В рамках одного из проектов по скважинному микросейсмическому мониторингу гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальной скважине выполнена оценка качества обработки данных. Основная цель – оценка информативности получаемых результатов и повышение достоверности интерпретационной модели. Применялась система наблюдений, типичная для проектов мониторинга в России. Для наблюдений использовалась ближайшая скважина, сейсмоприемники находились в ее вертикальной части. Первичной задачей мониторинга было определение геометрии образующихся трещин ГРП. Оценка качества включала анализ материалов, полученных на различных этапах работ. Осуществлены корректировка обработки материалов в режиме реального времени и их независимая переобработка. Следует обратить внимание на проблемы качества исходных данных и важность подбора корректной скважины для расположения сейсмоприемников - важна не только геометрическая близость, значительное влияние оказывает также качество цементирования скважины. Отмечена возможность оценки качества установки сейсмоприемников непосредственно перед началом работ двумя способами – методом скважинной сейсмической интерферометрии и по записям наземных источников. Очень важен контроль результатов обработки данных – финальные версии локализации событий значительно отличались от первичных, что потребовало анализа внутренних материалов обработки данных. Независимая обработка частично подтвердила достоверность полученного результата, наиболее надежно при имеющемся качестве наблюдаемых данных определяется высота трещины, на определение длины или полудлины сильное влияние оказывает качество наблюдаемых материалов.
Список литературы
1. Егоров А.А. Отечественный флагманский продукт «РОСНЕФТЬ»-«РН-ГРИД» симулятор моделирования гидроразрыва пласта (ГРП) // Автоматизация и IT в нефтегазовой области. – 2021. – № 2. – С. 12–27.
2. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова
[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40.
3. Rutledge J.T., Phillips W.S. Hydraulic stimulation of natural fractures as revealed by induced microearthquakes, carthage cotton valley gas field, east texashydraulic stimulation of natural fractures // Geophysics. – 2003. – V. 68. – P. 441–452. – http://doi.org/10.1190/1.1567214
4. Опыт проведения микросейсмического мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / К.В. Торопов, А.В. Сергейчев, Р.Р. Муртазин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 23–26.
5. Cipolla C., Maxwell S., Mack M. Engineering guide to the application of microseismic interpretations // SPE-152165-MS. – 2012. – http://doi.org/10.2118/152165-MS
6. Микросейсмический мониторинг многостадийного гидроразрыва пласта в условиях сложнопостроенных коллекторов Волго-Уральского региона России / А. Конопелько [и др.] // SPE 176710-RU. – 2015. – http://doi.org/10.2118/176710-MS
7. Dohmen T., Zhang J.J., Blangy J.P. Stress Shadowing Effect Key To Optimizing Spacing Of Multistage Fracturing // The American Oil&Gas Reporter. – 2015. –
P. 72–78.
8. Maxwell S. Microseismic imaging of hydraulic fracturing: Improved engineering of unconventional shale reservoirs // Society of Exploration Geophysicists. – 2014. – http://doi.org/10.1190/1.9781560803164
9. Downhole microseismic data interpretation for media anisotropy evaluation with limited acquisition geometry in Western Siberia / S.V. Yaskevich [et al.] // Interpretation. – 2022. – Т. 10. – № 3. – P. T461–T468. – http://doi.org/10.1190/int-2021-0098.1
10. Maxwell S., Reynolds F. Guidelines for standard deliverables from microseismic monitoring of hydraulic fracturing //Microseismic Subcommittee of the CSEG Chief Geophysicists Forum. – 2012. – Т. 1. – P. 1–7.
11. Яскевич С.В., Дучков А.А., Мясников А.В. Микросейсмический мониторинг-состояние и проблемы унификации данных // Каротажник. – 2018. – № 4. –
С. 93–100.
12. Hardage B.A. An examination of tube wave noise in vertical seismic profiling data // Geophysics. – 1981. – Т. 46. – № 6. – P. 892–903. – https://doi.org/10.1190/1.1441228
13. Шехтман Г.А., Нарский Н.В. Факторы, влияющие на качество данных вертикального сейсмического профилирования // Технологии сейсморазведки. – 2011. – № 2. – С. 59–69.
14. Yaskevich S.A., Duchkov A., Myasnikov A. A case study on receiver-clamping quality assessment from the seismic-interferometry processing of downhole seismic noise recordings // Geophysics. – 2019. – Т. 84. – № 3. – P. B195–B203. – https://doi.org/10.1190/geo2018-0293.1
15. Применение интерферометрии для диагностики проблем установки сейсмоприемника в скважине / С.В. Яскевич [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2017. – № 3. – С. 75–84.
16. Vaezi Y., Van der Baan M. Interferometric assessment of clamping quality of borehole geophones // Geophysics. – 2015. – Т. 80. – № 6. – P. WC89–WC98. – http://doi.org/10.1190/geo2015-0193.1
