Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов

Изобретение относится к способу, применяемому для наземного сейсмическогомониторинга гидравлического разрыва пласта углеводородов. В процессе мониторингового режима съемки осуществляется непрерывная регистрация сейсмического волнового поля от нескольких часов до нескольких суток, что позволяет оценить изменение уровня микросейсмической эмиссии. Результатом микросейсмического мониторинга является локализация гипоцентров микросейсмических событий. Заявленный способ позволяет получить каталог залоцированных событий по завершении обработки. Данный каталог содержит время регистрации, координаты залоцированного события, точность подбора решения в виде безразмерного коэффициента и атрибуты микросейсмического сигнала. А уже далее на стадии постобработки полученные каталоги могут быть визуализированы в видеоформате с целью отслеживания изменений аномалий микросейсмической эмиссии во времени, система наблюдений является сегментированной, что позволяет располагать сейсмометры в областях, обладающих пониженной шумовой нагрузкой, что дает возможность увеличить соотношение сигнал/шум. В заявленной методике используется 3-компонентное сейсмическое оборудование, которое фиксирует сигнал по трем направлениям. Основы интерпретации данной задачи составляет физический процесс сейсмической диффузии (микротремор) в результате изменения порового давления. Этот процесс имеет место как в объектах разработки нефтегазонасыщенных толщ, так и в результате теплового воздействия на пласт в процессе изменения температурного режима при разработке высоковязких углеводородов. Аномалии отображают гидродинамические изменения локального и площадного характера, тем самым интенсивность аномалии является интегральной величиной плотности зарегистрированных событий. Способ апробирован и имеет практическое применение в местах залежи пласта углеводородов. Технический результат – повышение точности и информативности получаемых данных. 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к способу, применяемому для наземного сейсмическогомониторинга гидравлического разрыва пласта углеводородов.

Известна группа изобретений, относящаяся к скважинному мониторингу, с использованием распределенной системы акустического зондирования, гидравлического разрыва пласта во время сооружения эксплуатационных скважин, таких как нефтяные и газовые скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы мониторинга. Сущность решения: способ содержит этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика; собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта, причем, по меньшей мере, одна индикация, по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит индикацию, по меньшей мере одного из: а) уровней интенсивности, б) частоты и в) разброса частот акустических возмущений по меньшей мере в продольном участке зондирования волокна вблизи места растрескивания, причем указанную индикацию(ии) используют для представления индикации потока проппанта и текучей среды в трещину (патент на изобретение № 2537419 от 10.01.2015 г.).

Недостатками заявленной группы изобретений являются:

- «оптоволоконный кабель пропускают сквозь тампонажный цемент и фактически заделывают в него на наружной стороне металлической обсадной колонны», то есть в случае повреждения кабель невозможно извлечь, а в системе наблюдения придется заменить кабель на не жестко закрепленное волокно, что снизит качество получаемого полевого материала, а соответственно и точность получаемых результатов;

- в используемом алгоритме локации событий (MLAT) подразумевается, что геологическая среда изотропна по скорости.

Так же известен способ сейсмического мониторинга гидравлических разрывов продуктивных пластов включающий регистрацию сейсмических волн на дневной поверхности от перфорации обсадной трубы и в процессе гидроразрыва, изображение результата в виде видеоизображений, отличающийся тем, что, исходя из частоты дискретизации сейсмических сигналов и скорости распространения сейсмических волн, определяют зону установки сейсмоприемников, исходя из уровня микросейсмических шумов и ожидаемых уровней сейсмических сигналов, возбуждаемых образующимися при гидравлическом разрыве трещинами определяют минимальное количество сейсмических приемников, устанавливают сейсмоприемники в заданной зоне, производят измерения координат их установки, в процессе гидроразрыва по гипотетической сетке определяют координаты отдельных трещин, производят трехмерную аппроксимацию полученной трещины и по объему закаченного проппанта определяют размеры закрепленной трещины, полученной в результате гидроразрыва, результат выводят на экран монитора (заявка на изобретение № 2012125848 от 27.12.2013 г.).

Недостаток заявленного способа следующий:

- результатом обработки является видеоизображение, что не позволяет произвести статистический анализ распределения зарегистрированных событий по какому-либо атрибуту (размах амплитуд сигнала, распределение частотных характеристик и пр.).

Из уровня техники по совокупности существенных признаков с заявленным техническим решением известен способ скважинного мониторинга гидравлического разрыва пласта, содержащий этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика, собирают данные от многочисленных продольных участков волокна, и обрабатывают указанные данные для получения индикации вымывания проппанта (патент на изобретение № 2648743 от 28.03.2018 г.).

Данное техническое решение принято нами за прототип.

Недостатки прототипа следующие:

- применение системы в стволе скважины, в которой выполняют ГРП, ухудшает качество получаемого сигнала, так как скважина находится в рабочем состоянии и на регистрацию микросейсмического сигнала большое влияние оказывают техногенный шум.

