В связи с высокой степенью выработки запасов крупных и высокопродуктивных месторождений значительно снизилась обеспеченность добычи активными запасами. Разработка так называемых осложненных запасов низко-эффективна без инновационных технологий, одной из которых является многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП). Технологии мониторинга микросейсмической эмиссии в геологической среде уже достаточно широко применяются для решения задач разработки месторождений нефти в России и за рубежом. Их использование требует детального анализа процесса развития трещины и прогноза геометрических параметров образующихся трещин. Решение этой много-параметрической задачи требует большого объема исходных данных, поэтому кроме традиционных источников данных (керна, РИГИС) необходимо привлечение данных регистрации упругих колебаний, возбуждаемых в процессе образования трещины разрыва, зарегистрированных как в соседней скважине, так и на дневной поверхности. Этот метод контроля процесса МГРП получил название микросейсмического мониторинга. Микросейсмика позволяет определять геометрию гидроразрыва пласта на достаточно больших расстояниях от места наблюдения (в скважинах или на поверхности), а также получать диагностические 3D-изображения в процессе образования и развития разрыва. Полученные при помощи микросейсмомониторинга данные по контролю размеров трещин позволяют осуществлять оперативное изменение дизайна последующих стадий МГРП. Технология скважинного микросейсмического мониторинга, несмотря на более высокую стоимость работ по сравнению с наземной технологией, часто является единственным инструментом для контроля МГРП. Рекомендуется более широкое применение мониторинга МГРП при помощи инновационных микросейсмических технологий с целью снижения геологических рисков проведения МГРП.
В настоящее время в структуре запасов углеводородов отмечается увеличение доли осложненных запасов, в т.ч. трудноизвлекаемых (ТРИЗ). Например, если доля начальных ТРИЗ Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в 2010 г. составляла 33,0%, то текущие ТРИЗ оценивались уже в 50,2%. В этой ситуации заметно растет доля добычи нефти за счет применения методов увеличения интенсификации нефтеотдачи пластов (МУН). Отметим, что в 2006 г. в России на долю МУН приходилось около 9% от общей годовой добычи, причем около 5% из них – на один метод – гидроразрыва пластов [2].
Существующие технологии проведения ГРП позволяют решать задачи интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи за счет снижения скин-фактора прискважинной зоны и вовлечения в разработку ранее не дренируемых участков залежи. На сегодняшний день существует множество технологий ГРП: большеобъемный, кислотный, концевого экранирования, с применением комбинированных брейкеров, на линейном геле, с частичной отсыпкой интервала перфорации, на вторых стволах с применением стрингера, ГРП с проведением гидропескоструйной перфорации и применением суперлегкого проппанта на пластах с малой толщиной, многостадийный (МГРП, или MZST – Multizone stimulation technology) на горизонтальных скважинах. Наиболее перспективным из перечисленных модификаций, по нашему мнению, является МГРП, причем его технология постоянно совершенствуется. Если в первые годы применения это был двух-, трехстадийный метод, то начиная с 2010 г. число этапов (портов) заметно увеличилось – до десяти. Отметим, что с помощью горизонтального ствола сложной траектории и длиной до 1 тыс. м можно организовать выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разработка каждой из которых экономически неэффективна [4].
Однако не всегда проведение МГРП оказывается успешным как по технологическим (ТЭ – технологическая эффективность), так и – гораздо чаще – по экономическим показателям. Связано это с рядом обстоятельств, таких как несоответствие скважин критериям обоснования (низкие значения общей и нефтенасыщенной толщин пласта, низкая нефтенасыщенность, пониженное пластовое давление, расположение вблизи фронта нагнетания и/или внешнего контура нефтеносности) и несовершенство существующих алгоритмов проектирования процесса развития трещины и прогнозирования параметров образующихся трещин. Что касается первой группы критериев обоснования ГРП, то существует довольно большое число работ, оценивающих влияние геологических параметров на ТЭ ГРП [3]. Достаточно указать, что методами корреляционного анализа для объектов Ю и А Ханты-Мансийского автономного округа установлены статистические зависимости кратности увеличения продуктивности и прироста извлекаемых запасов нефти за счет ГРП от промысловых и технологических параметров. Построенные зависимости позволяют провести разделение площадей на зоны с низкой, средней и высокой эффективностью, а также оперативно прогнозировать эффективность планируемых ГРП в зависимости от конкретных геолого-технологических условий [3]. В работе [3] предложена интересная методика прогноза эффективности МУН на основе дискретно-непрерывных моделей.
