NO335879B1 - System og fremgangsmåte for kontinuerlig overvåkning av fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar - Google Patents

Description

System og fremgangsmåte for kontinuerlig overvåkning av fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar.

Oppfinnelsens felt

Den foreliggende oppfinnelse vedrører et system for å overvåke fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar av en type hvor injisert vann erstatter utvunnet olje, og som dermed genererer passive mikroseismiske hendelser, og der reservoaret omfatter minst ett borehull forbundet med reservoaret, samt en fremgangsmåte for å overvåke fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar av en type hvor injisert vann erstatter utvunnet olje, og som dermed genererer passive mikroseismiske hendelser.

Bakgrunn for oppfinnelsen

Skjelv blir indusert i reservoarbergmatrisen på grunn av poretrykkforstyrrelser og geomekanisk spenningsfeltdempning idet reservoarfluider blir produsert og injisert. De små jordskjelvene blir generert på grunn av spenningsfeltet i det reservoaranisotropiske. Idet spenningene på stedet blir forstyrret av reservoarproduksjon og injeksjonsaktiviteter, danner de påfølgende endringene i fluidtrykk brist i bergene og forårsaker hendelser som skjelv som blir detektert med spesielle seismiske sensorer.

Skjelv som kommer fra reservoaret, med lokal størrelsesorden (ML) ned til en Richterverdi <-1 og til og med lavere, blir detektert. Hendelser under størrelses-ordenen -3 blir ofte klassifisert som bakgrunnsstøy. Disse skjelvene blir detektert i seismiske flerkomponentsensorer med stor båndbredde over avstander på 1 km og mer. Konvensjonelt blir vurderingen av endringer i reservoarkarakteristikkene over produksjonstiden eller reservoarfluidflytovervåkningen oppnådd med målinger som var til stede i valgte brønner med nedhullsinstrumenter kun ved valgte produksjons-tidsintervaller.

Richter lokal størrelsesorden Ml og seismisk moment Mo blir beregnet ved å anvende formelen: hvor det seismiske momentet Mo blir beregnet ved å anvende formelen fra Lee, W. H. K & Stewart, S. W., Advances in Geophysics, Supp. 2, Principles and Applications of Microearthquake Networks, (Academic Press, 1981):

R er kilde-mottaker-avstand, Woer en virvelvektorparameter, 0,85 er den antatte strålingskoeffisienten, p er bulktettheten for berg og Vser den skjærbølge-hastigheten.

Fra patentlitteratur vises blant annet til US 2006/0047431 A1 og US 6389361 B1, som begge omhandler det å kartlegge permeabilitet i form av sprekker og/eller forkastninger for å få en oversikt over migrasjonsveier for fluidsystemer i undergrunnen. Videre omhandler WO 2006/030310 en fremgangsmåte og en anordning for å detektere og lokalisere i sanntid mikroseismiske hendelser med opphav i hydraulisk oppsprekking.

Den foreliggende oppfinnelsen tilbyr en supplerende og, i tilstedeværelse av egnet reservoarberg- og fluidegenskaper, et alternativt verktøy, for å overvåke hydrokarbonreservoarer med tidsforløpseismikk ved å anvende permanente sensorer, omtalt i US patentnr. 5,946,271 av Dragoset. Slik mellombrønnovervåking er også kjent som firedimensjonal eller 4D-seismikk som blir anvendt for å overvåke vannspyling i et reservoar, omtalt i US patentnr. 6,886,632 av Raghuraman et al.

Idet vann erstatter hydrokarbonfluider i noen reservoarer genererer den påfølgende metningsendringen kun veldig små endringer i kompressibiliteten og følgelig i de seismiske akustiske egenskapene. Dette er spesielt sant i hydrokarbonreservoarer med stiv karbonatbergmatrise og lave kompressibilitetsfluider som olje og vann. Flesteparten av de store oljefeltene i Midtøsten med karbonatreservoarer har slike egenskaper. Som et resultat har konvensjonell teknikk som 4D-seismikk kun marginal avendelighet i å overvåke vannspyling i disse reservoarinnstillingene.

Resultater f ra nylige modelleringsstudier avArab-D reservoar i det kjempestore oljefeltet Ghawar i Saudi Arabia foreslår at kun små endringer i de akustiske egenskapene forekommer med endringer i porefluidmetning. Poremetnings-endringene i reservoaret er på grunn av det injiserte vannet som erstatter den ekstraherte oljen. Følsomheten for den påfølgende endringen i seismisk signatur i karbonatreservoarer som Arab-D er ekstremt lav og er ofte under detekterbarheten av 4D-seismiske målinger, som beskrevet i Dasgupta, S., When 4D Seismic is Not Applicable: Alternative Monitoring Scenarios for the Arab-D Reservoar in the Ghawar Field", Geophysical Prospecting, Vol. 53, s. 215-227, 2005.

Anvendelsen av mikroseismisk teknikk vil imidlertid usannsynlig kunne detektere poremetningsendringer i reservoar idet olje blir spylt av injisert vann. Det vil i stedet kaste lys på fluidveiene. Informasjon om fluidinntrengningsveier vil tillate detektering av for tidlige vanngjennombrudd i produksjonsbrønner, dvs. et tidlig varslingssystem.

Nøyaktig overvåkning av fluidveier og spesifikasjon av reservoarfluidflytanistropien optimerer reservoarbehandlingen og bedrer oljegjenvinningen fra disse reservoarene. Disse fordelene kan bli oppnådd ved anvendelsen av mikroseismiske emisjoner for å detektere anomal skylleforløp. Slik overvåkning vil også tilveiebringe en mulighet for hjelpekonstruksjon og for å optimere planleggingen av produksjons-og injeksjonsbrønnlokasjoner for feltutvikling. Nøyaktig overvåkning øker også nøyaktigheten for reservoarsimuleringsmodeller.

Uniforme hydrokarbonreservoarfluidfronter og -drenering er sjeldent i aktive felter i produksjonsoperasjoner. Reservoaregenskaper og dreneringsmønster i de fleste felt er ofte vist å være mer komplekse enn først antatt og er ytterligere komplisert idet produksjonsfeltet modner. Fluidflytanisotropien vedrører uensartetheten i reservoarberg. Tilstedeværelsen av skjøter, glideflater, brudd og sprekkdannelser er vanlig i sedimentære bergmatriser. I de fleste reservoar holder spenningstilstandene på stedet på grunn av overdekningstrykk disse trekkene lukket for fluidstrøm. Under produksjonslivsløpet til et hydrokarbonreservoar resulterer fysiske endringer, slik som fluidtrykk, i perturbasjon i spenningene på stedet.

Reservoarspenningsfeltet er konstruert av et konjugatsett med akser definert som hovedspenning, hvoroi er maksimumsspenningen,03er minimumsspenningen og02er mellomspenningen. Spenningsaksene er felles ortogonale til hverandre. Foråt bergdeformasjon skal finne sted må hovedspenningen i én retning01overstige de andre to hovedspenningeneO2og03. Langs svakhetssonene i reservoarbergene forekommer brudd som er definert av det kjente bruddkriteriet Mohr-Coulomb. Økningen i differensialspenning mellom maksimums- og minimumsspenningene, eller at en nettreduksjon i den effektive normale spenningen på grunn av ulikheten mellom normalt spenning og svakt trykk, forårsaker glidning eller bergsvikt, som beskrevet i Marsden, J.E. & Hughes, T.J.R. Mathematical Foundations of Elasticity, Dover Publications, New York, 1994.

Den følgende likningen definerer Mohr-Coulombs bergbrudd:

hvor r0=likevektspenningstilstand, r5= skjærspenning ved brudd, <r= påført resultantspenning, og ^ = intern friksjonsvinkel.

Slik brudd eller skjærglidning induserer mikroseismiske aktiviteter og blir forårsaket av spenningsendringer i reservoarer med forstyrrelser forårsaket av injisering og produksjon. Bergbrudd kan være grafisk visualisert til å forekomme idet differensial-spenningen blir økt og Mohr-sirkelen krysser bruddrammen. Dette forekommer på grunn av økningen i maksimum hovedspenning eller en minskning i minimum hovedspenning.

Trykkendring i reservoarporer er en hovedfaktor i spenningsendringer på stedet som resulterer i Mohr-Coulomb brudd. Effektiv spenningsendring forekommer på grunn av poretrykkendringer. Økning i poretrykk på grunn av vanninjisering reduserer den effektive bruddstyrken, skjøter og feil under den kritiske skjærspenningen, som forårsaker bergsvikt og trigger derfor skjelv. Tilsvarende reduserer oljeproduksjon fra gjennomtrengelig berg poretrykket relativt til de omgitte bergene med lavere gjennomtrengelighet. Dette forårsaker en poretrykkgradient og lokale spennings-konsentrasjoner. Poroelastiske endringer på grunn av oljeproduksjon fra et Arab-D reservoar konsentrerer skjærspenningen nær reservoarkantene eller vann-injiseringsfronten. Mikroseismiske hendelser er forventet å være konsentrert over og under reservoaret.

