Способ сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти
METHOD OF SEISMIC MONITORING OF DEVELOPMENT OF ULTRA-VISCOUS OIL DEPOSITS

Предполагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Более точно - предполагаемое изобретение относится к технологиям, обеспечивающим рациональную и эффективную разработку сверхвязкой нефти или битума методом парогравитационного дренирования с применением сейсмического мониторинга. Заявленный способ сейсмического мониторинга может найти применение в области добычи углеводородов мелкозалегающих залежей, где необходим мониторинг гидродинамического состояния пласта-коллектора, изменения его характеристик в ходе химического, теплового или иного способа воздействия на него с целью изучения пространственного развития паровой камеры, от чего, в конечном счете, зависит эффективность нефтеотдачи пласта.
Получение актуальных данных с применением сейсмического мониторинга позволяет получить необходимую информацию о форме, размерах и развитии паровой камеры и выработанности пластов и является важнейшей информацией, на основе которой представляется возможным выполнять целенаправленную  оптимизацию режимов подачи пара для повышения эффективности нефтеотдачи пласта.
Таким образом, базируясь на полученных данных по мониторингу, представляется возможным более эффективно варьировать технологический режим работы скважины посредством закачки пара по нужным устьям, в которых целесообразно повысить эффективность закачки пара, и, тем самым, увеличить коэффициент нефтеизвлечения.
При этом следует обратить внимание на то, что, по сравнению с добычей обычной нефти, добыча высоковязких нефтей и битумов является капиталоемким и дорогостоящим процессом.
Для реализации добычи высоковязких нефтей и битумов требуется специальное, а иногда и уникальное оборудование, а также применение различных технологий и методов добычи для извлечения высоковязких нефтей и битумов на поверхность.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ № 2467171 - способ диагностики опасных ситуаций при подземной добыче каменного угля и методика прогноза параметров зон трещиноватости, образованной гидроразрывом пласта.
В известном техническом решении используется метод сейсмического мониторинга, примененный в заявленном техническом решении, в силу указанного Заявитель проводит его анализ.
Сущностью известного способа является наземный сейсмический мониторинг геодинамического состояния горного массива, автоматическая обработка полученных данных с выделением зон аномально высокой энергии сейсмической эмиссии на площади наблюдений, построение геологических моделей, отличающийся тем, что сейсмический мониторинг геодинамического состояния горного массива осуществляют методом пассивной сейсморазведки, по максимальным значениям энергии сейсмической эмиссии определяют координаты заложения скважины для гидроразрыва угольного пласта, из скважин прогнозируют развитие магистральных трещин методом двойного лучепреломления поперечных волн, от поверхностного источника возбуждения и их приема с помощью аппаратно-программного комплекса, который обладает независимой ориентацией сейсмоприемников, расположенных ортогонально в каждом скважинном приборе, после гидроразрыва осуществляют контроль направлений развития магистральных трещин в объеме лавы методом микросейсмической активности для последующего процесса отбора из лавы газа, с поверхности разбуривают площадь по направлениям развития магистральных трещин и ведут откачку газа метана из скважин, после того как сейсмическая эмиссия выйдет на более низкий уровень, определяющий не опасную концентрацию оставшегося в пласте газа, прогнозируют возможность извлечения каменного угля, при этом продолжая регистрировать методом микросейсмической активности сейсмическую эмиссию, генерируемую угольным пластом и кровлей покрывающей толщи, включая непрерывную обработку полученного материала по выявлению последующих зон аномально высокой энергии сейсмического шума.
Таким образом, изобретение по патенту РФ № 2467171 основано на наземном сейсмическом мониторинге геодинамического состояния горного массива по наблюдениям за сейсмической активностью кровли пласта и его выработки, который ведут на поверхности земли на площади, перекрывающей выработку пласта, непрерывно, в режиме реального времени методом пассивной сейсморазведки. Способ осуществляют следующим образом. На площади развития еще не выработанных угольных пластов проводят пассивные сейсморазведочные работы по технологии МСА, то есть наблюдают сейсмическую эмиссию на этой площади в режиме реального времени расстановками трехкомпонентных сейсмоприемников. Проводят обработку данных наблюдений в пакете «SAN-MCS», определяя скоростные характеристики рассеянных волн в пределах угольного пласта и глубину заложения источников сейсмической эмиссии, и находят объекты, насыщенные газом (Способ сейсмической разведки горных пород. Патент РФ №2008697). Далее по этим выделенным аномальным зонам проводят обычную сейсморазведку на группе линейных профилей с расстоянием между ними 500 м. Длина каждого профиля не менее 1,5 км. Расстояние между сейсмоприемниками не более 10 м.
Далее проводят обработку данных профилей, определяя положение структурных границ на площадках выявленных аномалий интенсивности сейсмической эмиссии. Далее строят геологические модели трещиноватых сред и определяют упругие модули разреза по скоростям распространения продольных и поперечных волн и их отношению (коэффициент Пуассона). Строят модель распределения напряженного состояния пород на глубине залегания угольных пластов. По этим двум моделям определяют координаты заложения скважины для гидроразрыва угольных пластов и осуществляют гидроразрыв. После гидроразрыва осуществляют контроль направлений развития магистральных трещин в объеме лавы методом МСА, с поверхности разбуривают площадь по направлениям развития магистральных трещин и ведут откачку газа метана из скважин. После того как сейсмическая эмиссия выйдет на более низкий уровень, определяющий не опасную концентрацию оставшегося в пласте газа, прогнозируют возможность извлечения каменного угля, при этом продолжая регистрировать методом МСА сейсмическую эмиссию, генерируемую угольным пластом и кровлей покрывающей толщи, включая непрерывную обработку полученного материала по выявлению последующих зон аномально высокой энергии сейсмического шума.
Недостатком известного способа является то, что комплекс геофизических методов предполагает применение густой сети наземных профилей, что влечет за собой значительные финансовые расходы и большой объем затрачиваемого времени и ресурсов.
Еще одним недостатком этого способа является то, что он предназначен для выявления сейсмической эмиссии методом пассивной сейсморазведки. Таким образом, следует акцентировать внимание на то, что известный способ невозможно использовать для реализации мониторинга каких-либо изменений свойств пласта-коллектора под парогравитационным воздействием в связи с тем, что он предназначен для решения других задач.