Что же касается алгоритмов моделирования развития трещин и их геометрических параметров, то они требуют существенного развития. Очевидно, что разработка названных методов моделирования требует совершенствования информационной базы проведения МГРП. В работе [1] показано, что кроме традиционных источников данных (керна, РИГИС) пополнение БД возможно за счет регистрации упругих колебаний, возбуждаемых в процессе образования трещины разрыва, зарегистрированных как в соседней скважине, так и на дневной поверхности. Этот метод контроля процесса МГРП получил название микросейсмического мониторинга.
При регистрации сейсмических волн в соседней скважине дополнительно регистрируются волны, возникающие при воздействии этих волн на стенки скважин, так называемые скважинные волны. Создание алгоритмов оценки параметров трещин на основе решения обратной кинематической задачи совместно для сейсмических и скважинных волн повышает достоверность проектирования дизайна трещин последующих этапов (сейсмомониторинга).
Из опыта нефтяных и сервисных компаний (ОАО «ЦГЭ», ООО «Викосейс», ОАО «Хантымансийскгеофизика», ООО «Георесурс», ЗАО «Градиент», НИИ прикладной информатики и математической геофизики БФУ им. И. Канта, ООО «Антел-нефть», OOO «Технологии обратных задач», Global Microseismic Services, MicroSeismic, ESG Solutions, Weatherford International Ltd., Schlumberger, Pinnacle Center – Halliburton, Baker Hughes и др.), разрабатывающих технологии контроля МГРП, в настоящее время наиболее успешно эта задача решается с помощью технологии пассивного микросейсмического мониторинга (ПМСМ) в двух модификациях – скважинной и наземной.
Обширный производственный опыт свидетельствует об эффективности применения сейсмического мониторинга для определения требуемых геометрических параметров зоны техногенной трещиноватости, возникающей при проведении МГРП. Микросейсмика позволяет определять геометрию трещин гидроразрыва на достаточно больших расстояниях от места наблюдения, а также получать диагностические трехмерные изображения в процессе образования и развития в результате ГРП.
Сложность получения доступа к наблюдательным скважинам привела к тому, что в Российской Федерации наибольшее распространение получил наземный мониторинг с использованием площадных сейсмических групп. Кроме того, для Западно-Сибирской НГП характерна еще одна особенность – наблюдательная скважина часто находится на том же кусту, что и скважина, в которой проводится МГРП, при этом сам куст зачастую активен, т.е. все еще ведется бурение других скважин, выполняются работы по освоению, работает глубинно-насосное оборудование.
С экономической точки зрения наземный микросейсмический мониторинг (МСМ) отличается и лучшим соотношением «цена – качество». Однако для наземного мониторинга необходимо минимизировать ветровые и техногенные помехи в ходе регистрации МГРП [5].
РАССМОТРИМ БОЛЕЕ ДЕТАЛЬНО ЗАДАЧИ, КОТОРЫЕ РЕШАЮТ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МГРП:
1) трехмерная визуализация процесса образования и развития трещин гидроразрыва относительно траектории горизонтального ствола;
2) определение простирания, геометрических и фильтрационных параметров системы трещин гидроразрыва;
3) получение данных для оперативного внесения изменений в технологию проведения МГРП (в т.ч. в график закачки), а также выработка рекомендаций по его совершенствованию;
4) внесение по результатам производственного опыта коррективов в направление планируемых горизонтальных стволов.
