RU2309434C1 - Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission - Google Patents
Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission Download PDFInfo
- Publication number
- RU2309434C1 RU2309434C1 RU2006121875/28A RU2006121875A RU2309434C1 RU 2309434 C1 RU2309434 C1 RU 2309434C1 RU 2006121875/28 A RU2006121875/28 A RU 2006121875/28A RU 2006121875 A RU2006121875 A RU 2006121875A RU 2309434 C1 RU2309434 C1 RU 2309434C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- zones
- development
- wells
- registration
- Prior art date
Links
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 для контроля и управления разработкой нефтяных залежей.The invention relates to the field of seismic research and can be used in the oil industry, namely for monitoring and managing the development of oil deposits.
В известном способе поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи [1] осуществляют регистрацию информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц с использованием приемников сейсмических колебаний, расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга одновременно по всем измеряемым компонентам, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала относительно участка, заведомо не содержащего залежи. Рассматриваются различные варианты способа с использованием в качестве информационного сигнала микросейсмического шума Земли и дополнительно проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне от 2 до 5 Гц, осуществляют регистрацию информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц как до, так и во время генерирования сейсмических колебаний, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.In the known method for searching for hydrocarbons (options), monitoring the operation of a hydrocarbon deposit [1], an information signal is recorded at frequencies from 2 to 5 Hz using seismic oscillation receivers located at a distance of no more than 500 m from each other simultaneously for all measured components, and the presence of a deposit is judged by the appearance of a spectral anomaly of the information signal relative to the area that obviously does not contain the deposit. Various variants of the method are considered using the Earth’s microseismic noise as an information signal and additionally generate seismic vibrations by a seismic vibrator in the range from 2 to 5 Hz, register the information signal at frequencies from 2 to 5 Hz both before and during the generation of seismic vibrations, and the presence of deposits is judged by the appearance of a spectral anomaly of the information signal at frequencies from 2 to 5 Hz on at least one of the components when recording a signal during generation oscillations compared with the information signal measured before generation.
Недостатками способа является невозможность определения по нему непосредственно местоположения (координат) источников микросейсмического шума (микросейсмической эмиссии), что важно для контроля процесса разработки залежи углеводородов, а также необходимость использования в третьем варианте способа низкочастотного сейсмовибратора, что усложняет проведение работ в условиях Сибири.The disadvantages of the method are the inability to directly determine the location (coordinates) of microseismic noise sources (microseismic emission), which is important for monitoring the process of developing hydrocarbon deposits, as well as the need to use a low-frequency seismic vibrator in the third version of the method, which complicates the work in Siberia.
Известен также способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений [2], включающий регистрацию сейсмического фона в диапазоне частот 1-20 Гц на дневной поверхности над месторождением углеводородов и на бесперспективном участке и о наличии месторождения судят по сдвигу в сторону низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрированного на исследуемой площади, по сравнению с максимумом частотного спектра, полученного на бесперспективной площади. Способ используется для поиска месторождений углеводородов.There is also a known method of seismic exploration when searching for oil and gas fields [2], which includes registering a seismic background in the frequency range 1-20 Hz on the surface above the hydrocarbon field and in the unpromising section and the presence of the field is judged by the shift towards low frequencies of the maximum frequency spectrum of the seismic signal, recorded in the study area, compared with the maximum frequency spectrum obtained in the hopeless area. The method is used to search for hydrocarbon deposits.
Недостатком способа является представление сигнала в спектральном виде и невозможность определения по нему непосредственно местоположения (координат) источников микросейсмической эмиссии, что важно для контроля процесса разработки залежи.The disadvantage of this method is the representation of the signal in spectral form and the inability to determine directly on it the location (coordinates) of the sources of microseismic emission, which is important for monitoring the process of developing deposits.