G
1
1
2
2
18
18
G
1
18
1
18
Известен способ оценки влияния геодинамических факторов на безопасность эксплуатации подземного хранилища газа в пористом пласте по изобретению, описанному к патенте РФ №2423306. Сущностью является способ оценки влияния геодинамических факторов на безопасность эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ) в пористом пласте, включающий создание геодинамического полигона, проведение на нем комплексного геодинамического мониторинга (КГДМ) природных и техногенных процессов на региональном и локальном этапах по блокам мониторинга - аэрокосмическому, деформационному, геофизическому, гидрогеологическому и флюидодинамическому, с использованием различной пространственно-временной детальностью измерений, построение карты по результатам КГДМ на региональном этапе и прогнозирование возникновения чрезвычайных геодинамических событий, отличающийся тем, что проводят КГДМ на региональном этапе с периодичностью не реже одного раза в пять лет, а на локальном - не реже двух раз в год, причем на региональном этапе КГДМ проводят площадные исследования в пределах созданного геодинамического полигона по блокам мониторинга - аэрокосмическому, путем проведения аэрокосмических наблюдений земной поверхности ПХГ, с определением показателей динамики плотности сети линеаментов, относительной поверхности зон геодинамического влияния разломов и относительной площади распространения зон мезотрещиноватости, деформационному, путем измерения деформации дневной поверхности ПХГ, с определением - скорости просадки, кривизны поверхности оседания и горизонтальных деформаций, геофизическому, путем регистрации сейсмической активности территории ПХГ и дизъюнктивных нарушений резервуара ПХГ, с определением объемного коэффициента пораженности дизъюнктивными нарушениями резервуара ПХГ, сейсмичности территории ПХГ и максимального значения относительного превышения амплитуды микроразрыва, при этом по полученным данным создают предварительную геодинамическую модель, а на локальном этапе КГДМ проводят скважинные исследования по блокам мониторинга - гидрогеологическому, путем проведения гидрогеологических исследований скважин с определением показателей - динамики уровней статических напоров в один сезон, динамики изменения температурного режима в один сезон и динамики минерализации пластовых вод, флюидодинамическому, путем проведения газодинамических исследований скважин с определением динамики пластового давления в скважине или группе скважин, степени обводняемости скважин при отборе и содержания гелия, геофизическому, путем проведения геофизических исследований скважин с определением газонасыщенности приповерхностных отложений, давлений межколонных или заколонных и количества скважин с неудовлетворительным техническим состоянием, затем создают уточненную геодинамическую модель, причем разрабатывают по каждому блоку мониторинга классификацию критериальных показателей для оценки геодинамического риска с присвоением им на региональном этапе пятибалльной градации, на локальном - трехбалльной согласно уровню геодинамической опасности, сравнивают показатели, рассчитанные по каждому блоку мониторинга, с критериальными показателями, оценивают интенсивность проявления опасных геодинамических и техногенно-индуцированных процессов по всем блокам мониторинга, затем рассчитывают единый суммарный коэффициент геодинамического состояния ПХГ по формуле R=x·k+x·k+…+x·k, где R - единый суммарный коэффициент геодинамического состояния ПХГ; x-x - весовые коэффициенты для каждого блока мониторинга, определяемые с учетом экспериментальных данных; k-k - балльные значения показателей геодинамической активности согласно уровню геодинамической опасности, полученные по результатам КГДМ, сравнивают его с предварительно рассчитанным критериальным коэффициентом для каждого уровня геодинамической опасности, определяют уровень геодинамической опасности ПХГ и строят итоговую карту ранжирования территории по степени геодинамической опасности.
Более коротко - известный способ основан на создании геодинамического полигона, проведение на нем комплексного геодинамического мониторинга (далее КГДМ) природных и техногенных процессов на региональном и локальном этапах по блокам мониторинга - аэрокосмическому, деформационному, геофизическому, гидрогеологическому и флюидодинамическому, с использованием различной пространственно-временной детальности измерений, построение карты по результатам КГДМ на региональном этапе и прогнозирование возникновения чрезвычайных геодинамических событий.
По заявляемому способу проводят КГДМ на региональном этапе с периодичностью не реже одного раза в пять лет, а на локальном - не реже двух раз в год. На региональном этапе КГДМ проводят площадные исследования в пределах созданного геодинамического полигона по блокам мониторинга - аэрокосмическому, путем проведения аэрокосмических наблюдений земной поверхности ПХГ, с определением показателей - динамики плотности сети линеаментов, относительной поверхности зон геодинамического влияния разломов и относительной площади распространения зон мезотрещиноватости, деформационному, путем измерения деформации дневной поверхности ПХГ, с определением скорости просадки, кривизны поверхности оседания и горизонтальных деформаций, геофизическому, путем регистрации сейсмической активности территории ПХГ и дизъюнктивных нарушений резервуара ПХГ, с определением объемного коэффициента пораженности дизъюнктивными нарушениями резервуара ПХГ, сейсмичности территории ПХГ и максимального значения относительного превышения амплитуды микроразрыва. По полученным данным создают предварительную геодинамическую модель. На локальном этапе КГДМ проводят скважинные исследования по блокам мониторинга - гидрогеологическому, путем проведения гидрогеологических исследований скважин, с определением показателей динамики уровней статических напоров в один сезон, динамики изменения температурного режима в один сезон и динамики минерализации пластовых вод, флюидодинамическому, путем проведения газодинамических исследований скважин, с определением динамики пластового давления в скважине или группе скважин, степени обводняемости скважин при отборе и содержания гелия, геофизическому, путем проведения геофизических исследований скважин, с определением газонасыщенности приповерхностных отложений, давлений межколонных или заколонных и количества скважин с неудовлетворительным техническим состоянием, затем создают уточненную геодинамическую модель.
Недостатки известного способа заключаются в том, что:
1) геофизический блок регионального этапа мониторинга направлен на получение информации о вариациях различных геофизический полей, возникших и проявившихся в резервуаре ПХГ, методом общей глубинной точки в модификации 3D с использованием системы наблюдения, сочетающей параллельные, продольные и непродольные профили. Этот метод дорогостоящий и значительно повышает стоимость разработки месторождений битумов. А этот фактор, как известно, очень влияет на рентабельность добычи трудноизвлекаемых углеводородов в целом;
2) геофизический блок локального этапа предполагает геофизические исследования скважин целым набором методов, наиболее чувствительные к изменениям напряженного состояния недр: акустический каротаж, электрическое боковое каротажное зондирование, нейтронный гамма-каротаж и др., что дополнительно увеличивает общую стоимость работ по геофизическому мониторингу.
Основываясь на изложенном, можно сделать вывод, что использование известного технического решения для выполнения сейсмического мониторинга разработки сверхвязких нефтей не целесообразен в силу высокой сложности, высокой трудоёмкости и низкой эффективности при использовании по назначению, т.к. в заявленном способе, в отличие от известного скважинный модуль мониторинга постоянно находится в скважине под продуктивным пластом и не требует дополнительных работ по опусканию/поднятию, обслуживанию и др., и извлечение информации происходит при регистрации сейсмических волн при наземных геофизических исследованиях.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлен способ - Методика и система для выполнения межскважинных исследований изобретение по патенту РФ №2439621. Сущностью является группа изобретений, в котором: обеспечивают источник в первой скважине и сейсмический приемник во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником, причем источник имеет первый генератор синхронизирующих импульсов, и приемник имеет второй генератор синхронизирующих импульсов; привязывают генераторы синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу; и, определяют время в опорном временном интервале, в котором сейсмический источник генерирует сейсмическое событие, причем источник содержит первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов, приемник содержит второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов, и действие синхронизации генераторов синхронизирующих импульсов содержит: на поверхности первой скважины синхронизацию первого наземного генератора синхронизирующих импульсов с первым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; на поверхности второй скважины синхронизацию второго наземного генератора синхронизирующих импульсов со вторым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; и синхронизацию первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов. Способ по п.1, в котором используют систему, содержащую: первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину, первый скважинный инструмент, содержащий, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов; второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину, причем второй скважинный инструмент, содержит, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов; и, электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к общему опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.
