Микросейсмический мониторинг при проведении гидроразрыва пласта

В соответствии с проблемами, с которыми наиболее часто сталкиваются нефтяники при проведении ГРП, следует отметить следующие актуальные задачи, стоящие перед мониторингом:

• 1)    обнаружение несоответствия дизайна ГРП фактической геометрии и размерам трещинной зоны (в т.ч., асимметрия разрыва);

• 2)    прогноз негативных сценариев распространения трещин за пределы целевого пласта (в т.ч., в область соседних водонасыщенных горизонтов);

• 3)    выявление причин преждевременных аварийных остановок закачки («стопов»);

• 4)    контроль фильтрационных свойств трещины;

• 5)    получение данных для оперативной коррекции дизайна последующих операций при многостадийном ГРП;

• 6)    возможность динамической 3D визуализации процессов образования и развития трещинной зоны ГРП в реальном времени;

• 7)    диагностика качества операции ГРП [1].

Из опыта нефтегазовых сервисных компаний, разрабатывающих технологии контроля ГРП, в настоящее время наиболее успешно эта задача решается с помощью микросей-смического мониторинга. Микросейсмика позволяет определять геометрию гидроразрыва пласта на достаточно больших расстояниях от места наблюдения (в скважинах или на поверхности), а также получать диагностические изображения в процессе образования и развития разрыва, оценивать фильтрационный режим трещинных зон и др.

Микросейсмический мониторинг – метод пассивного сейсмического прослушивания, позволяющий картировать сеть трещин, создаваемых при ГРП, определить их основные направления и оценить геомеханическую структуру коллектора. Метод основан на принципе регистрации сигнала, получаемого в процессе гидроразрыва пласта при выделении энергии от раскрытия, закрытия создаваемых трещин, смещения частей породы друг относительно друга, переупаковки проппанта, т.е. при кратковременном изменении напряжения в пласте [4].

Для регистрации глубинного микросей-смического излучения используются как скважинные, так и поверхностные наблюдения. Существуют различные технологии скважинного и поверхностного микросейсми-ческого мониторинга, соответственно базирующиеся на регистрации микросейсмическо-го излучения как непосредственно в скважине ГРП, так и в соседних наблюдательных скважинах или на поверхности при помощи площадных сейсмических расстановок. Учитывая различные цели и результативность мониторинга, технологические риски и разницу в стоимости подобных работ нефтяник часто стоит перед непростым выбором подходящего инструмента. Ниже рассматриваются особенности и возможности этих технологий, а также необходимые условия их успешного применения [5].

Системы наблюдений, применяемые при скважинных и наземных наблюдениях, приведены на рисунках 1 и 2, где показаны расположение скважины ГРП, зона гидроразрыва и приемные сейсмические расстановки. Для наземных наблюдений обычно применяются радиальные многолучевые расстановки с записью вертикальной компоненты волнового поля, а для скважинных наблюдений - трехкомпонентные многоточечные цифровые зонды.

Микросейсмические «события» в зоне трещины, инициированные возникновением разрыва, представляют собой источники сейсмической эмиссии (или микросейсмических тресков) в зоне воздействия на пласт. Эмиссия вызвана изменением энергетического баланса вследствие изменения напряженно-деформированного состояния пород при образовании разрыва [6]. Для обнаружения и локализации источников глубинного микросей-смического излучения применяется специальное программное обеспечение, разработанное на основе алгоритмов сейсмоэмиссионной томографии с техникой высокого разрешения и усовершенствованных алгоритмов обнаружения слабых сигналов на фоне интенсивных помех [7].

В настоящее время в мониторинг входит регистрация, дальнейшая обработка и интерпретация сейсмогеологических данных, по результатам которых составляется прогноз оценок.

Микросейсмический мониторинг в нефтегазопромысловой практике основывается на регистрации слабых и сверхслабых микросей-смических волн, возникающих в природном резервуаре вследствие напряжений и микроразрывов естественного или искусственного характера на различных масштабных уровнях структуры геосреды.

Рис. 1. Общая схема наблюдений скважинного микросейсмического мониторинга ГРП

Рис. 2. Общая схема наблюдений наземного микросейсмического мониторинга ГРП

Сеймоакустическая эмиссия возникает в геологической среде за счет релаксации упругих напряжений спонтанными деформациями природной среды, часто связанными с нарушениями сплошности. Микросейсмическая эмиссия, возникающая в результате техногенного воздействия, представляет собой ответную реакцию природной среды и является наведенной сейсмоакустической активностью [8].

Основными техногенными факторами воздействия на залежь углеводородов в процессе разработки являются отбор пластовых флюидов, закачка воды или других вытесняющих агентов (газа, пара и т.п.), которые изменяют напряженное состояние матрицы минерального скелета пород-коллекторов и вмещающих их отложений. В результате возникают неупругие деформации, сопровождающиеся излучением сейсмических волн (микросейсми-ческой эмиссией или микросейсмическими тресками - колебаниями частиц среды).

Одним из наиболее мощных техногенных воздействий на залежь углеводородов является гидроразрыв пласта, который выводит баланс напряжения - деформации из равновес- ного состояния. При переходе природной среды в новое устойчивое состояние происходит высвобождение энергии упругих деформаций, сопровождающееся трещинообразованием и излучением сейсмических волн. Таким образом появляется источник микросейсмической эмиссии, обычно приуроченный к призабойной зоне скважины. Поскольку трещиноватость существенно влияет на проницаемость продуктивных пород-коллекторов, то ее изучение способствует более полной выработке запасов УВ [9].

В настоящее время в России наметилась тенденция к истощению запасов месторождений с высокопроницаемыми коллекторами и, как следствие, всплеск интереса к коллекторам с низкой проницаемостью. Эффективным методом извлечения нефти для таких коллекторов является гидроразрыв пласта (ГРП).

Первые успешные работы в России на основе применения скважинного пассивного сейсмического мониторинга были выполнены ОАО «ЦГЭ» в 2006-2007 годах при ГРП ачи-мовских слоев на Малобалыкском и Омбин-ском месторождениях ОАО «Роснефть» в Западной Сибири. В последние годы наиболь- шее распространение получили работы по технологии наземных наблюдений, выполняемые в больших объемах ООО «Газмпром ге- оресурс» и ООО «Викосейс» на нефтегазоконденсатных месторождениях Западной Сибири [1].