Описание проекта

Проект направлен на создание комплекса технологий, обеспечивающего оптимальную и контролируемую разработку сложнопостроенных месторождений углеводородов  с трудноизвлекаемыми запасами, включая месторождения нефтяных и газовых сланцев, а также довыработку высокообводнённых месторождений на основе применения методов микросейсмического мониторинга месторождений, суперкомпьютерной обработки сигналов и математических методов решения обратных динамических задач сейсмики.

Поскольку в сложнопостроенных месторождений углеводородов  наиболее перспективными для разработки объектами являются зоны разуплотнения,  где трещиноватость сформирована в ходе новейших тектонических процессов, поэтому первым этапом в предлагаемом комплексе технологий является выявление зон первичной трещиноватости активными сейсмическими методами. В качестве таковых предлагается использовать проведение сейсморазведочных работ по методу 3Д МОГТ. Однако, в отличие от стандартной сейсморазведки при обработке и интерпретации сейсмозаписей  предлагается использовать новый метод обработки, основанный на выделении рассеянной компоненты из данных    3Д МОГТ и ориентированный на поиск трещинных, трещинно-кавернозных и порово-трещинных коллекторов. Этот метод, разработанный при поддержке гранта Минобрнауки РФ в 2008-2010 гг, получил название  метода CSP (Common Scattering Point).

Метод CSP, в отличие от других подходов к решению задачи поиска трещинных коллекторов, реализует новое строгое решение обратной задачи разделения полного волнового поля на отраженную и рассеянную компоненты. Это обстоятельство выделяет метод CSP среди других методов обработки рассеянных сейсмических волн. Математически корректное разделение волн позволяет извлекать из сейсмических записей принципиально новую геологическую информацию и  визуализировать невидимые при обработке другими методами  рассеивающие элементы.

На рисунке 1 представлен результат обработки по методу CSP сейсмических данных МОГТ-3Д для одной из площадей в Западно-Сибирской нефтегазовой провинции (НГП) (дифракторы изображены красным цветом). На рисунке 2 показано положение двух скважин на вертикальных временных разрезах рефлекторов (верхняя часть рисунка) и дифракторов (нижняя часть рисунка). На рисунке  хорошо видно, что эти скважины расположены в зонах с повышенными значениями дифракторов, т.е. в зонах с повышенными рассеивающими свойствами.

 

 

 

Рисунок 1. Куб CSP — дифракторов совмещенный с кубом CSP — рефлекторов. Западно – Сибирская НГП

 

 

Рисунок 2. Местоположение продуктивных скважин на временных разрезах рефлекторов (вверху) и дифракторов (внизу)

 

Метод CSP позволяет определять по дифракционной составляющей регистрируемых сейсмограмм геометрию и пространственное распределение зон акустической неоднородности, связанных с трещинно–кавернозным резервуаром.  При этом амплитуда дифракторов отражает интенсивность трещиноватости (количество трещин на единицу объема) и раскрытость этих трещин. Применения метода CSP позволит построить по кубу дифракторов адекватную цифровую геологическую модель коллекторов, содержащих углеводороды в нефтяных и газовых сланцах.

 

На втором этапе разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов  с трудно извлекаемыми запасами предлагается использовать методы микросейсмического on-line мониторинга геолого-технологических мероприятий (включая ГРП). Эти методы призваны обеспечить информационное сопровождение ГТМ и объемное картирование созданных в результате ГТМ вторичных (техногенных) зон трещиноватости. Решение этой задачи предлагается  на основе  современных способов регистрации и обработки данных микросейсмической эмиссии. При регистрации микросейсмических событий на суше предлагается  использовать системы регистрации расположенные на дневной поверхности и в отдельных скважинах. Мониторинг месторождений на шельфе предполагает использование донных станций с оптоволоконными регистраторами.

