CC BY
107
УДК 550.31:550.8.05
Ф.Д. Шмаков
ст. науч. сотрудник, Научно-исследовательский институт прикладной информатики и математической геофизики ФГАОУ ВПО «Балтийский федеральный университет им. И. Канта», г. Калининград
С.В. Родин
генерал. директор, ООО «Антел-нефть»,
г. Москва
К.Д. Сисембаев
директор, ТОО «CSP MUNAY SERVICES», г. Астана, Казахстан
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА МИКРОСЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРОЦЕССА ГРП ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ: РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ГРП
Право использования и публикации данных материалов получено у ООО «Антел-нефть» г. Москва и TOO «CSP MUNAY SERVICES» г. Астана.
Аннотация. В настоящей статье рассмотрен метод устранения интенсивной техногенной помехи из сигнала, регистрируемого наземной системой наблюдения при производстве гидравлического разрыва пласта. Представлены результаты обработки данных микросейсмического мониторинга гидравлического разрыва пласта на одной из скважин месторождения Узень в Республике Казахстан.
Ключевые слова: микросейсмический мониторинг, гидравлический разрыв пласта, когерентная техногенная помеха, фильтрация, микросейсмическая эмиссия, источник.
F.D. Shmakov, Institute of Applied Informatics and Mathematical Geophysics, Immanuel Kant Baltic Federal University, Kaliningrad
S.V. Rodin, Ltd «Antel-oil», Moscow
K.D. Sisembaev, ТОО «CSP MUNAY SERVICES», Astana, Kazachstan
IMPROVEMENT OF MICROSEISMIC MONITORING METHOD OF HYDRAULIC FRACTURING: RESULTS
OF HYDRAULIC FRACTURE DATA PROCESSING
Abstract. This paper presents the filtration method of a strong industrial noise caused by frac fleet during hydraulic fracturing. The results of microseismic monitoring data processing of hydraulic fracture on Uzen oilfield in Kazakhstan Republic are presented.
Keywords: microseismic monitoring, hydraulic fracturing, correlated industrial noise, filtration, microseismic emission, source.
В первой части работы [1] представлены результаты решения задачи локации тестовых источников. Обработка была осуществлена с помощью модифицированного корреляционного алгоритма локации и методики выделения отдельных микросейсмических событий из множества решений обратной кинематической задачи (ОКЗ) на основе анализа данных перфорационных взрывов в скважине.
В данной работе рассматривается метод устранения интенсивной техногенной помехи из сигнала, регистрируемого наземной системой наблюдений при производстве гидравлического разрыва пласта (ГРП). Представлены результаты применения модифицированного корреляционного алгоритма локации к обработке данных микросейсмического мониторинга ГРП на одной скважине месторождения Узень в Республике Казахстан.
Основная проблема при решении задачи пассивной локации наземными методами микросейсмического мониторинга в условиях работающего нефтяного промысла заключается в выделении сигналов микросейсмической эмиссии на фоне значительно более интенсивных поверхностных волн и техногенного шума [2]. Это связано с тем, что, во-первых, уровень сейсми-
ческих сигналов, возбуждаемых в результате деформаций, трещинообразования и распространения трещин гидроразрыва, как правило, ниже уровня естественных сейсмических шумов [3]. Во-вторых, на разрабатываемых месторождениях УВ существуют интенсивные техногенные сейсмические помехи: работа флота ГРП, бурение и обустройство скважин, строительные работы, работа технологического оборудования и т.п. Эти помехи имеют сильную временную и пространственную корреляцию (когерентные помехи). В связи с чем регистрационные записи наземной системы наблюдений оказываются сильно коррелированными [4].
В частности, для метода микросейсмического мониторинга процесса ГРП залежи УВ [5], в котором решение задачи пассивной локации основано на вычислении функции взаимной корреляции, существует вероятность, что некоторые сигналы от техногенных источников могут быть приняты за полезные сигналы микросейсмических источников, возбуждаемых в процессе производства ГРП. Что может приводить к появлению ложных источников и искажению результатов определения параметров трещин гидроразрыва.
Решению задачи выделения слабых импульсных сигналов микросейсмической эмиссии из фона помех на дневной поверхности посвящено относительно небольшое количество работ [4, 6, 7]. Общие принципы обработки данных основаны на анализе статистических характеристик регистрационных записей с последующим применением специализированных процедур фильтрации, использующих априорную информацию о пространственно-корреляционных свойствах помех [7, 8, 9]. Можно упомянуть узкополосную время-частотную или согласованную фильтрацию, корреляционную обработку [3], методы «адаптивной и режекторной групповой (пространственной) фильтрации и адаптивного пространственного спектрального анализа» [4, 7]. Отметим, что применение стандартных процедур увеличения отношения сигнал/шум, применяемых в сейсморазведке, таких как суммирование сейсмических записей, а также увеличение времени накапливания сигнала не позволяет подавить влияние когерентной помехи [3, 8].
