Сейсмический мониторинг как инструмент повышения эффективности разработки нефтяных месторождений

Сейсмический мониторинг как инструмент повышения эффективности разработки нефтяных месторождений
Новость

23 июня 2006, 10:42
Олег Кузнецов, Президиум РАЕН, университет «Дубна», Игорь Чиркин, Институт новых нефтегазовых технологий РАЕН, НВП «Геоакустик», Владислав Фирсов, ОАО «Оренбургнефть», ТНК-BP Олег Кузнецов, д.т.н., Президиум РАЕН, университет «Дубна» Игорь Чиркин, к.г.-.м.н., Институт новых нефтегазовых технологий РАЕН, НВП «Геоакустик» Владислав Фирсов, ОАО «Оренбургнефть», ТНК-BP Сейсмический мониторинг разрабатываемых нефтяных месторождений является новым направлением сейсморазведки и предназначен для решения основных задач разработки — сохранения темпа отбо

Олег Кузнецов, Президиум РАЕН, университет «Дубна», Игорь Чиркин, Институт новых нефтегазовых технологий РАЕН, НВП «Геоакустик», Владислав Фирсов, ОАО «Оренбургнефть», ТНК-BP

Олег Кузнецов, д.т.н., Президиум РАЕН, университет «Дубна»

Игорь Чиркин, к.г.-.м.н., Институт новых нефтегазовых технологий РАЕН, НВП «Геоакустик»

Владислав Фирсов, ОАО «Оренбургнефть», ТНК-BP

Сейсмический мониторинг разрабатываемых нефтяных месторождений является новым направлением сейсморазведки и предназначен для решения основных задач разработки — сохранения темпа отбора при увеличении коэффициента извлечения нефти.

Изложенные ниже результаты исследований и их практического применения не охватывают весь спектр возможностей отечественной технологии сейсмического мониторинга. Масштабность и инновационность научно-технического решения авторов не позволяет сделать это в рамках одной публикации. В следующей статье, которая будет опубликована в очередном номере журнала, речь пойдет об использовании технологии для определения направлений естественного флюидопотока в залежи, оценки текущего потенциала добывающих скважин и месторождения в целом, а также выделении водо- и нефтенасыщенных участков залежи.

Сейсмический мониторинг в настоящее время интенсивно развивается на Западе в скважинном и скважинно-наземном вариантах наблюдений [1] и используется в основном для изучения направления гидроразрыва пласта (ГРП). Перманентный сейсмический мониторинг (от нескольких сотен до более тысячи часов) позволяет получить принципиально новую информацию о текущем состоянии месторождения. Такую как направление латерального продвижения фронта естественного и искусственного заводнения залежи, наличие останцов в зоне заводнения, основные векторы флюидопотоков с преимущественно водным или нефтяным составом и др. Технология мониторинга позволяет сделать предварительную оценку целесообразности проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи (МУН) в конкретных скважинах, эффективности их проведения в реальном времени и дополнительного бурения на отдельных участках месторождения.

Методические основы сейсмического мониторинга

Реализация указанных возможностей осуществляется за счет «прослушивания» глубинных гидро- и термодинамических процессов в пределах месторождения. Исходной информацией для прослушивания являются микроволны сейсмической эмиссии (СЭ) и техногенного шума (ТШ). Возникая в породах продуктивной толщи, они распространяются в геосреде, в том числе по направлению к дневной поверхности, где и регистрируются стандартными аппаратурными средствами сейсморазведки.

Выделение микроволн СЭ и ТШ, определение их энергетики и места зарождения возможно двумя способами.

Первый — традиционный способ засечек, применяемый в сейсмологии для определения гипоцентров землетрясений, предусматривает использование для наблюдения 3-компонентных геофонов при минимальном уровне ТШ поверхностного и глубинного (например, при бурении) происхождения. Этот способ применяется практически во всех западных технологиях сейсмического мониторинга.

Второй способ, который, по мнению авторов, является наиболее перспективным, основан на пассивной локации, осуществляющей 3D-обзор нижнего полупространства площадной системой приема (апертурой приема — АП), установленной на дневной поверхности.