Целью заявленного технического решение является разработка способа, позволяющего устранить вышеописанные недостатки и расширить диапазон использования, посредством разработанного алгоритма.

Цель достигается тем, что решение обратной кинематической задачи осуществляется следующим образом. Пусть в среде существует источник излучения с неизвестными координатами S(x, y, z), неизвестна также средняя скорость распространения сейсмических волн V. Имеется n точек наблюдения (сейсмических датчиков) на дневной поверхности M_j(x_j, y_j, z_j). Из совокупности точек наблюдения выбирается опорный канал M_j0, относительно которого по регистрационным записям определяют во временной области наблюдаемые задержки сигнала τ_j путем вычисления корреляционной функции в каждый дискретный момент времени в заданном окне.

В рассматриваемом способе вычислений используется линейный коэффициент корреляции Пирсона, описываемый формулой:

Вычисление коэффициента корреляции на этапе поиска потенциально возможных событий позволяет выполнить фильтрацию (отбор) потенциальных событий уже на стадии расчета, а не после него. Суть фильтрации заключается в том, что используя изначально заданное пороговое значение корреляции, отбрасываются ложные решения обратной кинематической задачи. Главный критерий здесь — достаточный уровень корреляции между волновыми пакетами, поступивших на базовый и рядовые датчики. При корреляции ниже порогового значения потенциальное событие считается ложным, а дальнейший процесс локации прерывается. Допустимые пороговые значения корреляции располагаются в диапазоне от 0.5 до 1.

Если коэффициент корреляции превышает пороговое значение, то принимается, что на рядовом и базовом датчике зарегистрировано одно и то же событие. При этом ведется учет, на каком количестве рядовых датчиков было замечено превышение коэффициента корреляции над пороговым значением. Если количество рядовых датчиков составляет не менее четырех, то считается, что событие зафиксировано по времени, а получаемые фактические временные задержки используются для локации события в пространстве.

Таким образом, значение корреляции является критерием достоверности лоцирования сейсмических событий первого порядка.

Длина окна не должна быть меньше минимальной задержки между опорным каналом и точками антенны. Длина окна оптимизируется в процессе обработки данных. Теоретически время задержки сигнала между опорным каналом и точками наблюдения сейсмической антенны определяется как разница времен пробега сейсмической волны от источника к опорному каналу и точкам наблюдения со средней скоростью распространения сейсмической волны V:

, где

– расстояние между точками наблюдения сейсмической антенны и источником микросейсмического сигнала. После определения задержек производится фильтрация данных значений исходя из того, что при заданной глубине перфорации и минимальной скорости распространения акустических волн, задержка между наиболее удаленными точками антенны не может превышать определенного значения. Соответственно, для всех точек антенны проводится выбор времен максимума корреляционной функции, не превышающей данного максимального значения. Далее, с учетом реальных величин τ_j, решение обратной кинематической задачи сводится к решению системы нелинейных уравнений относительно четырех неизвестных (x, y, z, V):

.

Для принципиальной возможности решения системы уравнений число точек наблюдения сейсмической антенны должно быть не менее пяти. В общем случае система уравнений оказывается переопределенной, и решение ищется по методу наименьших квадратов, т. е. путем минимизации функционала вида:

Производится минимизация суммы невязок, т.е. квадратов разницы между теоретически рассчитанными T_j(x, y, z, V) и практически наблюдаемыми временами прихода волн τ_j, определенными как время, при котором достигается максимум корреляционной функции между опорным каналом и каналами сейсмической антенны. Таким образом, величина невязки — безразмерный коэффициент, вычисляемый как сумма квадратов разностей между фактически найденными и теоретическими временными задержками между базовым и рядовыми датчиками. В случае, если фактические и теоретические временные задержки совпадают, то безразмерный коэффициент невязки будет равен нулю. Данный коэффициент по сути является значением, получаемым при минимизации функционала (описанная в издании Гальперина, 1982г.), используемого в решении обратной кинематической задачи. Соответственно, чем меньше значение данного коэффициента, тем получаемое решение точнее. Данная закономерность позволяет использовать рассматриваемый параметр как одним из критериев выборки решений обратной кинематической задачи.

В процессе мониторингового режима съемки осуществляется непрерывная регистрация волнового поля от нескольких часов до нескольких суток, что позволяет оценить изменение уровня микросейсмической эмиссии. Результатом микросейсмического мониторинга является локализация микросейсмических событий.

На стадии постобработки (после получения решений обратной кинематической задачи) отбор решений осуществляется по двум параметрам — по глубине и значению невязки. При мониторинге процесса закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, глубина интервала перфорации скважины известна достаточно точно. Это позволяет выбирать решения по вертикальной координате Z в диапазоне изменения глубин источников (от положения центра интервала перфорации). Таким образом отсекаются события, лежащие по глубине за пределами исследуемого интервала.

