RU2490669C1 - Well seismic survey - Google Patents
Well seismic survey Download PDFInfo
- Publication number
- RU2490669C1 RU2490669C1 RU2012116434/28A RU2012116434A RU2490669C1 RU 2490669 C1 RU2490669 C1 RU 2490669C1 RU 2012116434/28 A RU2012116434/28 A RU 2012116434/28A RU 2012116434 A RU2012116434 A RU 2012116434A RU 2490669 C1 RU2490669 C1 RU 2490669C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- depth interval
- seismic
- vibrations
- fracturing
- excitation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области скважинной сейсморазведки и может быть использовано для изучения изменения состояния околоскважинного пространства, в частности - для определения простирания зоны трещиноватости после осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП), направленного на увеличение нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.The invention relates to the field of downhole seismic exploration and can be used to study changes in the state of the near-wellbore space, in particular, to determine the extension of the fracture zone after hydraulic fracturing, aimed at increasing oil recovery and intensifying oil production.
Сущность ГРП состоит в том, что посредством закачки жидкости под высоким давлением происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте, а при дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси - расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления. Высокая пропускная способность обеспечивается путем заполнения сформированных трещин крупнозернистым песком (проппантом), осажденным из песчано-жидкостной смеси.The essence of hydraulic fracturing is that through injection of liquid under high pressure, natural or artificial cracks in the reservoir are opened, and with further injection of the sand-liquid mixture, the fractures are wedged out while maintaining their high throughput after the end of the process and relieving excess pressure. High throughput is ensured by filling the formed cracks with coarse-grained sand (proppant) deposited from a sand-liquid mixture.
Кроме формирования трещин, при осуществлении ГРП происходит перераспределение напряженных зон, взаимоувязанных со сформированными трещинами. С ориентацией трещиноватых и напряженных зон связано пространственное распределение сейсмических параметров в окрестности интервалов скважины, в пределах которых осуществляют ГРП.In addition to the formation of cracks, during fracturing, redistribution of stress zones interconnected with the formed cracks occurs. The orientation of the fractured and stressed zones is associated with the spatial distribution of seismic parameters in the vicinity of the intervals of the well within which hydraulic fracturing is carried out.
Известно, что на высоту трещин гидроразрыва влияет литологическая неоднородность пласта. По высоте наиболее распространенные при гидроразрыве вертикальные трещины распространяются в пределах слоя. Изменение механических свойств пласта, обусловленное его анизотропностью, приводит к изменению ширины раскрытия трещин по высоте и простиранию. При этом установлено теоретически и подтверждено экспериментально, что максимальная ширина раскрытия крутопадающих трещин наблюдается не у их «устья», а на некотором удалении.It is known that lithological heterogeneity of the formation affects the height of hydraulic fractures. In height, the most common vertical fractures during hydraulic fracturing propagate within the layer. The change in the mechanical properties of the formation, due to its anisotropy, leads to a change in the width of the opening of cracks in height and strike. In this case, it was established theoretically and experimentally confirmed that the maximum opening width of steeply falling cracks is observed not at their “mouth”, but at a certain distance.
Результаты экспериментального изучения механизма образования трещин показали, что ориентация трещин гидроразрыва определяется принципом энергетической выгодности процесса проникновения жидкости в слой и совпадает с плоскостями максимальной упругой напряженности в зоне гидроразрыва (Gray et al., 2012). Протяженность трещин гидроразрыва достигает сотен метров и определяется технико-технологическим обеспечением процесса, свойствами жидкости разрыва, темпами и объемами ее закачки. Ширина раскрытия трещин гидроразрыва зависит от упругих деформаций пород продуктивных пластов, технико-технологического обеспечения процесса и может составлять несколько сантиметров.The results of an experimental study of the mechanism of crack formation showed that the orientation of hydraulic fractures is determined by the principle of energy efficiency of the process of liquid penetration into the layer and coincides with the planes of maximum elastic tension in the hydraulic fracturing zone (Gray et al., 2012). The length of hydraulic fractures reaches hundreds of meters and is determined by the technical and technological support of the process, the properties of the fracturing fluid, the rate and volume of its injection. The width of the opening of hydraulic fractures depends on the elastic deformations of the rocks of productive formations, technical and technological support of the process and can be several centimeters.
