RU2708536C2 - Method of seismic monitoring of development of ultra-viscous oil deposits - Google Patents
Method of seismic monitoring of development of ultra-viscous oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708536C2 RU2708536C2 RU2017146989A RU2017146989A RU2708536C2 RU 2708536 C2 RU2708536 C2 RU 2708536C2 RU 2017146989 A RU2017146989 A RU 2017146989A RU 2017146989 A RU2017146989 A RU 2017146989A RU 2708536 C2 RU2708536 C2 RU 2708536C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- monitoring
- surveys
- wells
- survey
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 100
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 84
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 27
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 19
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 claims description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 5
- 238000003491 array Methods 0.000 claims description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 241000733978 Lithodes Species 0.000 claims 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 9
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 34
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 230000009471 action Effects 0.000 description 9
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 9
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 8
- 238000011160 research Methods 0.000 description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241001415846 Procellariidae Species 0.000 description 2
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 208000037265 diseases, disorders, signs and symptoms Diseases 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 2
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/303—Analysis for determining velocity profiles or travel times
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Предполагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Более точно - предполагаемое изобретение относится к технологиям, обеспечивающим рациональную и эффективную разработку сверхвязкой нефти или битума методом парогравитационного дренирования с применением сейсмического мониторинга. Заявленный способ сейсмического мониторинга может найти применение в области добычи углеводородов мелкозалегающих залежей, где необходим мониторинг гидродинамического состояния пласта-коллектора, изменения его характеристик в ходе химического, теплового или иного способа воздействия на него с целью изучения пространственного развития паровой камеры, от чего, в конечном счете, зависит эффективность нефтеотдачи пласта.The alleged invention relates to the oil industry. More precisely, the alleged invention relates to technologies for the rational and efficient development of ultra-viscous oil or bitumen by the method of steam gravity drainage using seismic monitoring. The claimed method of seismic monitoring can find application in the field of hydrocarbon production of shallow deposits, where it is necessary to monitor the hydrodynamic state of the reservoir, changes in its characteristics during a chemical, thermal or other method of exposure to it in order to study the spatial development of the steam chamber, from which, ultimately account, depends on the efficiency of oil recovery.
Получение актуальных данных с применением сейсмического мониторинга позволяет получить необходимую информацию о форме, размерах и развитии паровой камеры и выработанности пластов и является важнейшей информацией, на основе которой представляется возможным выполнять целенаправленную оптимизацию режимов подачи пара для повышения эффективности нефтеотдачи пласта.Obtaining relevant data using seismic monitoring allows you to obtain the necessary information about the shape, size and development of the steam chamber and reservoir depletion and is the most important information on the basis of which it is possible to carry out targeted optimization of steam supply modes to increase the efficiency of oil recovery.
Таким образом, базируясь на полученных данных по мониторингу, представляется возможным более эффективно варьировать технологический режим работы скважины посредством закачки пара по нужным устьям, в которых целесообразно повысить эффективность закачки пара, и, тем самым, увеличить коэффициент нефтеизвлечения.Thus, based on the monitoring data obtained, it seems possible to more efficiently vary the technological mode of the well operation by injecting steam at the desired mouths, in which it is advisable to increase the efficiency of steam injection, and thereby increase the oil recovery coefficient.
При этом следует обратить внимание на то, что, по сравнению с добычей обычной нефти, добыча высоковязких нефтей и битумов является капиталоемким и дорогостоящим процессом.At the same time, attention should be paid to the fact that, compared with the production of conventional oil, the production of high-viscosity oils and bitumen is a capital-intensive and expensive process.
Для реализации добычи высоковязких нефтей и битумов требуется специальное, а иногда и уникальное оборудование, а также применение различных технологий и методов добычи для извлечения высоковязких нефтей и битумов на поверхность.For the production of high-viscosity oils and bitumen, special and sometimes unique equipment is required, as well as the use of various production technologies and methods to extract high-viscosity oils and bitumen to the surface.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ № 2467171 - способ диагностики опасных ситуаций при подземной добыче каменного угля и методика прогноза параметров зон трещиноватости, образованной гидроразрывом пласта.From the studied prior art, the applicant revealed the invention according to the patent of the Russian Federation No. 2467171 - a method for diagnosing dangerous situations in underground coal mining and a method for predicting the parameters of fracture zones formed by hydraulic fracturing.
В известном техническом решении используется метод сейсмического мониторинга, примененный в заявленном техническом решении, в силу указанного Заявитель проводит его анализ.In the known technical solution, the seismic monitoring method used in the claimed technical solution is used, by virtue of the indicated, the Applicant carries out its analysis.
Сущностью известного способа является наземный сейсмический мониторинг геодинамического состояния горного массива, автоматическая обработка полученных данных с выделением зон аномально высокой энергии сейсмической эмиссии на площади наблюдений, построение геологических моделей, отличающийся тем, что сейсмический мониторинг геодинамического состояния горного массива осуществляют методом пассивной сейсморазведки, по максимальным значениям энергии сейсмической эмиссии определяют координаты заложения скважины для гидроразрыва угольного пласта, из скважин прогнозируют развитие магистральных трещин методом двойного лучепреломления поперечных волн, от поверхностного источника возбуждения и их приема с помощью аппаратно-программного комплекса, который обладает независимой ориентацией сейсмоприемников, расположенных ортогонально в каждом скважинном приборе, после гидроразрыва осуществляют контроль направлений развития магистральных трещин в объеме лавы методом микросейсмической активности для последующего процесса отбора из лавы газа, с поверхности разбуривают площадь по направлениям развития магистральных трещин и ведут откачку газа метана из скважин, после того как сейсмическая эмиссия выйдет на более низкий уровень, определяющий не опасную концентрацию оставшегося в пласте газа, прогнозируют возможность извлечения каменного угля, при этом продолжая регистрировать методом микросейсмической активности сейсмическую эмиссию, генерируемую угольным пластом и кровлей покрывающей толщи, включая непрерывную обработку полученного материала по выявлению последующих зон аномально высокой энергии сейсмического шума.The essence of the known method is ground-based seismic monitoring of the geodynamic state of the massif, automatic processing of the obtained data with the allocation of zones of abnormally high energy of seismic emission on the observation area, the construction of geological models, characterized in that the seismic monitoring of the geodynamic state of the massif is carried out by the method of passive seismic exploration, according to the maximum values the energy of seismic emission determines the coordinates of the well for fracturing at of the reservoir, from the wells they predict the development of main cracks by the method of birefringence of shear waves from a surface source of excitation and their reception using a hardware-software complex, which has independent orientation of geophones located orthogonally in each borehole device, after hydraulic fracturing, control the directions of development of main cracks in the lava volume by microseismic activity for the subsequent process of gas extraction from the lava, from the surface area along the directions of development of main cracks and pumping methane gas from wells, after seismic emission reaches a lower level that determines the non-hazardous concentration of gas remaining in the reservoir, the possibility of coal extraction is predicted, while continuing to record seismic emission by microseismic activity generated by the coal seam and the roof of the overburden, including continuous processing of the obtained material to identify subsequent areas of abnormally high seismic noise energy.
Таким образом, изобретение по патенту РФ № 2467171 основано на наземном сейсмическом мониторинге геодинамического состояния горного массива по наблюдениям за сейсмической активностью кровли пласта и его выработки, который ведут на поверхности земли на площади, перекрывающей выработку пласта, непрерывно, в режиме реального времени методом пассивной сейсморазведки. Способ осуществляют следующим образом. На площади развития еще не выработанных угольных пластов проводят пассивные сейсморазведочные работы по технологии МСА, то есть наблюдают сейсмическую эмиссию на этой площади в режиме реального времени расстановками трехкомпонентных сейсмоприемников. Проводят обработку данных наблюдений в пакете «SAN-MCS», определяя скоростные характеристики рассеянных волн в пределах угольного пласта и глубину заложения источников сейсмической эмиссии, и находят объекты, насыщенные газом (Способ сейсмической разведки горных пород. Патент РФ №2008697). Далее по этим выделенным аномальным зонам проводят обычную сейсморазведку на группе линейных профилей с расстоянием между ними 500 м. Длина каждого профиля не менее 1,5 км. Расстояние между сейсмоприемниками не более 10 м.Thus, the invention according to the patent of the Russian Federation No. 2467171 is based on ground-based seismic monitoring of the geodynamic state of the rock mass using observations of the seismic activity of the formation roof and its production, which are conducted on the earth’s surface over the area overlapping the formation’s formation, continuously, in real time, by passive seismic exploration . The method is as follows. Passive seismic surveys using MSA technology are carried out on the area of development of coal deposits that have not yet been developed, that is, seismic emission on this area is observed in real time by the arrangement of three-component geophones. Processing the observation data in the SAN-MCS package, determining the velocity characteristics of the scattered waves within the coal seam and the depth of the seismic emission sources, and finding objects saturated with gas (Method of seismic exploration of rocks. RF patent No. 2008697). Then, along these distinguished anomalous zones, a conventional seismic survey is carried out on a group of linear profiles with a distance between them of 500 m. The length of each profile is at least 1.5 km. The distance between the geophones is not more than 10 m.
Далее проводят обработку данных профилей, определяя положение структурных границ на площадках выявленных аномалий интенсивности сейсмической эмиссии. Далее строят геологические модели трещиноватых сред и определяют упругие модули разреза по скоростям распространения продольных и поперечных волн и их отношению (коэффициент Пуассона). Строят модель распределения напряженного состояния пород на глубине залегания угольных пластов. По этим двум моделям определяют координаты заложения скважины для гидроразрыва угольных пластов и осуществляют гидроразрыв. После гидроразрыва осуществляют контроль направлений развития магистральных трещин в объеме лавы методом МСА, с поверхности разбуривают площадь по направлениям развития магистральных трещин и ведут откачку газа метана из скважин. После того как сейсмическая эмиссия выйдет на более низкий уровень, определяющий не опасную концентрацию оставшегося в пласте газа, прогнозируют возможность извлечения каменного угля, при этом продолжая регистрировать методом МСА сейсмическую эмиссию, генерируемую угольным пластом и кровлей покрывающей толщи, включая непрерывную обработку полученного материала по выявлению последующих зон аномально высокой энергии сейсмического шума.Next, these profiles are processed, determining the position of the structural boundaries at the sites of detected anomalies in the intensity of seismic emission. Next, geological models of fractured media are built and the elastic moduli of the section are determined by the propagation velocities of longitudinal and transverse waves and their ratio (Poisson's ratio). A model of the distribution of the stress state of rocks at a depth of coal seams is built. These two models determine the coordinates of the well for hydraulic fracturing of coal seams and carry out hydraulic fracturing. After hydraulic fracturing, the directions of development of main cracks in the volume of lava are monitored by the MSA method, the area is drilled from the surface along the directions of development of main cracks and methane gas is pumped from wells. After the seismic emission reaches a lower level, which determines the non-hazardous concentration of the gas remaining in the formation, the possibility of extraction of coal is predicted, while continuing to record by the MSA method the seismic emission generated by the coal seam and the roof of the overburden, including continuous processing of the obtained material to identify subsequent zones of abnormally high energy of seismic noise.
Недостатком известного способа является то, что комплекс геофизических методов предполагает применение густой сети наземных профилей, что влечет за собой значительные финансовые расходы и большой объем затрачиваемого времени и ресурсов.The disadvantage of this method is that the complex of geophysical methods involves the use of a dense network of ground profiles, which entails significant financial costs and a large amount of time and resources.
Еще одним недостатком этого способа является то, что он предназначен для выявления сейсмической эмиссии методом пассивной сейсморазведки. Таким образом, следует акцентировать внимание на то, что известный способ невозможно использовать для реализации мониторинга каких-либо изменений свойств пласта-коллектора под парогравитационным воздействием в связи с тем, что он предназначен для решения других задач.Another disadvantage of this method is that it is designed to detect seismic emission by the method of passive seismic exploration. Thus, attention should be paid to the fact that the known method cannot be used to monitor any changes in the properties of the reservoir under the vapor-gravity effect due to the fact that it is designed to solve other problems.
