ДОРОЖНАЯ КАРТА ТЕХНОЛОГИИ «УМНОЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ»
Основной задачей комплекса методов 3Д сейсморазведки на рассеянных волнах и 4Д микросейсмики, составляющих основу технологии «Умное горизонтальное бурение» (Smart Horizontal Drilling) является снижение затрат на бурение, повышение дебита и безопасности бурения. Решение поставленной задачи обеспечивается проведением ряда геолого-технических мероприятий на всех стадиях от выбора точки заложения скважины и направления ее горизонтального участка до этапа эксплуатации. Дорожная карта технологии «Умное горизонтальное бурение» включает следующие этапы:
- Специализированная обработка данных 3Д/2Д МОГТ района предполагаемого бурения по методу CSPD
- Анализ кубов (разрезов) CSPD-дифракторов и CSPD-рефлекторов с целью выявление зон аномальных пластовых давлений, незалеченных разломов и зон открытой трещиноватости
- Выбор точки заложения скважины и оптимального направления горизонтального участка бурения
- Развертывание поверхностной микросейсмической антенны и пассивный фоновый микросейсмический мониторинг для выявления активных геологических разломов в районе бурения скважины, уточнения характеристик эксплуатационного объекта и вышележащих горизонтов
- Бурение скважины с микросейсмическим контролем процесса бурения
- Проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и его микросейсмический мониторинг
- Оценка продуктивности портов
Этап 1. Специализированная обработка данных 3Д/2Д МОГТ района предполагаемого бурения по методу CSPD
Входными данными для спецобработки с использованием отечественного ПО «CSPD-PSTM 2D/3D» являются предварительно подготовленные сейсмограммы (после стандартной обработки) 3Д/2Д МОГТ в формате SEG-Y. Выходные данные спецобработки — кубы (разрезы для 2Д) CSPD-дифракторов и CSPD-рефлекторов в формате SEG-Y (Рис. 1)
Рис. 1 Разделение отраженных и рассеянных волн по методу CSPD
Большое практическое значение имеют минимальные размеры площади данных 3Д МОГТ, необходимые для применения технологии Умного бурения для одиночной скважины. Параметрами, определяющими размер этой площади, являются: (а) глубина целевого горизонта, (б) величина стандартного отхода скважины по горизонтали и (в) величина кратности МОГТ, обеспечивающая требуемое качество результатов обработки данных сейсморазведки для надежного применения предлагаемой технологии. Полагая, что глубина целевого горизонта не превышает 3000 м, стандартный отход скважины по горизонтали не более 1000 м, величина кратности не выше 240 на участке 2х2 км (шаг ПП = 50м, шаг ПВ = 50м, шаг между линиями приема 150 м, шаг между линиями взрыва 300м), получаем, что минимальный размер площадки, удовлетворяющий необходимым требованиям составляет порядка 100 кв. км (Рис. 2).
Не оптимальную, но приемлемую кратность, равную 100, на этой площади обеспечивает также стандартная система регистрации с шагом между линиями приема 300 м (Рис. 3).
Рис. 2 Кратность схемы наблюдения с расстоянием между линиями взрыва 300 м, приёма 150 м. Шаг по ПП и ПВ 50 м. Полная кратность участка 2х2 км – 240
Рис. 3 Кратность схемы наблюдения с расстоянием между линиями взрыва и приема 300м. Шаг по ПП и ПВ 50 м. Полная кратность участка 2х2 км – 100
Этап 2. Анализ кубов (разрезов) CSPD-дифракторов и CSPD-рефлекторов с целью выявления зон аномальных пластовых давлений, проницаемых разломов и зон открытой трещиноватости
На этом этапе проводится интерпретация результатов спецобработки, выделяются проницаемые и непроницаемые (флюидо и газонасыщенные) разломы. На рисунке 4 представлены результаты обработки материалов МОГТ на месторождении бассейна Сунляо (Китай) в разрезе, а на рисунке 5 — в плане по двум продуктивным горизонтам: верхнему Т2 и нижнему Т3.
Рис. 4 Разломно-блоковая модель месторождения. Бассейн Сунляо, Китай
Т2 |
Т3 |
Рис. 5 Карты по горизонту T2 c проницаемыми разломами и по горизонту Т3 с непроницаемыми разломами. Бассейн Сунляо (Китай)
На этом же этапе строятся карты амплитуд рассеянных волн. Высокие амплитуды рассеянных волн связаны как с зонами аномальных пластовых давлений надпродуктивных горизонтов, так и с зонами открытой трещиноватости продуктивных горизонтов. Первые обеспечивают выявление областей наиболее безопасных для вертикального бурения. Вторые используются для проектирования направления горизонтального ствола при бурении и оптимального осуществления МГРП.
