RU2758263C1 - Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons - Google Patents
Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU2758263C1 RU2758263C1 RU2020139985A RU2020139985A RU2758263C1 RU 2758263 C1 RU2758263 C1 RU 2758263C1 RU 2020139985 A RU2020139985 A RU 2020139985A RU 2020139985 A RU2020139985 A RU 2020139985A RU 2758263 C1 RU2758263 C1 RU 2758263C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- development
- seismic
- microseismic
- hydraulic fracturing
- events
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000001934 delay Effects 0.000 claims description 6
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 abstract description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 21
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 206010044565 Tremor Diseases 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- G01V1/288—Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
-
- 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
-
- 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
- G01V1/307—Analysis for determining seismic attributes, e.g. amplitude, instantaneous phase or frequency, reflection strength or polarity
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Emergency Management (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способу, применяемому для наземного сейсмическогомониторинга гидравлического разрыва пласта углеводородов.The invention relates to a method used for surface seismic monitoring of hydraulic fracturing of hydrocarbons.
Известна группа изобретений, относящаяся к скважинному мониторингу, с использованием распределенной системы акустического зондирования, гидравлического разрыва пласта во время сооружения эксплуатационных скважин, таких как нефтяные и газовые скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы мониторинга. Сущность решения: способ содержит этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика; собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта, причем, по меньшей мере, одна индикация, по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит индикацию, по меньшей мере одного из: а) уровней интенсивности, б) частоты и в) разброса частот акустических возмущений по меньшей мере в продольном участке зондирования волокна вблизи места растрескивания, причем указанную индикацию(ии) используют для представления индикации потока проппанта и текучей среды в трещину (патент на изобретение № 2537419 от 10.01.2015 г.).There is a known group of inventions related to borehole monitoring, using a distributed acoustic sounding system, hydraulic fracturing during the construction of production wells, such as oil and gas wells. Provides an increase in the efficiency of the method and the reliability of the monitoring system. The essence of the solution: the method comprises the stages at which: the optical fiber placed along the trajectory of the wellbore is interrogated to form a distributed acoustic sensor; collecting data from multiple longitudinal sections of the fiber; and processing said data to obtain an indication of at least one hydraulic fracturing characteristic, wherein at least one indication of at least one hydraulic fracturing characteristic comprises an indication of at least one of: a) intensity levels, b) frequency and c) the spread of the frequencies of acoustic disturbances at least in the longitudinal section of the fiber sounding near the cracking site, and the indicated indication (s) are used to represent an indication of the flow of proppant and fluid into the fracture (patent for invention No. 2537419 dated 01/10/2015).
Недостатками заявленной группы изобретений являются:The disadvantages of the claimed group of inventions are:
- «оптоволоконный кабель пропускают сквозь тампонажный цемент и фактически заделывают в него на наружной стороне металлической обсадной колонны», то есть в случае повреждения кабель невозможно извлечь, а в системе наблюдения придется заменить кабель на не жестко закрепленное волокно, что снизит качество получаемого полевого материала, а соответственно и точность получаемых результатов;- "the fiber-optic cable is passed through the oil well cement and is actually embedded in it on the outside of the metal casing", that is, in case of damage, the cable cannot be removed, and the observation system will have to replace the cable with a loosely fixed fiber, which will reduce the quality of the obtained field material, and, accordingly, the accuracy of the results;
- в используемом алгоритме локации событий (MLAT) подразумевается, что геологическая среда изотропна по скорости.- in the used event location algorithm (MLAT) it is assumed that the geological environment is isotropic in speed.
