CC BY
1
АНАЛИЗ МЕТОДОВ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ГРП ДЛЯ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ МЕТОДИКИ НА ОТЛОЖЕНИЯХ РОДИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ
С.В. Трошкин, студент
Самарский государственный технический университет (Россия, г. Самара)
DOI:10.24412/2500-1000-2024-12-3-208-215
Аннотация. В статье рассмотрены две методики применения микросейсмического мониторинга при проведении гидроразрыва пласта на Родинском месторождении Оренбургской области. Отмечены положительные и отрицательные стороны каждого метода. Данная статья направлена на понимание принципиальных различий методов наблюдения и обоснование выбора наиболее оптимального для данных геологических условий.
Ключевые слова: микросейсмический мониторинг, наземный метод, скважинные наблюдения, гидроразрыв пласта, скважина, оптимальный метод, Родинское нефтяное месторождение, Оренбургская область.
Родинское газонефтяное месторождение находится в Муханово-Ероховском нефтегазоносном районе Татарской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (рис. 1) [1].
Месторождение характеризуется благоприятными географо-экономическими условиями. В гидрографическом отношении рассматриваемая площадь представляет собой часть водораздела в правобережье р. Самары, между течениями ее притоков - рек М. Уран и Ток.
Местность довольно расчлененная, изрезанная многочисленными оврагами и долинами небольших речек и сухих логов. Лесные массивы отсутствуют. Климат района резко континентальный. В сейсмическом отношении район Родинского месторождения относится к числу спокойных зон и является благоприятным для различного вида строительства.
Согласно действующей классификации запасов Родинское месторождение по величине начальных извлекаемых запасов относится к группе крупных, а по сложности геологического строения - к сложным.
На Родинском месторождении в период 1944-1966 гг. проведены структурно-геологическая съемка, гравиметрические исследования, электроразведка, сейсморазведка, структурное и глубокое разведочное бурение [2].
В разрезе месторождения выделяются два структурно-формационных этажа: архейско-протерозойский кристаллический фундамент и палеозойский осадочный чехол [3].
В региональном тектоническом отношении Родинское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины (рис. 2) и приурочено к так называемому Бобровско-Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) [4].
Рис. 1. Фрагмент обзорной карты месторождений нефти и структур Оренбургской области
Оренбургская область
м 5000 0 птттш
1 0
15 20 км
5
Границы структурно-тектонических элементов:
—п- - условная граница между ЮПБВ и СБВ СБВ - Северный борт Бузулукской впадины ЮПБВ - Южное погружение Бузулукской впадины Структурно-фациальные зоны МЕП:
_______ А - центральная депрессионная турнейского возраста
л—-»- Б - внутренняя прибортовая турнейского возраста ^—■* В - внешняя прибортовая заволжского возраста
Г - внешняя прибортовая франско-фаменского возраста Месторождения:
- нефтяные (¿¡¡Э - нефтегазовые - нефтегазовые ^^ - находящиеся в разработке, консервации
■ структуры, выявленные сейсморазведкой и структурным бурением
- вершины и выступы кристаллического фундамента 1 - Покровская вершина
- Сорочинская вершина
ОЗ - Пилюгинско-Ивановский выступ
- контур участка сейсморазведочных работЗД
Рис. 2. Обзорная схема нефтяных и газовых месторождений района работ с
элементами тектоники
На Родинском нефтяном месторождении при проведении многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и микросейсмического мониторинга за данным процессом использовались два варианта: наземное наблюдение и скважинный вариант.
При наземных наблюдениях регистрация сейсмических сигналов осуществлялась путем наземной расстановки в виде сейсмической антенны (в количестве 54 пунктов наблюдения). На рисунке 3 представлена схема расстановки точек физического наблюдения в
виде наземной сейсмической антенны в районе скважины.
Для определения координат источников микросейсмических событий применяется метод решения задачи локации, основанный на массовом накоплении информации в области решения обратной кинематической задачи. Под массовостью понимается вычисление координат источников в каждый дискретный момент времени в заданном временном окне.
Калибровочное воздействие в виде взрыва ТДТТТ в скв. №1803 было произведено в вер-
тикальном интервале ствола скважины на глубине 1060-1064 м по стволу скважины. Для фиксации взрыва была использована основная система наблюдений, предназначенная для мониторинга проведения ГРП (рис. 3).
Среди ожидаемых результатов наибольшей значимостью по степени релевантности обладают азимуты простирания магистральной трещины/системы трещин, характер развития
трещины/зон трещиноватости и протяженность закрепленных трещин, отождествляемых с областью проникновения проппантной пачки. Развитие трещины ГРП во времени следует рассматривать по совокупной повторяемости плотности микросейсмической эмиссии в определенном направлении. Это направление является азимутом развития трещины ГРП.
ОТ ф
<3 Г i „ I ш
4®
j ■ s as gg
v
w & © ® aa аз
g> ® aa8«>B®-7~" © s Ф
sd ©
3D 83
03 ffl <B
ss m
150 300 450 m
Масштаб 1 : 15000
Условные обозначения:
® Устье скважины -Горизонтальная проекция • Порт ГРП А Фактические т ф.н.
