Рассматриваются методы поверхностного микросейсмического мониторинга геолого-технических мероприятий разработки месторождений углеводородов

1. Методы поверхностного
микросейсмического мониторинга
геолого-технических
мероприятий разработки
месторождений углеводородов
Гапеев Д.Н., Ерохин Г.Н., Смирнов И.И.
Балтийский федеральный университет имени
И. Канта, Калининград, Россия

2. Микросейсмический мониторинг ГТМ
2
Системы наблюдения:
• Скважинная
• Сейсморазведочная
• Малоапертурная
Задачи микросейсмического
мониторинга:
• Мониторинг зон трещиноватости при
проведении ГРП;
• Выявление зон питания добывающих
скважин (на истощении)
• Контроль фронта вытеснения при
закачке рабочего агента в пласт;
• Выявление разломно-блоковой
структуры межскважинного
пространства
• Оценка продуктивности работы портов
после многостадийного ГРП

3. Скважинная система наблюдения микросейсмических событий
(Традиционная система наблюдения)
3
Традиционная система наблюдения
для компаний:
• «Schlumberger»
• «Baker Hughes»
• «MicroSeismic»
• «Pinnacle» ( Halliburton Service)
• Weatherford
Особенности традиционной системы
наблюдения:
• Удаленность скважин для наблюдения
не более 400 метров
• Знание скоростной модели
• Трехкомпонентные регистраторы
• Ориентация на выделение резких
фронтов P и S волн

4. Поверхностный микросейсмический мониторинг.
Сейсморазведочная система наблюдений
Особенности наблюдения:
– высокий уровень
поверхностных шумов
– необходимость
заглубления сенсоров
– возможность использования
однокомпонентных сенсоров
Система наблюдения компаний:
– «Global Microseismic Services»
– «MicroSeismic»
– Хантымансийскгеофизика
Традиционно используются
- методы эмиссионной томографии
Passive Seismic Emission
Tomography (PSET)
- значительное (1000 и более )
сенсоров
4
Microseismic Monitoring with a Surface Array
P. Duncan* (MicroSeismic, Inc.) & J. Lakings (MicroSeismic, Inc.) EAGE
Dubai, United Arab Emirates, 10 - 13 December 2006

5. Типичные результаты обработки по технологии PSET
ГРП. Горизонтальный срез куба на глубине 3400 м. Время
накопления 1 минута. Размеры 3.4х2.7 км.
Peter M. Duncan, Microseismic Inc, «Is there a future for
passive seismic?»
first break volume 23, June 2005

6. Предлагаемая система микросейсмического мониторинга ГТМ
на основе технологии MicroseismicCSP.
    
2
, , ,
, , , , , , minj j x y z V
j
J x y z V T x y z V   
   0
, ,
( , , , )
j j
j
M S M S
T x y z V
V V
 
 
       
2 2 2
,j j j j
M S x x y y z z      
Определение координат
Схема наблюдения на месторождении УВ.
Синяя кривая – траектория ствола скважины.
Треугольники – расположение датчиков
с номерами, красные окружности – 1 и 2
зоны Френеля, 18 канал опорный
Принципиальная схема наблюдения
Диаметр апертуры- не более 800 метров
Количество датчиков- не более 70-90

7. 7
Область применения технологии MicroseismicCSP:
Мониторинг ГРП
ГРП, Западно- Мало-
Балыкское
месторождение, 2007
год
куст №605,
скважина №5538,
абс. глубина 2766,
пласт БС18-20,
азимут трещины (38, 220),
полудлина 150м

8. Область применения технологии MicroseismicCSP :
Мониторинг многостадийного ГРП

9. 9
Область применения технологии MicroseismicCSP :
Выявление зон питания добывающих скважин
Месторождение
Лебяжье.
Пассивный
микросейсмический
мониторинг.
Время наблюдения 30
дней.
Карта интенсивности
естественной
микросейсмической
эмиссии.
Скважины №311, 1007,
1009 в режиме
истощения.

10. 10
Область применения технологии MicroseismicCSP :
Контроль фронта вытеснения
при закачке рабочего агента в пласт.
Распространение заводнения, определяется расширением зоны сейсмической эмиссии.
Шаг - 100 часов.

11. Область применения технологии MicroseismicCSP :
Выявление разломно-блоковой структуры
межскважинного пространства

12. Область применения технологии MicroseismicCSP :
Оценка продуктивности портов после проведения многостадийного ГРП
Многостадийное ГРП
Пассивный мониторинг в течении 2-
х недель после ГРП
Совместный анализ

13. Метод SMTIP (Seismic Moment Tensor Inverse Problem).
Математическая постановка
Основой технологии является цифровая обработка данных микросейсмического поверхностного
мониторинга глубинных событий, основанная на математических алгоритмах решения обратной
задачи определения правой части специального вида для системы дифференциальных уравнений
Ламе (Ерохин Г.Н., Бортников П.Б. 1987, Anikonov Yu.E. etc. 1997, Erokhin G.N. etc. 2002):
)1(),(0
2
2
tx
xt
u
x
ij
j
i
j
ij










Здесь ;;,,3,2,1, 13
RtRyxji  -плотность среды, ij -тензор напряжения, связанный с
вектором смещения ),,(),( 321 uuutxu  в виде
)2()(
k
k
ij
i
j
j
i
ij
x
u
x
u
x
u








 
где , - константы Ламе, и повторение индексов означает суммирование, а ),(
0
txij - тензор
напряжения разлома , который имеет вид
)3()()(0
yxtM ijij  
,
где
3
3,2,1, Ryji  , )(x - обобщенная функция Дирака нулевого порядка,
)t(Mij
-
симметричный тензор второго порядка.
)t(Mij
называется тензором сейсмического момента.