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, 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 simultaneously recorded 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 the presence of 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, they solve the inverse wave problem of the propagation of acoustic radiation from a cylindrically symmetric source, determine the depth of the reservoir productive to hydrocarbons. 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 только местоположение источника информационного сигнала, а не зона микросейсмической активности, что обусловлено спектральным представлением сигналов. Реально это будет пространственная область источников микросейсмической эмиссии, причем их местоположение может меняться в области продуктивного нефтяного пласта в процессе разработки месторождения. Для контроля разработки залежей углеводородов необходимо осуществлять периодическую регистрацию микросейсмической эмиссии, определять координаты ее источников и контролировать изменение положения зон микросейсмической эмиссии в процессе разработки месторождения.A significant disadvantage of this method is that only the location of the source of the information signal is determined, and not the microseismic activity zone, which is due to the spectral representation of the signals. In reality, this will be the spatial region of microseismic emission sources, and their location may change in the area of the productive oil reservoir during the development of the field. To control the development of hydrocarbon deposits, it is necessary to periodically register microseismic emission, determine the coordinates of its sources and control the change in the position of microseismic emission zones in the process of field development.
Техническим результатом настоящего изобретения является способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии путем периодического определения местоположения зон микросейсмической эмиссии посредством регистрации сейсмических сигналов с помощью скважинных снарядов, установленных в область забоя одной или нескольких скважин, и одновременно на дневной поверхности с помощью сейсмической антенны (группы сейсмических приемников, расставленных с базой не более 100 м между ними), установленной над забоем указанных скважин и специализированной обработки полученных регистрационных записей с целью выделения пространственных зон микросейсмической активности, изменяющихся по интенсивности при техногенных воздействиях в процессе разработки месторождений углеводородов (откачка флюида, закачка воды или пара) для обеспечения оптимизации разработки залежи.The technical result of the present invention is a method for monitoring the development of hydrocarbon deposits by microseismic emission by periodically determining the location of microseismic emission zones by recording seismic signals using borehole shells installed in the bottom face of one or more wells, and simultaneously on the surface using a seismic antenna (seismic group receivers placed with a base of not more than 100 m between them) installed above the face indicated wells and specialized processing the received records to isolate microseismic activity spatial zones varying in intensity at anthropogenic effects in the development of hydrocarbon deposits (pumping fluid, pumping water or steam) for optimizing reservoir development.
Методика обработки и анализ зон микросейсмической активности позволяют выявить пространственные структуры, изменяющиеся по интенсивности эмиссии и по размеру, оценить корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью добычи/закачки флюида в залежь. Анализ эмиссии позволяет также обнаруживать продвижение фронта воды от нагнетательных скважин, выявлять активность разломов и изменение зон трещиноватости пород пласта залежи.The processing technique and the analysis of microseismic activity zones allow us to identify spatial structures that vary in emission intensity and size, to evaluate the correlation of microseismic activity with the rate of fluid production / injection into the reservoir. The analysis of emissions also makes it possible to detect the advancement of the water front from injection wells, to reveal the activity of faults and the change in the zones of fracturing of the rocks of the reservoir.
Технический результат достигается тем, что в способе контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии аналогично прототипу, заключающемся в том, что осуществляют одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний на дневной поверхности над разрабатываемым месторождением углеводородов с помощью сейсмической антенны (группы сейсмоприемников, установленных друг от друга на удалениях не более 100 м) и цифровой регистрирующей аппаратуры, причем регистрацию производят по трем компонентам периодически в течение длительного времени, согласно изобретению регистрацию кроме сейсмической антенны на поверхности осуществляют также в забое одной или нескольких скважин, расположенных в области под сейсмической антенной, скважинным снарядом с трехкомпонентными сейсмическими датчиками, обработку сейсмических сигналов производят в каждый дискретный момент времени. Вычисляют координаты источников сейсмических колебаний для всех пар точек наблюдения, при этом из каждой пары в одной точке на дневной поверхности, а в другой точке в скважине, с помощью метода решения обратной кинематической задачи с учетом величин функций взаимной корреляции всех пар точек наблюдения на дневной поверхности и в скважине и скоростей распространения сейсмических волн. Выбирают из множества решений (координат источников) по всем записям и времени регистрации, решения