Idet reservoarspenningen blir forstyrret av fluidinjisering forekommer skjærglidning eller bergbrudd langs svakhetssonene som brudd eller feil. Skjærglidningen i berg genererer mikroseismisk aktivitet. Disse skjelvene blir detektert og deres kilde eller hyposenter blir lokalisert ved å anvende borehullsensorer med stor båndbredde. For hver mikroseismiske hendelse er det først nødvendig å bestemme bruddplanet og glideretningen (dvs. kildemekanismen) før kildeparametrene blir undersøkt.

Denne analysen er mer vanskelig når kun én observasjonsbrønn er tilgjengelig. Dersom flere sensorer blir plassert i flere brønner og sensorer som er bredt distribuert i rommet er tilgjengelig kan alminnelige trianguleringsteknikker beslutte de mikroseismiske kildelokasjonene med høy nøyaktighet. Sensordistribusjonen relativ til den mikroseismiske hendelseskildelokasjonen i reservoarvolumet bestemmer effektiviteten for sensornettverket. Optimal nettverkskonstruksjon av sensorlokasjoner blir utledet ved forover modellering og ved å anvende elastiske bølge-hastigheter og geomekaniske egenskaper for bergformasjoner i studieområdet. De første ankomsttidene av registrerte kompresjonsbølger (P-bølger) og skjærbølger (S-bølger) og hastighetene på berglagene blir anvendt for å beregne kilde, lokasjon eller hyposenterskjelv der hvor bergbrudd har forekommet.

Å bore flere brønner for mikroseismikk kan imidlertid vise seg å være uøkonomisk, spesielt for dypere reservoarer, hvor kostnaden å bore flere observasjonsbrønner blir uoverkommelig. I stedet for å bore flere observasjonsbrønner til å detektere skjelv så består den foreliggende oppfinnelsen av nettverkskonstruksjon med et stort antall flerkomponentsensorer som er spatialt distribuert på bakkenivå og sementert eller spent fast på innsiden av brønnhullet eller borehullet ved flere nivå i en enkel brønn. Et slikt nettverk tilveiebringer muligheten for å detektere et stort antall mikroseismiske signaler over en bred 3D-åpning. Den økte tettheten for distribuerte målinger med hensyn til de mikroseismiske hendelsene i reservoaret sikrer at deres kildepunkter eller hyposenter blir lokalisert nøyaktig.

Fremgangsmåten for å lokalisere den mikroseismiske kilden har blitt omtalt i US patentnr. 6,049,508 av Deflandre, og 6,920,083 av Therond og andre. Slike kildelokasjonsteknikker er implementert ved å identifisere og klassifisere de første ankomsttidsbruddene og målte ankomsttider for P-bølge (eller trykkbølge) og S-bølge (eller skjærbølge).

Registrerte mikroseismiske bølger omfatter registreringer av P-bølge og S-bølge. Amplitudene for disse P-bølgene og S-bølgene blir detektert og seismogrammene blir registrert.

Polariseringsanalyse blir også utført med hodogrammer eller endepunkter for en bevegende vektor for partikkelbevegelse av bølgene registrert i de tre komponentsensorene (3C) som er orientert ortogonalt i sensorpakken. Polariseringsanalysen innbefatter måling av den spatiale fordelingen av et 3D-signal (rett-normal basis) over et tidsvindu ved å anvende kovariansmatrisen. Mesteparten av tiden er resultatene som blir anvendt "asimut"- og fallinklinasjonen for fordelingens hoved-retning, som er definert ved en vektor. Denne analysen bestemmer retningen for innløpet til en bølge på 3C-sensorene eller detektorer som er plassert presist med en kjent orientering. Med denne informasjonen og de seismiske bølgeutbredelses-hastighetene i reservoaret og overdekningsfjell blir avstandene mellom sensorene og den mikroseismiske kilden i reservoaret beregnet.

Partikkelbevegelsen for P-bølgen definerer retningen for den mikroseismiske kilden fra observasjonspunktet ved hver sensor. Antallet 3-komponentsensorer i borehullet og den spatiale distribusjonen over et nettverk på bakkeoverflaten tilveiebringer en overflødighet med observasjoner for den samme mikroseismiske kilden. Et slikt nettverk tilveiebringer en mekanisme for nøyaktig bestemmelse av deres lokasjon. Mikroseismiske hendelser kan være lokalisert i rommet og deres distribusjons-mønstre blir tolket når det gjelder ledeveier, tetningsbrudd eller homogen skylling. Denne informasjonen vil tilveiebringe forbedret reservoarbehandling og vil tillate bedre planlegging for fremtidige brønner.

Analysen av registrerte amplitudedata for P-bølge og S-bølge fra 3-komponentsensorene tilveiebringer orientering og retning for skjærglidning i reservoaret idet produksjons- og injiseringsaktiviteter fortsetter. Forholdet mellom den målte amplituden for S-bølge og P-bølge (S/P-ratio) blir beregnet ved den mikroseismiske kildelokasjonen. De detekterte S/P-amplituderatioene blir sammenlignet med beregnete verdier basert på geomekanisk bruddmodell og deres spatiale fordeling tilpasset ved å anvende forover modellering. Dataene bestemmer bergbrudd-mekanismen og deres orientering. Reservoarfluider beveger seg fremover fortrinnsvis i retninger som er definert av orienteringen og fordelingen av disse bruddflatene. Følgelig definerer bruddflaten veiene for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret.

Fra Lee, W. H. K. & Stewart, S.W., Advances in Geophysics, Supp. 2, Principles and Applications of Microearthquake Networks, (Academic Press, 1981), og også Raymer, D. og andre, "Genetic Algorithm Design of Microseismic Injection-Monitoring Networks in the Tengiz Field", SEG Technical Program Expanded Abstracts, 2000, side 52-565, innbefatter forflytningsavstanden for induserte mikroseismiske hendelser fra kilde til mottaker å løse et sett med førstegrads differensiallikninger. Et nettverk med sensorer fordelt spatialt på overflaten og ved ulike nivå i et borehull registrerer et antall ankomsttider n for P-bølger og S-bølger fra en mikroseismisk hendelse med hyposenterparametre (x, y, z, t). I matrisebenevning representerer problemet med å løse det følgende settet med lineære likninger med tilstand:

hvor A er n x 4 designmatrisen med partiallikninger, X er en vektor med fire ukjente hyposenterparametre (x, y, z, t) og B representerer vektordifferanser mellom den beregnete og observerte forflytningstidankomsten. Designmatrisen bestemmer effektiviteten for nettverket. For en gitt matrise A og et sett med observasjoner B vil likningen løse for ukjent vektor X. Partialdifferensialene definerer hvor mye hyposenterparametrene vil endre seg med hensyn til forflytningstid. Uvissheten vil være større når små endringer i forflytningstid forårsaker store endringer i hyposenter. Dette frembringer et kvantitativt mål på nettverksprestasjonen i å lokalisere en mikroseismisk hendelseskilde.

Nettverksytelsen blir evaluert ved å fylle reservoarvolumet av interesse med prøvelokasjoner. På dette volumet blir opptegningsmodellering av seismisk 3D-grafikk utført mellom prøvelokasjonene og de angitte sensorposisjonene for å produsere et komplett sett med partialdifferensialer. Hver partialdifferensial danner en linje i designmatrisen. Den optimale kombinasjonen av sensorlokasjoner i nettverket blir funnet ved å løse disse likningene.

Kort beskrivelse av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører et system og en fremgangsmåte som angitt i respektive selvstendig krav.

Alternative utførelser er angitt i de uselvstendige kravene.

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører et forbedret system og fremgangsmåte for reservoarovervåkning av hydrokarbonreservoardrenering i volumetriske tredimensjoner. Overvåkning mellom brønner er nødvendig for optimal reservoarbehandling og blir oppnådd ved å kartlegge hydrokarbonfluidveier i et produserende reservoar. Ulikt konvensjonelt 4D eller seismisk tidsintervallrefleksjonsbildesystem, som anvender en kontrollert aktiv seismisk kilde og registrerer reflektert seismisk energi ved mottakere, utnytter dette nye systemet og fremgangsmåten små vibrasjonene eller små jordskjelv som blir generert i reservoarlagene som blir indusert av fluidbevegelse. Disse skjelvene blir detektert idet fluidene forflytter seg i reservoaret.

Et antall permanente sementerte seismiske flerkomponentsensorer utsatt spatialt på jordoverflaten og i et borehull blir anvendt for kontinuerlig å registrere passive små jordskjelv eller mikroseismiske hendelser idet fluider blir produsert og injisert. Disse hendelsene er som jordskjelv som følger fra elastisk bergbrudd for reservoarmatrise. De små jordskjelvene blir forårsaket på grunn av skjærspenningsfrigjøring langs svake fjellsoner. Spenningsfrigjøringen forekommer på grunn av forstyrrelse forårsaket av reservoarproduksjon og injiseringsoperasjoner.

Injiseringsoperasjonene genererer økt reservoarporetrykk som forårsaker en økning i skjærspenning, som påvirker stabiliteten langs de svake planene til stede i reservoarberg, som skjøter, glideflater, brudd og sprekker. Tilsvarende danner reservoarproduksjonsoperasjon eller fluidfjerning et poretrykkfall som også påvirker stabiliteten i de svake sonene. Seismiske elastiske bølger fra elastisk bergbrudd i reservoarer blir sendt ut ved mye høyere frekvenser enn de fra store jordskjelv. De seismiske bølgene fra mikroseismiske hendelser blir sendt fra kildelokasjonen (eller hyposenter) til fjerne sensorer (eller seismometre).

