Наносейсмологический мониторинг гидравлического разрыва пласта

Аннотация

Статья подготовлена по результатам работ, выполненных в рамках Программы государственных академий наук на 2013 - 2020 годы. Раздел 9 «Науки о Земле»; направления фундаментальных исследований: 131. «Геология месторождений углеводородного сырья, фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа, научные основы формирования сырьевой базы традиционных и нетрадиционных источников углеводородного сырья» и 132 «Комплексное освоение и сохранение недр Земли, инновационные процессы разработки месторождений полезных ископаемых и глубокой переработки минерального сырья», в рамках государственного задания по темам «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности», № АААА-А16-116031750016-3, и «Энергетика, динамика и дегазация Земли, теоретические и экспериментальные основы инновационных сейсмоакустических технологий исследования геологической среды и контроля за объектами нефтегазодобычи», № АААА-А16-116021510125-7. Резюме Наносейсмический мониторинг объединяет методы, ориентированные на более слабые сейсмические источники, чем микроземлетрясения. Локализация последних проводится по сейсмическим записям методами гипоцентрии с предварительным пикапингом времен прихода сейсмических фаз. Локализацию экстремально слабых шумоподобных эндогенных источников, сигналы от которых полностью погребены в шуме на единичных записей, позволяет проводить эмиссионная сейсмическая томография. Если наноматериалы часто проявляют свойства, существенно отличающиеся от поведения аналогичных материалов в массивном состоянии, то наносейсмический мониторинг позволяет исследовать тонкую энергетику геофизических процессов, существенно отличающуюся от сравнительно более высокоэнергетичных проявлений. Наносейсмологические методы позволяют не только локализовать сейсмические события, связанные с разрущением породы, но отслеживать процессы подготовки микрособытий и процессы релаксации напряженного состояния среды после них. Эти методы позволяют изучать также медленные изменения напряженно-деформированного состояния геологической среды, при которых диссипация происходит в виде шумоподобного непрерывного эмиссионного излучения и микроземлетрясениями не сопровождается. Эмиссионная сейсмическая томография позволяет извлекать информацию о структуре среды и протекающих в ней процессах из пространственно когерентных сигналов сейсмической эмиссии, являющихся слабой аддитивной составляющей сейсмического шума. Активизация источников сейсмической эмиссии внутри геосреды происходит при различного рода внешних природных и техногенных воздействиях. Важным экспериментальным фактом наших исследований является то, что при локальном техногенном воздействии на природный массив при гидроразрыве пласта существенно меняется конфигурация активных эмиссионных кластеров в большом объеме среды, до нескольких километров, и неодинаково в разных диапазонах частот. По записям сейсмического фона до гидроразрыва «высвечиваются» стационарные эмиссионные зоны, через которые происходит диссипация фоновых воздействий (приливных, тектонических, техногенных). На времени роста давления в процессе закачки рабочей жидкости разрыва массив пород приспосабливается к изменению потока энергии ростом количества излучателей и изменением положения кластеров эмиссионных источников. Изменение напряженно-деформированного состояния приводит к «высвечиванию» новых эмиссионных источников, не выявляемых ранее в фоновом состоянии. Резкое изменение пространственного распределения эмиссионных источников можно рассматривать как бифуркацию с возникновением новой пространственно-временной диссипативной излучающей структуры. Через сутки после окончания процесса гидроразрыва горная среда возвращается к фоновому распределению источников. Экспериментальные результаты показывают, что наносейсмологический мониторинг техногенного воздействия в виде гидроразрыва пласта позволяет выявлять динамические области на месторождении (подвижки блоков, зоны природной трещиноватости, фильтрацию флюида в проницаемых зонах, положение фронтов вытеснения, температурных аномалий). Наносейсмологический мониторинг позволяет проводить оперативную локальную доразведку остаточных запасов углеводородов в радиусе нескольких километров от зоны гидравлического разрыва пласта.

Этот доклад был подготовлен для презентации на Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 15-17 октября. 2018. Москва, Россия.