Если принять, что так называемый региональный азимут распространения трещин выдерживается не только от скважины к скважине, но часто и в региональном плане (причем имеются довольно хорошие оценки его направления для условий Западной Сибири), то вполне может существовать неблагоприятный азимут для горизонтальной скважины, при наличии которого возможны различные осложнения при ГРП (повышенные трения на перфорации и в призабойной зоне, вероятность получения прорыва в воду или СТОПа).
Расплывчатое облако фиксируемых источников микросейсмических событий (микросейсмической эмиссии) при образовании трещин гидроразрыва показывает их фактическое смещение относительно центрального (близкого к симметричному) расположения согласно типовой модели гидроразрыва (рис. 1).
Цвет источников на рисунке 1 соответствует времени возникновения микросейсмических событий в процессе ПМСМ. Синим цветом отображено местоположение источников микросейсмических событий при пробном мини-ГРП, красным – при основном ГРП. Анализ рисунка показывает, что красные точки распадаются на три практически изолированных облака. Это говорит о том, что на этой стадии МСМ фиксирует три трещины. Оси симметрии этих облаков наклоны по отношению к горизонтальной части траектории скважины, другими словами, трещины не перпендикулярны к траектории скважины.
Асимметричное смещение трещин относительно оси ствола скважины не учитывается современными моделями дизайна гидроразрыва, однако оно оказывает существенное влияние на характер гидродинамической связи с ближайшими скважинами (в т.ч. нагнетательными).
Зарегистрированная совокупность источников сейсмоэмиссионной активности приводит к выводу о более короткой фактической длине единичной трещины и более сложной траектории ее раскрытия по сравнению с прогнозным дизайном ГРП (рис. 2).

На рисунке 2 приведены данные мини-ГРП и основных ГРП 4-й, 5-й и 6-й
стадий в одной из горизонтальных скважин Западной Сибири в проекции на горизонтальную плоскость. События мини-ГРП и основного ГРП на каждой стадии выделены своим цветом. Диаметр событий соответствует магнитуде. Для каждого порта приведены микросейсмические события мини- и основного ГРП, они показаны разным цветом. На рисунок наложена равномерная сетка с шагом 25 м. По результатам обработки данных микросейсмического мониторинга МГРП можно сказать, что:
• основная трещина гидроразрыва для 4-й, 5-й и 6-й стадий развивалась в направлении созданной микротрещины при мини-ГРП;
• учет результатов предыдущего этапа при проектировании последующего позволяет добиться изменения дизайна трещины в нужном направлении.
Несоответствие фактических размеров трещины и запланированных по дизайну ГРП приводит к снижению эффективности операций ГРП и, как следствие, к снижению эффективности данного геолого-технического мероприятия. Полученные при помощи микросейсмомониторинга данные по контролю размеров трещин позволяют осуществить оперативное изменение дизайна последующих стадий МГРП.
Каждая последующая стадия ГРП влияет на состояние уже существующей зоны трещиноватости вплоть до изменения направления

развития трещин. Меняется расположение трещин из-за перераспределения стрессов после произведенного ГРП.
В ряде случаев удается установить причину преждевременной остановки процесса закачки (СТОПа). Так, спонтанный рост трещины по высоте может произойти вследствие преждевременной упаковки проппантом нижней части трещины, когда оставшийся материал устремляется к кровельной части продуктивного пласта (рис. 3).
Из рисунка 3 видно, что присутствуют микросейсмические события, распространяющиеся вдоль ствола скважины. Впоследствии эти события соединяются с областями микросейсмической активности, которые развиваются перпендикулярно стволу скважины. Можно говорить, что в таких случаях создается система параллельных трещин. Отметим еще такой важный момент: большинство трещин направлены к кровле пласта, что может обеспечить снижение обводненности продукции.
В целом необходимо рекомендовать более широкое применение мониторинга МГРП при помощи инновационных микросейсмических технологий с целью снижения геологических рисков проведения операций ГРП и повышения эффективности разработки залежей Западно-Сибирского НГБ.