Из этого следует, что информация о свойстве трещин, получаемая путем проведения промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС), оказывается недостаточно надежной, поскольку она дает информацию о свойствах горных пород на расстоянии от стенки скважины, не превышающем первые десятки сантиметров. Кроме того, в существенно искривленных скважинах такой эффективный метод ГИС, как акустический каротаж (АК), оказывается неработоспособным при изучении анизотропных интервалов разреза (Баюк и Рыжков, 2010). Существенно также, что в тех случаях, когда скважина не пересекает трещины, расположенные в ее окрестности, метод АК, в отличие от метода ВСП, вообще не в состоянии их обнаружить (Maultzsch S., Nawab R., Yuh S., Idrees M., 2009).It follows that the information on the fracture property obtained by conducting field geophysical well surveys (GIS) is not reliable enough, since it provides information on rock properties at a distance from the well wall not exceeding the first tens of centimeters. In addition, in substantially deviated wells, such an effective well logging method as acoustic logging (AK) turns out to be inoperative when studying anisotropic intervals of a section (Bayuk and Ryzhkov, 2010). It is also significant that in those cases when the well does not cross the cracks located in its vicinity, the AK method, unlike the VSP method, is not able to detect them at all (Maultzsch S., Nawab R., Yuh S., Idrees M. , 2009).
Модификации скважинной сейсморазведки (метода вертикального сейсмического профилирования (ВСП)), применяющиеся для изучения околоскважинного пространства, лишены указанных недостатков, присущих методам ГИС.Modifications of borehole seismic exploration (vertical seismic profiling (VSP) method) used to study the near-wellbore space are devoid of these drawbacks inherent in well logging methods.
Наиболее близким прототипом к изобретению является способ скважинной сейсморазведки, включающий регистрацию сейсмических колебаний в точках приема, расположенных в фиксированном интервале глубин, и возбуждение колебаний из пунктов взрыва, расположенных по окружности в различных азимутах от проекции на земную поверхность центра интервала глубин и определение сейсмических параметров в интервале глубин (Horne S. and Bale R. Method of processing geophysical data. US 7474996B2, 06.01.2009). Модификация метода ВСП, которую при этом используют, получила название азимутального ВСП (walkaround VSP). Эту модификацию используют для изучения ориентации трещин, расположенных в окрестности скважин.The closest prototype to the invention is a method of downhole seismic exploration, including the registration of seismic vibrations at points of reception located in a fixed depth interval, and the excitation of vibrations from explosion points located around the circumference in various azimuths from the projection onto the earth's surface of the center of the depth interval and the determination of seismic parameters in depth interval (Horne S. and Bale R. Method of processing geophysical data. US 7474996B2, January 6, 2009). The modification of the VSP method, which is used in this case, is called the azimuthal VSP (walkaround VSP). This modification is used to study the orientation of fractures located in the vicinity of wells.
Основным недостатком прототипа, справедливо отмеченным одним из его авторов (Home S., 2003), является его ограниченность лишь простыми геологическими условиями сред с плоскими границами. Наличие структур, усложняющих геометрию сейсмических границ, существенно снижает точность определения параметров трещин по кинематическим и динамическим характеристикам сейсмических волн. К еще большему усложнению задачи приводит существенное искривление ствола скважины, в котором проводят работы.The main disadvantage of the prototype, rightly noted by one of its authors (Home S., 2003), is its limited only by simple geological conditions of environments with flat boundaries. The presence of structures complicating the geometry of seismic boundaries significantly reduces the accuracy of determining crack parameters from the kinematic and dynamic characteristics of seismic waves. To further complicate the task leads to a significant curvature of the wellbore in which work is carried out.
Существенным недостатком известного способа является также его ограниченность лишь изучением трещин, возникших в результате гидроразрыва. Состояние среды до гидроразрыва в окрестности интервала, в котором был намечен гидроразрыв, остается при этом неизвестным. Тем самым трудно становится отождествить изменения в среде, произошедшие после гидроразрыва, именно с гидроразрывом. Кроме того, использование в известном способе сейсмических лучей, а не векторов смешений на фронте сейсмической волны, для определения направления подхода волн к точкам приема, расположенным в скважине, приводит к явным неточностям. Причина их состоит в том, что в случае анизотропных сред направление сейсмического луча и направление смещения частиц среду могут существенно различаться. Пространственное положение сейсмоприемников и ориентация трехкомпонентных установок в скважине определяются, тем не менее, в предположении совпадения смещения частиц и отрезка луча на подходе к установке сейсмоприемников. Однако именно в точках приема, расположенных в окрестности гидроразрыва, трещиноватость среды приводит к анизотропии, имеющей ярко выраженный аномальный характер.A significant disadvantage of this method is its limitedness only by the study of cracks resulting from hydraulic fracturing. The state of the environment before hydraulic fracturing in the vicinity of the interval in which hydraulic fracturing was planned remains unknown. Thus, it becomes difficult to identify changes in the environment that occurred after fracking, namely fracking. In addition, the use in the known method of seismic rays, rather than mixing vectors at the front of the seismic wave, to determine the direction of the approach of the waves to the receiving points located in the well, leads to obvious inaccuracies. Their reason is that in the case of anisotropic media, the direction of the seismic beam and the direction of displacement of the particles of the medium can differ significantly. The spatial position of the geophones and the orientation of the three-component systems in the well are determined, however, under the assumption that the displacement of the particles and the segment of the beam coincide on the approach to the installation of geophones. However, it is precisely at the receiving points located in the vicinity of hydraulic fracturing that the fracturing of the medium leads to anisotropy, which has a pronounced anomalous character.