Известен способ оценки влияния геодинамических факторов на безопасность эксплуатации подземного хранилища газа в пористом пласте по изобретению, описанному к патенте РФ №2423306. Сущностью является способ оценки влияния геодинамических факторов на безопасность эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ) в пористом пласте, включающий создание геодинамического полигона, проведение на нем комплексного геодинамического мониторинга (КГДМ) природных и техногенных процессов на региональном и локальном этапах по блокам мониторинга - аэрокосмическому, деформационному, геофизическому, гидрогеологическому и флюидодинамическому, с использованием различной пространственно-временной детальностью измерений, построение карты по результатам КГДМ на региональном этапе и прогнозирование возникновения чрезвычайных геодинамических событий, отличающийся тем, что проводят КГДМ на региональном этапе с периодичностью не реже одного раза в пять лет, а на локальном - не реже двух раз в год, причем на региональном этапе КГДМ проводят площадные исследования в пределах созданного геодинамического полигона по блокам мониторинга - аэрокосмическому, путем проведения аэрокосмических наблюдений земной поверхности ПХГ, с определением показателей динамики плотности сети линеаментов, относительной поверхности зон геодинамического влияния разломов и относительной площади распространения зон мезотрещиноватости, деформационному, путем измерения деформации дневной поверхности ПХГ, с определением - скорости просадки, кривизны поверхности оседания и горизонтальных деформаций, геофизическому, путем регистрации сейсмической активности территории ПХГ и дизъюнктивных нарушений резервуара ПХГ, с определением объемного коэффициента пораженности дизъюнктивными нарушениями резервуара ПХГ, сейсмичности территории ПХГ и максимального значения относительного превышения амплитуды микроразрыва, при этом по полученным данным создают предварительную геодинамическую модель, а на локальном этапе КГДМ проводят скважинные исследования по блокам мониторинга - гидрогеологическому, путем проведения гидрогеологических исследований скважин с определением показателей - динамики уровней статических напоров в один сезон, динамики изменения температурного режима в один сезон и динамики минерализации пластовых вод, флюидодинамическому, путем проведения газодинамических исследований скважин с определением динамики пластового давления в скважине или группе скважин, степени обводняемости скважин при отборе и содержания гелия, геофизическому, путем проведения геофизических исследований скважин с определением газонасыщенности приповерхностных отложений, давлений межколонных или заколонных и количества скважин с неудовлетворительным техническим состоянием, затем создают уточненную геодинамическую модель, причем разрабатывают по каждому блоку мониторинга классификацию критериальных показателей для оценки геодинамического риска с присвоением им на региональном этапе пятибалльной градации, на локальном - трехбалльной согласно уровню геодинамической опасности, сравнивают показатели, рассчитанные по каждому блоку мониторинга, с критериальными показателями, оценивают интенсивность проявления опасных геодинамических и техногенно-индуцированных процессов по всем блокам мониторинга, затем рассчитывают единый суммарный коэффициент геодинамического состояния ПХГ по формуле RG=x1·k1+x2·k2+…+x18·k18, где RG - единый суммарный коэффициент геодинамического состояния ПХГ; x1-x18 - весовые коэффициенты для каждого блока мониторинга, определяемые с учетом экспериментальных данных; k1-k18 - балльные значения показателей геодинамической активности согласно уровню геодинамической опасности, полученные по результатам КГДМ, сравнивают его с предварительно рассчитанным критериальным коэффициентом для каждого уровня геодинамической опасности, определяют уровень геодинамической опасности ПХГ и строят итоговую карту ранжирования территории по степени геодинамической опасности.A known method for assessing the influence of geodynamic factors on the safety of underground gas storage in a porous reservoir according to the invention described to the patent of the Russian Federation No. 2423306. The essence is a method for assessing the influence of geodynamic factors on the safety of underground gas storage (UGS) in a porous reservoir, including the creation of a geodynamic test site, conducting complex geodynamic monitoring (QGDM) of natural and technogenic processes at the regional and local stages for monitoring units - aerospace, deformation , geophysical, hydrogeological and fluidodynamic, using various spatio-temporal detail of measurements, construction e maps based on the results of the QHD at the regional stage and predicting the occurrence of emergency geodynamic events, characterized in that they are conducted at the regional stage with a frequency of at least once every five years, and at the local stage - at least twice a year, and at the regional stage of the QGDM carry out areal studies within the created geodynamic test site for monitoring units - aerospace, by conducting aerospace observations of the underground surface of the underground gas storage, with the determination of the dynamics of density with the lineamenta, the relative surface of the zones of the geodynamic influence of faults and the relative area of the distribution of mesofracture zones, the deformation, by measuring the deformation of the UGS day surface, with the determination of the subsidence rate, the curvature of the subsidence surface and horizontal deformations, the geophysical, by recording the seismic activity of the UGS territory and disjunctive reservoir disturbances UGSF, with the determination of the volumetric coefficient of the prevalence of disjunctive disturbances of the UGS reservoir, seismicity t UGS territory and the maximum value of the relative excess of the amplitude of the microfracture, while using the obtained data, a preliminary geodynamic model is created, and at the local stage of the QGDM, borehole studies are carried out on monitoring units - hydrogeological, by conducting hydrogeological studies of wells with determining indicators - dynamics of the levels of static head in one season , the dynamics of changes in temperature in one season and the dynamics of mineralization of formation water, fluid dynamic, by conducting gas-dynamic studies of wells with determining the dynamics of reservoir pressure in a well or group of wells, the degree of water cut in wells during selection and helium content, geophysical, by conducting geophysical surveys of wells with determining the gas saturation of near-surface deposits, intercolumn or annulus pressures and the number of wells with unsatisfactory technical condition, then create a refined geodynamic model, and develop classification criteria for each monitoring unit baseline indicators for assessing the geodynamic risk with assignment of a five-point gradation at the regional stage, at a local three-point one according to the level of geodynamic hazard, compare the indicators calculated for each monitoring unit with criteria indicators, assess the intensity of the manifestation of dangerous geodynamic and technogenic-induced processes in all blocks monitoring, then calculate the single total coefficient of the geodynamic state of the underground gas storage facility according to the formula R G = x 1 · k 1 + x 2 · k 2 + ... + x 18 · k 18 , where R G is one the second total coefficient of the geodynamic state of underground gas storage facilities; x 1 -x 18 - weighting factors for each monitoring unit, determined taking into account experimental data; k 1 -k 18 - scores of indicators of geodynamic activity according to the level of geodynamic hazard, obtained by the results of the KGDM, compare it with a pre-calculated criterion coefficient for each level of geodynamic hazard, determine the level of geodynamic hazard of underground gas storage and build a final map of the territory ranking according to the degree of geodynamic hazard.
Более коротко - известный способ основан на создании геодинамического полигона, проведение на нем комплексного геодинамического мониторинга (далее КГДМ) природных и техногенных процессов на региональном и локальном этапах по блокам мониторинга - аэрокосмическому, деформационному, геофизическому, гидрогеологическому и флюидодинамическому, с использованием различной пространственно-временной детальности измерений, построение карты по результатам КГДМ на региональном этапе и прогнозирование возникновения чрезвычайных геодинамических событий.More shortly, the known method is based on the creation of a geodynamic testing ground, conducting complex geodynamic monitoring (hereinafter QGDM) of natural and technogenic processes at the regional and local stages by monitoring blocks - aerospace, deformation, geophysical, hydrogeological and fluidodynamic, using different spatial and temporal measurement details, building a map based on the results of the QGDM at the regional stage and predicting the occurrence of emergency geodynamic their events.
По заявляемому способу проводят КГДМ на региональном этапе с периодичностью не реже одного раза в пять лет, а на локальном - не реже двух раз в год. На региональном этапе КГДМ проводят площадные исследования в пределах созданного геодинамического полигона по блокам мониторинга - аэрокосмическому, путем проведения аэрокосмических наблюдений земной поверхности ПХГ, с определением показателей - динамики плотности сети линеаментов, относительной поверхности зон геодинамического влияния разломов и относительной площади распространения зон мезотрещиноватости, деформационному, путем измерения деформации дневной поверхности ПХГ, с определением скорости просадки, кривизны поверхности оседания и горизонтальных деформаций, геофизическому, путем регистрации сейсмической активности территории ПХГ и дизъюнктивных нарушений резервуара ПХГ, с определением объемного коэффициента пораженности дизъюнктивными нарушениями резервуара ПХГ, сейсмичности территории ПХГ и максимального значения относительного превышения амплитуды микроразрыва. По полученным данным создают предварительную геодинамическую модель. На локальном этапе КГДМ проводят скважинные исследования по блокам мониторинга - гидрогеологическому, путем проведения гидрогеологических исследований скважин, с определением показателей динамики уровней статических напоров в один сезон, динамики изменения температурного режима в один сезон и динамики минерализации пластовых вод, флюидодинамическому, путем проведения газодинамических исследований скважин, с определением динамики пластового давления в скважине или группе скважин, степени обводняемости скважин при отборе и содержания гелия, геофизическому, путем проведения геофизических исследований скважин, с определением газонасыщенности приповерхностных отложений, давлений межколонных или заколонных и количества скважин с неудовлетворительным техническим состоянием, затем создают уточненную геодинамическую модель.According to the claimed method carry out QGDM at the regional stage with a frequency of at least once every five years, and at the local - at least twice a year. At the regional stage, the QGDM conducts area studies within the created geodynamic testing ground for monitoring blocks - aerospace, by conducting aerospace observations of the underground surface of the underground gas storage, with the determination of indicators - the dynamics of the lineament network density, the relative surface of the zones of the geodynamic influence of faults and the relative area of the distribution of mesocracks, deformation, by measuring the deformation of the UGS day surface, with the determination of the subsidence rate and surface curvature and settling and horizontal deformations, geophysical, by recording the seismic area UGS and disjunctive disorders UGS tank, with the definition of volume ratio staggered disjunctive disorders UGS reservoir seismicity of UGS and maximum values of the relative amplitude exceeding microfractures. According to the data obtained, a preliminary geodynamic model is created. At the local stage, KGDM conduct borehole research on monitoring units - hydrogeological, by conducting hydrogeological studies of wells, with the determination of indicators of the dynamics of the levels of static pressure in one season, the dynamics of changes in temperature regime in one season and the dynamics of mineralization of formation water, fluid-dynamic, through gas-dynamic studies of wells , with the determination of the dynamics of reservoir pressure in the well or group of wells, the degree of water cut in the wells during the selection and containing helium Ia, geophysical, by conducting well logging, with the determination of gas saturation of surface deposits, the pressure of annular or annulus and the number of wells with the poor condition, and then create a refined geodynamic model.
Недостатки известного способа заключаются в том, что:The disadvantages of this method are that:
1) геофизический блок регионального этапа мониторинга направлен на получение информации о вариациях различных геофизический полей, возникших и проявившихся в резервуаре ПХГ, методом общей глубинной точки в модификации 3D с использованием системы наблюдения, сочетающей параллельные, продольные и непродольные профили. Этот метод дорогостоящий и значительно повышает стоимость разработки месторождений битумов. А этот фактор, как известно, очень влияет на рентабельность добычи трудноизвлекаемых углеводородов в целом;1) the geophysical block of the regional monitoring stage is aimed at obtaining information on variations of various geophysical fields that have arisen and appear in the UGS reservoir using the common depth point method in 3D modification using an observation system combining parallel, longitudinal and non-longitudinal profiles. This method is expensive and significantly increases the cost of developing bitumen deposits. And this factor, as you know, greatly affects the profitability of production of hard-to-recover hydrocarbons in general;
2) геофизический блок локального этапа предполагает геофизические исследования скважин целым набором методов, наиболее чувствительные к изменениям напряженного состояния недр: акустический каротаж, электрическое боковое каротажное зондирование, нейтронный гамма-каротаж и др., что дополнительно увеличивает общую стоимость работ по геофизическому мониторингу.2) the geophysical block of the local stage involves geophysical studies of wells with a whole set of methods that are most sensitive to changes in the stress state of the subsoil: acoustic logging, electric lateral logging, neutron gamma-ray logging, etc., which additionally increases the total cost of geophysical monitoring.
Основываясь на изложенном, можно сделать вывод, что использование известного технического решения для выполнения сейсмического мониторинга разработки сверхвязких нефтей не целесообразен в силу высокой сложности, высокой трудоёмкости и низкой эффективности при использовании по назначению, т.к. в заявленном способе, в отличие от известного скважинный модуль мониторинга постоянно находится в скважине под продуктивным пластом и не требует дополнительных работ по опусканию/поднятию, обслуживанию и др., и извлечение информации происходит при регистрации сейсмических волн при наземных геофизических исследованиях.Based on the foregoing, we can conclude that the use of a well-known technical solution to perform seismic monitoring of the development of ultra-viscous oils is not advisable due to the high complexity, high complexity and low efficiency when used as intended, because in the claimed method, in contrast to the well-known downhole monitoring module, it is constantly located in the well under the reservoir and does not require additional work to lower / raise, maintain, etc., and information is extracted during registration of seismic waves during ground-based geophysical surveys.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлен способ - Методика и система для выполнения межскважинных исследований изобретение по патенту РФ №2439621. Сущностью является группа изобретений, в котором: обеспечивают источник в первой скважине и сейсмический приемник во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником, причем источник имеет первый генератор синхронизирующих импульсов, и приемник имеет второй генератор синхронизирующих импульсов; привязывают генераторы синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу; и, определяют время в опорном временном интервале, в котором сейсмический источник генерирует сейсмическое событие, причем источник содержит первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов, приемник содержит второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов, и действие синхронизации генераторов синхронизирующих импульсов содержит: на поверхности первой скважины синхронизацию первого наземного генератора синхронизирующих импульсов с первым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; на поверхности второй скважины синхронизацию второго наземного генератора синхронизирующих импульсов со вторым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; и синхронизацию первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов. Способ по п.1, в котором используют систему, содержащую: первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину, первый скважинный инструмент, содержащий, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов; второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину, причем второй скважинный инструмент, содержит, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов; и, электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к общему опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.From the investigated prior art, the applicant has identified a method - the Methodology and system for performing cross-hole research, the invention according to the patent of the Russian Federation No. 2439621. The essence is a group of inventions in which: provide a source in the first well and a seismic receiver in the second well for recording a seismic event due to the source, the source has a first clock generator, and the receiver has a second clock generator; bind the synchronizing pulse generators in the source and receiver to a common reference time interval; and, determine the time in the reference time interval in which the seismic source generates a seismic event, and the source contains a first downhole synchronization pulse generator, the receiver contains a second downhole synchronization pulse generator, and the synchronization action of the synchronization pulse generators comprises: on the surface of the first well, the synchronization of the first ground generator timing pulses with a first downhole synchronization pulse generator; on the surface of the second well, synchronizing a second ground-based clock generator with a second downhole clock generator; and synchronizing the first and second ground-based clocks. The method of claim 1, wherein a system is used comprising: a first downhole tool configured to be lowered into a first well, a first downhole tool comprising at least one seismic source and a first downhole synchronization pulse generator; a second downhole tool configured to be lowered into a second well, the second downhole tool comprising at least one seismic receiver and a second downhole synchronization pulse generator; and, an electrical circuit for linking the first and second downhole synchronization pulse generators to a common reference timing pulse generator to determine the time at which the first downhole tool generates a seismic event.
