Нетрадиционные сейсмические технологии

   Обобщение и анализ существующих технологий мониторинга залежей углеводородов

   Сейсморазведка 4D

   Сейсмический  мониторинг или 4-мерная сейсморазведка (4D) разрабатываемых нефтяных месторождений является новым направлением сейсморазведки, предназначенным для решения основных задач разработки — сохранения темпа отбора при увеличении коэффициента извлечения нефти.

   Перманентный  сейсмический мониторинг (от нескольких сотен до более тысячи часов) позволяет  получить принципиально новую информацию о текущем состоянии месторождения.

   В некоторый момент времени на месторождении (лучше всего до начала разработки) проводится сейсмическая съемка. Последующая обработка приводит к получению окончательного куба данных. Спустя некоторое время после начала разработки месторождения на нем вновь проводится сейсмическая съемка. В оптимальном случае все должно быть идентично первой съемке – система наблюдений, местоположения взрывов и приемников, аппаратура. На практике это достигается редко.

   Следующий этап – обработка, так же должен быть выполнен строго по тому же графу, что и при первой съемке, иначе сравнение материалов будет не корректным.

   В итоге получается второй куб данных, идентичный первому кубу во всем, кроме  того, что состояние пласта в разные моменты времени были разными, и отображаться они должны с различиями. Путем сравнения разных параметров сейсмических данных (амплитуд и т.д.) эти различия находятся, и они интерпретируются с позиций изменения положения ВНК или ГВК, насыщенности, давления то есть того, что реально могло измениться в пласте за время разработки и значимо для сейсморазведки.

   Смена нефтенасыщения (тем более газонасыщения) горных пород на водонасыщенность влияет на их общую плотность. Влияет насыщение  также на пластовые скорости и соответственно, на акустическую жесткость. При повышении температуры снижается скорость в нефтесодержащей породе (слева.). При нагнетании газа, также существенно снижается скорость (в центре). При снижении давления флюида происходит противоположный эффект (справа.), увеличивается акустический импеданс — скорость, умноженная на плотность (рисунок ).

   Величины  скорости продольных волн в газо-, нефте- водосодержащих чистых песчаниках отличаются незначительно при низкой пористости породы, а при высокой пористости - отличаются достаточно, чтобы определить тип флюида. На рисунке символами обозначены результаты лабораторных измерений скорости, а кривые соответствуют теоретическим предположениям.

   Важно, что в процессе разработки коэффициенты отражения от кровли и подошвы  продуктивных пластов меняются в большей степени, чем их акустическая жесткость. Чем больше давление снижено, тем большие изменения мы наблюдаем. При замене нефти законтурными (или нагнетательными) водами в условиях снижения пластового давления наблюдается сначала резкое увеличение плотности, затем постепенное уменьшение.

   Важной  особенностью реализации сейсморазведки 4D является широкое использование сейсмического моделирования. Оно позволяет обосновать наличие изменений при наблюдениях и сопоставить наблюденные значения с ожидаемыми (расчетными). Таким образом, производится количественная оценка изменений, уточняются представления о строении месторождения и выверяется его модель.

   В соответствии с текущим планом добычи, начавшейся в 1986 году, из месторождения  Гулльфакс предусматривалось добыть 50% из 480 миллионов м³ геологических запасов нефти. Половина оставшейся нефти могла быть добыта с помощью сгущенной сети скважин, однако предстояло решить задачу оптимального расположения таких скважин и сокращения затрат.

   Разработка  месторождения Гулльфакс была затруднена из-за разломной структуры пласта-коллектора. Сложное строение месторождения влияло на качество сейсмических данных и моделирование.

   На  месторождении Гулльфакс было зарегистрировано несколько массивов сейсмических данных. С учетом предварительной интерпретации  результатов двумерных сейсмических исследований с интервалом между профилями около 2 км, в 1979 году была проведена первая съемка, а в 1985 году — вторая съемка. Несмотря на значительное улучшение качества второй съемки и тщательную повторную обработку данных в 1992 году, полученные данные оставались сложными для интерпретации из-за сильных изменений отражающих свойств и наличия большого количества разломов в зоне пласта-коллектора.

   Контрольной съемки проводилась в 1995 году.

   Данные  опорной съемки 1985 года (вверху) использовались для интерпретации кровли коллектора и всех разломов. Данные контрольной съемки 1995 года (внизу) использовались для прослеживания тех же особенностей разрезасоответствующих условиям отсутствия платформ. 

   Вторым  шагом являлось описание сейсмических данных в месте расположения скважины, которые отражают свойства коллектора, определенные в скважине. На месторождении Гулльфакс для тарбертового пласта было рассчитано не менее 20 различных мгновенных и интервальных характеристик. 
 
 

   Технология «Сейсмический локатор бокового обзора» (СЛБО)

   В 1989 — 1991 гг. во ВНИИГеосистем и Грозненском  нефтяном институте совместно был  разработан принципиально новый  метод сейсморазведки для изучения трещиноватости геосреды «Сейсмический  локатор бокового обзора — СЛБО».

   Физическая  основа нового метода сейсморазведки СЛБО заключается в выделении  рассеянных волн (РВ) в сейсмическом волновом поле и определении места  образования этих волн. Поскольку  наиболее интенсивные рассеянные волны  образуются на наиболее контрастных неоднородностях в геосреде  — трещинах открытого типа, то энергия рассеянных волн (ЭРВ) напрямую определяется интенсивностью (густота, раскрытость и протяженность) трещиноватости горных пород в области первой зоны Френеля. Для выделения энергетически слабых РВ применяют специальные системы полевых наблюдений и обработки, основанные на принципе локатора бокового обзора

   Полевые наблюдения проводят с помощью площадных  систем  — синтезированной апертуры излучения (АИ) и апертуры приема (АП), которые для реализации бокового обзора располагают за пределами площади исследования. Форма площадных систем АИ и АП может быть разнообразной, наиболее оптимальной является «звезда» с 6-ю и более лучами.