Таким образом, известное изобретение включает в себя оборудование сейсмического источника в первой скважине и сейсмического приемника во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником. Методика включает в себя привязку генераторов синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу и определение времени в опорном временном интервале, в которое сейсмический источник генерирует сейсмическое события. В другом варианте осуществления изобретения система включает в себя первую скважину и вторую скважину. Система включает в себя первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.
Недостатком известного способа является то, что анализ и обработка микросейсмических данных требует высококачественной записи микросейсмических событий как функции времени работы и детального знания скоростей сейсмических волн, модулей сжатия и сдвига горных пород и природы анизотропии скоростей в слое горной породы.
Одним из способов для определения анизотропии скоростей является использование измерений отходящего вертикального сейсмического профиля (VSP).
Вместе с тем, данные измерения являются дорогостоящими и не могут быть использованы для использования при изрезанном рельефе местности.
Кроме того, инверсии скоростей под землей могут ограничивать углы падения сейсмической волны на границе(ах) раздела геологической среды, таким образом, известный способ не даёт завершенной картины анизотропии в геологической среде.
В целом известный способ предназначен для выявления изменения напряжения состояния пласта, приводящему к разрушению горной породы, т.е. регистрации микросейсмических событий, в силу чего не может быть использован для реализации сейсмического мониторинга разработки с использованием парогравитационного дренажа.
Известна группа изобретений, описанная в изобретении способ № US2014334262 (Method and Apparatus for Active Seismic Shear Wave Monitoring of Hydro-Fracturing of Oil and Gas Reservoirs Using Arrays of Multi-Component Sensors and Controlled Seismic Sources).
Сущностью известного технического решения является способ обнаружения трещин в ближнем реальном времени во время применения операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, включающий: (а) многократное излучение сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях в одном или нескольких местах на поверхности земли; (b) записи данных, отраженных снизу, массива сейсмических датчиков и (c) анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмики в течение общей продолжительности гидроразрыва операций или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара.
Сущностью известного устройства является устройство для обнаружения трещин в почти реальном времени во время применения операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, содержащее: (а) устройство для испускания сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях на одном или больше мест на поверхности земли; (b) устройство для измерения и записи данных, отраженных снизу массива сейсмических датчиков, и (c) устройство для анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмических данных в течение общей продолжительности операций гидроразрыва или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара.
Сущностью известной геофизической системы является устройство для обнаружения трещин в почти реальном времени во время реализации операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, содержащее: (а) устройство для испускания сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях на одном или больше мест на поверхности земли; (b) устройство для измерения и записи данных, отраженных снизу массива сейсмических датчиков, и (c) устройство для анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмических данных в течение общей продолжительности операций гидроразрыва или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара.
Таким образом, известное изобретение по группе изобретений более коротко представляет собой способ обнаружения трещин в ближнем реальном времени во время реализации операции гидроразрыва в нефтегазовом резервуаре, включающий: (а) многократное излучение сейсмических сдвиговых волн в общем направлении вниз в двух или более поляризациях в одном или нескольких местах на поверхности земли; (b) записи данных, отраженных снизу, массива сейсмических датчиков и (c) анализа записанных данных для обнаружения быстрых и медленных волн сдвига на сейсмических датчиках и для обнаружения изменений во времени поступления сейсмики в течение общей продолжительности гидроразрыва операций или дольше, с тем чтобы обнаружить изменения в разломе в пределах объема стимулированной горной породы нефтегазоносного резервуара.
Известное изобретение в отношении как способа, так и устройства отличается от заявленного технического решения тем, что в известном изобретении используются поперечные волны для контроля процесса гидроразрыва пласта, при этом для создания поперечных волн требуется специальное оборудование, не производимое серийно, в силу указанного применение указанного изобретения сопряжено с необходимостью приобретения уникального не производимого серийно оборудования.
В заявленном техническом решении, в отличие от выше приведенных известных технических решений, работу предполагается вести с источниками продольных волн, в силу простоты возбуждения продольных волн, которые нашли широкое применение в сейсморазведке.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлена информация об использовании мониторинга парогравитационного метода добычи СВН фирм CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole, которая описана в статье Forgues, E. Continuous High-Resolution Seismic Monitoring of SAGD. [Текст]/E. Forgues, J. Meunier, F.X. Grésillon; C. Hubans, D. Druesne. – 2006 SEG Annual Meeting, October 1-6, 2006, New Orleans, Louisiana. – Poceedings. – p.3248-3253.
TM
Перевод, выполненный заявителем, позволяет сделать вывод о том, что фирмы CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole (см.далее перевод цитаты «Since 1998, CGG, GDF (разработали всеобъемлющую систему сейсмического мониторинга, основанную на низкоэнергетических стационарных сейсмических источниках, работающих непрерывно и одновременно в сочетании с постоянными приемными антеннами. Антенны могут быть вертикальными, когда требуется очень высокая чувствительность или горизонтальными, когда необходима пространственная информация (рисунок 1). Поскольку источники и приемники являются стационарными, устраняется одна из основных причин неповторяемости (позиционирующих различий). Рисунок 1: Схема системы сейсмического мониторинга с 5 источниками, 5 вертикальными и 4 горизонтальными приемными антеннами. Кроме того, в ходе развития системы было установлено, что, в отличие от их поверхностной части, захороненные источники и погребенные приемники могут быть почти нечувствительны к изменениям погоды и обеспечивать повторяемость условий наблюдения. Выбранный сейсмический источник представляет собой 1 кВт-пьезоэлектрический источник, который обеспечивает превосходную надежность. Рисунок 2: Пьезоэлектрический источник, который должен быть расположен под зоной малых скоростей. Керамический столб (черный) имеет длину 80 см. Эта система, известная как SeisMovie, полностью автоматизирована и дистанционно управляется (1). Такой тип сейсмического мониторинга с высоким разрешением может оптимизировать сценарии эксплуатации: Минимальные изменения в сейсмическом отклике (несколько микросекунд и несколько процентов) могут быть измерены и калиброваны для непосредственного измерения пласта (2).» Сущность выявленной информации, по мнению заявителя, заключается в следующем. Одна из популярных в настоящее время полевых методик – многократные сейсмические наблюдения на одном и том же месторождении для сопровождения процесса добычи высоковязких нефтей – технология 4D. Главной проблемой при её реализации на практике является неповторяемость волновых полей при периодических сейсмических съёмках. Поэтому мировые лидеры в области полевых сейсмических работ переходят к использованию стационарных площадных систем наблюдения при сейсмическом мониторинге на месторождениях тяжёлых нефтей. В частности, на рынке геофизических услуг предлагается технология «SeisMovie», являющаяся совместной разработкой CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole.