Таким образом, известное изобретение включает в себя оборудование сейсмического источника в первой скважине и сейсмического приемника во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником. Методика включает в себя привязку генераторов синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу и определение времени в опорном временном интервале, в которое сейсмический источник генерирует сейсмическое события. В другом варианте осуществления изобретения система включает в себя первую скважину и вторую скважину. Система включает в себя первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.Thus, the known invention includes the equipment of a seismic source in the first well and a seismic receiver in the second well for recording a seismic event due to the source. The technique includes linking the clock generators in the source and receiver to a common reference time interval and determining the time in the reference time interval in which the seismic source generates seismic events. In another embodiment, the system includes a first well and a second well. The system includes a first downhole tool configured to be lowered into the first well and comprising at least one seismic source and a first downhole synchronization pulse generator. The system includes a second downhole tool configured to be lowered into a second well and including at least one seismic receiver and a second downhole synchronization pulse generator. The system includes an electrical circuit for linking the first and second downhole synchronization pulse generators to a reference timing pulse generator to determine the time at which the first downhole tool generates a seismic event.
Недостатком известного способа является то, что анализ и обработка микросейсмических данных требует высококачественной записи микросейсмических событий как функции времени работы и детального знания скоростей сейсмических волн, модулей сжатия и сдвига горных пород и природы анизотропии скоростей в слое горной породы.The disadvantage of this method is that the analysis and processing of microseismic data requires high-quality recording of microseismic events as a function of operating time and detailed knowledge of the velocities of seismic waves, the compression and shear moduli of rocks and the nature of the velocity anisotropy in the rock layer.
Одним из способов для определения анизотропии скоростей является использование измерений отходящего вертикального сейсмического профиля (VSP).One way to determine velocity anisotropy is to use outgoing vertical seismic profile (VSP) measurements.
Вместе с тем, данные измерения являются дорогостоящими и не могут быть использованы для использования при изрезанном рельефе местности.However, these measurements are expensive and cannot be used for use with rugged terrain.
Кроме того, инверсии скоростей под землей могут ограничивать углы падения сейсмической волны на границе(ах) раздела геологической среды, таким образом, известный способ не даёт завершенной картины анизотропии в геологической среде.In addition, inversions of velocities underground can limit the angles of incidence of the seismic wave at the interface (s) of the geological environment, thus, the known method does not give a complete picture of anisotropy in the geological environment.
В целом известный способ предназначен для выявления изменения напряжения состояния пласта, приводящему к разрушению горной породы, т.е. регистрации микросейсмических событий, в силу чего не может быть использован для реализации сейсмического мониторинга разработки с использованием парогравитационного дренажа.In General, the known method is intended to detect changes in the stress state of the reservoir, leading to the destruction of the rock, i.e. registration of microseismic events, due to which it cannot be used to implement seismic monitoring of the development using steam gravity drainage.
Известна группа изобретений, описанная в изобретении способ № US2014334262 (Method and Apparatus for Active Seismic Shear Wave Monitoring of Hydro-Fracturing of Oil and Gas Reservoirs Using Arrays of Multi-Component Sensors and Controlled Seismic Sources).The known group of inventions described in the invention method No. US2014334262 (Method and Apparatus for Active Seismic Shear Wave Monitoring of Hydro-Fracturing of Oil and Gas Reservoirs Using Arrays of Multi-Component Sensors and Controlled Seismic Sources).
Сущностью известного технического решения является способ обнаружения трещин в ближнем реальном времени во время применения операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, включающий: (а) многократное излучение сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях в одном или нескольких местах на поверхности земли; (b) записи данных, отраженных снизу, массива сейсмических датчиков и (c) анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмики в течение общей продолжительности гидроразрыва операций или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара.The essence of the known technical solution is a method for detecting near-real-time cracks during application of a hydraulic fracturing operation in an oil and gas reservoir, including: (a) multiple radiation of seismic shear waves in a general downward direction in two or more polarizations at one or more places on the earth's surface; (b) recording the data reflected from below, an array of seismic sensors, and (c) analyzing the recorded data to detect fast and slow shear waves on the seismic sensors and to detect changes in seismic arrival time over the total duration of fracturing operations or longer in order to detect changes in the fault within the volume of the stimulated rock of the oil and gas reservoir.
Сущностью известного устройства является устройство для обнаружения трещин в почти реальном времени во время применения операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, содержащее: (а) устройство для испускания сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях на одном или больше мест на поверхности земли; (b) устройство для измерения и записи данных, отраженных снизу массива сейсмических датчиков, и (c) устройство для анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмических данных в течение общей продолжительности операций гидроразрыва или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара.The essence of the known device is a device for detecting cracks in almost real time during the operation of hydraulic fracturing in an oil and gas reservoir, comprising: (a) a device for emitting seismic shear waves in a general downward direction in two or more polarizations at one or more places on the surface of the earth; (b) a device for measuring and recording data reflected from below the array of seismic sensors, and (c) a device for analyzing recorded data for detecting fast and slow shear waves on seismic sensors and for detecting changes in the time of arrival of seismic data over the total duration of frac operations or longer in order to detect changes in the fault within the volume of the stimulated rock of the oil and gas reservoir.
Сущностью известной геофизической системы является устройство для обнаружения трещин в почти реальном времени во время реализации операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, содержащее: (а) устройство для испускания сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях на одном или больше мест на поверхности земли; (b) устройство для измерения и записи данных, отраженных снизу массива сейсмических датчиков, и (c) устройство для анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмических данных в течение общей продолжительности операций гидроразрыва или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара.The essence of the known geophysical system is a device for detecting cracks in almost real time during a hydraulic fracturing operation in an oil and gas reservoir, comprising: (a) a device for emitting seismic shear waves in a general downward direction in two or more polarizations at one or more places on the surface of the earth ; (b) a device for measuring and recording data reflected from below the array of seismic sensors, and (c) a device for analyzing recorded data for detecting fast and slow shear waves on seismic sensors and for detecting changes in the time of arrival of seismic data over the total duration of frac operations or longer in order to detect changes in the fault within the volume of the stimulated rock of the oil and gas reservoir.
Таким образом, известное изобретение по группе изобретений более коротко представляет собой способ обнаружения трещин в ближнем реальном времени во время реализации операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, включающий: (а) многократное излучение сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях в одном или нескольких местах на поверхности земли; (b) записи данных, отраженных снизу, массива сейсмических датчиков и (c) анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмики в течение общей продолжительности гидроразрыва операций или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара. Thus, the known invention according to the group of inventions more briefly represents a method for detecting near-real-time cracks during a hydraulic fracturing operation in an oil and gas reservoir, comprising: (a) multiple radiation of seismic shear waves in a general downward direction in two or more polarizations in one or several places on the surface of the earth; (b) recording the data reflected from below, an array of seismic sensors, and (c) analyzing the recorded data to detect fast and slow shear waves on the seismic sensors and to detect changes in seismic arrival time over the total duration of fracturing operations or longer in order to detect changes in the fault within the volume of the stimulated rock of the oil and gas reservoir.
Известное изобретение в отношении как способа, так и устройства отличается от заявленного технического решения тем, что в известном изобретении используются поперечные волны для контроля процесса гидроразрыва пласта, при этом для создания поперечных волн требуется специальное оборудование, не производимое серийно, в силу указанного применение указанного изобретения сопряжено с необходимостью приобретения уникального не производимого серийно оборудования.The known invention in relation to both the method and the device differs from the claimed technical solution in that the known invention uses transverse waves to control the hydraulic fracturing process, while creating special transverse waves requires special equipment that is not mass-produced, due to the indicated application of the specified invention is associated with the need to purchase unique non-mass-produced equipment.
В заявленном техническом решении, в отличие от выше приведенных известных технических решений, работу предполагается вести с источниками продольных волн, в силу простоты возбуждения продольных волн, которые нашли широкое применение в сейсморазведке.In the claimed technical solution, in contrast to the above-mentioned known technical solutions, the work is supposed to be carried out with sources of longitudinal waves, due to the simplicity of excitation of longitudinal waves, which are widely used in seismic exploration.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлена информация об использовании мониторинга парогравитационного метода добычи СВН фирм CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole, которая описана в статье Forgues, E. Continuous High-Resolution Seismic Monitoring of SAGD. [Текст]/E. Forgues, J. Meunier, F.X. Grésillon; C. Hubans, D. Druesne. – 2006 SEG Annual Meeting, October 1-6, 2006, New Orleans, Louisiana. – Poceedings. – p.3248-3253.From the studied prior art, the applicant has identified information about the use of monitoring of the steam-gravity method for the extraction of UHV from CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole, which is described in Forgues, E. Continuous High-Resolution Seismic Monitoring of SAGD. [Text] / E. Forgues, J. Meunier, F.X. Grésillon; C. Hubans, D. Druesne. - 2006 SEG Annual Meeting, October 1-6, 2006, New Orleans, Louisiana. - Poceedings. - p. 3248-3253.
Перевод, выполненный заявителем, позволяет сделать вывод о том, что фирмы CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole (см. далее перевод цитаты «Since 1998, CGG, GDF (разработали всеобъемлющую систему сейсмического мониторинга, основанную на низкоэнергетических стационарных сейсмических источниках, работающих непрерывно и одновременно в сочетании с постоянными приемными антеннами. Антенны могут быть вертикальными, когда требуется очень высокая чувствительность или горизонтальными, когда необходима пространственная информация (рисунок 1). Поскольку источники и приемники являются стационарными, устраняется одна из основных причин неповторяемости (позиционирующих различий). Рисунок 1: Схема системы сейсмического мониторинга с 5 источниками, 5 вертикальными и 4 горизонтальными приемными антеннами. Кроме того, в ходе развития системы было установлено, что, в отличие от их поверхностной части, захороненные источники и погребенные приемники могут быть почти нечувствительны к изменениям погоды и обеспечивать повторяемость условий наблюдения. Выбранный сейсмический источник представляет собой 1 кВт-пьезоэлектрический источник, который обеспечивает превосходную надежность. Рисунок 2: Пьезоэлектрический источник, который должен быть расположен под зоной малых скоростей. Керамический столб (черный) имеет длину 80 см. Эта система, известная как SeisMovieTM, полностью автоматизирована и дистанционно управляется (1). Такой тип сейсмического мониторинга с высоким разрешением может оптимизировать сценарии эксплуатации: Минимальные изменения в сейсмическом отклике (несколько микросекунд и несколько процентов) могут быть измерены и калиброваны для непосредственного измерения пласта (2).» Сущность выявленной информации, по мнению заявителя, заключается в следующем. Одна из популярных в настоящее время полевых методик – многократные сейсмические наблюдения на одном и том же месторождении для сопровождения процесса добычи высоковязких нефтей – технология 4D. Главной проблемой при её реализации на практике является неповторяемость волновых полей при периодических сейсмических съёмках. Поэтому мировые лидеры в области полевых сейсмических работ переходят к использованию стационарных площадных систем наблюдения при сейсмическом мониторинге на месторождениях тяжёлых нефтей. В частности, на рынке геофизических услуг предлагается технология «SeisMovie», являющаяся совместной разработкой CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole.The translation by the applicant allows us to conclude that the firms CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole (see further translation of the quote “Since 1998, CGG, GDF (developed a comprehensive seismic monitoring system based on low-energy stationary seismic sources operating continuously and simultaneously in combination with permanent receiving antennas. Antennas can be vertical when very high sensitivity is required or horizontal when necessary spatial information (Figure 1). Since sources and receivers are stationary, one of the main reasons for non-repeatability is eliminated (positioning of their differences) Figure 1: Diagram of a seismic monitoring system with 5 sources, 5 vertical and 4 horizontal receiving antennas.In addition, during the development of the system it was found that, unlike their surface part, buried sources and buried receivers can be almost insensitive to weather changes and ensure repeatable observation conditions The selected seismic source is a 1 kW piezoelectric source that provides superior reliability. Figure 2: Piezoelectric source that should be located under the low speed zone. The ceramic pillar (black) is 80 cm long. This system, known as SeisMovieTM, fully automated and remotely controlled (1). This type of high-resolution seismic monitoring can optimize operational scenarios: Minimal changes in the seismic response (a few microseconds and a few percent) can be measured and calibrated to measure the formation directly (2). ”The essence of the information identified, according to the applicant, is as follows. One of the currently popular field techniques is multiple seismic observations at the same field to accompany the production of high-viscosity oils - 4D technology. The main problem in its implementation in practice is the uniqueness of wave fields during periodic seismic surveys. Therefore, world leaders in the field of seismic field operations are switching to the use of stationary areal monitoring systems for seismic monitoring in heavy oil fields. In particular, the SeisMovie technology, which is a joint development of CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole, is offered on the geophysical services market.