Ключевые
слова: трудноизвлекаемые запасы, многостадийный гидроразрыв пласта, геологические критерии ГРП, оценка
геометрии трещин, микросейсмомониторинг.
Авторы:
В.М. Александров, ОАО «Тандем» (Тюмень, Россия);
В.А. Белкина, Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия), e-mail: belkina@tsogu.ru;
Д.А. Казанская, Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия), e-mail: kazanskaya_d@aotandem.ru
Литература:
1. Альбрехт М. Использование сейсмических данных при гидроразрыве скважины для определения положения поверхности сдвигового смесителя // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2010. № 3. С. 24–31.
2. Шпуров И.В., Писарницкий А.Д., Пуртова И.П., Вариченко А.И. Трудноизвлекаемые запасы нефти Российской Федерации. Структура, состояние, перспективы освоения. СПб.: Нр-ПРИНТ, 2012. 256 с.
3. Барков С.Л., Белкина В.А., Дорошенко А.А., Каналин В.Г., Муратова Л.Н., Усенко Т.П. Геолого-промысловые методы изучения нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Тюмень: Вектор Бук, 1999. 212 с.
4. Буров Д.И., Кусевич А.В. Практика применения сейсмомониторинга гидроразрыва пласта // Технологии сейсморазведки. 2012. № 1. С. 63–665.
5. Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: успехи и проблемы // Технологии. 2014. №2
(048). С. 72–72.
Ссылка для
цитирования: Александров В.М., Белкина В.А., Казанская Д.А. Технологический контроль проведения многостадийного ГРП с использованием метода
микросейсмомониторинга // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 16–19.
Открыть HTML
Открыть PDF
HTML
В настоящее время в структуре запасов углеводородов отмечается увеличение доли осложненных запасов, в т.ч. трудноизвлекаемых (ТРИЗ). Например, если доля начальных ТРИЗ Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в 2010 г. составляла 33,0%, то текущие ТРИЗ оценивались уже в 50,2%. В этой ситуации заметно растет доля добычи нефти за счет применения методов увеличения интенсификации нефтеотдачи пластов (МУН). Отметим, что в 2006 г. в России на долю МУН приходилось около 9% от общей годовой добычи, причем около 5% из них – на один метод – гидроразрыва пластов [2].
Существующие технологии проведения ГРП позволяют решать задачи интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи за счет снижения скин-фактора прискважинной зоны и вовлечения в разработку ранее не дренируемых участков залежи. На сегодняшний день существует множество технологий ГРП: большеобъемный, кислотный, концевого экранирования, с применением комбинированных брейкеров, на линейном геле, с частичной отсыпкой интервала перфорации, на вторых стволах с применением стрингера, ГРП с проведением гидропескоструйной перфорации и применением суперлегкого проппанта на пластах с малой толщиной, многостадийный (МГРП, или MZST – Multizone stimulation technology) на горизонтальных скважинах. Наиболее перспективным из перечисленных модификаций, по нашему мнению, является МГРП, причем его технология постоянно совершенствуется. Если в первые годы применения это был двух-, трехстадийный метод, то начиная с 2010 г. число этапов (портов) заметно увеличилось – до десяти. Отметим, что с помощью горизонтального ствола сложной траектории и длиной до 1 тыс. м можно организовать выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разработка каждой из которых экономически неэффективна [4].
Однако не всегда проведение МГРП оказывается успешным как по технологическим (ТЭ – технологическая эффективность), так и – гораздо чаще – по экономическим показателям. Связано это с рядом обстоятельств, таких как несоответствие скважин критериям обоснования (низкие значения общей и нефтенасыщенной толщин пласта, низкая нефтенасыщенность, пониженное пластовое давление, расположение вблизи фронта нагнетания и/или внешнего контура нефтеносности) и несовершенство существующих алгоритмов проектирования процесса развития трещины и прогнозирования параметров образующихся трещин. Что касается первой группы критериев обоснования ГРП, то существует довольно большое число работ, оценивающих влияние геологических параметров на ТЭ ГРП [3]. Достаточно указать, что методами корреляционного анализа для объектов Ю и А Ханты-Мансийского автономного округа установлены статистические зависимости кратности увеличения продуктивности и прироста извлекаемых запасов нефти за счет ГРП от промысловых и технологических параметров. Построенные зависимости позволяют провести разделение площадей на зоны с низкой, средней и высокой эффективностью, а также оперативно прогнозировать эффективность планируемых ГРП в зависимости от конкретных геолого-технологических условий [3]. В работе [3] предложена интересная методика прогноза эффективности МУН на основе дискретно-непрерывных моделей.
