1. КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
РЕЗУЛЬТАТОВ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОЙ
ОБРАБОТКИ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
ПО ТЕХНОЛОГИИ CSP И ПАССИВНОГО
МИКРОСЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА НА
МЕСТОРОЖДЕНИ ОЙМАША
Г.Н.Ерохин, А.Н.Кремлев (БФУ им.Канта), Родин С.В.(ООО «Антел-
нефть»), Д.Н.Гапеев, А.В.Киричек, Л.Ф.Жегалина (БФУ им.Канта),
К.Д.Сисембаев ( ТОО «CSP MUNAY SERVICES», Казахстан)

2. Цель и способ комплексирования
• Под целью комплексирования можно
понимать повышение качества решения
(геолого-геофизической интерпретации) - т.е.
достоверности решения, точности, получение
новых свойств (синергетика совместной
интерпретации)
• Под способом разумно понимать уточнение
некоторых общих для всех методов неких
физических или геологических параметров
среды (плотность, скорость, трещиноватость,
форма коллектора УВ)

3. Пример качественного повышения достоверности решения
за счет выявления пересекающегося подмножества
Алексеев А.С., Бубнов Б.А. 1980

4. Интегральная геофизика
Алексеев А.С., Ерохин Г.Н., 1988 ДАН СССР.
Параметры количественного комплексирования:
плотность, скорости, импедансы, пространственные
размеры неоднородностей
Предметом комплексирования активных методов
сейсморазведки и микросейсмических методов
может быть трещиноватость

5. Комплексирование активных методов
сейсморазведки и микросейсмических
• Цель 2D/3D сейсмики – поиск зон естественной
трещиноватости, (pre-existing fracture) выделяемых
методами активной сейсморазведки.
• Цель микросейсмического мониторинга – контроль
образования техногенной (искусственной)
трещиноватости ( при проведении ГРП
Современные «побудительные причины» комплексирования
в микросейсмике:
• Получение «необычных» результатов микросейсмического
мониторинга, необъяснимых в рамках традиционных
представлений об упругой среде.

6. Примеры влияния существующих зон трещиноватости на результаты
микросейсмического мониторинга ГРП

7. Пример комплексирования микросейсмики и результатов атрибутивной
обработки 3D куба
Edge detection algorithm run on
surface seismic reflection.
Perspective view of microseismicity
from three horizontal well hydraulic fracture
stimulations. Green arrow points north.
Perspective view of Poisson’s ratio in
reservoir from AVO inversion. Warm colors are
low values.
Integration of microseismic, Poisson’s
ratio and edge detection.
Understanding Hydraulic Fracture Variability Through Integration of Microseismicity and Reservoir Characterization S.C. Maxwell*
(Schlumberger), M. Jones (Schlumberger), D. D. Cho(University of Calgary) & M. Norton (Progress Energy)Third Passive Seismic
Workshop – Actively Passive! 27-30 March 2011, Athens, Greece

8. «Побудительные причины» комплексирования в
со стороны методов активной сейсморазведки
• Разрыв в масштабах детальности геолого-
геофизической информации
• Вызовы Постоянного Мониторинга Резервуаров
(Permanent Reservoir Monitoring –PRM)
• Актуальность создания методики оценки запасов
в трещинных коллекторах

9. • Масштабы:
1-100 см
30-300м
Петрофизика, ГИС2D/3D сейсморазведка
Микросейсмика?
1-30 м
PRM:
Традиционная парадигма PRM базируется на использовании (комплексировании)
двух методов (в порядке приоритета):
• 4D сейсморазведка на отраженных волнах (вычитание 3D кубов рефлекторов)
3D Cube 1
3D Cube 2
4D процессинг:
• Поверхностный пассивный микросейсмический мониторинг (в планах)

10. Новизна предлагаемого подхода
• Использование нового метода престековой
миграции рассеянных волн CSP (Common
Scattering Point для прямого выявления зон
естественной трещиноватости
• Использование нового метода высокоточного
пассивного микросейсмического мониторинга
SMTIP ( Seismic Moment Tensor Inverse Problem)

11. Common Scattering Point method (CSP)
     
 
2
2 2
02
0
0
1
( , , ) , ?
t
u
c a r u t r r
t
u
u t дано a r
 
 

        


