Способ определения границ трещиноватой зоны
METHOD FOR DETERMINING THE BOUNDARIES OF THE FRACTURED ZONE

Область техники
Техническое решение относится к области 4Д сейсмического мониторинга и может быть использовано для определения границ трещиноватой зоны, которая формируется в около-скважинном пространстве в результате закачки воды и/или буровых/технических отходов.
Уровень техники
Применение гидроразрыва пласта (ГРП) является неотъемлемым атрибутом процесса разработки и эксплуатации современных месторождений УВ. При этом ГРП осуществляется как для интенсификации добычи и закачки, так и в результате несоблюдения ограничений по давлениям и степени отчистки флюидов, в нагнетательных скважинах. Отдельное место занимают поглощающие скважины, предназначенные для закачки буровых и технических отходов. При эксплуатации таких скважин закачка пульпы чередуется с закачкой воды. Пульпа представляет собой смесь твердой фазы, флюида, а также реагентов, не позволяющих твердой фазе осаждаться и формирующих фильтрационную корку на стенках трещины. Каждая порция пульпы проталкивается морской водой, что обеспечивает постоянную эксплуатацию в режиме ГРП. Это приводит к формированию сложной системы трещин, конфигурацию и размеры которых крайне сложно предсказать.
При этом определение границ трещиноватой зоны при закачке в подземных условиях является важным этапом мониторинга. Это необходимо для оценки рисков закачки за пределы целевой зоны, прорыва трещины на поверхность (если домен расположен в верхней части геологического разреза) или в пласт-коллектор (в случае, если зона закачки находится ниже коллектора). Кроме того, понимание того, как развиваются трещины помогает предотвратить риски при бурении соседних скважин. Вместе с тем, методы, которые применяются в настоящее время, обладают существенными ограничениями. Методы ГИС при определении границ закачки. В настоящее время, для оценки распространения трещины и определения профиля приемистости применяется высокоточная термометрия и спектральная шумометрия. При интерпретации каротажных данных используется комплексный подход: кривые шумометрии, сопоставляются с данными температурного моделирования, что позволяет определить верхнюю границу трещины. При этом радиус исследования шумометрии и термометрии не превышает одного метра. Конечный радиус исследования вносит существенную неопределенность в оценку верхней границы трещиноватой зоны и не позволяет оценить латеральную протяженность трещины, что является основным ограничением методов ГИС. Так, в случае наклонно-направленных скважин развитие вертикальной трещины не позволит определить интервал закачки по данным каротажа. Следует также отметить, что результат каротажа будет зависеть от доступности интервалов для проведения ГИС. Зачастую призабойная зона, в ходе эксплуатации скважины, загрязняется, что приводит к формированию искусственного забоя и ограничивает интервал исследования.
Из источника «Передовые технологии обработки сейсмических данных с целью выделения рассеянной компоненты волнового поля для прогнозирования свойств резервуара», Литвякова, Есинов, Птецов, Королев, Вороновичева, 2017 известно построение анизотропных глубинно-скоростных моделей, миграция по общему углу отражения, разложения волновых полей на два сейсмических куба: куб зеркальной компоненты, куб рассеянной компоненты.
Из источника «Выделение дифракционной компоненты поля на основе разделения волновых полей» Федяев И.А. известен алгоритм разделения отраженной и рассеянной компоненты данных 3Д системы наблюдения на дирекционных сейсмограммах в глубинной области после миграции, известно определение границ трещиноватости (топологический анализ рассеянного поля).
Описанные решения являются малоинформативными и не позволяют с достаточной точностью определить реальные размеры трещиноватой зоны, поскольку данная оценка строится только на изменениях давления и флюидонасыщени.
Сущность
Заявленное техническое решение направлено на устранение недостатков существующих решений.
Заявленное решение объединяет преимущества 4Д сейсморазведки позволяющей выделить изменения свойств пласта в результате его эксплуатации, а также сейсморазведки на дифрагированных волнах, отличающейся высокой фокусировкой на неоднородностях, размер которых не превышает длины волны.