№ 1803 ствола скв. № 1803
Рис. 3. Схема расположения пунктов наблюдения
На рисунке 4 представлено пространственное положение суммарной микросейсмической эмиссии портов №1, 2, 3, 4 и 5 в период мониторинга ГРП. Вдоль линии максималь-
ной плотности событий проведены «скелетоны» - предполагаемые зоны гидравлических трещин ГРП.
Рис. 4. Распределение плотности событий микросейсмической эмиссии, стадия проведения ГРП
(порты №1-5)
Также была опробована методика сква-жинного наблюдения. Сейсмоприемники находились в субвертикальной части скважины № 1237, выше целевого пласта. По данным, записанным в скважине № 1237 были построены карты событий стадий ГРП с 1 по 5, окончание работ ОГРП на стадии 5 и ГРП стадии 6 выполнялись после демобилизации сейсмической партии со скважины. Наблюда-
тельная скважина № 1237 и скважина ГРП № 1803 пробурены на расстоянии 1085 метров друг от друга по устьям (рис. 5).
Для оценки максимальной теоретической дистанции мониторинга, было выполнено моделирование чувствительности сейсмоприем-ников в зависимости от предполагаемой маг-нитуды микросейсмических событий при ГРП.
Рис. 5. Конфигурация проекта мониторинга
При проведении работ был произведен успешный спуск приборов на проектную кабельную глубину 1910 м по нижнему сейсмо-приемнику. Положение косы было установлено выше глубины целевого пласта из-за наличия перфорации в наблюдательной скважине, которая была отсечена взрыв-пакером. Во время спуска в наблюдательную скважину, каждый сейсмический зонд образует произвольную локальную ортогональную трехосную систему координат. Для ориентирования зондов регистрируются взрывы в одной или нескольких известных точках, что позволяет
определить ориентацию каждого зонда в глобальной системе координат. В качестве ори-ентационных сигналов используют: перфорации в скважине гидроразрыва или близлежащей скважине, взрывы шнуровых торпед (ТДШ), вибрационные сейсмические источники на поверхности, взрывные источники на поверхности.
На рисунках 6-7 представлены результаты обработки: размер события и его цвет соответствует его магнитуде, чем выше магнитуда - тем ближе цвет к красному.
Рис. 7. Данные МСМ стадии 2, активация, ГВЗ, мини ГРП, ОГРП, вид сбоку
На основе результатов по микросейсмическому мониторингу ГРП на Родинском месторождении, а также обзора российских и зарубежных публикаций, сделаны следующие выводы.
Применение микросейсмического мониторинга с размещением сейсмоприёмников в наблюдательной скважине целесообразно только в случае необходимости проведения работ в режиме реального времени или при отсутствии возможности проведения наземного микросейсмического мониторинга. Так как сейсмоприёмное оборудование подключается непосредственно к обрабатывающему комплексу проводным способом и позволяет проводить обработку сигнала в режиме реального времени.
Применение поверхностного наземного микросейсмического мониторинга с использованием автономных низкочастотных комплексов имеют ряд преимуществ: высокая мобильность; малое время развертывания; высокая чувствительность; низкая стоимость получения, передачи и обработки микросейсмических данных. Количество получаемых микросейсмических событий достаточно для определения количественных параметров техногенной трещиноватости, выделения оперяющих трещин, определения связанности событий с магистральной трещиной, а также определения закреплённой проппантом области.
Библиографический список
1. Отчет «Дополнение к технологическому проекту разработки Родинского газонефтяного месторождения Оренбургской области». - Самара: ООО «СамараНИПИнефть», 2022.
2. Филиппова Н.В., Митричева И.В. «Отчет о результатах геологоразведочных работ на Ро-динской площади», 2009.
3. Заболотский В.В. Отчет сейсморазведочных работах на Токской и Новоселовской площадях сейсмопартия № 11/75. КНГ, Куйбышев, 1976.
4. Купленский И.И. Подсчет запасов нефти и газа Родинского месторождения Оренбургской области по состоянию геологической изученности на 15 июня 1967 г. Оренбургское геологическое Управление, Оренбург, 1967.
ANALYSIS OF METHODS OF MICROSEISMIC MONITORING OF HYDRAULIC FLOW PROCESSES FOR THE SELECTION OF THE OPTIMAL METHOD ON THE DEPOSITS OF THE RODINSKOYE DEPOSIT OF THE ORENBURG REGION
S.V. Troshkin, Student
Samara State Technical University
(Russia, Samara)
Abstract. The article considers two methods of using microseismic monitoring during hydraulic fracturing at the Rodinskoye field in the Orenburg region. Positive and negative aspects of each method are noted. This article is aimed at understanding the fundamental differences in the observation methods and justifying the choice of the most optimal one for these geological conditions.
Keywords: microseismic monitoring, ground method, borehole observations, hydraulic fracturing, well, optimal method, Rodinskoye oil field, Orenburg region.