с минимальной невязкой. Качество решений оценивают по фокусировке их при уменьшении невязки, выделяют по множеству решений пространственные зоны микросейсмической активности, изменяющиеся по интенсивности при техногенных воздействиях в процессе разработки месторождений углеводородов (откачки флюида, закачки воды), где за счет изменения напряженного состояния происходят деформации, вызывающие излучение сейсмических волн из области залежи, анализируют выделенные зоны микросейсмической активности, выявляют в них пространственные структуры, изменяющиеся по интенсивности и размеру, оценивают корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью добычи/закачки флюида в залежь, оценивают изменение каналов фильтрации и продвижение фронта воды от нагнетательных скважин, выявляют области разломов и зоны трещиноватости и обеспечивают контроль поведения залежи с целью оптимизации ее разработки.The technical result is achieved by the fact that in the method for controlling the development of hydrocarbon deposits by microseismic emission, it is similar to the prototype, which consists in the simultaneous simultaneous registration of seismic vibrations on the day surface above the hydrocarbon field being developed using a seismic antenna (a group of geophones installed at remote locations no more than 100 m) and digital recording equipment, and registration is carried out on three components periodically in those ix long time, according to the invention except for registration seismic antenna carried on the surface also at the bottom of one or more wells disposed in an area below the seismic antenna projectile with downhole three-component seismic sensors, processing the seismic signals produced in each discrete time point. The coordinates of the sources of seismic vibrations are calculated for all pairs of observation points, while from each pair at one point on the day surface and at another point in the well, 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 on the day surface and in the well and seismic wave propagation velocities. Choose from a variety of solutions (source coordinates) for all records and registration time, solutions with a minimum discrepancy. The quality of the solutions is evaluated by focusing them with a decrease in the residual, spatial zones of microseismic activity, which vary in intensity during anthropogenic impacts during the development of hydrocarbon deposits (pumping out fluid, water injection), are distinguished by a variety of solutions, where deformations occur, causing seismic radiation waves from the field of deposits, analyze the selected zones of microseismic activity, identify spatial structures in them, changing in intensity and size, assess the correlation of microseismic activity with the intensity of fluid production / injection into the reservoir, evaluate the change in the filtration channels and the advancement of the water front from injection wells, identify fault zones and fracture zones and provide control of reservoir behavior in order to optimize its development.
Предлагаемый способ отличается тем, что использование сейсмических методов, регистрирующей аппаратуры и специальных методов обработки позволяют определить с высокой точностью местоположение зон сейсмической эмиссии, возникающих под влиянием различных техногенных воздействий на залежь в процессе ее разработки (откачка флюида или закачка воды), за счет изменения напряженного состояния пласта происходят деформации, вызывающие излучение сейсмических волн, что в свою очередь позволяет определить пространственные структуры или зоны микросейсмической активности, характеризующие изменение физико-механических характеристик пласта (изменение пластового давления, флюидопотоков, зон трещиноватости пород и т.п.), и, следовательно, определить области изменения напряженного состояния залежи углеводородов.The proposed method is characterized 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 arising under the influence of various technogenic influences on the reservoir during its development (pumping out fluid or pumping water), due to a change in the stress formation conditions, deformations occur that cause the emission of seismic waves, which in turn allows one to determine spatial structures or zones of mic roseismic activity, characterizing the change in the physicomechanical characteristics of the formation (changes in reservoir pressure, fluid flows, fractured zones of rocks, etc.), and, therefore, to determine the areas of change in the stress state of the hydrocarbon deposits.
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 [4]. Основными техногенными воздействиями на залежь в процессе разработки являются откачка флюида, закачка воды или пара и т.п. Под действием внешних факторов в процессе разработки месторождения изменяется напряженное состояние пласта и вмещающих горных пород, в результате возникают деформации, сопровождающиеся излучением сейсмических волн, то есть наблюдается микросейсмическая эмиссия в области изменения напряженного состояния пород.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 resulting from anthropogenic impact, as a response of the medium, is called induced seismic-acoustic activity [4]. The main technological impacts on the reservoir during the development process are pumping out fluid, injecting water or steam, etc. Under the influence of external factors during the development of the field, the stress state of the formation and the host rocks changes, as a result of which deformations are accompanied by the emission of seismic waves, that is, microseismic emission is observed in the field of changes in the stress state of the rocks.