Компьютерно-реализуемый способ определения границ трещиноватой зоны включает, по крайней мере, следующие шаги:
выбирают область исследования вокруг зоны перфорации скважины;
выполняют 4Д временную обработку по базовой и контрольной съемкам в выбранной области исследования;
производят миграцию по общему углу отражения с формированием сейсмограмм с использованием сформированной глубинно-скоростной модели в области углов наклона по базовой и контрольной съемке;
определяют сейсмограммы разности базовой и контрольной съемки;
выделяют рассеянную компоненту по сейсмограммам разности базовой и контрольной съемки, содержащим зеркальную компоненту;
формируют куб 4Д волнового поля рассеянной компоненты;
определяют дополнительные атрибуты, включающие по крайней мере интенсивность, сембланс и энергию, по сформированному кубу 4Д волнового поля рассеянной компоненты;
определяют границы трещиноватой зоны в 3Д пространстве на основе анализа граничных значений сейсмических атрибутов и рассеянной компоненты;
В некоторых вариантах реализации область исследования определяется как произвольная область вокруг зоны перфорации скважины.
В некоторых вариантах реализации временная обработка включает подавления регулярных волн помех и/или пространственную фильтрацию шума и/или подавление кратных волн и регуляризацию системы наблюдений путем многомерной пространственной интерполяции.
В некоторых вариантах реализации для выполнения миграции формируется глубинно-скоростная модель среды.
В некоторых вариантах реализации глубинно-скоростная модель среды является анизотропной.
В некоторых вариантах реализации выделение рассеянной компоненты осуществляется с помощью метода Радона.
В некоторых вариантах реализации выделение рассеянной компоненты реализуется как мьютинг или демпфирование области с малыми значениями структурного угла на сейсмограмме.
В некоторых вариантах реализации для выделения рассеянной компоненты используются двумерные когерентные фильтры.
В одном из вариантов реализации система определения границ трещиноватой зоны, включает по крайней мере один процессор, оперативную память, причем процессор выполняет машиночитаемые инструкции, загружаемые из оперативной памяти согласно инструкциям способа определения границ трещиноватой зоны, описанным далее.
В одном из вариантов реализации система машиночитаемые инструкции хранятся на машиночитаемом носителе и загружаются в оперативную память посредством инструкций процессора.
Специалисту очевидно, что изобретение можно реализовать с разнообразными конфигурациями компьютерной системы, в том числе карманными устройствами, многопроцессорными системами, программируемой бытовой электроникой на основе микропроцессоров, миникомпьютерами, универсальными компьютерами, и тому подобное. Изобретение может быть также реализовано в распределенных компьютерных средах, задачи решаются удаленно обрабатывающими устройствами, которые взаимосвязаны через систему коммуникаций. В распределенной компьютерной среде программные модули могут быть расположены и в местных, и в удаленных компьютерных носителях данных, включающих запоминающие устройства.
Подробное описание
Компьютерно-реализуемый способ определения границ трещиноватой зоны включает, по крайней мере, следующие шаги (согласно фиг. 1), описанные ниже.
Шаг 101: выбирают область исследования вокруг зоны перфорации скважины;
В некоторых вариантах реализации проводят ряд тестовых закачек для оценки размеров трещины на основе геомеханического моделирования. Размеры трещины могут использоваться для определения оптимальной области исследования вокруг зоны перфорации скважины.
В некоторых вариантах реализации область исследования определяется как произвольная область вокруг зоны перфорации скважины.
Шаг 102: выполняют 4Д временную обработку по базовой и контрольной съемкам в выбранной области исследования;
Обработка сейсмических данных выполняется таким образом, чтобы была достигнута максимальная повторяемость базовой и контрольной съемок в тех областях геологического разреза, который не подвергался разработке за время, прошедшее между наблюдениями базовой и контрольной съемок. При такой обработке финальные сейсмические изображения по базовой и контрольной съемкам будут различаться в областях геологического разреза, где выполнялась разработка или закачки жидкости в пласт.
Все процедуры обработки данных, применяемые при стандартной обработке сейсмических данных применимы и при 4Д обработке. Отдельное внимание уделяется при выполнении 4Д обработке процедурам подавления регулярных волн помех, которые могут привести к удалению или искажению эффектов 4Д в сейсмических данных. К таким процедурам относятся процедуры пространственной фильтрации шума, подавлению кратных волн и регуляризации системы наблюдений путем многомерной пространственной интерполяции. При выполнении перечисленных процедур выполняется дополнительный контроль качества, позволяющий показать, что различие записей между базовой и контрольной съемками не искажено.