Таким образом, выявленная сейсмическая мониторинговая система основана на пространственно-стационарных системах источников и приёмников (см. Фиг. 1).
В качестве источников используются пьезоэлектрические излучатели, которые цементируются в скважинах, на глубине ниже ЗМС (зона малых скоростей в верхней части геологической среды) и излучают свип-сигнал (колебание с монотонно изменяющейся частотой и постоянной амплитудой) в полосе частот 15÷300 Гц (Фиг. 2.). Наиболее кондиционные материалы получены технологией 4D для терригенных резервуаров. Главная причина - относительные изменения скорости и плотности, обусловленные добычей, являются значимыми для песчаных коллекторов. Для высокоскоростных карбонатных резервуаров относительные изменения этих параметров очень малы.
Основываясь на изложенном, в качестве наиболее близкого аналога - прототипа, заявителем выбран указанный источник информации, т.к. она совпадает с заявленным техническим решением как по назначению, так и по совокупности совпадающим признаков.
Анализ прототипа позволил заявителю выявить следующие недостатки:
- требуется необходимость размещения измерительной сети на глубинах, превышающих подошву  ЗМС. При толщине ЗМС в несколько десятков метров, что характерно для территории Урало-Поволжья, эта процедура требует специальных устройств для создания ПП и значительных капиталовложений, что, по мнению заявителя, является нецелесообразным;
- погружные пьезоэлектрические излучатели являются источниками, которые не выпускаются серийно;
- измерительная сеть представляет собой плотную 3D систему наблюдений и при измерениях требуется обработать значительный объем данных;
- при малой глубине (100-200 м) представленная технология существенно увеличивает стоимость исследовательских работ и приводит к нерентабельной добыче СВН.
Указанные недостатки являются экономически нецелесообразными на территории РФ, более точно - для Урало-Поволжского региона, т.к. стоимость разведки СВН методам традиционного бурения обходится на порядок дешевле предложений фирм CGG, Gas de France, Institute Francais du Petrole соответственно.
Задачей заявленного технического решения в целом является создание импортозамещающей технологии, основанной на разработке способа, базирующегося на идеях, изложенных в статье, взятой за прототип, обеспечивающего устранение недостатков прототипа и реализацию поставленных задач за счёт творческой переработки и создания собственного способа, обеспечивающего реализацию заявленных целей.
Техническим результатом заявленного технического решения является мониторинг пространственного положения зон паротеплового воздействия на пласт-коллектор, насыщенный сверхвязкой нефтью, внутри контура залежей, залегающих на глубинах до 250 м от поверхности земли, с периодичностью  на менее двух раз в год.
, что
Сущностью заявленного технического решения является способ сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том выбирают места заложения скважин, бурят контрольно-измерительные скважины с глубиной забоя на несколько метров ниже целевого пласта-коллектора, формируют скважинную систему наблюдения для выполнения скважинной сейсмической съёмки, состоящую из контрольно-измерительных скважин с размещением в них сейсмоприемников, расположенных ниже подошвы пласта-коллектора, размещают малоканальные прискважинные поверхностные расстановки сейсмоприёмников, представляющих собой комбинированную систему наблюдения, на которых размещают восьмиканальную активную расстановку, не перемещаемую в пространстве, при этом её четвёртый по порядку следования канал подключают к погружному сейсмическому приёмнику, устанавливают четыре пункта возбуждения, из них два фланговые и два удалённые, формируют систему наблюдения для выполнения сейсмической съёмки по линейным профилям, выбирают не менее трёх профилей и не менее одного профиля для каждой группы однонаправленных SAGD-скважин, при этом линейные профили ориентируют перпендикулярно направлению горизонтальной части стволов, проходящих через купольную область ловушки сверхвязкой нефти, выполняют высокоточную топографическую привязку всех пунктов приёма с точностью ±0.1м, выполняют базовую скважинную сейсмическую съёмку, выполняют воздействие на поверхность дневного рельефа подвижным невзрывным импульсным источником продольных волн, регистрируют для каждой скважины четыре сейсмограммы, на которых фиксируют волновые поля поверхностной расстановки из семи каналов и погружного скважинного сейсмоприёмника, перемещаемому последовательно по позициям на всех запланированных пунктах возбуждения сейсмических волн, при этом комбинированную систему наблюдений отрабатывают из фланговых пунктов возбуждения упругих колебаний  и удалённых пунктов возбуждения, которые  удаляют от первого и восьмого пунктов приема на расстояния, кратные длине прискважинной расстановки, далее выполняют базовую сейсмическую съёмку по линейным профилям, проходящих через контрольно-измерительные скважины, по методике многократных перекрытий, измерения выполняют посредством инициирования сейсмического поля, расстояние между соседними пунктами возбуждения выбирают равным расстоянию между пунктами приема, равное  4÷6 м, каждый пункт возбуждения отрабатывают с накоплением воздействий источника, с последующим выполнением компьютерной обработки материалов базовой сейсмической съёмки по линейным профилям по графу, характерному для метода общей глубинной точки с его адаптацией для малоглубинной сейсморазведки с сохранением относительного уровня амплитуд, с выделением полезных волн – прямых, головных и отраженных, далее по отражённым волнам строят временной разрез и модель интервальных скоростей, восстанавливают по координатам поверхностную сеть пунктов приёма с точностью ± 0.1 м для проведения мониторинговой съёмки, далее выполняют мониторинговую скважинную сейсмическую съёмку с периодичностью не менее двух в год, далее выполняют мониторинговую сейсмическую съёмку по линейным профилям, далее выполняют компьютерную обработку, далее корректируют материалы мониторинговой скважинной сейсмической съёмки за влияние сезонных вариаций упругих свойств верхней части разреза путем их сравнения с данными первичной съёмки, далее выявляют остаток времени пробега, оставшийся после вычитания времени вариации пробега прямой проходящей волны в верхних слоях и используют его (остаток времени) для расчёта лучевой скорости мониторинговой съёмки, далее выполняют компьютерную обработку материалов мониторинговой сейсмической съёмки по линейным профилям, полученные результаты вычислений - лучевые скорости, базовой и мониторинговой съёмок, модели интервальных скоростей по линейным профилям загружают в компьютерную интерпретационную систему, выполняют совместный анализ всех полученных материалов на единой картографической основе, формируют пространственное распределение скоростей в толще, охватывающей продуктивный пласт-коллектор, рассчитывают карты разностных параметров между базовой и повторными съёмками, далее посредством оценки разностных параметров между базовой и мониторинговой съёмок получают изменения лучевой скорости за период времени между базовой и последующими съёмками, далее сопоставляют карты разностных параметров с накопленным объёмом закаченного в пласт-коллектор пара за весь период добычи сверхвязкой нефти и за временные интервалы между съёмками, анализируют результаты ранее проведенных расчётов, делают заключения о направленностях процесса прогрева пласта в зонах между горизонтальными скважинами-инжекторами.