Существенно при этом, что направление трещин связано с азимутальной анизотропией не только кинематических, но и динамических сейсмических параметров исследуемого интервала глубин. И если в прототипе для определения таких кинематических параметров, как скорости распространения продольных и поперечных волн, не столь существенно определение точного пространственного положения сейсмоприемников, составляющих трехкомпонентную расстановку в каждой точке приема, то для определения таких тонких динамических параметров, как поляризация волн и направление смещения частиц среды в точке приема, знание пространственного положения сейсмоприемников очень важно. Однако в условиях анизотропных моделей направление смещения частиц среды может существенно отличаться от направления подхода сейсмического луча, распространяющегося от источника к приемнику колебаний. Отождествление в прототипе этих двух направлений по поляризации прямой продольной волны, неизбежное в условиях регистрации колебаний зондом без инструментального определения пространственной ориентации содержащихся в нем сейсмоприемников, может привести к грубым ошибкам при расчете требуемых компонент волнового поля.It is significant at the same time that the direction of the cracks is associated with the azimuthal anisotropy of not only the kinematic, but also the dynamic seismic parameters of the depth interval under study. And if in the prototype for determining such kinematic parameters as the propagation velocity of longitudinal and transverse waves, it is not so important to determine the exact spatial position of the geophones, which make up the three-component arrangement at each receiving point, then to determine such fine dynamic parameters as the polarization of the waves and the direction of particle displacement environment at the receiving point, knowledge of the spatial position of the geophones is very important. However, under the conditions of anisotropic models, the direction of displacement of the particles of the medium can significantly differ from the direction of approach of the seismic beam propagating from the source to the vibration receiver. Identification in the prototype of these two directions of polarization of a direct longitudinal wave, which is inevitable in the conditions of recording vibrations by the probe without instrumental determination of the spatial orientation of the geophones contained in it, can lead to gross errors in the calculation of the required components of the wave field.
Цель изобретения - повышение точности определения пространственного положения неоднородностей, образовавшихся в пределах интервала глубин в результате гидравлического разрыва пласта.The purpose of the invention is to increase the accuracy of determining the spatial position of inhomogeneities formed within the depth interval as a result of hydraulic fracturing.
Поставленная цель достигается тем, что в способе скважинной сейсморазведки, включающем регистрацию сейсмических колебаний в точках приема, расположенных в фиксированном интервале глубин, возбуждение колебаний из пунктов возбуждения, расположенных по окружности в различных азимутах от проекции на земную поверхность центра интервала глубин, возбуждение и регистрацию колебаний проводят до и после гидроразрыва. О конфигурации неоднородности судят по азимутальному изменению кинематических и динамических сейсмических параметров, определенных в интервале глубин до и после проведения гидроразрыва. В одном из воплощений изобретения регистрацию колебаний осуществляют зондом с инструментальным определением пространственной ориентации содержащихся в нем сейсмоприемников. При этом по записям трехкомпонентных сейсмоприемников с известной пространственной ориентацией компонент определяют направление смещения частиц среды в точках приема, по модели околоскважинного пространства определяют направление подхода луча к точкам приема, и по различию направлений смещения и направлений луча, приходящего в точку приема, судят об анизотропии среды между точками приема, обусловленной напряженным состоянием среды до и после гидроразрыва пласта.This goal is achieved by the fact that in the method of downhole seismic exploration, including the registration of seismic vibrations at points of reception located in a fixed depth interval, the excitation of oscillations from the excitation points located around the circumference in various azimuths from the projection onto the earth's surface of the center of the depth interval, the excitation and registration of oscillations carried out before and after hydraulic fracturing. The heterogeneity configuration is judged by the azimuthal change in the kinematic and dynamic seismic parameters determined in the depth interval before and after hydraulic fracturing. In one embodiment of the invention, the registration of vibrations is carried out by a probe with instrumental determination of the spatial orientation of the geophones contained therein. Moreover, from the records of three-component geophones with a known spatial orientation of the components, the direction of displacement of the particles of the medium at the receiving points is determined, using the model of the near-wellbore space, the direction of the approach of the beam to the points of reception is determined, and the anisotropy of the medium is determined by the difference in the directions of displacement and the directions of the beam arriving at the receiving point between points of reception, due to the stress state of the medium before and after hydraulic fracturing.