Обработка данных мониторинга в реальном времени возможна лишь на базе решения обратных задач сейсмоакустики с помощью специализированных программ, реализующих высокую степень распараллеливания вычислений, с применением суперкомпьютеров. Регистрацию и предварительную обработку предлагается осуществлять на базе мобильного программно-аппаратного комплекса (МПАК) с помощью которого осуществляется мониторинг ГРП и процесс заводнения. МПАК позволяет осуществлять контроль пространственного положения зон микросейсмической активности в процессе производства гидроразрыва и обеспечивать контроль производства гидроразрыва в реальном времени с целью его оптимизации.

Микросейсмический мониторинг месторождений УВ направлен на определение источников (гипоцентров) микросейсмической эмиссии в залежи углеводородов, а также на определении динамических параметров распределения напряжений в источниках. Исследования методом микросейсмического мониторинга основаны на пассивных схемах наблюдений. Регистрация осуществляется на дневной поверхности или в скважине посредством сейсмической антенны (группы сейсмических датчиков). Применяемые в технологии пассивного сейсмического мониторинга месторождений УВ методы обработки и интерпретации регистрационных записей позволяют решать следующие задачи:

 

  • определять источники (гипоцентры) микросейсмической эмиссии;
  • определять энергетические характеристики и пространственную направленность сил в источниках (тензор сейсмического момента);
  • анализировать изменение интенсивности излучения энергии в процессе разработки месторождения;
  • анализировать связь микросейсмической активности с интенсивностью продвижения фронта вытеснения при закачке флюида;
  • оценивать изменение конфигурации каналов фильтрации флюида;
  • выявлять области активных разломов, зоны трещиноватости и т.п.

 

При производстве гидроразрыва пласта производится синхронная регистрация сейсмоакустической эмиссии над забоем скважины, в которой осуществляется гидроразрыв, с помощью сейсмической антенны. Применение специальных методов обработки регистрационных записей позволяет выделять пространственные зоны микросейсмической активности. Определить их изменение по интенсивности в процессе производства гидроразрыва, оценить корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью закачки флюида в залежь и другими геолого-технологическими мероприятиями. Контроль проведения ГРП (определение длины и направления трещин разрыва) позволяет обеспечить прогноз техногенной трещиноватости, выделить зоны каналов фильтрации флюидов и таким образом уменьшить не производительные затраты на бурение.

 Работы по мониторингу процесса ГРП производились на месторождениях: Приразломное, Западно-Мало-Балыкское, Галяновское, Средне-Назымское, Западно-Салымское, с компаниями: ОАО “Юганскнефтегаз”, ОАО “РИТЭК”, Salym Petroleum Development, Schlumberger (Сервисные компании по ГРП: МеКаМиНефть, КАТКОнефть, Schlumberger, NewCo Well Service).

На рисунке 3 представлена система сбора, передачи и обработки данных микросейсмического мониторинга разработки на базе МПАК. На рисунке 4 приведен пример определения параметров трещины при ГРП на одной из скважин Приобского месторождения ХМАО. На рисунке 5 представлена плотность микросейсмических событий в процессе заводнения.

 

 

Рисунок 3. Система сбора, передачи и обработки данных микросейсмического мониторинга (МПАК).

 

 

Рисунок 4. – Сейсмическая эмиссия основного ГРП в районе перфорации скважины на одном из месторождений ХМАО.

Оси координат в метрах, раскраска – по достоверности микрособытий.

 

Рисунок 5. Плотность микросейсмических событий в процессе заводнения на одной из скважин Приобского месторождения ХМАО.

 

Применение пассивных систем мониторинга (ПСМ) в нефтегазовой индустрии началось в 60 годах прошлого века. За рубежом технология ПСМ получила активное развитие в 90-х годах прошлого века. Был проведен ряд экспериментов, основная цель которых – показать принципиальную возможность применения пассивных методов сейсморазведки. Можно упомянуть исследование месторождения Yibal, выполненное для Shell/PDO компанией Vetco Gray [Teanby N., Kendall J.M., Jones R.H., Barkved O. Stress induced temporal variations in seismic anisotropy observed in microseismic data // Geophys. J. Int. № 156, 3, 2004. pp. 459-463.], проект Peace River по мониторингу нагнетания воды в пласт, выполненный Shell Canada.

