Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НА АКВАТОРИЯХ

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для уточнения строения месторождения углеводородов на акваториях и повышения эффективности процесса его освоения.

Известен способ сейсмического мониторинга процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях (прототип), включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс (Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBC Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p. 56-62).

Известно, что эффективность разработки месторождений нефти и газа, особенно трудноизвлекаемых запасов из низкопроницаемых коллекторов, зависит от точности и детальности трехмерных построений геологической, гидрогеологической и геомеханической моделей среды (месторождения). При построении последних особенно важное значение имеет ориентация субвертикальных трещин, по которым происходит ускоренное перемещение флюидов в процессе жизни месторождений и их разработки. Наиболее достоверные и точные модели среды строятся по данным трехмерной сейсморазведки (3D), результатам геофизических исследований поисково-разведочных скважин и петрофизического анализа керна.

При современной разведке и разработке месторождений нефти и газа на акваториях повсеместно применяется сейсморазведка 3D на этапе до бурения поисково-разведочных скважин или после бурения первой успешной скважины (последнее часто практиковалось в России). В подавляющем большинстве случаев сейсморазведка 3D реализуется путем возбуждения упругих колебаний группами пневматических источников и их регистрации несколькими (теоретически до 24, а по факту установленного компаний PGS рекорда - 17) многоканальными приемными сейсмическими устройствами (сейсмокосами), непрерывно перемещающимися в водной толще вместе с судном (Ампилов Ю.П., Батурин Д.Г. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа. Технологии сейсморазведки, №2, 2013, С. 31-36).

Однако даже широкие (до 1500 м) разносы сейсмокос не позволяют осуществлять полноценные миграционные преобразования и изучать анизотропные свойства среды за счет ущербной узкоазимутальной системы наблюдений, реализуемой при применении традиционной односудовой сейсморазведки 3D, а применение разноазимутальных или многосудовых вариантов сейсморазведки 3D значительно удорожает стоимость проведения исследований. Кроме того, применение сейсморазведки 3D с плавающими косами усложняет проведение в будущем сейсмического мониторинга (сейсморазведка 4D) и не позволяет проводить сейсмический мониторинг процесса бурения скважин.

Отмеченных недостатков сейсморазведки 3D с плавающими сейсмокосами лишены различные модификации технологии OBC (Ocean Bottom Cable) с расстановкой сейсмокос на дне. Пространственная система наблюдений технологии ОВС практически аналогична полноазимутальной сейсморазведке 3D, проводимой на суше, что позволяет получить наиболее качественные результаты. Классическая технология сейсморазведки 4D ОВС подразумевает комплексную обработку старых (желательно до начала разработки месторождения) и новых данных 3D, полученных по одинаковым системам наблюдений с максимально приближенными параметрами возбуждения и регистрации колебаний. Наилучший результат получается при реализации сейсмического мониторинга с сейсмокосами, устанавливаемыми на все время разработки месторождения (PRSM - Permanent Seismic Reservoir Monitoring), и передают регистрируемые колебания, возбуждаемые с периодически (от трех месяцев до двух лет) приходящего судна, по кабелям на ближайшую платформу или по радиоканалу в пункт сбора и обработки данных. Такое оборудование было установлено и успешно применяется за рубежом на ряде месторождений, включая норвежское Valhall в Северном море (с 2003 г. - впервые в мире). Однако в большинстве случаев оно устанавливалось после начала разработки месторождения, в частности через 21 год на месторождении Valhall (компания BP) в Северном море, когда значительная часть углеводородов уже извлечена и получаемая при сейсморазведке 4D информация может повлиять только на размещение и бурение новых эксплуатационных (включая водогазонагнетательных) скважин (Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBC Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p. 56-62).

Повышению эффективности разработки месторождения может способствовать технология с размещением сейсмокос на дне акватории до начала бурения эксплуатационных скважин. При этом возникает возможность регистрации микросейсмических колебаний, возбуждаемых долотом на забое скважины в процессе бурения, а при обработке регистрируемых упругих колебаний (сейсмических волновых полей) решается ряд важных задач, включая уточнение трехмерной модели резервуара и ориентации систем трещин, выбор оптимальных места для перфорации и гидроразрыва пласта (гидравлического разрыва пласта), контроль гидроразрыва пласта и др.

