SPE-191688-18RPTC-RU Nanoseismological Monitoring of Hydraulic Fracturing (Russian)

Чеботарева, И.Я.; Дмитриевский, А.Н.; Еремин, Н.А.

Авторы: Чеботарева И.Я., Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А.
Сборник: SPE Russian Petroleum Technology Conference, 15-17 October, Moscow, Russia
Год издания: 2018
Место издания: Society of Petroleum Engineers, Inc United States
Первая страница: 1
Последняя страница: 10
DOI: 10.2118/191688-18RPTC-RU
Аннотация: Chebotareva, I., Dmitrievsky, A., & Eremin, N. (2018, October 15). Nanoseismological Monitoring of Hydraulic Fracturing (Russian). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/191688-18RPTC-RU ISBN 978-1-61399-648-5 https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-191688-18RPTC-RU?sort=&start=0&q=191688&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# Abstract The nanoseismic monitoring combines the methods focused on the weaker seismic sources than the micro-earthquakes. The localization of the latter is carried out on seismic records using hypocentry methods with the preliminary picaping of the arrival times of seismic phases. An emission seismic tomography allows to conduct the localization of extremely weak noise-like endogenous sources, signals from which are completely buried in the noise on single records. If nanomaterials often exhibit properties that are significantly different from the behavior of similar materials in a massive state, then nanoscale monitoring makes it possible to investigate the fine energetics of geophysical processes that is substantially different from the relatively higher energy manifestations. The nanoseismological methods allow not only to localize the seismic events associated with the rock fragmentation, but also to monitor the processes of the preparation of micro-events and the processes of the relaxation of the stressed state of the environment after them. These methods also allow us to study the slow changes in the stress-strain state of the geological environment, under which the dissipation occurs in the form of the noise-like continuous emission radiation and is not accompanied by micro-earthquakes. The emission seismic tomography allows to extract information about the structure of the rock medium and the processes occurring in it from the spatially coherent seismic emission signals, which are a weak additive component of the seismic noise. The activation of sources of seismic emission within the geo-environment occurs with various kinds of the external natural and technogenic impacts. An important experimental fact of our research studies is that the configuration of the active emission clusters in a large volume of the rock medium, up to several kilometers, changes significantly with the local technogenic impact on the natural rock mass during the hydraulic fracturing and is not uniform in different frequency ranges. According to the records of the seismic background prior to the hydraulic fracturing, the stationary emission zones through which the dissipation of the background effects (tidal, tectonic, technogenic) occurs are "highlighted". As the pressure increases during the injection of the fracturing working fluid, the rock mass adapts to the change in the energy flux by increasing the number of emitters and changing the position of the clusters of emission sources. The change in the stress-strain state of the rock media leads to the "illumination" of the new emission sources not previously detected in the background state. A sharp change in the spatial distribution of the emission sources can be considered as a bifurcation with the emergence of a new spatio-temporal dissipative radiating structure. A day after the hydraulic fracturing process is over, the rock media returns to the background distribution of the sources. The experimental results show that the nanoseismological monitoring of the technogenic impact in the form of the hydraulic fracturing allows to identify the dynamic areas in the field (shifts of blocks, zones of natural fracturing, filtration of fluid into