Периодическая синхронная регистрация сейсмоакустической эмиссии в области забоя одной или двух скважин и на дневной поверхности над залежью с помощью сейсмической антенны (группы сейсмоприемников), расположенной над областью забоя указанных скважин и специализированной регистрирующей аппаратуры, позволяет, применяя специальные методы обработки регистрационных записей, выделять пространственные зоны микросейсмической активности, анализировать выделенные зоны и их изменение по интенсивности в процессе разработки месторождения, оценивать корреляцию микросейсмической активности с интенсивностью добычи/закачки флюида в залежь, оценивать изменение каналов фильтрации, продвижение фронта воды от нагнетательных скважин, выявлять области разломов, зоны трещиноватости и т.п. Таким образом, периодический контроль за интенсивностью и пространственным положением зон микросейсмической активности в процессе разработки месторождения позволяет обеспечить контроль поведения залежи с целью оптимизации ее разработки.Periodic synchronous registration of seismic-acoustic emission in the bottom hole of one or two wells and on the day surface above the reservoir using a seismic antenna (group of seismic receivers) located above the bottom hole of these wells and specialized recording equipment allows, using special methods of processing recordings, to distinguish spatial zones microseismic activity, analyze the selected zones and their change in intensity during the development of the field, est to compare the correlation of microseismic activity with the rate of fluid production / injection into the reservoir, evaluate the change in the filtration channels, the advancement of the water front from injection wells, identify fault areas, fracture zones, etc. Thus, periodic monitoring of the intensity and spatial position of microseismic activity zones in the process of field development allows to control the behavior of the reservoir in order to optimize its development.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В забой одной или нескольких скважин устанавливают скважинные снаряды с сейсмическими трехкомпонентными датчиками, а на дневной поверхности, в области над забоем указанных скважин, сейсмическую антенну (группу одно- и трехкомпонентных сейсмоприемников, с расстоянием между ними не более 100 м) с регистраторами типа Reftek. Часть приемников сейсмической антенны устанавливают в мелкие скважины на глубину до 10 м. Регистрацию в одной или нескольких скважинах осуществляют в связи с тем, что уровень сигнала микросейсмической эмиссии, регистрируемого на поверхности, существенно ниже уровня шумов на дневной поверхности, где установлена сейсмическая антенна.Downhole shells with seismic three-component sensors are installed in the bottom of one or several wells, and on the day surface, in the area above the bottom of the indicated wells, a seismic antenna (a group of one and three-component seismic receivers, with a distance of no more than 100 m between them) with Reftek-type recorders. Some seismic antenna receivers are installed in shallow wells to a depth of 10 m. Registration in one or several wells is carried out due to the fact that the signal level of microseismic emission detected on the surface is significantly lower than the noise level on the day surface where the seismic antenna is installed.
Регистрация на поверхности и в скважинах осуществляется с точной привязкой местоположения каждого датчика с помощью GPS, синхронно всеми датчиками и с точной привязкой по времени процесса регистрации микросейсмических колебаний на поверхности и в скважинах. Регистрация производится при контроле разработки нефтяного месторождения в процессе отбора флюида, закачивания в пласт воды и законтурного обводнения периодически в процессе разработки месторождения. Периодичность наблюдений при контроле разработки месторождения определяется скоростью изменения физико-механических характеристик нефтяного пласта и других параметров добычи. При этом, чем быстрее происходит изменение физико-механических свойств залежи (изменение пористости, флюидосодержания, изменение зон трещиноватости), тем чаще необходимо производить регистрацию микросейсмической эмиссии в скважинах и на дневной поверхности над месторождением.Registration on the surface and in the wells is carried out with the exact location of each sensor using GPS, synchronously by all sensors and with the exact time reference of the process of recording microseismic vibrations on the surface and in the wells. Registration is carried out under the control of the development of the oil field during the selection of fluid, injection into the reservoir and water flooding periodically during the development of the field. The frequency of observations in monitoring field development is determined by the rate of change in the physicomechanical characteristics of the oil reservoir and other production parameters. At the same time, the faster the change in the physicomechanical properties of the reservoir occurs (change in porosity, fluid content, change in fracture zones), the more often it is necessary to record microseismic emission in wells and on the surface above the field.
Поэтому для осуществления контроля процесса разработки залежи, наблюдения необходимо проводить периодически в процессе всего периода эксплуатации месторождения. Выявление зон микросейсмической активности позволяет оценить активность нефтепроводящих каналов, скорость изменения пористости (появление зон трещиноватости), флюидосодержания.Therefore, to exercise control over the process of developing the deposit, observations must be carried out periodically during the entire period of operation of the field. The identification of microseismic activity zones makes it possible to evaluate the activity of oil-conducting channels, the rate of change in porosity (the appearance of fracture zones), and fluid content.
