Способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии

Способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности, а именно для контроля и управления разработкой нефтяных залежей.

В известном способе поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи [1] осуществляют регистрацию информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц с использованием приемников сейсмических колебаний, расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга одновременно по всем измеряемым компонентам, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала относительно участка, заведомо не содержащего залежи. Рассматриваются различные варианты способа с использованием в качестве информационного сигнала микросейсмического шума Земли и дополнительно проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне от 2 до 5 Гц, осуществляют регистрацию информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц как до, так и во время генерирования сейсмических колебаний, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.

Недостатками способа является невозможность определения по нему непосредственно местоположения (координат) источников микросейсмического шума (микросейсмической эмиссии), что важно для контроля процесса разработки залежи углеводородов, а также необходимость использования в третьем варианте способа низкочастотного сейсмовибратора, что усложняет проведение работ в условиях Сибири.

Известен также способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений [2], включающий регистрацию сейсмического фона в диапазоне частот 1-20 Гц на дневной поверхности над месторождением углеводородов и на бесперспективном участке и о наличии месторождения судят по сдвигу в сторону низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрированного на исследуемой площади, по сравнению с максимумом частотного спектра, полученного на бесперспективной площади. Способ используется для поиска месторождений углеводородов.

Недостатком способа является представление сигнала в спектральном виде и невозможность определения по нему непосредственно местоположения (координат) источников микросейсмической эмиссии, что важно для контроля процесса разработки залежи.

Наиболее близким (прототипом) к заявляемому способу является способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов [3], в котором (первый вариант) осуществляют одновременную регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли в диапазоне частот 0.1-20 Гц приемниками, расположенными на расстоянии от 50 м до 500 м друг от друга по всем измеряемым компонентам. Разбивают временной диапазон регистрации на дискретные участки, производят расчет спектральной характеристики, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, исключают из рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, проводят анализ дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов. При этом решают обратную волновую задачу распространения акустического излучения от цилиндрически симметричного источника, определяют глубину залегания продуктивного на углеводороды пласта. Принципиально важным этапом реализации изобретения является процесс фильтрации записанного временного ряда от поверхностных шумов и выделение информационного сигнала. С этой целью используют расстановку приемников сейсмических колебаний и кросскорреляционную обработку записанного сигнала.

Существенный недостаток этого способа заключается в том, что определяется только местоположение источника информационного сигнала, а не зона микросейсмической активности, что обусловлено спектральным представлением сигналов. Реально это будет пространственная область источников микросейсмической эмиссии, причем их местоположение может меняться в области продуктивного нефтяного пласта в процессе разработки месторождения. Для контроля разработки залежей углеводородов необходимо осуществлять периодическую регистрацию микросейсмической эмиссии, определять координаты ее источников и контролировать изменение положения зон микросейсмической эмиссии в процессе разработки месторождения.

Техническим результатом настоящего изобретения является способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии путем периодического определения местоположения зон микросейсмической эмиссии посредством регистрации сейсмических сигналов с помощью скважинных снарядов, установленных в область забоя одной или нескольких скважин, и одновременно на дневной поверхности с помощью сейсмической антенны (группы сейсмических приемников, расставленных с базой не более 100 м между ними), установленной над забоем указанных скважин и специализированной обработки полученных регистрационных записей с целью выделения пространственных зон микросейсмической активности, изменяющихся по интенсивности при техногенных воздействиях в процессе разработки месторождений углеводородов (откачка флюида, закачка воды или пара) для обеспечения оптимизации разработки залежи.

Методика обработки и анализ зон микросейсмической активности позволяют выявить пространственные структуры, изменяющиеся по интенсивности эмиссии и по размеру, оценить корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью добычи/закачки флюида в залежь. Анализ эмиссии позволяет также обнаруживать продвижение фронта воды от нагнетательных скважин, выявлять активность разломов и изменение зон трещиноватости пород пласта залежи.

