RU2319177C1 - Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation - Google Patents
Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2319177C1 RU2319177C1 RU2006121874/28A RU2006121874A RU2319177C1 RU 2319177 C1 RU2319177 C1 RU 2319177C1 RU 2006121874/28 A RU2006121874/28 A RU 2006121874/28A RU 2006121874 A RU2006121874 A RU 2006121874A RU 2319177 C1 RU2319177 C1 RU 2319177C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- hydraulic fracturing
- disruption
- hydro
- fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 38
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 claims description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 9
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000002939 conjugate gradient method Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности, а именно при контроле процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов.The invention relates to the field of seismic research and can be used in the oil industry, namely when monitoring the process of hydraulic fracturing of a hydrocarbon reservoir.
Известен способ контроля производства гидроразрыва пласта (ГРП) с помощью регистрации инфранизкочастотной сейсмоакустической эмиссии, включающей регистрацию сейсмических волн в скважине [1]. При этом в процессе производства гидроразрыва для регистрации сейсмических колебаний в скважине с помощью скважинного снаряда необходимо иметь свободную скважину вблизи от скважины, где производится гидроразрыв.A known method of controlling the production of hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) by recording infra-low frequency seismic acoustic emission, including the registration of seismic waves in the well [1]. At the same time, in the process of hydraulic fracturing production, it is necessary to have a free well near the well where hydraulic fracturing is performed to record seismic vibrations in the well using a wellbore.
Кроме того, этот способ не обеспечивает возможности выделения зоны гидроразрыва в процессе его проведения, отслеживания динамики трещинообразования в пласте и реализацию эффективного управления процессом гидроразрыва. Для осуществления контроля процесса гидроразрыва необходимо производить обработку сигналов в режиме, близком к реальному времени. Определение направления и размеров разрыва важно не только для повышения нефтеотдачи в области скважины, где производится разрыв, но и для оценки влияния гидроразрыва на дебит и состав пластовой жидкости в соседних скважинах.In addition, this method does not provide the possibility of identifying the fracturing zone during its implementation, tracking the dynamics of fracturing in the reservoir and implementing effective control of the fracturing process. To control the fracturing process, it is necessary to process the signals in a mode close to real time. Determining the direction and size of the fracture is important not only to increase oil recovery in the area of the well where the fracture is performed, but also to assess the effect of fracturing on the flow rate and composition of the reservoir fluid in neighboring wells.
Известен способ контроля процесса гидроразрыва пласта по измерениям сейсмоакустической эмиссии в соседних скважинах в процессе гидроразрыва [2].A known method of controlling the process of hydraulic fracturing by measuring seismic acoustic emission in neighboring wells during hydraulic fracturing [2].
Но этот способ не обеспечивает возможность выделения зоны гидроразрыва в реальном времени, не позволяет отследить динамику трещинообразования в пласте и реализовать эффективное управление процессом гидроразрыва.But this method does not provide the ability to identify the fracturing zone in real time, does not allow to track the dynamics of fracturing in the reservoir and to implement effective control of the fracturing process.
Наиболее близким (прототипом) к заявляемому способу является способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов [3], в котором (первый вариант) осуществляют одновременную регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли в диапазоне частот 0.1-20 Гц приемниками, расположенными на расстоянии от 50 м до 500 м друг от друга по всем измеряемым компонентам. Разбивают временной диапазон регистрации на дискретные участки, производят расчет спектральной характеристики, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, исключают из рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, проводят анализ дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов. При этом решают обратную волновую задачу распространения акустического излучения от цилиндрически симметричного источника и определяют глубину залегания продуктивного на углеводороды пласта. Принципиально важным этапом реализации изобретения является процесс фильтрации записанного временного ряда от поверхностных шумов и выделение информационного сигнала. С этой целью используют расстановку приемников сейсмических колебаний и кросскорреляционную обработку записанного сигнала.The closest (prototype) to the claimed method is a method for searching for hydrocarbons (options) and a method for determining the depth of productive strata [3], in which (the first option) seismic vibrations of the Earth’s surface are recorded simultaneously in the frequency range 0.1–20 Hz by receivers located on distance from 50 m to 500 m from each other for all measured components. The time range of registration is divided into discrete sections, the spectral characteristics are calculated, each discrete section is analyzed for interference of anthropogenic nature, and for the presence of an event associated with the arrival of a signal from the reservoir, those discrete sections that do not contain events are excluded from consideration associated with the arrival of a signal from the reservoir, analyze discrete sections with a judgment on the presence or absence of hydrocarbons. At the same time, the inverse wave problem of the propagation of acoustic radiation from a cylindrically symmetric source is solved and the depth of the reservoir productive to hydrocarbons is determined. A fundamentally important step in the implementation of the invention is the filtering process of the recorded time series from surface noise and the selection of the information signal. To this end, use the arrangement of receivers of seismic vibrations and cross-correlation processing of the recorded signal.