Выполнив стандартные процедуры коррекции статических поправок, коррекции кинематики, шумоподавлению, различными фильтрациями как одномерными, так и пространственными получают временные сейсмограммы, которые необходимо преобразовать с помощью программы или программ, выполняющих миграцию базового и контрольных волновых полей.
Шаг 103: производят миграцию по общему углу отражения с формированием сейсмограмм с использованием сформированной глубинно-скоростной модели в области углов наклона по базовой и контрольной съемке;
Для выполнения процедуры миграции строится глубинно-скоростная модель среды, которая представляет собой набор геологических поверхностей-отражающих границ и подобранные распределения скоростей в областях между границами. Как правило, при работах 4Д, существует первоначальная скоростная модель среды, построенная при первичной обработке базовой съемки. И эта скоростная модель уточняется путем тестирования и добавления новой геолого-геофизической информации. Если на исследуемой сейсморазведкой площади проводится бурение или уже имеются пробуренные скважины, то дополнительной информацией для уточнения скоростной модели среды являются результаты Геофизических Исследований Скважин (ГИС) и выделенные при интерпретации ГИС отбивки геологических границ, скорости распространения акустических волн в пластах. В некоторых случаях в качестве дополнительной информации могут быть привлечены результаты обработки и интерпретации сейсмических исследований на соседних площадях, материалы Вертикального Сейсмического Профилирования (ВСП), а также геологическая информация, позволяющая установить основные закономерности расположения отражающих границ и предварительные оценки напряженного состояния горных пород и основные региональные направления распространения тектонических трещин.
Модель среды может меняться в пространстве и в некоторых вариантах реализации быть анизотропной. Анизотропная скоростная модель отличается от изотропной модели среды тем, что значение скоростей зависят от угла распространения сейсмической волны. Анизотропная скоростная модель включает в себя дополнительные параметры, задаваемые так же, как и значения скоростей между поверхностями отражающих границ. Параметров задания анизотропии может быть от одного до трех. Три общепринятых параметра анизотропии называются параметрами Томпсена. С их помощью описывается зависимость скорости распространения сейсмической волны в зависимости от направления распространения. Анизотропная скоростная модель необходима для того, чтобы учесть изменения волнового поля в тех областях разреза, где имеются трещиноватые зоны, обусловливающие зависимость скоростей распространения волн от направления распространения.
Выполнение миграции, с использованием построенной скоростной модели среды, переводит временные сейсмические поля в глубинный масштаб, при этом полученные сейсмограммы и мигрированные разрезы корректно привязываются к пространственному положению пластов коллекторов и скважинам. Таким образом наличие изменений волнового поля на мигрированных данных однозначно отождествляется с геологическими объектами. Угловые сейсмограммы, полученные после миграции, представляют собой наборы трасс, сгруппированные по принципу общей позиции изображения и различающиеся внутри сейсмограммы по двум параметрам. Параметрами угловой сейсмограммы являются угол наклона отражающей границы и азимут наклона границы.
Два набора угловых сейсмограмм, для базовой и контрольной съемок, имеются различия в областях разреза, где выполнялась разработка месторождения или осуществлялось воздействие на пласт. Изменения пласта коллектора или новые трещины в породах, появившиеся с момента наблюдений базовой съемки, обусловливают различие в мигрированных волновых полях. За счет трещин образуется рассеянные волны, которые и являются диагностическими факторами при технологии обнаружения зон трещиноватости.
Шаг 104: определяют сейсмограммы разности базовой и контрольной съемки;
Полученные на предыдущем шаге мигрированные сейсмограммы сравниваются между собой. Сейсмограммы после миграции для двух различных съемок базовой и контрольной имеют одинаковую геометрию, то есть положение сейсмограммы определяется двумя координатами X и Y точки изображения. Каждая трасса одной сейсмограммы имеет пару в сейсмограмме другой съемки, то есть трассу с теми же параметрами угол и азимут. Такое совпадение и сравнение трасс становится возможным только после применения программы миграции.
Вычисление разности сейсмограмм дает возможность получить волновое поле, в котором регулярная энергия отраженной волны подавляется, если область отражающей границы и соответственно амплитуда отраженной волны одинаковая для двух различных по времени наблюдений. Все изменения волновой картины, включая энергию рассеянной волны при расчете разности сейсмограмм подчеркивается при вычитании.
