Скважинные сейсмические исследования
advertisement
Джон Блэкберн ConocoPhillips U.K., Ltd. Абердин, Шотландия Джон Дэниэлс Оклахома-Сити, Оклахома, США Скважинные сейсмические исследования: больше чем только вертикальное профилирование Скотт Дингуолл Абердин, Шотландия Джеффри Хампден-Смит Shell Exploration and Production Абердин, Шотландия Скотт Лини Жоэль Ле Калвес Лес Натт Хьюстон, Техас, США Генри Менкити Лондон, Англия Современные методы скважинных сейсмических исследований создают новые возможности для изучения пластов, вскрытых скважинами. Использование этих методов позволяет оператору снижать риски и повышать отдачу пластов в широком диапазоне операций: от строительства скважины и построения трехмерных изображений подсолевых толщ до мониторинга процессов интенсификации притока и сбора данных в условиях высокой температуры и высокого давления. Адриан Санчес Вильяхермоза, Табаско, Мексика Марко Скинелли Petrobras Рио-де-Жанейро, Бразилия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Реджинальда Берла, Эда Фергюссона и Уильяма Фебуса (Бель-Шасс, Луизиана, США), Аллана Кэмпбелла, Майка Крейвена, Рожелио Руфино и Билла Андерхилла (Хьюстон, Техас, США), Джона Эдвардса (Маскат, Оман), Алана Фурнье (Сент-Джонс, Ньюфаундленд, Канада), Кевина Галлиано (Лароз, Луизиана, США), Джона Грейвза (Hess Corporation, Хьюстон, США), Кэролайн Кингхорн, Дэйва Милна, Гэри Роджерса и Тило Шарфа (Абердин, Шотландия), а также Колина Уилсона (Фучинобе, Япония). seismicVISION, SlimXtreme, StimMAP, VSI (Versatile Seismic Imager) и Xtreme являются товарными знаками компании Schlumberger. 24 Скважинные сейсмические исследования в наши дни представляют собой один из наиболее универсальных методов скважинных измерений, используемых на нефтяных месторождениях. Основным достоинством этих исследований, также называемых вертикальным сейсмическим профилированием (ВСП), всегда являлась увязка сейсмических разрезов во временнóй области, полученных в результате наземных исследований, с каротаж- ными данными по глубине. К тому же рамки современных скважинных сейсмических исследований значительно расширились по сравнению с простой корреляцией временных и глубинных данных. Возможность регистрации широкого диапазона сейсмических волн и использование ныне доступных разнообразных конфигураций систем наблюдения для скважинных исследований позволили получить недостижимые в прошлом результаты. Из этих данных Нефтегазовое обозрение разведочные и добывающие компании извлекают важную информацию о глубине залегания, площади и степени неоднородности продуктивного пласта, а также о флюидосодержании, механических свойствах горных пород, поровом давлении, степени повышения нефтеотдачи, анизотропии упругих свойств, геометрии искусственно образованных трещин и ориентации и плотности естественных трещин. Изначально при ВСП использовались сейсмоприемники, спускаемые в вертикальную скважину для регистрации наиболее информативной части спектра сейсмического сигнала, возбуждаемого источником на поверхности. Инновации в современном ВСП связаны с бóльшим объемом получаемых данных и бóльшим разнообразием конфигураций систем наблюдения с усовершенствованными регистрирующими приборами. В настоящей статье описываются типы волн, регистрируемых в скважине, и приборы, которые при этом используются. Далее кратко рассматриваются возможные виды сейсмических исследований и данные, которые они предоставляют. Будет приведено несколько практических примеров, демонстрирующих преимущества скважинных сейсмических исследований, включая трехмерное ВСП (3D ВСП) и ВСП в процессе бурения, ВСП для оптимизации гидравлического разрыва пласта (ГРП) и мониторинга перфорирования и ВСП в скважинах с высокой температурой и высоким давлением. Типы сейсмических волн Основными типами волн, которые генерируются и регистрируются в скважинных сейсмических исследованиях, являются объемные волны, создаваемые точечными источниками или источниками свип-сигналов. Они складываются из продольных (P) и поперечных (S) волн. 1 Эти волны распространяются от приповерхностных искусственных источников до сейсмоприемников, установленных на глубине в скважине. В ВСП в морских скважинах и в тех случаях, когда для наземного ВСП используются пневмопушки, спущенные в Осень 2007 амбар для бурового раствора, обычно генерируются только продольные волны. Однако, в зависимости от расположения сейсмоприемников и свойств пласта, можно регистрировать как продольные, так и поперечные волны, если последние являются обменными, т.е. возникшими в процессе обмена при отражении наклонно падающих продольных волн от границы раздела (рис. 1). При наземном ВСП, когда источники контактируют непосредственно с землей, создаются и регистрируются оба типа волн. 2 Прием сигналов скважинными сейсмоприемниками зависит от их типа, конфигурации системы наблюдения и типа приходящей волны. Самое современное регистрирующее оборудование для ВСП включает прижимные калиброванные трехкомпонентные (3С) сейсмоприемники, способные регистрировать все компоненты Р- и S-волн, в том числе и поперечные волны с вертикальной (SV) и поперечной (SH) поляризацией. Скважинный сейсмический прибор компании Schlumberger — универсальный сейсмический сканер Versatile Seismic Imager (VSI) — имеет до 40 трехкомпонентных сейсмоприемников, называемых шаттлами, интервал между которыми может достигать 150 футов (46 м), что обеспечивает приемную группу длиной 6 000 футов (1 830 м) (рис. 2). 3 Такой прибор с 40 шаттлами несколько раз использовался для проведения ВСП в Мексиканском заливе. Прибор VSI можно спускать в необсаженную или обсаженную скважину, а также в бурильную колонну. Для обеспечения оптимального контакта со стенкой скважины он закрепляется на месте. Варианты спуска включают спуск с помощью кабеля, скважинного трактора или бурильной колонны. Преимущество скважинных сейсмических исследований над наземной сейсмосъемкой заключается в способности регистрации прямой волны с низким уровнем помех. Прямая волна проходит вниз до сейсмоприемников и поэтому называется нисходящей. Волны, отражающиеся от более глубоких границ и затем Падающая Рволна P P S P S P Сейсмоприемник SV SH Рис. 1. Распространение и отражение продольных и поперечных волн. Нормально падающие продольные Р-волны отражаются и проходят только как продольные волны. Однако при падении не под прямым углом, например, когда источник находится на некотором удалении от скважины, продольная волна может отразиться и пройти в виде и Р-, и S-волн (вверху на рис.). Р-волны характеризуются колебанием частиц вдоль луча, а S-волны — перпендикулярно лучу (внизу на рис.). SV-волны поляризованы в вертикальной плоскости, а SH-волны — в горизонтальной плоскости. Падающие SV- и SH-волны создаются источниками поперечных волн. 1. Точечные источники могут быть взрывными и вакуумными (имплозивными), такими как, например, динамит и пневмопушки. Источниками свип-сигналов могут быть вибраторы на базе грузового автомобиля и другие виброисточники. 2. О пробном применении морских виброисточников см.: Fischer PA: “Seismic Source Offerings Provide Options for Operators,” World Oil 227, no. 6 (June 2006), http://www.worldoil.com/magazine/ MAGAZINE_DETAIL.asp?ART_ID=2913&MONTH_ YEAR=Jun-2006 (accessed October 8, 2007). 3. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jimenez RR, Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Burg TT and Verliac M: “Superior Seismic Data from the Borehole,” Oilfield Review 15, no. 1 (Spring 2003): 2–23. 25 Рис. 2. Универсальный сейсмический сканер VSI. Каждый из 40 шаттлов содержит 3 перпендикулярно расположенных сейсмоприемника-акселерометра, помещенных в акустически изолированный датчиковый блок, который может быть прижат к стенке скважины. • Вступление нисходящей прямой волны • Вступление восходящей однократной волны • Вступление нисходящей кратной волны • Вступление восходящей кратной волны 1 Глубина 2 3 4 5 Время Рис. 3. Вступления восходящих, нисходящих, однократных и кратных волн. Восходящие волны отражаются на границах ниже сейсмоприемника и затем распространяются вверх и регистрируются (синий и зеленый цвет). Нисходящие волны поступают на сейсмоприемники сверху (красный и оранжевый цвет). Неотраженная приходящая волна называется прямой (красный цвет), а отразившаяся один раз — однократной. Отражающие границы лучше всего определяются по вступлениям отраженной восходящей однократной волны (синий цвет). 26 поднимающиеся до скважинного сейсмоприемника, регистрируются как восходящие волны (рис. 3). Восходящие волны содержат информацию об отражающей границе и используются для построения сейсмических изображений отражающих горизонтов. В состав нисходящих и восходящих волн входят кратные волны (многократно отраженные волны), которые могут наложиться на полезный сигнал. Волны без кратной составляющей называются однократными. Нисходящие волны можно использовать для выделения кратных волн на вступлениях однократных волн, а также для более надежной обработки поля восходящих сейсмических волн, наблюдаемого на поверхности. Вместе с Р- и S-волнами, распространяющимися от приповерхностного источника до сейсмоприемника, возникают и волны-помехи различных типов, создаваемые этим источником. Гидроволны формируются при передаче энергии от поверхностных волн скважинной жидкости. Они распространяются вверх и вниз в жидкости, заполняющей скважину, вызывая радиальное волнообразное прогибание ее стенок. Сейсмоприемники, прижатые к стенке, регистрируют гидроволну на горизонтальных акселерометрах. Эти волны чувствительны к изменениям размера ствола, от стенок которого они могут отражаться. Еще одной помехой, иногда загрязняющей запись, является звон обсадной колонны. Для отображения отражающих границ в большинстве ВСП используются продольные и поперечные волны, генерируемые пневмопушками, вибраторами на базе грузового автомобиля и динамитными источниками; однако можно регистрировать и обрабатывать волны и от других источников, чтобы получить информацию о геологическом строении. Например, в качестве источника в скважине может выступать буровое долото, которое создает вибрацию, регистрируемую датчиками на поверхности или на морских кабелях. 