Так же известен способ сейсмического мониторинга гидравлических разрывов продуктивных пластов включающий регистрацию сейсмических волн на дневной поверхности от перфорации обсадной трубы и в процессе гидроразрыва, изображение результата в виде видеоизображений, отличающийся тем, что, исходя из частоты дискретизации сейсмических сигналов и скорости распространения сейсмических волн, определяют зону установки сейсмоприемников, исходя из уровня микросейсмических шумов и ожидаемых уровней сейсмических сигналов, возбуждаемых образующимися при гидравлическом разрыве трещинами определяют минимальное количество сейсмических приемников, устанавливают сейсмоприемники в заданной зоне, производят измерения координат их установки, в процессе гидроразрыва по гипотетической сетке определяют координаты отдельных трещин, производят трехмерную аппроксимацию полученной трещины и по объему закаченного проппанта определяют размеры закрепленной трещины, полученной в результате гидроразрыва, результат выводят на экран монитора (заявка на изобретение № 2012125848 от 27.12.2013 г.).There is also a known method for seismic monitoring of hydraulic fracturing of productive formations, which includes recording seismic waves on the day surface from casing perforation and in the process of hydraulic fracturing, image of the result in the form of video images, characterized in that, based on the sampling frequency of seismic signals and the speed of propagation of seismic waves, it is determined the seismic receiver installation zone, based on the level of microseismic noise and the expected levels of seismic signals generated by fractures formed during hydraulic fracturing, determine the minimum number of seismic receivers, install geophones in a given zone, measure the coordinates of their installation, during hydraulic fracturing, the coordinates of individual fractures are determined using a hypothetical grid, produce a three-dimensional approximation of the resulting fracture and, by the volume of the injected proppant, determine the size of the fixed fracture obtained as a result of hydraulic fracturing, deriving the result t on the monitor screen (application for invention No. 2012125848 dated December 27, 2013).
Недостаток заявленного способа следующий:The disadvantage of the claimed method is as follows:
- результатом обработки является видеоизображение, что не позволяет произвести статистический анализ распределения зарегистрированных событий по какому-либо атрибуту (размах амплитуд сигнала, распределение частотных характеристик и пр.).- the result of processing is a video image, which does not allow a statistical analysis of the distribution of registered events by any attribute (signal amplitude swing, distribution of frequency characteristics, etc.).
Из уровня техники по совокупности существенных признаков с заявленным техническим решением известен способ скважинного мониторинга гидравлического разрыва пласта, содержащий этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика, собирают данные от многочисленных продольных участков волокна, и обрабатывают указанные данные для получения индикации вымывания проппанта (патент на изобретение № 2648743 от 28.03.2018 г.).From the prior art, based on the totality of essential features with the claimed technical solution, there is known a method of borehole monitoring of hydraulic fracturing, comprising the steps of: interrogating an optical fiber placed along the trajectory of the borehole to form a distributed acoustic sensor, collecting data from multiple longitudinal sections of the fiber, and process the specified data to obtain an indication of proppant washout (patent for invention No. 2648743 dated 03.28.2018).
Данное техническое решение принято нами за прототип.This technical solution was adopted by us as a prototype.
Недостатки прототипа следующие:The disadvantages of the prototype are as follows:
- применение системы в стволе скважины, в которой выполняют ГРП, ухудшает качество получаемого сигнала, так как скважина находится в рабочем состоянии и на регистрацию микросейсмического сигнала большое влияние оказывают техногенный шум.- the use of the system in the wellbore, in which hydraulic fracturing is performed, degrades the quality of the received signal, since the well is in working condition and man-made noise has a great influence on the recording of the microseismic signal.
Целью заявленного технического решение является разработка способа, позволяющего устранить вышеописанные недостатки и расширить диапазон использования, посредством разработанного алгоритма.The aim of the claimed technical solution is to develop a method to eliminate the above-described disadvantages and expand the range of use, through the developed algorithm.
Цель достигается тем, что решение обратной кинематической задачи осуществляется следующим образом. Пусть в среде существует источник излучения с неизвестными координатами S(x, y, z), неизвестна также средняя скорость распространения сейсмических волн V. Имеется n точек наблюдения (сейсмических датчиков) на дневной поверхности Mj(xj, yj, zj). Из совокупности точек наблюдения выбирается опорный канал Mj0, относительно которого по регистрационным записям определяют во временной области наблюдаемые задержки сигнала τj путем вычисления корреляционной функции в каждый дискретный момент времени в заданном окне.The goal is achieved by the fact that the solution of the inverse kinematic problem is carried out as follows. Suppose that there is a radiation source in the medium with unknown coordinates S (x, y, z), and the average velocity of propagation of seismic waves V is also unknown. There are n observation points (seismic sensors) on the day surface M j (x j , y j , z j ) ... From the set of observation points, a reference channel M j0 is selected, relative to which, according to the registration records, the observed signal delays τ j are determined in the time domain by calculating the correlation function at each discrete time instant in a given window.