Тестирование предложенной методики проводилось на сейсмических материалах МОГТ 3D Ковыктинского ЛУ. На рисунках 6-7 представлен пример выявления зон АВПД (рапопроявления) в интервале бильчирского горизонта по методу CSPD. На рисунке 8 представлена аналогичная информация по нижележащим христофоровскому и балыхтинскому горизонтам. На рисунке 9 представлено расположения зон возможных геологических осложнений при проходке скважинами всех трех кембрийских интервалов геологического разреза.
рапопроявление |
газопроявление |
Рис 6. Карта распределения суммарных амплитуд рассеянных волн в интервале прослеживания бильчирского горизонта в окне ОГ Н3 (кровля бильчирского горизонта) -ОГ Н4 (подошва бильчирского горизонта) с изохронами по ОГ Н3
Рис 7. Распределение суммарных амплитуд рассеянных волн в интервале бильчирского горизонта (изохронная поверхность ОГ Н3)
Рис. 8 Распределение суммарных амплитуд рассеянных волн в интервале христофоровского и балыхтинского горизонтов (изохронная поверхность ОГ У)
— зоны трещиноватости в бильчирском горизонте
— зоны трещиноватости в христофоромском и балыхтинском горизонтах |
Рис. 9 Схема расположения зон возможных геологических осложнений при проходке скважинами кембрийского интервала геологического разреза (надпродуктивные отложения)
Трехмерное изображение зон открытой трещиноватости представлено на рисунке 10.
Рис. 10 Зоны открытой трещиноватости по результатам спецобработки данных 3Д МОГТ по методу CSPD
Ниже приведены фрагменты вертикальных срезов кубов отраженных и рассеянных волн на одном из месторождений Западной Сибири (Рис. 11).
Рис. 11 Временной разрез CSPD–рефлекторов (слева) и CSPD-дифракторов (справа) участка баженовской свиты
Этап 3. Выбор точки заложения скважины и оптимального направления горизонтального участка бурения
На этом этапе анализируется пространственное расположение зон трещиноватости, выделяются зоны и направления с ярко выраженной компактностью и вытянутостью структур, если они имеются (Рис. 12). Учитывая экспериментально установленную высокую корреляцию между суммарным индексом трещиноватости — DD (Diffracivity Density) и показателем нефтепроявления TG для горизонтальных участков скважин (см. Рис.13), которая достигает 92%, предлагается автоматизировать процесс выбора направления горизонтального бурения. По данным куба CSPD-дифракторов на ЭВМ производится расчет индекса DD по разным горизонтальным направлениям от точки входа скважины в продуктивный горизонт (Рис. 14).
Оптимальным, с точки зрения потенциальной продуктивности, является направление с максимальным расчетным индексом DD (желтое направление на рисунке 14). Здесь же определяются точки перфорации (порты) для МГРП, которые должны находиться в зонах максимальной трещиноватости (красно-желтые зоны).
Рис 12 . Пример проектирования горизонтального участка вдоль явно выраженной протяженной структуры трещиноватости в породах баженовской свиты
Рис 13. Корреляция индекса рассеяния CSPD с продуктивностью резервуара по данным в горизонтальных скважинах
Рис. 14 Результаты вычислений суммарного индекса трещиноватости вдоль 8 –ми горизонтальных направлений. Длина горизонтального участка скважины 1 км
В дальнейшем, с точки зрения безопасности проведения МГРП, важно учитывать направления горизонтальных компонент максимальных и минимальных напряжений в среде. Если ствол горизонтального участка скважины, спроектированный для прохождения по зонам с максимумом естественной трещиноватостью (DD индексом), будет не ортогонален направлениям максимальных напряжений в среде, как необходимо, т.е. будет проходить под острым углом к этим напряжениям (Рис. 15), возможны аварийные ситуации при проведения МГРП. Чтобы исключить такие случаи необходимо изменить направление бурения, возможно, уменьшив при этом охват зон естественной трещиноватости, так чтобы ствол был ортогонален направления максимальных напряжений среды (Рис. 16).
Рис. 15 Пример проектирования горизонтального участка ствола скважины для МГРП с максимальным охватом зон естественной трещиноватости, но не ортогональным направлениям главных напряжений среды
Рис. 16 Пример оптимального проектирования горизонтального участка ствола скважины для проведения МГРП с ортогональным направлением главных осей напряжений среды
Этап 4. Развертывание поверхностной микросейсмической антенны и пассивный фоновый микросейсмический мониторинг для выявления активных геологических разломов в районе бурения скважины, уточнения характеристик эксплуатационного объекта и вышележащих горизонтов
С целью выявления активных геологических разломов в районе бурения скважины, уточнения характеристик эксплуатационного объекта и разреза вышележащих горизонтов, а также контроля бурения самого МГРП с последующей оценкой продуктивности портов проводится развертывание поверхностной микросейсмической антенны из 400 широкополосных (0.1-100 Гц) сейсмических регистраторов на площади 1.0 кв.км. (Рис.17). При шаге дискретизации записи 0.5 мс глубина мониторинга будет от 700 до 5000 метров.