permeable zones, the position of the fronts of displacement, temperature anomalies). The nanoseismological monitoring allows a prompt local appraisal of residual hydrocarbon reserves in a radius of several kilometers from the area of the hydraulic fracturing. Literature. Abukova L. A., Dmitrievsky A. N., Eremin N. A. 2017. Digital modernization of the Russian oil and gas complex. Oil industry 10: 54–58. (In Russian). http://lib4ipng.ru/node/375 (accessed 15.06.2018).Aleksandrov S. I., Mishin V. A., Burov D. I. 2015. Problems of well and ground microseismic monitoring of hydraulic fracturing. Exposition Oil and Gas 45 (6): 58–63. (In Russian).Alexandrov S.I., Gogonenkov G.N., Mishin V.A., Tessman D.J. 2003. A new processing technique for passive seismic monitoring of hydrocarbon reservoirs. SEG Moscow Workshop September 1–4, 2003, Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, OS13.Chebotareva I. Ya., Kushnir A. F., Rozhkov M. V. 2008. Elimination of high_amplitude noise during passive monitoring of hydrocarbon deposits by the emission tomography method. Izvestiya, Phys. Solid Earth 44 (12): 1002–1007.Chebotareva I.Ya. 2010. New Algorithms of Emission tomography for passive seismic monitoring of a producing hydrocarbon deposit: Part I. Algorithms of processing and numerical simulation. Izvestiya, Phys. Solid Earth. 46(3): 187–198.Chebotareva I.Ya. 2011. Methods for passive study of the geological environment using seismic noise. Acoustical Physics 57(6): 857–865.Chebotareva I. Ya 2017. Emission tomography - basic tool for technologies for studies of hydrocarbon deposits. Actual problems of oil and gas 2(17). URL: http://www.oilgasjournal.ru/issue_17/chebotareva.html (accessed 15.06.2018).Chebotareva I.Ya. 2018. Ray Tracing Methods in Seismic Emission Tomography. Izvestiya, Physics of the Solid Earth 54(2): 201–213.Chebotareva I. Ya, Volodin I. A., Dryagin V. V. 2017. Acoustic Effects in the Deformation of Structually Inhomogeneous Media. Acoustical Physics 63(1): 84–93.Dmitrievsky A. N. 1994. Fundamental problems of oil and gas Geology. Academic reading on the Scientific Council of the State Oil and Gas Academy named after I.M. Gubkin 15. (In Russian).Dmitrievsky A. N. 2009. Forecast, search and exploration of oil and gas – basic research. Actual problems of forecasting, prospecting and development of hydrocarbon resources of the earth. St. Petersburg. VNIGRI.: 14–35. (In Russian).Dmitrievsky A. N. 2011. Forecasting of oil and gas potential of subsoil: theory, methods, practical results Selected works. Science. Moscow. 3: 12–21. (In Russian).Dmitrievsky A. N., Volodin I. A., Chebotareva I. Ya. 2016. Endogenous factors of formation of geological dissipative structures. Actual problems of oil and gas 3(15). URL: http://www.oilgasjournal.ru/issue_15/dmitrievsky-volodin.html (accessed 15.06.2018).Economides M., Oligney R., Valko P. 2002. Unified fracture design. Bridging the gap between theory and practice, 200. Alvin. Texas: Orsa Press.Eisner L., Williams Stroud S., Hill A., Duncan P., Thornton M. 2010. Beyond the dots in the box: microseismicity constrained fracture models for reservoir simulation. The Leading Edge 29(3): 326–333.Eremin A1. N., Eremin An.N., Eremin N. A. Smart Fields and Wells. 2013. 320. Almaty. Publishing Center of Kazakh-British Technical University (KBTU) JSC. https://www.researchgate.net/publication/297391864_Smart_Fields_and_wells_A_textbook_in_English_Alexander_N _Eremin_Anton_N_Eremin_Nikolai_A_Eremin (accessed 15.06.2018).Eremin N. A. Dmitrievsky A. N., Martynov V. G. Skopintsev S. P., Eremin Al. N. 2016. Well sensor systems. Oil. Gas. Innovations 2: 50–55. (In Russian). https://istina.msu.ru/publications/article/19851481/ (accessed 15.06.2018).Garichev S.N., Eremin N.A. 2013a. Technology of management in real time Part 1. 228. Dolgoprudny: The Moscow Institute of Physics and Technology (State University).https://www.researchgate.net/publication/297386707_Technology_of_Management_ in_Real_Time_A_textbook_in_English_In_2_parts_-_M_MIPT_2013_-Part_1_-_227_p_ill (accessed 15.06.2018).Garichev S.N., Eremin N.A. 2013b. Technology of management in real time Part 2. 