На рисунке 1 схематически показано осуществление способа при регистрации сейсмических колебаний с одного из пунктов возбуждения (ПВ), расположенных на окружности, в центре которой находится проекция на земную поверхность центра исследуемого интервала глубин, расположенного в скважине.Figure 1 schematically shows the implementation of the method when registering seismic vibrations from one of the points of excitation (PV) located on a circle in the center of which is the projection onto the earth's surface of the center of the studied depth interval located in the well.
Цифрами на рис.1 показаны: пункт возбуждения (ПВ) 1; скважина 2; точка приема 3 в скважине; измененный после гидроразрыва интервал слоя 4; граница 5 между измененной после гидроразрыва частью слоя и неизмененной его частью 6; луч 7 прямой волны, соединяющий ПВ 1 и точку приема 8, расположенную на кровле слоя 4; луч преломленной волны 9, проходящий через граничную точку 10 измененной части 4 слоя и точку приема 3; годограф прямой волны 11; аномальный участок годографа 12, возникающий после гидроразрыва.The numbers in Fig. 1 show: point of excitation (PV) 1; well 2; receiving point 3 in the well; the interval of layer 4 changed after hydraulic fracturing; border 5 between the part of the layer changed after fracking and the unchanged part 6; a direct wave beam 7 connecting PV 1 and a receiving point 8 located on the roof of layer 4; the beam of the refracted wave 9 passing through the boundary point 10 of the changed part 4 of the layer and the receiving point 3; hodograph of a direct wave 11; an abnormal section of the hodograph 12 that occurs after fracturing.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
После отработки скважины вдоль всего вертикального профиля из ПВ, расположенных в различных азимутах от скважины, определяют известными способами толстослоистую и (или) тонкослоистую скоростную модель среды (Шехтман, 2011). Затем в интервал глубин, намеченный для последующего проведения в пределах него гидроразрыва пласта, помещают зонд ВСП, перекрывающий этот интервал по меньшей мере в двух точках. Зонд ВСП, по крайней мере после проведения гидроразрыва, должен обеспечиваться системой инструментального определения пространственной ориентации содержащихся в нем сейсмоприемников путем, например, гироскопических устройств известного типа (Ментюков А.А., Суздальницкий Ф.М., 1987). Качество контакта каждого из приборов зонда со стенками скважины должно быть настолько высоким, чтобы исключались паразитные вращательные колебаний корпусов приборов на контакте (Шехтман Г.А., Нарский Н.В., 2011). Достигается это путем использования в скважинных приборах башмаков, жестко прикрепленных к корпусу каждого прибора (Шехтман Г.А., Касимов АН.О., Редекоп В.А., 2012).After a well has been drilled along the entire vertical profile from the drilling fluid located in different azimuths from the well, thick-layer and (or) thin-layered velocity models of the medium are determined by known methods (Shekhtman, 2011). Then, a VSP probe is placed in the interval of depths planned for subsequent hydraulic fracturing within it, covering this interval at least at two points. A VSP probe, at least after hydraulic fracturing, should be provided with a system of instrumental determination of the spatial orientation of the geophones contained in it by, for example, gyroscopic devices of a known type (Mentyukov A.A., Suzdalnitsky F.M., 1987). The contact quality of each of the probe devices with the walls of the well should be so high that spurious rotational vibrations of the instrument bodies at the contact are excluded (Shekhtman G.A., Narsky N.V., 2011). This is achieved by using shoes in downhole tools that are rigidly attached to the body of each device (Shekhtman G.A., Kasimov AN.O., Redekop V.A., 2012).
ПВ рассредоточивают равномерно по окружности, центр которой совпадает с проекцией на земную поверхность центра исследуемого интервала глубин, а радиус окружности берут соизмеримым с глубиной центра интервала глубин. Такое расположение ПВ в условиях бурения искривленных скважин при субгоризонтальном залегании отложений покрывающей толщи, характерном, например, для Западной Сибири, позволит свести к минимуму искажающее влияние наклона скважины на результаты сейсмических наблюдений.PV disperse evenly around a circle, the center of which coincides with the projection onto the earth's surface of the center of the studied depth interval, and the radius of the circle is taken commensurate with the depth of the center of the depth interval. Such an arrangement of drilling mud in conditions of drilling curved wells with subhorizontal occurrence of deposits of the overburden, typical, for example, for Western Siberia, will minimize the distorting effect of the well inclination on the results of seismic observations.
