CC BY
21
УДК 550.834
DOI: 10.183 03/2618-981X-2018-4-171-179
ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДА СЕЙСМОЭМИССИОННОЙ ТОМОГРАФИИ ПРИ ОЦЕНКЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Раис Салихович Хисамов
Публичное акционерное общество «Татнефть», 423450, Россия, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75, доктор геолого-минералогических наук, заместитель генерального директора - главный геолог, тел. (855)330-71-17, e-mail: khisamov@tatneft.ru
Евгений Андреевич Хогоев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник лаборатории динамических проблем сейсмики, тел. (383)330-60-14, e-mail: HogoevEA@ipgg.sbras.ru
Алексей Александрович Брыксин
Сейсмологический филиал Федерального исследовательского центра «Единая геофизическая служба Российской академии наук», 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, заместитель директора, тел. (383)330-39-14, e-mail: fater.gs@gmail.com
Алексей Владимирович Лисейкин
Сейсмологический филиал Федерального исследовательского центра «Единая геофизическая служба Российской академии наук», 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптю-га, 3, кандидат геолого-минералогических наук, и. о. ведущего научного сотрудника лаборатории разработки методов геофизического мониторинга крупных промышленных объектов, тел. (383)333-25-35, e-mail: lexik@ngs.ru
Виктор Сергеевич Селезнев
Сейсмологический филиал Федерального исследовательского центра «Единая геофизическая служба Российской академии наук», 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, доктор геолого-минералогических наук, директор, тел. (383)333-20-21, e-mail: sel@gs.nsc.ru
Юрий Иванович Колесников
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, доктор технических наук, доцент, главный научный сотрудник лаборатории динамических проблем сейсмики; Сейсмологический филиал Федерального исследовательского центра «Единая геофизическая служба Российской академии наук», 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, тел. (383)333-31-38, e-mail: KolesnikovYI@ipgg.sbras.ru
Приведены результаты анализа материалов сейсмических исследований, выполненных в ходе мониторинга раскрытия трещин ГРП на участке в районе скважины № 2802Г Бавлин-ского месторождения по технологии ФИЦ ЕГС РАН.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта, сейсмоэмиссионная томография, сейсмический мониторинг.
POSSIBILITIES OF SEISMIC EMISSION TOMOGRAPHY AT THE ESTIMATE OF HYDRAULIC FRACTURING RESULTS
Rais S. Khisamov
Public Company "TATNEFT", 75, Lenin St., Almetyevsk, 423450, Russia, D. Sc., Deputy Director - Chief Geologist, phone: (855)330-71-17, e-mail: khisamov@tatneft.ru
Evgeny A. Hogoev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Senior Researcher, Laboratories of Dynamic Problems of Seismics, phone: (383)330-60-14, e-mail: HogoevEA@ipgg.sbras.ru
Alexey A. Bryksin
Seismological Branch of Federal Research Center Geophysical of RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Deputy Director, phone: (383)330-39-14, e-mail: fater.gs@gmail.com
Alexey V. Liseikin
Seismological Branch of Federal Research Center Geophysical of RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Acting as Leading Researcher, Laboratories of Development of Methods of Geophysical Monitoring of Large Industrial Facilities, phone: (383)333-25-35, e-mail: lexik@ngs.ru.
Victor S. Seleznev
Seismological Branch of Federal Research Center Geophysical of RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, D. Sc., Director, phone: (383)333-20-21, e-mail: sel@gs.nsc.ru
Yury I. Kolesnikov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, D. Sc., Associate Professor, Chief Researcher, Laboratories of Dynamic Problems of Seismics; Seismological Branch of Federal Research Center Geophysical of RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, phone: (383)333-31-38, e-mail: KolesnikovYI@ipgg.sbras.ru
Results of the data analysis of the seismic researches executed during monitoring of disclosure of cracks produced by hydraulic fracturing on the site near the well No. 2802G of the Bavly oil field using GS RAS technology are given.
Key words: hydraulic fracturing, seismic emission tomography, seismic monitoring.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - один из наиболее эффективных методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин. Технология ГРП заключается в создании трещин с повышенной проницаемостью в пласте с помощью подаваемой в него под давлением жидкости. Наиболее эффективным для горизонтальных скважин является многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), одна из самых передовых технологий в нефтяной отрасли.
Определение направления и размеров трещиноватых зон, возникающих в результате гидроразрыва, важно не только для повышения нефтеотдачи в об-
ласти скважины, где производится разрыв, но и для оценки влияния гидроразрыва на дебит и состав пластовой жидкости в соседних скважинах. Один из наиболее перспективных методов контроля в процессе ГРП и оценки его результатов предполагает синхронную регистрацию сейсмических колебаний на дневной поверхности над забоем скважины, в которой он производится, с помощью сейсмической антенны и цифровой регистрирующей аппаратуры. При этом регистрацию осуществляют на дневной поверхности до начала, в процессе и после гидроразрыва.