   Для выполнения полевых наблюдений используют стандартные современные аппаратурные и технические средства сейсморазведки, которые позволяют с одного локатора в течение 1-2 дней выполнить обзор геосреды на площади 10-20 кв. км. Обработку полевых сейсмических материалов проводят в два этапа.

   На  первом этапе проводят стандартные сейсмические процедуры по повышению отношения «сигнал/помеха» и разрешенности сейсмической записи, учета расхождения сейсмического фронта и неоднородности условий приема и возбуждения сейсмических волн, расчета статических поправок, коррекции скоростной характеристики и т. п. На втором этапе выполняют специальные процедуры обработки, имитирующие одновременное излучение сейсмической волны из всех пунктов АИ с фокусировкой суммарного излучения в заданную точку исследуемого геологического объема и одновременный прием РВ апертурой приема, также сфокусированной на эту точку.

   Геологическую интерпретацию результатов обработки  проводят на основе двух концепций.

   Во-первых, существует прямая зависимость энергии  РВ от интенсивности трещиноватости открытого типа, что позволяет трансформировать поле ЭРВ в поле индекса трещиноватости.

   Во-вторых, для геологического истолкования поля индекса трещиноватости используются тектонофизические модели, отражающие закономерности распределения трещиноватости в геологической среде. В отличие от повсеместно используемых в сейсморазведке слоистых моделей, соответствующих геологическому процессу осадконакопления, тектонофизические модели отражают неравномерное распределения напряжений и деформаций в геосреде, их взаимосвязь и зависимость.

   Для изучения влияния техногенных воздействий  на нефтяную залежь (циклическое заводнение, подземные взрывы, вибрационное и  сейсмоакустическое воздействие) исследования СЛБО проводились в режиме мониторинга, что позволяло получить пространственно-временные (4-D) распределения трещиноватости в геосреде.

   Технология  полевых наблюдений СЛБО на Ермаковском  месторождении 

   При проведении полевых работ выполнялось  одно из основных условий мониторинга  — система наблюдения в течение  всего периода оставалась неизменной и перед проведением наблюдений контролировалась ее идентичность. Наблюдения проводились по схеме: две апертуры приема (АП) и одна — излучения (АИ), расположенные на расстоянии 1,7 ÷ 3,5

   Технология  «Сейсмическая локация  очагов эмиссии» (СЛОЭ)

   Реализация  методических основ сейсмического  мониторинга в целом осуществляется за счет «прослушивания» глубинных  гидро- и термодинамических процессов  в пределах месторождения. Исходной информацией для прослушивания  являются микроволны сейсмической эмиссии и техногенного шума. Возникая в породах продуктивной толщи, они распространяются в геосреде, в том числе по направлению к дневной поверхности, где и регистрируются стандартными аппаратурными средствами сейсморазведки.

   Выделение микроволн сейсмической эмиссии и техногенного шума, определение их энергетики и места зарождения возможно двумя способами.

   Первый  — традиционный способ засечек, применяемый  в сейсмологии для определения  гипоцентров землетрясений, предусматривает  использование для наблюдения 3-компонентных геофонов при минимальном уровне техногенных шумов поверхностного и глубинного происхождения.

   Второй  способ основан на пассивной локации, осуществляющей 3D-обзор нижнего  полупространства площадной системой приема (апертурой приема — АП), установленной на дневной поверхности.

   Принципиальное  отличие сейсмического мониторинга  по технологии СЛОЭ от известной стандартной  технологии МОГТ-4D заключается в  том, что на основе использования  волн сейсмической эмиссии реализована  возможность непрерывного и неограниченного во времени прослушивания текущего состояния месторождения и проходящих в нем геодинамических, флюидодинамических и техногенных процессов.

   Ключевым  вопросом сейсмического мониторинга  является геологическое истолкование результатов исследования СЛОЭ. Если при кратковременном наблюдении процесса ГРП волны СЭ, вполне очевидно, являются индикаторами трещинообразования, а их глубинное позиционирование отражает направление развития гидроразрыва, то при перманентном мониторинге СЭ интерпретация результатов исследования не столь очевидна и проста. Многофакторная зависимость процесса СЭ требует дополнительного рассмотрения некоторых закономерностей и моделей этого явления в геосреде.

   Во-первых, сейсмическая эмиссия является одной  из форм проявления разрядки напряжения горных пород, находящихся в естественном залегании. Излучение упругих волн связано с пространственно-временным изменением напряженного состояния пород, которое преимущественно влияет на изменение пространственно-временного распределения открытых трещин, а при их раскрытии и схлопывании формируются упругие волны - микросейсмы.

   Во-вторых, изменение напряженного состояния  пород продуктивной толщи на разрабатываемом  месторождении связано не только с изменением пластового давления (откачка  и закачка флюида, ГРП и др.), но и с естественной геодинамикой (неотектоника, твердотельные приливы и т.п.), а также с привносом и выделением термоупругой энергии

   В-третьих, изменение активности сейсмической эмиссии представляет собой случайный  процесс, который при длительном наблюдении (более суток) имеет детерминированные фазы высокой и низкой активности, совпадающие с фазами временного градиента вариации силы тяжести (Dg(t)\'t), обусловленной твердотельными лунно-солнечными приливами.

   В-четвертых, в процессе раскрытия трещин флюид втягивается в полость, а при схлопывании — выжимается из нее, т.е. трещина за счет раскрытия и схлопывания ее полости работает как микронасос.