4 Хотя для таких записей требуется специальная обработка, они могут обеспечить нужную информацию для принятия решений Нефтегазовое обозрение Продольное ВСП ВСП в наклонной скважине Источники Непродольное ВСП Уровенное ВСП Источники Источник Сейсмоприемник Источник Сейсмоприемники Сейсмоприемники Сейсмоприемники Рис. 4. Различия методов ВСП (слева направо). Исходная конфигурация системы наблюдения без горизонтального удаления источника от скважины используется в продольном ВСП. Сейсмические волны распространяются практически вертикально вниз до отражающей границы и вверх до группы сейсмоприемников. Другой тип ВСП с нормальным (вертикальным) падением проводится в наклонных скважинах. При этом источник всегда находится строго над каждым приемником-шаттлом. Такое ВСП называется ВСП в наклонной скважине. В непродольном ВСП группа сейсмоприемников прижимается к стенке скважины, а источник размещается на некотором удалении. При невертикальном падении возникает больше обменных волн P-S. В уровенном ВСП возбуждение происходит в нескольких точках вдоль некоторой линии на поверхности. Все эти типы исследований могут применяться как в наземных, так и морских скважинах. в процессе бурения, например, по изменению плотности бурового раствора и установке обсадной колонны. Трещины ГРП создают волны практически так же, как и природные землетрясения, и эти микросейсмы можно регистрировать датчиками в соседних скважинах. Аналогично при добыче флюидов или закачке жидкостей для повышения нефтеотдачи или для захоронения отходов происходит перераспределение напряжений, что, в свою очередь, может создать обнаруживаемые микросейсмы. Кроме того, скважинные сейсмоприемники используются для регистрации проявлений естественной сейсмичности. 5 Типы сейсмических исследований Скважинные сейсмические исследования обычно классифицируют по конфигурации системы наблюдения, определяемой удалением источника, траекторией ствола и глубиной спуска группы сейсмоприемников. От конфигурации зависит диапазон углов падения границ и объем геологической среды, изображение которого может быть построено. Простейшим типом скважинных сейсмических исследований является продольное ВСП (zero-offset VSP). В базовом варианте такого ВСП имеОсень 2007 ется группа скважинных сейсмоприемников и источник, расположенный рядом со скважиной (рис. 4). В большинстве случаев (если только падение пласта не слишком крутое) здесь регистрируются отражения в пределах узкого окна вокруг скважины. Стандартным результатом продольного ВСП является трасса коридорного суммирования, получаемая путем суммирования сигналов, следующих непосредственно после первых вступлений. Эта трасса воспроизводится несколько раз для большей ясности и сравнения с данными поверхностных наблюдений. В результате обработки получаются пластовые скорости на разных глубинах, которые можно увязать с параметрами по каротажным диаграммам и проинтерпретировать с целью выявления и прогнозирования зон с аномально высоким давлением. Скоростную модель можно также использовать для получения синтетических трасс для выделения кратных волн при обработке данных поверхностных наблюдений. Еще одним типом продольного ВСП является ВСП в наклонной скважине, также известное, как ВСП методом вертикально падающих волн (deviated-well VSP, walkabove VSP, vertical-incidence VSP). При та- ком ВСП источник всегда находится непосредственно над сейсмоприемниками, спущенными в наклонную или горизонтальную скважину. В результате получают двухмерное изображение области под скважиной. Помимо получения пластовых скоростей и изображения для корреляции с данными поверхностных наблюдений, преимуществами данного метода являются хороший горизонтальный охват и возможность определения нарушений и углов падения пластов под стволом скважины. Непродольное ВСП (offset VSP) проводится с использованием источника, расположенного на некотором горизонтальном удалении от скважины. По его данным также строится двумерное сейсмическое изображение. Группы сейсмоприемников размещаются в скважине в широком диапазоне глубин. Благодаря удалению увеличивается отображаемый объем и появляется возможность картирования отражающих гори4. Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T and Raikes S: “WellPositioned Seismic Measurements,” Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 32–45. 5. Coates R, Haldorsen JBU, Miller D, Malin P, Shalev E, Taylor ST, Stolte C and Verliac M: “Oilfield Technologies for Earthquake Science,” Oilfield Review 18, no. 2 (Summer 2006): 24–33. 27 3D ВСП Сейсмоприемник Рис. 5. Трехмерное ВСП. Конфигурации систем наблюдения для 3D ВСП в наземных и морских скважинах обычно повторяют конфигурации систем поверхностных сейсмических исследований. При исследованиях на суше источники, как правило, размещаются вдоль линий сетки, а на море они могут устанавливаться в линии или по спирали с центром, расположенным над устьем скважины (слева на рис.). Моделирование по лучевому методу перед сбором данных обеспечивает надлежащий охват и освещение целевых объектов. В данном примере морских исследований (справа на рис.) линии расстановки источников на поверхности показаны красным цветом. Зеленые линии — лучи от источника до сейсмоприемника. Расположение скважин на поверхности отмечено голубыми треугольниками. Синие поверхности — кровля и подошва соляного тела. Целевой горизонт — красная поверхность в нижней части рисунка. зонтов на некотором расстоянии от ствола, зависящем от величины удаления и пластовых скоростей. Дополнительный освещаемый объем делает изображение более полезным для корреляции с данными поверхностных наблюдений и определения разломов и углов падения пластов по простиранию от скважины. Кроме того, поскольку чем больше удаление, тем больше продольных волн трансформируются в поперечные, такое ВСП дает возможность проводить анализы поперечных волн, анизотропии и зависимости амплитуды от удаления (amplitude variation with offset — AVO). Степень интенсивности обмена продольных волн зависит от удаления и свойств пород на границе раздела. Уровенное ВСП, называемое также ВСП методом обращенных годографов (walkaway VSP), схоже с непродольным ВСП в том, что источник смещен относительно вертикального луча, но система наблюдений имеет обращенную конфигурацию. Группа сейсмоприемников в скважине остается неподвижной, тогда как источник перемещается от скважины, срабатывая на определенных 28 удалениях от нее. Наличие нескольких точек возбуждения при уровенном ВСП особенно полезно для исследования поперечных волн, AVO (зависимости амплитуды отражения от удаления) и анизотропии. Поскольку непродольное и уровенное ВСП могут освещать большой объем геологической среды, они являются важными элементами схемы проведения поверхностных сейсмических исследований. Все описанные выше методы обеспечивают получение информации и изображений в одномерном (1D) или двумерном (2D) пространствах. Для достаточного освещения трехмерных структур требуется трехмерная (3D) регистрация и обработка данных. И ВСП так же развивалось от 1D и 2D к 3D, как и наземные сейсмические исследования. Трехмерное ВСП можно проводить как в наземных, так и морских скважинах. Технология получения данных 3D ВСП в морских скважинах схожа с технологией для морских поверхностных 3D съемок с отработкой по параллельным профилям или концентрическим окружностям вокруг оси скважины (рис. 5). При наземных исследованиях источники обычно размещаются по сетке. Трехмерное ВСП обеспечивает получение изображений геологической среды высокого разрешения для целей разведки и освоения месторождений. Для него требуется подробное предварительное моделирование и планирование. Помимо получения изображений более высокого разрешения, чем при поверхностной сейсмической съемке, с помощью 3D ВСП можно уплотнить наблюдения в зонах, которые не могут быть охвачены поверхностной съемкой из-за помех от наземной инфраструктуры или сложных геологических условий (таких, как наличие мелкозалегающего газа), которые препятствуют распространению продольных волн. Уже долгое время данные ВСП используются для увязки данных наземных сейсмических исследований во временной области с каротажными данными по глубине. Во многих районах исследования скважины, в которых проводилось ВСП, находятся на достаточно большом расстоянии, поэтому геологическая привязка по ним перед началом бурения новой скважины невозможна. Глубины, определенные по данным наземных сейсмических исследований без точного соотношения «время-глубина», могут характеризоваться большой неопределенностью, что увеличивает риски и затраты, связанные с разработкой планов действий в чрезвычайных ситуациях в рамках программ бурения скважин. Одним из способов получения корреляции является проведение промежуточного ВСП (intermediate VSP), т.