Skjelvene eller de små jordskjelvene som stammer fra reservoarer blir detektert samtidig ved et stort antall seismiske flerkomponentsensorer som er utsatt permanent ved ulike nivå i borehullet og over et overflateområde som omgir borehullet. Geofoner i stand til å måle artefaktfri frekvensrespons over et frekvensområde på 10 Hz til 500 Hz blir anvendt. Fysisk kobling av sensorene til formasjonen og nøyaktigheten på instrumentene som svar på 3-komponent-bakkepartikkelbevegelsen er kritisk. Seismogrammene som blir registrert i distribusjonssensorene er alle synkronisert nøyaktig i tid med en global posisjons-systemklokke (GPS). Beregnete kildeparametre fra de mikroseismiske utsendingene registrert kontinuerlig over produksjonstiden kan skildre reservoarfluidbevegelser, injeksjonsvannveier og vannfingering. Slik forbedret fastsettelse av reservoar-dynamiske egenskaper tillater optimerte hydrokarbonproduksjonsstrategier.

Følgelig tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse et system for å overvåke fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar av en type hvor injisert vann erstatter utvunnet olje, og som dermed genererer passive mikroseismiske hendelser, der reservoaret omfatter minst ett borehull forbundet med reservoaret, og hvor systemet omfatter en første sensorgruppe omfattende et antall 3-komponent seismiske sensorer fysisk festet i grunnen innenfor et sensorområde som omgir borehullet, en andre sensorgruppe omfattende et antall 3-komponent seismiske sensorer installert permanent ved ulike nivåer i brønnborehullet, og en datamaskin koblet til hver av de seismiske sensorene innrettet til å motta signaler registrert av de seismiske sensorene. Oppfinnelsen omfatter videre at datamaskinen er innrettet til å anvende et forhåndsbestemt dataanalyseprogram på signalene som representerer mikroseismiske data korresponderende kun til passive mikroseismiske hendelser grunnet produksjonsaktiviteter, for å bestemme og gi ut en kartlegging av bruddflater som definerer veier for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret, og størrelsen på sensorområdet, og antallet sensorer som rommes i sensorområdet, sammen med antallet og avstanden til sensorene i den andre sensorgruppen, er tilstrekkelig til å frembringe meningsfulle, passive mikroseismiske data til nevnte datamaskin.

Den første gruppen kan utgjøres av minst omtrent femti seismiske sensorer nedgravd under grunnflaten.

Den andre gruppen kan omfatte en første flerhet av 3-komponent seismiske sensorer plassert i reservoaret og en andre flerhet av 3-komponent seismiske sensorer plassert over reservoaret.

Den andre vertikale gruppen kan alternativt omfatte en flerhet av seismiske sensorer plassert i reservoaret og en andre flerhet av seismiske sensorer plassert over reservoaret.

Systemet kan videre omfatte et klokketidsmålesystem med høypresisjons, globalt posisjoneringssystem (GPS), hvori datamaskinen er innrettet til å benytte tidsmålingssystemet for å lagre signaler fra de seismiske sensorene som er registrert samtidig av de seismiske sensorene.

Datamaskinen kan være innrettet til å behandle de mikroseismiske dataene for å bestemme lokasjonene til kildene av mikroskjelvene forbundet med de registrerte mikroseismiske hendelsene.

Datamaskinen kan videre være innrettet til å sammenligne de registrerte veiene for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret med forhåndsbestemte, beregnede modeller av veiene.

Datamaskinen kan også være innrettet til å utføre mikroseismisk hendelses-detektering av trykk P-bølger og skjær S-bølger, å bestemme en forsinkelsestid for den første ankomsten av P-bølgene og S-bølgene, og å bestemme en polarisering av P-bølgene og S-bølgene for å bestemme den tilhørende asimutretningen.

Datamaskinen kan omfatte programvare for å generere tomogrammer ved å anvende hastigheten for P-bølgene og S-bølgene for å bestemme området for P-bølgene og S-bølgene og for å avbilde de følgende kildelokasjonene for alle detekterte mikroseismiske hendelser.

Videre kan datamaskinen være innrettet til å kartlegge fluidveiene for reservoarflytanistropi over reservoarproduksjonstid fra bildene av kildelokasjonene.

I følge oppfinnelsen frembringes også en fremgangsmåte for å overvåke fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar av en type hvor injisert vann erstatter utvunnet olje, og som dermed genererer passive mikroseismiske hendelser, og hvor fremgangsmåten omfatter trinnene: frembringelse av et antall 3-komponent seismiske sensorer festet i grunnen, i en første gruppe, innenfor et sensorområde som omgir et borehull forbundet med reservoaret,

frembringelse av et antall 3-komponent seismiske sensorer installert permanent ved ulike nivåer i brønnborehullet, i en andre vertikal gruppe,

registrering av utsendte signaler utsendt av mikroseismiske hendelser ved bruk av de seismiske sensorene,

generering av mikroseismiske data korresponderende kun til passive mikroseismiske hendelser,

behandling av de passive mikroseismiske data ved bruk av en datamaskin som anvender et forhåndsbestemt dataanalyseprogram,

bestemme en kartlegging av bruddflater som definerer veier for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret, og

å gi ut kartleggingen gjennom en utgangsanordning, hvori

størrelsen på sensorområdet, og antallet sensorer som rommes i sensorområdet, sammen med antallet og avstanden til sensorene i den andre sensorgruppen, er tilstrekkelig til å frembringe meningsfulle, passive mikroseismiske data til nevnte datamaskin.

I følge fremgangsmåten kan den første gruppen utgjøres av minst omtrent femti seismiske sensorer nedgravd under grunnflaten.

Den andre gruppen kan omfatte en første flerhet av 3-komponent seismiske sensorer som plasseres i reservoaret og en andre flerhet av 3-komponent seismiske sensorer som plasseres over reservoaret.

I følge fremgangsmåten kan trinnet med registrering omfatte generering av passive mikroseismiske data registrert samtidig av de seismiske sensorene ved bruk av et klokketidsmålesystem med høypresisjons, globalt posisjoneringssystem (GPS).

Fremgangsmåten kan videre omfatte trinnet med behandling av de mikroseismiske dataene for å bestemme lokasjonene til kildene av mikroskjelvene forbundet med de registrerte mikroseismiske hendelsene.

Fremgangsmåten kan videre omfatte trinnet med å sammenligne de registrerte veiene for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret med forhåndsbestemte, beregnede modeller av veiene.

Fremgangsmåten kan videre omfatte trinnet med å utføre mikroseismisk hendelsesdetektering av trykk P-bølger og skjær S-bølger, å bestemme en forsinkelsestid for den første ankomsten av P-bølgene og S-bølgene, og å bestemme en polarisering av P-bølgene og S-bølgene for å bestemme den tilhørende asimutretningen.

Fremgangsmåten kan videre omfatte trinnene: å utføre tomografisk analyse for å generere tomogrammer ved å anvende hastigheten for P-bølgene og S-bølgene, å bestemme området for P-bølgene og S-bølgene, og å avbilde de følgende kildelokasjonene for alle registrerte mikroseismiske hendelser.

Kort beskrivelse av figurene

De medfølgende figurene danner en del av beskrivelsen av dette nye systemet og fremgangsmåten. Disse figurene viser flere trekk ved oppfinnelsen og forklarer sammen med beskrivelsen de fremtredende trekk ved den foreliggende oppfinnelsen. De samme elementtallene blir anvendt for de samme eller tilsvarende elementer i figurene. Figur 1 viser en skjematisk illustrasjon av et system og en fremgangsmåte for å detektere skjelv og for å bestemme deres kildepunkter ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Figur 2 viser et skjematisk tverrsnitt av systemet for å utføre kalibrering av det mikroseismiske nettverket. Figur 3 viser en skjematisk visning av mikroseismiske sensorinstallasjoner i et borehull. Figur 3A viser en forstørret skjematisk visning av en borehullgeofon vist i figur 3. Figur 3B viser et skjematisk tverrsnitt av geofonen langs linjene 3B-3B i figur 3A. Figur 4 viser en skjematisk illustrasjon av en nettverkskonfigurasjon med mikroseismiske sensorinstallasjoner begravd under jordoverflaten. Figur 5 viser en skjematisk illustrasjon av de mikroseismiske instrumentene som blir anvendt i den foreliggende oppfinnelsen. Figur 6 viser en skjematisk illustrasjon av overflatefasiliteter anvendt i den foreliggende oppfinnelsen.

Figur 7 viser en skjematisk illustrasjon av systemet i drift med reservoaret.

Figur 8 viser et tverrsnitt av systemet i den foreliggende oppfinnelsen i drift.

Figur 8A viser en skjematisk illustrasjon av Mohr-Coulomb bergbruddkriteriet under treakset differensialspenning. Figur 9 viser en skjematisk illustrasjon av skjærglidning langs eksisterende svake soner som feil, brudd og skjøter. Figur 9A viser en kartlegging av brudd bestemt fra mikroseismiske hyposentre ved å anvende den foreliggende oppfinnelsen. Figur 10A viser en skjematisk illustrasjon av data fra en overflatesensor i feltet. Figur 10B viser en skjematisk illustrasjon av data fra en nedhullssensor i feltet.