Таким образом, выявленная сейсмическая мониторинговая система основана на пространственно-стационарных системах источников и приёмников (см. Фиг. 1).Thus, the identified seismic monitoring system is based on spatially stationary systems of sources and receivers (see Fig. 1).
В качестве источников используются пьезоэлектрические излучатели, которые цементируются в скважинах, на глубине ниже ЗМС (зона малых скоростей в верхней части геологической среды) и излучают свип-сигнал (колебание с монотонно изменяющейся частотой и постоянной амплитудой) в полосе частот 15÷300 Гц (Фиг. 2.). Наиболее кондиционные материалы получены технологией 4D для терригенных резервуаров. Главная причина - относительные изменения скорости и плотности, обусловленные добычей, являются значимыми для песчаных коллекторов. Для высокоскоростных карбонатных резервуаров относительные изменения этих параметров очень малы.Piezoelectric emitters are used as sources, which are cemented in wells, at a depth below the ZMS (low velocity zone in the upper part of the geological environment) and emit a sweep signal (oscillation with a monotonously changing frequency and constant amplitude) in the
Основываясь на изложенном, в качестве наиболее близкого аналога - прототипа, заявителем выбран указанный источник информации, т.к. она совпадает с заявленным техническим решением как по назначению, так и по совокупности совпадающим признаков.Based on the foregoing, as the closest analogue - the prototype, the applicant selected the specified source of information, because it coincides with the claimed technical solution both for the intended purpose and for the totality of the matching features.
Анализ прототипа позволил заявителю выявить следующие недостатки:Analysis of the prototype allowed the applicant to identify the following disadvantages:
- требуется необходимость размещения измерительной сети на глубинах, превышающих подошву ЗМС. При толщине ЗМС в несколько десятков метров, что характерно для территории Урало-Поволжья, эта процедура требует специальных устройств для создания ПП и значительных капиталовложений, что, по мнению заявителя, является нецелесообразным;- the need to place the measuring network at depths exceeding the sole of the VMS is required. With a thickness of the VMS of several tens of meters, which is typical for the territory of the Ural-Volga region, this procedure requires special devices for creating PP and significant investment, which, according to the applicant, is inappropriate;
- погружные пьезоэлектрические излучатели являются источниками, которые не выпускаются серийно;- submersible piezoelectric emitters are sources that are not commercially available;
- измерительная сеть представляет собой плотную 3D систему наблюдений и при измерениях требуется обработать значительный объем данных;- the measuring network is a dense 3D observation system and during measurements it is required to process a significant amount of data;
- при малой глубине (100-200 м) представленная технология существенно увеличивает стоимость исследовательских работ и приводит к нерентабельной добыче СВН.- at a shallow depth (100-200 m), the presented technology significantly increases the cost of research and leads to unprofitable extraction of overhead oil.
Указанные недостатки являются экономически нецелесообразными на территории РФ, более точно - для Урало-Поволжского региона, т.к. стоимость разведки СВН методам традиционного бурения обходится на порядок дешевле предложений фирм CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole соответственно.These shortcomings are economically inexpedient in the territory of the Russian Federation, more precisely - for the Ural-Volga region, because the cost of exploration of oil and gas exploration by traditional drilling methods is much cheaper than the offers of CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole, respectively.
Задачей заявленного технического решения в целом является создание импортозамещающей технологии, основанной на разработке способа, базирующегося на идеях, изложенных в статье, взятой за прототип, обеспечивающего устранение недостатков прототипа и реализацию поставленных задач за счёт творческой переработки и создания собственного способа, обеспечивающего реализацию заявленных целей.The objective of the claimed technical solution as a whole is the creation of an import-substituting technology based on the development of a method based on the ideas set forth in the article taken as a prototype, which ensures the elimination of the disadvantages of the prototype and the implementation of the tasks due to creative processing and the creation of our own method to achieve the stated goals.
Техническим результатом заявленного технического решения является мониторинг пространственного положения зон паротеплового воздействия на пласт-коллектор, насыщенный сверхвязкой нефтью, внутри контура залежей, залегающих на глубинах до 250 м от поверхности земли, с периодичностью на менее двух раз в год.The technical result of the claimed technical solution is to monitor the spatial position of the heat and steam zones on the reservoir, saturated with super-viscous oil, inside the contour of deposits lying at depths up to 250 m from the earth’s surface, with a frequency of less than two times a year.
Сущностью заявленного технического решения является способ сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что выбирают места заложения скважин, бурят контрольно-измерительные скважины с глубиной забоя на несколько метров ниже целевого пласта-коллектора, формируют скважинную систему наблюдения для выполнения скважинной сейсмической съёмки, состоящую из контрольно-измерительных скважин с размещением в них сейсмоприемников, расположенных ниже подошвы пласта-коллектора, размещают малоканальные прискважинные поверхностные расстановки сейсмоприёмников, представляющих собой комбинированную систему наблюдения, на которых размещают восьмиканальную активную расстановку, не перемещаемую в пространстве, при этом её четвёртый по порядку следования канал подключают к погружному сейсмическому приёмнику, устанавливают четыре пункта возбуждения, из них два фланговые и два удалённые, формируют систему наблюдения для выполнения сейсмической съёмки по линейным профилям, выбирают не менее трёх профилей и не менее одного профиля для каждой группы однонаправленных SAGD-скважин, при этом линейные профили ориентируют перпендикулярно направлению горизонтальной части стволов, проходящих через купольную область ловушки сверхвязкой нефти, выполняют высокоточную топографическую привязку всех пунктов приёма с точностью ±0.1м, выполняют базовую скважинную сейсмическую съёмку, выполняют воздействие на поверхность дневного рельефа подвижным невзрывным импульсным источником продольных волн, регистрируют для каждой скважины четыре сейсмограммы, на которых фиксируют волновые поля поверхностной расстановки из семи каналов и погружного скважинного сейсмоприёмника, перемещаемому последовательно по позициям на всех запланированных пунктах возбуждения сейсмических волн, при этом комбинированную систему наблюдений отрабатывают из фланговых пунктов возбуждения упругих колебаний и удалённых пунктов возбуждения, которые удаляют от первого и восьмого пунктов приема на расстояния, кратные длине прискважинной расстановки, далее выполняют базовую сейсмическую съёмку по линейным профилям, проходящих через контрольно-измерительные скважины, по методике многократных перекрытий, измерения выполняют посредством инициирования сейсмического поля, расстояние между соседними пунктами возбуждения выбирают равным расстоянию между пунктами приема, равное 4÷6 м, каждый пункт возбуждения отрабатывают с накоплением воздействий источника, с последующим выполнением компьютерной обработки материалов базовой сейсмической съёмки по линейным профилям по графу, характерному для метода общей глубинной точки с его адаптацией для малоглубинной сейсморазведки с сохранением относительного уровня амплитуд, с выделением полезных волн – прямых, головных и отраженных, далее по отражённым волнам строят временной разрез и модель интервальных скоростей, восстанавливают по координатам поверхностную сеть пунктов приёма с точностью ± 0.1 м для проведения мониторинговой съёмки, далее выполняют мониторинговую скважинную сейсмическую съёмку с периодичностью не менее двух в год, далее выполняют мониторинговую сейсмическую съёмку по линейным профилям, далее выполняют компьютерную обработку, далее корректируют материалы мониторинговой скважинной сейсмической съёмки за влияние сезонных вариаций упругих свойств верхней части разреза путем их сравнения с данными первичной съёмки, далее выявляют остаток времени пробега, оставшийся после вычитания времени вариации пробега прямой проходящей волны в верхних слоях и используют его (остаток времени) для расчёта лучевой скорости мониторинговой съёмки, далее выполняют компьютерную обработку материалов мониторинговой сейсмической съёмки по линейным профилям, полученные результаты вычислений - лучевые скорости, базовой и мониторинговой съёмок, модели интервальных скоростей по линейным профилям загружают в компьютерную интерпретационную систему, выполняют совместный анализ всех полученных материалов на единой картографической основе, формируют пространственное распределение скоростей в толще, охватывающей продуктивный пласт-коллектор, рассчитывают карты разностных параметров между базовой и повторными съёмками, далее посредством оценки разностных параметров между базовой и мониторинговой съёмок получают изменения лучевой скорости за период времени между базовой и последующими съёмками, далее сопоставляют карты разностных параметров с накопленным объёмом закаченного в пласт-коллектор пара за весь период добычи сверхвязкой нефти и за временные интервалы между съёмками, анализируют результаты ранее проведенных расчётов, делают заключения о направленностях процесса прогрева пласта в зонах между горизонтальными скважинами-инжекторами.The essence of the claimed technical solution is a method of seismic monitoring of the development of shallow deposits viscous oil, comprising the steps of: selecting locations laying wells drilled KIP borehole depth slaughtering of several meters below the target reservoir is formed downhole monitoring system to perform the downhole seismic survey , consisting of control and measuring wells with the placement of geophones located below the bottom of the reservoir, placing t low-channel borehole surface arrays of geophones, which are a combined observation system, on which an eight-channel active arrays are placed that are not movable in space, while its fourth channel is connected to a submersible seismic receiver, four field points are set, two of them are flanking and two remote, form a monitoring system for seismic surveys along linear profiles, select at least three profiles and at least one profiles for each group of unidirectional SAGD wells, while linear profiles are oriented perpendicular to the direction of the horizontal part of the boreholes passing through the domed region of the super-viscous oil trap, perform high-precision topographic binding of all receiving points with an accuracy of ± 0.1m, perform basic borehole seismic survey, and affect the surface of the daytime relief by a movable non-explosive pulsed source of longitudinal waves, four seismograms are recorded for each well, on which wave fields of a surface arrangement of seven channels and a submersible borehole seismic receiver moving sequentially at positions at all planned points of excitation of seismic waves, while the combined observation system is worked out from flank points of excitation of elastic vibrations and remote points of excitation, which are removed from the first and eighth receiving points at distances that are multiples of the length of the borehole arrangement, then they perform basic seismic survey along linear profiles passing through control wells, according to the method of multiple overlapping, measurements are performed by initiating a seismic field, the distance between adjacent excitation points is chosen equal to the distance between the receiving points, equal to 4 ÷ 6 m, each excitation point is worked out with the accumulation of the effects of the source, followed by computer processing materials of basic seismic surveys according to linear profiles according to the graph characteristic of the common deep point method with its adaptation for shallow seismic intelligence reconnaissance with maintaining the relative level of amplitudes, with the selection of useful waves - direct, head and reflected, then use the reflected waves to construct a time section and a model of interval velocities, restore the surface of the receiving points from the coordinates with an accuracy of ± 0.1 m for monitoring survey, then perform monitoring borehole seismic survey with a frequency of at least two per year, then perform monitoring seismic survey along linear profiles, then perform computer processing, Then, the materials of the monitoring borehole seismic survey are adjusted for the influence of seasonal variations in the elastic properties of the upper part of the section by comparing them with the data of the initial survey, then the remainder of the travel time remaining after subtracting the travel time variation of the forward transmitted wave in the upper layers is revealed and used (the remainder of time) calculation of the radial velocity of the monitoring survey, then computer processing of the monitoring seismic survey materials by linear profiles is performed, the result obtained Computations — radial velocities, baseline and monitoring surveys, models of interval velocities along linear profiles are loaded into a computer interpretation system, they perform a joint analysis of all the materials obtained on a single cartographic basis, form the spatial distribution of velocities in the thickness, covering the productive reservoir, calculate differential maps parameters between the baseline and repeated surveys, then by evaluating the difference parameters between the baseline and monitoring surveys, changes in radial velocity over the period of time between the baseline and subsequent surveys, then compare the difference parameter maps with the accumulated volume of steam injected into the reservoir for the entire period of extra-viscous oil production and for the time intervals between surveys, analyze the results of previous calculations, make conclusions about the direction of the process formation warming up in zones between horizontal injector wells.
Заявленное техническое решение иллюстрируется следующими материалами:The claimed technical solution is illustrated by the following materials:
На Фиг.1 представлена блок-схема стационарной мониторинговой системы по прототипу, состоящей из пяти погружных источников, пяти вертикальных и четырех горизонтальных погружных антенн, каждая из которых состоит из набора сейсмоприёмников.Figure 1 presents a block diagram of a stationary monitoring system of the prototype, consisting of five submersible sources, five vertical and four horizontal submersible antennas, each of which consists of a set of geophones.
На Фиг.1 цифрами обозначены:In figure 1, the numbers denote:
1 - вертикальные погружные сейсмические антенны, каждая из которых состоит из пяти сейсмоприёмников.1 - vertical submersible seismic antennas, each of which consists of five geophones.
2 - погружные источники в количестве пяти штук по одной на каждую скважину.2 - submersible sources in the amount of five pieces, one for each well.