е. спуск компоновки ВСП на кабеле до глубины, меньшей конечной глубины. Такие исследования обеспечивают надежное глубинное преобразование, но повышают затраты и снижают эффективность бурения. Кроме того, результаты могут быть получены слишком поздно, чтобы предсказать осложнения при бурении. Для снижения степени неопределенности временно-глубинной корреляции без необходимости остановки бурения геофизики создали технологию сейсмического сопровождения бурения — ВСП в процесНефтегазовое обозрение се бурения (seismic while drilling) (рис. 6). В этой технологии используется традиционный сейсмический источник на поверхности, прибор каротажа в процессе бурения с сейсмическими датчиками в бурильной колонне и высокоскоростная гидроимпульсная система телеметрии для передачи данных на поверхность. 6 Определение формы колебаний в реальном времени позволяет оператору “видеть” на тысячи футов вперед долота и безопасно проводить скважину до конечной глубины. Поскольку при бурении возникают помехи, которые могут ухудшить качество сейсмических данных, возбуждение и измерение сигнала должны проводиться в “тихие” периоды, во время пауз в бурении, например, при наращивании бурильной колонны. Ограничивающим фактором для этого метода является то, что установленные в бурильной колонне сейсмоприемники не прижимаются к стенке скважины, хотя контакт с ней улучшается с увеличением наклона ствола. На сегодняшний день существует несколько технологий скважинных сейсмических исследований, пригодных для изучения трещин и их систем, как естественных, так и созданных в результате ГРП. Круговое ВСП (walkaround VSP) предназначено для определения направления и степени анизотропии, вызванной наличием параллельных естественных трещин. При этих исследованиях удаленный источник последовательно размещается по большой круговой дуге, чтобы осветить пласт по широкому диапазону азимутов (рис. 7). 7 С помощью скважинных сейсмических исследований также можно осуществлять мониторинг трещин ГРП. В ходе создания трещины в обрабатываемой скважине группа многокомпонентных сейсмоприемников в наблюдательной скважине регистрирует микросейсмы, генерируемые в процессе ГРП (рис. 8). Для картирования микросейсмических событий, связанных с ГРП, требуется точная скоростная модель. Картирование распространения трещины со временем помогает контролировать ход обработки и позволяет Осень 2007 сравнивать параметры созданных и проектных трещин. Информация о распространении и ориентации трещины, получаемая в реальном времени, может дать возможность инженерам оптимизировать обработку скважины путем изменения скорости и объема закачки, если наблюдаемые трещины отклоняются от проектных. Недостатком этого метода является то, что он почти всегда требует размещения группы сейсмоприемников в наблюдательной скважине, поскольку считается, что регистрация в скважине, в которой производятся работы по ГРП, сопряжена со слишком высоким уровнем помех. Затраты на бурение наблюдательной скважины можно было бы исключить путем использования этой технологии в самой обрабатываемой скважине. Еще одной технологией скважинных сейсмических исследований является пассивный сейсмомониторинг (passive seismic monitoring), с помощью которого описываются трещины путем регистрации мик- ВСП в процессе бурения Сейсмоприемник Рис. 6. ВСП в процессе бурения. Прибор сейсмического сопровождения бурения seismicVISION, установленный рядом с долотом, получает сигналы от источника на поверхности. Они передаются на поверхность для получения глубинно-временной корреляции в реальном времени. Рис. 7. Круговое ВСП. Источник располагается последовательно вдоль нескольких азимутов. В этом методе определяется анизотропия, вызванная наличием параллельных естественных трещин. росейсмов, создаваемых во время извлечения жидкости из продуктивного пласта с естественной трещиноватостью или при ее закачке в него. Когда закачка или извлечение жидкости изменит режим напряжений в достаточной степени для возникновения сейсмических волн, получающиеся акустические сигналы могут регистрироваться группами многокомпонентных сейсмоприемников в соседних наблюдательных скважи- нах. 8 Данный метод похож на технологию мониторинга трещин ГРП, но волны имеют меньшую амплитуду. Для определения трещин, чувстви6. Breton et al, сноска 4. 7. Horne S, Thompson C, Moran R, Walsh J, Hyde J and Liu E: “Planning, Acquiring and Processing a Walkaround VSP for Fracture Induced Anisotropy,” presented at the 64th EAGE Conference and Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. 8. Закачка жидкости в данном случае проводится для поддержания давления, а не для ГРП. 29 Обрабатываемая скважина Наблюдательная скважина Микросейсм Пласт Трещина ГРП Рис. 8. Микросейсмический метод мониторинга трещин ГРП. Чувствительные многокомпонентные сейсмоприемники в наблюдательной скважине регистрируют микросейсмы (акустические сигналы), вызванные процессом ГРП. По результатам обработки данных определяется положение источника микросейсмов, а визуализация позволяет инженерам осуществлять мониторинг хода работ по интенсификации притока. тельных к изменению напряженного состояния, можно построить пространственно-временные микросейсмические диаграммы. Поскольку спрогнозировать время микросейсмических событий невозможно, система наблюдений для пассивного сейсмомониторинга должна отличаться от систем для стандартно- Сейсмоприемники Источники Межскважинное просвечивание Рис. 9. Межскважинное просвечивание: источники находятся в одной скважине, а сейсмоприемники — в другой. Так как траектории лучей находятся под большим углом к любой пластовой границе, отражается лишь малая часть волн; основная часть энергии, регистрируемой сейсмоприемниками, относится к прямым волнам. Эти данные предоставляют информацию о пластовых скоростях в межскважинном пространстве. Повторяемая конфигурация системы наблюдения делает межскважинное просвечивание пригодным для периодического мониторинга различных операций, например, нагнетания пара в пласт. 30 го ВСП. Регистрирующие системы должны находиться в активном состоянии в течение продолжительного времени, находясь в готовности к срабатыванию на акустические сигналы. В некоторых случаях группы сейсмоприемников устанавливаются на постоянной основе для регистрирования в течение длительных периодов. Еще один тип скважинного профилирования связан с распространением сейсмических сигналов между скважинами. Он называется межскважинным просвечиванием (crosswell seismic survey) (рис. 9). При таком исследовании в одной скважине на выбранных глубинах устанавливаются скважинные источники, например, вибраторы, а группа сейсмоприемников спускается в другую скважину. Поскольку направление от источника к приемнику субпараллельно пластовым границам, большинство волн проходит без отражения. Записанные данные обрабатываются для получения информации о скоростях распространения волн в межскважинном пространстве. Так как межскважинные данные не содержат достаточно информации об отражающих горизонтах, то пластовые границы в исходной скоростной модели, используемой для обработки данных межскважинного просвечивания, обычно определяются по акустическому каротажу или стандартному ВСП. Применение данного метода ограничено максимально допустимым расстоянием между скважинами (как правило, несколько тысяч футов), которое зависит от типа вмещающих пород, затухания, мощности источников и частотного состава возбуждаемых колебаний. Большинство описанных выше методов скважинных сейсмических исследований могут применяться на различных этапах эксплуатации коллектора. Непродольное, обращенное и 3D ВСП и межскважинное просвечивание могут проводиться на периодической основе до и после начала добычи. С помощью периодических исследований определяется изменение положения межфлюидных контактов, состава флюидов и других параметров, таких как поровое давление, напряжение и температура. Как и в случае наземной периодической сейсмосъемки, здесь также требуется обеспечить максимально точное воспроизведение условий получения и обработки данных, чтобы различия между результатами базовых и мониторинговых исследований можно было интерпретировать как изменения коллекторских свойств. Метод ВСП эволюционировал от простой увязки данных поверхностных сейсмических исследований по времени-глубине до обеспечения широкого диапазона решений проблем, возникающих при разведке и добыче. 