Шаг 105: выделяют рассеянную компоненту по сейсмограммам разности базовой и контрольной съемки, содержащим зеркальную компоненту;
На разностной сейсмограмме на ряду с дифракцией также присутствуют остаточные отраженные волны в целевом интервале, что может быть связано с изменением волнового поля, вызванного процессом разработки месторождения. Поэтому далее дополнительно применяются процедуры, направленные на удаление зеркальной составляющей волнового поля. Процедуры выделения зеркальной компоненты (энергии отраженной волны) может быть выполнена с помощью программ пространственной фильтрации или процедур доступных в стандартном пакете обработки сейсмических данных.
В некоторых вариантах реализации выделение рассеянной компоненты осуществляется с помощью метода Радона, который предполагает получение суммарных трасс вдоль годографов отраженных волн с последующей инверсией и удалением трасс эталонов отраженной волны из сейсмограммы;
В некоторых вариантах реализации выделение рассеянной компоненты реализуется как мьютинг или демпфирование области с малыми значениями структурного угла на сейсмограмме (той области сейсмограммы, где отраженная волна сильнее рассеянной);
В некоторых вариантах реализации выделения используются стандартные двумерные когерентные фильтры, подавляющие наиболее регулярную (когерентную) энергию вдоль годографа отраженной волны.
Шаг 106: формируют куб 4Д волнового поля рассеянной компоненты;
После подавления регулярной (отраженной) волны на всех разностных сейсмограммах для получения трехмерного изображения выполняют накопление или суммирование рассеянной компоненты в рамках каждой сейсмограммы, получая в результате куб рассеянной компоненты 3Д. Так как 3Д куб рассеянной компоненты был получен по разностным сейсмограммам старой и новой съемок то он отражает все изменения волнового поля которые отличают наблюденные поля базовой и контрольной съемок. Данный куб является кубом 4Д волнового поля и отображает появление дифракций и артефактов, появившихся в волновом поле за счет изменения геологческих объектов за период времени, прошедший между базовыми и контрольными наблюдениями. В зависимости от поставленной геологической задачи и особенностей волнового поля для построения куба рассеянной компоненты могут быть использованы различные процедуры, описанные ниже.
В некоторых вариантах реализации 3Д куб волнового поля рассеянной компоненты формируют путем прямого суммирования сейсмограмм. При суммировании предполагается, что рассеянная компонента не имеет никакой симметрии в пространстве сейсмограммы и поэтому простое суммирование всех трасс с различными углами и азимутами будет достаточно для выделения рассеянной энергии на кубе.
В некоторых вариантах реализации вместо прямого суммирования используют суммирование трас по абсолютному значению или суммируют квадрат амплитуды каждой трассы разностной сейсмограммы. Такой подход имеет преимущества, когда рассеянная компонента или дифрагированная волна образуется от достаточно крупных трещин. В таком случае простое суммирование трасс не будет оптимальным фильтром для выделения дифрагированной волны. Суммирование по модулю или суммирование квадратов трасс позволяет корректно выделять рассеянную компоненту, когда есть анизотропия в распределении амплитуд.
Шаг 107: определяют дополнительные атрибуты, включающие по крайней мере интенсивность, сембланс и энергию, по сформированному кубу 4Д волнового поля рассеянной компоненты;
Для цели интерпретации полей отраженных волн часто применяют различные атрибуты волнового поля. Под сейсмическим атрибутом понимают некоторый численно определенный параметр. Например, частота или амплитуда сейсмического сигнала. Применение к полю рассеянных волн программ, вычисляющих сейсмические атрибуты, позволяет дополнить информацию дополнительными признаками. Таким образом для пространственной интерпретации рассеянной компоненты применимы интенсивность, сембланс и энергия рассеянной волны.
Интенсивность рассеянной волны A(t) вычисляется по формуле:
, где U(t) - форма рассеянной сейсмически волны, a V(t) - комплексно сопряженная от U(t) функция, вычисляемая с помощью преобразования Гильберта по формуле:
где t - время записи сейсмического наблюдения. Атрибут интенсивности помогает улучшить помехоустойчивость метода и выделить слабые рассеянные волны, там, где присутствует существенный нерегулярный шум.
Сембланс S(t) рассеянной волны вычисляется по формуле:
,
где U(t) - форма рассеянной сейсмически волны, t - время записи сейсмического наблюдения, суммирование осуществляется по индексу i по набору из N сейсмических трасс на мигрированием изображении, а также во временном окне по индексу j. Атрибут сембланс существенно нелинейная оценка сейсмической записи. Он актуален в случае, когда рассеянная волна экранируется регулярными отраженными волнами и сильными регулярными шумовыми компонентами, такие, например, как кратные волны.