Технический результат достигается тем, что в способе контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии аналогично прототипу, заключающемся в том, что осуществляют одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний на дневной поверхности над разрабатываемым месторождением углеводородов с помощью сейсмической антенны (группы сейсмоприемников, установленных друг от друга на удалениях не более 100 м) и цифровой регистрирующей аппаратуры, причем регистрацию производят по трем компонентам периодически в течение длительного времени, согласно изобретению регистрацию кроме сейсмической антенны на поверхности осуществляют также в забое одной или нескольких скважин, расположенных в области под сейсмической антенной, скважинным снарядом с трехкомпонентными сейсмическими датчиками, обработку сейсмических сигналов производят в каждый дискретный момент времени. Вычисляют координаты источников сейсмических колебаний для всех пар точек наблюдения, при этом из каждой пары в одной точке на дневной поверхности, а в другой точке в скважине, с помощью метода решения обратной кинематической задачи с учетом величин функций взаимной корреляции всех пар точек наблюдения на дневной поверхности и в скважине и скоростей распространения сейсмических волн. Выбирают из множества решений (координат источников) по всем записям и времени регистрации, решения с минимальной невязкой. Качество решений оценивают по фокусировке их при уменьшении невязки, выделяют по множеству решений пространственные зоны микросейсмической активности, изменяющиеся по интенсивности при техногенных воздействиях в процессе разработки месторождений углеводородов (откачки флюида, закачки воды), где за счет изменения напряженного состояния происходят деформации, вызывающие излучение сейсмических волн из области залежи, анализируют выделенные зоны микросейсмической активности, выявляют в них пространственные структуры, изменяющиеся по интенсивности и размеру, оценивают корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью добычи/закачки флюида в залежь, оценивают изменение каналов фильтрации и продвижение фронта воды от нагнетательных скважин, выявляют области разломов и зоны трещиноватости и обеспечивают контроль поведения залежи с целью оптимизации ее разработки.

Предлагаемый способ отличается тем, что использование сейсмических методов, регистрирующей аппаратуры и специальных методов обработки позволяют определить с высокой точностью местоположение зон сейсмической эмиссии, возникающих под влиянием различных техногенных воздействий на залежь в процессе ее разработки (откачка флюида или закачка воды), за счет изменения напряженного состояния пласта происходят деформации, вызывающие излучение сейсмических волн, что в свою очередь позволяет определить пространственные структуры или зоны микросейсмической активности, характеризующие изменение физико-механических характеристик пласта (изменение пластового давления, флюидопотоков, зон трещиноватости пород и т.п.), и, следовательно, определить области изменения напряженного состояния залежи углеводородов.

Суть способа.

Сейсмоакустическая эмиссия возникает в геологической среде за счет изменения ее напряженного состояния, которое связано как с естественными факторами, в основном обусловленными геодинамикой среды (тектонические давления, лунно-солнечные приливы и т.п.), так и с влиянием различных техногенных воздействий, осуществляемых как с поверхности, так и из внутренних точек среды. Эмиссия, возникающая в результате техногенного воздействия, как ответная реакция среды, называется наведенной сейсмоакустической активностью [4]. Основными техногенными воздействиями на залежь в процессе разработки являются откачка флюида, закачка воды или пара и т.п. Под действием внешних факторов в процессе разработки месторождения изменяется напряженное состояние пласта и вмещающих горных пород, в результате возникают деформации, сопровождающиеся излучением сейсмических волн, то есть наблюдается микросейсмическая эмиссия в области изменения напряженного состояния пород.

Периодическая синхронная регистрация сейсмоакустической эмиссии в области забоя одной или двух скважин и на дневной поверхности над залежью с помощью сейсмической антенны (группы сейсмоприемников), расположенной над областью забоя указанных скважин и специализированной регистрирующей аппаратуры, позволяет, применяя специальные методы обработки регистрационных записей, выделять пространственные зоны микросейсмической активности, анализировать выделенные зоны и их изменение по интенсивности в процессе разработки месторождения, оценивать корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью добычи/закачки флюида в залежь, оценивать изменение каналов фильтрации, продвижение фронта воды от нагнетательных скважин, выявлять области разломов, зоны трещиноватости и т.п. Таким образом, периодический контроль за интенсивностью и пространственным положением зон микросейсмической активности в процессе разработки месторождения позволяет обеспечить контроль поведения залежи с целью оптимизации ее разработки.

Способ осуществляют следующим образом.