Литература

1. Абукова, Л.А., Дмитриевский, А.Н., Еремин, Н.А. 2017. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса России. Нефтяное хозяйство. 10: 54-58. http://lib4ipng.ru/node/375 (дата обращения: 15.06.2018).
2. Александров, С.И., Мишин, В.А., Буров, Д.И. 2015. Проблемы скважинного и наземного микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта. Экспозиция Нефть и Газ. 45 (6): 58-63.
3. Дмитриевский, А.Н. 1994. Фундаментальные проблемы геологии нефти и газа. Академические чтения на ученом совете Государственной Академии нефти и газа имени И.М. Губкина. 15 с.
4. Дмитриевский, А.Н. 2009. Прогноз, поиск и разведка нефти и газа – фундаментальные исследования. Актуальные проблемы прогноза, поисков и освоения углеводородных ресурсов земных недр. Спб. ВНИГРИ: 14-35.
5. Дмитриевский, А.Н. 2011. Прогнозирование нефтегазоносности недр: теория, методы, практические результаты. Избранные труды. 3: 12-21. Москва: Наука.
6. Дмитриевский, А.Н., Володин, И.А., Чеботарева, И.Я. 2016. Эндогенные факторы формирования геологических диссипативных структур. Актуальные проблемы нефти и газа. 3(15). URL: http://www.oilgasjournal.ru/issue_15/dmitrievsky-volodin.html (дата обращения: 15.06.2018).
7. Еремин, Н.А., Дмитриевский, А.Н., Мартынов, В.Г., Скопинцев, С.П., Еремин, Ал.Н. 2016. Скважинные сенсорные системы. Нефть. Газ. Новации. 2: 50-55. https://istina.msu.ru/publications/article/19851481/ (дата обращения: 15.06.2018).
8. Кузнецов, О. Л., Радван, А.А., Чиркин, И. А., Ризанов, Е. Г., Колигаев, С. О. 2016. Комплексирование сейсмических волн разного класса для поиска и разведки месторождений углеводородного сырья (Новая методология сейсморазведки). Технологии сейсморазведки. 3: 38-47.
9. Николаев, А.В., Троицкий, П.А, Чеботарева, И.Я. 1983. Способ сейсмической разведки: А.с. 1000962 СССР. № 3213796, Заявл. 08.12.80; Опубл. 28.02.83. Открытия, изобретения. 8: 4с.
10. Чеботарева, И.Я. 2017. Эмиссионная томография - базовый инструмент для технологий изучения месторождений углеводородов. Актуальные проблемы нефти и газа. 2(17). URL: http://www.oilgasjournal.ru/issue_17/chebotareva.html (дата обращения: 15.06.2018).
11. Шмаков, Ф.Д. 2012. Методика обработки и интерпретации данных наземного микросейсмического мониторинга ГРП. Технологии сейсморазведки. 3: 65-72.
12. Alexandrov, S.I., Gogonenkov, G.N., Mishin, V.A., Tessman, D.J. 2003. A new processing technique for passive seismic monitoring of hydrocarbon reservoirs. SEG Moscow Workshop September 1–4, 2003, Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, OS13. 13. Chebotareva, I. Ya., Kushnir, A. F., Rozhkov, M. V. 2008. Elimination of high_amplitude noise during passive monitoring of hydrocarbon deposits by the emission tomography method. Izvestiya, Phys. Solid Earth. 44 (12): 1002–1007.
14. Chebotareva, I.Ya. 2010. New Algorithms of Emission tomography for passive seismic monitoring of a producing hydrocarbon deposit: Part I. Algorithms of processing and numerical simulation. Izvestiya, Phys. Solid Earth. 46 (3): 187–198.
15. Chebotareva, I.Ya. 2011. Methods for passive study of the geological environment using seismic noise. Acoustical Physics 57 (6): 857–865.
16. Chebotareva, I.Ya. 2018. Ray Tracing Methods in Seismic Emission Tomography. Izvestiya, Physics of the Solid Earth. 54 (2): 201–213. 17. Chebotareva, I. Ya., Volodin, I. A., Dryagin, V. V. 2017. Acoustic Effects in the Deformation of Structually Inhomogeneous Media. Acoustical Physics. 63 (1): 84-93.
18. Economides, M., Oligney, R., Valko, P. 2002. Unified fracture design. Bridging the gap between theory and practice., 200. Alvin. Texas: Orsa Press.
19. Eisner, L., Williams, Stroud S., Hill, A., Duncan, P., Thornton, M. 2010. Beyond the dots in the box: microseismicity constrained fracture models for reservoir simulation. The Leading Edge. 29 (3): 326–333.
20. Eremin, A1. N., Eremin, An.N., Eremin, N. A. Smart Fields and Wells. 2013. 320. Almaty. Publishing Center of Kazakh-British Technical University (KBTU) JSC. https://www.researchgate.net/publication/297391864_Smart_Fields_and_wells_A_textbook_in_English_Alexander_N_Eremin_Anton_N_Eremin_Nikolai_A_Eremin (дата обращения: 15.06.2018).
21. Garichev, S.N., Eremin, N.A. 2013a. Technology of management in real time. Part 1. 228. Dolgoprudny: The Moscow Institute of Physics and Technology (State University). https://www.researchgate.net/publication/297386707_Technology_of_Management_in_Real_Time_A_textbook_in_English_In_2_parts_-_M_MIPT_2013_-Part_1_-_227_p_ill (дата обращения: 15.06.2018).
22. Garichev, S.N., Eremin, N.A. 2013b. Technology of management in real time. Part 2. 167. Dolgoprudny: The Moscow Institute of Physics and Technology (State University). https://www.researchgate.net/publication/297387095_Technology_of_Management_in_Real_Time_A_textbook_in_English_In_2_parts_-_M_MIPT_2013_-Part_2_-_167_p_ill (дата обращения: 15.06.2018).
23. Maxwell, S. 2010. Microseismic: growth born from success. The Leading Edge. 29 (3): 338–343.
24. Maxwell, S., Deere, J. 2010. An introduction to this special section: microseismic. The Leading Edge. 29 (3): 277-277.
25. Rothert, E. and Shapiro, S. A. 2007. Statistics of fracture strength and fluidinduced microseismicity. Journal of Geophysical Research. 112 (B04): 1-16.
26. Shapiro, S. A., Rothert, E., Rath, V., and Rindschwentner, J. 2002. Characterization of fluid transport properties of reservoirs using induced microseismicity. Geophysics. 67 (1): 212–220.
27. Tchebotareva, I. Ya., Nikolaev, A.V., Sato, H. 2000. Seismic Emission Activity of Earth's Crust in Northern Kanto, Japan. Phys. Earth Planet. Inter. 120 (3): 167-182.
28. Volodin, I. A., Chebotareva, I. Ya. 2014. Seismic Emission in Technological Impact Zones. Acoustical Physics. 60 (5): 543–554.