Существующие методики расчета дизайна ГРП, начиная от работы [7], основываются на унифицированных моделях, и в реальных условиях развитие трещин может существенно отличаться от расчетного режима. Решению проблемы определения процесса распространения трещин служит микросейсмический мониторинг контроля гидроразрыва пласта в вариантах как наземных, так и скважинных наблюдений. Это направление в последние 10 лет входит в число наиболее развивающихся направлений сейсмики [1, 2, 5, 6, 9, 11].
Среди методов обработки получаемых сейсмических записей можно отметить методы, основанные на локации микросейсмических событий, происходящих непосредственно в образовавшейся после гидроразрыва трещине и в прилегающих к ней породах. Такие методы могут основываться на анализе кинематических параметров сигналов, если они могут быть надежно определены (аналогично методам, применяемым в сейсмологии), или использовать динамический подход (например, различные модификации сейсмоэмиссионной томографии). В настоящей статье приведены результаты опытных работ по оценке параметров, инициируемых ГРП трещин методом сейсмоэмиссионной томографии.
Опытные работы были выполнены в районе проведения многостадийного ГРП в скважине с горизонтальным завершением № 2802Г Бавлинского месторождения в Республике Татарстан (10 стадий, в период с 29.11.2017 по 08.12.2017). Для регистрации пассивных сейсмических данных до начала, во время проведения и после окончания ГРП в районе его проведения была развернута площадная сеть из 28 автономных цифровых станций «Байкал-АСН» и вертикальных геофонов GS-Onе с частотным диапазоном 10-250 Гц. На рис. 1 показаны конфигурация сети, а также проекция скважины на поверхность наблюдений, а на рис. 2 - положение проведения десяти стадий гидроразрыва на горизонтальном участке скважины.
Физической основой метода эмиссионной томографии [3] является тот факт, что в геологической среде существуют области слабого, на уровне шумов, сейсмического излучения, активизирующиеся при низкочастотных деформационных природных и техногенных воздействиях. Метод был разработан для локализации источников слабых шумоподобных сигналов. От традиционных методов локализации сейсмических источников он отличается тем, что не требует определения времени вступлений сейсмических фаз, поэтому может быть использован при работе с сигналами без четких вступлений. В качестве эндогенных эмиссионных источников могут выступать как активные первичные излучатели сейсмических сигналов, так и вторичные переизлучатели рассеянных волн.
А ▲ ▲ -А
А ▲ ▲ ▲ А Л
ь ▲ ▲
1
▲ ▲
к ▲
▲
^- -А - к
I
— I
0.061 0.059 0.057 0.055 0.053 0.051 0.049 0.047 0.045 0.043 0.041 0.039 0.037 0.035 0.033 0.031
616600 616800 617000 617200 617400 617600 617800 618000 618200 618400 618600
Рис. 1. Конфигурация сети наблюдений и проекция траектории скважины на горизонтальную плоскость. Цветная вставка показывает пример локализации зоны сейсмической активизации методом сейсмоэмиссионной томографии
6025600
6025400
6025200
6025000
6024800
6024600
6024400
6024200
6024000
6023800
_ 6025400
6025200
(О
х
Ч а о
о *
2 6025000 .а
X
3
о е; с
6024800
6024600 Н-1-1-1-1-1-
616600 616800 617000 617200 617400 617600 617800
X, площадные координаты
Рис. 2. Координаты стадий ГРП в плоскости ХУ, тонкая линия - проекция ствола скважины
1
Присутствие в среде источников сейсмического излучения или контрастных неоднородностей приводит к появлению когерентных компонент в случайном волновом поле, зарегистрированном на поверхности. Используя данные сейсмической группы и оценивая по ним энергию когерентного излучения сферических волн, исходящих из различных точек исследуемой среды, можно по-
строить карты распределения источников микросейсмической активности среды или «изображение» сейсмически шумящих объектов.
Пространство под группой сканируется лучом сейсмической антенны в узлах кубической решетки. Необходимым условием при этом является задание скоростной модели среды. Простейшая модель - однородная среда с постоянной скоростью; более приближенная к реальным условиям модель - горизонтально-слоистая среда. Суть обработки сводится к сравнительной оценке энергии сигналов, излучаемых различными точками исследуемого объема среды. В процессе сканирования каждому узлу присваивается вес, пропорциональный экспериментальной оценке энергии когерентного излучения, исходящего из данной точки. Для оценки энергии сигналов по зарегистрированной сейсмограмме рассчитываются интегральные оценки отношения сигнал/помеха для каждого узла сетки опроса.