Что же касается алгоритмов моделирования развития трещин и их геометрических параметров, то они требуют существенного развития. Очевидно, что разработка названных методов моделирования требует совершенствования информационной базы проведения МГРП. В работе [1] показано, что кроме традиционных источников данных (керна, РИГИС) пополнение БД возможно за счет регистрации упругих колебаний, возбуждаемых в процессе образования трещины разрыва, зарегистрированных как в соседней скважине, так и на дневной поверхности. Этот метод контроля процесса МГРП получил название микросейсмического мониторинга.
При регистрации сейсмических волн в соседней скважине дополнительно регистрируются волны, возникающие при воздействии этих волн на стенки скважин, так называемые скважинные волны. Создание алгоритмов оценки параметров трещин на основе решения обратной кинематической задачи совместно для сейсмических и скважинных волн повышает достоверность проектирования дизайна трещин последующих этапов (сейсмомониторинга).
Из опыта нефтяных и сервисных компаний (ОАО «ЦГЭ», ООО «Викосейс», ОАО «Хантымансийскгеофизика», ООО «Георесурс», ЗАО «Градиент», НИИ прикладной информатики и математической геофизики БФУ им. И. Канта, ООО «Антел-нефть», OOO «Технологии обратных задач», Global Microseismic Services, MicroSeismic, ESG Solutions, Weatherford International Ltd., Schlumberger, Pinnacle Center – Halliburton, Baker Hughes и др.), разрабатывающих технологии контроля МГРП, в настоящее время наиболее успешно эта задача решается с помощью технологии пассивного микросейсмического мониторинга (ПМСМ) в двух модификациях – скважинной и наземной.
Обширный производственный опыт свидетельствует об эффективности применения сейсмического мониторинга для определения требуемых геометрических параметров зоны техногенной трещиноватости, возникающей при проведении МГРП. Микросейсмика позволяет определять геометрию трещин гидроразрыва на достаточно больших расстояниях от места наблюдения, а также получать диагностические трехмерные изображения в процессе образования и развития в результате ГРП.
Сложность получения доступа к наблюдательным скважинам привела к тому, что в Российской Федерации наибольшее распространение получил наземный мониторинг с использованием площадных сейсмических групп. Кроме того, для Западно-Сибирской НГП характерна еще одна особенность – наблюдательная скважина часто находится на том же кусту, что и скважина, в которой проводится МГРП, при этом сам куст зачастую активен, т.е. все еще ведется бурение других скважин, выполняются работы по освоению, работает глубинно-насосное оборудование.
С экономической точки зрения наземный микросейсмический мониторинг (МСМ) отличается и лучшим соотношением «цена – качество». Однако для наземного мониторинга необходимо минимизировать ветровые и техногенные помехи в ходе регистрации МГРП [5].
РАССМОТРИМ БОЛЕЕ ДЕТАЛЬНО ЗАДАЧИ, КОТОРЫЕ РЕШАЮТ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МГРП:
1) трехмерная визуализация процесса образования и развития трещин гидроразрыва относительно траектории горизонтального ствола;
2) определение простирания, геометрических и фильтрационных параметров системы трещин гидроразрыва;
3) получение данных для оперативного внесения изменений в технологию проведения МГРП (в т.ч. в график закачки), а также выработка рекомендаций по его совершенствованию;
4) внесение по результатам производственного опыта коррективов в направление планируемых горизонтальных стволов.