В забой одной или нескольких скважин устанавливают скважинные снаряды с сейсмическими трехкомпонентными датчиками, а на дневной поверхности, в области над забоем указанных скважин, сейсмическую антенну (группу одно- и трехкомпонентных сейсмоприемников, с расстоянием между ними не более 100 м) с регистраторами типа Reftek. Часть приемников сейсмической антенны устанавливают в мелкие скважины на глубину до 10 м. Регистрацию в одной или нескольких скважинах осуществляют в связи с тем, что уровень сигнала микросейсмической эмиссии, регистрируемого на поверхности, существенно ниже уровня шумов на дневной поверхности, где установлена сейсмическая антенна.

Регистрация на поверхности и в скважинах осуществляется с точной привязкой местоположения каждого датчика с помощью GPS, синхронно всеми датчиками и с точной привязкой по времени процесса регистрации микросейсмических колебаний на поверхности и в скважинах. Регистрация производится при контроле разработки нефтяного месторождения в процессе отбора флюида, закачивания в пласт воды и законтурного обводнения периодически в процессе разработки месторождения. Периодичность наблюдений при контроле разработки месторождения определяется скоростью изменения физико-механических характеристик нефтяного пласта и других параметров добычи. При этом, чем быстрее происходит изменение физико-механических свойств залежи (изменение пористости, флюидосодержания, изменение зон трещиноватости), тем чаще необходимо производить регистрацию микросейсмической эмиссии в скважинах и на дневной поверхности над месторождением.

Поэтому для осуществления контроля процесса разработки залежи, наблюдения необходимо проводить периодически в процессе всего периода эксплуатации месторождения. Выявление зон микросейсмической активности позволяет оценить активность нефтепроводящих каналов, скорость изменения пористости (появление зон трещиноватости), флюидосодержания.

Современные методы регистрации позволяют проводить непрерывную синхронную регистрацию микросейсмической активности в скважинах и на поверхности большим количеством каналов в течение продолжительного времени.

Регистрационные записи скважинных датчиков и сейсмической антенны обрабатывают с помощью методов решения обратной кинематической задачи, которые позволяют определять во времени координаты источников сейсмической эмиссии, и располагать эти источники в пространственном кубе, с привязкой к забою скважины и ее стволу.

В предлагаемом способе решается обратная задача распространения сейсмической волны с целью локации источника сейсмических колебаний и накопления информации в пространстве (координаты события, скорость в среде, напряжения, энергия).

Задача локации источников сейсмических колебаний решается следующим образом.

По регистрационным записям сейсмических сигналов определяется время задержки сейсмического сигнала между всеми парами точек наблюдения в скважине и точек сейсмической антенны. Время между парами точек наблюдения определяется как разница времен пробега от источника колебаний с координатами x_s, y_s, z_s к двум точкам наблюдения одной с координатами одного из скважинных снарядов x_i,y_i, z_i и другой с координатами приемников сейсмической антенны на дневной поверхности x_j, y_j, z_j со скоростью распространения сейсмической (продольной или поперечной) волны V_ps:

где ρ(k, l) расстояние между точками k и l.

При этом для всех пар точек наблюдения (приемников скважинных снарядов и приемников сейсмической антенны) вычисляют взаимно корреляционные функции С_ij. На основе полученных времен задержки решается задача определения координат

источников и скоростей сейсмических волн. Из множества решений по всем обработанным записям и времени регистрации выбираются решения (координаты источников) с минимальной невязкой, которая определяется функционалом:

Минимизация функционала F(x_s, y_s, z_s, V_ps) осуществляется методом сопряженных градиентов с учетом значения функции взаимной корреляции. Оценка Δt_ij вычисляется в каждый дискретный момент времени. Задача минимизации (1) не решается, если значения максимумов функции взаимной корреляции меньше некоторой наперед заданной величины, например 0.7. В случае, когда поле полученных решений (поле координат источников) фокусируется при уменьшении невязки, то решение считается удовлетворительным. Если используются два скважинных снаряда, то минимизация функционала осуществляется для всех пар точек между двумя скважинными приемниками и датчиками сейсмической антенны на поверхности.

Зоны микросейсмической активности, полученные в процессе разработки нефтяной залежи, характеризуют процессы, происходящие в пласте по мере извлечения нефти, изменение каналов фильтрации, изменение зон обводнения, образование и изменение в пространстве зон трещиноватости и т.п. Таким образом, предложенный способ путем определения зон микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии) позволяет контролировать процессы, происходящие в нефтяном пласте в процессе разработки месторождения.