9 Оставшаяся часть настоящей статьи посвящена практическим примерам, отражающим гибкость современных методов скважинных сейсмических исследований, начиная с ВСП в процессе бурения. Снижение неопределенностей при строительстве скважин Скважинные сейсмические исследования более всего известны своей способностью увязывать временные сейсмические разрезы с глубинными данными, такими, как каротажные данные и глубинные отметки по бурению. Возможность таких корреляций обусловлена тем, что известна глубина каждого сейсмоприемника в скважине и время, необходимое сейсмической волне для того, чтобы достигнуть сейсмоприемника. Однако эти корреляции содержат Нефтегазовое обозрение неопределенности, если скважина еще не достигла глубин, по которым должна проводиться увязка. В таких случаях необходимо заглянуть дальше конечной глубины и предсказать свойства пласта за долотом. Такую опережающую информацию могут предоставить два метода скважинных сейсмических исследований: сейсмические исследования в процессе бурения и промежуточное ВСП. Примером использования первого из них служит получение компанией Devon Energy изображений ВСП (наряду с временными и глубинными данными и информацией о скоростях) в процессе бурения направленной скважины в Мексиканском заливе. Формы импульсов регистрировались во время наращивания бурильной колонны, передавались на поверхность во время бурения и обрабатывались в центре обработки данных компании Schlumberger. Результаты отправлялись инженерам компании Devon на буровой и в офисах за пределами промысла. По исходным сейсмическим построениям для отметки на 1 000 футов (305 м) выше целевой зоны, полученным с помощью системы сейсмического сопровождения бурения seismicVISION, было установлено, что эта скважина может и не выйти на целевой объект, как планировалось (рис. 10). Специалисты группы Devon в Хьюстоне приняли решение о зарезке бокового ствола и использовали дополнительные данные seismicVISION для проводки скважины до конечной глубины. Промежуточное ВСП также предоставляет информацию дальше конечной глубины. Компания ВР провело такое “опережающее” уровенное ВСП в глубоководной скважине в Мексиканском заливе. 10 Эта скважина должна была вскрыть соляную 9. Hornby BE, Yu J, Sharp JA, Ray A, Quist Y and Regone C: “VSP: Beyond Time-to-Depth,” The Leading Edge 25, no. 4 (April 2006): 446–448, 450–452. структуру и достичь подсолевых отложений. Бурение глубоководных скважин через соли дорого и рискованно. Соль скрывает сейсмические сигналы от нижележащих пластов, что затрудняет их отображение, и является также мощной покрышкой, под которой поровое давление может быть аномально высоким. Величину порового давления можно оценить по отношению сейсмических скоростей, полученных в результате обработки данных поверхностных наблюдений, однако величины этих скоростей часто характеризуются большими неопределенностями. 11 Скважинные сейсмические исследования способствует снижению риска при разбуривании подсолевых отложений благодаря более точному определению отношений скоростей до выхода скважины из соли. В ходе исследований ВР скважинный 12-уровневый сейсмический прибор уровенного ВСП регистрировал данные в соляной толще рядом с ее нижней границей (рис. 11). При такой конфигурации было произведено 800 возбуждений на поверхности вдоль линии протяженностью около 25 000 футов (7 600 м) в обе стороны от скважины. Продольные волны, созда- Исходная скважина Боковой ствол Изображение Изображение из исходной скважины из бокового ствола Рис. 10. Построение сейсмических изображений в процессе бурения. Два таких изображения (синие и красные полосы) наложены на уже имеющиеся данные поверхностных наблюдений (черные и белые полосы). Первое изображение (слева от вертикальной черной линии), полученное в исходной скважине (зеленая линия), указывает на то, что эта скважина может и не достичь целевого объекта, как планировалось. В скважине был зарезан боковой ствол (желтая линия), и в процессе его бурения получено еще одно сейсмическое изображение (справа от вертикальной черной линии), которое свидетельствует о том, что боковой ствол достигнет целевого объекта. ваемые источником, отражались обратно в виде продольных (Р-p) и обменных поперечных (P-s) волн. Прибор был прижат к подошве Соль 10. Leaney WS and Hornby BE: “Subsalt Elastic Velocity Prediction with a Look-Ahead AVA Walkaway,” paper OTC 17857, presented at the Offshore Technology Conference, Houston, May 1–4, 2006. 11. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P and Verga F: “Understanding Uncertainty,” Oilfield Review 14, no. 3 (Autumn 2002): 2–15. Осень 2007 Рис. 11. Уровенное ВСП для анализа зависимости амплитуды отражения от угла падения (AVA) по подошве соляной толщи. При обработке было сделано допущение, что траектории падающего луча и луча, отраженного от подошвы соли, эквивалентны. 31 Коэффициент отражения 0,50 0,25 0 –0,25 –0,50 –75 –50 –25 0 25 50 75 Угол падения, град Рис. 12. Сравнение данных анализа AVA и результатов моделирования. В амплитуды отраженных волн Р-p (красная кривая) и P-s (зеленая кривая) можно ввести поправки на смещение угла наклона границы на 6°, что соответствует углу падения подошвы соляной толщи (синяя кривая – Р-p с поправкой, черная кривая – P-s с поправкой). Подобранные модельные кривые выделены фиолетовым (для Р-p) и оранжевым (для P-s) цветом. (Leaney and Hornby, сноска 10). Глубина соли максимально плотно, поэтому сейсмические волны, отражающиеся здесь под различными углами, можно проанализировать на зависимость амплитуды отражения от угла падения (amplitude variation with angle — AVA). Анализ AVA, аналогичный известному анализу за- Vs Vp Vp/Vs Прогнозные значения по методу МонтеКарло Скорость Отношение Vp/Vs Рис. 13. Сравнение прогнозных и измеренных скоростей продольных (V p ) и поперечных (V s ) волн и областей неопределенности. Прогнозная скорость V p и соответствующая область неопределенности по опережающему уровенному ВСП (зеленая область) охватывают значения, полученные позднее при каротаже в той же скважине (черная кривая). Аналогично, прогнозная скорость V s и ее соответствующая область неопределенности (синяя область) точно согласуются со скоростями поперечных волн, установленными при последующем каротаже (красная кривая). Здесь также показано прогнозное отношение V p /V s (красная область) и отношение результатов каротажа (синяя кривая). (Leaney and Hornby, сноска 10). 32 висимости амплитуды от удаления (AVO), позволяет определить упругие свойства среды на отражающей границе. 12 В данном случае геофизики рассчитывали измерить скорости продольных и поперечных волн, отразившихся от подошвы соли, и количественно оценить неопределенности, чтобы использовать полученные значения для определения порового давления и безопасной плотности бурового раствора. 13 Если результаты этих исследований оказались бы полезны для бурения с выходом из соляной толщи, то период между последним возбуждением и расчетом плотности бурового раствора должен быть коротким, не более двух суток. Изменение амплитуды с изменением угла падения (AVA) зависит от плотности и скорости продольных и поперечных волн в среде по обе стороны от отражающей границы. Измеренные параметры AVA для отраженных волн Р-p и Р-s сравнивались с модельными значениями, и для достижения наилучшего совпадения с полученными данными модель модифицировалась путем многократного применения инверсии (рис. 12). Инверсия скоростей продольных и поперечных волн в подсолевых отложениях возможна, потому что плотность и скорости в соляной толще известны с высокой степенью достоверности. Шум в данных затрудняет инверсию подсолевой плотности, поэтому было принято оценочное значение. Отношение скоростей продольных и поперечных волн, спрогнозированное по инверсии, характеризуется меньшей степенью неопределенности, чем оценки их отношения, проведенные до начала бурения. Дипольный акустический каротаж в соляной и подсолевой толщах позволил измерить скорости в подсолевой толще после бурения. Полученные значения имели такую же степень неопределенности, что и значения по “опережающему” уровенному ВСП (рис. 13). 3D ВСП в двух скважинах Компании Petrobraz требовалось найти способы снижения рисков при реализации программы уплот- няющего бурения на месторождении Риашо-де-Барра (Riacho de Barra) на поздней стадии разработки в бассейне Реконкаво (Rec ô ncavo) на северо-востоке Бразилии. Традиционная поверхностная 3D сейсмосъемка на этом месторождении не выделила структурных и стратиграфических ловушек с достаточной степенью надежности. Наличие перекрывающей высокоскоростной конгломератовой толщи вызывало затухание сейсмических сигналов и уменьшение частотного диапазона, ухудшая разрешение и затрудняя выделение границ коллектора (рис. 14). 14 Для повышения качества сейсмического изображения была оценена возможность проведения 3D ВСП в существующих скважинах. Главной целью исследований являлось выделение поверхностей эрозионных срезов в верхнем коллекторе и оконтуривание более глубокого целевого объекта, недостаточно хорошо определенного по данным поверхностных наблюдений. По данным поверхностной 3D съемки была построена исходная скоростная модель, откалиброванная с использованием каротажных данных по более чем 30 скважинам в этом районе. Трассирование лучей по модели помогло выбрать конфигурацию исследования для максимизации охвата на целевых границах. Конфигурация 3D ВСП включала 2 700 пунктов возбуждения на площади свыше 13 км 2 (5 квадратных миль) с одновременной регистрацией в двух соседних скважинах (рис. 15). Для оптимизации съемки сейсмическая группа компании Petrobraz провела важные специальные работы, такие, как определение размещения пунктов возбуждения и бурение взрывных скважин глубиной 4 м (13 футов) для установки взрывных источников. Пересеченная местность, покрытая лесом, усложняла проведение наблюдений. Для спуска длинных сейсмоприемных компоновок в скважины использовался специально доставленный кран, поскольку буровые установки отсутствовали. Та к к а к для р егист рации данны х тр ебуетс я хор ошая связь между с ей с м опр и ем ни ко м и пл аст о м, Нефтегазовое обозрение Бассейн Тукано Бр ази ли я ЮЖНАЯ АМЕРИКА Рис. 14. Наземное месторождение Риашо-де-Барра, Бразилия. На разрезе, полученном в результате интерпретации каротажных данных (вверху на рис.), выделен основной коллектор (желтая область) и нижняя целевая толща (оранжевая область). Оба этих объекта имеют верхний эрозионный срез и перекрываются конгломератовыми отложениями, которые маскируют сейсмические сигналы. После неудачной попытки построить качественное изображение эрозионных срезов по данным поверхностной 3D сейсмосъемки, компания Petrobras провела 3D ВСП, чтобы лучше выделить границы коллектора. (Sanchez and Schinelli, сноска 14). Месторождение Риашо-де-Барра Бассейн Реконкаво в об е и х и с с ле д у е м ы х с кв а ж и н а х был а п р о ве д е н а о це н ка сце пл е н и я цеме н та. Д ля о б е с пе ч е н и я про х о ж дени я с и г н алов из пл а ст а ч е ре з це мен т и о б с ад н у ю ко л о н н у д о се й смопри е м н и к о в- аксе л е ро м е т ро в э т и ск в аж и н ы б ыли т а м по н и ро в а н ы цеме н том . Пе р е д н ач алом 3D В С П в ка ж дой с к важ и н е б ы л о про в е д е н о 115- у р овн е во е с т а н д а рт н о е В С П . Полу ч е н н ые д ан н ы е д о ст а т о ч н о г о к ачес тва с п ос об с т в о в а л и в ы б о ру опти м аль н ой г луб и н ы ра з м е щ е н и я 0 км 25 0 мили 25 N 12. Leaney WS, Hornby BE, Campbell A, Viceer S, Albertin M and Malinverno A: “Sub-Salt Velocity Prediction with a Look-Ahead AVO Walkaway VSP,” Expanded Abstracts, 74th SEG Annual International Meeting and Exposition, Denver (October 10–15, 2004): 2369–2372. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S and Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (January 1993): 42–50. 13. Dutta NC, Borland WH, Leaney WS, Meehan R and Nutt WL: “Pore Pressure Ahead of the Bit: An Integrated Approach,” in Huffman A and Bowers G (eds): Pressure Regimes in Sedimentary Basins and Their Prediction, AAPG Memoir 76. Tulsa: AAPG (2001): 165–169. 14. Sanchez A and Schinelli M: “Successful 3D-VSP on Land Using Two Wells Simultaneously,” Expanded Abstracts, 77th SEG Annual International Meeting and Exposition, San Antonio, Texas (September 23–28, 2007): 3074–3078 Осень 2007 Рис. 15. 3D ВСП в двух скважинах. Более 2 700 пунктов возбуждения располагались по линиям на площади 13 км 2 . Охваченная площадь есть объединение двух кругов с центрами в местах нахождения двух скважин (справа на рис.). Положения пунктов возбуждения имеют цветовую кодировку от малых (синие точки) до больших (красные точки) высотных отметок. Для планирования 3D ВСП использовалась скоростная модель, построенная по имеющимся данным поверхностной 3D сейсмосъемки (слева на рис.). Низкие и высокие скорости в этой модели обозначены областями синего и красного цвета соответственно. (Sanchez and Schinelli, сноска 14). 33 Разрез по данным наземной съемки Куб данных 3D ВСП 3D ВСП Продольный и поперечный разрез и временной срез 700 м Рис. 16. Результаты 3D ВСП, проведенного компанией Petrobras. В результате этих скважинных исследований получены данные высокого разрешения, которые можно интерпретировать с помощью программы для интерпретации данных наземных трехмерных сейсмических исследований, включая построение куба данных (слева вверху на рис.), продольных и поперечных разрезов и временных срезов (слева внизу на рис.). Разрешение данных 3D ВСП намного превзошло разрешение данных наземной сейсмической съемки на той же площади (справа на рис.). сейс м оп р и е м н ых г рупп ун и в е рса ль н ог о с е й с м и ч е с ко г о ска н е ра VSI для 3D ВСП, а информация о ск оро с тя х д ля ка ж д о й скв а ж и н ы испо ль зовалас ь в о бра бо т ке д а н н ых 3 D В С П. Чтобы упростить обработку, данные 3D ВСП по каждой скважине обрабатывались отдельно. Затем они были объединены перед заключительным этапом миграции. Полученные изоб- ражения имеют лучшее разрешение по сравнению с данными поверхностной 3D съемки (рис. 16). В настоящее время интерпретаторы работают с новыми данными 3D ВСП для выделения границ пласта. 3D ВСП в Мексиканском заливе Примером ВСП в морских скважинах является ВСП, проведенное на месторождении Тандер-Хорс (оператор — компания ВР) на юге центральной части Новый Орлеан Соль Месторождение ТандерХорс Прибор VSI алив анский з Мексик 0 0 км 150 мили Целевой объект 150 Рис. 17. Месторождение Тандер-Хорс в Миссисипи-Каньон, Мексиканский залив (слева на рис.). Компания ВР провела несколько 3D ВСП на этой площади, включающей большое количество соляных интрузий, которые снижают эффективность поверхностных сейсмических исследований. Трехмерные ВСП можно сконфигурировать так, что большинство лучей не будут распространяться через соль (справа на рис.). 34 Миссисипи-Каньона в Мексиканском заливе. Глубина моря на этом месторождении составляет около 6 300 футов (1 920 м), и здесь находится самая большая в мире полупогружная заякоренная буровая установка.15 Построение сейсмических изображений на данной площади сильно затруднено из-за большого количества вышележащих соляных тел. Хорошая разрешенность сложных структур и стратиграфических особенностей является важным фактором успеха, но ее трудно добиться по данным 3D сейсмических исследований, потому что соль маскирует основные подсолевые объекты. Эти данные загрязнены кратными отражениями от морского дна и подошвы соли, а полезные отражения затухают в глубинных слоях толщи пласта. Трехмерное ВСП можно сконфигурировать так, чтобы свести прохождение волн через соль к минимуму (рис. 17), что устраняет ряд проблем, характерных для традиционных поверхностных сейсмических исследований. При ВСП отраженные волны проходят меньший путь, благодаря чему уменьшается затухание и улучшается разрешение. С такой истинно трехмерной геометНефтегазовое обозрение 6 4 2 Удаление по Y, км рией исследований также получаются данные в широком диапазоне азимутов, что обеспечивает лучшее освещение при поверхностных сейсмических наблюдениях. 16 Суточная стоимость нахождения на глубоководных буровых установках очень высока, а 3D ВСП может занять от нескольких дней до двух недель, поэтому оно должно проводиться эффективно. Во время первого 3D ВСП на месторождении Тандер-Хорс использовался универсальный сейсмический сканер VSI с 12 трехкомпонентными шаттлами, что является максимумом для данного случая. Прогнозное скважинное давление и температура составляли 17 400 фунт / дюйм 2 (120 МПа) и 275 °F (135 °С) соответственно. 17 Первое 3D ВСП было проведено в скважине 822-3 в феврале 2002 г. Прибор VSI с 12 шаттлами последовательно устанавливался на трех глубинах, что обеспечило ВСП на 36 уровнях. Для эффективности исследований была выбрана спиральная схема расстановки источников, которая повторялась для каждой глубины установки группы сейсмоприемников. В результате было произведено около 30 000 возбуждений и получено более одного миллиона 0 –2 –4 –6 –6 17. Ray A, Hornby B and Van Gestel J-P: “Largest 3D VSP in the Deep Water of the Gulf of Mexico to Provide Improved Imaging in the Thunder Horse South Field,” Expanded Abstracts, 73rd SEG Annual International Meeting and Exposition, Dallas (October 26–31, 2003): 422–425. Jilek P, Hornby B and Ray A: “Inversion of 3D VSP P-Wave Data for Local Anisotropy: A Case Study,” Expanded Abstracts, 73rd SEG Annual International Meeting and Exposition, Dallas (October 26–31, 2003): 1322–1325. Pfau G, Chen R, Ray A, Kapoor J, Koechener B and Albertin U: “Imaging at Thunder Horse,” Expanded Abstracts, 72nd SEG Annual International Meeting and Exposition, Salt Lake City, Utah, USA (October 6–12, 2002): 432–435. Осень 2007 –2 0 2 4 6 Удаление по Х, км Рис. 18. 3D ВСП со спиральным размещением пунктов возбуждения. При таком размещении пунктов возбуждения использовались группы из двух источников с поочередным возбуждением. Сначала срабатывал источник на левом (синие точки), а затем на правом (зеленые точки) борту судна. Возбуждение по спиральной траектории повторялись для каждой глубины установки группы сейсмоприемников. (Ray et al, сноска 17). Разрез по данным площадной поверхностной съемки 3D ВСП 15 250 17 750 Глубина, футы 15. “Thunder Horse: No Ordinary Project,” http://www. bp.com/genericarticle.do?categoryId=9004519&co ntentId=7009088 (accessed October 8, 2007). 16. Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, Gonzalez Pineda F, Hill D, Hampson G, Howard M, Kapoor J, Moldoveanu N and Kragh N: “Reducing Exploration Risk,” Oilfield Review 19, no. 1 (Spring 2007): 26–43 (в русском переводе: Х. Камара Альфаро, К. Коркоран, К. Дэвис, Ф. Гонсалес Пинеда, Г. Хэмпсон, Д. Хилл, М. Ховард, Д. Капур, Н. Молдовану и Э. Кра: «Снижение риска прогноза геологоразведочных работ», Нефтегазовое обозрение, том. 19, № 1 (весна 2007 г.): 30–51). –4 20 250 22 750 25 250 27 750 –5 000 0 5 000 10 000 Расстояние, футы Рис. 19. Сравнение результатов 3D ВСП с результатами площадной поверхностной съемки. Данные 3D ВСП (слева на рис.) везде характеризуются лучшим разрешением по сравнению с данными поверхностных наблюдений (справа на рис.). (Ray et al, сноска 17). 35 3 2 1 500 м Рис. 20. 