 
Wave migration
CSP is based upon:
 Russian mathematic school achievements in inverse problems of geophysics
(academicians A.S. Alekseev, М.М.Lavrentiev, S.V. Goldin)
 Application of supercomputer technologies of overteraflop capacity
11
Supercomputer technologies
Computing capacity:12 TFlops, RAM- 4 TB
CSP difractors cut
CSP-reflectors cut
Full wave field
99%
1%

12. Этапы специализированной обработки
материалов по методу CSP
Отраженные волны Рассеянные волны
Полное волновое
поле 2Д/3Д МОГТ
Куб рефлекторов Куб дифракторов
10010 
difr
refl
A
A
3Д
2Д
95%
95%
5%
5%

13. Кубы CSP-рефлекторов и CSP-дифракторов являются основой для проведения
традиционного для сейсморазведки атрибутивного анализа. Результаты атрибутивной
обработки кубов используются для построения геологической модели
месторождений, геологического моделирования, подсчета запасов и
гидродинамического моделирования.
4D PRM. Кубы CSP-рефлекторов и CSP-дифракторов

14. Пример выделения трещинно-кавернозных коллекторов по
рассеянным волнам
14
Video layer

15. Граф обработки по методу CSP на базе пакета « 2D/3D CSP-PSTM»
компании «Технологии обратных задач»
2D/3D
сейсмические
данные
Куб CSP-
рефлекторов
Геологические
данные
Куб CSP-
дифракторов
Мгновенная
амплитуда
Мгновенные
частоты
Импеданс
Когерентность
Мгновенная
амплитуда
Мгновенные
частоты
Импеданс
Когерентность
Модель порового
коллектора
Модели порового и
кавернозно-
трещиноватого
коллекторов
Модель кавернозно-
трещиноватого
коллектора
ЗначенияCSP-рефлектора
ЗначенияCSP-дифрактора

16. CSP-PSTM software
16

17. Высокоточный микросейсмический мониторинг на базе метода SMTIP
17
Задачи:
Активный мониторинг
• Мониторинг зон
трещиноватости при
проведении ГРП;
• Контроль фронта
вытеснения при
закачке рабочего
агента в пласт;
Пассивный мониторинг
• Выявление зон
питания добывающих
скважин (на
истощении)
• Выявление разломно-
блоковой структуры
вблизи забоя
скважины
Причины возникновения микросейсмических событий
• проведение ГРП
• закачка жидкости в пласт под высоким давлением
• отбор жидкости из продуктивного пласта

18. Точки наблюдения расположены на плоской
равнине с отсутствующим растительным
покровом.
Датчики сейсмической антенны установлены в
шурфах глубиной до 0.5 м.
Шурф с датчиком закрывался и засыпался
сверху местным грунтом слоем до 0.1 метра.
Географическое расположение
исследуемых скважин
расстановка геофонов

19. Пассивный микросейсмический мониторинг скважины № 9
Расстановка геофонов в сейсмической
антенне во время пассивного
мониторинга и траектория скважины № 9
Регистрация микросейсмической эмиссии
на дневной поверхности при разработке
скважины №9 месторождения Оймаша
осуществлялась с помощью сейсмической
антенны 48 канальной станции SGD-SHF48.
Интервал дискретизации сейсмических
записей равен 1 мс.

20. Скважина № 9 пробурена в зоне крупного разлома
субширотного простирания. Этим разломом в карбонатно-
вулканогенных породах среднего триаса (продуктивный
горизонт Т2) создана зона трещиноватости, которая
закартирована в поле рассеянных волн.
Продуктивный горизонт Т2 на временных разрезах
контролируется в кровле отражающим горизонтом V2
II, а в
подошве отражающим горизонтом V2
IV.
При испытании продуктивного горизонта Т2 на штуцере 15 мм
получен приток нефти 150 м3/с. Этот факт свидетельствует о
наличии трещинных коллекторов хорошего качества.
Амплитуды рассеянных волн
известково-вулканогенной пачки
(сумма амплитуд в интервале горизонта Т2)
Микросейсмические события скважины № 9

21. Проекция облака микросейсмических событий скв. № 9 на изохронную
поверхность кровли известняково-вулканогенной пачки продуктивного
горизонта среднего триаса (ОГ V2
II).
А
В
Скв. № 9

22. Фрагмент временного разреза куба а) отраженных волн и б) рассеянных
волн по линии В с проекцией облака микросейсмических событий скв.
№9.
Стратиграфическая привязка событий микросейсмической эмиссии. Облако событий
ложится в интервал залегания продуктивного горизонта Т2. На разрезах рассеянных волн
видно, что облако микросейсмических событий ложится в аномалию поля рассеянных
волн с высокими значениями амплитуд, которая создана коллектором трещинно-
кавернозного типа с высокими ФЕС
а) б)
ОГ V2
II
ОГ V2
IV
ОГ V2
II
ОГ V2
IV