Оставшаяся часть решений обратной кинематической задачи рассматривается с позиций значений невязки, которая на качественном уровне позволяет различать степень достоверности событий относительно друг друга. Используя различные способы пространственной кластеризации по атрибуту невязки решения, возможно определить наиболее достоверные области формирования сети гидравлической трещиноватости. Таким образом, невязка получаемых решений может использоваться как дополнительный интерпретационный признак.

Отбор микросейсмических событий по параметрам позволяет выделить источники микросейсмической эмиссии, приуроченные к области поиска, и оценить их достоверность по пространственным координатам, времени регистрации сейсмических событий. В результате получается множество решений, соответствующих пространственной области микросейсмической активности, изменяющейся по интенсивности и размеру во времени в процессе производства геолого-технологического мероприятия.

Таким образом, с учетом выбора источников микросейсмической эмиссии по глубине, невязки решений и значениям функций корреляции можно из всего множества решений обратной кинематической задачи выделить наиболее достоверные.

Основы интерпретации данной задачи составляет физический процесс сейсмической диффузии (микротремор) в результате изменения порового давления. Этот процесс имеет место как в объектах разработки газонасыщенных толщ, так и в криолитозоне при изменении температурного режима. Аномалии отображают гидродинамические изменения локального и площадного характера, но не отражают генезис аномалиеобразующего источника. Тем самым интенсивность аномалии является интегральной величиной плотности зарегистрированных событий и прямо пропорциональна глубине очагов эмиссии. Из этого следует, что приповерхностные (не глубокие) аномалии будут заведомо иметь большую плотность (интенсивность). Но это никак не отражает объемную характеристику источника.

Таким образом:

- система наблюдений располагается на поверхности земли, то есть в случае поломки/отключения датчика оператор получит уведомление, что позволит оперативно заменить датчик и продолжить вести наблюдения в штатном режиме;

- при поиске событий закладывается модель реальной геологической среды на основе данных проведения ВСП либо акустического и гамма-гамма плотностного каротажа в ближайшей скважине на месторождении, что позволяет учитывать вертикальную анизотропию слоистой геологической среды;

- заявленный метод позволяет получить каталог залоцированных событий по завершении обработки. Данный каталог содержит время регистрации, координаты залоцированного события, точность подбора решения в виде безразмерного коэффициента, и те атрибуты микросейсмического сигнала, которые указывает оператор, а именно - максимальная амплитуда, магнитуда, энергия сигнала, спектральная характеристика, которая показывает зависимость амплитуды сигнала от частоты. А уже далее на стадии постобработки полученные каталоги могут быть визуализированы в видео формате с целью отслеживания изменений аномалий микросейсмической эмиссии во времени;

- система наблюдений является сегментированной, что позволяет располагать сейсмометры в областях, обладающих пониженной шумовой нагрузкой, что дает возможность увеличить соотношение сигнал/шум;

- в предлагаемой методике используются геофоны 3С, которые фиксируют сигнал по трем компонентам (X, Y, Z), что позволяет решать обратную кинематическую задачу с более высокой степенью достоверности;

- метод более универсален в плане местности проведения. Также есть возможность покрытия большей площади для проведения наблюдений, а не только околоскважинной области, что наиболее актуально в случае непрерывного мониторинга области растекания вод или изменения уровня ГВК;

-работы производятся параллельно с разработкой месторождения, то есть не требуется остановки технологических процессов на месторождении в нагнетаемых или добывающих скважинах;

- в обязательном порядке не требуется наблюдательная скважина. Она выступает лишь как дополнительная возможность для улучшения точности локации микросейсмических событий.

1. Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов, включающий непрерывную регистрацию сейсмического волнового поля системой наблюдений, расположенной на поверхности земли, обработку полученных данных с получением каталога залоцированных микросейсмических событий по завершении обработки, содержащего время регистрации, координаты залоцированного события, точность подбора решения в виде безразмерного коэффициента, атрибуты микросейсмического сигнала, причем система наблюдений включает 3-компонентные сейсмометры, фиксирующие сигнал по трем направлениям, из совокупности которых выбирается опорный канал, расположенный непосредственно в проекции порта гидроразрыва, либо в проекции середины интервала перфорации, относительно которого по регистрационным сейсмическим записям определяют во временной области наблюдаемые задержки сигнала путем вычисления корреляционной функции в каждый дискретный момент времени в заданном окне.

2. Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов по п. 1, отличающийся тем, что работы производятся параллельно с разработкой месторождения, при этом при поиске событий средняя скорость распространения упругих колебаний закладывается из модели реальной геологической среды на основе данных вертикального сейсмического профилирования, либо акустического и гамма-гамма плотностного каротажа в ближайшей скважине, в пределах территории проводимых исследований, либо в непосредственной близости со схожими геологическими условиями.

3. Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов по п. 1, отличающийся тем, что отбор микросейсмических событий проводится по параметрам глубины, невязки решений и значениям функций корреляции.