Например, при проведении работ на Штокмановском газоконденсатном месторождении в Баренцевом море, площадь газоносности которого составляет 1600 кв. км, потребовалось бы разместить донные сейсмокосы на практически квадратном участке не менее чем 45×45 км (площадь 2025 кв. км). Даже при большом расстоянии между сейсмокосами в 1 км потребуется порядка 1800-2000 км сейсмокос, что в 15-17 раз больше чем было размещено в 2003 г. на месторождении Valhall (120 км). Кроме того, для решения задач сейсмического мониторинга в процессе бурения требуется гораздо более плотная сеть наблюдений, размещаемая на небольшом удалении от скважины, что связано с сильным затуханием микросейсм с увеличением расстояния от источника колебаний.

Недостатком этого способа является установка большого количества сейсмокос.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности процесса освоения месторождения углеводородов на акваториях при бурении горизонтальных скважин.

Технический результат достигается за счет того, что в способе сейсмического мониторинга процесса освоения месторождения углеводородов на акваториях, включающем проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс, до начала бурения запроектированного горизонтального участка скважины размещают мобильную расстановку сейсмокос на дно по радиальной разноазимутальной системе наблюдений на объекте исследований с центром, расположенным над горизонтальным участком скважины, в процессе бурения регистрируют микросейсмические колебания, возбуждаемые долотом на забое скважины, при обработке которых по динамическим и кинематическим характеристикам определяют анизотропные свойства среды в зоне бурения, уточняют ориентацию систем субвертикальных трещин и корректируют трехмерные модели резервуара, а после завершения бурения скважины расстановку сейсмокос демонтируют и перемещают на новый объект исследований. Кроме того, в процессе гидроразрыва пласта регистрируют микросейсмические колебания, определяют трехмерные координаты их источников и дополнительно уточняют трехмерную модель резервуара и ориентацию систем трещин.

Сущность способа поясняется чертежом. На чертеже представлены: 1 - водная толща, 2 - резервуар нефти и газа, 3 - устье скважины около буровой установки, 4 - текущее положение забоя горизонтального участка скважины, 5 - центр мобильной радиальной расстановки сейсмокос, 6 - одна из восьми сейсмокос.

Сущность изобретения заключается в том, что реализуют сейсмический мониторинг процесса освоения месторождения углеводородов на акваториях на начальной стадии в процессе бурения эксплуатационных скважин с горизонтальным участком внутри месторождения (резервуара). Это позволяет получать детальную информацию о пространственных изменениях анизотропных свойств среды разрабатываемого месторождения с прогнозом ориентации основных систем субвертикальных трещин для уточнения трехмерной гидрогеологической и геомеханической моделей месторождения, оптимизировать размещение вертикальных, наклонных и горизонтальных стволов эксплуатационных скважин и направлений вскрытия пластов при их перфорации, а также выбор мест гидроразрыва пласта и качества его проведения. Технология подразумевает установку на дно мобильной расстановки радиально ориентированных сейсмокос до начала бурения эксплуатационных скважин, при этом центр радиальной расстановки располагают над горизонтальным участком скважины. Количество линий и пунктов приема упругих колебаний задают с учетом экономических соображений, но количество линий должно быть не менее четырех, формирующих крестовую систему наблюдений, у которой две линии располагают по направлению главных экстремумов индикатрис (азимутальных зависимостей) кинематических и динамических характеристик распространения упругих колебаний, определенных в результате предварительных данных сейсморазведки 3D и геофизических исследований в поисково-разведочных скважиных.