23. Фрагмент временного разреза куба рассеянных волн по линии А с
проекцией облака микросейсмических событий скв. № 9
ОГ V2
II
ОГ V2
IV

24. Расположение облака микросейсмических событий скв. № 9 во
временном кубе рассеянных волн. Проекция а) на временной срез
б) на временные разрезы.
а)
б)

25. Расположение облака микросейсмических событий скв. № 9
относительно изохронных поверхностей подошвы среднего триаса и
кровли продуктивного горизонта Т2.

26. Case study: Time section of CSP-diffractors cube (pre-existing
fracture) & results of long-duration passive microseismic monitoring.
TINP Ltd. 26
Oilfield Oimasha. Wells #9, 2013, Kazakhstan. Oil inflow 150 m3 per day

27. Распределение событий в пространстве с визуализацией
главных осей напряжений
Шаг сетки – 50 м

28. LI

29. LD

30. LC

33. ПАССИВНЫЙ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ СКВАЖИНЫ № 16
Расстановка геофонов в сейсмической
антенне во время пассивного мониторинга и
траектория скважины № 16.
Регистрация микросейсмической эмиссии
на дневной поверхности при разработке
скважины №16 месторождения Оймаша
осуществлялась с помощью сейсмической
антенны 48 канальной станции SGD-SHF48.
Интервал дискретизации сейсмических
записей равен 1 мс.

34. Скважина № 16 пробурена в зоне влияния крупного разлома
северо-западного простирания в пределах наиболее приподнятой
части по кровле гранитной интрузии.
По результатам специализированной обработки материалов
сейсморазведки по технологии CSP в наиболее приподнятой части
гранитной интрузии закартированы аномальные зоны поля
рассеянных волн, характеризующиеся высокими амплитудами.
Эти зоны созданы резервуарами с трещинно-кавернозным типом
коллектора имеющими высокие ФЕС. При испытании скважины из
гранитной интрузии получен приток нефти дебитом 102 м3/сут.
через штуцер 13 мм.
Амплитуды рассеянных волн верхней
части гранитной интрузии
(сумма амплитуд в интервале
Gr – Gr+50 мс)
Микросейсмические события скважины № 16

35. Облако микросейсмических событий сосредоточено в
интервале высоких значений амплитуд поля рассеянных
волн. Как показали испытания в этом интервале и
сосредоточена залежь нефти
Фрагмент временного разреза
куба рассеянных волн
Микросейсмические события скв. № 16

36. Расположение облака микросейсмических событий скв. № 16
во временном кубе рассеянных волн

37. TINP Ltd. 37
Case study: Projection of a cloud of microseismic events to an
isochronous surface granite intrusion
Oilfield Oimasha. Wells #16, 2013, Kazakhstan. Oil inflow 102 m3 per day

38. TINP Ltd. 38
Case study: Time section of CSP-diffractor cube (pre-existing fracture)
& results of long-duration passive microseismic monitoring.
Oilfield Oimasha. Wells #16, 2013, Kazakhstan. Oil inflow 102 m3 per day

39. TINP Ltd. 39
Case study: 3D CSP-diffractors cube (pre-existing fracture) &
results of long-duration passive microseismic monitoring.
Oilfield Oimasha. Wells #16, 2013, Kazakhstan. Oil inflow 102 m3 per day

40. ВЫВОДЫ
• Микросейсмические события и аномалии повышенных значений
поля рассеянных волн возникают в зонах открытой трещиноватости
и дренирования;
• По результатам комплексной интерпретации данных пассивного
микросейсмического мониторинга и специализированной
обработки материалов сейсморазведки по технологии CSP
возможно однозначно прогнозировать местоположение зон
открытой трещиноватости и дренирования в пространстве;
• В регионах с наличием в разрезе толщ, в которых возможно
формирование коллекторов трещинно-кавернозного типа при
проведении сейсморазведочных работ в точках заложения
рекомендуемых скважин необходимо предусмотреть проведение
пассивного микросейсмического мониторинга;
• Использование результатов комплексной интерпретации
специализированной обработки материалов сейсморазведки по
технологии CSP и пассивного микросейсмического мониторинга
повысят эффективность поискового бурения.