Количество ПВ рекомендуется брать не менее шести, чтобы обеспечить надежное определение азимута трещиноватой зоны, расположенной в окрестности скважины до проведения гидроразрыва и сформированной после его проведения. В пределах секторов, представляющих наибольший интерес, описываемый круговой профиль целесообразно дополнительно отрабатывать с малым шагом. Для этого источник колебаний перемещают вдоль окружности с таким шагом, который принят в исследуемом районе при проведении детальных наземных сейсмических наблюдений. На этапе обработки это позволит путем осреднения наблюдений получить более устойчивые азимутальные диаграммы направленности. Возбуждение колебаний с каждого ПВ при фиксированном интервале глубин (он может быть не один) осуществляют, по крайней мере, дважды: до проведения ГРП и после него.It is recommended that no less than six PV be taken to ensure reliable determination of the azimuth of the fractured zone located in the vicinity of the well before hydraulic fracturing and formed after it. Within the sectors of greatest interest, it is advisable to further develop the described circular profile with a small step. For this, the oscillation source is moved along the circle with such a step that is adopted in the study area when conducting detailed ground-based seismic observations. At the processing stage, this will make it possible to obtain more stable azimuthal radiation patterns by averaging observations. The excitation of oscillations from each of the PVs for a fixed interval of depths (it may be more than one) is carried out at least twice: before and after the hydraulic fracturing.
Обработка полученных записей состоит в определении из каждого ПВ кинематических и динамических параметров. При этом учитывают ориентацию трехкомпонентной расстановки сейсмоприемников, расположенной в каждом из скважинных приборов, а также данные инклинометрии скважины. В качестве кинематических параметров определяют интервальные скорости распространения продольных и поперечных волн. Сопоставление волновых полей, зарегистрированных в пределах интервалов глубин, с волновыми полями, зарегистрированными из отдельных ПВ вдоль всего ствола скважины, позволяет уверенно судить о типах волн, по которым определяют скорости. В качестве динамических параметров определяют траекторию смещения частиц среды, преобладающее направление смещения частиц среды, затухание сейсмических волн в пределах интервала глубин, а также отношение сейсмической энергии, регистрируемой на тангенциальной компоненте, к энергии, регистрируемой на радиальной компоненте. Последний из перечисленных динамических параметров наиболее предпочтительный, поскольку он характеризуется относительной величиной, не зависящей от изменения условий возбуждения при переходе от одного ПВ к другому.Processing of the obtained records consists in determining from each PV kinematic and dynamic parameters. In this case, the orientation of the three-component arrangement of geophones located in each of the downhole tools, as well as the inclinometry data of the well, are taken into account. The kinematic parameters determine the interval propagation velocity of longitudinal and transverse waves. A comparison of the wave fields recorded within the depth intervals with the wave fields recorded from individual wells along the entire wellbore allows us to confidently judge the types of waves by which the velocities are determined. As the dynamic parameters, the trajectory of the displacement of the particles of the medium, the prevailing direction of the displacement of the particles of the medium, the attenuation of seismic waves within the depth interval, and the ratio of the seismic energy recorded on the tangential component to the energy recorded on the radial component are determined. The last of the listed dynamic parameters is the most preferable, since it is characterized by a relative value independent of changes in the excitation conditions during the transition from one PV to another.
По каждому из определенных параметров строят диаграмму, аналогичную розе трещиноватости.For each of the defined parameters, a diagram similar to a fracture rose is built.
На начальном этапе обработки данных ВСП сопоставление вертикальных годографов, полученных до гидроразрыва и после него, позволяет выделить аномальные участки; соответствующие измененной зоне слоя, в котором осуществляют гидроразрыв. На рис.1 показан такой аномальный участок 12. Нижняя точка аномального участка на годографе соответствует точке приема 3, расположенной под подошвой слоя 4. Зная геометрию наблюдений (координаты ПВ и точек приема в скважине) и скоростную модель, изученную до гидроразрыва, можно методом оптимизации получить координаты точки 10, расположенной на границе 3 измененной зоны 4 и неизмененной зоны 6 слоя, в котором осуществляют гидроразрыв.At the initial stage of VSP data processing, comparison of vertical hodographs obtained before and after hydraulic fracturing makes it possible to identify anomalous sections; corresponding to the changed zone of the layer in which hydraulic fracturing is carried out. Figure 1 shows such an anomalous section 12. The lower point of the anomalous section on the hodograph corresponds to the receiving point 3, located under the bottom of layer 4. Knowing the geometry of the observations (coordinates of the PS and receiving points in the well) and the velocity model studied before fracturing, it is possible by the optimization method get the coordinates of point 10, located on the border 3 of the changed zone 4 and unchanged zone 6 of the layer in which the fracturing is carried out.