В арктических условиях почти повсеместно существует ледяной покров от 7 до 10 месяцев, а до потепления климата нередко и до 12 месяцев (например, в Карском море). Поэтому оперативная установка и демонтаж мобильной донной сейсмической расстановки с судна практически невозможен. Однако эти операции вполне могут быть выполнены с обитаемых или необитаемых аппаратов, спускаемых с судна ледокольного типа или с буровой платформы и несущих серию компактных лебедок. В качестве наиболее оптимального подводного носителя сейсмокос могут быть использованы выпускаемые за рубежом и в ФГУП ОКБ ОТ РАН роботизированные подводные необитаемые аппараты ROV (Remotely Operated Vehicles). В частности ROV адаптированы норвежской компанией SeaBird Exploration в CASE System для расстановки автономных донных сейсморегистраторов (Nodes), переносимых ROV по 6 штук в одной сменной кассете. При этом в реальных условиях расставлялось до 1200 донных сейсморегистраторов. Очевидно, что вместо тяжелых сейсморегистраторов могут быть установлены компактные лебедки с донными сейсмическими косами, которые должны быть максимально легкими и минимального диаметра. Такие косы уже разработаны и изготавливаются в ОАО "АКИН" ("Акустический институт имени академика Н.Н. Андреева"). Их диаметр по несущему кабелю составляет 12 мм, диаметр гидрофона - 22 см, а вес в воздухе - около 100 кг для 500 м косы (а в воде около 30 кг).

Сейсмокосами осуществляется периодическая регистрация упругих колебаний (сейсмических волновых полей), возникающих в процессе разрушения породы при бурении горизонтальных участков стволов первой и последующих скважин в пласте-резервуаре (микросейсмы). При обработке рассчитываются амплитудно-частотные спектры (АЧС) и другие динамические характеристики регистрируемых волновых полей, выбираются АЧС сейсмических каналов, равноудаленных от точки проекции текущего забоя скважины на дно, для частот максимальных значений амплитуд АЧС строятся индикатрисы амплитуд фиксированных частот АЧС, при интерпретации которых на основе выявления экстремумов определяют ориентацию основных систем субвертикальных трещин (Богоявленский В.И., Урупов А.К., Будагова Т.А., Добрынин С.В. Анизотропные свойства осадочного чехла континентального шельфа. Газовая промышленность, №7, 1997, с. 16-18).

Возможность получения сейсмических записей волновых полей, возбуждаемых долотом, пригодных для изучения анизотропных свойств среды, доказана в работе (Бланк A.M., Урупов А.К., Жуков A.M. Возможность контроля природно-техногенных процессов в геологической среде методами сейсморазведки при бурении глубоких скважин. В сб.: "Проблемы техногенного изменения среды и охраны недр в горнодобывающих регионах". Пермь, 1991, с. 70-71) на примере полевого эксперимента по изучению околоскважинного пространства в скважине Скворцовская-1 на северном борту Днепрово-Донецкой впадины. Результаты данного эксперимента хорошо согласуются с данными ультразвукового прозвучивания образцов керна. Получаемая информация об анизотропных свойствах среды по данным прямых волн, возбуждаемых долотом в призабойной зоне, отличается большей точностью и корректностью по сравнению с отраженными волнами, возбуждаемыми и регистрируемыми в водной толще или вблизи поверхности земли. Это обусловлено тем, что первые проходят систему субвертикальных трещин до пунктов приема по одному лучу под одним углом к системе трещин, а вторые - по двум лучам (падающему и отраженному) под двумя углами.

Использование описываемого способа за счет оперативного получения информации об ориентации систем трещин в условиях "реального времени" позволяет уточнить строение месторождения углеводородов на акваториях и повысить эффективность процесса его освоения путем возможной коррекции ориентации горизонтальных стволов скважин, а после завершения бурения скважин выбирать оптимальные места для перфорации и многостадийного гидроразрыва пласта на основе выбора зон с наиболее выраженной анизотропией динамических характеристик зарегистрированных волновых полей. Правильность определения ориентации систем трещин и эффективность каждого гидроразрыва пласта подтверждается при обработке микросейсм, возбуждаемых при его проведении (Бутула К.К., Верещагин С.А. Разработка трудноизвлекаемых запасов - интеграция данных для заканчивания скважин с целью оптимальной разработки месторождений. Oil&Gas Journal Russia, №7 (73), 2013, с. 42-43, Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. и др. Применение микросейсмического мониторинга для контроля технологических рисков ГРП. Нефтесервис, №1 (21), 2013, с. 50-52) и регистрируемых донными сейсмокосами той же мобильной расстановки, после чего ее демонтируют и перемещают на новый объект исследований.