Figur 10C viser en grafisk fremstilling av data med reservoaregenskaper.

Figur 10D viser en skjematisk illustrasjon av dataprosessering av x-komponentene og y-komponentene med seismisk data for å plotte todimensjonale hodogrammer av de seismiske dataene. Figur 11 viser en skjematisk illustrasjon av prosesseringsflyten for mikroseismiske data registrert på overflaten og i nivå i et borehull. Figur 12 viser en grafisk fremstilling av de seismiske dataene for skjærglidning av reservoarberg. Figur 13 viser en skjematisk figur som illustrerer skjærglidningene av reservoarberg. Figur 14 viser en skjematisk figur som illustrerer komponentene for en dataprosesseringsmaskin som anvendes i den foreliggende oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Som vist i figur 1-14 tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen fordelaktig et system og en fremgangsmåte for kontinuerlig å detektere passive mikroseismiske hendelser eller mikrojordskjelv for å overvåke fluidveier i et hydrokarbonreservoar. Anisotropisk fluidstrøm eller ujevn retningsbestemt strømhastighet er vanligvis tilnyttet reservoarproduksjon og injiseringsoperasjoner. Idet fluider blir produsert fra og injisert inn i reservoaret blir mikroseismiske hendelser generert på grunn av strømanisotropien.

Figur 1 viser en skjematisk fremstilling av et system 10 ved å anvende frem-gangsmåtene beskrevet heri for å detektere skjelv og for å bestemme deres kildepunkter som er relatert til skjærglidningen langs svake soner 16 i reservoarberg 34 og et reservoar 14. Mikroseismiske signaler utgår fra sonene 16 idet fluidinjisering og produksjonsaktiviteter forårsaker forstyrrelser i reservoaret 14. Ifølge denne oppfinnelsen er seismiske 3-komponentsensorer 18, 20 utsatt under overflaten 22 og i et brønnhull eller borehull 11 ved sementering eller å feste dem permanent i en brønn 12. Figur 1 viser en foretrukket utførelse av instrumentkonfigurasjonen for et slikt system 10. De mikroseismiske hendelsutsendingene 55 blir detektert av sensorene 18, 20 i hele systemet. Utsendingene 55 blir sendt i sfæriske bølger fra kildelokasjonen 24 som vist, som kan være tilnærmet ved stråler fra de mikroseismiske hendelsesemisjonene 55. Sensordataene fra sensorene 18, 20 blir innsamlet i en sentral enhet 60 og overført gjennom et kommunikasjonsmedium, slik som et høyhastighets trådløst lokalt nettverk som anvender for eksempel kommersielt tilgjengelige "WIFI"-anordninger 61 lisensiert av "WIFI"-alliansen. De overførte sensordataene blir mottatt og registrert i en seismisk server 62 for prosessering og lagring, for eksempel i en data- eller disklagringsanordning 65.

Reservoaret 14 med olje 30 og vann 31 er idealisert til å bestå av et stort antall små terninger av lik størrelse. Disse terningene eller rutenettinndelte blokkene innbefatter enten lokasjon for skjærglidning 16 med påfølgende mikroseismisk aktivitet eller ingen aktivitet. Når tilgrensende rutenettinndelte blokker omfatter mikroseismiske hendelser sendt ut innenfra, er de mest sannsynlig på grunn av et system med brudd som har blitt midlertidig eller fast omplassert av fluidstrømmen fra vanninjeksjonen eller oljeproduksjon. Disse cellene med mikroseismiske aktiviteter vil derfor være sammenkoblet til hydraulisk strøm og vil utgjøre fluidstrømveier langs disse foretrukne retningene. Rutenettinndelte blokker som ikke har mikroseismisk aktivitet er soner med ingen foretrukne fluidstrømretninger eller isotropisk strøm. Ved kontinuerlig å spørre alle cellene i reservoarvolumet etter mikroseismiske aktiviteter i sensorene 18, 20 i borehullet 11 og de på jordoverflaten 22, kan systemet 10 og fremgangsmåten for drift empirisk bestemme et estimat for strømanisotropi og fluidpermeabilitet. Nettverket med mikroseismiske hendelser detektert gjennom reservoaret 14 som anvender systemet vil danne et konduktivitetsnettverk. Figur 2 viser et skjematisk tverrsnitt av et system 10 for kalibrering av det mikroseismiske nettverket. De seismiske 3-komponentsensorene 18 og borehull-ssensorene 20 detekterer de mikroseismiske bølgene idet vann blir injisert i en injeksjonsbrønn 26 for å danne en injeksjonspulstestindusert kilde 33 med skjelv. Brønnen 12 blir boret og instrumentert med sensorene 20, og opererer for å utføre både overvåkning og produksjon. Et kontrollert injeksjonsprogram eller injeksjons-pulstest blir utført ved start-og-stopp injeksjon. Idet trykk blir økt blir de påfølgende mikroseismiske hendelsene 44 detektert i sensornettverket sammensatt av alle sensorene 18, 20. Etter nettverkskalibrering fortsetter rutineinjeksjonen og produksjonen, og slik at forstyrrelsene på grunn av disse aktivitetene forårsaker elastisk svikt i reservoarberg langs svake skjærsoner 16 og forårsaker mikroseismiske hendelser 35. Figur 3, 3A og 3B viser en konstruksjon med mikroseismiske sensorinstallasjoner i et borehull 11. 3-komponentborehullsensorene 20 innbefatter geofoner 28 som er festet til et rør 29 som strekker seg ned inn i borehullet og er permanent sementert i brønnen 12. Figur 4 viser en nettverkskonfigurasjon 32 med mikroseismiske sensorinstallasjoner med bakkebaserte sensorer 18 som er begravd under jordoverflaten 22. Sensorene 18 er sementert, for eksempel i 5 meter dype hull og er sementert med mørtel og bentonittjord. Koblingspluggen 38 fra sensorene 18, 20 kan være kabler begravd i for eksempel 0,65m dype lineær grøfter. Overflatesensorene 18 kan være på overflaten og/eller være begravd i relativt grunne dybder nær overflaten 22, og overflatesensorene 18 kan være fordelt analog-digital omformere (A/D) og registrerings-anordninger. Overflatesensorene 18 og borehullsensorene 20 er tilkoblet ved koblingsplugger 38 til et Worldwide Interoperability for Microwave Access (WIMAX) kompatibelt kommunikasjonssystem 40 som anvender "WIFI"-kompatible anordninger. Figur 5 viser en skisse over de mikroseismiske instrumentene i systemet 10 vist mer detaljert. Sentralenheten 60 kan omfatte en forforsterker 66, en A/D-omformermodul 68, en multikanals dataanskaffelsesenhet 70 og en GPS-mottaker og klokke-anordning 72. De mikroseismiske signalene som blir detektert av overflatesensorene 18 og borehullsensorene 20 blir forsterket av forforsterkeren 66 og digitalisert i A/D-omformermodulen 68. De digitale dataene blir registrert i flerkanalanskaffelses-enheten 70 som også registrerer GPS-tiden målt av GPS-anordningen 72 og synkronisert for alle sensorene 18, 20. Hver seismiske sporregistrering omfatter en tidsstempling som er kodet på dataene for å identifisere tidspunktet for hendelsen.

De seismiske sporregistreringene, tidsstemplet og i digital form, blir sendt av "WIFI"-kompatible anordninger 61 til den seismiske serveren 62, som kan innbefatte en mikroseismisk hendelsesprosesseringsanordning 74 så vel som et seismisk prosesseringssystem 76 for å anvende for eksempel dataanalyseprogramvare og signalbehandlingsteknikker, som beskrevet heri.

Figur 6 viser en skisse over overflatefasilitetene i den foretrukne utførelsen. Overflatesensorene 18 og borehullsensorene 20 blir koblet i nettverk ved koblingspluggene 38 til et sentralt elektronikksystem 78 som er tilkoblet det trådløse kommunikasjonssystemet WIMAX 40 ved å anvende "WIFI"-anordninger. Dataene blir sent av en WIMAX-antenne 80 til en sentral kontordatamaskin eller sentralenheten 60, og også tilkoblet et stedskontor 82 ved brønnlokasjonen for data-kvalitetskontroller.