3D ВСП без буровой установки, Мексиканский залив. Пока буровая установка использовалась для бурения одной скважины, в другой скважине было проведено 3D ВСП. Двадцатиуровневый прибор VSI был спущен через специальное отверстие (false rotary) в кормовой части палубы полупогружной платформы (слева на рис.). На изображении, построенном по полученным данным, виден разлом (сиреневая линия), наличие которого объясняет , почему некоторые скважины не вскрыли продуктивную зону (красная линия). Скважина 1 пересекла разлом, но не достигла продуктивного пласта. Скважина 2 прошла через незначительную часть продуктивной зоны, а скважина 3 вошла в нее в нужном месте. Информация о положении и падении разлома, полученная по наклономеру (синие отрезки), подтверждает его наличие, определенное на изображении ВСП. (Hornby et al, сноска 18). трасс (рис. 18). Изображение оказалось намного качественней имевшихся данных поверхностной сейсмосъемки, имело заметно лучшее разрешение и было меньше загрязнено естественными и техногенными помехами (рис. 19). Применение многоуровневого прибора VSI обеспечило эффективное и рентабельное получение данных 3D ВСП вокруг целевых скважин. Построенные изображения высокого разрешения можно использовать для проводки эксплуатационных скважин, а данные по нескольким скважинам можно объединить для более полного отображения геологической среды. 3D ВСП в морских скважинах можно проводить даже без буровой установки. Одним из примеров является ВСП на месторождении Мэд-Дог в районе Грин-Каньон в Мексиканском заливе. Сложное соляное тело, перекрывающее это 36 месторождение, создает теневую зону, которая затрудняет получение четкого изображения по данным поверхностных наблюдений. 18 Одна скважина была обсажена до конечной глубины и законсервирована, а буровая установка переместилась по платформе для бурения другой скважины. Чтобы провести 3D ВСП в первой скважине, на кормовой части главной палубы полупогружной платформы были установлены кабельная лебедка, кабестан и регистрирующий модуль. Двадцатиуровневый прибор VSI с интервалом между шаттлами 100 футов (30 м) был спущен через толщу воды глубиной 4 500 футов (1 370 м), захвачен и направлен в подводное устье скважины с помощью подводного аппарата с дистанционным управлением (remotely operated vehicle — ROV). Видеоконтроль за этой операцией позволил оператору лебедки и инженерам-каротажникам координировать развертывание прибора с оператором ROV. После установки группы сейсмоприемников в нужном месте была эффективно проведена регистрация данных без каких-либо непродуктивных потерь времени. Судно «Snapper», принадлежащее компании WesternGeco, буксировало группу из трех источников и отработало два профиля уровенного ВСП. Затем возбуждения производились по спиральной схеме. С помощью системы VSI было произведено 32 000 возбуждений за шесть суток. Компания ВР сэкономила значительные средства, не используя буровую установку для ВСП. Результаты 3D ВСП на месторождении Мэд-Дог помогли получить улучшенное изображение на площади, где на качестве данных поверхностной сейсмосъемки сказывалась перекрывающая соль (рис. 20). Интерпретаторы выделили разлом со смещением примерно 1 640 футов (500 м), которое стало причиной полного пропуска продуктивного интервала первой скважиной. До проведения ВСП в данной структуре было пробурено три скважины, и лишь одна из них вскрыла целевой объект в нужном месте. Каротажные данные по всем остальным скважинам подтвердили положение и падение разлома, выделенного по скважинным сейсмическим данным. Компания ВР установила, что средства на забуривание двух боковых стволов можно было бы сэкономить, если бы 3D ВСП было проведено до начала бурения первой скважины. Оптимизация ГРП в реальном времени Скважинные сейсмические приборы применяются для регистрации сейсмических волн, создаваемых при ГРП, начиная с 1980-ых гг. 19 Полученная информация о геометрии и пространственном распространении трещин используется для оптимизации ГРП. 20 Возможность принятия решений по оптимизации ГРП основывается на двух главных требованиях: получение точной информации о распространении трещины со временем Нефтегазовое обозрение Осень 2007 Области добычи в глинах Барнетт Траектория горизонтальной скважины Фактическая вертикальная глубина, футы для внесения изменений в проводящиеся работы и наличие технологии внесения таких изменений. Для удовлетворения первого требования компания Schlumberger разработала инновационный метод мониторинга ГРП, предоставляющий инженерам в реальном времени информацию о геометрии и распространении систем трещин ГРП. Такая оперативная информация позволяет операторам своевременно принимать решения об изменении конечной геометрии трещин и снизить вероятность возникновения нежелательных ситуаций, таких, как водоприток, наложение на участки предыдущих обработок, поглощение жидкости пластом и неэкономичная закачка, или даже полностью предотвратить их. Возможность изменить результаты ГРП зависит от имеющихся проблем. Если трещина распространяется за пределы запланированной области, можно принять решение о прекращении закачки. Если обработка не достигает требуемых интервалов, можно изменить закачиваемые жидкости для герметизации поглощающих зон. Технология селективной обработки позволяет эффективно закупорить системы трещин и создать дополнительные ответвляющиеся трещины. Один оператор использовал систему диагностики ГРП StimMAP для отслеживания хода многоступенчатого ГРП в горизонтальной скважине в глинах Барнетт. Этот пласт в бассейне Форт-Уэрт (на севере центральной части Техаса) является самым активным газоносным объектом в США. Он является коллектором с крайне низкой проницаемостью и плотной сетью естественных трещин, и для эффективной интенсификации притока с целью обеспечения рентабельности его разработки требуется создание трещин ГРП с большой площадью поверхностей. Горизонтальная уплотняющая начальную сетку скважина была пробурена в направлении минимального главного напряжения, чтобы облегчить создание поперечных трещин ГРП. Расчетные системы трещин, созданные в результате ГРП в нескольких соседних вертикальных 7 410 7 420 7 430 7 440 7 450 7 460 7 470 7 480 9 500 9 000 8 500 8 000 7 500 Глубина по стволу, футы Рис. 21. Расчетные системы трещин ГРП и горизонтальная скважина в глинистом пласте Барнетт. Добыча в вертикальных скважинах (кружки), вскрывших глины Барнетт , ведется из обработанных зон, приблизительно показанных заштрихованными областями (слева на рис.). Оператор пробурил горизонтальную скважину (черная линия) для доступа к недренированным зонам. Траектория этой скважины (справа на рис.) от устья пошла вниз , затем поднялась на 30 футов (9 м) в интервале 2 000 футов (610 м) между устьем и забоем. В призабойной части скважины имеется пять групп перфорационных каналов (красные и зеленые точки), которые являются местами закачки на первом этапе ГРП. В синих точках будет проводиться закачка на втором этапе ГРП. скважинах, пересекли околоустьевый интервал горизонтальной скважины (рис. 21). Эти области низкого напряжения, полученные после предыдущих обработок для интенсификации притока, будут “притягивать” разрастающиеся трещины, что может затруднить обработку призабойного интервала. Данная обработка проводилась в два этапа, первый из которых должен был осуществляться на пяти группах перфорационных каналов, ближайших к забою. По микросейсмам на этапе 1а видно, что трещина распространилась в сторону от интервала повышенного напряжения около забоя горизонтальной скважины и приблизилась к интервалу пониженного напряжения, поэтому призабойный участок оказался недостаточно обработан (рис. 22). В попытках перевода следующей обработки на дальние перфорационные каналы была закачана порция закупоривающей жидкости. Мониторинг сейсмической активности на этапе 1b показал, что ГРП в призабойной части опять оказался неудачным, и для отвода жидкости ГРП от ненужных зон снова была закачана порция отводящей жидкости. Изучение микросейсмической карты показало, что микросейсмы возникали возле первых двух групп перфорационных каналов, а не за ними. Чтобы проверить наличие какой-либо преграды, мешающей начальному распространению трещины между второй и третьей группой перфораций, в скважину была спущена гибкая насосно-компрес- 18. Hornby BE, Sharp JA, Farrelly J, Hall S and Sugianto H: “3D VSP in the Deep Water Gulf of Mexico Fills in Subsalt ‘Shadow Zone’,” First Break 25 (June 2007): 83–88. 19. Albright JN and Pearson CF: “Acoustic Emissions as a Tool for Hydraulic Fracture Location: Experience at the Fenton Hill Hot Dry Rock Site,” SPE Journal 22, no. 4 (August 1982): 523–530. 20. Fisher MK, Heinze JR, Harris CD Davidson BM, Wright CA and Dunn KP: “Optimizing Horizontal Completion Techniques in the Barnett Shale Using Microseismic Fracture Mapping,” paper SPE 90051, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. Ketter AA, Daniels JL, Heinze JR and Waters G: “A Field Study Optimizing Completion Strategies for Fracture Initiation in Barnett Shale Horizontal Wells,” paper SPE 103232, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, September 24–27, 2006. Le Calvez JH, Klem RC, Bennett L, Erwemi L, Craven M and Palacio JC: “Real-Time Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracture Treatment: A Tool to Improve Completion and Reservoir Management,” paper SPE 106159, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, College Station, Texas, January 29–31, 2007. 