Большинство работ было направлено на исследования гидравлического разрыва пласта. К примеру, на суше – Cotton Valey [Rutledge J.T., Phillips W.S. Hydraulic stimulation of natural fractures as revealed by induced microearthquakes, Carthage Cotton Valley gas field, East Texas // Geophysics, 68. pp. 441-452.], месторождения в Омане [Zhang H., Sarkar S. Passive Seismic Tomography Using Induced Seismicity… // Geophysics Imagine 05.2009] на море – Ekofisk, Valhall и др. В данных работах источники сейсмической эмиссии использованы для картирования трещин гидрорарыва во время воздействия на пласт. В подавляющем большинстве случаев сейсмические приемники располагались в скважинах [Maxwell S. Assessing the Impact of Microseismic Location Uncertainties On Interpreted Fracture Geometries // This paper was prepared for presentation at the 2009 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, Louisiana, USA, 4–7 October 2009].

Проведенные эксперименты показали осуществимость пассивных сейсмических исследований и позволили произвести локацию источников микросейсмических событий на основе зарегистрированных данных. В настоящее время исследования методом пассивного мониторинга проводят несколько крупных национальных и международных нефтяных компаний: Saudi Aramco, BP, Anadarko, TCO/Chevron Texaco, Shell Canada, Exxon Mobil, Pemex, Schlumberger и т.д.

Schlemburger, ОАО “ЦГЭ” [Александров С. И., Гогоненков Г. Н.. Мишин В. А. Применение пассивных сейсмических наблюдений для контроля параметров гидроразрыва пласта // Журнал. Нефтяное хозяйство №5, 2005.] ОАО ”Назымгеодобыча”, ”СИНАПС” [Чеботарева И. Я. Новые алгоритмы эмиссионной томографии для пассивного сейсмическго мониторинга разрабатываемых месторождений углеводородов. Часть I: Алгоритмы обработки и численное моделирование // Физика Земли №3, март 2010. с. 7-19.], Институт новых нефтегазовых технологий [Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю. А., Рогоцкий Г. В., Дыбленко В. П. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред. Экспериментальные исследования // М.: Государственный научный центр Российской Федерации – ВНИИгеосистем, 2004. Т. 2, 362 с.] , ОАО ”Назымгеодобыча”, ”СИНАПС” [Чеботарева И. Я. Новые алгоритмы эмиссионной томографии для пассивного сейсмическго мониторинга разрабатываемых месторождений углеводородов. Часть I: Алгоритмы обработки и численное моделирование // Физика Земли №3, март 2010. с. 7-19], Институт новых нефтегазовых технологий [Кузнецов О., Чиркин И., Фирсов В. и др. Прогноз возможных осложнений при бурении на основе информации о трещиноватости прискважинной зоны по данным СЛБО // Материалы международной конференции. EAGE 65th Conference & Exhibition — Stavanger, Norway, 2 - 5 June 2003].

В большинстве случаев работы носят экспериментальный характер. В последнее время часть исследований была направлена на создание систем пассивного сейсмического мониторинга с регистрацией поля упругих волн на дневной поверхности.

В России известна технология АНЧАР, использующая эффект наведенной инфранизкочастотной сейсмической эмиссии над месторождениями УВ. Низкая разрешающая способность данной технологии, ограничивает область её применения, она используется на стадии разведки месторождения и не предназначена для мониторинга месторождения в процессе разработки.