Интерпретацию азимутальных диаграмм рассмотрим на примере энергетического параметра, являющегося отношением энергии на тангенциальной и радиальной компонентах. На этих диаграммах направление простирания трещин и ортогональное к нему направление будет характеризоваться минимумом значения данного параметра. На диаграммах интервальных продольных скоростей направление трещиноватости будет характеризоваться максимальными значениями (вдоль плоскости трещиноватости), в то время как ортогональное к трещинам направление будет характеризоваться минимальными значениями. Для поперечных волн, расщепляющихся на трещиноватом участке, имеет место две волны: одна, с максимальной скоростью, поляризована вдоль плоскостей трещиноватости, а другая, с минимальной скоростью, поляризована ортогонально к плоскостям трещиноватости. Комплексное использование различных сейсмических параметров позволяет более надежно определить пространственное положение зоны трещиноватости.We will consider the interpretation of azimuthal diagrams as an example of the energy parameter, which is the ratio of the energy on the tangential and radial components. In these diagrams, the direction of crack propagation and the direction orthogonal to it will be characterized by a minimum value of this parameter. On the diagrams of interval longitudinal velocities, the direction of fracture will be characterized by maximum values (along the plane of fracture), while the direction orthogonal to cracks will be characterized by minimum values. For transverse waves, splitting in the fractured section, two waves take place: one, with a maximum speed, is polarized along the plane of fracture, and the other, with a minimum speed, is polarized orthogonally to the plane of fracture. The integrated use of various seismic parameters allows you to more reliably determine the spatial position of the fracture zone.
Сопоставление диаграмм направленности, полученных до и после гидроразрыва, позволяет судить о направлении трещиноватости в околоскважинном пространстве, имевшем место до проведения ГРП и после него. Кроме того, диаграммы направленности позволяют судить о распределении упругих напряжений в околоскважинном пространстве в пределах исследуемого интервала глубин. Направление, соответствующее максимальному упругому напряжению, совпадает, как правило, с простиранием трещиноватости. Вдоль этого направления скорость распространения продольных волн в пределах трещиноватой зоны максимальна (или, что то же, время распространения волны минимально), а из двух расщепившихся квазипоперечных волн волна, испытывающая колебаний вдоль трещин, имеет большую скорость, а волна, испытывающая колебания поперек трещин (в более податливом направлении), имеет меньшую скорость. При использовании ненаправленных сейсмических источников основную информацию о поперечных волнах, испытывающих расщепление на трещиноватых коллекторах углеводородов, содержат обменные проходящие волны типа PS, обмен которых с продольных на поперечные волны происходит на резких сейсмических границах, расположенных над исследуемым интервалом глубин.A comparison of the radiation patterns obtained before and after hydraulic fracturing allows us to judge the direction of fracture in the near-wellbore space that took place before and after hydraulic fracturing. In addition, radiation patterns make it possible to judge the distribution of elastic stresses in the near-wellbore space within the studied depth interval. The direction corresponding to the maximum elastic stress coincides, as a rule, with the strike of the fracture. Along this direction, the propagation velocity of longitudinal waves within the fractured zone is maximum (or, equivalently, the propagation time of the wave is minimal), and of the two split quasi-transverse waves, the wave experiencing vibrations along the cracks has a high velocity, and the wave experiencing vibrations across the cracks ( in a more malleable direction), has a lower speed. When using non-directional seismic sources, the basic information about shear waves that experience splitting on fractured reservoirs of hydrocarbons is contained in PS transmitted waves, which are exchanged from longitudinal to shear waves at sharp seismic boundaries located over the studied depth interval.
Определение по данным ВСП таких параметров, как модуль Юнга Е, коэффициент Пуассона σ и податливости (величины, обратной к жесткости) ZN, направленной по нормали к направлению максимального упругого напряжения, позволяет количественно определить относительное значение горизонтального упругого напряжения (ОГУН) по следующей формуле (Gray D., 2012):The determination of such parameters as Young's modulus E, Poisson's ratio σ and flexibility (magnitude inverse to stiffness) Z N , directed along the normal to the direction of maximum elastic stress, according to the VSP data, allows one to quantitatively determine the relative value of horizontal elastic stress (OGUN) by the following formula (Gray D., 2012):
ОГУН=(E ZN/(1+EZN+σ)).OGUN = (EZ N / (1 + EZ N + σ)).
