СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ОБРАЗОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА АКВАТОРИЯХ
HYDROCARBONS TECHNOGENIC DEPOSITS FORMATION SEISMIC MONITORING METHOD DURING THE HYDROCARBON DEPOSITS ON WATER BODIES EXPLORATION AND DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на акваториях Арктики и других морей.
Известен способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников с перемещающегося судна и контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс [См. Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBC Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p. 56-62.].
Существенным недостатком известного способа является то, что для реализации сейсмического мониторинга возникает необходимость периодического привлечения судна с источниками упругих колебаний, что делает работы дорогостоящими. Естественное желание осуществлять мониторинг как можно чаще находится в конфликте с бюджетом данных исследований. В связи с этим отсутствует возможность реагирования на происходящие процессы в коллекторах в условиях, близких к реальному времени. Кроме того, несмотря на современную навигацию, сохраняется небольшая погрешность в позиционировании судна с источниками упругих колебаний, обусловленная инерционностью движения судна, что привносит погрешность в результаты мониторинга. Кроме того, в условиях Арктики в процессе ледостава, ледохода и длительной зимы данный способ практически не применим, в результате чего ни о какой оперативности контроля не может быть и речи.
Наиболее близким к описываемому изобретению является способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин, размещение на дне акватории над месторождением одной или нескольких стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников с буровых или эксплуатационных платформ, а также искусственных островов или из специально пробуренных неглубоких скважин, контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени, определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей. [См. патент РФ №2540005 «Способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях»].
Существенным недостатком известного способа является то, что стационарные сейсмокосы, размещаемые на дне акватории над месторождением при небольших глубинах, характерных, в частности для Обской и Тазовской губ, будут периодически повреждаться торосами и стамухами при ледоходе и подвижке ледовых полей в зимний период. А так же, стационарные сейсмокосы для регистрации сейсмотрасс с упругими колебаниями для месторождений с большой площадью лицензионного участка требуют использования большого числа сейсмоприемников, что значительно повышает стоимость стационарной системы наблюдений. Кроме того, большое число сейсмоприемников выдает значительный объем избыточной информации, затрудняющей оперативный контроль за разработкой месторождения и приема необходимых управляющих решений в случае появления заколонных перетоков добываемых углеводородов и начала образования техногенных залежей, приводящих к значительному снижению потенциала их конечной добычи.
Технической задачей, на решение которой направлено описываемое изобретение, является повышение эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов на акваториях, а так же исключение потенциальных безвозвратных потерь добываемых углеводородов за счет заколонных перетоков и образования техногенных залежей, а так же минимизация стоимости стационарной системы наблюдения и контроля.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации экваториальных месторождений углеводородов в Арктике включает проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По результатам полученных данных строят модель резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи рассчитывают удаление от источников упругих колебаний, расположение стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину, превышающую максимально возможный уровень экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах.
Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний отраженных и преломленных волн при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей.
В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и их регистрацию всеми сейсмокосами, с последующей передачей записей в единый центр комплексной обработки данных.
Эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений зависит от точности и детальности трехмерных построений геологической и гидрогеологической моделей среды, регулярно актуализируемых на базе данных, получаемых при стандартных и специальных газодинамических исследованиях скважин, геофизических (например, гравиметрических, сейсмометрических и др.) измерениях на территории месторождения. Надежность, достоверность и информативность результатов сейсмического мониторинга в значительной степени зависят от возможности проведения повторных возбуждений и регистрации упругих колебаний из одинаковых пунктов, соответственно, возбуждения и приема колебаний. Добиться этого можно только при установке стационарных сейсмокос на дне.
