисунок наложена равномерная сетка с шагом 25 м. По результатам обработки данных микросейсмического мониторинга МГРП можно сказать, что:
• основная трещина гидроразрыва для 4-й, 5-й и 6-й стадий развивалась в направлении созданной микротрещины при мини-ГРП;
• учет результатов предыдущего этапа при проектировании последующего позволяет добиться изменения дизайна трещины в нужном направлении. Несоответствие фактических размеров трещины и запланированных по дизайну ГРП приводит к снижению эффективности операций ГРП и, как следствие, к снижению эффективности данного геолого-технического мероприятия. Полученные при помощи микросейсмомониторинга данные по контролю размеров трещин позволяют осуществить оперативное изменение дизайна последующих стадий МГРП. Каждая последующая стадия ГРП влияет на состояние уже существующей зоны трещиноватости вплоть до изменения направления развития трещин.
Меняется расположение трещин из-за перераспределения стрессов после произведенного ГРП. В ряде случаев удается установить причину преждевременной остановки процесса закачки (СТОПа). Так, спонтанный рост трещины по высоте может произойти вследствие преждевременной упаковки проппантом нижней части трещины, когда оставшийся материал устремляется к кровельной части продуктивного пласта (рис. 3). Из рисунка 3 видно, что присутствуют микросейсмические события, распространяющиеся вдоль ствола скважины. Впоследствии эти события соединяются с областями микро-
сейсмической активности, которые развиваются перпендикулярно стволу скважины. Можно говорить, что в таких случаях создается система параллельных трещин. Отметим еще такой важный момент: большинство трещин направлены к кровле пласта, что может обеспечить снижение обводненности продукции. В целом необходимо рекомендовать более широкое применение мониторинга МГРП при помощи инновационных микросейсмических технологий с целью снижения геологических рисков проведения операций ГРП и повышения эффективности разработки залежей Западно-Сибирского НГБ.
Литература:
1. Альбрехт М. Использование сейсмических данных при гидроразрыве скважины для определения положения поверхности сдвигового смесителя // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2010. № 3. С. 24-31.
2. Шпуров И.В., Писарницкий А.Д., Пуртова И.П., Вариченко А.И. Трудноизвлекаемые запасы нефти Российской Федерации. Структура, состояние, перспективы освоения. СПб.: Нр-ПРИНТ, 2012. 256 с.
3. Барков С.Л., Белкина В.А., Дорошенко А.А., Каналин В.Г., Муратова Л.Н., Усенко Т.П. Геолого-промысловые методы изучения нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Тюмень: Вектор Бук, 1999. 212 с.
4. Буров Д.И., Кусевич А.В. Практика применения сейсмомониторинга гидроразрыва пласта // Технологии сейсморазведки. 2012. № 1. С. 63-665.
5. Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: успехи и проблемы // Технологии. 2014. №2 (048). С. 72-72.
References:
1. Albrecht M. Ispol'zovanie sejsmicheskih dannyh pri gidrorazryve skvazhiny dlja opredelenija polozhenija poverhnosti sdvigovogo smesitelja [Use of seismic data by the well hydraulic fracturing in order to determine the strike mixer surface position]. Gornyj informacionno-analiticheskij bjulleten' = Mining research and information bulletin, 2010, No. 3. P. 24-31.
2. Shpurov I.V., Pisarnitsky A.D., Prutova I.P., Varichenko A.I. Trudnoizvlekaemye zapasy nefti Rossijskoj Federacii. Struktura, sostojanie, perspektivy osvoenija [Hard-to-recover oil reserves in the Russian Federation. Structure, state, development prospects]. SPb., Nr-PRINT Publ., 2012, 256 pp.
3. Barkov S.L., Belkina V.A., Doroshenko A.A., Kanalin V.G., Muratova L.N., Usenko T.P. Trudnoizvlekaemye zapasy nefti Rossijskoj Federacii. Struktura, sostojanie, perspektivy osvoenija [Geological and commercial methods of study of oil deposits with hard-to-recover reserves]. Tyumen, Vector Book, 1999, 212 pp.
4. Burov D.I., Kusevich A.V. Praktika primenenija sejsmomonitoringa gidrorazryva plasta [Practice of the hydraulic fracturing seismic monitoring application]. Tehnologii sejsmorazvedki = Seismic prospecting technologies, 2012, No. 1. P. 63-665.
5. Aleksandrov S.I., Mishin V.A., Burov D.I. Mikrosejsmicheskij monitoring gidrorazryva plasta: uspehi i problemy [Hydraulic fracturing microseismic monitoring: advances and problems]. Tehnologii = Technologies, 2014, No. 2 (048). P. 72-72.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY o. 10 october 2015
19