Эта величина является весьма важным параметром при прогнозировании того, в каком направлении могут развиться трещины при гидроразрыве. В том случае, когда ОГУН имеет большое значение, развитие трещин происходит параллельно направлению максимального напряжения. Напротив, когда величина ОГУН мала, то трещины при гидроразрыве развиваются во множестве направлений, имея тенденцию пересекаться. Такая сеть трещин является предпочтительной для повышения эффективности извлечения углеводородов из залежи.This value is a very important parameter in predicting the direction in which fractures can develop during fracturing. In the case where OGUN is of great importance, the development of cracks occurs parallel to the direction of maximum stress. On the contrary, when the OGUN value is small, fractures during hydraulic fracturing develop in many directions, with a tendency to intersect. Such a network of cracks is preferred to increase the efficiency of hydrocarbon recovery from the reservoir.
Положительный эффект от применения изобретения обеспечивается сверхсуммарным эффектом, достигаемым путем нового сочетания известных признаков.The positive effect of the application of the invention is ensured by the total effect achieved by a new combination of known features.
Применение предлагаемого изобретения позволяет получать более надежные и точные результаты в условиях бурения искривленных скважин при изучении трещиноватых зон, содержащих скопления углеводородов.The application of the invention allows to obtain more reliable and accurate results in drilling curved wells in the study of fractured zones containing accumulations of hydrocarbons.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИINFORMATION SOURCES
1. Баюк И.О., Рыжков В.И., 2010. Определение параметров трещин и пор карбонатных коллекторов по данным волнового акустического каротажа: Технологии сейсморазведки, 3, 32-42.1. Bayuk IO, Ryzhkov VI, 2010. Determination of parameters of cracks and pores of carbonate reservoirs according to wave acoustic logging: Seismic exploration technologies, 3, 32-42.
2. Ментюков А.А., Суздальницкий Ф.М. Способ получения сейсмических записей, ориентированных по азимуту в скважине: Авторское свидетельство СССР №1325393, кл. G01V 1/40, 1987.2. Mentyukov A.A., Suzdalnitsky F.M. The method of obtaining seismic records oriented in azimuth in the well: USSR author's certificate No. 13225393, class. G01V 1/40, 1987.
3. Шехтман Г.А. Пути повышения точности при изучении сейсмических скоростей методом вертикального сейсмического профилирования: Технологии сейсморазведки, 2, 23-31, 2011.3. Shekhtman G.A. Ways to improve accuracy in the study of seismic velocities using vertical seismic profiling: Seismic acquisition technologies, 2, 23-31, 2011.
4. Шехтман Г.А., Касимов А.Н.О., Редекоп В.А. Скважинный сейсмический прибор: Патент РФ №2444030, 2012.4. Shekhtman G.A., Kasimov A.N.O., Redekop V.A. Downhole seismic device: RF Patent No. 2444030, 2012.
5. Шехтман Г.А., Нарский Н.В., 2011, Факторы, влияющие на качество данных вертикального сейсмического профилирования: Технологии сейсморазведки, 2, 59-69.5. Shekhtman GA, Narsky NV, 2011, Factors affecting the quality of vertical seismic profiling data: Seismic exploration technologies, 2, 59-69.
6. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра, 1986, 165 с.6. Usachev P.M. Hydraulic fracturing. - M .: Nedra, 1986, 165 p.
7. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. - Prentici Holl, 1989.7. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. - Prentici Holl, 1989.
8. Gray D., Anderson P., Logel J., Delbecq F., Schmidt D., Schmid R., 2012, Estimation of stress and geomechanical properties using 3D seismic data: First Break, 3, 59-68.8. Gray D., Anderson P., Logel J., Delbecq F., Schmidt D., Schmid R., 2012, Estimation of stress and geomechanical properties using 3D seismic data: First Break, 3, 59-68.
9. Home S.A., 2003, Fracture characterization from walkaround VSPs: Geophysical Prospecting, 51,493-499.9. Home S.A., 2003, Fracture characterization from walkaround VSPs: Geophysical Prospecting, 51,493-499.
10. Home S. and Bale R. Method of processing geophysical data. US 7474996 B2, 06.01.2009 (прототип).10. Home S. and Bale R. Method of processing geophysical data. US 7474996 B2, 01/06/2009 (prototype).