Пример.

Способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии был использован для определения зон микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии) на одном из месторождений ХМАО.

На чертеже показаны источники микросейсмической эмиссии, представленные в горизонтальной плоскости, при наблюдении на одном из месторождений ХМАО двумя сейсмическими антеннами, установленными на дневной поверхности, на площади 3х3 км.

На чертеже представлен результат наблюдения за микросейсмической эмиссией двумя сейсмическими антеннами, установленными на дневной поверхности, на площади 3×3 км на одном из месторождений ХМАО. Сейсмические датчики показаны крестиками, точками представлены координаты источников сейсмической эмиссии, определенные по регистрационным записям сейсмических антенн, установленных на дневной поверхности. Антенны располагались в зонах предполагаемых разломов. Юго-западная антенна подтверждает наличие выраженной микросейсмической эмиссии, которая характеризуется чрезвычайно узконаправленной локализацией. Направление поверхности источников микросейсмической эмиссии коррелирует с геологическим представлением о пространственной ориентации каналов фильтрации углеводородов на глубинах свыше 3 км. Время наблюдения источников эмиссии, представленных на чертеже, 6 часов. Число выявленных элементарных событий микросейсмической эмиссии за этот период свыше тысячи. Латеральная точность определения источников эмиссии в данном случае не хуже 50 метров. Использование регистрационных записей датчиков скважинных снарядов и предлагаемых в патенте способов обработки данных позволит существенно повысить точность определения координат источников микросейсмической эмиссии по латерали и глубине.

Как видно из полученных данных предлагаемый способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии позволяет контролировать зоны микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии) при разработке залежи углеводородов.

Литература

1. Патент РФ №2251716, Кл. 7 G01V 1/00, опубл. 10.05.2005. Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов.

2. Патент РФ №2161809, Кл. 7 G01V 1/00, опубл. 10.01.2001. Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи.

3. Патент РФ №2054697, Кл. 6 G01V 1/00, опубл. 20.02.1996. Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений.

4. О.Л.Кузнецов, И.А.Чиркин и др. Экспериментальные исследования. - М.: Государственный научный центр Российской Федерации - ВНИИгеосистем, 2004 (Сейсмоа-кустика пористых и трещиноватых геологических сред: В 3 т. Т.2. С. 104).

Способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии, заключающийся в том, что осуществляют одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний на дневной поверхности над разрабатываемым месторождением углеводородов с помощью сейсмической антенны (группы сейсмоприемников, установленных друг от друга на удалениях не более 100 м) и цифровой регистрирующей аппаратуры, причем регистрацию производят по трем компонентам периодически в течение длительного времени, отличающийся тем, что регистрацию, кроме сейсмической антенны на поверхности, осуществляют также в забое одной или нескольких скважин скважинным снарядом с трехкомпонентными сейсмическими датчиками, расположенным в области под сейсмической антенной, обработку сейсмических сигналов производят в каждый дискретный момент времени, вычисляют для всех пар точек наблюдения одной на дневной поверхности, другой в скважине, с помощью метода решения обратной кинематической задачи с учетом величин функций взаимной корреляции всех пар точек наблюдения на дневной поверхности и в скважине и скоростей распространения сейсмических волн координаты источников сейсмических колебаний, выбирают из множества решений по всем записям и времени регистрации решения с минимальной невязкой, оценивают качество решений по их фокусировке при уменьшении невязки, выделяют в пространстве по множеству решений пространственные зоны микросейсмической активности, изменяющиеся по интенсивности при техногенных воздействиях в процессе разработки месторождений углеводородов, где за счет изменения напряженного состояния происходят деформации, вызывающие излучение сейсмических волн из области залежи, анализируют выделенные зоны микросейсмической активности, выявляют в них пространственные структуры, изменяющиеся по интенсивности и размеру, оценивают корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью добычи/закачки флюида в залежь, оценивают изменение каналов фильтрации и продвижение фронта воды от нагнетательных скважин, выявляют области разломов и зоны трещиноватости и обеспечивают контроль поведения залежи с целью оптимизации ее разработки.