Figur 7 viser drift av systemet 10 under produksjonslivsløpet for et reservoar 14, hvor skjærglidning langs sviktoverflater forekommer ved ulike tidspunkt. Borehullsensorene 20 er satt ut i en produksjonsbrønn 12 under drift og produksjon av olje. De mikroseismiske hendelsene 44 genererer emisjoner 55 som blir detektert kontinuerlig i 3-komponentsensorene 18, 20 på overflaten 22 og i borehullet 11, og som er prosessert av en instrumentboks i sentralenheten 60 for å sende de forsterkede og digitaliserte mikroseismiske dataene ved WIMAX-kommunikasjon via antennen 80, som beskrevet i forbindelse med figur 6. Figur 8 viser en alternativ utførelse av driften av systemet 10, hvor borehullsensorene 20 er utsatt i en dedikert overvåkningsbrønn 84, som kan være boret kun for overvåkning, eller kan være en forlatt brønn som ikke lenger blir anvendt for produksjon. Med alle sensorene 18, 20 installert på overflaten 22 og i overvåknings-brønnen 84 boret kun for formålet å overvåke, blir mikroseismiske hendelser 44 indusert for å kalibrere eller teste den mikroseismiske hyppigheten i reservoaret 14 ved å pulsere injeksjonsbrønnen 26 med syklisk påført vann. For langtidsover-våkning blir mikroseismisk hyppighetsom er indusert ved fluidbevegelser kontinuerlig registrert i sensornettverket med sensorer 18, 20. Figur 8A viser Mohr-Coulomb bergbruddkriteriet under triaksialt differensialspenning. Dette kriteriet forklarer kilden for indusert mikroseismisk hyppighet i reservoarberg forårsaket av spenningsvariasjon på grunn av injeksjons- og produksjonsaktiviteter. For å visualisere spenning på alle de mulige planene er en graf kalt Mohr-sirkelen 86 tegnet ved å plotte normalt spenning vs. skjærspenning. Grafen 88 definerer hovedspenning som vil produsere denne kombinasjonen med skjær- og normalt spenning, og vinkelen 90 på planet hvor dette vil forekomme. Diameteren 92 for Mohr-sirkelen 86 definerer differensial normalspenningen mellom maksimal og minimum spenning. Styrken øker lineært med økt normalt spenning. Den rette linjen 94 definerer en styrke-/sviktramme. Vinkelen 90 som den rette linjen 94 lager er vinkelen for intern friksjon eller den kohesive styrken for bergmatrisen. Når Mohr-sirkelen 8 blir større på grunn av stort differensialspenning krysser Mohr-sirkelen 86 den rette linjen 94 og induserer en bergbrudd og tilknyttede skjelv.

Skjæringene mellom Mohr-sirkelen 86 den normale spenningsaksen er01og03, som er henholdsvis den maksimale hovedspenningen og den minimale hovedspenningen. Skjæringen mellom den rette linjen 94 og skjærspenningsaksen er To, som er likevekt spenningstilstanden. Arealet over den rette linjen 94 er en ustabilitetssone, og arealet under den rette linjen 94 er en stabilitetssone. Figur 9A viser skjærglidningen langs eksisterende svake soner som feil 96, brudd og skjøter forårsaket av forstyrrelser av reservoarfluidene med produksjons- og injeksjonsaktiviteter. De mikroseismiske kildelokasjonene eller hyposentrene 98 som blir detektert over produksjonstiden danner lineære klynger 100 langs bruddsonene som danner foretrukne fluidstrømveier 102, som kan være kartlagt som vist i figur 9B av systemet 10 og fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Figur 10A-10D viser data fra et mikroseismisk eksperiment gjennomført i Saudi Arabia. Registrerte spor fra en overflatesensor 18 og én fra en grunn borehullsensor 20 er vist i henholdsvis figur 10A-1 OB, som viser at den samme mikroseismiske hendelsen ble detektert i begge sensortypene 18, 20. En P-bølge ankommer først på grunn av dens høyere hastighet, etterfulgt av S-bølger fra den samme mikroseismiske hendelsen. Den første ankomsttidsdifferansen mellom S-bølger og P-bølger frembringer et mål på kildeavstanden til den respektive sensoren. Polariser-ingsanalysehodogrammene som blir generert av fremgangsmåten som vist i figur 10D er et mål på asimut- og fallvektorer, hvor retningen på kilden til sensoren kan være konkludert fra ved å anvende for eksempel de karakteristiske egenskapene for reservoaret 14, vist i figur 10C, som gjenspeiler forholdet mellom amplitude og frekvens for emisjonene 55 for de mikroseismiske hendelsene 44, for eksempel som vist i figur 2. Lokasjonen for x, y, z for den mikroseismiske hendelsen 44 blir utledet ved kjente fremgangsmåter for dataprosessering, og initieringstiden for hendelsen blir oppnådd fra den GPS-synkrone tiden ved å anvende GPS-mottaker og klokke 72. Figur 11 viser et flytdiagram for prosesseringsflyt for mikroseismiske data som blir registrert på overflaten 22 og i nivå i borehullet 11. Fremgangsmåten for dataprosessering for hver type sensor 18, 20 utfører en metode for signalbehandling etterfulgt av polariseringsanalyse og deretter beregning av mikroseismiske attributter relatert til kilden i reservoaret 14. For overflatesensorene 18 blir dataene for det mikroseismiske flerkomponentsignalet detektert av overflatesensoren registrert i trinn 104. Dataforprosessering forekommer i trinn 106, hvor summen av slike registrerte mikroseismiske data blir summert over tidsvinduer, og seismisk migreringsanalyse blir anvendt for å bestemme posisjonen for de mikroseismiske hendelsene i rommet ved å anvende en fremgangsmåte for overdekningslaghastighet. Det rutenettbaserte volumet med migrerte seismogrammer blir analysert i trinn 108 for å bestemme opphavstidspunktet for den mikroseismiske kilden.

For borehullsensorene 20 blir dataene for det mikroseismiske flerkomponentsignalet detektert av borehullsensoren registrert i trinn 110. Dataforprosessering forekommer i trinn 112 hvor P-bølge- og S-bølgehendelser blir estimert i, og et automatisk søk blir utført rundt estimatene for raffinerte opphavstidspunkter for de mikroseismiske hendelsene. Hendelsesparametrene for de mikroseismiske hendelsene blir analysert i trinn 114 for å bestemme kildelokasjonen ved hvert opphavstidspunkt for den mikroseismiske hendelsen.

Fremgangsmåten prosesserer deretter i trinn 116 resultatene fra analysetrinnene 108,114, hvor kildelokasjonsdifferansene blir evaluert mellom modellerte kilde-lokasjoner med momenttensorer fra registrerte seismogrammer. En best egnet løsning for lokasjonen for de mikroseismiske hendelsene blir bestemt i trinn 118, hvor lokasjonene blir besluttet i rommet og tid (x, y, z, To) relativ til hendelses-tidspunktet T0for de detekterte mikroseismiske hendelsene.

Siden sensorene 18, 20 blir registrert synkront i tid så blir mikroseismisk aktivitet relatert til hver hendelse registrert av alle sensorene 18, 20 og kan bli identifisert. Slik redundans i å detektere hendelsene bedrer sikkerheten i å lokalisere deres kilde. Den spatiale distribusjonen tilveiebringer økt apertur i måling av de mikroseismiske hendelsene.

Generering av små jordskjelv kan være indusert av svikten eller skjærglidningen ved spenningsendringer i reservoaret med forstyrrelser forårsaket av injeksjon og produksjon. Figur 12 viser en grafisk fremstilling av de seismiske dataene for skjærglidning av reservoarberg på grunn av vannstrømmen som blir injisert inn i reservoarbergene for å produsere olje. Passive mikroseismiske hendelser blir detektert av de seismiske 3-komponentsensorene 18, 20, plassert på overflaten og i borehullet, hvor den tidsavhengige oppførselen for slike P-bølger og S-bølger bestemmer skjærglidningene av reservoarberg, som vist i figur 13. Hyposenter-lokasjonene 98 for de detekterte små jordskjelvene blir besluttet matematisk for kartlegging av systemet 10, som vist i figur 9B, og tilveiebringer en fordeling av en sonesvakhet eller fluidledevei som reservoarfluidene beveger seg hurtigere gjennom enn andre områder i reservoarvolumet.

Ved å operere et fluidinjeksjonssystem vist for eksempel i figur 2, blir kontrollert stimulering av reservoaret 14 utført, hvor syklisk injisering av fluider i forhåndsbestemte start-stopp sykluser forekommer i injeksjonsbrønnen 26 under en kalibreringssprosedyre for antallet seismiske sensorer. De detekterte mikroseismiske hendelsene fra slik kontrollert injeksjon danner et antall vertikale seismiske profiler (VSP) 120. Følgelig blir de forhåndsbestemte lokasjonene og tidsberegning av de små jordskjelvene prosessert for kalibrering av sensorene 18, 20 for å orientere datamålingene innhentet av sensorene 18, 20, slik som de permanente 3-komponentsensorene, for å operere i feltet under det typiske reservoarproduksjons-livsløpet. Asimut VSP-data ved ulike forskyvninger med kontrollerte overflate-vibrasjonsseismiske kilder blir anvendt for å orientere x-, y-komponenter i borehullet og i testsensorkoblinger.

I konvensjonelle applikasjoner blir slike små jordskjelv kun detektert med borehullsensorer 20 i et borehull 11.1 den kjente teknikken har begrensningen å kun anvende borehullsensorer 20 begrenset aperturen eller det volumetriske arealet som kan undersøkes. Den foreliggende oppfinnelsen for det omtalte systemet 10 og fremgangsmåten tillater kartlegging av fluidstrømanistropien over et reservoarvolum, mellom og vekk fra brønnene. Denne informasjonen kan også anvendes for å antyde reservoaregenskaper slik som permeabilitet og reservoarkonektivitet for nummerisk fluidsimulering, som vist i figur 10A-10D. Resultatet er økt nøyaktighet i reservoar-modellbeskrivelser og forbedret gjenvinning av opprinnelig olje på stedet.