11. Maultzsch S., Nawab R., Yuh S., Idrees M., 2009, An integrated multi-azimuth VSP study for fracture characterization in the vicinity of a well: Geophysical Prospecting, 57, 263-274.11. Maultzsch S., Nawab R., Yuh S., Idrees M., 2009, An integrated multi-azimuth VSP study for fracture characterization in the vicinity of a well: Geophysical Prospecting, 57, 263-274.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012116434/28A RU2490669C1 (en) | 2012-04-25 | 2012-04-25 | Well seismic survey |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012116434/28A RU2490669C1 (en) | 2012-04-25 | 2012-04-25 | Well seismic survey |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2490669C1 true RU2490669C1 (en) | 2013-08-20 |
Family
ID=49162959
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012116434/28A RU2490669C1 (en) | 2012-04-25 | 2012-04-25 | Well seismic survey |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2490669C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108169818A (en) * | 2017-12-15 | 2018-06-15 | 西南石油大学 | A kind of novel observation system quality evaluating method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2248014C1 (en) * | 2004-03-22 | 2005-03-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная компания "Форум" | Elastic waves dissipating objects seismic prospecting method |
| RU2282876C1 (en) * | 2005-06-03 | 2006-08-27 | Закрытое акционерное общество "Континентальная геофизическая компания" | Method of seismic prospecting of cracking areas of rocks during process of hydraulic fault |
| RU2339978C1 (en) * | 2007-09-11 | 2008-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью НЦП "Геостра" | Method of borehole sesmic exploration works |
| US7474996B2 (en) * | 2001-07-18 | 2009-01-06 | Westerngeco L.L.C. | Method of processing geophysical data |
| US7777606B2 (en) * | 2007-01-09 | 2010-08-17 | Westerngeco L.L.C. | Fracture cluster mapping |
-
2012
- 2012-04-25 RU RU2012116434/28A patent/RU2490669C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7474996B2 (en) * | 2001-07-18 | 2009-01-06 | Westerngeco L.L.C. | Method of processing geophysical data |
| RU2248014C1 (en) * | 2004-03-22 | 2005-03-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная компания "Форум" | Elastic waves dissipating objects seismic prospecting method |
| RU2282876C1 (en) * | 2005-06-03 | 2006-08-27 | Закрытое акционерное общество "Континентальная геофизическая компания" | Method of seismic prospecting of cracking areas of rocks during process of hydraulic fault |
| US7777606B2 (en) * | 2007-01-09 | 2010-08-17 | Westerngeco L.L.C. | Fracture cluster mapping |
| RU2339978C1 (en) * | 2007-09-11 | 2008-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью НЦП "Геостра" | Method of borehole sesmic exploration works |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108169818A (en) * | 2017-12-15 | 2018-06-15 | 西南石油大学 | A kind of novel observation system quality evaluating method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Warpinski | Microseismic monitoring: Inside and out | |
| US11015443B2 (en) | Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs | |
| US20190242253A1 (en) | Method for evaluating and monitoring formation fracture treatment using fluid pressure waves | |
| US7623412B2 (en) | Anisotropy measurement while drilling | |
| US6714873B2 (en) | System and method for estimating subsurface principal stresses from seismic reflection data | |
| US6098021A (en) | Estimating formation stress using borehole monopole and cross-dipole acoustic measurements: theory and method | |
| US6868037B2 (en) | Use of drill bit energy for tomographic modeling of near surface layers | |
| US10120093B2 (en) | Methods for in-situ borehole seismic surveys using downhole sources | |
| US9158020B2 (en) | Method of locating a receiver in a well | |
| AU2014407527B2 (en) | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis | |
| US10073185B2 (en) | Predicting hydraulic fracture propagation | |
| US20150268365A1 (en) | Method to characterize geological formations using secondary source seismic data | |
| Hickman et al. | Structure and properties of the San Andreas Fault in central California: Recent results from the SAFOD experiment | |
| WO2016209822A1 (en) | Predicting hydraulic fracture propagation | |
| Menanno et al. | Borehole receiver orientation using a 3D velocity model | |
| Donald et al. | Stress characterization in deep boreholes using acoustoelasticity | |
| RU2490669C1 (en) | Well seismic survey | |
| Xiao et al. | Characterization of rotary-percussion drilling as a seismic-while-drilling source | |
| Maxwell et al. | Integrated anisotropic velocity modeling using perforation shots, passive seismic and VSP data | |
| Velez et al. | Horizontal Well Evaluation to Determine Geological Facies, Mechanical Properties, and Natural Fracture Changes Using Slim Through-the-Bit Dipole Sonic and Oil-Based Microimaging Tools. | |
| Bouchou et al. | Advanced Borehole Acoustic Logging Measurements Applications and Their Contributions in Frac Design Optimization/A Case Study in Tight Carbonate, Tuba Reservoir, North Kuwait | |
| Bhoumick | Mapping Hydraulic Fracture Using Shear Wave | |
| Grant et al. | The application of VSP in the Pilbara | |
| RU2279695C1 (en) | Method of prospecting of carbon methane | |
| Sayers et al. | Predicting drilling performance in unconventional reservoirs using seismic inversion |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 23-2013 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140426 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20151110 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190426 |