Атрибут энергии рассеянной волны вычисляется по формуле:
,
где U(t) - форма рассеянной сейсмически волны, t - время записи сейсмического наблюдения, суммирование осуществляется по набору из N сейсмических трасс в сейсмограмме или на мигрированном изображении. Энергия рассеянной волны необходимо в том случае, когда энергия рассеяния изменяется в зависимости от азимута наблюдения, что часто происходит в области трещиноватости горных пород. При наличии зон трещиноватости амплитуда рассеянной волны может зависеть от азимута наблюдения, в то время как энергия рассеяния характеризует общее изменение амплитуды. Таким образом использование в некоторых вариантах реализации дополнительных сейсмических атрибутов повышает достоверность предлагаемого метода.
Шаг 108: определяют границы трещиноватой зоны в 3Д пространстве на основе анализа граничных значений сейсмических атрибутов и рассеянной компоненты.
При выделении границ трещиноватой зоны используют куб 4Д рассеянной компоненты (шаг 106), по которому рассчитываются дополнительные сейсмические атрибуты (шаг 107). Анализируя геофизические исследования в скважинах, находят положение по глубине исследуемого пласта коллектора, в котором предполагается наличие трещиноватой зоны. Зоны трещиноватости чаще всего образуются в коллекторских пластах и хорошо выделяются по наблюдениям Акустического каротажа, в комплексе с другими стандартными методами ГИС выделения коллекторов. В выбранном интервале глубин в окрестности скважины анализируют значения сейсмических атрибутов. Зона трещиноватости выделяется на атрибутах энергии и интенсивности рассеянной компоненты аномально высокими значениями. Атрибут сэмбланс должен иметь пониженные значения так как поле рассеянной компоненты нерегулярно. Однако в некоторых случаях, атрибут сембланс рассеянной компоненты 4Д может быть экранирован наличием остаточных регулярных значений отраженной волны. Поэтому атрибут сэмбланс рассеянной компоненты 4Д не может быть основным параметром при позиционировании трещиноватости. Атрибут сэммбланс может только подтверждать наличие области трещиноватости., так как наличие трещин приводит к понижению значений энергии отраженной волны, что косвенно влияет на значение сэмбланса, рассчитанного по полю рассеянной компоненты.
Границы трещиноватой зоны определяются путем комплексного анализа сейсмических атрибутов, рассчитанных по кубу рассеянной компоненты путем выделения аномальных областей на атрибутах на глубинах, соответствующих исследуемому пласту. Выполнение комплексного анализа сейсмических атрибутов является популярной процедурой интерпретационного анализа данных сейсморазведки. Под комплексным анализом обычно понимают совместный анализ сейсмических атрибутов с целью получения качественных или количественных параметров, которые могут более уверенно диагностировать положение аномалий сейсмического волнового поля. Как правило в основе построения комплексного параметра лежат взаимные корреляционные оценки между отдельными атрибутами сейсмической записи. В отдельных случаях комплексный анализ основывается на имеющей опорной информации, то есть области исследования, где априорно известно наличие трещиноватости. В случае невозможности эталонировки, комплексный анализ применятся для поиска аномалий на атрибутах, которые закономерно проявляются во всех или большинстве сейсмических атрибутах. В этом случае выделяются аномальные зоны, которые потенциально могут быть зонами трещиноватости.
В некоторых случаях в качестве комплексного анализа используют известный метод главных компонент, при котором строится комплексная оценка нескольких сейсмических атрибутов по формуле:
j
j
ij
Здесь X - замеренные сейсмические атрибуты; Y - рассчитанные с помощью корреляционного анализа главные компоненты; a - вес j-ой компоненты в i-ом наблюденном атрибуте.
Настоящее изобретение было описано относительно примерных вариантов осуществления, которые во всех отношениях являются примерами осуществления и никак не ограничивают настоящее изобретение. Альтернативные варианты осуществления станут очевидными специалистам в данной области, к которой настоящее изобретение относится, без отступления от сути предлагаемого изобретения. Из вышеописанного понятно, что данное изобретение обеспечивает достижение всех аспектов и задач, сформулированных выше, вместе с другими преимуществами, которые являются очевидными и свойственными описанным выше системе и способу.