В рассматриваемом способе вычислений используется линейный коэффициент корреляции Пирсона, описываемый формулой:In the considered calculation method, the linear Pearson correlation coefficient is used, described by the formula:
Вычисление коэффициента корреляции на этапе поиска потенциально возможных событий позволяет выполнить фильтрацию (отбор) потенциальных событий уже на стадии расчета, а не после него. Суть фильтрации заключается в том, что используя изначально заданное пороговое значение корреляции, отбрасываются ложные решения обратной кинематической задачи. Главный критерий здесь — достаточный уровень корреляции между волновыми пакетами, поступивших на базовый и рядовые датчики. При корреляции ниже порогового значения потенциальное событие считается ложным, а дальнейший процесс локации прерывается. Допустимые пороговые значения корреляции располагаются в диапазоне от 0.5 до 1. Calculation of the correlation coefficient at the stage of searching for potential events allows filtering (selection) of potential events already at the stage of calculation, and not after it. The essence of filtering is that using the initially specified threshold value of the correlation, false solutions of the inverse kinematic problem are discarded. The main criterion here is a sufficient level of correlation between the wave packets received by the basic and ordinary sensors. If the correlation is below the threshold value, the potential event is considered false, and the further location process is interrupted. Valid correlation thresholds range from 0.5 to 1.
Если коэффициент корреляции превышает пороговое значение, то принимается, что на рядовом и базовом датчике зарегистрировано одно и то же событие. При этом ведется учет, на каком количестве рядовых датчиков было замечено превышение коэффициента корреляции над пороговым значением. Если количество рядовых датчиков составляет не менее четырех, то считается, что событие зафиксировано по времени, а получаемые фактические временные задержки используются для локации события в пространстве.If the correlation coefficient exceeds the threshold value, then it is assumed that the same event is registered on the common and basic sensors. At the same time, a record is kept on how many ordinary sensors an excess of the correlation coefficient over the threshold value was noticed. If the number of ordinary sensors is at least four, then it is considered that the event is fixed in time, and the received actual time delays are used to locate the event in space.
Таким образом, значение корреляции является критерием достоверности лоцирования сейсмических событий первого порядка.Thus, the correlation value is a criterion for the reliability of locating first-order seismic events.
Длина окна не должна быть меньше минимальной задержки между опорным каналом и точками антенны. Длина окна оптимизируется в процессе обработки данных. Теоретически время задержки сигнала между опорным каналом и точками наблюдения сейсмической антенны определяется как разница времен пробега сейсмической волны от источника к опорному каналу и точкам наблюдения со средней скоростью распространения сейсмической волны V:The window length should not be less than the minimum delay between the reference channel and antenna points. The window length is optimized during data processing. In theory, the signal delay time between the reference channel and the observation points of the seismic antenna is defined as the difference in the travel times of the seismic wave from the source to the reference channel and the observation points with the average propagation velocity of the seismic wave V:
Для принципиальной возможности решения системы уравнений число точек наблюдения сейсмической антенны должно быть не менее пяти. В общем случае система уравнений оказывается переопределенной, и решение ищется по методу наименьших квадратов, т. е. путем минимизации функционала вида:For the fundamental possibility of solving the system of equations, the number of observation points of the seismic antenna must be at least five. In the general case, the system of equations turns out to be overdetermined, and the solution is sought by the least squares method, i.e., by minimizing a functional of the form:
Производится минимизация суммы невязок, т.е. квадратов разницы между теоретически рассчитанными Tj(x, y, z, V) и практически наблюдаемыми временами прихода волн τj, определенными как время, при котором достигается максимум корреляционной функции между опорным каналом и каналами сейсмической антенны. Таким образом, величина невязки — безразмерный коэффициент, вычисляемый как сумма квадратов разностей между фактически найденными и теоретическими временными задержками между базовым и рядовыми датчиками. В случае, если фактические и теоретические временные задержки совпадают, то безразмерный коэффициент невязки будет равен нулю. Данный коэффициент по сути является значением, получаемым при минимизации функционала (описанная в издании Гальперина, 1982г.), используемого в решении обратной кинематической задачи. Соответственно, чем меньше значение данного коэффициента, тем получаемое решение точнее. Данная закономерность позволяет использовать рассматриваемый параметр как одним из критериев выборки решений обратной кинематической задачи.The sum of the residuals is minimized, i.e. the squares of the difference between the theoretically calculated T j (x, y, z, V) and the practically observed arrival times of the waves τ j , defined as the time at which the maximum correlation function between the reference channel and the seismic antenna channels is reached. Thus, the residual value is a dimensionless coefficient calculated as the sum of the squares of the differences between the actually found and theoretical time delays between the basic and ordinary sensors. If the actual and theoretical time delays coincide, then the dimensionless residual coefficient will be equal to zero. This coefficient is essentially the value obtained by minimizing the functional (described in the Halperin 1982 edition) used in solving the inverse kinematic problem. Accordingly, the smaller the value of this coefficient, the more accurate the solution obtained. This regularity makes it possible to use the considered parameter as one of the criteria for sampling solutions of the inverse kinematic problem.