167. Dolgoprudny: The Moscow Institute of Physics and Technology (State University).https://www.researchgate.net/publication/297387095_Technology_of_Management_in_Real_Time_A_textbook_in_English_ In_2_parts_-_M_MIPT_2013_-Part_2_-_167_p_ill (accessed 15.06.2018).Kuznetsov O. L., Radwan A. A., Chirkin I. A., Rozanov E. G., Kolegaev S. O. 2016. Aggregation of seismic waves of different class for prospecting and exploration of hydrocarbon fields. (a New methodology for seismic). Seismic technology 3: 38–47. (In Russian).Maxwell S. 2010. Microseismic: growth born from success. The Leading Edge 29(3): 338–343.Maxwell S., Deere J. 2010. An introduction to this special section: microseismic. The Leading Edge 29(3): 277.Nikolaev A. V., Troitsky P. A., Chebotareva I. Ya. 1983. USSR Patent No. 3213796. Method of seismic exploration. Certificate of authorship 1000962 of the USSR. No. 3213796, Declared. 08.12.80; Publ. 28.02.83. Discoveries, inventions 8: 4p. (In Russian)Rothert E. and Shapiro S. A. 2007. Statistics of fracture strength and fluidinduced microseismicity. Journal of Geophysical Research 112(B04): 1–16.Shapiro S. A., Rothert E., Rath V., and Rindschwentner J. 2002. Characterization of fluid transport properties of reservoirs using induced microseismicity. Geophysics 67(1): 212–220.Shmakov F. D. 2012. Methods of processing and interpretation of ground-based microseismic monitoring of hydraulic fracturing. Seismic Technology 3: 65–72. (In Russian).Tchebotareva I. Ya., Nikolaev A.V., Sato H. 2000. Seismic Emission Activity of Earth's Crust in Northern Kanto, Japan. Phys. Earth Planet. Inter. 120(3): 167–182.Volodin I. A., Chebotareva I. Ya. 2014. Seismic Emission in Technological Impact Zones. Acoustical Physics. 60(5): 543–554. Чеботарева И.Я., Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Наносейсмологический мониторинг гидравлического разрыва пласта. Статья подготовлена по результатам работ, выполненных в рамках Программы государственных академий наук на 2013 - 2020 годы. Раздел 9 «Науки о Земле»; направления фундаментальных исследований: 131. «Геология месторождений углеводородного сырья, фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа, научные основы формирования сырьевой базы традиционных и нетрадиционных источников углеводородного сырья» и 132 «Комплексное освоение и сохранение недр Земли, инновационные процессы разработки месторождений полезных ископаемых и глубокой переработки минерального сырья», в рамках государственного задания по темам «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности», № АААА-А16-116031750016-3, и «Энергетика, динамика и дегазация Земли, теоретические и экспериментальные основы инновационных сейсмоакустических технологий исследования геологической среды и контроля за объектами нефтегазодобычи», № АААА-А16-116021510125-7. Резюме Наносейсмический мониторинг объединяет методы, ориентированные на более слабые сейсмические источники, чем микроземлетрясения. Локализация последних проводится по сейсмическим записям методами гипоцентрии с предварительным пикапингом времен прихода сейсмических фаз. Локализацию экстремально слабых шумоподобных эндогенных источников, сигналы от которых полностью погребены в шуме на единичных записей, позволяет проводить эмиссионная сейсмическая томография. Если наноматериалы часто проявляют свойства, существенно отличающиеся от поведения аналогичных материалов в массивном состоянии, то наносейсмический мониторинг позволяет исследовать тонкую энергетику геофизических процессов, существенно отличающуюся от сравнительно более высокоэнергетичных проявлений. Наносейсмологические методы позволяют не только локализовать сейсмические события, связанные с разрущением породы, но отслеживать процессы подготовки микрособытий и процессы релаксации напряженного состояния среды после них. Эти методы позволяют изучать также медленные изменения напряженно-деформированного состояния геологической среды, при которых диссипация происходит в виде шумоподобного