Современные методы регистрации позволяют проводить непрерывную синхронную регистрацию микросейсмической активности в скважинах и на поверхности большим количеством каналов в течение продолжительного времени.Modern registration methods allow continuous synchronous registration of microseismic activity in wells and on the surface with a large number of channels for a long time.
Регистрационные записи скважинных датчиков и сейсмической антенны обрабатывают 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 скважины и ее стволу.Records of downhole sensors and a seismic antenna are processed using methods for solving the inverse kinematic problem, which allow determining the coordinates of seismic emission sources in time and placing these sources in a spatial cube, with reference to the bottom of the well and its bore.
В предлагаемом способе решается обратная задача распространения сейсмической волны с целью локации источника сейсмических колебаний и накопления информации в пространстве (координаты события, скорость в среде, напряжения, энергия).The proposed method solves the inverse problem of the propagation of a seismic wave in order to locate the source of seismic oscillations and accumulate information in space (coordinates of the event, velocity in the medium, voltage, energy).
Задача локации источников сейсмических колебаний решается следующим образом.The problem of location of sources of seismic oscillations is solved as follows.
По регистрационным записям сейсмических сигналов определяется время задержки сейсмического сигнала между всеми парами точек наблюдения в скважине и точек сейсмической антенны. Время между парами точек наблюдения определяется как разница времен пробега от источника колебаний с координатами xs, ys, zs к двум точкам наблюдения одной с координатами одного из скважинных снарядов xi, yi, zi и другой с координатами приемников сейсмической антенны на дневной поверхности xj, yj, zj со скоростью распространения сейсмической (продольной или поперечной) волны Vps:From the recording records of seismic signals, the delay time of the seismic signal between all pairs of observation points in the well and points of the seismic antenna 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 of one with the coordinates of one of the borehole shells x i , y i , z i and the other with the coordinates of the receivers of the seismic antenna day surface x j , y j , z j with the propagation velocity of the seismic (longitudinal or transverse) wave V ps :
где ρ(k, l) расстояние между точками k и l.where ρ (k, l) is the distance between points k and l.
При этом для всех пар точек наблюдения (приемников скважинных снарядов и приемников сейсмической антенны) вычисляют взаимно корреляционные функции Сij. На основе полученных времен задержки решается задача определения координатIn this case, for all pairs of observation points (receivers of downhole shells and receivers of a seismic antenna), the cross-correlation functions C ij are calculated. Based on the obtained delay times, the problem of determining the coordinates is solved
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:sources and speeds of seismic waves. 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, то решение считается удовлетворительным. Если используются два скважинных снаряда, то минимизация функционала осуществляется для всех пар точек между двумя скважинными приемниками и датчиками сейсмической антенны на поверхности.The minimization of the functional F (x s , y s , z s , V ps ) is carried out by the method of conjugate gradients taking into account the value of 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. If two borehole shells are used, then the functional minimization is carried out for all pairs of points between two borehole receivers and seismic antenna sensors on the surface.
Зоны микросейсмической активности, полученные в процессе разработки нефтяной залежи, характеризуют процессы, происходящие в пласте по мере извлечения нефти, изменение каналов фильтрации, изменение зон обводнения, образование и изменение в пространстве зон трещиноватости и т.п. Таким образом, предложенный способ путем определения зон микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии) позволяет контролировать процессы, происходящие в нефтяном пласте в процессе разработки месторождения.The microseismic activity zones obtained during the development of the oil reservoir characterize the processes occurring in the reservoir as the oil is extracted, the change in the filtration channels, the change in the flood zones, the formation and change in the space of fracture zones, etc. Thus, the proposed method by determining the zones of microseismic activity (location of sources of seismic emission) allows you to control the processes occurring in the oil reservoir during the development of the field.
Пример.Example.
Способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии был использован для определения зон микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии) на одном из месторождений ХМАО.A method for controlling the development of hydrocarbon deposits by microseismic emission was used to determine microseismic activity zones (locations of seismic emission sources) in one of the Khanty-Mansi Autonomous Area.