В процессе мониторингового режима съемки осуществляется непрерывная регистрация волнового поля от нескольких часов до нескольких суток, что позволяет оценить изменение уровня микросейсмической эмиссии. Результатом микросейсмического мониторинга является локализация микросейсмических событий.During the monitoring mode of shooting, the wave field is continuously recorded from several hours to several days, which makes it possible to assess the change in the level of microseismic emission. The result of microseismic monitoring is the localization of microseismic events.
На стадии постобработки (после получения решений обратной кинематической задачи) отбор решений осуществляется по двум параметрам — по глубине и значению невязки. При мониторинге процесса закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, глубина интервала перфорации скважины известна достаточно точно. Это позволяет выбирать решения по вертикальной координате Z в диапазоне изменения глубин источников (от положения центра интервала перфорации). Таким образом отсекаются события, лежащие по глубине за пределами исследуемого интервала. At the postprocessing stage (after obtaining solutions to the inverse kinematic problem), the selection of solutions is carried out according to two parameters - depth and residual value. When monitoring the process of pumping a working agent into an injection well, the depth of the perforation interval of the well is known quite accurately. This allows you to select solutions along the vertical Z coordinate in the range of source depth variation (from the position of the center of the perforation interval). Thus, events that lie in depth outside the studied interval are cut off.
Оставшаяся часть решений обратной кинематической задачи рассматривается с позиций значений невязки, которая на качественном уровне позволяет различать степень достоверности событий относительно друг друга. Используя различные способы пространственной кластеризации по атрибуту невязки решения, возможно определить наиболее достоверные области формирования сети гидравлической трещиноватости. Таким образом, невязка получаемых решений может использоваться как дополнительный интерпретационный признак.The rest of the solutions of the inverse kinematic problem is considered from the standpoint of the residual values, which, at a qualitative level, makes it possible to distinguish the degree of reliability of events relative to each other. Using various methods of spatial clustering by the attribute of the residual solution, it is possible to determine the most reliable areas of formation of the hydraulic fracturing network. Thus, the discrepancy of the obtained solutions can be used as an additional interpretational feature.
Отбор микросейсмических событий по параметрам позволяет выделить источники микросейсмической эмиссии, приуроченные к области поиска, и оценить их достоверность по пространственным координатам, времени регистрации сейсмических событий. В результате получается множество решений, соответствующих пространственной области микросейсмической активности, изменяющейся по интенсивности и размеру во времени в процессе производства геолого-технологического мероприятия.The selection of microseismic events by parameters makes it possible to identify sources of microseismic emission associated with the search area, and to assess their reliability by spatial coordinates, the time of registration of seismic events. The result is a set of solutions corresponding to the spatial area of microseismic activity, varying in intensity and size over time during the production of geological and technological measures.
Таким образом, с учетом выбора источников микросейсмической эмиссии по глубине, невязки решений и значениям функций корреляции можно из всего множества решений обратной кинематической задачи выделить наиболее достоверные.Thus, taking into account the choice of sources of microseismic emission in depth, discrepancies of solutions and values of correlation functions, it is possible to select the most reliable solutions from the entire set of solutions of the inverse kinematic problem.
Основы интерпретации данной задачи составляет физический процесс сейсмической диффузии (микротремор) в результате изменения порового давления. Этот процесс имеет место как в объектах разработки газонасыщенных толщ, так и в криолитозоне при изменении температурного режима. Аномалии отображают гидродинамические изменения локального и площадного характера, но не отражают генезис аномалиеобразующего источника. Тем самым интенсивность аномалии является интегральной величиной плотности зарегистрированных событий и прямо пропорциональна глубине очагов эмиссии. Из этого следует, что приповерхностные (не глубокие) аномалии будут заведомо иметь большую плотность (интенсивность). Но это никак не отражает объемную характеристику источника.The interpretation of this problem is based on the physical process of seismic diffusion (micro-tremor) as a result of changes in pore pressure. This process takes place both in the objects of development of gas-saturated strata, and in the permafrost zone when the temperature regime changes. Anomalies reflect hydrodynamic changes of a local and areal nature, but do not reflect the genesis of the anomaly-forming source. Thus, the intensity of the anomaly is an integral value of the density of registered events and is directly proportional to the depth of emission sources. It follows from this that the near-surface (not deep) anomalies will certainly have a high density (intensity). But this does not reflect the volumetric characteristics of the source in any way.