Systemet 10 og fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen tillater tredimensjonal (3D) reservoarovervåkning kontinuerlig og i sanntid idet fluidene blir produsert eller ekstrahert fra og injisert inn i reservoaret 14. Det distribuerte nettverket med permanente overflatesensorer 18 og permanente flernivås borehullsensorer 20 i et enkelt borehull 11 blir anvendt for å skaffe synkronisert GPS-tidsstemplete mikroseismiske data. Universaltid eller GMT blir oppnådd fra minst én GPS-satellittmottaker 72 som er operativt tilkoblet og/eller i kommunikasjon med registreringsanordning og prosesseringssystemer beskrevet heri. Dataene fra hele sensornettverket 18, 20 blir registrert samtidig i et sentralt registreringssystem. Hver sensor 18,20 i nettverket blir undersøkt for dens (x, y, z) lokasjon, og sensorene 18, 20 blir presist orientert i den samme konfigurasjonen før de blir sementert på plass på overflaten 22 eller i borehullet 11. Orienteringen av borehullsensorene 20 blir bestemt etter at installasjonen er ferdig. Dette blir gjort ved å generere kontrollerte seismiske kilder ved målte asimutretninger rundt brønnen, som beskrevet i forbindelse med figur 2 og 14. De detekterte første mikroseismiske ankomstsignalene fra den kjente asimutkilden ved hver sensor 18, 20 blir analysert for å kunne bestemme dens orientering.

Fra 3-komponentborehullsensorene 20 blir de mikroseismiske dataene innsamlet for prosessering av en datamaskin 122 som vist for eksempel i figur 14, som kan implementere den seismiske serveren 62 i figur 1. Et kommunikasjonsgrensesnitt 124 er tilkoblet "WIFI"-kommunikasjonsanordningene 61, og de mikroseismiske dataene blir skaffet av en prosessor 126 for lagring i et minne 128, som kan implementere datalagringsanordningen 65. Prosessoren 126 og minnet 128 kan være implementert av et kjent beregningssystem, slik som en mikroprosessorbasert server eller personlig datamaskin.

Et dataanalyseprogram 130 blir tilveiebrakt i minnet 128 og utført av prosessorene 126 for å utføre operasjonene, trinnene og trekkene ved systemet 10 og fremgangsmåten beskrevet heri. For eksempel kan prosessoren 126 omfatte, som maskinvare og/eller programvare, tomografiske analysemidler 132, kjent innenfor fagfeltet for å generere tomogrammer som tilhører de innhentede mikroseismiske dataene. Datamaskinen 122 kan innbefatte eller være tilkoblet et GPS-system 134, som kan innbefatte eller være tilkoblet GPS-systemet 72 for behandling av de mottatte mikroseismiske dataene ifølge lokasjonen og tidsanskaffelsen.

Datamaskinen 122 kan innbefatte og/eller være tilkoblet en utgangsanordning 136 som kan innbefatte en fremvisningsenhet 138 og/eller en printer 140 eller annen kjent utgangsanordning, slik som plottere. Idet systemet 10 har prosessert de mikroseismiske dataene ved å anvende dataanalyseprogrammet 130 og/eller de tomografiske analysemidlene 132, hvor slike mikroseismiske data har blitt mottatt ved prosessoren 126 via kommunikasjonsgrensesnittet 124, kan prosessoren 126 generere og gi ut en grafisk kartlegging av de detekterte hyposenterne 98 og bestemte strømveier 102, vist i figur 9B. Den utlastede kartleggingen vist i figur 9B kan være fremvist for brukeren på fremvisningsanordningen 138 og/eller være skrevet ut på en printer 140 eller plottet ved å anvende en plotteanordning.

Ved å anvende datamaskinen 122 som implementerer systemet 10 og fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen, blir estimater av mikroseismiske kilde eller hyposenterlokasjon 98, som vist i figur 9B, gjort ved å velge de første ankomsttidene for P-bølge- og S-bølgehendelser, eller første mellomrom fra de registrerte seismogrammene. Hodogramanalyse, slik som vist i figur 10D, tilveiebringer polariseringsretningen for P-bølgene og S-bølgene, og hastigheten på bergene oppnådd fra andre målinger i området blir anvendt for tomografisk inversjon av de utplukkede forflytningstidene for å oppnå området for kildepunktet for den mikroseismiske hendelsen eller hyposenteret 98.

Hyposenterne 98 fra alle hendelsene som kommer fra reservoaret 14 blir kartlagt spatialt som vist i figur 9B for å danne en klynge med punkter for alle de detekterte mikroseismiske hendelsene. Hendelsene er imidlertid for svake for å bli detektert på individuelle overflatesensorer 18. Registreringer av seismiske spor fra et stort antall overflatemottakere som innbefatter sensorene 18 blir prosessert ved å stakke eller legge til deres seismiske energi over en registreringstidsperiode etter at på rett måte å migrere eller avbilde de registrere amplitudene, som beskrevet i forbindelse med trinn 106 i figur 11. For hver mikroseismiske hendelse blir en høyere energi som er over omgivelsesstøynivået detektert etter stakking og migrering av dataene.

Hyposenterlokasjonen blir beregnet fra en kombinasjon med hendelser som blir detektert i borehullsensorene 20 og i overflatenettverket med overflatesensorer 18. Størrelsesordenen på den mikroseismiske hendelsen bestemmer den relative amplituden for de seismiske dataene. Stakking eller summering av amplitudeverdien kan representere den kumulative energien fra flere seismiske hendelser. Et 3D-volum med kumulativ energi over en periode med registrert tid blir oppnådd som er integrert med fordelingen av hyposenterklynger oppnådd fra registreringen fra borehullsensoren. Mikrojordskjelvene av mindre størrelsesorden som blir trigget av fluidbevegelse er i større antall og er mest viktig for å overvåke reservoarendringer på grunn av injeksjons- og produksjonsaktiviteter. Hendelser blir registrert samtidig ved alle sensorene i anskaffelsessystemet med en kilde-til-mottaker-forsinkelse fra starttidspunktet for hver hendelse.

For å kunne oppnå optimal kobling og et høyt signal/støyforhold blir overflatesensorene 18 begravd tilnærmet 3 m under jordoverflaten og innkapslet i bentonitt-og sementstøp. Borehullsensorene 20 er enten sementert eller festet på plass ved egnete intervaller i brønnen 12. Siden disse mikroseismiske vibrasjonene er ekstremt svake, er fysisk kobling av sensorene 18, 20 for å danne nøyaktigheten på geofonene 28 som svar på 3-komponentbakkepartikkelbevegelse kritisk.

I utøvelsen av oppfinnelsen er et høyoppløselig mikroseismisk nettverk konstruert, som anvender sensorene 18, 20 spatialt fordelt på bakkeoverflaten 22 og i borehullet II ved ulike nivå i en overvåkningsbrønn 84, som kan være en dedikert brønn for å overvåke og/eller kan være en produksjonsbrønn 12. Treaksete eller 3-komponents-geofoner 28 i stand til å måle artefaktfrie responser over et frekvensområde på 10Hz til 500Hz blir anvendt. Dette sikrer detekteringen av mikroseismiske bølger med partikkelbevegelse i alle orienteringer. Sensorene 18, 20 detekterer mikroseismiske kildehendelser 44 som genererer mikroseismiske emisjoner 55 som stråler ut fra den bergbruddaktige overflaten 16 og kommer innenfra reservoaret 14.

Fluidbevegelser på grunn av produksjons- og injeksjonsoperasjoner induserer mikroseismiske hendelser som skyldes elastisk svikt av reservoarbergmatrisen. Bergsvikten er på grunn av skjærspenningsfrigjøring langs svake soner i reservoaret. Slike svake soner er rikelig til stede i en uensartet karbonatreservoarbergmatrise slik som kalkstein og dolomitt. Spenningsfrigjøringen er på grunn av forstyrrelser forårsaket av reservoarfluidproduksjon og injeksjonsoperasjoner.

Injeksjonsoperasjoner genererer en økning i reservoarporetrykk som øker skjærspenningen og påvirker stabiliteten langs de svake planene i reservoarberg slik som skjøter, glideflater, svikt og brudd. Tilsvarende danner reservoarproduksjonsoperasjon eller fluiduthenting en poretrykkfall som påvirker stabiliteten langs de svake sonene.

Den foreliggende oppfinnelsen definerer en teknikk for å kartlegge de foretrukne fluidbevegelsesretningene i reservoaret 14. Denne informasjonen mellom brønn-lokasjonene kan ikke enkelt måles i den kjente teknikken. Resultatene fra den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer orienteringen og fordelingen av foretrukne fluidveier 102 slik som brudd vist i figur 9B. Slike tredimensjonale fluidveier kan bedre reservoardriften og optimere effektiviteten for fluidinjisering og produksjonsoperasjoner.