Для практического применения перечисленных методов необходимо использовать информацию об источниках техногенных помех, времени действия источников и спектральном составе колебаний, т.е. характерных частотах сигнала, порождаемого работой технологического оборудования на месторождении УВ. Обычно такую информацию получают путем регистрации волнового поля до, во время и после проведения основных технологических мероприятий. Предварительная обработка регистрационных записей позволяет определить временные интервалы, соответствующие технологическим процессам, выделить из спектра сигнала группу частот, создаваемых работой технологического оборудования.
ЩЖ11' 'Я 1 —И1— 1 ¡как'' д^.'.^'бЩДЖ'А
рш;г ) у""т |Т|^ИШ||1ПТТп1|'1Г'' 'вци'1*...... 11 1 ■■тШШШШШШ ыяшкш,' у ЯИии,; ЯШМ д1 ШИИМДШМШ!
0123456789 1011 121314151617 ИШИНЯИИ 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 4041 ■ ИИИИИИИИН10К 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 6<
Рисунок 1 - Спектрально-временная диаграмма сигнала с техногенными помехами
Техногенные регулярные источники когерентных помех связанны с работой технологического оборудования на месторождении УВ. Данный вид помех представлен в регистрируемом волновом поле в виде регулярных квазимонохроматических частот, которые характеризуются узкой полосой спектра 0.01-0.2 Гц. Как показывает практика, для успешного подавления узкополосных техногенных помех применяются цифровые полосовые и режекторные фильтры [3]. Характерным примером источника таких помех является буровое оборудование.
Техногенные источники нерегулярных импульсных сигналов («ударные помехи») характеризуются широким спектральным составом и длительностью от долей секунд и более. К примеру, движение транспортных средств, строительные работы, взлет и посадка самолетов и т.п. вызывает серию импульсных помех, наблюдаемых в среднем в течение нескольких минут в зависимости от характера движения транспортного средства и условий регистрации.
На рисунке 1 представлена спектрально-временная диаграмма сигнала, зарегистрированного на дневной поверхности в процессе бурения скважины. На диаграмме выделяются 4 области, вызванные движением транспортных средств: 5-9, 20-24, 42-48, 55-58 минуты. Помеха на частоте 60 Гц связана с работой генератора при бурении. Частоты до 15 Гц связаны с работой бурового оборудования.
250 г 200150 100 50 0: -50 -100-150 -200 -250-300
Л42 Л Устье скважины Д Датчики Л Опорный датчик —3— Траектория ствола ° Интервал перфорации
¿43 40
A3 дз Д45 7 1Я А Л46 19
f34 33 Д47 Д48
А 32 М1 я
Д2 Аз 3
28 11
Д26 Д6 А7 Л5 i
Л2 £24 5 Д16 Д15 Д10
А23 Д18 А|4 -Д19- Д11
422 М2
Д2 ДМ
-550 -500 -450 -400 -350 -300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 Запад-Восток, метры
Рисунок 2 - Схема наблюдений на месторождении
Время, минуты
Рисунок 3 - Диаграмма технологического процесса ГРП
Основным источником техногенных помех на месторождении УВ в процессе производства ГРП является работа флота. Рассмотрим результаты обработки реальных данных микросейсмического мониторинга ГРП на одной из скважин месторождения Узень в Республике Казахстан.
Регистрация микросейсмической эмиссии на дневной поверхности в процессе производства ГРП осуществлялась посредством 48-канальной сейсмической станции 8Сй-8НР48. Схема расстановки сейсмической антенны представлена на рисунке 2. На рисунке 3 представлена диаграмма технологического процесса основного ГРП. Индикаторная диаграмма давления
на устье скважины (атм) показана красным цветом, темп закачки жидкости (м /мин) - черным
3
цветом, концентрация проппанта (кг/м ) - зеленым цветом.
Рисунок 4 - Сейсмическая запись ГРП на дневной поверхности до и после фильтрации
На рисунке 4 представлена регистрационная запись ГРП одного из каналов сейсмической антенны (красный цвет). Как видно из рисунка, уровень шумов в процессе производства ГРП возрастает примерно в 2-3 раза относительно обычного микросейсмического фона на месторождении.
