Анализ методов микросейсмического мониторинга ГРП для выбора оптимальной методики на отложениях Родинского месторождения Оренбургской области

Родинское газонефтяное месторождение находится в Муханово-Ероховском нефтегазоносном районе Татарской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (рис. 1) [1].

Месторождение характеризуется благоприятными географо-экономическими условиями. В гидрографическом отношении рассматриваемая площадь представляет собой часть водораздела в правобережье р. Самары, между течениями ее притоков - рек М. Уран и Ток.

Местность довольно расчлененная, изрезанная многочисленными оврагами и долинами небольших речек и сухих логов. Лесные массивы отсутствуют. Климат района резко континентальный. В сейсмическом отношении район Родинского месторождения относится к числу спокойных зон и является благоприятным для различного вида строительства.

Согласно действующей классификации запасов Родинское месторождение по величине начальных извлекаемых запасов относится к группе крупных, а по сложности геологического строения - к сложным.

На Родинском месторождении в период 1944-1966 гг. проведены структурногеологическая съемка, гравиметрические исследования, электроразведка, сейсморазведка, структурное и глубокое разведочное бурение [2].

В разрезе месторождения выделяются два структурно-формационных этажа: архейско-протерозойский кристаллический фундамент и палеозойский осадочный чехол [3].

В региональном тектоническом отношении Родинское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины (рис. 2) и приурочено к так называемому Бобровско-Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) [4].

Рис. 1. Фрагмент обзорной карты месторождений нефти и структур Оренбургской области

Твердиловское

Новоигна

Оренбургская область

Рамзинская

Г-- Рябиновое

Малиновая

Ю.Рябино

Мало-J    / гасвицкая  w

Новоказанский

Якутинское l/’ Старотокская

купол

Карловская

[         Ероховское

Новопугачевская

А

Абрышкинская

Сарталинская

Ларионовская

Новоселовс

ронь кинское

Никифоро

е

Воробьевское

ское

СБВ

Новомедведкинская-2

Но

Речная

ское

ЮПБВ

В

З.Глинная  Н.Павельевская

Б

£ Гу

Луговое

Калик

кое

овское В

З.Ольховская инская ■ ^    X

Пойменное

Светловская Минела ская

З.Тихоновская

овс

ское

Горно лановское

одинское

нско-

кол ьс

Ольхов-ское

В.Пойменная

м 5000    0    5       10     1 5  20

км

...... I I I I

Границы структурно-тектонических элементов: - условная граница между ЮПБВ и СБВ

СБВ - Северный борт Бузулукской впадины

ЮПБВ - Южное погружение Бузулукской впадины

Структурно-фациальные зоны МЕП:

_______ А - центральная депрессионная турнейского возраста

Б - внутренняя прибортовая турнейского возраста

В - внешняя прибортовая заволжского возраста

Г - внешняя прибортовая франско-фаменского возраста

Месторождения:

« - нефтяные         - нефтегазовые        - нефтегазовые

<Ш * - находящиеся в разработке, консервации

? - структуры, выявленные сейсморазведкой и структурным бурением ® - вершины и выступы кристаллического фундамента

• 1 - Покровская вершина

• 2 - Сорочинская вершина

$ - Пилюгинско-Ивановский выступ

- контур участка сейсморазведочных работ3Д

Рис. 2. Обзорная схема нефтяных и газовых месторождений района работ с элементами тектоники

На Родинском нефтяном месторождении при проведении многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и микросейсмического мониторинга за данным процессом использовались два варианта: наземное наблюдение и скважинный вариант.

При наземных наблюдениях регистрация сейсмических сигналов осуществлялась путем наземной расстановки в виде сейсмической антенны (в количестве 54 пунктов наблюдения). На рисунке 3 представлена схема расстановки точек физического наблюдения в виде наземной сейсмической антенны в районе скважины.

Для определения координат источников микросейсмических событий применяется метод решения задачи локации, основанный на массовом накоплении информации в области решения обратной кинематической задачи. Под массовостью понимается вычисление координат источников в каждый дискретный момент времени в заданном временном окне.

Калибровочное воздействие в виде взрыва ТДШ в скв. №1803 было произведено в вер- тикальном интервале ствола скважины на глубине 1060-1064 м по стволу скважины. Для фиксации взрыва была использована основная система наблюдений, предназначенная для мониторинга проведения ГРП (рис. 3).