Таким образом:Thus:
- система наблюдений располагается на поверхности земли, то есть в случае поломки/отключения датчика оператор получит уведомление, что позволит оперативно заменить датчик и продолжить вести наблюдения в штатном режиме;- the observation system is located on the surface of the earth, that is, in the event of a breakdown / disconnection of the sensor, the operator will receive a notification, which will allow to quickly replace the sensor and continue to conduct observations in the normal mode;
- при поиске событий закладывается модель реальной геологической среды на основе данных проведения ВСП либо акустического и гамма-гамма плотностного каротажа в ближайшей скважине на месторождении, что позволяет учитывать вертикальную анизотропию слоистой геологической среды;- when searching for events, a model of a real geological environment is laid on the basis of VSP data or acoustic and gamma-gamma density logging in the nearest well in the field, which makes it possible to take into account the vertical anisotropy of the layered geological environment;
- заявленный метод позволяет получить каталог залоцированных событий по завершении обработки. Данный каталог содержит время регистрации, координаты залоцированного события, точность подбора решения в виде безразмерного коэффициента, и те атрибуты микросейсмического сигнала, которые указывает оператор, а именно - максимальная амплитуда, магнитуда, энергия сигнала, спектральная характеристика, которая показывает зависимость амплитуды сигнала от частоты. А уже далее на стадии постобработки полученные каталоги могут быть визуализированы в видео формате с целью отслеживания изменений аномалий микросейсмической эмиссии во времени;- the declared method allows you to get a directory of the zoomed events upon completion of processing. This catalog contains the registration time, the coordinates of the stationed event, the accuracy of the solution in the form of a dimensionless coefficient, and those attributes of the microseismic signal that the operator indicates, namely, the maximum amplitude, magnitude, signal energy, spectral characteristic, which shows the dependence of the signal amplitude on frequency. And already further, at the post-processing stage, the resulting catalogs can be visualized in video format in order to track changes in microseismic emission anomalies over time;
- система наблюдений является сегментированной, что позволяет располагать сейсмометры в областях, обладающих пониженной шумовой нагрузкой, что дает возможность увеличить соотношение сигнал/шум;- the observation system is segmented, which allows seismometers to be located in areas with a low noise load, which makes it possible to increase the signal-to-noise ratio;
- в предлагаемой методике используются геофоны 3С, которые фиксируют сигнал по трем компонентам (X, Y, Z), что позволяет решать обратную кинематическую задачу с более высокой степенью достоверности;- in the proposed method, 3C geophones are used, which record the signal in three components (X, Y, Z), which allows solving the inverse kinematic problem with a higher degree of reliability;
- метод более универсален в плане местности проведения. Также есть возможность покрытия большей площади для проведения наблюдений, а не только околоскважинной области, что наиболее актуально в случае непрерывного мониторинга области растекания вод или изменения уровня ГВК;- the method is more universal in terms of the location. It is also possible to cover a larger area for observation, and not only the near-wellbore area, which is most important in the case of continuous monitoring of the area of water spreading or changes in the GWC level;
-работы производятся параллельно с разработкой месторождения, то есть не требуется остановки технологических процессов на месторождении в нагнетаемых или добывающих скважинах;- works are carried out in parallel with the development of the field, that is, there is no need to stop technological processes at the field in injection or production wells;
- в обязательном порядке не требуется наблюдательная скважина. Она выступает лишь как дополнительная возможность для улучшения точности локации микросейсмических событий.- an observation well is not required without fail. It acts only as an additional opportunity to improve the accuracy of the location of microseismic events.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020139985A RU2758263C1 (en) | 2020-12-05 | 2020-12-05 | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020139985A RU2758263C1 (en) | 2020-12-05 | 2020-12-05 | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2758263C1 true RU2758263C1 (en) | 2021-10-27 |
Family
ID=78289763
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020139985A RU2758263C1 (en) | 2020-12-05 | 2020-12-05 | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2758263C1 (en) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050190649A1 (en) * | 2003-12-29 | 2005-09-01 | Westerngeco L.L.C. | Method for monitoring seismic events |