Antallet seismiske flerkomponentsensorer 18, 20 blir satt ut i et nettverksrutenett-mønster og er permanent sementert like under jordoverflaten, som vist i figur 1. Samtidig blir rekker med seismiske flerkomponentborehullsensorer 20 plassert ved flere nivå i et vertikalt borehull 11. Borehullsensorene 20 i borehullet er også sementert eller festet på stedet for å sikre god kobling med formasjonslagene, som vist i figur 3, 3A og 3B. Kombinasjonen med overflatesensorer 18 og borehullsensorer 20 danner det totale nettverket for mikroseismisk detektering. Sensorene 18, 20 detekterer kontinuerlig mikroseismiske emisjoner 55 som er generert fra mikroseismiske kildehendelser 44, som kommer fra hydrokarbonreservoaret 14 under produksjonslivsløpet og boreoperasjoner for hydrokarbonreservoaret, som vist i figur 5. Sensorene 18, 20 er tilkoblet et antall fjerne overføringslinjer, som koblings-punktet 38 og til en digitaliseringsanordning og/eller en analog-digital omformer 68. Hver sensorutgang blir registrert på en individuell kanal i en flerkanals registreringsanordning, som vist i figur 6-7. De registrerte datasporene blir prosessert, som beskrevet heri.

Mikroseismiske analyseteknikker, som er velkjent innen industrien, er tilpasset for å integrere de høyoppløselige målingene ved overflaten 22 med de som blir gjort i borehullet 11 for formålet å bestemme de mikroseismiske hendelsene som stråler ut fra kildelokasjonen. For hver mikroseismiske hendelse er det først nødvendig å bestemme glideretningen eller kildemekanismen før kildeparametrene blir analysert, vist i figur 10A-1 OD.

De første ankomsttidene for kompresjons- eller P-bølgene og skjær- og S-bølgene fra kilden, målt ved sensorene 18, 20 og den seismiske bølgehastighetsmodellen fra kilden til sensorene 18, 20 for P-bølger og S-bølger, blir anvendt for å finne kildelokasjonene ved å anvende en tomografisk teknikk utført av de tomografiske analysemidlene 132. Differansen mellom ankomsttidene for P-bølger og S-bølger tilveiebringer avstanden mellom kilde- og mottakerlokasjonene. Retningen for den mikroseismiske kilde-til-mottakeren blir konkludert fra partikkelbevegelses-hodogrammene for P-bølger. Frekvensspekteret for de registrerte mikroseismiske signalene tilveiebringer et størrelsesmål for skjærglidningssonen i reservoaret 14, som vist i figur 10A-1 OD.

Et felteksperiment blir utført over et produserende oljefelt i Saudi Arabia for å fastsette gjennomførbarheten for å overvåke mikroseismisk aktivitet knyttet til lag i reservoaret under overflaten ved dyp. To grunne brønner ble boret for formålet og ble instrumentert med 3-komponents borehullsensorer 20. Tilsvarende sensorer 18 ble også satt ut i et spatialt mønster på bakkeoverflaten 22. Samtidige observasjoner over omgivelsesskjelvinger på bakkeoverflaten 22 og ved ulike nivå i de to bore- hullene 11 ble gjort ved testlokasjonen over flere dager. Ved å anvende en hastighetsmodell utviklet fra målingene ved ulike brønner boret tidligere på lokasjonen og laboratorieanalyse over geomekaniske egenskaper ved bergkjerne-prøver, ble de mikroseismiske emisjonene 55 som kommer fra reservoaret estimert. Disse dataene ble sammenlignet med observerte skjelv ved sensornettverket 18, 20.

Analysen av resultatene fra eksperimentet indikerer at de observerte omgivelses-støynivåene i pilottestområdet i Saudi Arabia er tilstrekkelig lavt. Dette resultatet indikerer også at et mikroseismisk nettverk omfattende overflatesensorer 18 og borehullsensorer 20 er i stand til å detektere mikroseismiske hendelser med ekstremt lav styrke, med lokal størrelsesorden M|_<-2 fra reservoarnivåene. Resultatene indikerer også at dempning av registrerte mikroseismiske aktiviteter er svært lav, som indikerer en høy Q-faktor. Den lave dempningen bedrer utsiktene for å detektere små mikroseismiske hendelser 44 over lange kilde-til-mottaker forflytningsstrekninger. Dette gjør studieområdet i Saudi Arabia til en ideell lokasjon for det mikroseismiske eksperimentet.

For å kunne oppnå fordelene med trekkene i den foreliggende oppfinnelsen er et totalt nettverk med et stort antall 3-komponents overflatesensorer 18 på en spatial måte, slik som vist i figur 4, og borehullsensorer 20 i en vertikal rekke installert, som vist i figur 1. Disse er permanent sementert på plass for maksimum kobling med jordformasjonene. Lokasjonen for hver sensor 18, 20 i 3D-rom blir undersøkt og sensorene 18, 20 er presist orientert. Alle horisontale sensorer er orientert i en felles retning. Alle sensorene 18, 20 er tilkoblet en elektronisk forsterker 66 og en analog/ digital omformer 68 eller til en digitaliseringsanordning. Denne konverterer de detekterte analoge vibrasjonene eller seismiske emisjonene 55 til digitale verdier som blir registrert av en flerkanals dataanskaffelsesenhet 70 eller ved registreringssystemet. Hver sensor 18, 20 blir registrert i en spesifikk kanal for den flerkanals dataanskaffelsesenheten 70 vist i figur 5.

De registrerte dataene blir sendt i sanntid via en dedikert "WIFI" trådløs kommunikasjonsanordning 61. Den kontinuerlige dataanskaffelsesenheten er

tilkoblet en GPS-mottaker og klokke 72, som tidsstempler mikroseismiske hendelser 44 detektert av hver sensor 18, 20 vist i figur 5 med standard tid slik som Greenwich Mean Time (GMT) oppnådd fra GPS-satellitter. De første ankomsttidene for P-bølge og S-bølge blir bestemt fra dataregistreringene under dataprosessering.

De registrerte dataene blir analysert for hodogrammene for å beregne asimuten og fallet for de seismiske bølgene som ankommer ved sensorene 18, 20. Hodogrammene blir anvendt for å beregne det mikroseismiske hendelses-kildepunktet eller hyposenterlokasjonen 98 ved å konvertere tiden til dybde ved å anvende en hastighetsmodell for området som blir utledet fra brønnmålingene i nærheten. Signalets spektralfrekvens blir anvendt for å estimere radiusen for bergbrudden og polaritetshodogrammet og relative amplituder for de seismiske signalkomponentene som indikerer orienteringen for den elastiske deformasjons-overflaten, vist i figur 10A-10D.

Beregningen av lokasjon for mikroseismiske kilder blir utført ved kjente teknikker, slik som kjent og kommersielt tilgjengelig dataprogramvare for slik analyse. Lokasjonen i (x, y, z) koordinater for hver mikroseismiske hendelse 44, som blir detektert av overflatesensorene 18 og borehullsensorene 20, blir utledet, og dens hendelses-tidspunkt To blir oppnådd fra GPS-tidsstemplingen fra registreringssystemet. Antallet sensorer 18, 20 i et høydensitetsnettverk tilveieringer redundansen i de registrerte dataene og bedrer nøyaktigheten i kildelokasjonen for de detekterte hendelsene.

Systemet 10 og fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen innbefatter et nettverk med et stort antall mikroseismiske høydensitetssensorer 18, 20 som er installert på overflaten 22 og ved ulike nivå i borehullet 11. Sensornettverket 18, 20 blir kalibrert ved å stimulere reservoaret og derfor induserer mikroseismiske hendelser som vist i figur 2. Dette blir gjort ved å utføre injektorpulstester som utgjør start og stopp av vanninjeksjon i nærliggende injeksjonsbrønner ved forhåndsdefinerte intervaller vist i figur 8. Eksplosive ladninger kan også bli detonert i en nærliggende brønn ved forhåndsdefinerte dybdenivå i reservoaret 14. De påfølgende sjokkbølgene blir detektert i overflatesensorene 18 og borehullsensorene 20 som seismiske hendelser med en forsinkelsestid som tilsvarer avstanden for hver respektive sensor 18, 20 fra kildelokasjonen.

Idet injisert vann forflytter oljen som blir ekstrahert blir de svake sonene i reservoarberg, slik som skjøter og brudd, forstyrret, og en lokal mikroseismisk hendelse 44 blir generert i reservoarvolumet, som vist i figur 2. Reservoarvolumet er idealisert å omfatte et stort antall små terninger av samme størrelse, hvor terningene representerer reservoarmatrisen. Disse terningene eller rutenettblokkene i denne cellulære modellen omfatter enten en skjærglidning med følgende mikroseismisk aktivitet eller har ingen aktivitet. Når tilgrensende rutenettblokker omfatter mikro seismiske hendelser 44 som genererer mikroseismiske emisjoner 55 som kommer innenfra, er slike mikroseismiske hendelser trolig på grunn av et system med brudd som har blitt midlertidig eller permanent forflyttet av fluidstrømmen fra vanninjeksjon eller oljeproduksjon. Disse cellene med mikroseismiske aktiviteter vil derfor være sammenkoblet med hydraulisk strøm og vil utgjøre fluidstrømveier 102 langs disse foretrukne retningene, slik som brudd vist i figur 9B. Rutenettblokker som ikke har mikroseismisk aktivitet er reservoarsoner med ingen foretrukket fluidstrømretninger eller isotropisk strøm vist i figur 1.