Заявленное техническое решение иллюстрируется следующими материалами:
На Фиг.1 представлена блок-схема стационарной мониторинговой системы по прототипу, состоящей из пяти погружных источников, пяти вертикальных и четырех горизонтальных погружных антенн, каждая из которых состоит из набора сейсмоприёмников.
На Фиг.1 цифрами обозначены:
1 - вертикальные погружные сейсмические антенны, каждая из которых состоит из пяти сейсмоприёмников.
2 - погружные источники в количестве пяти штук по одной на каждую скважину.
3 - блок центральной электроники (телеметрическая сейсмостанция).
4 - горизонтальные заглублённые ниже подошвы ЗМС сейсмоприёмники (антенны).
На Фиг.2 представлено фотоизображение пьезоэлектрического излучателя по прототипу, цементируемого в скважине ниже подошвы ЗМС и обозначенного на Фиг.1 позицией 2.
На Фиг. 3 представлена схема расположения профилей на залежи СВН по заявленному техническому решению, где цифрами обозначены:
146nk – 165nk – номера контрольно-измерительных скважин
20824, 20826, 20828, 20832, 20834, 20836, 20912, 20846, 20856, 20854, 20868, 20866, 20864, 20862, 20860 – номера горизонтальных скважин.
a, b, c – линейные сейсмические профили (профиль 8, профиль 9, профиль 10 соответственно)
по
На Фиг. 4 представлена схема размещения сейсмической системы наблюдения на контрольно-измерительной скважине (КИ) и у её устья заявленному техническому решению, где арабскими цифрами обозначены номера активных сейсмических каналов 1-8 соответственно, обозначениями ПВ1-ПВ4 обозначены пункты размещения мобильного электромагнитного сейсмического источника, например Енисей 1,6 (устанавливается на ПВ1-ПВ4 преимущественно последовательно для получения четырёх сейсмограмм), а римскими обозначены элементы системы наблюдения:
I – скважинный сейсмический приемник
II – ствол КИ-скважины
III – пункты возбуждения сейсмических волн
IV – наземные сейсмические приемники
V – траектория луча прямой проходящей сейсмической волны
На Фиг. 5 изображена разность между значениями лучевых скоростей (приведены в виде вычитания замеров, сделанных в 2017(мониторинговая съёмка), за вычетом результатов замеров, сделанных ранее в 2016 (базовая съёмка)) в толще пород, вмещающей, продуктивный интервал по данным скважинных модулей мониторинга позаявленному техническому решению, где:
146nk – 165nk – номера контрольно-измерительных скважин (красные квадраты)
20825, 20827, 20829, 20833, 20835, 20837, 20913, 20847, 20857,20855, 20869, 20867, 20865, 20863, 20861 – номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).
,
При этом, цветом показана разность лучевых скоростей в м/с по заявленному техническому решению характеризующая изменение скоростей движения прямой проходящей продольной сейсмической волны в геологической среде, указывающая на изменение физических свойств СВН на дату съёмки:
Синий цвет – от 25 до 0
Голубой цвет – от 0 до -50
Зеленый цвет – от -50 до -100
Желтый цвет – от -100 до -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200
Красный цвет – от -200 до -225.
На Фиг. 6 изображено совместное пространственное отображение разностей лучевых и интервальных скоростей для целевого объекта позаявленному техническому решению, характеризующее изменение скоростей движения продольной сейсмической волны в геологической среде, указывающее на изменение физических свойств СВН на дату съёмки в 3D формате:
146nk – 165nk – номера контрольно-измерительных скважин (красные круги с крестом)
20825, 20827, 20829, 20833, 20835, 20837, 20913, 20847, 20857, 20855, 20869, 20867, 20865, 20863, 20861 – номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).
Цветом показывается разность лучевых и интервальных скоростей в м/с:
Синий цвет – от 25 до 0
Голубой цвет – от 0 до -50
Зеленый цвет – от -50 до -100
Желтый цвет – от -100 до -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200
Красный цвет – от -200 до -225.
На Фиг. 7 Представлена таблица закачки пара для профиля 9 позаявленному техническому решению. Она состоит из 5 столбцов и 3 строк. В первом столбце указаны временные интервалы проведения Исследований 1 и 2. В столбцах со второго по пятый указана накопленная закачка пара в пласт-коллектор в кубических метрах через инжекторные горизонтальные скважины 20829, 20831, 20833, 20835. В первой строке размещён заголовок таблицы. Во второй строке указана накопленная закачка пара за период с 01.01.2016 по 01.09.2016, который назван «Исследование 1». В третьей строке указана накопленная закачка пара за период с 01.09.2016 по 01.05.2017, который назван «Исследование 2».
На Фиг. 8 представлены разности интервальных скоростей (приведены в виде вычитания замеров, сделанных в 2017, за вычетом результатов замеров, сделанных ранее в 2016) в пределах продуктивной толщи и покрышки по профилю 9 (указан на Фиг.3) для Исследований 1 и 2 по заявленному техническому решению.
146nk, 147nk, 148nk, 149nk, 150nk, 151nk, 152nk 153nk – номера контрольно-измерительных скважин (красные круги с крестом).
20827, 20829, 20831, 20833, 20835, 20837 – номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).
Цветом показывается разность лучевых и интервальных скоростей в м/с:
Синий цвет – от 25 до 0
Голубой цвет – от 0 до -50
Зеленый цвет – от -50 до -100
Желтый цвет – от -100 до -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200
Красный цвет – от -200 до -225.
На Фиг. 9 представлена таблица закачки пара для профиля 8 (указанного на Фиг.3) по заявленному техническому решению. Она состоит из 7 столбцов и 3 строк. В первом столбце указаны временные интервалы проведения Исследований 1 и 2. В столбцах со второго по седьмой указана накопленная закачка пара в пласт-коллектор в кубических метрах через инжекторные горизонтальные скважины 20847, 20855, 20857, 20859, 20867, 20869. В первой строке размещён заголовок таблицы. Во второй строке указана накопленная закачка пара за период с 01.01.2016 по 01.09.2016, который назван «Исследование 1». В третьей строке указана накопленная закачка пара за период с 01.09.2016 по 01.05.2017, который назван «Исследование 2».
На Фиг. 10 представлены разности интервальных скоростей (приведены в виде вычитания замеров, сделанных в 2017, за вычетом результатов замеров, сделанных ранее в 2016.) в пределах продуктивной толщи и покрышки по профилю 8 (указан на Фиг.3) для Исследований 1 и 2 по заявленному техническому решению.
20847, 20859, 20857, 20855, 20869, 20867– номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).