Существенный недостаток этого способа заключается в том, что определяется местоположение источника информационного сигнала, а не в целом зона микросейсмической активности, что обусловлено спектральным представлением сигналов. Реально это будет область в пространстве источников микросейсмической эмиссии, причем их местоположение может меняться в области продуктивного нефтяного пласта в процессе технологических циклов при производстве гидроразрыва.A significant disadvantage of this method is that the location of the source of the information signal is determined, and not the microseismic activity zone as a whole, due to the spectral representation of the signals. In reality, this will be a region in the space of microseismic emission sources, and their location can change in the field of a productive oil reservoir during technological cycles in the production of hydraulic fracturing.
Техническим результатом настоящего изобретения является способ контроля процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов путем регистрации сейсмических сигналов на дневной поверхности с помощью сейсмической антенны (группы сейсмических приемников, расставленных с базой не более 100 м между ними) до осуществления гидроразрыва, в течение времени его производства и после и дальнейшей специализированной обработки регистрационных записей с целью выделения пространственных зон микросейсмической активности, изменяющихся по интенсивности в процессе производства гидроразрыва и определяющих размеры и направление поверхностей трещинообразования для обеспечения оптимизации производства гидроразрыва пласта.The technical result of the present invention is a method for monitoring the process of hydraulic fracturing of a hydrocarbon reservoir by registering seismic signals on the surface using a seismic antenna (a group of seismic receivers placed with a base of not more than 100 m between them) before fracturing, during and after its production further specialized processing of registration records in order to highlight spatial zones of microseismic activity, varying in intensity during the production of hydraulic fracturing and determining the size and direction of the surfaces of crack formation to ensure the optimization of the production of hydraulic fracturing.
Методика обработки и анализ пространственных зон микросейсмической активности в процессе производства гидроразрыва позволяют выявить пространственные структуры, изменяющиеся по интенсивности эмиссии, их местоположение и размеры в пространстве относительно забоя скважины, оценить корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью закачки флюида в скважину, оценить в процессе производства гидроразрыва в реальном времени величины и направление поверхностей трещинообразования, что позволяет контролировать процесс гидроразрыва в режиме реального времени и вносить коррективы в его технологические параметры.The processing technique and analysis of the spatial zones of microseismic activity in the process of hydraulic fracturing production make it possible to identify spatial structures that vary in emission intensity, their location and dimensions in space relative to the bottom of the well, evaluate the correlation of microseismic activity with the intensity of fluid injection into the well, and evaluate the real time values and direction of the surfaces of crack formation, which allows you to control the process of hydraulic fracturing Island in real time and make adjustments to its process parameters.