непрерывного эмиссионного излучения и микроземлетрясениями не сопровождается. Эмиссионная сейсмическая томография позволяет извлекать информацию о структуре среды и протекающих в ней процессах из пространственно когерентных сигналов сейсмической эмиссии, являющихся слабой аддитивной составляющей сейсмического шума. Активизация источников сейсмической эмиссии внутри геосреды происходит при различного рода внешних природных и техногенных воздействиях. Важным экспериментальным фактом наших исследований является то, что при локальном техногенном воздействии на природный массив при гидроразрыве пласта существенно меняется конфигурация активных эмиссионных кластеров в большом объеме среды, до нескольких километров, и неодинаково в разных диапазонах частот. По записям сейсмического фона до гидроразрыва «высвечиваются» стационарные эмиссионные зоны, через которые происходит диссипация фоновых воздействий (приливных, тектонических, техногенных). На времени роста давления в процессе закачки рабочей жидкости разрыва массив пород приспосабливается к изменению потока энергии ростом количества излучателей и изменением положения кластеров эмиссионных источников. Изменение напряженно-деформированного состояния приводит к «высвечиванию» новых эмиссионных источников, не выявляемых ранее в фоновом состоянии. Резкое изменение пространственного распределения эмиссионных источников можно рассматривать как бифуркацию с возникновением новой пространственно-временной диссипативной излучающей структуры. Через сутки после окончания процесса гидроразрыва горная среда возвращается к фоновому распределению источников. Экспериментальные результаты показывают, что наносейсмологический мониторинг техногенного воздействия в виде гидроразрыва пласта позволяет выявлять динамические области на месторождении (подвижки блоков, зоны природной трещиноватости, фильтрацию флюида в проницаемых зонах, положение фронтов вытеснения, температурных аномалий). Наносейсмологический мониторинг позволяет проводить оперативную локальную доразведку остаточных запасов углеводородов в радиусе нескольких километров от зоны гидравлического разрыва пласта. Литература. 1. Абукова, Л.А., Дмитриевский, А.Н., Еремин, Н.А. 2017. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса России. Нефтяное хозяйство. 10: 54-58. http://lib4ipng.ru/node/375 (дата обращения: 15.06.2018). 2. Александров, С.И., Мишин, В.А., Буров, Д.И. 2015. Проблемы скважинного и наземного микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта. Экспозиция Нефть и Газ. 45 (6): 58-63. 3. Дмитриевский, А.Н. 1994. Фундаментальные проблемы геологии нефти и газа. Академические чтения на ученом совете Государственной Академии нефти и газа имени И.М. Губкина. 15 с. 4. Дмитриевский, А.Н. 2009. Прогноз, поиск и разведка нефти и газа – фундаментальные исследования. Актуальные проблемы прогноза, поисков и освоения углеводородных ресурсов земных недр. Спб. ВНИГРИ: 14-35. 5. Дмитриевский, А.Н. 2011. Прогнозирование нефтегазоносности недр: теория, методы, практические результаты. Избранные труды. 3: 12-21. Москва: Наука. 6. Дмитриевский, А.Н., Володин, И.А., Чеботарева, И.Я. 2016. Эндогенные факторы формирования геологических диссипативных структур. Актуальные проблемы нефти и газа. 3(15). URL: http://www.oilgasjournal.ru/issue_15/dmitrievsky-volodin.html (дата обращения: 15.06.2018). 7. Еремин, Н.А., Дмитриевский, А.Н., Мартынов, В.Г., Скопинцев, С.П., Еремин, Ал.Н. 2016. Скважинные сенсорные системы. Нефть. Газ. Новации. 2: 50-55. https://istina.msu.ru/publications/article/19851481/ (дата обращения: 15.06.2018). 8. Кузнецов, О. Л., Радван, А.А., Чиркин, И. А., Ризанов, Е. Г., Колигаев, С. О. 2016. Комплексирование сейсмических волн разного класса для поиска и разведки месторождений углеводородного сырья (Новая методология сейсморазведки). Технологии сейсморазведки. 3: 38-47. 9. Николаев, А.В., Троицкий, П.А, Чеботарева, И.Я. 1983. Способ сейсмической разведки: А.с. 1000962 СССР. № 3213796, Заявл. 08.12.80; Опубл. 28.02.83. Открытия, изобретения. 8: 4с. 10. Чеботарева, И.