Цветом показывается разность лучевых скоростей в м/с:
Синий цвет – от 25 до 0
Голубой цвет – от 0 до -50
Зеленый цвет – от -50 до -100
Желтый цвет – от -100 до -150
Оранжевый цвет – от -150 до -200
Красный цвет – от -200 до -225.
При этом заявитель по Фиг.3-10, соответственно, предоставляет следующие пояснения: на указанных Фиг. приведены пятизначные номера инжекторных горизонтальных скважин (чёрные круги).
Фиг.11 представлена блок схема заявленного технического решения, т.е. последовательность выполнения действия над материальными средствами с использованием материальных средств по заявленному способу сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти.
Заявленное техническое решение реализуется следующим образом:
Заявитель в целях более детального иллюстрирования заявленного технического решения и обоснования наличия существенных отличий от технического решения, выбранного в качестве прототипа, представляет блок-схему заявленного технического решения, приведенную на Фиг.11, которая предназначена для более детального понимания и разъяснения сущности заявленного способа сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти.
Для выполнения измерений по заявленному способу применяют стандартную сейсморазведочную аппаратуру, а именно:
На забое КИ-скважины размещают сейсмоприемник одной из следующих моделей – GS-20DX, либо GMT-12.5-V, выпускаемые различными фирмами производителями. На ПП прискважинной поверхностной расстановки и линейных профилях размещают стандартные геофоны, например, GS-20DX. Для сбора сейсмической информации с ПП используют телеметрическую систему, например, отечественную сейсмостанцию «XZONE Fly Lander», которая регистрирует сигналы, поступившие от сейсмоприёмников(геофонов), выполняет их аналого-цифровое преобразование и записывает их на диск компьютера. Для возбуждения сейсмических волн используют поверхностный источник невзрывного типа для малоглубинной сейсморазведки, способный работать в режиме накопления воздействий, например, «Енисей ЭМ-1,6».
Перед началом реализации способа выполняют предварительные действия необходимые и достаточные для реализации заявленного способа.
Реализация собственно способа по заявленному техническому решению начинается с детального анализа предоставляемой Заказчиком исходной схемы разбуривания месторождения СВН, на базе которой выполняют последовательные действия, представляющие собой в целом восемнадцать действий по заявленному способу, подробно описанные далее.
№1 - Выбирают места бурения и выполняют собственно бурение (проводку) контрольно-измерительных скважин (далее КИ-скважин) с глубиной забоя на несколько метров ниже целевого пласта-коллектора. Эти скважины являются опорными для формирования поверхностной (наземной) сети измерительных пунктов приёма сейсмических колебаний (далее ПП).
№2 - Формируют скважинную систему наблюдения для выполнения скважинной сейсмической съёмки, состоящую из контрольно-измерительных скважин (далее КИ) с размещенными в них сейсмоприемниками, расположенными ниже подошвы пласта-коллектора, малоканальной прискважинной поверхностной расстановки сейсмоприёмников, расстояние между ПП составляет 4 м.
№3 - Формируют систему наблюдения для выполнения сейсмической съёмки по линейным профилям. В зависимости от сложности геологического строения залежи СВН выбирают направление нескольких (3-5) профилей, но не менее одного для каждой группы однонаправленных SAGD-скважин. Профили ориентируют перпендикулярно направлению горизонтальной части ствола парных скважин через купольную область ловушки СВН (купол - антиклиналь более или менее изометрической формы, "Геологический словарь" в 2-х томах, М, 1978).
№4 - Выполняют высокоточную топографическую привязку всех ПП с точностью ±0.1м, для того, чтобы при повторных сейсмических съемках пункты приема располагались в одних и тех же точках (Фиг. 3.). Этап формирования системы наблюдения можно разбить на несколько подпунктов. Сначала создается проект в геоинформационных системах, где проектируются сейсмические наземные профиля и наземные расстановки возле скважин. Далее эти все запланированные точки непосредственно перед сейсмической съемкой выносят на местность. В каждой точке, где будет находиться ПП, вбивают топографический колышек, чтобы визуально они были заметны на местности.
№5 - Выполняют базовую скважинную сейсмическую съёмку. Для этого на эти ПП, намеченные предварительно по операции №2 заявленного способа, устанавливают сейсмоприемники. Система наблюдения для каждой скважины представляет один линейный профиль, на котором размещена восьмиканальная активная расстановка и четыре пункта возбуждения (ПВ) (см.Фиг.4). При этом акцент делается на то, что активная расстановка не перемещается в пространстве, при этом её четвёртый по порядку следования канал подключается к погружному сейсмическому приёмнику (см. поз. I на Фиг.4 - чёрный ромбик в нижней части скважины). Кроме указанного, остальные каналы образовывают поверхностную прискважинную расстановку одиночных (либо группы) сейсмоприёмников (см. поз. IV на Фиг. 4) (группа сейсмоприёмников, [ГОСТ Р 54363-2011: Полевые геофизические исследования. Термины и определения]).
Эту расстановку отрабатывают из четырёх ПВ: двух фланговых (№ 1, 2) и двух удалённых (№ 3, 4) соответственно (см. на Фиг 4). ПВ № 1 и ПВ №3 размещены по направлению увеличения мощности песчаной пачки горизонта. Для этого выполняют воздействия на поверхность дневного рельефа подвижным невзрывным источником, который последовательно перемещают по  позициям на всех запланированных пунктах возбуждения сейсмических волн (см. поз. ПВ1-ПВ4 на Фиг.4). Причём, комбинированная система наблюдений по данному пункту №5 отрабатывается из фланговых пунктов возбуждения упругих колебаний (фланговые пункты возбуждения, расположены по одну сторону базы приема) и удалённых ПВ (ПВ расположены за пределами базы приема), последние удаляются от первого и восьмого ПП на расстояния, кратные длине прискважинной расстановки. Источник сейсмоволн применяют в режиме накопления воздействий (многократное повторение воздействий на одном ПВ, с определенной периодичностью). Оптимальное количество воздействий источника выбирают в зависимости от поверхностных сейсмогеологических условий (сейсмогеологические условия - совокупность свойств горных пород, исследуемых геологических объектов земной коры, определяющих особенности образования и распространения сейсмических волн [ГОСТ 16821-91]). Для каждой скважины регистрируют четыре сейсмограммы, на которых фиксируют волновые поля поверхностной расстановки (7 каналов) и погружного скважинного сейсмоприёмника (один канал) соответственно. Задача измерительного скважинного канала – зарегистрировать импульс прямой проходящей волны. Задача прискважинной расстановки – зарегистрировать первые вступления поля первых волн (вступление волн - в геофизике первое отклонение колеблющейся частицы от положения равновесия. [Геологический словарь в 2-х томах. К.Н. Паффенгольц (1973)]).
При этом следует обратить внимание на то, что количество ПП в одной прискважинной расстановке определяется канальностью одной секции телеметрической косы (термин «коса телеметрическая» представляет собой четырёхжильный кабель с полевыми модулями для сбора, аналого-цифрового преобразования и передачи сигналов на блок центральной электроники (сейсмическую станцию)). В приведенном примере реализации заявленного способа заявителем использовано количество ПП, равное восьми. Данное количество ПП является минимально необходимым количеством и достаточным для реализации заявленного способа. Четвёртый по порядку следования ПП располагается на устье КИ-скважины.