Если принять, что так называемый региональный азимут распространения трещин выдерживается не только от скважины к скважине, но часто и в региональном плане (причем имеются довольно хорошие оценки его направления для условий Западной Сибири), то вполне может существовать неблагоприятный азимут для горизонтальной скважины, при наличии которого возможны различные осложнения при ГРП (повышенные трения на перфорации и в призабойной зоне, вероятность получения прорыва в воду или СТОПа).
Расплывчатое облако фиксируемых источников микросейсмических событий (микросейсмической эмиссии) при образовании трещин гидроразрыва показывает их фактическое смещение относительно центрального (близкого к симметричному) расположения согласно типовой модели гидроразрыва (рис. 1).
Цвет источников на рисунке 1 соответствует времени возникновения микросейсмических событий в процессе ПМСМ. Синим цветом отображено местоположение источников микросейсмических событий при пробном мини-ГРП, красным – при основном ГРП. Анализ рисунка показывает, что красные точки распадаются на три практически изолированных облака. Это говорит о том, что на этой стадии МСМ фиксирует три трещины. Оси симметрии этих облаков наклоны по отношению к горизонтальной части траектории скважины, другими словами, трещины не перпендикулярны к траектории скважины.
Асимметричное смещение трещин относительно оси ствола скважины не учитывается современными моделями дизайна гидроразрыва, однако оно оказывает существенное влияние на характер гидродинамической связи с ближайшими скважинами (в т.ч. нагнетательными).
Зарегистрированная совокупность источников сейсмоэмиссионной активности приводит к выводу о более короткой фактической длине единичной трещины и более сложной траектории ее раскрытия по сравнению с прогнозным дизайном ГРП (рис. 2).

На рисунке 2 приведены данные мини-ГРП и основных ГРП 4-й, 5-й и 6-й
стадий в одной из горизонтальных скважин Западной Сибири в проекции на горизонтальную плоскость. События мини-ГРП и основного ГРП на каждой стадии выделены своим цветом. Диаметр событий соответствует магнитуде. Для каждого порта приведены микросейсмические события мини- и основного ГРП, они показаны разным цветом. На рисунок наложена равномерная сетка с шагом 25 м. По результатам обработки данных микросейсмического мониторинга МГРП можно сказать, что:
• основная трещина гидроразрыва для 4-й, 5-й и 6-й стадий развивалась в направлении созданной микротрещины при мини-ГРП;
• учет результатов предыдущего этапа при проектировании последующего позволяет добиться изменения дизайна трещины в нужном направлении.
Несоответствие фактических размеров трещины и запланированных по дизайну ГРП приводит к снижению эффективности операций ГРП и, как следствие, к снижению эффективности данного геолого-технического мероприятия. Полученные при помощи микросейсмомониторинга данные по контролю размеров трещин позволяют осуществить оперативное изменение дизайна последующих стадий МГРП.
Каждая последующая стадия ГРП влияет на состояние уже существующей зоны трещиноватости вплоть до изменения направления развития трещин. Меняется расположение трещин из-за перераспределения стрессов после произведенного ГРП.
В ряде случаев удается установить причину преждевременной остановки процесса закачки (СТОПа). Так, спонтанный рост трещины по высоте может произойти вследствие преждевременной упаковки проппантом нижней части трещины, когда оставшийся материал устремляется к кровельной части продуктивного пласта (рис. 3).

Из рисунка 3 видно, что присутствуют микросейсмические события, распространяющиеся вдоль ствола скважины. Впоследствии эти события соединяются с областями микросейсмической активности, которые развиваются перпендикулярно стволу скважины. Можно говорить, что в таких случаях создается система параллельных трещин. Отметим еще такой важный момент: большинство трещин направлены к кровле пласта, что может обеспечить снижение обводненности продукции.
В целом необходимо рекомендовать более широкое применение мониторинга МГРП при помощи инновационных микросейсмических технологий с целью снижения геологических рисков проведения операций ГРП и повышения эффективности разработки залежей Западно-Сибирского НГБ.