Технический результат достигается тем, что в способе контроля процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов заключающемся в том, что, аналогично прототипу, осуществляют одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний на дневной поверхности над забоем скважины, в которой производится гидроразрыв пласта, с помощью сейсмической антенны (группы одно- и трехкомпонентных сейсмоприемников, расставленных с базой не более 100 м между ними) и цифровой регистрирующей аппаратуры, согласно изобретению регистрацию сейсмических колебаний осуществляют на дневной поверхности до производства гидроразрыва, в процессе и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами призводства гидроразрыва. Обработку сейсмических сигналов в реальном времени производят в каждый дискретный момент времени, вычисляют координаты источников сейсмических колебаний для всех пар точек наблюдения на дневной поверхности с помощью метода решения обратной кинематической задачи с учетом величин функций взаимной корреляции всех пар точек наблюдения и скоростей распространения сейсмических волн. Выбирают из множества решений (координат источников) решения с минимальной невязкой по всем записям и времени регистрации. Оценивают качество решений по их фокусировке при уменьшении порога невязки, выделяют по этим решениям пространственные зоны микросейсмической активности, изменяющиеся по интенсивности в процессе производства гидроразрыва, где за счет изменения напряженного состояния происходит высвобождение энергии упругих деформаций, вызывающих появление зон трещиноватости и излучение сейсмических волн из области забоя скважины, анализируют выделенные зоны микросейсмической активности, выявляют в них пространственные структуры, изменяющиеся по интенсивности и размеру. Оценивают корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью закачки флюида в скважину в процессе производства гидроразрыва, определяют размеры и направление развития поверхностей трещиноватости и обеспечивают контроль процесса гидроразрыва пласта.The technical result is achieved by the fact that in the method for controlling the process of hydraulic fracturing of a hydrocarbon reservoir, which, similarly to the prototype, simultaneously records seismic vibrations on the day surface above the bottom of the well in which hydraulic fracturing is performed using a seismic antenna (single-group and three-component geophones placed with a base of not more than 100 m between them) and digital recording equipment, according to the invention, recording of seismic counts Fucking is carried out on the day surface before fracturing, during and after fracturing with reference to time with technological processes of fracturing production. Real-time processing of seismic signals is performed at each discrete time instant, the coordinates of the sources of seismic oscillations for all pairs of observation points on the surface are calculated using the method of solving the inverse kinematic problem, taking into account the values of the cross-correlation functions of all pairs of observation points and the propagation velocity of seismic waves. Choose from a variety of solutions (source coordinates) solutions with a minimum discrepancy for all records and registration time. The quality of the solutions for their focusing is assessed while the residual threshold is reduced, the spatial zones of microseismic activity are identified by these solutions, which vary in intensity during the fracturing process, where due to changes in the stress state, the energy of elastic strains is released, causing the appearance of fracture zones and the emission of seismic waves from the region the bottom of the well, analyze the selected zones of microseismic activity, identify spatial structures in them, changing in intensity and size. The correlation of microseismic activity with the rate of fluid injection into the well during hydraulic fracturing is assessed, the size and direction of development of the fracturing surfaces are determined, and the hydraulic fracturing is monitored.
Предлагаемый способ отличается от прототипа тем, что использование сейсмических методов, регистрирующей аппаратуры и специальных методов обработки позволяют определить с высокой точностью местоположение зон сейсмической эмиссии, возникающих под влиянием техногенных воздействий на залежь в процессе производства гидроразрыва, где за счет изменения напряженного состояния пласта происходит высвобождение энергии упругих деформаций, вызывающих излучение сейсмических волн, что, в свою очередь, позволяет определить пространственные структуры или зоны микросейсмической активности, характеризующие изменение физико-механических характеристик пласта в области производства гидроразрыва, оценить направление и размеры поверхностей трещинообразования и, следовательно, контролировать процесс производства гидроразрыва в реальном времени.The proposed method differs from the prototype in that the use of seismic methods, recording equipment and special processing methods make it possible to determine with high accuracy the location of seismic emission zones that arise under the influence of technogenic influences on the reservoir during the fracturing process, where energy is released due to a change in the stress state of the formation elastic deformations causing the emission of seismic waves, which, in turn, allows one to determine spatial Keturah zone or microseismic activity characterizing the change of physico-mechanical characteristics of the formation in a fracturing production estimate the direction and the size of crack surfaces and, consequently, to control the fracturing process of production in real time.
Суть способа.The essence of the method.