Следует обратить внимание на то, что прискважинная поверхностная расстановка может передвигаться в околоскважинном пространстве по разным азимутам наблюдения с центром на устье КИ-скважины для создания дополнительных точек измерения.
№6 - Выполняют базовую сейсмическую съёмку по линейным профилям (ЛП), проходящих через КИ-скважины, по методике многократных перекрытий (каждая отражающая точка регистрируется несколько раз), непосредственные измерения выполняют посредством инициирования сейсмического поля невзрывным поверхностным импульсным электромагнитным источником продольных волн. Расстояние между соседними ПВ выбирают равным расстоянию между ПП, которое составляет 4÷6 м. Каждый ПВ отрабатывается с накоплением воздействий источника. Задачей сейсмических наблюдений на линейных профилях является регистрация прямых, головных и отражённых волн на сейсмограммах.
№7 - Далее выполняют вычисления с использованием ЭВМ с применением известных программных продуктов, например, Echos Paradigm (обработка), являющихся неотъемлемой частью заявленного способа. Полученные сейсмограммы подвергают компьютерной обработке по графу обработки (граф обработки – последовательность процедур преобразования и анализа сейсмической информации в процессе ее обработки [ГОСТ 16821-91]), оптимизированному для волновых полей малоглубинной сейсморазведки. При этом программный продукт, используемый для обработки сейсмограмм, имеет алгоритмические процедуры, обеспечивающие усиление амплитуд полезного сигнала относительно уровня помех. На сейсмотрассе (сейсмотрасса- сейсмическая запись по одному из многих каналов – краткий толковый словарь геофизических терминов) скважинного канала, подавляют регулярные и нерегулярные помехи и выделяют импульс прямой проходящей волны, для которого определяют время первого вступления. А для прискважинной расстановки строят встречную систему годографов (сейсмический годограф: Зависимость времени пробега сейсмической волны от расстояния между пунктами возбуждения и приема [ГОСТ 16821-91]) первых волн. Используя годографы, вычисляют скорости, толщину слоёв в верхней части разреза и время пробега волны в них в момент регистрации импульса прямой проходящей волны в КИ-скважине.
№8 - Выполняют компьютерную обработку материалов базовой сейсмической съёмки по линейным профилям, полученных по действию №6 заявленного способа с использованием программных продуктов, используемых в действии №7, заявленного технического решения. Сейсмограммы с профилей обрабатывают по графу, характерному для метода общей глубинной точки с его адаптацией для малоглубинной сейсморазведки. При этом обработку полученных данных проводят с сохранением относительного уровня амплитуд. В процессе обработки выделяют полезные волны – прямые, головные и отраженные. Выделенные в процессе обработки прямую (прямая волна – монотипная сейсмическая волна, распространяющаяся в однородной либо градиентной среде между пунктами возбуждения и приема по траектории минимального времени пробега [ГОСТ 16821-91]) и головную (головная волна – сейсмическая волна, возбуждаемая в геологической среде, покрывающей преломляющую границу, при распространении вдоль нее скользящей волны [ГОСТ 16821-91]) волны используют для оценки статических поправок. Далее по отражённым волнам строят временной разрез и модель интервальных скоростей.
№9 - Восстанавливают по координатам поверхностную сеть пунктов приёма ПП с точностью ± 0.1 м для проведения мониторинговой съёмки.
№10 - Выполняют мониторинговую скважинную сейсмическую съёмку, система наблюдений и методика выполнения полевых работ (наблюдений) идентична базовой скважинной сейсмической съёмке приведенной в операции №5 периодичностью не менее двух раз в год подвижным невзрывным поверхностным импульсным электромагнитным источником продольных волн.
№11 - Выполняют мониторинговую сейсмическую съёмку по линейным профилям. Система наблюдений и методика выполнения полевых работ (наблюдений) идентична базовой сейсмической съёмке приведенной в операции №6, выполняемой также с периодичностью не менее двух раз в год подвижным невзрывным поверхностным импульсным электромагнитным источником источником продольных волн.
№12 - Выполняют компьютерную обработку мониторинговой скважинной сейсмической съёмки, идентичной операции №8 заявленного технического решения.
№13 - Корректируют материалы мониторинговой скважинной сейсмической съёмки за влияние сезонных вариаций упругих свойств верхней части разреза (ВЧР). При мониторинговой съёмке параметры скорости, толщину слоёв в верхней части разреза и время пробега волны в них в момент регистрации импульса прямой проходящей волны в КИ-скважине сравнивают с данными первичной съёмки, далее определяют величину вариации скоростей и времён пробега в слоях, при этом последние (величины вариаций скоростей и времён пробега в слоях) связывают с сезонными изменениями и рассматривают как поверхностный сейсмический фактор, не связанный с паротепловой обработкой коллектора. Далее из времени первого вступления импульса прямой проходящей волны базовой съёмки исключают поверхностный фактор (вычитают время вариации пробега волны в верхних слоях). Далее остаток времени пробега, оставшийся после вычитания времени вариации пробега прямой проходящей волны в верхних слоях, используют для расчёта лучевой скорости мониторинговой съёмки (лучевой называют скорость пробега волны между двумя произвольными точками, вычисленную в предположении прямолинейности луча, [А.К. Урупов, А.Н. Лёвин Определение и интерпретация скоростей в методе отраженных волн]).
№ 14 - Выполняют компьютерную обработку материалов мониторинговой сейсмической съёмки по линейным профилям идентичную действию №8 заявленного решения.
№15 - Полученные по итогам выполненных действий №№ 7, 8, 13, 14 материалы, а именно - лучевые скорости базовой и мониторинговых съёмок, модели интервальных скоростей по линейным профилям базовой и мониторинговых съёмок, загружают в проект компьютерной интерпретационной системы, например Petrel (разработка Шлюмберже), или в аналогичные программные продукты. В ней (интерпретационной системе) выполняют совместный анализ всех полученных материалов на единой картографической основе.
№16 - Объединяя результаты всех наземно-скважинных наблюдений, формируют пространственное распределение скоростей в толще, охватывающей продуктивный пласт-коллектор, рассчитывают карты разностных параметров между базовой и повторными съёмками, а далее посредством оценки разностных параметров между базовой и мониторинговой съёмок получают изменения лучевой скорости за период времени между базовой и последующими съёмками.
№17 - Сопоставляют карты разностных параметров с накопленным объёмом закаченного в пласт-коллектор пара за весь период добычи СВН и за временные интервалы между съёмками.
№18 - Далее, анализируя результаты ранее проведенных расчётов, выполненных в действиях №16 и №17, делают заключения о направленностях процесса прогрева пласта в зонах между горизонтальными скважинами-инжекторами. На скоростной модели (по характеру скоростных аномалий) анализируют интервал глубин залегания пласта-коллектора и покрышки, с формулированием заключения о состоянии коллектора, подвергнутого парообработке.
