Лаборатория микросейсмического мониторинга

Бортников-11.png

Бортников Павел Борисович

Заведующий лабораторией

Ученая степень: к.ф.-м.н.

8(4012) 59-55-95 9426

bpb@uriit.ru




Задачи лаборатории:

  • Разработка и внедрение технологий микросейсмического контроля процессов разработки месторождений углеводородов.
  • Разработка и внедрение технологий микросейсмического контроля резервуара подземного хранилища газа

Команда

Щербаков Александр Валентинович 

Ведущий программист, к.-ф.-м.н.

8(4012) 59-55-95  (9432)

AlSHCHerbakov@kantiana.ru

Сергеев Сергей Николаевич

Ведущий программист

8(4012) 59-55-95  (9430)

SNSergeev@kantiana.ru


Демидова Елена Вячеславовна

Ведущий инженер      

 8(4012) 59-55-95 (9433)

eVDemidova@kantiana.ru

Манштейн Юрий Александрович

Старший научный сотрудник, к.т.н

8(4012) 59-55-95 (9425)

IManshtein@kantiana.ru


Козлов Максим Владимирович

Младший научный сотрудник

8(4012) 59-55-95 (9453)

IManshtein@kantiana.ru           

Основной научно-исследовательский проект
Микросейсмический мониторинг нефтегазовых месторождений
Актуальность проекта

Современное состояние нефтегазовой отрасли характеризуется вступлением все большего числа крупных и уникальных высокодебитных месторождений, в позднюю и завершающую стадию разработки, что приводит к значительному снижению добычи и росту обводнённости продукции. Вовлечение в разработку сложнопостроенных и глубокозалегающих месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, прежде всего месторождений, связанных с баженовской свитой, является важнейшим резервом повышения эффективности недропользования.

 

По разным оценкам экспертов геологов в баженовской свите может содержаться от 3 до 20 миллиардов тонн жидких углеводородов, что сравнимо с объёмами добытого на сегодняшний день объёма нефти в Западной Сибири. Наличие нефти в баженовской свите доказано почти повсеместно на территории Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, но технологий, позволяющих добывать её в промышленном масштабе везде, где она открыта нет. Только в зонах разуплотнения пород баженовской свиты при наличии трещинно-кавернозных коллекторов удаётся получать устойчивые дебиты  в скважинах и организовать промышленную добычу нефти.

 

Интерес в мире и в России к разработке месторождений углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами, включая нефтяные и газовые сланцы,  продиктован объективными причинами. К ним относятся падение уровня добычи на крупных месторождениях, выработка активных запасов, повышение цен на энергоносители. Поэтому дальнейшие перспективы нефтедобычи, в частности, на территории, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, во многом будут определяться успешностью освоения доюрского комплекса,  где залежи  углеводородов связаны исключительно с трещинно-кавернозным коллектором и баженовской свитой, представленной нефтяными сланцами.

 

По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА) основным геолого-технологическим мероприятием по стимулированию добычи в сланцевых месторождениях нефти и газа является гидроразрыв пласта. Гидроразрыв осуществляется массово во всех пробуренных по  пласту горизонтальных скважинах.

 

Для рентабельной разработки залежей в нефтегазовых сланцах необходима, прежде всего, адекватная цифровая геологическая модель коллекторов, содержащих углеводороды. Постоянно действующий микросейсмический мониторинг нефте/газодобычи и различных геолого-технологических мероприятий, таких как гидроразрыв пласта (ГРП) и др., позволит проводить непрерывное уточнение этой модели, оптимизировать процесс разработки и повысить коэффициент извлечения нефти.

Описание проекта

Технология микросейсмического мониторинга месторождений углеводородов, использует оригинальные методы локации источников сейсмической эмиссии, основанные на математической теории обратных задач. Составной частью технологии является мобильный программно-аппаратный комплекс (МПАК), оборудованный современными средствами регистрации, передачи и обработки данных. Особенностями МПАК является быстрое время развертывания, высокая разрешающая способность, низкая стоимость получения, передачи и обработки микросейсмических данных.

Технология микросейсмического мониторинга месторождений углеводородов основана на регистрации и выявлении зон повышенной микросейсмической эмиссии. 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 с поверхности либо в скважине.

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.

Мощным техногенным воздействием на залежь в процессе разработки является гидроразрыв пласта (ГРП). Под действием закачки флюида в скважину в процессе производства ГРП изменяется напряженное состояние пласта и вмещающих горных пород в области забоя скважины, в результате происходит высвобождение энергии упругих деформаций, сопровождающееся трещинообразованием и излучением сейсмических волн. В этом случае наблюдается микросейсмическая эмиссия в области забоя скважины, в которой производится ГРП. Регистрация сейсмоакустической эмиссии на дневной поверхности над залежью углеводородов с помощью сейсмической антенны (группы сейсмоприемников) и специализированной регистрирующей аппаратуры с последующей обработкой данных регистрации  позволяет:

  •  выделять пространственные зоны микросейсмической активности;
  • анализировать выделенные зоны и их изменение по интенсивности в процессе разработки месторождения;
  • проводить 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. 