Сейсмоакустическая эмиссия возникает в геологической среде за счет изменения ее напряженного состояния, которое связано как с естественными факторами, в основном обусловленными геодинамикой среды (тектонические давления, лунно-солнечные приливы и т.п.), так и с влиянием различных техногенных воздействий, осуществляемых как с поверхности, так и из внутренних точек среды. Эмиссия, возникающая в результате техногенного воздействия как ответная реакция среды, называется наведенной сейсмоакустической активностью [1]. Мощным техногенным воздействием на залежь в процессе разработки является гидроразрыв пласта. Под действием закачки флюида в скважину в процессе производства гидроразрыва изменяется напряженное состояние пласта и вмещающих горных пород в области забоя скважины, в результате происходит высвобождение энергии упругих деформаций, сопровождающееся трещинообразованием и излучением сейсмических волн, то есть наблюдается микросейсмическая эмиссия в области забоя скважины, в которой производится гидроразрыв.Seismoacoustic emission arises in the geological environment due to a change in its stress state, which is associated both with natural factors, mainly due to the geodynamics of the environment (tectonic pressures, lunar-solar tides, etc.), and with the influence of various technogenic influences carried out as from the surface and from the internal points of the medium. The emission arising from anthropogenic impact as a response of the medium is called induced seismic-acoustic activity [1]. A powerful technogenic impact on the reservoir during the development process is hydraulic fracturing. Under the action of fluid injection into the well during the fracturing process, the stress state of the formation and the host rocks in the bottomhole region changes, as a result, the energy of elastic deformations is released, accompanied by cracking and emission of seismic waves, i.e., microseismic emission is observed in the bottomhole region, in which hydraulic fracturing is performed.
Синхронная регистрация сейсмоакустической эмиссии до производства гидроразрыва, в процессе и после него на дневной поверхности над забоем скважины, в которой осуществляется гидроразрыв, с помощью сейсмической антенны (группы одно и трехкомпонентных сейсмоприемников) и регистрирующей аппаратуры позволяет, применяя специальные методы обработки регистрационных записей, выделять пространственные зоны микросейсмической активности, анализировать выделенные зоны и их изменение по интенсивности в процессе производства гидроразрыва, оценивать корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью закачки флюида в залежь и другими технологическими параметрами гидроразрыва. Таким образом, контроль за интенсивностью и пространственным положением зон микросейсмической активности в процессе производства гидроразрыва позволяет обеспечить контроль производства гидроразрыва в реальном времени с целью оптимизации его производства.Synchronous registration of seismic acoustic emission before fracturing, during and after it on the day surface above the bottom of the borehole in which the fracturing is carried out, using a seismic antenna (a group of one and three-component seismic receivers) and recording equipment, using special methods of processing recording records, allows you to select spatial zones of microseismic activity, analyze the selected zones and their change in intensity during fracturing, ivat microseismic activity correlated with the intensity of pumping fluid into the reservoir and other process parameters fracturing. Thus, monitoring the intensity and spatial position of microseismic activity zones in the process of fracturing production allows real-time monitoring of fracture production in order to optimize its production.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Устанавливают на дневной поверхности в районе забоя скважины, в которой будет производиться гидроразрыв, сейсмическую антенну (группу одно- и трехкомпонентных сейсмоприемников, расставленных с базой не более 100 м между ними) с регистраторами типа Reftek. Часть сейсмоприемников устанавливают в мелкие скважины на глубину до 10 м. Местоположение каждого датчика сейсмической антенны точно привязывается с помощью дифференциального GPS (Trimbler). Регистрация осуществляется синхронно всеми датчиками и с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва. Регистрация с помощью указанной сейсмической антенны осуществляется в течение нескольких часов до производства гидроразрыва, в процессе проведения и в течение нескольких часов после гидроразрыва. Записи до производства гидроразрыва используются для оценки наблюдаемого фона микросейсмической эмиссии на дневной поверхности в районе забоя скважины, обусловленного изменением физико-механических характеристик нефтяного пласта в процессе разработки залежи (откачки или закачки флюида). Записи в процессе гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами характеризуют изменение микросейсмической эмиссии в процессе микроразрыва, закачки флюида, закачки проппанта. Записи после производства гидроразрыва характеризуют процессы, происходящие в среде после производства гидроразрыва пласта.A seismic antenna (a group of one- and three-component geophones placed with a base of not more than 100 m between them) with Reftek-type recorders is installed on the day surface in the area of the bottom of the well in which hydraulic fracturing will be performed. Some seismic receivers are installed in shallow wells to a depth of 10 m. The location of each seismic antenna sensor is precisely tied using differential GPS (Trimbler). Registration is carried out synchronously by all sensors and with a time reference to hydraulic fracturing production processes. Registration using the specified seismic antenna is carried out within a few hours before the production of hydraulic fracturing, during and within several hours after hydraulic fracturing. Records before hydraulic fracturing are used to evaluate the observed background of microseismic emission on the day surface in the bottom hole area due to a change in the physicomechanical characteristics of the oil reservoir during the development of the reservoir (pumping or pumping fluid). Records in the process of hydraulic fracturing with reference to time with technological processes characterize the change in microseismic emission during microfracturing, fluid injection, proppant injection. Records after the production of hydraulic fracturing characterize the processes occurring in the medium after the production of hydraulic fracturing.