3 - блок центральной электроники (телеметрическая сейсмостанция).3 - central electronics unit (telemetric seismic station).
4 - горизонтальные заглублённые ниже подошвы ЗМС сейсмоприёмники (антенны).4 - horizontal seismic receivers (antennas) buried below the bottom of the VMS.
На Фиг.2 представлено фотоизображение пьезоэлектрического излучателя по прототипу, цементируемого в скважине ниже подошвы ЗМС и обозначенного на Фиг.1 позицией 2.Figure 2 presents a photograph of the piezoelectric emitter of the prototype, cemented in the well below the bottom of the ZMS and indicated in Figure 1 by 2.
На Фиг. 3 представлена схема расположения профилей на залежи СВН по заявленному техническому решению, где цифрами обозначены:In FIG. 3 presents a diagram of the location of the profiles on the IOS deposits according to the claimed technical solution, where the numbers indicate:
146nk – 165nk – номера контрольно-измерительных скважин146nk - 165nk - numbers of test wells
20824, 20826, 20828, 20832, 20834, 20836, 20912, 20846, 20856, 20854, 20868, 20866, 20864, 20862, 20860 – номера горизонтальных скважин.20824, 20826, 20828, 20832, 20834, 20836, 20912, 20846, 20856, 20854, 20868, 20866, 20864, 20862, 20860 - numbers of horizontal wells.
a, b, c – линейные сейсмические профили (профиль 8, профиль 9, профиль 10 соответственно)a, b, c - linear seismic profiles (profile 8, profile 9, profile 10, respectively)
На Фиг. 4 представлена схема размещения сейсмической системы наблюдения на контрольно-измерительной скважине (КИ) и у её устья по заявленному техническому решению, где арабскими цифрами обозначены номера активных сейсмических каналов 1-8 соответственно, обозначениями ПВ1-ПВ4 обозначены пункты размещения мобильного электромагнитного сейсмического источника, например Енисей 1,6 (устанавливается на ПВ1-ПВ4 преимущественно последовательно для получения четырёх сейсмограмм), а римскими обозначены элементы системы наблюдения:In FIG. 4 shows the layout of the seismic monitoring system on the control and measuring well (CI) and at its mouth according to the claimed technical solution, where Arabic numerals denote the numbers of active seismic channels 1-8, respectively, PV1-PV4 designates the locations of a mobile electromagnetic seismic source, for example Yenisei 1.6 (installed on PV1-PV4 mainly sequentially to obtain four seismograms), and Roman elements of the observation system are indicated:
I – скважинный сейсмический приемникI - downhole seismic receiver
II – ствол КИ-скважиныII - KI well bore
III – пункты возбуждения сейсмических волнIII - points of excitation of seismic waves
IV – наземные сейсмические приемникиIV - surface seismic receivers
V – траектория луча прямой проходящей сейсмической волныV - beam path of a direct transmitted seismic wave
На Фиг. 5 изображена разность между значениями лучевых скоростей (приведены в виде вычитания замеров, сделанных в 2017(мониторинговая съёмка), за вычетом результатов замеров, сделанных ранее в 2016 (базовая съёмка)) в толще пород, вмещающей, продуктивный интервал по данным скважинных модулей мониторинга по заявленному техническому решению, где:In FIG. Figure 5 shows the difference between radial velocity values (shown as subtracting measurements taken in 2017 (monitoring survey), minus the results of measurements taken earlier in 2016 (basic survey)) in the rock mass, which contains the productive interval according to the data of well monitoring modules the claimed technical solution, where:
146nk – 165nk – номера контрольно-измерительных скважин (красные квадраты)146nk - 165nk - numbers of test wells (red squares)
20825, 20827, 20829, 20833, 20835, 20837, 20913, 20847, 20857, 20855, 20869, 20867, 20865, 20863, 20861 – номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).20825, 20827, 20829, 20833, 20835, 20837, 20913, 20847, 20857, 20855, 20869, 20867, 20865, 20863, 20861 - numbers of horizontal injection wells (black circles).
При этом, цветом показана разность лучевых скоростей в м/с по заявленному техническому решению, характеризующая изменение скоростей движения прямой проходящей продольной сейсмической волны в геологической среде, указывающая на изменение физических свойств СВН на дату съёмки:At the same time, the color shows the difference in radial velocities in m / s according to the claimed technical solution , which characterizes the change in the velocities of the direct passing longitudinal seismic wave in the geological environment, indicating a change in the physical properties of the IOS on the date of shooting:
Синий цвет – от 25 до 0Blue color - from 25 to 0
Голубой цвет – от 0 до -50Blue color - from 0 to -50
Зеленый цвет – от -50 до -100Green color - from -50 to -100
Желтый цвет – от -100 до -150Yellow color - from -100 to -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200Orange color - from -150 to -200
Красный цвет – от -200 до -225.Red color - from -200 to -225.
На Фиг. 6 изображено совместное пространственное отображение разностей лучевых и интервальных скоростей для целевого объекта по заявленному техническому решению, характеризующее изменение скоростей движения продольной сейсмической волны в геологической среде, указывающее на изменение физических свойств СВН на дату съёмки в 3D формате:In FIG. 6 shows a joint spatial display of the radial and interval velocity differences for the target object over the claimed technical solution, characterizing the change in the velocities of the longitudinal seismic wave in the geological environment, indicating a change in the physical properties of the IOS on the date of shooting in 3D format:
146nk – 165nk – номера контрольно-измерительных скважин (красные круги с крестом)146nk - 165nk - numbers of test wells (red circles with a cross)
20825, 20827, 20829, 20833, 20835, 20837, 20913, 20847, 20857, 20855, 20869, 20867, 20865, 20863, 20861 – номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).20825, 20827, 20829, 20833, 20835, 20837, 20913, 20847, 20857, 20855, 20869, 20867, 20865, 20863, 20861 - numbers of horizontal injection wells (black circles).
Цветом показывается разность лучевых и интервальных скоростей в м/с:The color shows the difference between radial and interval velocities in m / s:
Синий цвет – от 25 до 0Blue color - from 25 to 0
Голубой цвет – от 0 до -50Blue color - from 0 to -50
Зеленый цвет – от -50 до -100Green color - from -50 to -100
Желтый цвет – от -100 до -150Yellow color - from -100 to -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200Orange color - from -150 to -200
Красный цвет – от -200 до -225.Red color - from -200 to -225.
На Фиг. 7 Представлена таблица закачки пара для профиля 9 по заявленному техническому решению. Она состоит из 5 столбцов и 3 строк. В первом столбце указаны временные интервалы проведения Исследований 1 и 2. В столбцах со второго по пятый указана накопленная закачка пара в пласт-коллектор в кубических метрах через инжекторные горизонтальные скважины 20829, 20831, 20833, 20835. В первой строке размещён заголовок таблицы. Во второй строке указана накопленная закачка пара за период с 01.01.2016 по 01.09.2016, который назван «Исследование 1». В третьей строке указана накопленная закачка пара за период с 01.09.2016 по 01.05.2017, который назван «Исследование 2».In FIG. 7 The steam injection table for profile 9 by the claimed technical solution. It consists of 5 columns and 3 rows. The first column shows the time intervals for Research 1 and 2. The columns from the second to the fifth show the cumulative injection of steam into the reservoir in cubic meters through
На Фиг. 8 представлены разности интервальных скоростей (приведены в виде вычитания замеров, сделанных в 2017, за вычетом результатов замеров, сделанных ранее в 2016) в пределах продуктивной толщи и покрышки по профилю 9 (указан на Фиг.3) для Исследований 1 и 2 по заявленному техническому решению.In FIG. Figure 8 presents the differences in the interval velocities (shown as the subtraction of measurements made in 2017, minus the results of measurements taken earlier in 2016) within the productive thickness and tire along profile 9 (indicated in Figure 3) for Studies 1 and 2 according to the claimed technical decision.
146nk, 147nk, 148nk, 149nk, 150nk, 151nk, 152nk 153nk – номера контрольно-измерительных скважин (красные круги с крестом).146nk, 147nk, 148nk, 149nk, 150nk, 151nk, 152nk 153nk - numbers of control and measurement wells (red circles with a cross).
20827, 20829, 20831, 20833, 20835, 20837 – номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).20827, 20829, 20831, 20833, 20835, 20837 - numbers of horizontal injection wells (black circles).
Цветом показывается разность лучевых и интервальных скоростей в м/с:The color shows the difference between radial and interval velocities in m / s:
Синий цвет – от 25 до 0Blue color - from 25 to 0
Голубой цвет – от 0 до -50Blue color - from 0 to -50
Зеленый цвет – от -50 до -100Green color - from -50 to -100
Желтый цвет – от -100 до -150Yellow color - from -100 to -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200Orange color - from -150 to -200
Красный цвет – от -200 до -225.Red color - from -200 to -225.
На Фиг. 9 представлена таблица закачки пара для профиля 8 (указанного на Фиг.3) по заявленному техническому решению. Она состоит из 7 столбцов и 3 строк. В первом столбце указаны временные интервалы проведения Исследований 1 и 2. В столбцах со второго по седьмой указана накопленная закачка пара в пласт-коллектор в кубических метрах через инжекторные горизонтальные скважины 20847, 20855, 20857, 20859, 20867, 20869. В первой строке размещён заголовок таблицы. Во второй строке указана накопленная закачка пара за период с 01.01.2016 по 01.09.2016, который назван «Исследование 1». В третьей строке указана накопленная закачка пара за период с 01.09.2016 по 01.05.2017, который назван «Исследование 2».In FIG. 9 presents a steam injection table for profile 8 (indicated in FIG. 3) according to the claimed technical solution. It consists of 7 columns and 3 rows. The first column shows the time intervals for Research 1 and 2. The columns from the second to the seventh indicate the accumulated injection of steam into the reservoir in cubic meters through
На Фиг. 10 представлены разности интервальных скоростей (приведены в виде вычитания замеров, сделанных в 2017, за вычетом результатов замеров, сделанных ранее в 2016.) в пределах продуктивной толщи и покрышки по профилю 8 (указан на Фиг.3) для Исследований 1 и 2 по заявленному техническому решению.In FIG. 10 shows the differences in interval velocities (shown as subtracting the measurements made in 2017, minus the results of measurements taken earlier in 2016.) within the productive thickness and tire along profile 8 (indicated in Figure 3) for Studies 1 and 2 of the claimed technical solution.
20847, 20859, 20857, 20855, 20869, 20867– номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).20847, 20859, 20857, 20855, 20869, 20867– numbers of horizontal injection wells (black circles).
Цветом показывается разность лучевых скоростей в м/с:The color shows the difference in radial velocities in m / s:
Синий цвет – от 25 до 0Blue color - from 25 to 0
Голубой цвет – от 0 до -50Blue color - from 0 to -50
Зеленый цвет – от -50 до -100Green color - from -50 to -100
Желтый цвет – от -100 до -150Yellow color - from -100 to -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200Orange color - from -150 to -200
Красный цвет – от -200 до -225.Red color - from -200 to -225.
При этом заявитель по Фиг.3-10, соответственно, предоставляет следующие пояснения: на указанных Фиг. приведены пятизначные номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).In this case, the applicant of FIGS. 3-10, respectively, provides the following explanations: in the FIGS. five-digit numbers of injection horizontal wells (black circles) are given.
Фиг.11 представлена блок схема заявленного технического решения, т.е. последовательность выполнения действия над материальными средствами с использованием материальных средств по заявленному способу сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти.11 is a block diagram of the claimed technical solution, i.e. the sequence of actions on materiel using materiel according to the claimed method of seismic monitoring of the development of shallow deposits of extra-viscous oil.
Заявленное техническое решение реализуется следующим образом:The claimed technical solution is implemented as follows:
Заявитель в целях более детального иллюстрирования заявленного технического решения и обоснования наличия существенных отличий от технического решения, выбранного в качестве прототипа, представляет блок-схему заявленного технического решения, приведенную на Фиг.11, которая предназначена для более детального понимания и разъяснения сущности заявленного способа сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти.The applicant, in order to illustrate in more detail the claimed technical solution and justify the existence of significant differences from the technical solution selected as a prototype, presents a block diagram of the claimed technical solution shown in Fig. 11, which is intended for a more detailed understanding and clarification of the essence of the claimed seismic monitoring method. development of shallow deposits of extra-viscous oil.
Для выполнения измерений по заявленному способу применяют стандартную сейсморазведочную аппаратуру, а именно:To perform measurements according to the claimed method, standard seismic equipment is used, namely:
На забое КИ-скважины размещают сейсмоприемник одной из следующих моделей – GS-20DX, либо GMT-12.5-V, выпускаемые различными фирмами производителями. На ПП прискважинной поверхностной расстановки и линейных профилях размещают стандартные геофоны, например, GS-20DX. Для сбора сейсмической информации с ПП используют телеметрическую систему, например, отечественную сейсмостанцию «XZONE Fly Lander», которая регистрирует сигналы, поступившие от сейсмоприёмников(геофонов), выполняет их аналого-цифровое преобразование и записывает их на диск компьютера. Для возбуждения сейсмических волн используют поверхностный источник невзрывного типа для малоглубинной сейсморазведки, способный работать в режиме накопления воздействий, например, «Енисей ЭМ-1,6».On the bottom of KI-wells, a seismic receiver of one of the following models is placed - GS-20DX, or GMT-12.5-V, produced by various manufacturers. Standard geophones, for example, GS-20DX, are placed on the borehole surface alignment PP and linear profiles. To collect seismic information from the software, a telemetry system is used, for example, the domestic XZONE Fly Lander seismic station, which registers signals received from seismic receivers (geophones), performs their analog-to-digital conversion, and writes them to a computer disk. To excite seismic waves, a non-explosive surface source is used for shallow seismic exploration, capable of operating in the accumulation of influences, for example, Yenisei EM-1.6.