Для локализации источников шумового излучения в среде чаще всего используется оценка коэффициента когерентности (меры подобия) сейсмических сигналов S (semblance). Этот параметр является отношением энергии суммарного по всем приемникам сети сигнала к сумме энергий каждого приемника в отдельности, вычисляемым для каждой точки среды в изучаемой области [8]:
X ^{Е la Г
" кXla
где K - число каналов; N - число отсчетов в суммируемых участках сейсмических трасс; aij- - амплитуда j-го отсчета сигнала на i-й трассе (с учетом введенных временных поправок и коррекции амплитуд за геометрическое расхождение) [4]. Если для какой-либо точки или области среды S превышает значение для чисто шумового поля 1/K, это свидетельствует о присутствии источника излучения [10].
Визуализируя S, мы получаем представление о пространственном распределении источников сейсмической эмиссии в изучаемой среде. Обработка по отдельным временным интервалам (последовательным или разделенным во времени) позволяет прослеживать динамику сейсмических активизаций во времени.
При обработке по методу сейсмоэмиссионной томографии мы использовали записи вертикальной компоненты микросейсмического поля и предоставленное производителем работ по ГРП среднее значение скорости (в предположении однородной среды) Vp = 4 770 м/с. Обработка по алгоритму сейсоэмис-сионной томографии проводилась для временных интервалов, соответствующих интервалам проведения каждой стадии ГПР. Пример результата обработки показан в цветной вставке на рис. 1. Как в этом примере, так и для всех других стадий ГРП полученные аномалии S располагаются на глубинах, соответствующих глубине горизонтального участка ствола скважины.
Далее для оценки пространственной ориентации трещин обрабатывались 13-минутные интервалы записей, начинающиеся непосредственно после окончания каждой стадии ГРП. Эти интервалы разбивались на фрагменты по 100 мс, для каждого из которых рассчитывалось распределение меры подобия 5 в пределах объема среды, ограниченного вертикальным цилиндром диаметром 150 м и высотой 110 м с центром в месте предполагаемого гидроразрыва. Шаг кубической сетки в области расчета - 10 м. Для каждого фрагмента записей в этой области определялись координаты X и У экстремумов меры подобия.
Затем для разных азимутальных углов определялось число экстремумов, попадающих в часть цилиндра, ограниченную двумя параллельными его оси вертикальными плоскостями, отстоящими от него с двух сторон на 10 м каждая. Азимут, для которого в такой объем попадало больше всего экстремумов, принимался за наиболее вероятную вертикальную ориентацию трещины, а число экстремумов, соответствующих этому азимуту, определяло предполагаемые относительные размеры трещин для стадий ГРП.
Ниже, на рис. 3 и 4, показана ориентация предполагаемых плоскостей развития трещин гидроразрыва в объеме среды.
Рис. 3. Проекция плоскостей предполагаемого развития трещин всех стадий гидроразрыва на горизонтальную плоскость
Каждая плоскость изображена в виде эллипса, показаны главная и вторая ось, а площадь эллипса характеризует приблизительную площадь гидроразрыва. Фактически это одни и те же результаты, представленные под разным углом. Видно, что в целом простирание трещин в плане - СВВ для
каждой из стадий и составляет 50-90 градусов к проекции горизонтального ствола скважины (рис. 3). Это может свидетельствовать о правильно выбранной геомеханической модели при проектировании работ по ГРП.
Предполагаемые плоскости трещин после 2-10 этапов ГРП
ЯНН Плоскость трещит
-Главная ось
Вторая ось 1 * Плановая точка этапа ГРП -Ствол скважин*
Восточнее, м 617 400
Рис. 4. Объемный вид плоскостей предполагаемого развития трещин
всех стадий гидроразрыва
Также необходимо отметить, исходя из каких соображений определялись линейные размеры эллипсов. По распределению только одной меры подобия трудно судить о размерах трещины из-за упомянутой выше размазанности аномалий в пространстве. Поэтому направление развития трещин определяется описанным выше способом, а их размеры (площади эллипсов) вычисляются исходя из объемов закаченного в скважину проппанта. Мы понимаем, то такая оценка достаточно приближенная и зависит от многих факторов - прежде всего от средней толщины трещины, заполняемой проппантом. Однако относительные размеры трещин таким способом можно оценивать.
Основные выводы
1. Предполагаемые направления простирания трещин 2-7-й стадий гидроразрывов в плане - северо-восточные, под углами 90-50 градусов к проекции горизонтальной части ствола скважины.
2. Результаты анализа данных микросейсмического мониторинга, в том числе с применением методов сейсмической диагностики работающего оборудования, свидетельствуют об успешности выполненных работ на 2-7-й стадиях.
3. Предполагаемые трещины 8-10-й стадий имеют такое же простирание, как и на стадиях 2-7, но их размер существенно меньше.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Буров Д. И., Кусевич А. В. Практика применения сейсмомониторинга гидроразрыва пласта // Технологии сейсморазведки. - 2012. - № 1. - С. 63-66.
