Введение
Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов составляют существенную долю среди запасов нефтегазовых компаний. Это запасы традиционных (поровых) коллекторов, имеющих сложное геологическое строение, низкую проницаемость, а также запасы в нетрадиционных коллекторах трещинного типа. Месторождения с такими запасами имеют невысокую экономическую эффективность при разработке с существующим уровнем технологий, освоенности и доступности разрабатываемых территорий.
Для роста и поддержания высокого уровня добычи из залежей с ТрИЗ применяются сложные дорогостоящие технологии — бурение горизонтальных и многоствольных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Эффективность такого подхода напрямую зависит от выбора месторасположения горизонтальной части ствола скважины и расположения портов МГРП относительно зон естественной трещиноватости и разуплотнения породы-коллектора. Однако, прогнозировать такие зоны с помощью стандартных технологий сейсморазведки МОГТ практически невозможно, так как они не отражают, а рассеивают сейсмическую энергию. Фокусировка рассеянных волн в местах их зарождения, которая производится специальными методами сейсмической миграции, позволяет выявлять и картировать такие зоны. Для этого необходимо вычесть из полного волнового поля МОГТ очень сильные (по сравнению с рассеянными) отраженные волны-помехи. Эффективным методом для исследования рассеивающих объектов является метод FractureCSP.
Метод FractureCSP позволяет получать временные кубы рассеянных волн, содержащие уникальную информацию о зонах трещиноватости (разуплотнения), которые при традиционной обработке сейсмических данных полностью теряются на фоне гораздо более интенсивных отражающих элементов. Метод CSP основывается на теории обратных и условно-корректных задач математической геофизики и суперкомпьютерных вычислениях [1]. На основе анализа разрезов и карт рассеянных волн, полученных по методу FractureCSP, выполняется прогноз зон распространения естественной трещиноватости.
Для контроля за проведение МГРП разработана технология поверхностного микросейсмического мониторинга MicroseismicCSP, позволяющая решать традиционные задачи мониторинга ГРП, такие как локализация гипоцентров микросейсмических событий, отслеживание раскрытия и геометрических размеров трещин ГРП, включая их длину, высоту, асимметрию и азимут, а также проводить анализ интенсивности излучения микросейсмической энергии при производстве ГРП. На основе решения обратной динамической задачи рассчитывается тензор сейсмического момента. Анализ тензора позволяет определять энергетические параметры микросейсмических событий, характеризующие процессы микросейсмической активности при производстве ГРП на каждой стадии. [3].
Одновременное применение и комплексная интерпретация результатов указанных технологий открывает новые возможности для эффективного проектирования горизонтальных участков стволов скважин и расположения портов МГРП. Ниже приведены примеры комплексной интерпретации поля рассеянных волн и данных микросейсмического мониторинга на месторождениях Западной Сибири.
Пример совместного применения технологий на одном из месторождений Западной Сибири.
Месторождение расположено на территории ХМАО в Сургутском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области.
На 1-м этапе исследований был проведен микросейсмический мониторинг процесса 5-ти стадийного МГРП в скважине с горизонтальным окончанием. Скважина пробурена в продуктивный пласт БС17 нижнемелового возраста, длина горизонтального участка ствола – 360 метров. В результате выполненных наблюдений и обработки данных установлены геометрические параметры созданных зон искусственной трещиноватости (рис. 1). Линейные размеры области микросейсмической активности по обоим направлениям составляют порядка 50-70 метров. Линейные размеры области микросейсмической активности по глубине для пяти интервалов составляют порядка 20 метров. Установлено, что трещины разрыва развивались перпендикулярно стволу скважины, преимущественно в северо-западном и юго-восточном направлениях, симметрично для каждого интервала. Для первого и пятого интервалов наблюдаются микросейсмические события, распространяющиеся вдоль ствола скважины.
Анализ энергетических параметров микросейсмических событий, показал, что четвертая и пятая стадии МГРП (4 и 5 порт) выделяются повышенными значениями суммарной излученной сейсмической энергии (рис. 2.), максимальное число событий также зарегистрировано именно на этих стадиях.
На 2-м этапе выполнена специализированная обработка сейсмических данных 3Д в районе пробуренной скважины по технологии FractureCSP для выявления зон естественной трещиноватости. О наличие естественной трещиноватости в изучаемых отложениях некома (пласт БС17) свидетельствует множество факторов, приведем основные из них:
- Трещиноватость обнаружена в образцах керна и исследована в шлифах [4];
- Наличие смешанного типа коллектора установлено по типу КВД и результатам гидропрослушивания [2];
- Существенное расхождение дебитов газоконденсата, рассчитанных по проницаемости, определенной по данным интрепретации ГИС и газогидродинамических исследований [2];
- Наличие благоприятных факторов для формирования трещиноватости (тектоническая активность, АВПД, литологическая неодонородность, повышенная карбонатность).