На чертеже показаны источники микросейсмической эмиссии, представленные в горизонтальной плоскости, при наблюдении на одном из месторождений ХМАО двумя сейсмическими антеннами, установленными на дневной поверхности, на площади 3х3 км.The drawing shows the sources of microseismic emission, presented in a horizontal plane, when observed at one of the Khanty-Mansi Autonomous Region deposits with two seismic antennas installed on the day surface, over an area of 3x3 km.
На чертеже представлен результат наблюдения за микросейсмической эмиссией двумя сейсмическими антеннами, установленными на дневной поверхности, на площади 3×3 км на одном из месторождений ХМАО. Сейсмические датчики показаны крестиками, точками представлены координаты источников сейсмической эмиссии, определенные по регистрационным записям сейсмических антенн, установленных на дневной поверхности. Антенны располагались в зонах предполагаемых разломов. Юго-западная антенна подтверждает наличие выраженной микросейсмической эмиссии, которая характеризуется чрезвычайно узконаправленной локализацией. Направление поверхности источников микросейсмической эмиссии коррелирует с геологическим представлением о пространственной ориентации каналов фильтрации углеводородов на глубинах свыше 3 км. Время наблюдения источников эмиссии, представленных на чертеже, 6 часов. Число выявленных элементарных событий микросейсмической эмиссии за этот период свыше тысячи. Латеральная точность определения источников эмиссии в данном случае не хуже 50 метров. Использование регистрационных записей датчиков скважинных снарядов и предлагаемых в патенте способов обработки данных позволит существенно повысить точность определения координат источников микросейсмической эмиссии по латерали и глубине.The drawing shows the result of observing microseismic emission by two seismic antennas installed on the day surface, over an area of 3 × 3 km in one of the Khanty-Mansi Autonomous Area. Seismic sensors are shown by crosses, dots represent the coordinates of seismic emission sources, determined from the registration records of seismic antennas installed on the day surface. Antennas were located in areas of alleged faults. The southwestern antenna confirms the presence of pronounced microseismic emission, which is characterized by extremely narrow localization. The direction of the surface of microseismic emission sources correlates with the geological concept of the spatial orientation of hydrocarbon filtration channels at depths of more than 3 km. The observation time of the emission sources presented in the drawing, 6 hours. The number of detected elementary events of microseismic emission over this period is over a thousand. The lateral accuracy of determining emission sources in this case is no worse than 50 meters. The use of registration records of downhole tool sensors and the data processing methods proposed in the patent will significantly increase the accuracy of determining the coordinates of microseismic emission sources in lateral and depth.
Как видно из полученных данных предлагаемый способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии позволяет контролировать зоны микросейсмической активности (местоположения источников сейсмической эмиссии) при разработке залежи углеводородов.As can be seen from the obtained data, the proposed method for controlling the development of hydrocarbon deposits by microseismic emission allows you to control the zone of microseismic activity (location of sources of seismic emission) during the development of hydrocarbon deposits.
ЛитератураLiterature
1. Патент РФ №2251716, Кл. 7 G01V 1/00, опубл. 10.05.2005. Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов.1. RF patent No. 2251716, Cl. 7 G01V 1/00, publ. 05/10/2005. A method of searching for hydrocarbons (options) and a method for determining the depth of productive formations.
2. Патент РФ №2161809, Кл. 7 G01V 1/00, опубл. 10.01.2001. Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи.2. RF patent No. 2161809, Cl. 7 G01V 1/00, publ. 01/10/2001. A method of searching for hydrocarbons (options), monitoring the operation of a hydrocarbon deposit.
3. Патент РФ №2054697, Кл. 6 G01V 1/00, опубл. 20.02.1996. Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений.3. RF patent No. 2054697, Cl. 6 G01V 1/00, publ. 02/20/1996. The method of seismic exploration in the search for oil and gas fields.