В 1990 г. Шленкиным С.И. было разработано фокусирующее преобразование (ФПШ) сейсмического волнового поля специально для технологии «Сейсмический локатор бокового обзора — СЛБО», позволяющей изучить объемное распределение открытой трещиноватости в геосреде по сейсмическим рассеянным волнам. Учитывая положительный многолетний опыт применения СЛБО для решения различных геологических задач [2], можно считать, что ФПШ является универсальным эффективным средством для выделения волн-микросейсм, зарегистрированных в общем сейсмическом волновом поле на фоне более интенсивных волн-помех и других типов волн (отраженных, преломленных и др.).

На основе указанных принципов, заимствованных из технологии СЛБО (апертура приема, ФПШ, 3D-обзор), создана новая технология пассивной сейсморазведки «Сейсмолокация очагов эмиссии — СЛОЭ» для прослушивания геосреды. Используемый в СЛОЭ программно-алгоритмический комплекс, разработанный специалистами ИННТ РАЕН и НВП «Геоакустик» при ГНЦ РФ ВНИИ-геосистем (Волков А.В., Жуков А.С.), позволяет проводить обработку полевой информации с быстродействием, сопоставимым с ее регистрацией, что обеспечивает получение результатов в реальном времени с необходимой оперативностью. Например, для контроля направления трещинообразования в процессе ГРП результаты локализации очагов СЭ визуализируются на экране РС с задержкой 5-6 сек. для площади 1х1 км с дискретностью обзора по ФПШ х=у=50м.

Принципиальное отличие сейсмического мониторинга по технологии СЛОЭ от известной стандартной технологии МОГТ-4D заключается в том, что на основе использования волн СЭ реализована возможность непрерывного и неограниченного во времени прослушивания текущего состояния месторождения и проходящих в нем геодинамических, флюидодинамических и техногенных процессов.

Модели геологической интерпретации результатов мониторинга СЭ

Ключевым вопросом сейсмического мониторинга является геологическое истолкование результатов исследования СЛОЭ. Если при кратковременном наблюдении процесса ГРП волны СЭ, вполне очевидно, являются индикаторами трещинообразования, а их глубинное позиционирование отражает направление развития гидроразрыва, то при перманентном мониторинге СЭ интерпретация результатов исследования не столь очевидна и проста. Многофакторная зависимость процесса СЭ требует дополнительного рассмотрения некоторых закономерностей и моделей этого явления в геосреде.

Во-первых, сейсмическая эмиссия является одной из форм проявления разрядки напряжения горных пород, находящихся в естественном залегании. Излучение упругих волн связано с пространственно-временным изменением напряженного состояния пород, которое преимущественно влияет на изменение пространственно-временного распределения открытых трещин, а при их раскрытии и схлопывании формируются упругие волны-микросейсмы.

Во-вторых, изменение напряженного состояния пород продуктивной толщи на разрабатываемом месторождении связано не только с изменением пластового давления (откачка и закачка флюида, ГРП и др.), но и с естественной геодинамикой (неотектоника, твердотельные приливы и т.п.), а также с привносом и выделением термоупругой энергии [3]. Поэтому СЭ зависит от многих факторов естественного и техногенного изменения напряженного состояния. Кроме того, площадное распределение активности СЭ зависит от физико-механических свойств пород (в основном хрупкости) изучаемой толщи, т.е. отмечается влияние литофациального фактора.

В-третьих, изменение активности СЭ представляет собой случайный процесс, который при длительном наблюдении (более суток) имеет детерминированные фазы высокой и низкой активности, совпадающие с фазами временного градиента вариации силы тяжести (Dg(t)'t), обусловленной твердотельными лунно-солнечными приливами. При максимальных значениях увеличения Dg(t)'t (Луна переходит в надир) наблюдается наибольшая активность СЭ — фаза активного трещинообразования, а при минимальных (Луна переходит в зенит) — фаза активного уплотнения. Пример данного соответствия показан на рис. 1.