Современная аппаратура регистрации позволяет проводить непрерывную регистрацию микросейсмической активности большим количеством каналов в течение продолжительного (необходимого) времени.Modern recording equipment allows continuous recording of microseismic activity by a large number of channels for a long (necessary) time.
Регистрационные записи сейсмической антенны обрабатываются с помощью методов решения обратной кинематической задачи, которые позволяют определять во времени координаты источников сейсмической эмиссии, и располагать эти источники в пространственном кубе, с привязкой к забою и стволу скважины, в которой производится гидроразрыв.Records of a seismic antenna are processed using methods for solving the inverse kinematic problem, which allow you to determine the coordinates of seismic emission sources in time and place these sources in a spatial cube, with reference to the bottom and the borehole in which the fracturing is performed.
В основе метода лежит решение обратной задачи распространения сейсмической волны с целью локации источника сейсмических колебаний и с накоплением информации в пространстве решений обратной задачи (координаты события, скорость в среде, напряжения, энергия).The method is based on solving the inverse problem of seismic wave propagation in order to locate the source of seismic oscillations and with the accumulation of information in the space of solutions to the inverse problem (event coordinates, velocity in the medium, voltages, energy).
Задача локации источников сейсмических колебаний в области забоя скважины решается следующим образом.The task of locating sources of seismic vibrations in the bottom hole region is solved as follows.
По регистрационным записям сейсмических сигналов в процессе гидроразрыва в реальном времени определяется время задержки сейсмического сигнала между всеми парами точек наблюдения сейсмической антенны, установленной на дневной поверхности в районе забоя скважины. Время между парами точек наблюдения определяется как разница времен пробега от источника колебаний с координатами xs, ys, zs к двум точкам наблюдения с координатами xi, yi, zi и xj, yj, zj со скоростью распространения сейсмической (продольной или поперечной) волны Vps:According to the registration records of seismic signals during hydraulic fracturing in real time, the delay time of the seismic signal between all pairs of observation points of the seismic antenna installed on the day surface near the bottom of the well is determined. The time between pairs of observation points is defined as the difference in travel times from the oscillation source with coordinates x s , y s , z s to two observation points with coordinates x i , y i , z i and x j , y j , z j with the seismic propagation velocity (longitudinal or transverse) waves V ps :
где ρ(k,l) - расстояние между точками k и l сейсмической антенны.where ρ (k, l) is the distance between points k and l of the seismic antenna.