37 Этап 1а 500 футов Этап 1b Препятствие Этап 1с Этапы 1 и 2 сорная труба (НКТ). Инженеры установили, что в этом интервале имелась песчаная пробка. После устранения этой пробки в призабойной зоне был успешно проведен ГРП этапа 1с. Сразу после этого были зарегистрированы микросейсмы от ранее необработанных интервалов призабойного участка горизонтальной скважины. Закачивая дополнительные порции закупоривающей жидкости при каждом ослаблении микросейсмичности, определяемом в реальном времени, оператор получил возможность провести обработку 900-футового (274 м) призабойного участка бокового ствола без установки многочисленных мостовых пробок и перфорирования, для чего потребовалось бы много времени. Далее обрабатывался приустьевый интервал горизонтальной скважины, что также контролировалось путем картирования микросейсмичности. Мониторинг перфорирования Компания Shell Exploration & Production занималась строительством добывающих скважин на месторождении Корморант (Cormorant) в британском секторе Северного моря. Пробуренные скважины должны были быть перфорированы с помощью перфораторов, спускаемых на НКТ. Компания Shell рассмотрела несколько методов контроля работ с НКТ и приняла решение о проведении мониторинга перфорирования с помощью скважинного сейсмического прибора. При перфорировании спускаемыми на кабеле перфораторами их срабатывание можно определить по изменениям натяжения кабеля с подтверждением этого после их подъема и осмотра на поверхности. В случае спуска на НКТ перфо- Рис. 22. Микросейсмы, зарегистрированные в ходе ГРП. На этапе 1а (первый рис. сверху) обработка коснулась области возле устья горизонтальной скважины, но практически не достигла забоя. Для отвода группы перфорационных каналов вблизи забоя была закачана порция закупоривающей жидкости. Обработка 1b (второй рис. сверху) также не достигла призабойного участка. Ее результат указывает на наличие препятствия между второй и третьей группой перфорационных каналов. После удаления песчаной пробки проведена успешная обработка 1с (второй рис. снизу) в оставшемся призабойном интервале протяженностью 900 футов. При наложении диаграмм всех трех этапов (первый рис. снизу) можно видеть, что обработка 2 привела к интенсификации притока в околоустьевом интервале данной скважины (темно-синие точки). 38 раторы могут навсегда остаться в скважине. В отсутствие подтверждения о срабатывании перфораторов, единственным, хотя и очень дорогостоящим, способом убедиться в этом, является подъем НКТ на поверхность для их инспекции. Хотя прибор VSI предназначен для проведения скважинных сейсмических исследований, он также способен регистрировать сигналы, возбуждаемые в околоскважинном пространстве. Несомненно, он сможет принять сигналы от таких мощных источников, как кумулятивные заряды, используемые для перфорирования той же скважины. В отличие от других скважинных сейсмических приборов, VSI может осуществлять запись любой длительности. В стандартных системах сейсмокаротажа длина записи составляет примерно 5 000 мс с началом в момент срабатывания контролируемого сейсмического источника. Однако для мониторинга перфорирования система была настроена на начало записи после закрепления прибора на месте и на ее продолжение до тех пор, пока она не будет остановлена полевым инженером по сейсморазведке. Скважины должны были иметь многоствольную конструкцию с одним главным и одним боковым стволом. Как правило, после бурения и обсадки главного ствола в него на НКТ спускалась компоновка с перфораторами длиной более 3 000 футов (910 м). Она устанавливалась в интервале коллектора. Перфораторы приводились в действие с помощью системы взрывания с временной задержкой. После этого над перфорируемым интервалом в главном стволе устанавливался отклонитель для обеспечения выхода из обсадной колонны для забуривания бокового ствола. Для мониторинга детонирования кумулятивных зарядов перфораторов в 100 футах (33 м) над отклонителем был установлен прибор VSI (рис. 23). После срабатывания перфораторов и последующих бурения, заканчивания, перфорирования и обсадки бокового ствола было проведено перфорирование отклонителя для обеспечения притока из пласта-коллектора, вскрытого главным стволом. Нефтегазовое обозрение Прибор VSI Отклонитель Рис. 23. Мониторинг перфорирования на НКТ с использованием скважинного сейсмоприемника. Перфораторы были спущены на НКТ до забоя и установлены на срабатывание с большой временной задержкой. После посадки откло- нителя через бурильную колонну был спущен прибор VSI до отметки 100 футов выше отклонителя. Детонирование перфораторов создало сейсмические сигналы, зарегистрированные датчиками. 04:44:03 Вступление волны в 04:44:22 25 октября 04:44:15 Время Рис. 24. Регистрация сейсмических данных при срабатывании перфораторов и при других событиях. Здесь показана непрерывная запись, начинающаяся сверху. Вторая линия является продолжением первой, и т.д. Амплитуда для каждой линии отложена по вертикали. При времени 04:44:22 видно отчетливое вступление волны, возникшей при срабатывании перфораторов. Этот сигнал насыщает динамический диапазон регистрирующей системы на несколько секунд. Запись возвращается на уровень фонового шума на момент времени 04:44:30, хотя до и после этого момента наблюдаются отдельные всплески помех. Перфораторы Сильное насыщение сигнала, поскольку динамический диапазон регистрирующей системы не способен правильно отобразить слишком высокую амплитуду. Частота волны увеличивается со временем. 04:44:27 Полное насыщение сигнала в течение данного короткого времени записи Отдельный всплеск помех примерно через 6,7 с после вступления главной волны Возврат на уровень фонового шума в 04:44:30 25 октября 04:44:39 Всплески случайных помех с малой амплитудой после пропадания главной волны. 04:44:51 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 Время, с Прибор VSI зарегистрировал отчетливое вступление волны, возникшей при срабатывании перфораторов (рис. 24). Он был установлен рядом с отклонителем, и динамический диапазон регистрирующей системы оказался насыщен высокоамплитудными сигналами. Хотя амплитуду нельзя было определить по записи, в течение нескольких секунд после Осень 2007 времени вступления наблюдалось повышение частоты сигнала. Сигнал вернулся на уровень фонового шума примерно через 8 секунд после вступления. По сейсмическим сигналам подтверждено успешное срабатывание перфораторов. В ы п о л н и в о с н о в н у ю з а д а ч у, и н женеры компании Shell изучили сейсмические данные, чтобы по- лучить дополнительную информацию. После срабатывания перфораторы заполнились жидкостью. Возврат сейсмического сигнала на уровень фонового шума указал на отсутствие движения жидкостей в этой части ствола. Общая продолжительность сигнала сейсмической записи была проинтерпретирована как время, за39 Высокопрочный кабель Двухбарабанный кабестан для высокопрочного кабеля Стандартная установка компании Schlumberger для спуска приборов на кабеле Пневмопушка Рис. 25. Прибор для скважинных сейсмических исследований в экстремальных условиях. Каротажная платформа SlimXtreme для скважин малого диаметра с высокой температурой и высоким давлением может работать при давлении до 30 000 фунт/дюйм 2 и температуре до 500°F. Компании-операторы использовали данный прибор в скважинах с температурами до 238°С (460°F). траченное на заполнение пустых перфораторов. Его можно связать с динамикой притока в скважине. Считая ствол ниже отклонителя замкнутой системой и зная объем перфораторов, фактически представляющих собой камеру при атмосферном давлении, инженеры компании Shell включили значение времени заполнения перфораторов в расчеты для получения приблизительной оценки абсолютного свободного дебита. Получив дополнительную информацию по данным сейсмомониторинга перфорирования, инженеры компании Shell определили предполагаемый дебит из пластаколлектора. 40 Исследования в скважинах с высокой температурой и высоким давлением Хотя прибор VSI может провод и т ь с ей с ми ч ес к и е и с с ледова ни я в больши нс тве с к ва жи н, с к ва ж и н ы с вы с ок ой тем пер а тур ой и в ы с о к и м да влени ем на к ла ды ва ю т ос обы е тр ебова ни я . П р и бор д л я с ей с м и ч ес к и х и с с ледова ни й , ра з ра бота нны й для и с польз ова н и я с к а р ота жной пла тфор м ой S lim X tr eme для с к ва жи н ма лого д и а м етр а с вы с ок ой тем пер а тур ой и в ы с ок и м да влени ем , объ еди ня ет в се б е вы с ок оэффек ти вную к онс т рукци ю и воз можнос ти а на логов о й р еги с тр а ци и с ми ни м а льны м ч и сл ом хр упк и х элек тр онны х к ом по н е нтов (р и с . 2 5 ). К а к и др уги е при б ор ы с емей с тва Xtr eme, этот при б ор ди а м етр ом 3 ⅜ дюй м а бы л с оз да н для р а боты при давл ении до 3 0 0 0 0 фунт / дюйм 2 ( 207 МПа) и тем пер а тур е 5 0 0 °F ( 260°С) . Ко р отк и й и легк и й з онд снабжен о дни м тр ехк омпонент ным набо ро м с ей с мопр и емни к ов дл я про ведени я с ей с мок а р ота жа, но сего дня о н пр и меня етс я и для ВСП в скважина х с вы с ок ой температ у ро й и выс ок и м да влени ем. У компании ConocoPhillips (U.K.) Limited было несколько причин для спуска аналогового сейсмического прибора малого диаметра в сложную скважину с высокой температурой и высоким давлением, пробуренную в центральной части Северного моря. Во-первых, была необходимость в точной увязке глубинных скважинных данных и временных данных морской 3D сейсмосъемки по целевому объекту. В то время как отНефтегазовое обозрение ражающая граница в подошве мела четко выделялась на сейсмических разрезах, выделить более глубокую границу в кровле пласта-коллектора было затруднительно. Корреляция данных ВСП, каротажа и поверхностных сейсмических исследований могла бы повысить достоверность интерпретации формы и протяженности пласта-коллектора. Компания ConocoPhillips также хотела получить глубинное изображение продуктивного интервала и слоев ниже конечной глубины скважин по данным ВСП. Отражения от наклонных продуктивных пластов в данных поверхностной сейсмосъемки частично загрязнены кратными отражениями, которые