В-четвертых, в процессе раскрытия трещин флюид втягивается в полость, а при схлопывании — выжимается их нее, т.е. трещина за счет раскрытия и схлопывания ее полости работает как микронасос. Система трещин, имеющих доминантное азимутальное направление, способна перемещать флюид в залежи, реализуя естественную циркуляцию флюидопотока за счет геодинамических фаз твердотельных приливов.

Основными характеристиками случайного процесса СЭ при длительном мониторинге (более нескольких суток) являются математическое ожидание (или среднее значение амплитуд СЭ — Аср) и стандартное отклонение (s), между которыми существует обратная зависимость для однородных пород исследуемой толщи. Пример зависимости Аср=f(s) для двух участков месторождения по одному и тому же продуктивному пласту, представленному песчано-глинистыми отложениями, показан на рис. 2а. Левая зависимость (зеленый цвет) соответствует более пластичным или более глинизированным, а правая (красный цвет) — менее глинизированным породам продуктивной толщи. Разграничение площади месторождения на два типа литофациального состава пород продуктивной толщи показано на рис. 2б.

Установлено, что тип флюидонасыщения существенно влияет на основные характеристики СЭ. Выполненные сотрудниками компании «Ойл-инжиниринг» (В.П. Дыбленко, Р.Я. Шарифуллин и др.) экспериментальные исследования СЭ на физических моделях в пластовых условиях с различным типом насыщения показали, что для однородных образцов отмечается соотношение Аг>Ав>Ан и sг

Указанные модели и закономерности используются для геологической интерпретации текущего и накопленного поля активности СЭ с целью решения конкретных прикладных задач разработки.

Контроль гидроразрыва пласта (ГРП) в реальном времени

ГРП является наиболее действенным мероприятием по повышению нефтеизвлечения. Однако его реализация всегда сопряжена с риском получения негативного результата, например, в ситуации, когда разрыв соединяет скважину с водоносной зоной пласта. Этот и другие негативные примеры ГРП обусловлены тем, что при проектировании ГРП в конкретной скважине не могут быть учтены с необходимой точностью важные факторы (геодинамическая и тектонофизическая обстановка, доминирующие направления трещиноватости, миниблоковое строение и т.п.), существующие в околоскважинном пространстве и определяющие направление гидроразрыва. Поэтому для снижения этого риска необходима визуализация в реальном времени пространственного развития ГРП.

В 2004-2005 гг. по технологии СЛОЭ выполнен контроль ГРП в 15 скважинах на семи месторождениях в Оренбургской области. Наблюдения СЛОЭ проводились на апертуре, имеющей форму 10-лучевой звезды диаметром 1,2 км, общее количество пунктов приема — 120, удаление центра апертуры от скважины — 2,5 км. Время непрерывной регистрации СЭ составило примерно 1 час, обработка проводилась по 10-секундным интервалам, текущие результаты выдавались с задержкой около 6 сек. Пример визуализации текущего развития техногенной трещиноватости в процессе ГРП представлен на рис. 3.

Из 15 вышеупомянутых скважин, для которых проводился СЛОЭ-контроль ГРП, в пяти был получен негативный результат по следующим причинам:разрыв вышел за пределы залежи в водонасыщенную часть пласта (1 скв.);отсутствие разрыва пласта из-за обрыва колонны и закачки проппанта в заколонное пространство (1 скв.);отсутствие разрыва пласта из-за невозможности закачки проппанта в пласт (3 скв.).

Результаты СЛОЭ-контроля по первым двум случаям подтверждены промысловыми данными и независимыми наблюдениями по СЛБО.

Для выяснения причин блокирования проникновения проппанта в пласт сделано сопоставление времени проведения ГРП с геодинамическими фазами уплотнения и разуплотнения (рис. 1). Мероприятия ГРП проводились на уровне терригенных отложений девона (пласты Д3 и Д4, глубины 4200-4000 м) в четырех скважинах Росташинского месторождения с 16.09 по 04.11 2005 г. Результаты сопоставления времени проведения ГРП с графиками активности СЭ и градиентом вариации силы тяжести (Dg(t)'t) представлены на рис. 4. Отмечается совпадение удачно и неудачно выполненных ГРП с геодинамическими фазами уплотнения и разуплотнения соответственно. Полная закачка проппанта была выполнена без осложнений в скв. 172 на максимуме геодинамической активности естественного трещинообразования. В скважинах 921 и 915 отмечалось полное блокирование внедрения проппанта в пласт во время максимального уплотнения среды. В скв. 877 проведена лишь частичная закачка проппанта (примерно 15%) в период перехода геодинамических фаз от уплотнения к разуплотнению. Аналогичный анализ времени проведения ГРП в других скважинах показал, что в случае проведения мероприятия во время геодинамического уплотнения закачка проппанта существенно осложнялась.