Рисунок 5 - Спектрально-временная диаграмма процесса производства ГРП в частотном диапазоне 0-500 Гц
Необходимо отметить, что столь заметное увеличение уровня шумов связано с расположением датчиков сейсмической антенны в непосредственной близости от устья скважины. Для системы наблюдений, представленной на рисунке 2, максимальное удаление датчиков от устья составляет порядка 500 м. С удалением сейсмической антенны на 800-1000 м от устья уровень сейсмических шумов заметно падает [2].
На рисунке 5 представлена спектрально-временная диаграмма процесса производства ГРП в полосе частот 0-500 Гц. На диаграмме можно выделить временные интервалы смены режимов закачки. Подготовка к закачке 1-6 минута. Временной интервал между 6-33 минутами соответствует процессу производства ГРП. В этом временном интервале можно выделить режимы: закачки подушки (рабочей смеси без проппанта) 6-12 минута, закачки проппанта - 12-30 минута, продавки проппанта - 31-34 минута. Сброс давления и остановка работы оборудования - 34-41 минута.
Смена режимов работы технологического оборудования, запуск и остановка двигателей и насосов отражается на спектрально-временной диаграмме в виде группы «плавающих» квазимонохроматических частот. Изменение спектральных характеристик помех особенно заметно при запуске системы на закачку жидкости (6 минута), начале закачки проппанта (12 минута) и остановке системы (33-34 минута). Практически во всем частотном диапазоне прослеживаются кратные частоты работы технологического оборудования (рис. 5).
Для удаления мешающих узкополосных техногенных помех из сигнала применяется метод "отбраковки" по мощности кадра. Идея метода заключается в том, что мощность техногенной помехи, как показывает практика, выше фонового уровня мощности естественных микросейсмических событий. В связи с этим выделение группы квазимонохроматических частот из спектра сигнала основывается на выборе соответствующих энергетических параметров, реагирующих на изменение мощности сигнала в определенном частотно-временном диапазоне (кадре).
В качестве примера рассмотрим фрагмент спектрально-временной диаграммы процесса производства ГРП в частотном диапазоне 450-500 Гц (рис. 6). Как видно из диаграммы, сигналы от регулярных техногенных источников сохраняют сильную пространственную и временную корреляцию. При этом мощность сигналов от техногенных источников превышает среднее значение энергии рассматриваемого кадра.
Рисунок 6 - Спектрально-временное представление процесса производства ГРП в частотном диапазоне 450-500 Гц. Частотно-временной режекторный фильтр
Определение квазимонохроматических частот техногенных помех осуществляется путем вычитания из сигнала гармонических компонент, значение энергии которых превышает среднее значение энергии кадра на величину стандартного отклонения. Критическим параметром данной процедуры является выбор оптимального частотно-временного размера рассматриваемого кадра.
На рисунке 6 представлен результат обработки спектрально-временной диаграммы ГРП. На основании выделенных квазимонохроматических частот строится узкополосный час-
тотно-временной режекторный фильтр, с помощью которого осуществляется фильтрация регистрационных записей сейсмической антенны.
На рисунке 4 представлены регистрационные записи канала сейсмической антенны до и после фильтрации (красный и синий цвет, соответственно). Как видно из рисунка, амплитуды сейсмической записи после фильтрации примерно в 8-10 раз меньше амплитуд сейсмической записи до фильтрации. Это может говорить о том, что исходное соотношении сигнал/шум было не более чем 1/8-1/10.
На основе фильтрованных регистрационных записей осуществлено решение задачи локации источников микросейсмической эмиссии, возбуждаемых при производстве ГРП. Обработка осуществлялась с помощью модифицированного корреляционного алгоритма, учитывающего статические поправки от серии перфорационных взрывов, и методики выделения отдельных микросейсмических событий [1]. В процессе обработки регистрационных записей было найдено порядка 1.2*106 решений ОКЗ, из которых было выделено 102000 отдельных микросейсмических событий.
Рисунок 7 - Плотность распределения источников микросейсмической эмиссии
в процессе производства ГРП
Для наглядного представления развития микросейсмической активности во времени участок регистрационных записей ГРП длительностью 41 минута был разбит на временные интервалы:
1. подготовка к основному ГРП - 1-6 минута;
2. первая стадия закачки жидкости, инициация и начало роста трещины - 7-10 минута;
3. закачка подушки, первая стадия закачки проппанта, распространение трещины в длину - 11-15 минута;
4. вторая стадия закачки проппанта - 16-25 минута;
5. третья стадия закачки проппанта с выходом на максимальную концентрацию - 26-30
минута;
6. продавка проппанта - 31-33 минута;
7. сброс давления и остановка оборудования - 34-41 минута.