Перед началом реализации способа выполняют предварительные действия необходимые и достаточные для реализации заявленного способа.Before starting the implementation of the method, the preliminary steps necessary and sufficient for the implementation of the claimed method are performed.
Реализация собственно способа по заявленному техническому решению начинается с детального анализа предоставляемой Заказчиком исходной схемы разбуривания месторождения СВН, на базе которой выполняют последовательные действия, представляющие собой в целом восемнадцать действий по заявленному способу, подробно описанные далее.The actual implementation of the method according to the claimed technical solution begins with a detailed analysis of the initial scheme for drilling the SVN field provided by the Customer, on the basis of which sequential actions are performed, representing a total of eighteen actions according to the claimed method, described in detail below.
№1 - Выбирают места бурения и выполняют собственно бурение (проводку) контрольно-измерительных скважин (далее КИ-скважин) с глубиной забоя на несколько метров ниже целевого пласта-коллектора. Эти скважины являются опорными для формирования поверхностной (наземной) сети измерительных пунктов приёма сейсмических колебаний (далее ПП).No. 1 - Drilling sites are selected and the actual drilling (wiring) of control and measurement wells (hereinafter KI-wells) with a bottom depth of several meters below the target reservoir is carried out. These wells are reference for the formation of a surface (ground) network of measuring points for receiving seismic vibrations (hereinafter referred to as PP).
№2 - Формируют скважинную систему наблюдения для выполнения скважинной сейсмической съёмки, состоящую из контрольно-измерительных скважин (далее КИ) с размещенными в них сейсмоприемниками, расположенными ниже подошвы пласта-коллектора, малоканальной прискважинной поверхностной расстановки сейсмоприёмников, расстояние между ПП составляет 4 м.No. 2 - Form a borehole observation system for performing downhole seismic survey, consisting of control and measuring wells (hereinafter KI) with seismic receivers located below the base of the reservoir, low-channel borehole surface arrangement of geophones, the distance between the survey stations is 4 m.
№3 - Формируют систему наблюдения для выполнения сейсмической съёмки по линейным профилям. В зависимости от сложности геологического строения залежи СВН выбирают направление нескольких (3-5) профилей, но не менее одного для каждой группы однонаправленных SAGD-скважин. Профили ориентируют перпендикулярно направлению горизонтальной части ствола парных скважин через купольную область ловушки СВН (купол - антиклиналь более или менее изометрической формы, "Геологический словарь" в 2-х томах, М, 1978).No. 3 - Form a monitoring system to perform seismic surveys along linear profiles. Depending on the complexity of the geological structure of the SOS deposits, the direction of several (3-5) profiles is selected, but not less than one for each group of unidirectional SAGD wells. The profiles are oriented perpendicular to the direction of the horizontal part of the pair of boreholes through the domed area of the IOS trap (dome - anticline of more or less isometric shape, "Geological Dictionary" in 2 volumes, M, 1978).
№4 - Выполняют высокоточную топографическую привязку всех ПП с точностью ±0.1м, для того, чтобы при повторных сейсмических съемках пункты приема располагались в одних и тех же точках (Фиг. 3.). Этап формирования системы наблюдения можно разбить на несколько подпунктов. Сначала создается проект в геоинформационных системах, где проектируются сейсмические наземные профиля и наземные расстановки возле скважин. Далее эти все запланированные точки непосредственно перед сейсмической съемкой выносят на местность. В каждой точке, где будет находиться ПП, вбивают топографический колышек, чтобы визуально они были заметны на местности.No. 4 - Perform a high-precision topographic reference of all BOPs with an accuracy of ± 0.1 m, so that during repeated seismic surveys the reception points are located at the same points (Fig. 3.). The stage of formation of the surveillance system can be divided into several sub-items. First, a project is created in geographic information systems where seismic ground profiles and ground arrangements near wells are designed. Further, these all planned points immediately before the seismic survey are taken out to the terrain. At each point where the PP will be located, a topographic peg is driven in so that they are visually visible on the ground.
№5 - Выполняют базовую скважинную сейсмическую съёмку. Для этого на эти ПП, намеченные предварительно по операции №2 заявленного способа, устанавливают сейсмоприемники. Система наблюдения для каждой скважины представляет один линейный профиль, на котором размещена восьмиканальная активная расстановка и четыре пункта возбуждения (ПВ) (см.Фиг.4). При этом акцент делается на то, что активная расстановка не перемещается в пространстве, при этом её четвёртый по порядку следования канал подключается к погружному сейсмическому приёмнику (см. поз. I на Фиг.4 - чёрный ромбик в нижней части скважины). Кроме указанного, остальные каналы образовывают поверхностную прискважинную расстановку одиночных (либо группы) сейсмоприёмников (см. поз. IV на Фиг. 4) (группа сейсмоприёмников, [ГОСТ Р 54363-2011: Полевые геофизические исследования. Термины и определения]).No. 5 - Perform basic borehole seismic survey. To do this, geophones are installed on these software, previously scheduled for operation No. 2 of the claimed method. The observation system for each well represents one linear profile, on which an eight-channel active arrangement and four points of excitation (PV) are located (see Figure 4). The emphasis is on the fact that the active arrangement does not move in space, while its fourth channel in sequence is connected to a submersible seismic receiver (see pos. I in Figure 4 - a black diamond in the lower part of the well). In addition to the above, the remaining channels form a surface borehole arrangement of single (or group) geophones (see pos. IV in Fig. 4) (a group of geophones, [GOST R 54363-2011: Field geophysical surveys. Terms and definitions]).
Эту расстановку отрабатывают из четырёх ПВ: двух фланговых (№ 1, 2) и двух удалённых (№ 3, 4) соответственно (см. на Фиг 4). ПВ № 1 и ПВ №3 размещены по направлению увеличения мощности песчаной пачки горизонта. Для этого выполняют воздействия на поверхность дневного рельефа подвижным невзрывным источником, который последовательно перемещают по позициям на всех запланированных пунктах возбуждения сейсмических волн (см. поз. ПВ1-ПВ4 на Фиг.4). Причём, комбинированная система наблюдений по данному пункту №5 отрабатывается из фланговых пунктов возбуждения упругих колебаний (фланговые пункты возбуждения, расположены по одну сторону базы приема) и удалённых ПВ (ПВ расположены за пределами базы приема), последние удаляются от первого и восьмого ПП на расстояния, кратные длине прискважинной расстановки. Источник сейсмоволн применяют в режиме накопления воздействий (многократное повторение воздействий на одном ПВ, с определенной периодичностью). Оптимальное количество воздействий источника выбирают в зависимости от поверхностных сейсмогеологических условий (сейсмогеологические условия - совокупность свойств горных пород, исследуемых геологических объектов земной коры, определяющих особенности образования и распространения сейсмических волн [ГОСТ 16821-91]). Для каждой скважины регистрируют четыре сейсмограммы, на которых фиксируют волновые поля поверхностной расстановки (7 каналов) и погружного скважинного сейсмоприёмника (один канал) соответственно. Задача измерительного скважинного канала – зарегистрировать импульс прямой проходящей волны. Задача прискважинной расстановки – зарегистрировать первые вступления поля первых волн (вступление волн - в геофизике первое отклонение колеблющейся частицы от положения равновесия. [Геологический словарь в 2-х томах. К.Н. Паффенгольц (1973)]).This arrangement is practiced from four PV: two flank (No. 1, 2) and two remote (No. 3, 4), respectively (see in Fig. 4). MF No. 1 and MF No. 3 are placed in the direction of increasing the thickness of the sand pack of the horizon. To do this, perform impacts on the surface of the daytime topography with a movable non-explosive source, which is sequentially moved to positions at all planned points of excitation of seismic waves (see pos. PV1-PV4 in Figure 4). Moreover, the combined observation system for this item No. 5 is worked out from the flanking points of excitation of elastic vibrations (flanking points of excitation, located on one side of the base of the reception) and remote MF (MF located outside the base of the reception), the latter are removed from the first and eighth PP at a distance multiples of the length of the borehole arrangement. The source of seismic waves is used in the mode of accumulation of actions (repeated repetition of actions on one receiver, with a certain periodicity). The optimal number of source influences is selected depending on the surface seismic and geological conditions (seismic and geological conditions are a set of rock properties, the studied geological objects of the earth’s crust that determine the features of the formation and propagation of seismic waves [GOST 16821-91]). Four seismograms are recorded for each well, on which the wave fields of the surface arrangement (7 channels) and the submersible borehole seismic receiver (one channel) are recorded, respectively. The task of the measuring borehole channel is to register the momentum of the direct transmitted wave. The task of the borehole arrangement is to register the first arrivals of the field of the first waves (the arrival of waves - in geophysics the first deviation of an oscillating particle from the equilibrium position. [Geological Dictionary in 2 volumes. K. N. Paffenholtz (1973)].
При этом следует обратить внимание на то, что количество ПП в одной прискважинной расстановке определяется канальностью одной секции телеметрической косы (термин «коса телеметрическая» представляет собой четырёхжильный кабель с полевыми модулями для сбора, аналого-цифрового преобразования и передачи сигналов на блок центральной электроники (сейсмическую станцию)). В приведенном примере реализации заявленного способа заявителем использовано количество ПП, равное восьми. Данное количество ПП является минимально необходимым количеством и достаточным для реализации заявленного способа. Четвёртый по порядку следования ПП располагается на устье КИ-скважины.It should be noted that the number of PPs in one borehole arrangement is determined by the channeling of one section of the telemetric spit (the term “telemetric spit” is a four-wire cable with field modules for collecting, analog-to-digital conversion and transmitting signals to a central electronics unit (seismic station)). In the above example, the implementation of the claimed method by the applicant used the amount of PP equal to eight. This number of PP is the minimum necessary amount and sufficient to implement the claimed method. The fourth in sequence order is located at the mouth of the KI well.
Следует обратить внимание на то, что прискважинная поверхностная расстановка может передвигаться в околоскважинном пространстве по разным азимутам наблюдения с центром на устье КИ-скважины для создания дополнительных точек измерения.It should be noted that the borehole surface arrangement can move in near-borehole space at different observation azimuths centered at the mouth of the KI well to create additional measurement points.
№6 - Выполняют базовую сейсмическую съёмку по линейным профилям (ЛП), проходящих через КИ-скважины, по методике многократных перекрытий (каждая отражающая точка регистрируется несколько раз), непосредственные измерения выполняют посредством инициирования сейсмического поля невзрывным поверхностным импульсным электромагнитным источником продольных волн. Расстояние между соседними ПВ выбирают равным расстоянию между ПП, которое составляет 4÷6 м. Каждый ПВ отрабатывается с накоплением воздействий источника. Задачей сейсмических наблюдений на линейных профилях является регистрация прямых, головных и отражённых волн на сейсмограммах.No. 6 - Basic seismic surveys are performed using linear profiles (LP) passing through KI wells using the multiple overlap technique (each reflection point is recorded several times), direct measurements are performed by initiating a seismic field with an non-explosive surface pulsed electromagnetic source of longitudinal waves. The distance between adjacent PFs is chosen equal to the distance between PFs, which is 4–6 m. Each PF is worked out with accumulation of source effects. The task of seismic observations on linear profiles is to record direct, head and reflected waves in seismograms.
№7 - Далее выполняют вычисления с использованием ЭВМ с применением известных программных продуктов, например, Echos Paradigm® (обработка), являющихся неотъемлемой частью заявленного способа. Полученные сейсмограммы подвергают компьютерной обработке по графу обработки (граф обработки – последовательность процедур преобразования и анализа сейсмической информации в процессе ее обработки [ГОСТ 16821-91]), оптимизированному для волновых полей малоглубинной сейсморазведки. При этом программный продукт, используемый для обработки сейсмограмм, имеет алгоритмические процедуры, обеспечивающие усиление амплитуд полезного сигнала относительно уровня помех. На сейсмотрассе (сейсмотрасса- сейсмическая запись по одному из многих каналов – краткий толковый словарь геофизических терминов) скважинного канала, подавляют регулярные и нерегулярные помехи и выделяют импульс прямой проходящей волны, для которого определяют время первого вступления. А для прискважинной расстановки строят встречную систему годографов (сейсмический годограф: Зависимость времени пробега сейсмической волны от расстояния между пунктами возбуждения и приема [ГОСТ 16821-91]) первых волн. Используя годографы, вычисляют скорости, толщину слоёв в верхней части разреза и время пробега волны в них в момент регистрации импульса прямой проходящей волны в КИ-скважине.No. 7 - Next, calculations are performed using a computer using known software products, for example, Echos Paradigm® (processing), which are an integral part of the claimed method. The obtained seismograms are subjected to computer processing according to the processing graph (processing graph is a sequence of procedures for converting and analyzing seismic information during its processing [GOST 16821-91]), optimized for wave fields of shallow seismic exploration. In this case, the software product used for processing seismograms has algorithmic procedures that provide amplification of the amplitudes of the useful signal relative to the noise level. At a seismic survey (seismic survey-seismic recording on one of many channels — a concise explanatory dictionary of geophysical terms) of a borehole channel, regular and irregular interference are suppressed and a pulse of the direct transmitted wave is determined, for which the time of the first arrival is determined. And for a near-borehole arrangement, a counter system of hodographs is built (seismic hodograph: Dependence of the travel time of the seismic wave on the distance between the points of excitation and reception [GOST 16821-91]) of the first waves. Using hodographs, they calculate the velocities, the thickness of the layers in the upper part of the section and the travel time of the wave in them at the moment of recording the pulse of the direct transmitted wave in the KI well.