2. Гогоненков Г. Н., Александров С. И., Бандов В.П. Контроль геометрии гидроразрыва пласта при помощи скважинного микросейсмического мониторинга. Технологические риски и факторы успеха // Геофизика. - 2010. - № 1. - С. 23-28.
3. Николаев А. В., Троицкий П. А., Чеботарева И. Я. Изучение литосферы сейсмическими шумами // ДАН СССР. - 1986. - Т. 282, № 9. - С. 586-591.
4. Хогоев Е. А., Колесников Ю. И. Применение сейсмоэмиссионной томографии для изучения геодинамически активных зон // Технологии сейсморазведки. - 2011. - № 1. -С. 59-65.
5. Шмаков Ф. Д. Методика обработки и интерпретации данных наземного микросейсмического мониторинга ГРП // Технологии сейсморазведки. - 2012. - № 3.- С. 65-72.
6. Duncan P. M., Eisner L. Reservoir characterization using surface microseismic monitoring // Geophysics. - 2010. - Vol. 75, N 5. - P. 139-146.
7. Economides M. J., Oligney R., Valko P. Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. - Alvin, Texas: Orsa Press, 2002. - 195 p.
8. Neidell N. S., Taner M. T. Semblance and other coherency measures for multichannel data // Geophysics. - 1971. - Vol. 36, N 3. - P. 482-497.
9. Petroleum reservoir characterization using downhole microseismic monitoring / S. C. Maxwell, J. Rutledge, R. Jones, M. Fehler // Geophysics. - 2010. - Vol. 75, N 5. - P. 129-137.
10. Tchebotareva I. I., Nikolaev A. V., Sato H. Seismic emission activity of Earth's crust in Northern Kanto, Japan // Physics of the Earth and planetary interiors. - 2000. - Vol. 120. - P. 167182.
11. Zeng X., Zhang H., Zhang X. Surface Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracturing of a Shale-Gas Reservoir Using Short-Period and Broadband Seismic Sensors // Seismological Research Letters. - 2014. - Vol. 85, N 3. - P. 668-677.
REFERENCES
1. Burov D. I., Kusevich A. V. Praktika primenenija sejsmomonitoringa gidrorazryva plasta // Tehnologii sejsmorazvedki. - 2012. - № 1. - S. 63-66.
2. Gogonenkov G. N., Aleksandrov S. I., Bandov V. P. Kontrol' geometrii gidrorazryva plasta pri pomoshhi skvazhinnogo mikrosejsmicheskogo monitoringa. Tehnologicheskie riski i faktory uspeha // Geofizika. - 2010. - № 1. - S. 23-28.
3. Nikolaev A. V., Troickij P. A., Chebotareva I. Ja. Izuchenie litosfery sejsmicheskimi shumami // DAN SSSR. - 1986. - T. 282, № 9. - S. 586-591.
4. Hogoev E. A., Kolesnikov Ju. I. Primenenie sejsmojemissionnoj tomografii dlja izuchenija geodinamicheski aktivnyh zon // Tehnologii sejsmorazvedki. - 2011. - № 1. - S. 59-65.
5. Shmakov F. D. Metodika obrabotki i interpretacii dannyh nazemnogo mikrosejsmicheskogo monitoringa GRP // Tehnologii sejsmorazvedki. - 2012. - № 3.- S. 65-72
6. Duncan P. M., Eisner L. Reservoir characterization using surface microseismic monitoring // Geophysics. - 2010. - Vol. 75, N 5. - P. 139-146.
7. Economides M. J., Oligney R., Valko P. Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. - Alvin, Texas: Orsa Press, 2002. - 195 p.
8. Neidell N. S., Taner M. T. Semblance and other coherency measures for multichannel data // Geophysics. - 1971. - Vol. 36, N 3. - P. 482-497.
9. Petroleum reservoir characterization using downhole microseismic monitoring / S. C. Maxwell, J. Rutledge, R. Jones, M. Fehler // Geophysics. - 2010. - Vol. 75, N 5. - P. 129-137.
10. Tchebotareva I. I., Nikolaev A. V., Sato H. Seismic emission activity of Earth's crust in Northern Kanto, Japan // Physics of the Earth and planetary interiors. - 2000. - Vol. 120. - P. 167182.
11. Zeng X., Zhang H., Zhang X. Surface Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracturing of a Shale-Gas Reservoir Using Short-Period and Broadband Seismic Sensors // Seismological Research Letters. - 2014. - Vol. 85, N 3. - P. 668-677.
© Р. С. Хисамов, Е. А. Хогоев, А. А. Брыксин, А. В. Лисейкин, В. С. Селезнев, Ю. И. Колесников, 2018