На каждом временном интервале осуществлялось накопление вычисленных местоположений источников отдельных микросейсмических событий. Результатом такого накопления являются карты плотности распределения источников микросейсмических событий в горизонтальной плоскости (рис. 7). Центр рисунков - проекция интервала перфорации ствола скважины на горизонтальную плоскость ХУ (красный квадрат), оси координат в метрах, ось X - Запад-Восток, ось У - Юг-Север. Устье скважины - коричневый треугольник. Построенные карты характеризуют изменение микросейсмической активности при смене режимов закачки основного ГРП: 1. Эмиссия до ГРП; 2. Подушка; 3-5. Стадии закачки проппанта; 6. Продавка проппанта; 7. Накопленная эмиссия подушка, проппант, продавка; 8. Эмиссия после ГРП.
На основе построенных карт можно заключить, что облако микросейсмических событий распространяется от устья скважины в юго-западном направлении по азимуту 210 градусов и в северо-восточном направлении по азимуту 50 градусов. Линейные размеры облака на разных стадиях закачки составляют от 30 до 100-120 метров. Наибольшая плотность событий наблюдается в юго-западном направлении. На основании изменения интенсивности микросейсмической активности во времени можно предположить, что трещина гидроразрыва развивается симметрично. По линейным размерам облака микросейсмических событий можно приближенно оценить размеры трещины гидроразрыва: порядка 100-120 метров по азимуту 210 градусов и порядка 60 метров по азимуту 50 градусов.
Выводы
Предложенный метод энергетического оценивания мощности сигнала, регистрируемого на дневной поверхности в процессе производства ГРП, позволяет выделять квазимонохроматические частоты работы технологического оборудования.
Применение узкополосной групповой частотно-временной фильтрации позволяет устранить влияние интенсивной техногенной помехи.
Результаты обработки реальных данных ГРП позволили приближенно оценить азимут и геометрические размеры трещины гидроразрыва.
Список литературы:
1. Шмаков Ф.Д. Совершенствование метода микросейсмического мониторинга процесса ГРП залежи УВ: модифицированный корреляционный алгоритм локации // Приволжский научный вестник. - 2014. - № 8-1 (36). - С. 45-52.
2. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред: экспериментальные исследования / Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю.А., Рогоцкий Г.В., Дыбленко В.П. - М.: Гос. науч. центр Рос. Федерации - ВНИИгеосистем, 2004. - Т. 2. - 362 с.
3. Рабинович Е.В. Наземная локация микросейсмических сигналов для мониторинга гидравлического разрыва пласта / Е.В. Рабинович, А.С. Туркин, Ю.Л. Новаковский // Доклады Томского государственного университета систем управления и радиоэлектроники. - 2012. - № 1 (25), ч. 1. - С. 104-112.
4. Чеботарева И.Я. Устранение интенсивной помехи при пассивном мониторинге месторождений углеводородов методом эмиссионной томографии / И.Я. Чеботарева, А.Ф. Куш-
нир, М.В. Рожков // Физика Земли. - 2008. - № 12. - С. 65-82.
5. Ерохин Г.Н., Майнагашев С.М., Бортников П.Б., Кузьменко А.П., Родин С.В. Способ контроля процесса гидроразрыва пласта залежи УВ // Патент РФ № 2319177. Опубликован 10.09.2008, бюллетень № 7.
6. Кугаенко Ю.А. О возможностях обнаружения сейсмической эмиссии в условиях интенсивных помех при использовании эмиссионной томографии // Геология и геофизика. - 2005. - Т. 46, № 7. - С. 763-775.
7. Определение параметров очагов микросейсмических событий по данным поверхностных сейсмических групп при сильных коррелированных помехах и сложных механизмах источников излучения / Кушнир А.Ф., Варыпаев А.В., Рожков М.В., Епифанский А.Г., Дрикер И. // Физика Земли. - 2014. - № 3. - С. 28-50.
8. Кушнир А.Ф. Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех / А.Ф. Кушнир, М.В. Рожков, Т.Т. Тагизаде // Патент РФ № 2451308. Опубликован 20.05.2012, бюллетень № 14.
9. Чеботарева И.Я. Структура и динамика геосреды в шумовых сейсмических полях, методы и экспериментальные результаты // Акустика неоднородных сред: ежегодник РАО. -2011. - № 12. - С. 147-156.