14. Тензор
)t(Mij
имеет размерность единиц измерения энергии )( 12 
 scmg . Размерность
обобщенной функции )(x -
3
/1 sm . Вектор y описывает координаты очага землетрясения.
Пусть параметр 0t характеризует начальный момент процесса в очаге
)tt,0)t(M( 0ij 
. Также
предположим, что , и  - известные постоянные.
Обратная задача состоит в определении параметров
yt ,0 и симметричного тензора
)(tMij
из данных
( ) ( , ) ( ), 4. (4)k k kv t u x t t k  
здесь kk Rx ,3
 - шум с нормальной вероятностью распределения, нулевым средним и
известной ковариационной матрицей
),( '
kk xxG
.
Определение параметров
yt ,0 - суть решения кинематической обратной задачи. В результате
решения обратной кинематической задачи определяются пространственное расположение
источников микросейсмической эмиссии и время начала его включения. Метод решения
кинематических параметров источников описан в патенте (Ерохин Г.Н. и др. 2008).
Определение компонент тензора
)(tMij
- суть решения обратной динамической задачи.
Метод SMTIP (Seismic Moment Tensor Inverse Problem).
Математическая постановка (продолжение)

15. Результаты лабораторных экспериментов
15

16. 16
Графики изменения параметров ГРП на фоне микросейсмической
эмиссии, регистрируемой поверхностной апертурой.
Гистограмма всех
зарегистрированных
событий в процессе основного ГРП
с привязкой по времени
к технологическим операциям
основного ГРП:
• закачка подушки,
• семь стадий закачки
проппанта,
• продавка проппанта в пласт.

17. 17
Забой
Контроль точности определения зон сейсмической эмиссии по
латерали.
Сейсмическая эмиссия при перфорации. Время накопления -10 с
Отклонение центра зоны повышенного уровня эмиссии при перфорации от
данных инклинометрии не превышает 10 метров.
(Погрешность инклинометра ИОН – 2 по латерали 1.5 градуса или 30м)
Скв.4431, куст 604 месторождения.
Скважина
 глубина 2763,
 пласт БС18-20.

18. 18
Скв 4431
Скв 4466
Скв 5538
Гистограмма распределения событий
по глубине при ГРП 5538
Пример размещения датчиков
малоапертурной
микросейсмической антенны на
заболоченной местности
ГРП, Западно- Мало-Балыкское
месторождение, 2007 год
куст №605,
скважина №5538,
абс. глубина 2766,
пласт БС18-20,
азимут трещины (38, 220),
величина по вертикали не менее 16 метров
полудлина 150м.

19. 19
ГРП на скважине 5538

20. Картирование микросейсмических событий при
проведении ГРП по латерали

21. 21
Скв№39 (ГРП)
Скв№41 (добывающая)
Картирование микросейсмических событий
при проведении ГРП по латерали

22. 22
Распределение микронапряжений по энергии
а) гидростатическая энергия
б) энергия сдвига
с) направление главных осей
напряжения.

23. Пример формирования односторонней трещины.
Месторождение ЯНАО.
23

24. Многостадийное ГРП.
Схема размещения поверхностных регистраторов.

25. Многостадийное ГРП.
Сводные результаты мониторинга ГРП в 7 портах.

26. Многостадийное ГРП. Результаты мониторинга ГРП в 1-ом порту.
Плотность распределения источников
микросейсмической эмиссии в
проекции на горизонтальную плоскость-
а) b) и вертикальные плоскости c) и d)
a)
b)
c)
d)

27. Многостадийное ГРП. Видеоряд.

28. 28
Месторождение Лебяжье. Пассивный микросейсмический мониторинг.
Время наблюдения 30 дней.
well 312
well
301
well 311 wells 1007, 1009
well 1005
Пассивный микросейсмический мониторинг зоны питания
месторождения УВ, функционирующего на истощении.

29. 29
Карта интенсивности естественной
микросейсмической эмиссии.
Скважины №311, 1007, 1009 в режиме истощения.

30. Космический снимок района приобского месторождения.
Проекция скважины № 16502,и источников сейсмической эмиссии на дневную
поверхность
30
Пассивный микросейсмический мониторинг фронта заводнения

31. Распространение микросейсмической эмиссии при заводнении.
Шаг - 100 часов.
31Top view (center), east view (right) and north view (bottom)
of the microseismic cloud (A) 100 hr, (B) 200 hr, (С) 300 hr,
(D) 400 hr, (E) 500 hr, (F) 600 hr after the start of the injection

32. Video layer
Выявление разломной структуры коллектора вблизи забоя добывающей
скважины-качалки №30

33. Основные характеристики технологии
MicroseismicCSP
Методика интерпретации сейсмических данных: массовое решение
обратных задач сейсмики с использованием параллельной обработки
информации
Опыт мониторинга: общее количество обработанных ГТМ -50, из них 10 в
Казахстане.
Ограничения по применению: технология всесезонная, применяется на
действующем месторождении без остановки добычи и бурения;
размещение датчиков приемной апертуры осуществляется с учетом
рельефа и орогидрографии; заглубление датчиков от 2 до 5 метров;
диаметр приемной антенны не более 800 метров; количество датчиков от
30 до 80, расстановка нерегулярная; глубина проведения ГТМ- не более 4
км (более глубокие ГРП не отрабатывались); точность определения
координат микросейсмических событий при боковом смещении центра
антенны от точки проекции ГРП на поверхность до 1 км составляет по
латерали до +/- 30 м.
33

34. Благодарю за внимание!
 НИИ ПИиМГ БФУ им.И.Канта
Email: Gerokhin@kantiana.ru
34