Таким образом, можно сделать вывод, что для повышения эффективности ГРП следует согласовывать проведение гидроразрыва с геодинамическими фазами естественной активности трещинообразования и уплотнения. Это относится не только к ГРП, но и другим мероприятиям воздействия на пласт типа нагнетания воды, внутрипластового горения, перфорации, очистки прискважинной зоны и т.п. Данный вывод не означает, что указанные мероприятия не могут проводиться в любое время, но их эффективность (в том числе вероятность отсутствия возможных осложнений при их проведении) будет значительно выше. Например, при ГРП и перфорации образующиеся разрывы могут быть значительно длиннее в периоды естественного трещинообразования, чем в периоды уплотнения. Информация о текущем изменении геодинамических фаз на любой период длительности рассчитывается по стандартным программам, используемым в гравиразведке для определения вариаций силы тяжести за счет лунно-солнечных приливов, соответственно для географических координат месторождения или группы месторождений с учетом разницы местного времени от Гринвича.

Определение основных направлений нагнетания воды

Искусственное заводнение продуктивного пласта является стандартным мероприятием на разрабатываемых месторождениях и проводится для поддержания пластового давления (ППД) и вытеснения нефти к добывающим скважинам. Последнее способствует как увеличению темпа отбора нефти, так и ускоренному обводнению скважин. Поэтому знание основных направлений продвижения нагнетаемой воды является исключительно важным для повышения эффективности разработки. С этой целью проводятся специальные мероприятия типа гидродинамического прослушивания, закачки индикатора и др. и осуществляются постоянный контроль и анализ обводненности скважин на промысле. Применение СЛОЭ для решения этой задачи может повысить надежность и оперативность определения основных направлений нагнетания и, что важно, продвижение фронта заводнения в межскважинном пространстве, где флюидодинамический анализ возможен лишь на уровне гипотетического моделирования.

Фронт вытеснения нефти водой характеризуется пространственно-временным градиентом термоупругих напряжений, которые в поле СЭ формируют локальную аномалию. Движение нагнетаемой воды опережающим темпом и основным потоком идет по линейным законам открытой трещиноватости, что определяет в основном линейную форму этой аномалии, которая фрагментарно проявляется («высвечивается») в 4D-поле СЭ.

На рис. 5 представлены фрагменты мониторинга СЭ в районе нагнетательной скв. 919 на Росташинском месторождении. По локальным аномалиям активности СЭ можно выделить 2 основных направления движения воды от скв. 919 на юг-юго-запад (а) и северо-запад (б). Доминирующее проявление первого или второго направлений нагнетания воды обусловлено геодинамическими фазами твердотельных лунно-солнечных приливов. При этом в фазах активизации СЭ проявляется юг-юго-западное доминантное направление, а в фазах уплотнения — северо-западное. Таким образом, за счет геодинамики твердотельных приливов происходит «переключение» основных направлений движения нагнетаемой воды. Эффект переключения, или триггер-эффект, закачки может быть использован для повышения эффективности МУН на основе циклического заводнения, согласуя периоды включения-отключения нагнетательных скважин с геодинамическими фазами.