№8 - Выполняют компьютерную обработку материалов базовой сейсмической съёмки по линейным профилям, полученных по действию №6 заявленного способа с использованием программных продуктов, используемых в действии №7, заявленного технического решения. Сейсмограммы с профилей обрабатывают по графу, характерному для метода общей глубинной точки с его адаптацией для малоглубинной сейсморазведки. При этом обработку полученных данных проводят с сохранением относительного уровня амплитуд. В процессе обработки выделяют полезные волны – прямые, головные и отраженные. Выделенные в процессе обработки прямую (прямая волна – монотипная сейсмическая волна, распространяющаяся в однородной либо градиентной среде между пунктами возбуждения и приема по траектории минимального времени пробега [ГОСТ 16821-91]) и головную (головная волна – сейсмическая волна, возбуждаемая в геологической среде, покрывающей преломляющую границу, при распространении вдоль нее скользящей волны [ГОСТ 16821-91]) волны используют для оценки статических поправок. Далее по отражённым волнам строят временной разрез и модель интервальных скоростей.No. 8 - Perform computer processing of basic seismic survey data according to linear profiles obtained in step 6 of the claimed method using software products used in step 7 of the claimed technical solution. Seismograms from the profiles are processed according to the graph characteristic of the common deep point method with its adaptation for shallow seismic exploration. In this case, the processing of the obtained data is carried out while maintaining the relative level of amplitudes. In the process of processing, useful waves are distinguished - direct, head and reflected. A direct wave (a direct wave is a monotypic seismic wave propagating in a uniform or gradient medium between the points of excitation and reception along the path of the minimum travel time [GOST 16821-91]) and the head wave (the head wave is a seismic wave excited in a geological environment, covering the refractive boundary, when a sliding wave propagates along it [GOST 16821-91]), the waves are used to evaluate static corrections. Then, a time section and a model of interval velocities are constructed from the reflected waves.
№9 - Восстанавливают по координатам поверхностную сеть пунктов приёма ПП с точностью ± 0.1 м для проведения мониторинговой съёмки.№9 - Restore the coordinates of the surface network of points of reception of PP with an accuracy of ± 0.1 m for monitoring monitoring.
№10 - Выполняют мониторинговую скважинную сейсмическую съёмку, система наблюдений и методика выполнения полевых работ (наблюдений) идентична базовой скважинной сейсмической съёмке приведенной в операции №5 периодичностью не менее двух раз в год подвижным невзрывным поверхностным импульсным электромагнитным источником продольных волн.No. 10 - A well borehole seismic survey is performed, the observation system and the fieldwork (observation) methodology are identical to the base borehole seismic survey given in operation No. 5 with a frequency of at least two times a year by a movable non-explosive surface pulsed electromagnetic source of longitudinal waves.
№11 - Выполняют мониторинговую сейсмическую съёмку по линейным профилям. Система наблюдений и методика выполнения полевых работ (наблюдений) идентична базовой сейсмической съёмке приведенной в операции №6, выполняемой также с периодичностью не менее двух раз в год подвижным невзрывным поверхностным импульсным электромагнитным источником источником продольных волн.No. 11 - Perform monitoring seismic survey on linear profiles. The observation system and the fieldwork (observation) technique is identical to the basic seismic survey given in operation No. 6, which is also performed at least twice a year by a moving non-explosive surface pulsed electromagnetic source of longitudinal wave source.
№12 - Выполняют компьютерную обработку мониторинговой скважинной сейсмической съёмки, идентичной операции №8 заявленного технического решения.No. 12 - Perform computer processing of a monitoring borehole seismic survey identical to operation No. 8 of the claimed technical solution.
№13 - Корректируют материалы мониторинговой скважинной сейсмической съёмки за влияние сезонных вариаций упругих свойств верхней части разреза (ВЧР). При мониторинговой съёмке параметры скорости, толщину слоёв в верхней части разреза и время пробега волны в них в момент регистрации импульса прямой проходящей волны в КИ-скважине сравнивают с данными первичной съёмки, далее определяют величину вариации скоростей и времён пробега в слоях, при этом последние (величины вариаций скоростей и времён пробега в слоях) связывают с сезонными изменениями и рассматривают как поверхностный сейсмический фактор, не связанный с паротепловой обработкой коллектора. Далее из времени первого вступления импульса прямой проходящей волны базовой съёмки исключают поверхностный фактор (вычитают время вариации пробега волны в верхних слоях). Далее остаток времени пробега, оставшийся после вычитания времени вариации пробега прямой проходящей волны в верхних слоях, используют для расчёта лучевой скорости мониторинговой съёмки (лучевой называют скорость пробега волны между двумя произвольными точками, вычисленную в предположении прямолинейности луча, [А.К. Урупов, А.Н. Лёвин Определение и интерпретация скоростей в методе отраженных волн]).No. 13 - Adjust the materials of the monitoring borehole seismic survey for the influence of seasonal variations in the elastic properties of the upper part of the section (VChR). During the monitoring survey, the velocity parameters, the thickness of the layers in the upper part of the section, and the wave travel time in them at the moment of recording the pulse of the direct transmitted wave in the KI well are compared with the data of the primary survey, then the magnitude of the variation of velocities and travel times in the layers is determined, with the last ( the values of variations in velocities and travel times in the layers) are associated with seasonal changes and are considered as a surface seismic factor that is not related to the steam-thermal treatment of the reservoir. Further, the surface factor is excluded from the time of the first arrival of the pulse of the direct passing wave of the basic survey (the time of the variation in the mean free path in the upper layers is subtracted). Next, the remainder of the travel time remaining after subtracting the travel time of the path of the direct transmitted wave in the upper layers is used to calculate the radial velocity of the monitoring survey (radial is the wave velocity between two arbitrary points, calculated under the assumption of the straightness of the beam, [A.K. Urupov, A .N. Levin Definition and interpretation of velocities in the method of reflected waves]).
№ 14 - Выполняют компьютерную обработку материалов мониторинговой сейсмической съёмки по линейным профилям идентичную действию №8 заявленного решения.No. 14 - Perform computer processing of materials for monitoring seismic surveys on linear profiles identical to action No. 8 of the claimed solution.
№15 - Полученные по итогам выполненных действий №№ 7, 8, 13, 14 материалы, а именно - лучевые скорости базовой и мониторинговых съёмок, модели интервальных скоростей по линейным профилям базовой и мониторинговых съёмок, загружают в проект компьютерной интерпретационной системы, например Petrel (разработка Шлюмберже), или в аналогичные программные продукты. В ней (интерпретационной системе) выполняют совместный анализ всех полученных материалов на единой картографической основе.No. 15 - Materials obtained as a result of the performed actions No. 7, 8, 13, 14, namely, the radial velocities of the basic and monitoring surveys, models of interval velocities along the linear profiles of the basic and monitoring surveys, are loaded into the design of a computer interpretation system, for example, Petrel ( Schlumberger development), or in similar software products. In it (the interpretation system), a joint analysis of all the materials obtained is performed on a single cartographic basis.
№16 - Объединяя результаты всех наземно-скважинных наблюдений, формируют пространственное распределение скоростей в толще, охватывающей продуктивный пласт-коллектор, рассчитывают карты разностных параметров между базовой и повторными съёмками, а далее посредством оценки разностных параметров между базовой и мониторинговой съёмок получают изменения лучевой скорости за период времени между базовой и последующими съёмками.№16 - Combining the results of all downhole observations, form the spatial distribution of velocities in the thickness, covering the reservoir, collect maps of the difference parameters between the base and repeated surveys, and then by evaluating the difference between the base and monitoring surveys, they obtain changes in radial velocity for the period of time between the baseline and subsequent surveys.
№17 - Сопоставляют карты разностных параметров с накопленным объёмом закаченного в пласт-коллектор пара за весь период добычи СВН и за временные интервалы между съёмками.No. 17 - Maps of difference parameters are compared with the accumulated volume of steam injected into the reservoir for the entire period of production of overhead oil and for the time intervals between surveys.
№18 - Далее, анализируя результаты ранее проведенных расчётов, выполненных в действиях №16 и №17, делают заключения о направленностях процесса прогрева пласта в зонах между горизонтальными скважинами-инжекторами. На скоростной модели (по характеру скоростных аномалий) анализируют интервал глубин залегания пласта-коллектора и покрышки, с формулированием заключения о состоянии коллектора, подвергнутого парообработке.No. 18 - Further, analyzing the results of previous calculations performed in actions No. 16 and No. 17, they make conclusions about the directions of the process of heating the formation in the zones between horizontal injector wells. On the velocity model (by the nature of the velocity anomalies), the depth interval of the reservoir and tire is analyzed, with the conclusion on the state of the reservoir subjected to steam treatment being formulated.
Далее заявителем приводится описание примера реализации заявленного способа и полученных результатов работ по заявленному способу, выполненных в полевых условиях.The applicant then provides a description of an example implementation the claimed method and the obtained results of the claimed method, performed in the field.
Для анализа изменений в геологической среде при паротепловом способе SAGD добычи СВН выполнены работы на территории Черемшано-Бастрыкской зоны залегания залежей СВН за период с августа 2016 г. по май 2017 г. Полученные модели интервальных скоростей и карты лучевых скоростей были загружены в проект интерпретационной системы Petrel (Schlumberger) и совмещены на единой координатной основе. Далее были получены разности лучевых скоростей и интервальных скоростей. Карта разности лучевых скоростей (2017 – 2016, значение шкалы изменения представлено в м/с), совмещённая с пространственным положением парных SAGD-скважин, представлена на (Фиг. 5.). На ней выделены 3 участка, в которых идет наиболее активный прогрев. Это – области, которые выделяются по отрицательным значениям разности скоростей, что указывает, что в 2016 г. скорости на этом участке были выше. Выделены также участки по нулевым и положительным разностям, в которых зафиксирован менее интенсивный прогрев. Таковыми участками (т.е. участками с менее интенсивным прогревом) оказались пятки инжекторных скважин 20867, 20869, 20881, 20829, 20833; носки инжекторных скважин 20847, 20859, 20857.To analyze changes in the geological environment with the steam-thermal SAGD method for the production of UHV, work was performed on the territory of the Cheremshan-Bastryk zone of the occurrence of UHV deposits from August 2016 to May 2017. The obtained models of interval velocities and radial velocity maps were loaded into the design of the Petrel interpretation system (Schlumberger) and combined on a single coordinate basis. Further, the differences of radial velocities and interval velocities were obtained. A map of the radial velocity difference (2017 - 2016, the value of the scale of change is presented in m / s), combined with the spatial position of the paired SAGD wells, is presented in (Fig. 5.). On it, 3 sections were identified in which the most active heating is taking place. These are areas that are distinguished by negative values of the speed difference, which indicates that in 2016 the speeds in this section were higher. Areas were also highlighted for zero and positive differences, in which less intense heating was recorded. These areas (ie, areas with less intense heating) were the heels of
Полученная в итоге реализации заявленного способа карта разности лучевых скоростей (2017 – 2016) совмещена с разностями интервальных скоростей, которые по отношению к ней (карте) располагаются в вертикальных плоскостях профилей № 8, 9, 10 (см. Фиг. 6). На Фиг.6 отмечается хорошее совпадение выделенных скоростных аномалий на материалах, полученных для одного и того же объекта разными съёмками: скважинной и профильной соответственно. Причём комплексирование этих материалов позволяет воссоздать объёмную модель изменения скоростей между базовой и мониторинговой съёмками, вызванные тепловым способом добычи СВН.The resulting radial velocity difference map (2017 - 2016) obtained as a result of the implementation of the claimed method is combined with the differences of the interval velocities, which are located in the vertical planes of profiles No. 8, 9, 10 with respect to it (map) (see Fig. 6). Figure 6 shows a good agreement between the identified velocity anomalies in the materials obtained for the same object by different surveys: borehole and profile, respectively. Moreover, the integration of these materials allows you to recreate a volumetric model of the change in speed between the base and monitoring surveys, caused by the thermal method of extraction of overhead water.
Полученные разности интервальных скоростей по профилям были сопоставлены с объёмами закачки пара в пласт-коллектор. Эти объёмы можно разделить между «Исследованием 1» и «Исследованием 2». Исследование 1 охватывало период с 01.01.2016 по 01.09.2016. Исследование 2 – с 01.09.2016 по 01.05.2017.The obtained differences in the interval velocities in the profiles were compared with the volumes of steam injected into the reservoir. These volumes can be divided between “Research 1” and “Research 2”. Study 1 covered the period from 01/01/2016 to 09/01/2016. Study 2 - from September 1, 2016 to May 1, 2017.