Далее заявителем приводится описание примера реализациизаявленного способа и полученных результатов работ по заявленному способу, выполненных в полевых условиях.
Для анализа изменений в геологической среде при паротепловом способе SAGD добычи СВН выполнены работы на территории Черемшано-Бастрыкской зоны залегания залежей СВН за период с августа 2016 г. по май 2017 г. Полученные модели интервальных скоростей и карты лучевых скоростей были загружены в проект интерпретационной системы Petrel (Schlumberger) и совмещены на единой координатной основе. Далее были получены разности лучевых скоростей и интервальных скоростей. Карта разности лучевых скоростей (2017 – 2016, значение шкалы изменения представлено в м/с), совмещённая с пространственным положением парных SAGD-скважин, представлена на (Фиг. 5.). На ней выделены 3 участка, в которых идет наиболее активный прогрев. Это – области, которые выделяются по отрицательным значениям разности скоростей, что указывает, что в 2016 г. скорости на этом участке были выше. Выделены также участки по нулевым и положительным разностям, в которых зафиксирован менее интенсивный прогрев. Таковыми участками (т.е. участками с менее интенсивным прогревом) оказались пятки инжекторных скважин 20867, 20869, 20881, 20829, 20833; носки инжекторных скважин 20847, 20859, 20857.
Полученная в итоге реализации заявленного способа карта разности лучевых скоростей (2017 – 2016) совмещена с разностями интервальных скоростей, которые по отношению к ней (карте) располагаются в вертикальных плоскостях профилей № 8, 9, 10 (см. Фиг. 6). На Фиг.6 отмечается хорошее совпадение выделенных скоростных аномалий на материалах, полученных для одного и того же объекта разными съёмками: скважинной и профильной соответственно. Причём комплексирование этих материалов позволяет воссоздать объёмную модель изменения скоростей между базовой и мониторинговой съёмками, вызванные тепловым способом добычи СВН.
Полученные разности интервальных скоростей по профилям были сопоставлены с объёмами закачки пара в пласт-коллектор. Эти объёмы можно разделить между «Исследованием 1» и «Исследованием 2». Исследование 1 охватывало период с 01.01.2016 по 01.09.2016. Исследование 2 – с 01.09.2016 по 01.05.2017.
Закачка пара в инжекторные горизонтальные скважины 20831,20835 была произведена между Исследованиями 1 и 2 (Фиг .7). Соответственно, на графике разности интервальных скоростей профиля №9 (Фиг. 8) выделены аномальные зоны. Они нашли своё подтверждение и на карте разности лучевых скоростей (Фиг. 5).
На профиле №8 в инжекторной горизонтальной скважине 20869 закачка пара произведена в период между Исследованиями 1 и 2 (Фиг. 9). На графике разностей интервальных скоростей этот факт зафиксирован чёткой аномалией понижения скоростей (Фиг. 10). В площадном варианте конфигурация этой аномалии видна на карте лучевых скоростей (Фиг. 5) в районе измерительной скважины 158nk. Через другие горизонтальные  скважины производили закачку пара в течении Исследований 1 и 2. В частности, через горизонтальную инжекторную скважину 20859 закачка пара была существенно увеличена между Исследованиями 1 и 2. Это также нашло свой отклик в виде аномалии на карте разности интервальных скоростей в районе измерительной скважины 163 nk (Фиг.5).
Основываясь на представленных выше исследованиях возможно сделать следующие выводы:
1. Выполнен сейсмический мониторинг с использованием погружных приборов (сейсмических модулей мониторинга) и наземных профилей.
2. Совместное использование данных, полученных по редкой сети наземных профилей и погружным модулям, позволяет сформировать площадное распределение прогретых зон. Точность зависит от густоты измерительных скважин.
3. Получены данные о пространственной эволюции прогретых зон за период с августа 2016 по май 2017.
Результатами описанных выше примеров реализации заявленного способа являются результаты, подтверждающие достижения всех поставленных задач и заявленных технических результатов, при этом материалы подтверждают достижение технических результатов по сравнению с прототипом, при использовании менее дорогостоящего инструментария, менее дорогих комплектующих и сделаны представленные далее технико-экономические преимущества заявленного способа  по сравнению с прототипом, а именно:
1. Заявленный способ не требует разбивать плотную наземную сеть профилей для выполнения последовательных мониторинговых съёмок, указанный технический результат достигнут за счёт использования заявленной совокупности признаков формулы изобретения.
2. Заявленный способ для исключения влияния сезонных вариаций упругих свойств ВЧР не требует заглублять источник сейсмических волн и пункты их регистрации, как это требуется в прототипе. Их исключение (влияния сезонных вариаций упругих свойств ВЧР) выполняется за счёт кинематической обработки по годографам первых вступлений волн, регистрируемых на поверхностных прискважинных расстановках в отличие от прототипа.
3. Для выполнения сейсмического мониторинга по заявленному способу требуется только один источник продольных сейсмических волн вследствие использования мобильного источника сейсмических сигналов в отличие от прототипа.
Разработанный способ в целом реализован с применением наземно-скважинной системы наблюдения, состоящей из пунктов приема в виде сейсмических приемников и пунктов возбуждения сейсмических волн, подвергается обработке с использованием программы ЭВМ, что позволяет зафиксировать внутри контура залежи изменения состояния содержимого коллектора, насыщенного СВН, вызванные его парообработкой при высоком давлении, с использованием меньших трудовых, материальных, временных и технологических ресурсов, указанные результаты по мнению заявителя являются результатом творческого решения поставленных задач, в следствие чего Заявленное техническое решение соответствует критериям, предъявляемым к изобретениям, именно:
Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники не выявлены изобретения, обладающие заявленной совокупностью признаков.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, т.к. не является очевидным для специалиста в данной области техники.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. прошло апробирование в полевых условиях и при его использовании достигнуты все поставленные цели, а именно:
- в заявленном способе исключена  необходимость размещения измерительной сети на глубинах превышающих подошву  ЗМС. При толщине ЗМС в несколько десятков метров, что характерно для территории Урало-Поволжья, эта процедура требует специальных устройств для создания ПП и значительных капиталовложений, что по мнению заявителя является не целесообразным;
- заявленный способ не предполагает использование погружных пьезоэлектрических излучателей, которые не выпускаются серийно;
- заявленный способ использует измерительную сеть, представляющую собой не плотную 3D систему наблюдений и при выполнении измерений не требует обработки значительного объема данных, как это требуется у прототипа.
- заявленный способ обеспечивает возможность использования при малой глубине залегания залежей СВН (100-200 м) и обеспечивает существенное снижение себестоимости исследовательских работ и позволяет обеспечить рентабельность добычи СВН;
- заявленный способ обеспечивает возможность реализации импортозамещения вследствие отказа закупки оборудования и технологии у ведущих зарубежных фирм.