Записи датчиков сейсмической антенны обрабатываются методами решения обратной кинематической задачи, которые позволяют определять во времени координаты источников сейсмической эмиссии, и располагать эти источники в пространстве, с привязкой к забою скважины и ее стволу.Периодический контроль за интенсивностью и пространственным положением зон микросейсмической активности в процессе разработки месторождения позволяет обеспечить контроль поведения залежи с целью оптимизации ее разработки. Наведенная микросейсмическая эмиссия, которая возникает при проведении различных геолого-технологических мероприятий, как-то вибро и акустическое воздействие и гидродинамический разрыв пласта несет исключительно ценную информацию о трещинной структуре коллекторов, каналах фильтрации нефти на глубине, зонах разломов.  Современная аппаратура регистрации позволяет проводить непрерывную регистрацию микросейсмической активности большим количеством каналов в течение продолжительного времени. Мобильный программно-аппаратный комплекс, разработанный в лаборатории для регистрации микросейсмической эмиссии, позволяет проводить обработку данных в реальном времени. Представляется, найденные в лаборатории технологические решения позволяют говорить о создании такой стандартной технологии, которую можно встроить в существующий технологический регламент нефтедобычи. Отличительными особенностями этой технологии является высокая мобильность, быстрое время развертывания, высокая разрешающая способность, низкая стоимость получения, передачи и обработки микросейсмических данных.Технология базируется на решении обратной динамической задачи сейсмики. Алгоритм ее решения позволяет рассчитать в зонах возникновения микросейсмической эмиссии:

  • координаты микросейсмических событий;
  • распределение микронапряжений по энергии, в том числе отдельно по гидростатической энергии и энергии сдвига; 
  • направления главных осей напряжений для каждого микрособытия.

Программа расчета динамических характеристик дает возможность получить все эти характеристики как функцию от времени, что существенно повышает ценность этой информации. Для наглядного представления 2D и 3D микросейсмической информации разработаны специализированные программы, которые дают возможность анализировать информацию, в том числе и динамические параметры событий. Применение технологии микросейсмического мониторинга процесса разработки месторождения УВ позволяет получить принципиально новую геологическую информацию, которую необходимо использовать для решения главных проблем нефтедобычи: повышения нефтеотдачи, оптимизации процесса бурения, увеличения КИН.


1.jpg

Рисунок 1 – схема системы сбора, передачи и обработки микросейсмических данных


2.gif

Рисунок 2 – спектрально-временное представление записи сигналов


3.jpg

Рисунок 3 – микросейсмический мониторинг гидравлического разрыва пласта (ГРП)


4.jpg

Рисунок 4 – результаты локации сейсмической эмиссии при производстве ГРП. Накопленная сейсмическая эмиссия в горизонтальной плоскости


5.jpg

Рисунок 5 – результат решения обратной динамической задачи. Направление главных осей напряжения микрособытий при производстве ГРП

Ожидаемые результаты

Разработка и внедрение на нефтедобывающих предприятиях России технологий микросейсмического мониторинга позволит обеспечить добывающие компании эффективной системой контроля процесса разработки месторождений. Система позволит контролировать геолого-технологические процессы (различные способы стимуляции пласта). Результатом оперативного контроля будет снижение технологических рисков при эксплуатации добывающих скважин и при бурении новых (оптимальный выбор траекторий ствола, местоположения забоя и перфорации, способ и параметры стимуляции пласта и т.п.), снижение экологических рисков, что обеспечит существенное снижение затрат в процессе эксплуатации месторождения.

Данные, полученные в процессе длительного непрерывного мониторинга месторождений нефти, позволят усовершенствовать модели сред, применяемые при проектировании ГРП и уточнить модель резервуара. Позволят создать геологическую модель месторождения, учитывающую наличие каналов фильтрации в теле коллектора и наличие первичных зон разуплотнения, продвижение фронта нагнетания и выявление зон питания эксплуатационных скважин. Полученная геологическая картина кардинальным образом изменит планирование разработки и доразработки месторождений, позволит выявлять не дренируемые участки и закладывать точки дополнительного бурения и целенаправленного ГРП.

В результате работ:

  • Будет разработана технология контроля и оптимизации производства гидроразрыва пласта. 
  • Будет разработана технология оптимизации разработки залежей углеводородов по данным микросейсмического мониторинга. 
  • Будет разработана технология оценки технического состояния технологического оборудования нефтегазового комплекса, зданий и сооружений.

 

Технология микросейсмического мониторинга ГРП с использованием одно- и трехкомпонентных заглубленных датчиков. Методики, ориентированные на специфические требования безопасной эксплуатации и технических регламентов для технологического оборудования, зданий и сооружений нефтегазового комплекса.

Основные технико-экономические показатели:

Точность определения координат микросейсмических событий по латерали не более 10 м, по глубине – не более 100 м. Точность определения азимута трещины при ГРП не более 2 градусов.

Параметры и характеристики объекта разработки:

Усовершенствование технологии пассивного мониторинга месторождения позволит картировать зоны фильтрации флюидов во времени в процессе разработки, оптимизировать размещение дополнительных скважин и дифференцировать назначение существующих, в том числе выдавать рекомендации по мероприятиям интенсификации добычи существующих скважин. Промышленное внедрение усовершенствованных технологий позволяет оптимизировать производство гидроразрыва на месторождениях и обеспечит непрерывный контроль процесса разработки месторождений и повышение нефтеотдачи.

 



Главная страница