Для изучения сейсмической эмиссии на поисково-разведочных площадях и разрабатываемых месторождениях была разработана пассивная сейсмическая технология – Сейсмическая Локация Очагов Эмиссии (СЛОЭ) [Кузнецов, Чиркин, Смирнов и др.], которая является развитием (модификацией) технологии СЛБО – Сейсмический Локатор Бокового Обзора. Технология СЛБО была разработана в начале 90 годов прошлого века для выделения рассеянных волн и техногенного шума. Результатом обработки сейсмических материалов СЛОЭ является объемная матрица энергии источников сейсмической эмиссии, значения которой прямо пропорциональны интенсивности излучения источников сейсмической эмиссии.

Отметим, что в условиях Западной Сибири довольно затруднительно развернуть в короткие сроки площадную сейсмическую антенну с большим количеством каналов регистрации. Это связано с сильно заболоченной местностью и наличием больших площадей, покрытых лесом. Поэтому развертывание такой сейсмической антенны подразумевает подготовительные работы, аналогичные работам по прокладке профилей в сейсморазведке: использование тяжелой техники, рубки леса и т.д., что ведет к дополнительным расходам при проведении полевых работ.

Известна методика, развитая в ОИФЗ РАН [Садовский М. А., Николаев А. В. Новые методы сейсмической разведки. Перспективы развития // Вестник АН СССР, №1, 1982. с. 57-64] локации слабых импульсных сигналов, сопоставимых по амплитуде с естественным сейсмическим шумом, малоапертурной группой без использования искусственных источников сейсмического излучения. Методика основана на выявлении в пространстве участков среды (очагов импульсных сейсмических событий), излучающих сигналы. Исходными данными является эндогенное сейсмическое излучение (сейсмическая эмиссия), представленное микросейсмами и слабыми событиями. Частотный состав колебаний относится к среднечастотному диапазону – к полосе частот 0.5-40 Гц.

Активно используемым методом сейсмической разведки, позволяющим извлечь информацию о строении и состоянии среды на основе регистрации сейсмической эмиссии, является эмиссионная томография. У истоков метода эмиссионной томографии стояли Е. И. Гальперин, Г. А. Гамбурцев. Принципы метода эмиссионной томографии были заимствованы из метода сейсмической томографии, однако, подходы к решению обратных задач в этих методах отличаются, что связано с различиями в схемах источник-приемник.

Математический аппарат сейсмической томографии – обратная кинематическая задача, опирающаяся на преобразование Радона, лежащее в основе рентгеновских, магниторезонансных и ультразвуковых промышленных томографах, используемых в самых различных прикладных задачах. Методы решения обратной задачи сейсмической томографии описаны в [Грузман И. С. Математические задачи компьютерной томографии // Соросовский образовательный журнал т. 7, №5, 2001].

Метод сейсмической томографии применяется для разведки месторождений УВ, изучения геологической структуры между скважинами с целью воссоздания реальной объемной картины распределения нефтенасыщенных пластов. Сейсмическая томография базируется на измерении скоростей объемных сейсмических волн, направленных таким образом, чтобы “просветить” интересующее геофизиков непрозрачное тело, например массив горных пород, который исследователь не может непосредственно наблюдать. При этом массив неподвижен, так же как источники и приемники сейсмических волн. Источником информации является общее сейсмическое волновое поле, используются все типы волн, производится как бы суммирование их вместе.

Известен способ микросейсмического мониторинга, основанный на методах эмиссионной сейсмической томографии [Чеботарева И. Я., Рожков М. В., Тагизаде Т. Т., Ерохин Г. Н Способ микросейсмического мониторинга пространственного распределения источников эмиссии рассеянного излучения и устройство для его осуществления // Патент РФ RU №2278401 C1 20.06.2006]. Площадная система наблюдений устанавливается на дневной поверхности над исследуемым объектом (в область проекции исследуемого объекта на дневную поверхность, например, проекция забоя скважины на дневную поверхность). Датчики устанавливаются с небольшим заглублением (до10 метров), что позволяет в несколько десятков раз снизить уровень поверхностной помехи, и, таким образом, пропорционально, увеличить чувствительность метода. Способ включает регистрацию волнового поля однокомпонентными или трехкомпонентными сейсмическими датчиками.