Закачка пара в инжекторные горизонтальные скважины 20831,20835 была произведена между Исследованиями 1 и 2 (Фиг .7). Соответственно, на графике разности интервальных скоростей профиля №9 (Фиг. 8) выделены аномальные зоны. Они нашли своё подтверждение и на карте разности лучевых скоростей (Фиг. 5).Steam was injected into
На профиле №8 в инжекторной горизонтальной скважине 20869 закачка пара произведена в период между Исследованиями 1 и 2 (Фиг. 9). На графике разностей интервальных скоростей этот факт зафиксирован чёткой аномалией понижения скоростей (Фиг. 10). В площадном варианте конфигурация этой аномалии видна на карте лучевых скоростей (Фиг. 5) в районе измерительной скважины 158nk. Через другие горизонтальные скважины производили закачку пара в течении Исследований 1 и 2. В частности, через горизонтальную инжекторную скважину 20859 закачка пара была существенно увеличена между Исследованиями 1 и 2. Это также нашло свой отклик в виде аномалии на карте разности интервальных скоростей в районе измерительной скважины 163 nk (Фиг.5).On the profile No. 8 in the horizontal injection well 20869, steam was injected between Studies 1 and 2 (Fig. 9). On the graph of the differences in the interval velocities, this fact is fixed by a clear anomaly of a decrease in velocities (Fig. 10). In the areal version, the configuration of this anomaly is visible on the radial velocity map (Fig. 5) in the region of the measuring well 158nk. Steam was injected through other horizontal wells during Investigations 1 and 2. In particular, steam injection was significantly increased between Investigations 1 and 2 through a horizontal injection well 20859. It also found its response as an anomaly on the map of the difference in interval velocities in the region of the measuring well 163 nk (Figure 5).
Основываясь на представленных выше исследованиях возможно сделать следующие выводы:Based on the above studies, it is possible to draw the following conclusions:
1. Выполнен сейсмический мониторинг с использованием погружных приборов (сейсмических модулей мониторинга) и наземных профилей.1. Seismic monitoring was performed using immersion instruments (seismic monitoring modules) and ground profiles.
2. Совместное использование данных, полученных по редкой сети наземных профилей и погружным модулям, позволяет сформировать площадное распределение прогретых зон. Точность зависит от густоты измерительных скважин.2. The joint use of data obtained from a rare network of ground profiles and submersible modules allows the formation of the area distribution of heated zones. The accuracy depends on the density of the measuring wells.
3. Получены данные о пространственной эволюции прогретых зон за период с августа 2016 по май 2017.3. Data were obtained on the spatial evolution of the heated zones for the period from August 2016 to May 2017.
Результатами описанных выше примеров реализации заявленного способа являются результаты, подтверждающие достижения всех поставленных задач и заявленных технических результатов, при этом материалы подтверждают достижение технических результатов по сравнению с прототипом, при использовании менее дорогостоящего инструментария, менее дорогих комплектующих и сделаны представленные далее технико-экономические преимущества заявленного способа по сравнению с прототипом, а именно:The results of the above examples of the implementation of the claimed method are the results confirming the achievement of all the tasks and the claimed technical results, while the materials confirm the achievement of technical results compared to the prototype, using less expensive tools, less expensive components and made the following technical and economic advantages of the claimed method in comparison with the prototype, namely:
1. Заявленный способ не требует разбивать плотную наземную сеть профилей для выполнения последовательных мониторинговых съёмок, указанный технический результат достигнут за счёт использования заявленной совокупности признаков формулы изобретения.1. The claimed method does not require breaking up a dense ground network of profiles to perform sequential monitoring surveys, the specified technical result is achieved through the use of the claimed combination of features of the claims.
2. Заявленный способ для исключения влияния сезонных вариаций упругих свойств ВЧР не требует заглублять источник сейсмических волн и пункты их регистрации, как это требуется в прототипе. Их исключение (влияния сезонных вариаций упругих свойств ВЧР) выполняется за счёт кинематической обработки по годографам первых вступлений волн, регистрируемых на поверхностных прискважинных расстановках в отличие от прототипа.2. The claimed method for eliminating the influence of seasonal variations in the elastic properties of the VChR does not require deepening the source of seismic waves and points of their registration, as required in the prototype. Their exclusion (the influence of seasonal variations in the elastic properties of the VCHR) is performed by kinematic processing according to the travel time curves of the first wave arrivals recorded at surface borehole arrangements, in contrast to the prototype.
3. Для выполнения сейсмического мониторинга по заявленному способу требуется только один источник продольных сейсмических волн вследствие использования мобильного источника сейсмических сигналов в отличие от прототипа.3. To perform seismic monitoring according to the claimed method requires only one source of longitudinal seismic waves due to the use of a mobile source of seismic signals in contrast to the prototype.
Разработанный способ в целом реализован с применением наземно-скважинной системы наблюдения, состоящей из пунктов приема в виде сейсмических приемников и пунктов возбуждения сейсмических волн, подвергается обработке с использованием программы ЭВМ, что позволяет зафиксировать внутри контура залежи изменения состояния содержимого коллектора, насыщенного СВН, вызванные его парообработкой при высоком давлении, с использованием меньших трудовых, материальных, временных и технологических ресурсов, указанные результаты по мнению заявителя являются результатом творческого решения поставленных задач, в следствие чего Заявленное техническое решение соответствует критериям, предъявляемым к изобретениям, именно:The developed method is generally implemented using a surface-borehole observation system, consisting of reception points in the form of seismic receivers and seismic wave excitation points, which is processed using a computer program, which allows you to record changes in the state of the reservoir saturated with UHV inside the contour of the reservoir caused by it steam treatment at high pressure, using less labor, material, time and technological resources, the indicated results are considered to be stated A are the result of creative solutions to the tasks, as a result of which the claimed technical solution meets the criteria for inventions, namely:
Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники не выявлены изобретения, обладающие заявленной совокупностью признаков.The claimed technical solution meets the criterion of "novelty" presented to the invention, because from the investigated prior art not identified inventions with the claimed combination of features.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, т.к. не является очевидным для специалиста в данной области техники.The claimed technical solution meets the criterion of "inventive step" for inventions, because is not obvious to a person skilled in the art.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. прошло апробирование в полевых условиях и при его использовании достигнуты все поставленные цели, а именно:The claimed technical solution meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention, because field testing took place and with its use all the goals have been achieved, namely:
- в заявленном способе исключена необходимость размещения измерительной сети на глубинах превышающих подошву ЗМС. При толщине ЗМС в несколько десятков метров, что характерно для территории Урало-Поволжья, эта процедура требует специальных устройств для создания ПП и значительных капиталовложений, что по мнению заявителя является не целесообразным;- in the inventive method eliminates the need to place the measuring network at depths exceeding the sole of the VMS. With a thickness of the VMS of several tens of meters, which is typical for the territory of the Ural-Volga region, this procedure requires special devices for creating PP and significant investment, which, in the applicant's opinion, is not advisable;
- заявленный способ не предполагает использование погружных пьезоэлектрических излучателей, которые не выпускаются серийно;- the claimed method does not involve the use of submersible piezoelectric emitters, which are not produced commercially;
- заявленный способ использует измерительную сеть, представляющую собой не плотную 3D систему наблюдений и при выполнении измерений не требует обработки значительного объема данных, как это требуется у прототипа.- the claimed method uses a measuring network, which is not a dense 3D observation system and when performing measurements does not require processing a significant amount of data, as is required for the prototype.
- заявленный способ обеспечивает возможность использования при малой глубине залегания залежей СВН (100-200 м) и обеспечивает существенное снижение себестоимости исследовательских работ и позволяет обеспечить рентабельность добычи СВН;- the claimed method provides the possibility of using at a shallow depth of deposits of mineral deposits (100-200 m) and provides a significant reduction in the cost of research and allows for cost-effective mining of mineral oil;
- заявленный способ обеспечивает возможность реализации импортозамещения вследствие отказа закупки оборудования и технологии у ведущих зарубежных фирм.- the claimed method provides the possibility of import substitution due to the failure to purchase equipment and technology from leading foreign companies.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146989A RU2708536C2 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method of seismic monitoring of development of ultra-viscous oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146989A RU2708536C2 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method of seismic monitoring of development of ultra-viscous oil deposits |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017146989A RU2017146989A (en) | 2019-07-03 |
| RU2017146989A3 RU2017146989A3 (en) | 2019-10-01 |
| RU2708536C2 true RU2708536C2 (en) | 2019-12-09 |
Family
ID=67209936
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146989A RU2708536C2 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method of seismic monitoring of development of ultra-viscous oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708536C2 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112379424A (en) * | 2020-11-02 | 2021-02-19 | 中国石油天然气集团有限公司 | Graphic representation method and device of mountain two-dimensional seismic survey line observation system |
| CN115357994B (en) * | 2022-10-20 | 2023-03-17 | 中国地质大学（北京） | Soft rock tunnel surrounding rock parameter space random field modeling method, device and equipment |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2439621C2 (en) * | 2006-12-28 | 2012-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and system for cross-borehole explorations |
| US8977502B2 (en) * | 2012-04-24 | 2015-03-10 | Conocophillips Company | Predicting steam assisted gravity drainage steam chamber front velocity and location |
| WO2016134443A1 (en) * | 2015-02-23 | 2016-09-01 | Nexen Energy Ulc | Methods, systems and devices for predicting reservoir properties |
-
2017
- 2017-12-29 RU RU2017146989A patent/RU2708536C2/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2439621C2 (en) * | 2006-12-28 | 2012-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and system for cross-borehole explorations |
| US8977502B2 (en) * | 2012-04-24 | 2015-03-10 | Conocophillips Company | Predicting steam assisted gravity drainage steam chamber front velocity and location |
| WO2016134443A1 (en) * | 2015-02-23 | 2016-09-01 | Nexen Energy Ulc | Methods, systems and devices for predicting reservoir properties |
Non-Patent Citations (4)
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017146989A (en) | 2019-07-03 |
| RU2017146989A3 (en) | 2019-10-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Ghosh et al. | Application of underground microseismic monitoring for ground failure and secure longwall coal mining operation: a case study in an Indian mine | |
| Hatherly | Overview on the application of geophysics in coal mining | |
| Verdon et al. | A comparison of passive seismic monitoring of fracture stimulation from water and CO 2 injection | |
| De Barros et al. | Fault structure, stress, or pressure control of the seismicity in shale? Insights from a controlled experiment of fluid‐induced fault reactivation | |
| Verdon et al. | Passive seismic monitoring of carbon dioxide storage at Weyburn | |
| Vidal et al. | Pre-and post-stimulation characterization of geothermal well GRT-1, Rittershoffen, France: insights from acoustic image logs of hard fractured rock | |
| Götz et al. | Vertical seismic profiling using a daisy‐chained deployment of fibre‐optic cables in four wells simultaneously–Case study at the Ketzin carbon dioxide storage site | |
| Jenkins et al. | Validating subsurface monitoring as an alternative option to Surface M&V-the CO2CRC's Otway Stage 3 Injection | |
| Hung et al. | Subsurface structure, physical properties, fault-zone characteristics and stress state in scientific drill holes of Taiwan Chelungpu Fault Drilling Project | |
| RU2539745C1 (en) | Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas | |
| Ivanov et al. | Evaluating hazards at salt cavern sites using multichannel analysis of surface waves | |
| Jenkins et al. | Fit for purpose monitoring-a progress report on the CO2CRC Otway Stage 3 project | |
| RU2708536C2 (en) | Method of seismic monitoring of development of ultra-viscous oil deposits | |
| White et al. | Borehole seismic methods for geologic CO2 storage monitoring | |
| Rodríguez-Pradilla | Microseismic monitoring of a hydraulic-fracturing operation in a CBM reservoir: Case study in the Cerrejón Formation, Cesar-Ranchería Basin, Colombia | |
| Niemz et al. | Insights into hydraulic fracture growth gained from a joint analysis of seismometer‐derived tilt signals and acoustic emissions | |
| Schopper et al. | On the variability of pressure propagation during hydraulic stimulation based on seismic velocity observations | |
| Zhou et al. | Seeing coal‐seam top ahead of the drill bit through seismic‐while‐drilling | |
| Yousefzadeh et al. | Microseismic 101: monitoring and evaluating hydraulic fracturing to improve the efficiency of oil and gas recovery from unconventional reservoirs | |
| EP3301485B1 (en) | Crosswell microseismic system | |
| Kouznetsov et al. | Long-term monitoring of microseismic emissions: Earth tides, fracture distribution, and fluid content | |
| Eyinla et al. | Optimization of hydraulic fracture monitoring approach: A perspective on integrated fiber optics and sonic tools | |
| Plenkers et al. | Underground in-situ acoustic emission in study of rock stability and earthquake physics | |
| Sanfirov et al. | Frozen wall construction control in mine shafts using land and borehole seismology techniques | |
| Zhu et al. | Review of the Evolution of Mining‐Induced Stress and the Failure Characteristics of Surrounding Rock Based on Microseismic Tomography |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20201202 |