T TAT N Е FT
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.66+550.832
© Коллектив авторов, 2015
Пассивный наземный микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта в нагнетательных скважинах ПАО «Татнефть»
Ï^OnET
НГДУ "ЛЕНИНОГОРСКНЕЮТЪ-
Р.С. Хисамов, д.г.-м.н. (ПАО «Татнефть»),
A.С. Ахметшина
(НГДУ «Лениногорскнефть»),
B.А. Таипова, к.т.н.
(НГДУ «Азнакаевскнефть»), М.М. Салихов, к.т.н, (НГДУ«Джалильнефть»), И.Р. Шарапов (ЗАО «Градиент»)
Адреса для связи: intornm@tatneft.ru,
таУ@ gradient-geo.com
Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), трещина, наземный микросейсмический мониторинг ГРП, индикаторные исследования, гидродинамические исследования.
Passive surface microseismic monitoring of hydraulic fracturing in injection wells of Tatneft PJSC
R.S. Khisamov (Tatneft PJSC, RF, Almetyevsk),
A.S. Akhmetshina (Oil and Gas Production Department
Leninogorskneft, RF, Leninogorsk),
V.A. Taipova (Oil and Gas Production Department
Aznakaevskneft, RF, Aznakaevo),
M.M. Salikhov (Oil and Gas Production Department
Djalilneft, RF, Djalil),
I.R. Sharapov (Gradient CJSC, RF, Kazan)
E-mail: intornm@tatneft.ru, mail@ gradient-geo.com
Key words: hydraulic fracturing, fracture, surface microseismic hydraulic fracture monitoring, tracer logging, well testing.
This paper presents the results of reliability evaluation for passive surface microseismic hydraulic fracture monitoring in injection wells of Tatneft. The authors describe key features of microseismic surface hydraulic fracture monitoring technology, developed by Gradient CJSC. Hydraulic fracture monitoring procedure is evaluated involving pre- and post-fracturing well testing (transient tests) and tracer logging.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является эффективным методом увеличения темпов отбора нефти из продуктивных пластов либо повышения приемистости нагнетательных скважин и, как следствие, позволяет обеспечить более полную выработку запасов углеводородов. Отсутствие информации об азимуте распространения трещин гидроразрыва снижает эффективность оптимизации разработки месторождений с использованием гидродинамических методов. Знания о направлениях потоков вытесняющей нефть жидкости, техногенной трещиноватости по мере их накопления по площади позволяют оптимизировать последующие ГРП на месторождении, что повышает выработку запасов залежей и уменьшает непроизводительные затраты.
Процесс микросейсмического мониторинга ГРП сводится к решению задачи определения пространственного положения и момента возникновения микросейсмических событий в геологической среде при ГРП, а также при продвижении жидкости (флюида) в пласте. Известно несколько подходов к ее решению [1-8]. Хорошо известен метод мониторинга ГРП при наблюдениях из соседних скважин. Регистрация сигнала проводится скважинными трехкомпонентными сенсорами, аналогичными сенсорам, применяемым при вертикальном сейсмическом профилировании (ВСП). Наблюдения в скважинах свободны от поверхностных помех, что позволяет достигать удовлетворительных результатов с применением относительно
простых аппаратных средств и методов обработки микросейсмических сигналов. Однако скважинный мониторинг обладает следующими недостатками:
- требует остановки добычи или нагнетания и спуска аппаратуры в скважину, при этом очень часто остановка соседних скважин невозможна по различным экономическим и технологическим причинам;
- невозможен в случае отсутствия соседних скважин.
Альтернативный метод наблюдения при расположении датчиков на земной поверхности потенциально более универсальный, чем скважинный мониторинг, но для его применения необходимы высокоточная аппаратура и ресурсоемкие методы фильтрации поверхностных помех.
Разработанная ЗАО «Градиент» технология пассивного микросейсмического мониторинга ГРП по сравнению с аналогичными технологиями зарубежных и российских компаний характеризуется следующими отличительными особенностями.
1. Мониторинг ГРП выполняется исключительно с земной поверхности широкополосными сейсмометрами [9].
2. Применяется 3D полноволновое численное моделирование для получения в местах установки датчиков трехкомпонентных откликов модели на импульсные воздействия в пласте.
3. Локализация событий основана на методе максимума правдоподобия, который использует полную форму
сигналов и наилучшим образом локализует событие при низком отношении сигнал/шум.
В рамках настоящей статьи была поставлена задача оценки достоверности результатов технологии пассивного наземного микросейсмического мониторинга ГРП ЗАО «Градиент».
Оценка достоверности результатов микросейсмического мониторинга ГРП в добывающих скважинах затруднительна, в связи с этим оптимальным для подтверждения получаемых результатов было проведение мониторинга ГРП в нагнетательных скважинах с постановкой гидродинамических (ГДИ) и индикаторных исследований до и после ГРП.
Гидродинамические методы исследований позволяют осуществлять контроль изменения фильтрационных и энергетических свойств пласта, оценивать эффективную раскрытость и длину трещины ГРП, а индикаторные исследования на уровне количественных оценок отражают состояние коллектора во всем межскважинном пространстве с возможностью получения информации о гидродинамической связи нагнетательной скважины с добывающими, динамической проницаемости и преимущественном направлении фильтрационных потоков.