При этом для всех пар точек наблюдения вычисляют взаимно корреляционные функции Сij. На основе полученных времен задержки решается задача определения координат источников и скоростей сейсмических волн. Из множества решений по всем обработанным записям и времени регистрации выбираются решения (координаты источников) с минимальной невязкой, которая определяется функционалом:Moreover, for all pairs of observation points, the cross-correlation functions C ij are calculated. Based on the obtained delay times, the problem of determining the coordinates of the sources and velocities of seismic waves is solved. From the set of solutions for all processed records and registration time, solutions (source coordinates) are selected with a minimum discrepancy, which is determined by the functional:
Минимизация функционала F(xs, ys, zs, Vps) осуществляется методом сопряженных градиентов с учетом значения функции взаимной корреляции. Оценка Δtij вычисляется в каждый дискретный момент времени. Задача минимизации (1) не решается, если значения максимумов функции взаимной корреляции меньше некоторой наперед заданной величины, например 0.7. В случае, когда поле полученных решений (поле координат источников) фокусируется при уменьшении невязки, решение считается удовлетворительным.The functional F (x s , y s , z s , V ps ) is minimized by the conjugate gradient method taking into account the cross-correlation function. The estimate Δt ij is calculated at each discrete time instant. The minimization problem (1) is not solved if the maxima of the cross-correlation function are less than a certain predetermined value, for example 0.7. In the case when the field of the obtained solutions (the coordinate field of the sources) is focused with a decrease in the residual, the solution is considered satisfactory.
Полученные в процессе производства гидроразрыва зоны микросейсмической активности характеризуют области разрыва и каналы распространения закачиваемой в процессе разрыва жидкости и проппанта.The microseismic activity zones obtained during the fracturing process characterize the fracture regions and distribution channels of the fluid and proppant injected during the fracture process.
Таким образом, предложенный способ, посредством определения зон микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии), позволяет контролировать процессы, происходящие в нефтяном пласте в процессе производства гидроразрыва.Thus, the proposed method, by determining the zones of microseismic activity (location of seismic emission sources), allows you to control the processes occurring in the oil reservoir in the process of fracturing.
Пример. Способ контроля процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов был использован для определения зон микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии) при производстве гидроразрыва пласта на одном из месторождений Западной Сибири («Приразломное» - ЦДНГ-10). В июне 2005 года производилась регистрация микросейсмических шумов в процессе производства ГРП на скважине 6642 месторождения «Приразломное». Глубина перфорации участка ствола скважины 2500 метров. Работы по ГРП производились фирмой МеКаМи-нефть, которая по согласованию с заказчиком предоставила технологические параметры производства гидроразрыва - индикаторные диаграммы ГРП, на основе которых произведена идентификация во времени технологических процессов и уровня микросейсмической активности в призабойной области.Example. A method of controlling the process of hydraulic fracturing of a hydrocarbon reservoir was used to determine microseismic activity zones (locations of seismic emission sources) during hydraulic fracturing in one of the fields in Western Siberia (Prirazlomnoye - TsDNG-10). In June 2005, microseismic noise was recorded during hydraulic fracturing in well 6642 of the Prirazlomnoye field. The perforation depth of the borehole section is 2500 meters. Hydraulic fracturing was carried out by MeKaMi-Neft, which, in agreement with the customer, provided the hydraulic fracturing production parameters - hydraulic fracturing indicator diagrams, on the basis of which the identification of technological processes and the level of microseismic activity in the bottomhole region was made over time.
Перечень графических иллюстраций применения предлагаемого способа.The list of graphic illustrations of the application of the proposed method.
Фиг.1 Множество координат источников микросейсмической эмиссии в горизонтальной плоскости без учета невязки при минимизации функционала (длина обработанной записи 20 мин, количество точек наблюдения сейсмической антенны - 36).Figure 1 The set of coordinates of the sources of microseismic emission in the horizontal plane without taking into account residuals while minimizing the functional (length of the processed record is 20 minutes, the number of observation points of the seismic antenna is 36).
Фиг.2 Множество координат источников микросейсмической эмиссии в горизонтальной плоскости с невязкой при минимизации функционала меньше чем 10-5.Figure 2 The set of coordinates of the sources of microseismic emission in the horizontal plane with a residual while minimizing the functional is less than 10 -5 .
Фиг.3 Множество координат источников микросейсмической эмиссии в горизонтальной плоскости с невязкой при минимизации функционала в пределах 10-4-10-5.Figure 3 The set of coordinates of the sources of microseismic emission in the horizontal plane with a residual while minimizing the functional in the range of 10 -4 -10 -5 .