Эти факторы позволяют интерпретировать повышенные значения амплитуд рассеянных волн в интервале залегания пласта БС17 как зоны естественной трещиноватости. На вертикальный срез куба рассеянных волн и фрагмент карты (рис. 3, 4.) точками нанесены зарегистрированные микросейсмические события (цвет соответствует стадии).
Детальное изучение рассеянных волн вблизи горизонтального участка ствола показало, что скважина вскрыла небольшую зону естественной трещиноватости в районе портов 2-3. В процессе проведения 1-й стадии ГРП зафиксированы события, распространяющиеся до достаточно объемной зоны трещиноватости на севере. Предположительно, скважина после ГРП дренирует эту зону.
Порт 2 оказался рядом, а порт 3 непосредственно в зоне естественной трещиноватости, уже вскрытой (и, вероятно, дренируемой) скважиной, основное количество микросейсмических событий от этих стадий наблюдается именно в этой области. Порты 4 и 5 расположены в области с низкими амплитудами рассеянных волн, что указывает на отсутствие естественной трещиноватости; интервал представлен плотными, акустически однородными породами, для гидроразрыва которых требуется значительная энергия. Данные наблюдения хорошо согласуются с результатами микросейсмического мониторинга: на 4 стадии ГРП зафиксирована наибольшая энергия эмиссии, количество и активность микросейсмических событий (рис. 5.).
Проведенные исследования полностью подтверждаются фактическими показателями работы скважины. После 1-й стадии ГРП дебит нефти увеличился практически в 2 раза (прирост 88%), что подтверждает предположение о включение в работу закартированной на северо-западе от забоя зоны естественной трещиноватости (рис. 4.). Незначительное (прирост менее 10%) увеличение дебита зафиксировано после ГРП на 3-й стадии; после проведения ГРП на остальных стадиях (3,4,5) прироста дебита не произошло. По нашему мнению, одна из главных причин неэффективности ГРП в этих портах – их некорректное расположение.
Имея перед проектированием работ информацию о фактическом распространении естественной трещиноватости в среде, можно было бы расположить порты оптимально, вблизи не вскрытых скважиной зон трещиноватости, либо провести ствол скважины через них для максимального охвата. По результатам работ определена оптимальная схема расположение портов ГРП на горизонтальном участке пробуренного ствола скважины, а также рекомендуемая траектория горизонтального участка ствола скважины для максимального охвата зоны естественной трещиноватости (рис. 6.).
Выводы
Использование результатов комплексной интерпретации специализированной обработки материалов сейсморазведки по технологии FractureCSP и микросейсмического мониторинга по технологии MicroseismicCSP позволяет прогнозировать зоны естественной трещиноватости (разуплотнения) до бурения скважины и после него, при проведении ГРП, что может повысить эффективность поискового и эксплуатационного бурения. На основе комплекса технологий возможна оптимизация затрат при проводке ствола скважины, проектировании дизайна и расположения портов МГРП в скважинах-кандидатах.
Литература
- Анохина Е.В., Ерохин Г.Н., Кремлев А.Н., Гапеев Д.Н., Киричек А.В. CSP — комплексный подход к задачам поиска и микросейсмического контроля разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов // Сборник научных трудов «ВНИИНЕФТЬ» Технологии повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. — М. — 2015. — № 152. — С. 45-65
- Брехунцов А.М., Кучеров Г.Г., Стасюк М.Е. Типы коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М. — 1998. — № 7. — С. 2-6.
- Гапеев Д.Н., Калабин А.В., Киричек А.В. Опыт и перспективы практического применения микросейсмического мониторинга ГРП // Горизонтальные скважины 2017: сборник докладов 2-й Междунар. науч. – практ. конф., Казань, 2017.
- Курчиков А.Р., Бородкин В.Н., Недосекин А.С., Смирнов О.А., Самитова В.И. Характеристика типа коллекторов пород ачимовской толщи севера Западной Сибири // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — Тюмень. — 2015. — № 3. — С. 20-23.
Статья опубликована в журнале «Приборы и системы разведочной геофизики», выпуск 4/2020.