Я. 2017. Эмиссионная томография - базовый инструмент для технологий изучения месторождений углеводородов. Актуальные проблемы нефти и газа. 2(17). URL: http://www.oilgasjournal.ru/issue_17/chebotareva.html (дата обращения: 15.06.2018). 11. Шмаков, Ф.Д. 2012. Методика обработки и интерпретации данных наземного микросейсмического мониторинга ГРП. Технологии сейсморазведки. 3: 65-72. 12. Alexandrov, S.I., Gogonenkov, G.N., Mishin, V.A., Tessman, D.J. 2003. A new processing technique for passive seismic monitoring of hydrocarbon reservoirs. SEG Moscow Workshop September 1–4, 2003, Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, OS13. 13. Chebotareva, I. Ya., Kushnir, A. F., Rozhkov, M. V. 2008. Elimination of high_amplitude noise during passive monitoring of hydrocarbon deposits by the emission tomography method. Izvestiya, Phys. Solid Earth. 44 (12): 1002–1007. 14. Chebotareva, I.Ya. 2010. New Algorithms of Emission tomography for passive seismic monitoring of a producing hydrocarbon deposit: Part I. Algorithms of processing and numerical simulation. Izvestiya, Phys. Solid Earth. 46 (3): 187–198. 15. Chebotareva, I.Ya. 2011. Methods for passive study of the geological environment using seismic noise. Acoustical Physics 57 (6): 857–865. 16. Chebotareva, I.Ya. 2018. Ray Tracing Methods in Seismic Emission Tomography. Izvestiya, Physics of the Solid Earth. 54 (2): 201–213. 17. Chebotareva, I. Ya., Volodin, I. A., Dryagin, V. V. 2017. Acoustic Effects in the Deformation of Structually Inhomogeneous Media. Acoustical Physics. 63 (1): 84-93. 18. Economides, M., Oligney, R., Valko, P. 2002. Unified fracture design. Bridging the gap between theory and practice., 200. Alvin. Texas: Orsa Press. 19. Eisner, L., Williams, Stroud S., Hill, A., Duncan, P., Thornton, M. 2010. Beyond the dots in the box: microseismicity constrained fracture models for reservoir simulation. The Leading Edge. 29 (3): 326–333. 20. Eremin, A1. N., Eremin, An.N., Eremin, N. A. Smart Fields and Wells. 2013. 320. Almaty. Publishing Center of Kazakh-British Technical University (KBTU) JSC. https://www.researchgate.net/publication/297391864_Smart_Fields_and_wells_A_textbook_in_English_Alexander_N_Eremin_Anton_N_Eremin_Nikolai_A_Eremin (дата обращения: 15.06.2018). 21. Garichev, S.N., Eremin, N.A. 2013a. Technology of management in real time. Part 1. 228. Dolgoprudny: The Moscow Institute of Physics and Technology (State University). https://www.researchgate.net/publication/297386707_Technology_of_Management_in_Real_Time_A_textbook_in_English_In_2_parts_-_M_MIPT_2013_-Part_1_-_227_p_ill (дата обращения: 15.06.2018). 22. Garichev, S.N., Eremin, N.A. 2013b. Technology of management in real time. Part 2. 167. Dolgoprudny: The Moscow Institute of Physics and Technology (State University). https://www.researchgate.net/publication/297387095_Technology_of_Management_in_Real_Time_A_textbook_in_English_In_2_parts_-_M_MIPT_2013_-Part_2_-_167_p_ill (дата обращения: 15.06.2018). 23. Maxwell, S. 2010. Microseismic: growth born from success. The Leading Edge. 29 (3): 338–343. 24. Maxwell, S., Deere, J. 2010. An introduction to this special section: microseismic. The Leading Edge. 29 (3): 277-277. 25. Rothert, E. and Shapiro, S. A. 2007. Statistics of fracture strength and fluidinduced microseismicity. Journal of Geophysical Research. 112 (B04): 1-16. 26. Shapiro, S. A., Rothert, E., Rath, V., and Rindschwentner, J. 2002. Characterization of fluid transport properties of reservoirs using induced microseismicity. Geophysics. 67 (1): 212–220. 27. Tchebotareva, I. Ya., Nikolaev, A.V., Sato, H. 2000. Seismic Emission Activity of Earth's Crust in Northern Kanto, Japan. Phys. Earth Planet. Inter. 120 (3): 167-182. 28. Volodin, I. A., Chebotareva, I. Ya. 2014. Seismic Emission in Technological Impact Zones. Acoustical Physics. 60 (5): 543–554.
Добавил в систему: Еремин Николай Александрович

	ИСТИНА	Войти в систему Регистрация
	ФНКЦ РР
	Главная Поиск Статистика О проекте Помощь

ИСТИНА

ФНКЦ РР

SPE-191688-18RPTC-RU Nanoseismological Monitoring of Hydraulic Fracturing (Russian)статья

Прикрепленные файлы