Ved kontinuerlig å utspørre alle cellene i reservoarvolumet etter registrerte mikroseismiske aktiviteter i sensorene 18, 20, utsatt i borehullet 11 og de som er spatialt utsatt på jordoverflaten 22, kan et estimat over strømanistropien og permeabilitet gjøres empirisk. Nettverket med mikroseismiske hendelser danner et konduktivitetsnettverk som kan fungere som input for reservoarsimulering for å kunne beregne fluidstrøm gjennom et slikt nettverk.

De mikroseismiske emisjonene fra reservoaret 14 blir kalibrert ved å korrelere med indusert aktivitet i reservoaret 14. Hyppigheten på fluidinjeksjon og produksjon i reservoaret 14 blir variert og "pulsert" ved brønnlokasjonene og deres effekter ved detektering og registrering av små jordskjelv i overvåkningsbrønn 84, og overflatesensorene 18 blir overvåket som vist i figur 2. Skjelvene som blir detektert over omgivelsesstøyterskelen på grunn av slik kontrollert pulsering av reservoar tilveiebringer en korrelasjon med reservoartrykket og flythastigheten. De prosesserte mikroseismiske attributtene må også være korrelert med den spatiale fordelingen av overflatesensorer 18 og de vertikalt orienterte borehullsensorene 20 i overvåknings-brønnen 84.

Prosesseringen av det mikroseismiske systemet 10 omfatter signalbehandling av registrerte seismogrammer innsamlet fra overflaten 22 og borehullsensorene 20, og å integrere resultatene for det totale systemet. Overflatedataene blir summert over tidsvinduer, den registrerte seismiske energien i dataene blir migrert ved å anvende en hastighetsmodell i studieområdet og episenterlokasjoner for mikroseismiske hendelser og deres registrerte forekomsttidspunkt blir korrigert. Disse episentrene for mikroseismiske hendelser er tilknyttet hyposentrene 98 for hendelser utledet fra prosessering av de mikroseismiske registreringene i borehullsensorene 20. De tidssynkrone hendelsene for hyposentrene 98 lokalisert i reservoardybderfor de to sensorsystemene med overflatesensorer 18 og borehullsensorer 20 blir tilpasset for tolkning av skjærglidning i de svake sonene i reservoarberg. Denne skjærglidningen er på grunn av forstyrrelser av reservoarfluider ved injeksjon og produksjonsoperasjoner. Derfor blir en kartlegging av slik skjærglidning og brudd som fungerer som fluidveier 102, slik som vist i figur 9B, generert og gitt ut til brukeren av det omtalte systemet 10 og fremgangsmåten.

Claims (18)

1. System for å overvåke fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar (14) av en type hvor injisert vann erstatter utvunnet olje, og som dermed genererer passive mikroseismiske hendelser (55), der reservoaret omfatter minst ett borehull (11) forbundet med reservoaret (14),karakterisert vedat systemet omfatter: en første sensorgruppe omfattende et antall 3-komponent seismiske sensorer (18) fysisk festet i grunnen innenfor et sensorområde som omgir borehullet (11), en andre sensorgruppe omfattende et antall 3-komponent seismiske sensorer (20) installert permanent ved ulike nivåer i brønnborehullet (11), og en datamaskin (62) koblet til hver av de seismiske sensorene (18,20) innrettet til å motta signaler registrert av de seismiske sensorene (18,20), der datamaskinen (62) er innrettet til å anvende et forhåndsbestemt dataanalyseprogram på signalene som representerer mikroseismiske data korresponderende kun til passive mikroseismiske hendelser (55) grunnet produksjonsaktiviteter, for å bestemme og gi ut en kartlegging av bruddflater som definerer veier for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret (14), og størrelsen på sensorområdet, og antallet sensorer som rommes i sensorområdet, sammen med antallet og avstanden til sensorene i den andre sensorgruppen, er tilstrekkelig til å frembringe meningsfulle, passive mikroseismiske data til nevnte datamaskin (62).

2. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den første gruppen utgjøres av minst omtrent femti seismiske sensorer (18) nedgravd under grunnflaten.

3. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den andre gruppen omfatter en første flerhet av 3-komponent seismiske sensorer (20) plassert i reservoaret og en andre flerhet av 3-komponent seismiske sensorer (20) plassert over reservoaret.

4. System i samsvar med krav 2,karakterisert vedat den andre vertikale gruppen omfatter en flerhet av seismiske sensorer plassert i reservoaret og en andre flerhet av seismiske sensorer plassert over reservoaret.

5. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedvidere å omfatte et klokketidsmålesystem med høypresisjons, globalt posisjoneringssystem (GPS), hvori datamaskinen (62) er innrettet til å benytte tidsmålingssystemet for å lagre signaler fra de seismiske sensorene som er registrert samtidig av de seismiske sensorene.

6. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat datamaskinen (62) er innrettet til å behandle de mikroseismiske dataene for å bestemme lokasjonene til kildene av mikroskjelvene forbundet med de registrerte mikroseismiske hendelsene.

7. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat datamaskinen (62) er innrettet til å sammenligne de registrerte veiene for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret med forhåndsbestemte, beregnede modeller av veiene.

8. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat datamaskinen (62) er innrettet til å utføre mikroseismisk hendelsesdetektering av trykk P-bølger og skjær S-bølger, å bestemme en forsinkelsestid for den første ankomsten av P-bølgene og S-bølgene, og å bestemme en polarisering av P-bølgene og S-bølgene for å bestemme den tilhørende asimutretningen.

9. System i samsvar med krav 8,karakterisert vedat datamaskinen (62) omfatter programvare for å generere tomogrammer ved å anvende hastigheten for P-bølgene og S-bølgene for å bestemme området for P-bølgene og S-bølgene og for å avbilde de følgende kildelokasjonene for alle detekterte mikroseismiske hendelser.

10. System i samsvar med krav 9,karakterisert vedat datamaskinen (62) er innrettet til å kartlegge fluidveiene for reservoarflytanistropi over reservoarproduksjonstid fra bildene av kildelokasjonene.

11. Fremgangsmåte for å overvåke fluidveier i et produserende hydrokarbonreservoar (14) av en type hvor injisert vann erstatter utvunnet olje, og som dermed genererer passive mikroseismiske hendelser (55),karakterisertv e d at fremgangsmåten omfatter trinnene: frembringelse av et antall 3-komponent seismiske sensorer (18) festet i grunnen, i en første gruppe, innenfor et sensorområde som omgir et borehull (11) forbundet med reservoaret (14), frembringelse av et antall 3-komponent seismiske sensorer (20) installert permanent ved ulike nivåer i brønnborehulle (11 )t, i en andre vertikal gruppe, registrering av utsendte signaler utsendt av mikroseismiske hendelser ved bruk av de seismiske sensorene (18,20), generering av mikroseismiske data korresponderende kun til passive mikroseismiske hendelser (55), behandling av de passive mikroseismiske data ved bruk av en datamaskin (62) som anvender et forhåndsbestemt dataanalyseprogram, bestemme en kartlegging av bruddflater som definerer veier for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret (14), og å gi ut kartleggingen gjennom en utgangsanordning (136), hvori størrelsen på sensorområdet, og antallet sensorer som rommes i sensorområdet, sammen med antallet og avstanden til sensorene i den andre sensorgruppen, er tilstrekkelig til å frembringe meningsfulle, passive mikroseismiske data til nevnte datamaskin (62).

12. Fremgangsmåte i samsvar med krav 11,karakterisert vedat den første gruppen utgjøres av minst omtrent femti seismiske sensorer (18) nedgravd under grunnflaten.

13. Fremgangsmåte i samsvar med krav 11,karakterisert vedat den andre gruppen omfatter en første flerhet av 3-komponent seismiske sensorer (20) som plasseres i reservoaret og en andre flerhet av 3-komponent seismiske sensorer (20) som plasseres over reservoaret.

14. Fremgangsmåte i samsvar med krav 11,karakterisert vedat trinnet med registrering omfatter generering av passive mikroseismiske data registrert samtidig av de seismiske sensorene ved bruk av et klokketidsmålesystem med høypresisjons, globalt posisjoneringssystem (GPS).

15. Fremgangsmåte i samsvar med krav 11,karakterisert vedvidere å omfatte trinnet med behandling av de mikroseismiske dataene for å bestemme lokasjonene til kildene av mikroskjelvene forbundet med de registrerte mikroseismiske hendelsene.

16. Fremgangsmåte i samsvar med krav 11,karakterisert vedvidere å omfatte trinnet med å sammenligne de registrerte veiene for foretrukket fluidbevegelse i reservoaret med forhåndsbestemte, beregnede modeller av veiene.

17. Fremgangsmåte i samsvar med krav 11,karakterisert vedvidere å omfatte trinnet med å utføre mikroseismisk hendelsesdetektering av trykk P-bølger og skjær S-bølger, å bestemme en forsinkelsestid for den første ankomsten av P-bølgene og S-bølgene, og å bestemme en polarisering av P-bølgene og S-bølgene for å bestemme den tilhørende asimutretningen.

18. Fremgangsmåte i samsvar med krav 17,karakterisert vedvidere å omfatte trinnene: å utføre tomografisk analyse for å generere tomogrammer ved å anvende hastigheten for P-bølgene og S-bølgene, å bestemme området for P-bølgene og S-bølgene, og å avbilde de følgende kildelokasjonene for alle registrerte mikroseismiske hendelser.