Среди ожидаемых результатов наибольшей значимостью по степени релевантности обладают азимуты простирания магистральной трещины/системы трещин, характер развития трещины/зон трещиноватости и протяженность закрепленных трещин, отождествляемых с областью проникновения проппантной пачки. Развитие трещины ГРП во времени следует рассматривать по совокупной повторяемости плотности микросейсмической эмиссии в определенном направлении. Это направление является азимутом развития трещины ГРП.

150   0    150 300 450 м

Масштаб I : 15000

Условные обозначения:

® Устье скважины ---Горизонтальная проекция • Порт ГРП ▲ Фактические т.ф.н.

№ 1803              ствола скв. № 1803

Рис. 3. Схема расположения пунктов наблюдения

На рисунке 4 представлено пространственное положение суммарной микросейсмиче-ской эмиссии портов №1, 2, 3, 4 и 5 в период мониторинга ГРП. Вдоль линии максималь- ной плотности событий проведены «скелетоны» – предполагаемые зоны гидравлических трещин ГРП.

Рис. 4. Распределение плотности событий микросейсмической эмиссии, стадия проведения ГРП (порты №1-5)

Также была опробована методика скважинного наблюдения. Сейсмоприемники находились в субвертикальной части скважины № 1237, выше целевого пласта. По данным, записанным в скважине № 1237 были построены карты событий стадий ГРП с 1 по 5, окончание работ ОГРП на стадии 5 и ГРП стадии 6 выполнялись после демобилизации сейсмической партии со скважины. Наблюда- тельная скважина № 1237 и скважина ГРП № 1803 пробурены на расстоянии 1085 метров друг от друга по устьям (рис. 5).

Для оценки максимальной теоретической дистанции мониторинга, было выполнено моделирование чувствительности сейсмоприемников в зависимости от предполагаемой магнитуды микросейсмических событий при ГРП.

Рис. 5. Конфигурация проекта мониторинга

При проведении работ был произведен успешный спуск приборов на проектную кабельную глубину 1910 м по нижнему сейсмоприемнику. Положение косы было установлено выше глубины целевого пласта из-за наличия перфорации в наблюдательной скважине, которая была отсечена взрыв-пакером. Во время спуска в наблюдательную скважину, каждый сейсмический зонд образует произвольную локальную ортогональную трехосную систему координат. Для ориентирования зондов регистрируются взрывы в одной или нескольких известных точках, что позволяет определить ориентацию каждого зонда в глобальной системе координат. В качестве ориентационных сигналов используют: перфорации в скважине гидроразрыва или близлежащей скважине, взрывы шнуровых торпед (ТДШ), вибрационные сейсмические источники на поверхности, взрывные источники на поверхности.

На рисунках 6-7 представлены результаты обработки: размер события и его цвет соответствует его магнитуде, чем выше магнитуда - тем ближе цвет к красному.

Рис. 6 Данные МСМ стадии 2, активация, ГВЗ, мини ГРП, ОГРП, вид сверху

Рис. 7. Данные МСМ стадии 2, активация, ГВЗ, мини ГРП, ОГРП, вид сбоку

На основе результатов по микросейсмиче-скому мониторингу ГРП на Родинском месторождении, а также обзора российских и зарубежных публикаций, сделаны следующие выводы.

Применение микросейсмического мониторинга с размещением сейсмоприёмников в наблюдательной скважине целесообразно только в случае необходимости проведения работ в режиме реального времени или при отсутствии возможности проведения наземного микросейсмического мониторинга. Так как сейсмоприёмное оборудование подключается непосредственно к обрабатывающему комплексу проводным способом и позволяет проводить обработку сигнала в режиме реального времени.

Применение поверхностного наземного микросейсмического мониторинга с использованием автономных низкочастотных комплексов имеют ряд преимуществ: высокая мобильность; малое время развертывания; высокая чувствительность; низкая стоимость получения, передачи и обработки микросей-смических данных. Количество получаемых микросейсмических событий достаточно для определения количественных параметров техногенной трещиноватости, выделения оперяющих трещин, определения связанности событий с магистральной трещиной, а также определения закреплённой проппантом области.