На фиг.1 представлено распределение источников сейсмической эмиссии при производстве ГРП на скважине 6642, а именно построено множество решений в проекции на горизонтальную плоскость (множество координат источников), полученное при обработке регистрационных записей длиной 20 мин с количеством используемых точек наблюдения - 36 без учета невязки при минимизации функционала. Запись соответствует закачке воды и производству гидроразрыва. Аналогичные данные получены для закачки проппанта. В результате обработки без учета невязки получено более 300000 точек - координат источников сейсмической эмиссии. На фиг.2 представлено множество решений с невязкой меньше чем 10-5, количество точек при этом уменьшилось до 30000. Множество решений полученных, когда невязка изменялась в пределах 10-5-10-4, приведено на фиг.3. Как видно, при уменьшении порога невязки множество решений фокусируется в определенную область, расположенную в направлении на юг от забоя скважины, которая характеризует направление и размеры области развития трещиноватости при гидроразрыве пласта.Figure 1 shows the distribution of seismic emission sources in the production of hydraulic fracturing in well 6642, namely, many solutions are constructed in the projection onto the horizontal plane (multiple source coordinates) obtained by processing registration records of 20 minutes with the number of observation points used - 36 without taking into account the residuals while minimizing the functionality. The entry corresponds to water injection and fracturing. Similar data were obtained for proppant injection. As a result of processing without taking into account the residuals, more than 300,000 points were obtained - the coordinates of the sources of seismic emission. Figure 2 presents a lot of solutions with a residual less than 10 -5 , the number of points in this case decreased to 30,000. A lot of solutions obtained when the residual varied within 10 -5 -10 -4 , shown in figure 3. As you can see, with a decrease in the residual threshold, many solutions focus in a certain area located in the direction south of the bottom of the well, which characterizes the direction and size of the fracture development region during hydraulic fracturing.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет выделить пространственные зоны микросейсмической активности, изменяющейся по интенсивности и размеру в процессе производства гидроразрыва, выделить зоны трещиноватости, размер и направление области разрыва, дает возможность контроля технологических процессов при производстве гидроразрыва пласта.Thus, the proposed method allows to identify spatial zones of microseismic activity, varying in intensity and size during the production of hydraulic fracturing, to identify fracture zones, size and direction of the fracture region, makes it possible to control technological processes in the production of hydraulic fracturing.
ЛитератураLiterature
1. О.Л.Кузнецов, И.А.Чиркин и др. Экспериментальные исследования. - М.: Государственный научный центр Российской Федерации - ВНИИгеосистем, 2004 (Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред: В 3 т. Т.2, С. 104).1. O. L. Kuznetsov, I. A. Chirkin and others. Experimental studies. - M .: State Scientific Center of the Russian Federation - VNIIgeosystem, 2004 (Seismoacoustics of porous and fractured geological media: In 3 vols. T.2, P. 104).
2. Патент РФ, №2251716, Кл. 7 G01V 1/00, опубл. 2005.05.10. Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов.2. RF patent, No. 2251716, Cl. 7 G01V 1/00, publ. 2005.05.10. A method of searching for hydrocarbons (options) and a method for determining the depth of productive formations.