Рассмотренные методы исследования источников сейсмической эмиссии на месторождениях УВ имеют следующие недостатки:

  • использование искусственных сейсмических источников – это дополнительные затраты;
  • использование наблюдательных скважин, что практически не реально – поэтому работы в основном носят экспериментальный характер;
  • необходимость  установки сейсмических антенн с большим количеством датчиков на дневной поверхности (СЛБО – до 600), что, во-первых, невозможно повсеместно, во-вторых, приводит к недостаточной оперативности сейсмических исследований;
  • использование малого количества датчиков (менее 10), что существенным образом влияет на разрешающую способность метода и надежность обнаружения объектов;
  • использование принципов и методических приемов сейсмологии, основанных на использовании методики Гейгера (определение гипоцентров землетрясений), что не позволяет определять координаты гипоцентра с приемлемой точностью.

Способы определения параметров разрыва при производстве ГРП, аналогчные представленным авторами проекта, запатентованы (Коченев, Поляков, Муртаев и др. патент РФ №2282876 «Способ сейсмической разведки зон растрескивания горных пород в процессе гидроразрыва», опубл.27.08.2006). Этот способ отличается от представляемого в проекте использованием многоканальных станций и антенны в 600 каналов. Отличается также и методикой обработки микросейсмических данных.

Из зарубежных компаний можно отметить три патента фирмы Шлюмберже Текнолоджи Б.В.:

- патент №2324810 (Тьерселин Марк (FR)  «Способ определения трещины гидроразрыва  пласта» дата публ. 20.12.2007) — определяют длину и ширину трещины гидроразрыва на основе измерения жидкости гидроразрыва с использованием численного моделирования вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины.

 - патент №2327154 (Сегал Аркадий (RU) Тьерселэн Марк (RU) «Способ и система для мониторинга заполненных жидкостью областей в среде на основе граничных волн, распространяющимся по их поверхностям» дата публ. 10.10.2005г) — используются стоячие граничные волны, распространяющиеся вдоль трещин и по скорости распространения граничных волн определяют характерный размер трещины.

- патент №2318223 (Тирселин Марк (FR), Сегал Аркадий (RU) «Способ оптимизации пассивного мониторинга гидравлического разрыва пласта» опубл. 27.02.2008.) – оценивают границы поверхности трещины гидроразрыва путем подачи импульсов давления в скважину с амплитудой достаточной для открытия сдвиговых разломов в процессе гидроразрыва или после него и в соседней скважине регистрируют сейсмические сигналы от акустических событий связанных с раскрытием сдвиговых разломов.

Недостатками указанных  способов является то, что они не позволяют определять направление трещины разрыва пласта, а также не приемлемая точность определения размера трещины.

И наконец, на третьем этапе – этапе непосредственной разработки месторождений нефтяных и газовых сланцев, предлагается осуществлять контроль разработки на базе технологий постоянно-действующего сейсмического и микросейсмического  4D  мониторинга процесса разработки месторождений. Таким образом, речь идет сразу о двух методах – активном методе зондирования земли по технологии 3Д МОГТ с периодов несколько лет и пассивном способе объемного микросейсмического мониторинга, аналогичного тому, что применяется для мониторинга ГРП.

Общая схема комплекса технологий представлена на схеме:

 

 

 

В рамках выполнения предлагаемого проекта предполагается провести ряд взаимоувязанных научно-исследовательских и   опытно-конструкторских работ по созданию технологий микросейсмического мониторинга месторождения углеводородов на  всех стадиях его  эксплуатации. Предполагается, что исследования будут в значительной мере опираться на результаты  ранее проведенных НИОКР по этой теме и развивать эти подходы  в научном и технологическом аспектах.