Для оценки общей ситуации направлений гидропотоков от нагнетательных скважин используются накопленные данные длительного мониторинга СЭ. На рис. 6 представлено поле средних значений СЭ за ~ 353 часа наблюдений (с 9 по 30 сентября 2005 г.) для центральной части (площадь 56 км2) Росташинского месторождения, которое находится в приподнятом блоке относительно разлома типа сброса (с амплитудой ~ 100 м), ограничивающего месторождение с юга. На представленном поле отмечается, как указывалось выше, многофакторная зависимость активности СЭ. За счет высокого уровня осреднения (21 день) переменное во времени влияние фаз лунно-солнечных приливов компенсировано. Однако более четко отмечается стационарное влияние факторов литофациального, разделившего площадь на западный и восточный участки с различной активностью СЭ, и неотектонического, сформировавшего два очага аномального напряжения в юго-западном углу месторождения и на востоке, которые выделяются более высокой энергией СЭ. Искомый техногенный фактор нагнетания, характеризующийся локальным увеличением СЭ, самостоятельно в суммарном поле не проявляется. Эффективным средством его выделения (наряду с вычитанием тренда, вейвлет-анализом и Родон-преобразованием) является вычисление поля градиентов и представление его в векторной форме (рис. 7а). Пересечение противоположно- или разнонаправленных стрелок-векторов соответствует «гребням» — локальным аномалиям относительного увеличения СЭ. Эти пересечения представлены более плотной штриховкой — затемнениями, на которых, как правило, находятся нагнетательные скважины, что позволяет по затемненным линиям трассировать основные потоки воды от нагнетательных скважин (рис. 7а). На представленной схеме можно отметить, во-первых, наличие ортогональных ответвлений, выполняющих основную функцию вытеснения нефти и ППД, и, во-вторых, направленность основных гидропотоков от нагнетательных скважин в сторону разлома. Последнее является причиной сброса воды в разлом через сформированные промытые зоны. Это объясняет потерю большей части закачиваемой воды, которая не участвует в ППД и вытеснении нефти (по результатам анализа эффективности системы нагнетания на данном месторождении).

Как показано выше на примере работы нагнетательной скв. 919, интенсивная прокачка воды по промытой субмеридиональной зоне происходит в период наступления геодинамической фазы активного трещинообразования, что дополнительно указывает на целесообразность использования циклического заводнения не только для повышения эффективности нефтеизвлечения, но и с точки зрения энергосбережения на данном месторождении.

Карта градиента СЭ в векторной форме (рис. 7б) отражает мини-блоковую структуру строения продуктивных отложений, образованную глобальной диагональной системой трещиноватости, имеющей широкое распространение на Земле. Эта система наиболее наглядно проявляется в западной неразбуренной части месторождения. Ортогональная система глобальной трещиноватости создает регулярную сетку блоков, которую необходимо использовать для разбуривания данного участка. (Можно заметить, что сама природа «подсказывает» схему оптимального размещения добывающих и нагнетательных скважин.) По нашему мнению, на первом этапе разбуривания добывающие скважины целесообразно размещать в узлах сетки (см. рис. 8), где за счет высокой трещиноватости можно ожидать высокие и максимальные притоки нефти. По мере обводнения этих скважин бурение добывающих скважин второй очереди следует проводить в центральной части мини-блоков, а скважины первой очереди переводить под нагнетание для ППД и более активного вытеснения нефти.

Выводы

На основе проведенных комплексных теоретических и экспериментальных исследований создана новая технология сейсморазведки — СЛОЭ, которая позволяет реализовать новое направление оптимизации процесса извлечения нефти. В сочетании с традиционными гелого-промысловыми исследованиями созданная технология позволяет существенно повысить эффективность разработки месторождений.

Литература

1. Shawn C. Maxwell, Theodore I. Urbancic. The role of passive microseismic monitoring in the instrumented oil field. The Leading Edge. June 2001.

2. Кузнецов О.Л., Курьянов Ю.А., Муслимов Р.Х., Файзуллин И.С., Хисамов Р.С., Чиркин И.А. Пространственно-временное изменение трещиноватости в геосреде по результатам наблюдений методом 4D СЛБО. Ж. «Геоинформатика», № 3, 2000.

3. Вахитов Г.Г, Симкин Э.М., Кузнецов О.Л. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: «Недра», 1978, 320 с.

4. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. М.: «Наука», 1976.

Нашли опечатку в тексте? Выделите её и нажмите ctrl+enter