3. Патент РФ №2054697, Кл. 6 G01V 1/00, опубл. 1996.02.20. Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений.3. RF patent No. 2054697, Cl. 6 G01V 1/00, publ. 1996.02.20. The method of seismic exploration in the search for oil and gas fields.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006121874/28A RU2319177C1 (en) | 2006-06-19 | 2006-06-19 | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006121874/28A RU2319177C1 (en) | 2006-06-19 | 2006-06-19 | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2319177C1 true RU2319177C1 (en) | 2008-03-10 |
Family
ID=39281054
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006121874/28A RU2319177C1 (en) | 2006-06-19 | 2006-06-19 | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2319177C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483210C2 (en) * | 2008-11-11 | 2013-05-27 | Моументив Спешелти Кемикалс Инк. | Method for determining geometry of underground formation fracture (versions), and simulation method of geometrical parameters of underground formation fracture |
| RU2537456C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact |
| RU2575469C1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-02-20 | Юрий Рафаилович Владов | Method of determining geodynamic activity of inside of producing hydrocarbon deposit |
| RU2604104C2 (en) * | 2012-04-10 | 2016-12-10 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and apparatus for generating seismic pulses to map subterranean fractures |
| RU2758263C1 (en) * | 2020-12-05 | 2021-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1242613A1 (en) * | 1985-01-31 | 1986-07-07 | Институт Сейсмостойкого Строительства И Сейсмологии Ан Таджсср | Method of evaluating strained state of rock |
-
2006
- 2006-06-19 RU RU2006121874/28A patent/RU2319177C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1242613A1 (en) * | 1985-01-31 | 1986-07-07 | Институт Сейсмостойкого Строительства И Сейсмологии Ан Таджсср | Method of evaluating strained state of rock |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МХРА 04012989 А, 17.05.2006. МХРА 03008530 А, 23.07.2004. Исследование естественной и техногенной трещиноватости нефтегазовых пластов на основе сейсмоакустической информации. Авт. Ю.А.Курьянов, И.А.Чиркин, В.З.Кокшаров / Труды школы-семинара «Физика нефтяного пласта», 20-24.05.2002 [найдено 17.01.2007]. Найдено из Интернет: URL:http://vukos.nsu.ru/download/proc/26.pdf. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483210C2 (en) * | 2008-11-11 | 2013-05-27 | Моументив Спешелти Кемикалс Инк. | Method for determining geometry of underground formation fracture (versions), and simulation method of geometrical parameters of underground formation fracture |
| RU2604104C2 (en) * | 2012-04-10 | 2016-12-10 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and apparatus for generating seismic pulses to map subterranean fractures |
| RU2537456C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact |
| RU2575469C1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-02-20 | Юрий Рафаилович Владов | Method of determining geodynamic activity of inside of producing hydrocarbon deposit |
| RU2758263C1 (en) * | 2020-12-05 | 2021-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3034219C (en) | Method for evaluating and monitoring formation fracture treatment using fluid pressure waves | |
| US9075158B2 (en) | Using a drill bit as a seismic source for SET velocity analysis | |
| US8902710B2 (en) | Method for determining discrete fracture networks from passive seismic signals and its application to subsurface reservoir simulation | |
| CA2672974C (en) | Method of monitoring microseismic events | |
| Karrenbach et al. | DAS microseismic monitoring and integration with strain measurements in hydraulic fracture profiling | |
| EP2530492B1 (en) | Method for determining geometric caracteristics of a hydraulic fracture | |
| Franco et al. | Sonic investigations in and around the borehole | |
| US20100238765A1 (en) | Reservoir characterization from multicomponent microseismic data | |
| WO2011077223A2 (en) | System and method for microseismic analysis | |
| US20190094397A1 (en) | Surface detection and location of microseismic events and earthquakes without the use of a velocity model | |
| RU2309434C1 (en) | Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission | |
| RU2319177C1 (en) | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation | |
| Nardone et al. | Shallow velocity structure and site effects at Mt. Vesuvius, Italy, from HVSR and array measurements of ambient vibrations | |
| Pettitt et al. | Using continuous microseismic records for hydrofracture diagnostics and mechanics | |
| Lei et al. | Robust sonic log tracking using a multi-resolution approach | |
| CN113325468A (en) | Reservoir seam hole distribution range prediction method and device | |
| CN110297264B (en) | Low-permeability gas reservoir thin reservoir dessert earthquake prediction method | |
| RU2758263C1 (en) | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons | |
| Lacazette* et al. | Geomechanical and Flow Simulation of Hydrofracs Using High-Resolution Passive Seismic Images | |
| RU2789759C1 (en) | Method for determining the boundaries of the fractured zone | |
| Nash | Identifying Sweet Spots in Shale Reservoirs | |
| Ishikawa et al. | Discrimination of Microseismicity Caused by Proppant Injection Using Microseismic Waveform Clustering: The Horn River Basin Case Study | |
| RU2674524C1 (en) | Method of seismic exploration | |
| Butt et al. | Dry and fluid permeated hydraulic fractures and their geophysical signatures in granitic rocks | |
| Rector III et al. | Passive characterization of hydrofracture properties using signals from hydraulic pumps |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080620 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20090410 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170620 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190521 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200620 |