В качестве объектов исследования были отобраны три нагнетательные скважины: скв. 11951 Сармановской площади (НГДУ «Джалильнефть»), скв. 23900 Абдрах-мановской площади (НГДУ «Лениногорскнефть») и скв. 9965 Кармалинской площади (НГДУ «Азнакаевск-нефть») с плановыми ГРП, проводимыми с целью повышения приемистости скважин. Для проведения ГДИ нагнетательных скважин, а непосредственно для снятия кривой падения давления (КПД) до и после проведения ГРП использовался скважинный прибор САФ.АММ. В процессе индикаторных исследований в нагнетательные скважины до и после выполнения ГРП закачивался разведенный раствор индикатора с последующим в течение двух недель ежедневным отбором проб из окружающих добывающих скважин. В качестве флуоресцентного индикатора использовались флуоресцеин (до ГРП) и эозин (после ГРП). Масса индикатора при каждой закачке составляла 5 кг.
Регистрирующими комплексами для микросейсмического мониторинга ГРП являлись трехкомпонентные широкополосные сейсмометры СМЕ-4П1-ЦГ или LE-3DLitе и регистраторы «Байкал-ACH88», предназначенные для регистрации вертикальной и двух горизонтальных компонент сейсмических колебаний и преобразования их в цифровой вид с привязкой к единому времени. Полевые наблюдения при микросейсмических мо-ниторингах ГРП выполнялись с земной поверхности группой (не менее 40) регистрирующих комплексов, разнесенных вокруг пластопересечения ствола скважины с радиусом разноса, равным средней вертикальной глубине интервала проведения ГРП. На момент регистрации калибровочного импульса (перфорации) при мониторинге ГРП один регистрирующий комплекс устанавливался на устье скважины.
Выявленные в процессе мониторинга ГРП зоны повышенной микросейсмической активности могут быть ассоциированы непосредственно с процессом трещинооб-разования в пласте, включающим:
1000
= 500 «Г
I о f
си
-500 -1000
1МИ Ф1*'4 1И» «иид ^»ме + •uut taw» * HI*> ■in + 1Я»т * ВТ4С » ии jjj* am
от» / »а» та* о ими "г* низ " Яви гни * I .aJ "w : 11 ГИД ^ + ИГИ HW • , * т т - iffu • irttf О T MHOS * ■ + НИМ ■lilts
-1500 -1000 -500 0 500 10ОО 1500 Расстояние,н
Скважины: Осевая линия зоны повышенной > птуботто бурения мнкросейсмической активности ■4- нагнетательные W ликвиоиоованные S Направление значительного Ж ли«в1щпрованные / изменения тщллегторстих свойств О наблюдательные по данным индихаторнык исследований
Рис. 1. Карта суммарной зоны микросейсмической активности в течение всего процесса ГРП в скв. 11951 Сармановской площади
1) движение (фильтрацию) пластового флюида и жидкости разрыва в пласте;
2) образование и развитие трещин;
3) заполнение образовавшихся трещин проппантом.
В настоящее время выделение из общего процесса генерации сейсмической эмиссии в пласте источников, связанных только с образованием и развитием трещин, не представляется возможным. Рассмотрим результаты проведенных исследований по каждой из трех скважин.
Скв. 11951 Сармановской площади. Основное развитие микросейсмической активности отмечается в северо-восточном направлении между скв. 22265 и 11950 со средним азимутом простирания примерно 50о (рис. 1). Выделенные осевые линии микросейсмической активности, которые ассоциируются с осевыми линиями процесса трещи-нообразования, можно разделить на две группы:
1) простирающиеся в северо-восточном (азимут 50о±3о) и юго-западном (азимут 230о±3о) направлениях;
2) простирающиеся в северо-западном (азимут 355о±3о) и юго-восточном (азимут 175о±3о) направлениях.
В результате анализа данных ГДИ (см. таблицу) скв. 11951 до и после ГРП установлено наличие после проведения ГРП трещины, проходящей через скважину, с расчетной полудлиной 871 м. По данным индикаторных исследований построена роза направлений фильтрации индикаторной жидкости (рис. 2) на момент исследования, где длина лепестка показывает соотношение средних концентраций выхода индикатора после/до ГРП в наблюдательных скважинах (шкала логарифмического масштаба). Превышение соотношения, равного единице, означает, что после ГРП в скважине зафиксирован больший выход индикатора, чем до ГРП.
Согласно индикаторным исследованиям отмечается увеличение концентрации второго индикатора практически во всех скважинах, где наблюдался первый индикатор. Вероятно, это вызвано увеличением приемистости скважины в 2,5 раза. Значительное изменение кол-лекторских свойств прослеживается в направлениях к скв. 12296, 11950, 22264 и 12301, так как до ГРП индика-
Рис. 2. Роза направлений и соотношение средних концентраций выхода индикатора после/до ГРП в скв. 11951 Сармановской площади
тор в данных скважинах не был выявлен. Учитывая, что данные скважины начали реагировать лишь после проведения ГРП, скорее всего в и
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.