За месяц до начала бурения в течение не менее двух недель может осуществляться фоновый пассивный микросейсмический мониторинг среды. Целью данного мониторинга является выявление активных разломов в районе предстоящего бурения. На рисунке 18 представлены результаты такого мониторинга куста скважин №1 на Галяновском месторождении Западной Сибири в течение одного месяца. Целевой горизонт ГРП — баженовская свита. События, относящиеся к пассивному мониторингу, выделены зеленым цветом. Эти события четко выявляют наличие активного глубинного вертикального разлома вплоть до глубин 3.5 км, простирающегося в северо-западном направлении от куста скважин.
Рис. 17 Типовая схема наблюдения
Рис. 18 Результаты пассивного микросейсмического мониторинга куста скважин. Зеленый цвет — результаты пассивного мониторинга
Этап 5. Бурение скважины с микросейсмическим контролем процесса бурения
Предварительно инсталлированная система регистрации (Рис. 19) микросейсмических событий позволяет проводить дополнительный контроль всех стадий процесса бурения. Так на рисунке 20 представлена частотно-временная информация с одного сейсмического датчика. Оказывается даже такой информации достаточно для полного технологического анализа процесса бурения. Кроме этого, по шуму долота можно восстановить траекторию бурения в пространстве. На рисунке 21 представлен результат обработки данных микросейсмического мониторинга процесса бурения наклонной скважины на Потанайском месторождении (траектория бурового долота).
Рис.19 Микросейсмический контроль процесса бурения
Рис. 20 Изменение частотного спектра сейсмического датчика в процессе бурения
Рис. 21 Локация траектории бура по результатам микросейсмического мониторинга
Этап 6. Проведение МГРП и его микросейсмический мониторинг
На этом этапе технологии «Умного бурения» с помощью микросейсмического мониторинга МГРП решаются следующие задачи:
- Определение длины и азимута зоны трещиноватости
- Визуализация развития зоны трещиноватости во времени
- Определения энергетических параметров микросейсмических событий и процесса закачки жидкости.
- Визуализация области микросейсмической активности
- Построение карт плотности энергии
- Анализ стадий МГРП на основе подсчета энергетических параметров
На рисунках 22-23 представлена визуализация результатов 4D микросейсмического мониторинга МГРП. На рисунке 22 представлены результаты микросейсмического мониторинга 1-ой стадии МГРП, который включал такие операции как Замещение, Мини и основной ГРП. На основе выделенных микросейсмических событий определяются длина, азимут техногенной трещиноватости, а также осуществляется привязка событий к временной диаграмме МГРП. Помимо координат и времени возникновения микросейсмического события, определяются энергетические параметры (абсолютная энергия, магнитуда, энергия деформаций изотропного сжатия/расширения, энергия максимальных отрывных/сжимающих/ сдвиговых напряжений и др.). Энергетические параметры микросейсмических событий рассчитываются на основе тензора сейсмического момента, который можно представить в главных осях в виде трех перпендикулярных векторов. Расчет плотности энергии микросейсмических событий позволяет построить контур области микросейсмической активности (изоповерхность плотности). На срезе этой области можно наблюдать плотность микросейсмической энергии (Рис.22).
На Рис. 22 представлены результаты мониторинга МГРП горизонтального участка скважины.
Рис. 22 Результаты микросейсмического мониторинга 1-ой стадии МГРП
Рис. 23 Результаты микросейсмического мониторинга МГРП
Этап 7. Оценка продуктивности портов
После проведения МГРП поверхностная антенна может быть использована для оценки продуктивности портов. На рисунке 24 приведены результаты двухнедельного наблюдения за микросейсмической эмиссией горизонтального участка скважины. Видно, что микросейсмическая активность связана лишь с последними тремя портами №№ 4-6 (нумерация портов идет справа налево, соответствующие интервалы ствола скважины выделены цветами), что подтверждается скважинными измерениями (Рис. 25).
Карта событий, зарегистрированных во время МГРП и после его проведения, представлена на рисунке 26. На рисунках 27-29 приведены результаты микросейсмического мониторинга совместно с данными о зонах естественной трещиноватости, полученными по кубу CSPD-дифракторов метода CSPD.
Рис. 24 Результаты пассивного микросейсмического мониторинга после проведения МГРП на скважине
Рис. 25 Оценка продуктивности портов
Рис. 26 Карта результатов мониторинга МГРП горизонтальной скважины и последующего пассивного мониторинга. Синие линии – разломы. Черная линия проекция траектории скважины. Цветом показана структурная карта
Рис. 27 Вертикальный срез куба CSPD-дифракторов с наложенными результатами мониторинга МГРП горизонтальной скважины. Красный цвет – повышенные значения естественной трещиноватости
Рис. 28 Горизонтальный срез куба CSPD-дифракторов с наложенными результатами микросейсмического мониторинга до МГРП скважины (а) и после проведения МГРП (б)
Рис. 29 Горизонтальный срез куба CSPD-дифракторов с наложенными результатами мониторинга МГРП горизонтальной скважины и траекторией оптимальной скважины для МГРП