выглядят как горизонтальные отражения, накладывающиеся на сигналы от пласта-коллектора. Поскольку при ВСП регистрируются и нисходящие, и восходящие волны и проводится многокомпонентная обработка, получаемое изображение может содержать меньше кратных волн и дать более точную 61° Рис. 26. Траектория скважины НРНТ компании ConocoPhillips, пробуренной в Северном море. На этой горизонтальной проекции положение источника показано в виде синей сферы, сейсмоприемники в скважине отмечены зелеными точками, а точки отражения на целевом горизонте находятся в сине-белой области. Верхний участок скважины имеет азимут N61Е. Затем скважина отклоняется на северо-запад. Система наблюдений и времена пробега проецировались на вертикальную плоскость вдоль азимута N61E, чтобы определить один азимут для миграции данных. Двойное время пробега X.250 X.500 Мел X.750 Y.000 Конечная глубина скважины Y.250 Рис. 27. Сравнение результатов ВСП и поверхностной сейсмической съемки. Изображение по данным поверхностной сейсмосъемки, полученное с использованием слишком низких скоростей в меле (слева на рис.), не совпадает с изображением по данным ВСП (справа на рис.). (Изображению ВСП соответствует небольшая область повышенных амплитуд и лучшего разрешения по сравнению с изображением по данным поверхностных сейсмических исследований, сужающаяся вверх по разрезу). Расхождения можно наблюдать на нескольких интервалах. Осень 2007 41 Двойное время пробега, с X 500 X 750 Y 000 Рис. 28. Увязка глубин залегания отражающих границ по ВСП и синтетической трассе, полученной по каротажным данным. Сейсмические данные с правильной увязкой по глубине совмещаются с синтетической трассой, полученной по данным акустического и плотностного каротажа. Эта трасса выделена желтым цветом. Выделены только положительные амплитуды, чтобы не закрывать сейсмические данные. Почти по всей скважине наблюдается корреляция положительных амплитуд на синтетической трассе с амплитудами ВСП, что подтверждает надежность допущений в отношении проекции, сделанных при обработке. Изображение ВСП распространяется ниже забоя скважины. картину строения пласта-коллектора. Продолжение изображения ниже конечной глубины скважины могло бы позволить скоррелировать горизонты под пластом-коллектором с отражающими границами по данным поверхностных наблюдений. Третьей причиной проведения ВСП была необходимость в получении уточненных пластовых скоростей для более качественной переобработки данных морской 3D съемки. Снижение неопределенностей в данных о скоростях в отложе42 ниях мела и нижележащих пластах позволило бы получить более точные 3D изображения, что могло снизить риски при бурении скважин на этой площади в будущем. Аналоговый сейсмический прибор малого диаметра был единственным вариантом для проведения ВСП при ожидаемой скважинной температуре и давлении. Температуры на конечной глубине свыше 15 000 футов (4 600 м) могут достигать 380°F (193°С). Траектория скважины была отклонена выше мела, а затем в ней был зарезан боковой ствол, выходящий из плоскости отклонения по мере возрастания глубины. Несмотря на жесткие условия, исследование проходило без проблем. Прибор регистрировал данные с помощью сейсмоприемников, расположенных через 50 футов (15 м) по всему интервалу глубин от коллектора и вверх через мел, а также еще выше при большем расстоянии между сейсмоприемниками. Температура в районе самого глубокого из 73 приемников достигала 380°F. Сейсмический источник состоял из 3 пневмопушек с объемом камер 150 кубических дюймов, установленных на буровой в конфигурации для продольного ВСП. Обработка трехкомпонентных данных для определения источников отражения включает стандартные этапы и ввод специальной поправки на трехмерность траектории скважины. Это могло бы позволить мигрировать данные ВСП, используя 2D алгоритм. Трехмерная траектория скважины проецировалась на вертикальную плоскость, совмещенную с верхней частью скважины (рис. 26). Времена, положения и амплитуды отражений рассчитывались при том допущении, что сигналы ВСП ограничены этой плоскостью, хотя в действительности некоторые отражения приходили и из-за ее границ. Чтобы их учесть, траектории и времена пробега для каждой трассы рассчитывались по трехмерной скоростной модели, полученной в результате начальной обработки данных поверхностных наблюдений. Далее проводилось сравнение с аналогичными параметрами, рассчитанными по двумерной модели, выделенной из куба данных в основном вертикальном разрезе, выбранном для обработки. Разность между двумя наборами рассчитанных времен пробега вводилась как статическая поправка в каждую трассу перед миграцией. Различия в скоростных моделях также свидетельствовали о том, что скорости, определенные при ВСП, были выше в меле и ниже под мелом по сравнению со скоростями в модели по данным поверхностной съемНефтегазовое обозрение ки, что привело к невязкам между подмеловыми разрезами, полученными двумя методами (рис. 27). Глубины отражающих границ на изображении ВСП совпали с определенными по синтетической трассе, полученной по данным акустического и плотностного каротажа, что подтвердило точность глубин по ВСП, несмотря на несоответствие между трехмерным характером исследований и двухмерным подходом к обработке их результатов (рис. 28). Компания ConocoPhillips (U.K.) Limited использует скорости, определенные по данным скважинных сейсмических исследований, для переобработки имеющихся данных поверхностных наблюдений и планирует использовать данный аналоговый сейсмический прибор малого диаметра в будущих скважинах с высокой температурой и высоким давлением. Волны будущего По сравнению со стандартными методами скважинных сейсмических исследований, например, для глубинных преобразований и привязки сейсмических данных к скважине, современные методы сделали огромный шаг вперед, хотя их основным назначением и осталась такая привязка. Как видно из настоящей статьи, ВСП может использоваться для широкого диапазона целей, обеспечивая трехмерные изображения геологической среды, помогая оптимизировать ГРП, подтверждая результаты перфорирования и предоставляя высококачественные данные в условиях высокой температуры и высокого давления. Дальнейшее развитие ВСП, несомненно, будет осуществляться в нескольких направлениях. Будут созданы новые скважинные приборы для различных условий и новые источники, еще больше повышающие эффективность исследований. Некоторые операторы уже провели 21. Hornby et al, сноска 9. 22. Djikpesse H, Haldorsen J, Miller D and Dong S: «Mirror Imaging: A Simple and Fast Alternative to Interferometric Migration of Free-Surface Multiples with Vertical Seismic Profiling,» submitted to Geophysics, 2007. Осень 2007 испытания новых систем, постоянно установленных в скважине для долгосрочного мониторинга пластов. 21 Постоянно установленные приборы можно использовать для проведения периодических исследований или регистрации сейсмических волн, создаваемых в процессе добычи или закачки, даже если эти приборы установлены в добывающих или нагнетательных скважинах. Другие инновации ждут нас в области обработки получаемых данных с целью повышения качества изображений. В большинстве методов обработки данных ВСП для построения изображений многое позаимствовано у методов поверхностных сейсмических исследований. Однако скважинные сейсмические исследования с их особыми конфигурациями систем наблюдения, предлагают возможности, которые еще не до конца изучены. Одна из многообещающих областей — интерферометрия, в которой используется интерференция двух и более волн для получения конечной волны, отличающейся от исходных. Исследователи изучают пути использования интерферометрии для преобразования сигналов, ранее считавшихся помехами, в полезную информацию. Например, миграция в стандартных процедурах обработки данных ВСП проводится только по однократным отраженным волнам. Кратные волны от свободной поверхности обычно считались помехами и исключались перед миграцией записанных данных. Мигрированные изображения ВСП характеризуются меньшей степенью затухания и лучшим определением скоростей по сравнению с мигрированными данными поверхностных наблюдений, но представляют лишь относительно узкую освещаемую зону ниже сейсмоприемников, установленных в скважине. В то же время кратные волны от свободной поверхности содержат ценную информацию о менее глубоких геологических структурах и при правильной миграции могут обеспечить более широкое освещение и лучшее вертикальное разрешение, чем при построениях с использованием только однократных отражений (рис. 29). 22 Зеркально отраженные сейсмоприемники Свободная поверхность Источник Скважинные приемники Рис. 29. Зеркальное отражение — пример интерферометрии. Свободная поверхность и площадь над ней заменяются на зеркальное изображение среды с такими же упругими свойствами, включающей скважину и сейсмоприемники. Сейсмоприемники в новом материале являются зеркальным отражением реальных сейсмоприемников. Зона освещения при исходном скважинном сейсмическом исследовании ограничена зоной ниже сейсмоприемников, тогда как зона освещения при зеркальном отражении простирается до бывшей свободной поверхности. Первой целью ВСП было снижение рисков за счет более точной увязки временных данных поверхностных сейсмических исследований и глубинных каротажных данных. Существующие и будущие возможности скважинных сейсмических исследований будут включать как снижение рисков, так и повышение отдачи пластов. —ЛС 43