4. О.Л.Кузнецов, И.А.Чиркин и др. Экспериментальные исследования. - М.: Государственный научный центр Российской Федерации - ВНИИгеосистем, 2004 (Сейсмоа-кустика пористых и трещиноватых геологических сред: В 3 т. Т.2. С. 104).4. O. L. Kuznetsov, I. A. Chirkin, and others. Experimental studies. - M.: State Scientific Center of the Russian Federation - VNIIgeosystem, 2004 (Seismic bush of porous and fractured geological media: In 3 vols. T.2. P. 104).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006121875/28A RU2309434C1 (en) | 2006-06-19 | 2006-06-19 | Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006121875/28A RU2309434C1 (en) | 2006-06-19 | 2006-06-19 | Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2309434C1 true RU2309434C1 (en) | 2007-10-27 |
Family
ID=38955853
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006121875/28A RU2309434C1 (en) | 2006-06-19 | 2006-06-19 | Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2309434C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456450C2 (en) * | 2010-08-02 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Device for measuring mine rock deformations in well |
| RU2573169C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-01-20 | Юрий Андреевич Романенко | Method of determining depth of microseismic emission zone and position of projection thereof on surface |
| RU2575469C1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-02-20 | Юрий Рафаилович Владов | Method of determining geodynamic activity of inside of producing hydrocarbon deposit |
| RU2753903C1 (en) * | 2020-07-07 | 2021-08-24 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Оренбургский федеральный исследовательский центр УрО РАН (ОФИЦ УрО РАН) | Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin |
-
2006
- 2006-06-19 RU RU2006121875/28A patent/RU2309434C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456450C2 (en) * | 2010-08-02 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Device for measuring mine rock deformations in well |
| RU2575469C1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-02-20 | Юрий Рафаилович Владов | Method of determining geodynamic activity of inside of producing hydrocarbon deposit |
| RU2573169C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-01-20 | Юрий Андреевич Романенко | Method of determining depth of microseismic emission zone and position of projection thereof on surface |
| RU2753903C1 (en) * | 2020-07-07 | 2021-08-24 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Оренбургский федеральный исследовательский центр УрО РАН (ОФИЦ УрО РАН) | Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin |
| RU2782173C1 (en) * | 2021-05-07 | 2022-10-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Оренбургский федеральный исследовательский центр УрО РАН (ОФИЦ УрО РАН) | Method for control of induced seismic activity in areas of development of solid mineral deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9075158B2 (en) | Using a drill bit as a seismic source for SET velocity analysis | |
| Warpinski | Microseismic monitoring: Inside and out | |
| CA2672974C (en) | Method of monitoring microseismic events | |
| Karrenbach et al. | DAS microseismic monitoring and integration with strain measurements in hydraulic fracture profiling | |
| US9347313B2 (en) | Hydraulic fracture monitoring using active seismic sources with receivers in the treatment well | |
| US8427903B2 (en) | Method for monitoring a subsoil zone using a plurality of correlated traces, particularly during simulated fracturing operations | |
| US20100027377A1 (en) | Locating oil or gas actively by exciting a porous oil and gas saturated system to give off its characteristic resonance response, with optional differentiation of oil, gas and water | |
| US20160231444A1 (en) | Tomographic Imaging of Fracture - Fault Permeability Zones During Cementing Operations | |
| US20100238765A1 (en) | Reservoir characterization from multicomponent microseismic data | |
| US20190094397A1 (en) | Surface detection and location of microseismic events and earthquakes without the use of a velocity model | |
| US6684159B2 (en) | Mapping subsurface open fractures in a reservoir using a surface impulse and a downhole vibratory source | |
| US8077546B2 (en) | Method for monitoring a multi-layered system | |
| CA2678289C (en) | Passively locating a porous oil, gas or water saturated system giving off its characteristic resonance response to ambient background noise | |
| RU2251716C1 (en) | Method of prospecting hydrocarbons | |
| CA2961168A1 (en) | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis | |
| 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 | |
| Pettitt et al. | Using continuous microseismic records for hydrofracture diagnostics and mechanics | |
| Li et al. | Wavefield characterization of perforation shot signals in a shale gas reservoir | |
| CA2687389C (en) | Locating and differentiating oil, gas or water by actively exciting a porous oil, gas or water saturated system to give off its characteristic resonance response | |
| RU2169381C1 (en) | Method of seismic prospecting for direct search and study of oil and gas fields by data of conversion, processing and analysis of elastic wave fields in frequency region | |
| RU2255358C1 (en) | Geophysical reconnaissance method for detecting oil-gas productive types of geological cross-section in three-dimensional inter-well space | |
| GB2476788A (en) | Locating fluid saturated zones by applying low frequency excitation and analysing a characteristic resonant response | |
| RU2674524C1 (en) | Method of seismic exploration | |
| RU2490669C1 (en) | Well seismic survey |
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 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120621 |
|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20130713 |
|
| 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 |