Такое оборудование было установлено и успешно применяется за рубежом на ряде месторождений. В 2003 г. на месторождении Valhall, разрабатываемом с 1982 г., были установлены 120 км стационарных сейсмокос LoFS, после чего до 2012 г.было выполнено 15 повторных съемок с возбуждением упругих колебаний с приходящего судна с пневмоисточниками. Сравнительная обработка старых и новых данных 3D позволила: выявить специфику замещения флюидов в залежи, оптимизировать процесс разработки, поднять уровень добычи в 2004 г. более чем на 20% и продлить жизнь месторождения до 2050 г. Такие исследования проводятся на ряде месторождений суши (Lak во Франции), Северного и Баренцева морей (норвежские Sleipner, Gullfaks и др.) [См. Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBС Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p.56-62.; Eiken J., Ringrose P., Hermanrud C. at all. Lessons learned from 14 years of CCS Operations; Sleipner, In Salah and Snohvit. 10th International Conference on Greenhouse Gas Technologies, 19-23 Sept. 2010, Amsterdam, www.sciencedirect.com].
Одна из серьезных проблем разработки месторождений заключается в том, что при бурении скважин и в процессе добычи углеводородов возможны перетоки флюидов по открытому стволу скважины или затрубному пространству между коллекторами различных структурных этажей. Последнее происходит, в частности, за счет некачественного цементажа заколонного пространства. Большое количество таких техногенных залежей и выходов газа на поверхность выявлено при разработке месторождений севера Западной Сибири, включая Ямбургское, Уренгойское и Заполярное нефтегазоконденсатные месторождения. [См. Райкевич СИ. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007, 247 с]. Здесь за счет негерметичности цементирования заколонного пространства происходят перетоки углеводородов, приводящие к безвозвратной потере части продукта, ускоренному падению пластовых давлений и снижению коэффициентов извлечения газа и газового конденсата, формированию техногенных залежей ниже подошвы многолетнемерзлых пород в первоначально водоносных песчаниках (танамская и другие свиты) и выходу на поверхность в виде газовых грифонов. Особенно это сказывается при разработке глубоких залежей ачимовских и юрских отложений с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Тестирование качества цементажа проводится акустическим каротажем вдоль ствола скважины, анализом термоаномалий и шумометрии заколонных процессов. Однако такое тестирование требует остановки процесса добычи и не может служить методом оперативного контроля в условиях реального времени.
Указанные явления представляют особую опасность при освоении оффшорных месторождений. Углеводородные флюиды могут образовывать техногенные залежи с АВПД, прорываться через покрышки в донных отложениях и приводить к аварийным и катастрофическим выбросам, как это произошло в 2012 г.на месторождении Elgin в Северном море (оператор Total). Дополнительная опасность возникает на акваториях Арктики, где палеомерзлые породы могут играть роль временных покрышек для залежей газа и газогидрата.
Полноценный сейсмический мониторинг позволяет выявлять образующиеся техногенные залежи и, таким образом, проследить пути миграции углеводородов и места их аккумуляции в виде техногенных залежей [см. патент РФ №2540005]. Однако стоимость необходимого для его реализации оборудования и избыточность получаемой информации, требующей значительного времени на обработку для последующего выделения необходимой информации значительно усложняют и удорожают техническую реализацию его применения в условиях морского газодобывающего промысла. Но сейсмический мониторинг при использовании описываемого способа позволяет решать указанные задачи, автоматически исключая избыточную информацию, что непосредственно ведет и к существенному повышению скорости ее обработки. Более того, значительное снижение числа стационарно установленных сейсмокос и сейсмоприемников существенно снижает стоимость устанавливаемого оборудования.
Описываемый способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации экваториальных месторождений углеводородов в Арктике включает проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По ее данным осуществляют построение модели резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи, рассчитывают удаление от источников упругих колебаний стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину не менее максимально возможного уровня экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах, помещаемых, например, в контрольные точки геодезического полигона разрабатываемого месторождения.
Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей.
В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (ледостойких платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и регистрируют упругие колебания, которые передают в единый центр комплексной обработки данных.
Заявляемое изобретение планируется использовать на газовых промыслах в акваториях Обской и Тазовской губ, которые будет обустраивать и вести добычу ООО «Газпром добыча Ямбург».
Применение данного способа позволит оперативно выявлять момент начала образования техногенных залежей и принять соответствующие управляющие решения по их ликвидации при минимальной стоимости стационарно устанавливаемого оборудования.