| RU2319177C1 (en) * | 2006-06-19 | 2008-03-10 | Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation |
| EA013610B1 (en) * | 2006-03-14 | 2010-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Technique for monitoring of hydraulic fracturing (embodiments) |
| RU2494418C1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-09-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) |
| US20140142854A1 (en) * | 2012-11-16 | 2014-05-22 | Conocophillips Company | Method for locating a microseismic event |
| CN106249297A (en) * | 2015-06-08 | 2016-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Fracturing microseism seismic source location method and system based on Signal estimation |
| US20170242140A1 (en) * | 2014-11-24 | 2017-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microseismic density mapping |
| RU2648743C2 (en) * | 2009-05-27 | 2018-03-28 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Formation hydraulic fracturing monitoring |
| US9945970B1 (en) * | 2011-08-29 | 2018-04-17 | Seismic Innovations | Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy |
-
2020
- 2020-12-05 RU RU2020139985A patent/RU2758263C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050190649A1 (en) * | 2003-12-29 | 2005-09-01 | Westerngeco L.L.C. | Method for monitoring seismic events |
| EA013610B1 (en) * | 2006-03-14 | 2010-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Technique for monitoring of hydraulic fracturing (embodiments) |
| RU2319177C1 (en) * | 2006-06-19 | 2008-03-10 | Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation |
| RU2648743C2 (en) * | 2009-05-27 | 2018-03-28 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Formation hydraulic fracturing monitoring |
| US9945970B1 (en) * | 2011-08-29 | 2018-04-17 | Seismic Innovations | Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy |
| RU2494418C1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-09-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) |
| US20140142854A1 (en) * | 2012-11-16 | 2014-05-22 | Conocophillips Company | Method for locating a microseismic event |
| US20170242140A1 (en) * | 2014-11-24 | 2017-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microseismic density mapping |
| CN106249297A (en) * | 2015-06-08 | 2016-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Fracturing microseism seismic source location method and system based on Signal estimation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Foti et al. | Guidelines for the good practice of surface wave analysis: a product of the InterPACIFIC project | |
| AU2022202557B2 (en) | Surface wave tomography using sparse data acquisition | |
| RU2593620C2 (en) | Method and system for determining position of sound source | |
| US7830745B2 (en) | Identifying the Q-factor using microseismic event generated S-coda waves | |
| Foti et al. | Surface wave surveys for seismic site characterization of accelerometric stations in ITACA | |
| US10126448B2 (en) | Formation measurements using downhole noise sources | |
| US20110141846A1 (en) | Microseismic fracture mapping using seismic source timing measurements for velocity calibration | |
| US20060034152A1 (en) | Tube-wave seismic imaging | |
| EA029021B1 (en) | Subsurface monitoring using distributed acoustic sensors | |
| CN101221249B (en) | Seismic data quality analyzing technique | |
| CA2678289C (en) | Passively locating a porous oil, gas or water saturated system giving off its characteristic resonance response to ambient background noise | |
| US4575828A (en) | Method for distinguishing between total formation permeability and fracture permeability | |
| Ivanov et al. | Evaluating hazards at salt cavern sites using multichannel analysis of surface waves | |
| CN111399056A (en) | Method for predicting crack strength based on divided azimuth filtering | |
| CA2961168A1 (en) | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis | |
| Soroush et al. | Downhole Monitoring Using Distributed Acoustic Sensing: Fundamentals and Two Decades Deployment in Oil and Gas Industries | |
| Nardone et al. | Shallow velocity structure and site effects at Mt. Vesuvius, Italy, from HVSR and array measurements of ambient vibrations | |
| RU2758263C1 (en) | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons | |
| RU2319177C1 (en) | Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation | |
| Sicking et al. | Forecasting reservoir performance by mapping seismic emissions | |
| Raef et al. | Multichannel analysis of surface-waves and integration of downhole acoustic televiewer imaging, ultrasonic Vs and Vp, and vertical seismic profiling in an NEHRP-standard classification, South of Concordia, Kansas, USA | |
| US11726225B2 (en) | Detection and evaluation of ultrasonic subsurface backscatter | |
| Castellaro et al. | A surface seismic approach to liquefaction | |
| Eyinla et al. | Optimization of hydraulic fracture monitoring approach: A perspective on integrated fiber optics and sonic tools | |
| Kumar et al. | Application of passive seismic in determining overburden thickness: North West Zambia |